• In English
  • 02018L2001 — UA — 07.06.2022 — 001.001


    Цей текст слугує суто засобом документування і не має юридичної сили. Установи Союзу не несуть жодної відповідальності за його зміст. Автентичні версії відповідних актів, включно з їхніми преамбулами, опубліковані в Офіційному віснику Європейського Союзу і доступні на EUR-Lex. Зазначені офіційні тексти безпосередньо доступні за посиланнями, вставленими у цей документ

    Директива Європейського Парламенту і Ради 2018/2001
    від 11 грудня 2018 р.
    про стимулювання використання енергії з відновлюваних джерел (нова редакція)

    (Текст стосується ЄЕП)

    (ОВ L 328, 21.12.2018, с. 82)

    Зі змінами, внесеними:



    Офіційний вісник

    сторінка

    дата

    ►M1

    ДЕЛЕГОВАНИМ РЕГЛАМЕНТОМ КОМІСІЇ (ЄС) 2022/759 від 14 грудня 2021 року

    L 139

    1

    18.05.2022


    З виправленнями, внесеними:

    ►C1

    Виправленням, ОВ L 311, 25.09.2020, с. 11 (2018/2001)

    ►C2

    Виправленням, ОВ L 041, 22.02.2022, с. 37 (2018/2001)




    ▼B

    ДИРЕКТИВА ЄВРОПЕЙСЬКОГО ПАРЛАМЕНТУ І РАДИ (ЄС) 2018/2001

    від 11 грудня 2018 року

    про стимулювання використання енергії з відновлюваних джерел

    (нова редакція)

    (Текст стосується ЄЕП)


    Стаття 1

    Предмет

    Ця Директива встановлює спільні рамки для стимулювання використання енергії з відновлюваних джерел. Вона встановлює обов’язковий цільовий показник Союзу щодо частки енергії з відновлюваних джерел у валовому кінцевому споживанні енергії у 2030 році. Вона також встановлює правила щодо фінансової підтримки електроенергії з відновлюваних джерел енергії, споживання такої електроенергії власного виробництва, використання енергії з відновлюваних джерел у секторі опалення та охолодження та у транспортному секторі, регіональної співпраці між державами-членами, а також між державами-членами та третіми країнами, гарантій походження, адміністративних процедур, інформації та навчання. Вона також встановлює критерії сталості та скорочення викидів парникових газів для біопалив, біорідин і палив із біомаси.

    Стаття 2

    Терміни та означення

    Для цілей цієї Директиви застосовують відповідні терміни та означення в Директиві Європейського Парламенту і Ради 2009/72/ЄС ( 1 ).

    Крім того, застосовують такі терміни та означення:

    (1) «енергія з відновлюваних джерел», або «відновлювана енергія», означає енергію з відновлюваних невикопних джерел, а саме вітрову, сонячну (сонячну теплову та сонячну фотоелектричну), геотермальну енергію, енергію навколишнього середовища, енергію хвиль, припливів та іншу енергію океану, гідроенергію, енергію біомаси, звалищного газу, газу каналізаційно-очисних станцій та біогазу;

    (2) «енергія навколишнього середовища» означає природну теплову енергію та енергію, яка накопичується в середовищі, що має певні межі, яка може зберігатися в атмосфері, за винятком відпрацьованого повітря, або у поверхневих чи стічних водах;

    (3) «геотермальна енергія» означає енергію, що зберігається у формі теплової енергії під твердою земною поверхнею;

    (4) «валове кінцеве споживання енергії» означає енергоносії, постачені для енергетичних цілей промисловості, транспорту, домогосподарствам, службам, у тому числі публічним службам, сільському господарству, лісовому господарству, рибальству, споживання електричної та теплової енергії сектором енергетики для цілей виробництва електричної, теплової енергії та транспортного палива, а також втрати електричної та теплової енергії при розподілі та передачі/ транспортуванні;

    (5) «схема підтримки» означає будь-який інструмент, схему або механізм, що застосовується державою-членом або групою держав-членів, який стимулює до використання енергії з відновлюваних джерел шляхом зниження вартості такої енергії, підвищення ціни, за якою її можна продати, або збільшує, за допомогою обов’язку щодо відновлюваної енергії або іншим чином, обсяг купівлі такої енергії, у тому числі, між іншим, інвестиційна допомога, звільнення від сплати податків або їх зниження, повернення податків, схеми підтримки на основі обов’язку щодо відновлюваної енергії, зокрема ті, які використовують «зелені» сертифікати, а також схеми прямої цінової підтримки, включно із «зеленими» тарифами та виплатами фіксованих або змінних премій;

    (6) «обов’язок щодо відновлюваної енергії» означає схему підтримки, що вимагає від виробників енергії забезпечувати певну частку енергії з відновлюваних джерел у їхньому виробництві, від постачальників енергії — забезпечувати певну частку енергії з відновлюваних джерел у їхньому постачанні або від споживачів енергії — забезпечувати певну частку енергії з відновлюваних джерел у їхньому споживанні, включно зі схемами, у рамках яких такі вимоги можуть бути виконані з використанням «зелених сертифікатів»;

    (7) «фінансовий інструмент» означає фінансовий інструмент, як означено в пункті (29) статті 2 Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС, Євратом) 2018/1046 ( 2 );

    (8) «МСП» означає мікропідприємство, мале або середнє підприємство, як означено у статті 2 додатка до Рекомендації Комісії 2003/361/ЄС ( 3 );

    (9) «скидне тепло та холод» означає тепло або холод, які неминуче виробляються як побічний продукт промисловими або енергетичними установками чи у секторі послуг і які розсіялися би невикористаними в повітрі або воді без доступу до системи централізованого теплопостачання або охолодження, якщо був або буде використаний процес когенерації чи якщо когенерація не можлива;

    (10) «докорінна модернізація» означає модернізацію електростанцій, які виробляють відновлювану енергію, у тому числі повну або часткову заміну установок або експлуатаційних систем та обладнання, для цілей заміни потужностей або підвищення ефективності чи потужності установки;

    (11) «оператор системи розподілу/ оператор газорозподільної системи» означає оператора, як означено в пункті (6) статті 2 Директиви 2009/72/ЄС і в пункті (6) статті 2 Директиви Європейського Парламенту і Ради 2009/73/ЄС( 4 );

    (12) «гарантія походження» означає електронний документ, єдиною функцією якого є надання кінцевому споживачу підтвердження того, що певна частка або кількість енергії була вироблена з відновлюваних джерел;

    (13) «залишковий енергетичний баланс» означає загальний річний енергетичний баланс держави-члена, без урахування частки, покритої скасованими гарантіями походження;

    (14) «споживач відновлюваної енергії власного виробництва» означає кінцевого споживача, який працює у власному приміщенні з певними межами або, якщо це дозволено державою-членом, в іншому приміщенні, який виробляє електроенергію з відновлюваних джерел для власного споживання і який може зберігати або продавати відновлювану електроенергію власного виробництва за умови, що для непобутового споживача відновлюваної енергії власного виробництва така діяльність не є його основною комерційною або професійною діяльністю;

    (15) «спільно діючі споживачі відновлюваної енергії власного виробництва» означає групу споживачів відновлюваної енергії власного виробництва згідно з пунктом (14), які розташовані в одній будівлі або багатоквартирному будинку;

    (16) «ВДЕ-громада» означає юридичну особу:

    (a) яка, згідно із застосовним національним правом, заснована на відкритій і добровільній участі, є автономною та фактично контролюється акціонерами або учасниками, що розташовані поблизу проектів у сфері відновлюваної енергетики, якими володіє або які розробляє така юридична особа;

    (b) акціонери та учасники якої є фізичними особами, МСП або місцевими органами, у тому числі муніципалітетами;

    (c) основною метою якої є створення екологічних, економічних або соціальних суспільних благ для її акціонерів або учасників чи для місцевих територій, на яких вона працює, а не фінансових прибутків;

    (17) «договір купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел» означає договір, за яким фізична або юридична особа погоджується купити електроенергію з відновлюваних джерел безпосередньо у виробника електроенергії;

    (18) «однорангова торгівля» відновлюваною енергією означає продаж відновлюваної енергії між учасниками ринку на основі договору з попередньо визначеними умовами, що регулює автоматичне здійснення операції та розрахунків за нею, безпосередньо між учасниками ринку або опосередковано через сертифікованого стороннього учасника ринку, такого як агрегатор. Право на здійснення однорангової торгівлі не обмежує права та обов’язки сторін, які діють у якості кінцевих споживачів, виробників, постачальників або агрегаторів;

    (19) «централізоване теплопостачання» або «централізоване охолодження» означає розподіл теплової енергії у формі пари, гарячої води чи охолоджених рідин із центральних або децентралізованих джерел виробництва через мережу до багатьох будівель або об’єктів для нагрівання чи охолодження приміщень або процесів.

    (20) «ефективне централізоване теплопостачання та охолодження» означає ефективне централізоване теплопостачання та охолодження, як означено в пункті (41) статті 2 Директиви 2012/27/ЄС;

    (21) «високоефективна когенерація» означає високоефективну когенерацію, як означено в пункті (34) статті 2 Директиви 2012/27/ЄС;

    (22) «енергетичний сертифікат» означає енергетичний сертифікат, як означено в пункті (12) статті 2 Директиви 2010/31/ЄС;

    (23) «відходи» означає відходи, як означено в пункті (1) статті 3 Директиви 2008/98/ЄС, за винятком речовин, які були умисно змінені або забруднені для забезпечення відповідності цьому означенню;

    (24) «біомаса» означає біорозкладану фракцію продуктів, відходів і залишків сільського господарства біологічного походження, включно з речовинами рослинного та тваринного походження, лісового господарства та суміжних галузей, у тому числі рибальства та аквакультури, а також біорозкладану фракцію відходів, у тому числі промислових і побутових відходів біологічного походження;

    (25) «сільськогосподарська біомаса» означає біомасу, вироблену в секторі сільського господарства;

    (26) «лісова біомаса» означає біомасу, вироблену в секторі лісового господарства;

    (27) «палива з біомаси» означає газоподібні та тверді палива, вироблені з біомаси;

    (28) «біогаз» означає газоподібні палива, вироблені з біомаси;

    (29) «біовідходи» означає біовідходи, як означено в пункті (4) статті 3 Директиви 2008/98/ЄС;

    (30) «заготівельна ділянка» означає географічно визначений район, з якого отримують сировину для лісової біомаси, з якого доступна надійна та незалежна інформація і в якому існують достатньо гомогенні умови для оцінювання ризику, пов’язаного із характеристиками сталості та законності лісової біомаси;

    (31) «лісовідновлення» означає відновлення лісових насаджень природним або штучним способом після видалення попередніх насаджень шляхом вирубки або внаслідок природних причин, у тому числі пожежі або бурі;

    (32) «біорідини» означає вироблене з біомаси рідке паливо для енергетичних цілей, інших ніж для транспорту, у тому числі для виробництва електроенергії, опалення та охолодження;

    (33) «біопалива» означає вироблене з біомаси рідке паливо для транспорту;

    (34) «вдосконалені біопалива» означає біопалива, вироблені із сировини, зазначеної у частині А додатка IX;

    (35) «палива з переробленого вуглецю» означає рідкі та газоподібні палива, вироблені з рідких або твердих відходів невідновлюваного походження, які не придатні для відновлення матеріалів згідно зі статтею 4 Директиви 2008/98/ЄС, або з газу від перероблення відходів та відпрацьованого газу невідновлюваного походження, які виробляються як неминучий та ненавмисний наслідок виробничого процесу у промислових установках;

    (36) «відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження» означає рідкі або газоподібні палива, які використовуються у транспортному секторі, інші ніж біопалива або біогаз, енергетичний вміст яких отримують з відновлюваних джерел енергії, інших ніж біомаса;

    (37) «біопалива, біорідини та палива з біомаси з низьким ризиком непрямої зміни землекористування» означає біопалива, біорідини та палива з біомаси, сировина для яких була вироблена в рамках схем без ефекту витіснення біопалив, біорідин і палив з біомаси на основі харчових і кормових культур завдяки вдосконаленим сільськогосподарським практикам, а також вирощуванню культур на площах, що раніше не використовувалися для таких цілей, і які були вироблені згідно з критеріями сталості для біопалив, біорідин і палив з біомаси, встановленими у статті 29;

    (38) «постачальник палива» означає суб’єкта, який постачає паливо на ринок і який відповідає за проходження палива через акцизний пункт або, у випадку електроенергії, якщо акцизний податок не стягується або якщо це належним чином обґрунтовано, будь-якого іншого суб’єкта, призначеного державою-членом;

    (39) «культури з високим вмістом крохмалю» означає культури, до яких належать переважно злакові культури, незалежно від того, чи використовується тільки зерно чи вся рослина, як наприклад у випадку кукурудзи на зелений корм; бульби та коренеплоди, як-от картопля, топінамбур, батат, касава та ямс; та бульбоцибулинні культури, як-от таро та кокоямс;

    (40) «харчові та кормові культури» означає культури з високим вмістом крохмалю, цукроносні культури або олійні культури, які вирощуються на землях сільськогосподарського призначення як основна культура, за винятком залишків, відходів або лігноцелюлозного матеріалу та проміжних культур, таких як підсівні культури та покривні культури, за умови, що використання таких проміжних культур не вимагає додаткових земель;

    (41) «лігноцелюлозний матеріал» означає матеріал, який складається з лігніну, целюлози та геміцелюлози, як-от біомаса, отримана з лісів, деревних енергетичних культур, а також залишків та відходів лісової промисловості;

    (42) «нехарчовий целюлозний матеріал» означає сировину, що переважно складається з целюлози та геміцелюлози і має нижчий вміст лігніну, ніж лігноцелюлозний матеріал, у тому числі залишки харчових і кормових культур, такі як солома, кукурудзяна солома, жом і лушпиння; трав’янисті енергетичні рослини з низьким вмістом крохмалю, такі як пажитниця, просо, міскант, гігантська тростина; покривні культури до та після основних культур; пластові культури; промислові залишки, у тому числі харчових і кормових культур після вилучення рослинних олій, цукрів, крохмалів і білка; та матеріал із біовідходів, де під пластовими та покривними культурами розуміють тимчасові, короткострокові посівні пасовищні культури, що складаються з бобово-злакової суміші з низьким вмістом крохмалю, для отримання кормів для свійських тварин і підвищення родючості ґрунтів з метою отримання вищих врожаїв основних орних культур;

    (43) «залишок» означає речовину, що не є кінцевим продуктом, для виробництва якого безпосередньо призначений виробничий процес; вона не є основною метою виробничого процесу і процес не був навмисно змінений для її виробництва;

    (44) «залишки сільського господарства, аквакультури, рибальства та лісового господарства» означає залишки, безпосередньо отримані в секторах сільського господарства, аквакультури, рибальства та лісового господарства, які не включають залишки з пов’язаних секторів або перероблення;

    (45) «фактичне значення» означає обсяг скорочення викидів парникових газів на деяких або всіх етапах конкретного процесу виробництва біопалива, біорідини або палива з біомаси, розрахований згідно з методологією, встановленою у частині С додатка V або у частині В додатка VI;

    (46) «типове значення» означає оцінку викидів парникових газів і скорочення викидів парникових газів для конкретного способу виробництва біопалива, біорідини або палива з біомаси, що відображає обсяг споживання в Союзі;

    (47) «стандартне значення» означає значення, отримане з типового значення шляхом застосування попередньо визначених коефіцієнтів, яке може, за обставин, визначених у цій Директиві, використовуватися замість фактичного значення.

    Стаття 3

    Обов’язковий загальний цільовий показник Союзу на 2030 рік

    1. Держави-члени повинні колективно забезпечити, щоб частка енергії з відновлюваних джерел у валовому кінцевому споживанні енергії в Союзі у 2030 році була на рівні принаймні 32%. Комісія повинна оцінити цільовий показник для цілей подання законодавчої пропозиції до 2023 року для його збільшення у випадку подальшого суттєвого скорочення витрат при виробництві відновлюваної енергії, якщо потрібно виконати міжнародні зобов’язання Союзу щодо декарбонізації або якщо суттєве зниження споживання енергії в Союзі обґрунтовує таке збільшення.

    2. Держави-члени повинні встановити національні внески для колективного дотримання обов’язкового загального цільового показника Союзу в параграфі 1 цієї статті в рамках їхніх інтегрованих національних планів з енергетики та клімату згідно зі статтями 3–5 та 9–14 Регламенту (ЄС) 2018/1999. При підготовці проектів їхніх інтегрованих національних планів з енергетики та клімату держави-члени можуть враховувати формулу, зазначену в додатку ІІ до зазначеного Регламенту.

    Якщо, на основі результатів оцінювання проектів інтегрованих національних планів з енергетики та клімату, поданих відповідно до статті 9 Регламенту (ЄС) 2018/1999, Комісія дійде висновку, що національних внесків держав-членів недостатньо для колективного досягнення обов’язкового загального цільового показника Союзу, вона повинна дотримуватися процедури, встановленої у статтях 9 та 31 зазначеного Регламенту.

    3. Держави-члени повинні забезпечити, щоб їхні національні політики, включно з обов’язками, які виникають зі статей 25–28 цієї Директиви, і їхні схеми підтримки були розроблені з належним врахуванням ієрархії відходів, як визначено у статті 4 Директиви 2008/98/ЄС, з метою запобігання неналежному ефекту викривлення на ринках сировини. Держави-члени не повинні надавати підтримку для відновлюваної енергії, виробленої шляхом спалювання відходів, якщо не були виконані обов’язки щодо роздільного збирання, встановлені в зазначеній Директиві.

    4. Починаючи з 01 січня 2021 року частка енергії з відновлюваних джерел у валовому кінцевому споживанні енергії в кожній державі-члені не повинна бути нижчою за базову частку, визначену у третьому стовпці таблиці у частині А додатка І до цієї Директиви. Держави-члени повинні вжити належних заходів для забезпечення дотримання такої базової частки. Якщо держава-член не підтримує базову частку, виміряну за будь-який однорічний період, застосовуються перший і другий підпараграфи статті 32(4) Регламенту (ЄС) 2018/1999.

    5. Комісія повинна підтримувати високі амбіції держав-членів за допомогою рамки сприяння, яка включає розширене використання коштів Союзу, у тому числі додаткових коштів для сприяння справедливому переходу вуглецемістких регіонів на підвищені частки відновлюваної енергії, зокрема фінансових інструментів, особливо для таких цілей:

    (a) зниження вартості капіталу для проектів у сфері відновлюваної енергетики;

    (b) розроблення проектів і програм для інтеграції відновлюваних джерел енергії в енергетичну систему, підвищення гнучкості енергетичної системи, підтримання стабільності мережі та управління мережевими перевантаженнями;

    (c) розвиток інфраструктури мереж передачі та розподілу, розумних мереж, систем накопичення енергії та міждержавних перетинів з метою досягнення цільового показника інтеграції енергетичних систем до 2030 року в розмірі 15%, щоб підвищити технічно можливий і економічно доступний рівень відновлюваної енергії в енергетичній системі;

    (d) розширення регіональної співпраці між державами-членами, а також між державами-членами та третіми країнами через спільні проекти, спільні схеми підтримки та відкриття схем підтримки відновлюваної електроенергії для виробників, розташованих в інших державах-членах.

    6. Комісія повинна створити платформу сприяння для підтримки держав-членів, які використовують механізми співпраці з метою сприяння досягненню загального обов’язкового цільового показника Союзу, встановленого в параграфі 1.

    Стаття 4

    Схеми підтримки енергії з відновлюваних джерел

    1. Щоб досягти або перевищити цільовий показник Союзу, встановлений у статті 3(1), і внесок кожної держави-члена в досягнення такого цільового показника, встановлений на національному рівні для розгортання відновлюваної енергії, держави-члени можуть застосовувати схеми підтримки.

    2. Схеми підтримки електроенергії з відновлюваних джерел повинні передбачати стимули для інтеграції електроенергії з відновлюваних джерел на ринок електроенергії у спосіб, що ґрунтується на ринку та узгоджений із ним, з одночасним уникненням неналежного викривлення на ринках електроенергії, а також з урахуванням можливих витрат на інтеграцію в систему та стабільність мережі.

    3. Схеми підтримки електроенергії з відновлюваних джерел повинні бути розроблені таким чином, щоб максимізувати інтеграцію електроенергії з відновлюваних джерел на ринок електроенергії, забезпечити реагування виробників відновлюваної енергії на цінові сигнали ринку та максимізувати їхні ринкові доходи.

    З цією метою у рамках схем прямої цінової підтримки підтримка повинна надаватися у формі ринкової премії, що може бути, між іншим, змінною або фіксованою.

    Держави-члени можуть звільнити малі установки та демонстраційні проекти від застосування цього параграфа, без обмеження застосовного права Союзу щодо внутрішнього ринку електроенергії.

    4. Держави-члени повинні забезпечити, щоб підтримка електроенергії з відновлюваних джерел надавалася у відкритий, прозорий, конкурентний, недискримінаційний і результативний за витратами спосіб.

    Держави-члени можуть звільнити малі установки та демонстраційні проекти від застосування тендерних процедур.

    Держави-члени можуть також розглянути створення механізмів для забезпечення регіональної диверсифікації при розгортанні відновлюваної електроенергії, зокрема, для забезпечення результативної за витратами інтеграції в систему.

    5. Держави-члени можуть обмежити тендерні процедури конкретними технологіями, якщо відкриття схем підтримки для всіх виробників електроенергії з відновлюваних джерел не дасть змоги досягти оптимального результату з огляду на:

    (a) довгостроковий потенціал певної технології;

    (b) необхідність досягнення диверсифікації;

    (c) витрати на мережеву інтеграцію;

    (d) мережеві обмеження та стабільність мережі;

    (e) для біомаси — необхідність уникати викривлень на ринках сировини.

    6. Якщо підтримка електроенергії з відновлюваних джерел надається з використанням тендерної процедури, щоб забезпечити високий показник реалізації проекту, держави-члени повинні:

    (a) встановити та опублікувати недискримінаційні та прозорі кваліфікаційні критерії для участі в тендерній процедурі, а також встановити чіткі дати та правила реалізації проекту;

    (b) опублікувати інформацію про попередні тендерні процедури, включно з показниками реалізації проектів.

    7. Для збільшення виробництва енергії з відновлюваних джерел у найвіддаленіших регіонах і на малих островах держави-члени можуть адаптувати схеми фінансової підтримки для проектів, розташованих у таких регіонах, щоб врахувати виробничі витрати, пов’язані з їхніми специфічними умовами ізоляції та зовнішньої залежності.

    8. До 31 грудня 2021 року та кожні три роки потому Комісія повинна звітувати перед Європейським Парламентом і Радою про ефективність підтримки електроенергії з відновлюваних джерел, наданої з використанням тендерних процедур у Союзі, зокрема, аналізуючи здатність тендерних процедур:

    (a) забезпечувати зниження витрат;

    (b) досягати технологічного вдосконалення;

    (c) досягати високих показників реалізації;

    (d) забезпечувати недискримінаційну участь малих суб’єктів і, якщо застосовно, місцевих органів;

    (e) обмежувати вплив на довкілля;

    (f) забезпечувати сприйняття на місцевому рівні;

    (g) забезпечувати безпеку постачання та мережеву інтеграцію.

    9. Ця стаття не обмежує статті 107 і 108 ДФЄС.

    Стаття 5

    Відкриття схем підтримки електроенергії з відновлюваних джерел

    1. Держави-члени мають право, згідно зі статтями 7–13 цієї Директиви, вирішувати, якою мірою вони підтримуватимуть електроенергію з відновлюваних джерел, вироблену в іншій державі-члені. Однак держави-члени можуть відкрити участь у схемах підтримки електроенергії з відновлюваних джерел для виробників, розташованих в інших державах-членах, згідно з умовами, встановленими в цій статті.

    При відкритті участі у схемах підтримки електроенергії з відновлюваних джерел держави-члени можуть передбачити, що підтримка орієнтовної частки новопідтриманої потужності або виділеного на це бюджету в кожному році буде відкритою для виробників, розташованих в інших державах-членах.

    Такі орієнтовні частки в кожному році можуть дорівнювати принаймні 5% у 2023–2026 роках і принаймні 10% у 2027–2030 роках або, якщо вони нижчі, показнику інтеграції енергетичних систем відповідних держав-членів у будь-якому конкретному році.

    Щоб здобути досвід для подальшої реалізації, держави-члени можуть організувати одну або більше пілотних схем, підтримка в рамках яких буде відкритою для виробників, розташованих в інших державах-членах.

    2. Держави-члени можуть вимагати підтвердження фізичного імпорту електроенергії з відновлюваних джерел. З цією метою держави-члени можуть обмежувати участь у їхніх схемах підтримки колом виробників, розташованих у державах-членах, з якими існує пряме сполучення через міждержавні перетини. Однак держави-члени не повинні змінювати або іншим чином впливати на міжзональні графіки та розподіл пропускної спроможності через виробників, які беруть участь у транскордонних схемах підтримки. Транскордонні перетоки електроенергії повинні визначатися тільки на основі результатів розподілу пропускної спроможності згідно з правом Союзу щодо внутрішнього ринку електроенергії.

    3. Якщо держава-член вирішує відкрити участь у схемах підтримки для виробників, розташованих в інших державах-членах, відповідні держави-члени повинні узгодити принципи такої участі. Такі угоди повинні охоплювати принаймні принципи розподілу відновлюваної електроенергії, яка підлягає транскордонній підтримці.

    4. Комісія повинна, за запитом відповідних держав-членів, допомагати їм у процесі переговорів шляхом встановлення механізмів співпраці, надаючи інформацію та здійснюючи аналіз, включно з кількісними та якісними даними про прямі та непрямі витрати і вигоди від співпраці, а також шляхом надання настанов і технічних експертних знань. Комісія може заохочувати або сприяти обміну найкращими практиками і може розробляти типові угоди про співпрацю для сприяння процесу переговорів. До 2025 року Комісія повинна оцінити витрати і вигоди від розгортання електроенергії з відновлюваних джерел у Союзі відповідно до цієї статті.

    5. До 2023 року Комісія повинна провести оцінювання імплементації цієї статті. У ході такого оцінювання повинні бути оцінена необхідність покладення на держав-членів обов’язку відкрити участь у їхніх схемах підтримки електроенергії з відновлюваних джерел для виробників, розташованих в інших державах-членах, для досягнення відкриття на рівні 5% до 2025 року та 10% до 2030 року.

    Стаття 6

    Стабільність фінансової підтримки

    1. Без обмеження адаптацій, необхідних для дотримання статей 107 та 108 ДФЄС, держави-члени повинні забезпечити, щоб рівень і умови підтримки, наданої проектам у сфері відновлюваної енергетики, не переглядалися у спосіб, що негативно впливає на права, надані в рамках таких проектів, і підриває економічну життєздатність проектів, які вже отримують підтримку.

    2. Держави-члени можуть скоригувати рівень підтримки відповідно до об’єктивних критеріїв за умови, що такі критерії закріплені в початковій структурі схеми підтримки.

    3. Держави-члени повинні опублікувати довгостроковий графік очікуваного розподілу підтримки, який орієнтовно охоплює принаймні наступні п’ять років або, у випадку обмежень бюджетного планування, наступні три роки, включно з орієнтовними строками, періодичністю проведення тендерних процедур, у відповідних випадках, очікуваною потужністю та бюджетом або максимальною одиничною підтримкою, що їх очікується розподілити, і очікуваними прийнятними технологіями, якщо застосовно. Такий графік повинен оновлюватися на щорічній основі або, за необхідності, для відображення останніх ринкових змін чи очікуваного розподілу підтримки.

    4. Держави-члени повинні принаймні кожні п’ять років оцінювати дієвість їхніх схем підтримки електроенергії з відновлюваних джерел і їхнього значного розподільного впливу на різні групи споживачів та на інвестиції. У ході такого оцінювання необхідно враховувати вплив можливих змін схем підтримки. У ході орієнтовного довгострокового планування, що регулює рішення про надання підтримки та структуру нової підтримки, потрібно враховувати результати такого оцінювання. Держави-члени повинні включати результати оцінювання до відповідних оновлень їхніх інтегрованих національних планів з енергетики та клімату та звітів про прогрес згідно з Регламентом (ЄС) 2018/1999.

    Стаття 7

    Розрахунок частки енергії з відновлюваних джерел

    1. Валове кінцеве споживання енергії з відновлюваних джерел в кожній державі-члені розраховують як суму:

    (a) валового кінцевого споживання електроенергії з відновлюваних джерел;

    (b) валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел у секторі опалення та охолодження; та

    (c) кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел у транспортному секторі.

    Що стосується пункту (a), (b), або (c) першого підпараграфа, газ, електроенергія та водень з відновлюваних джерел враховуються тільки один раз для цілей розрахунку частки валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел.

    Згідно з другим підпараграфом статті 29(1), не враховуються біопалива, біорідини та палива з біомаси, які не відповідають критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у статті 29(2)–(7) та (10).

    2. Для цілей пункту (а) першого підпараграфа параграфа 1 валове кінцеве споживання електроенергії з відновлюваних джерел розраховують як кількість електроенергії, виробленої в державі-члені з відновлюваних джерел, включно з виробництвом електроенергії споживачами відновлюваної енергії власного виробництва та ВДЕ-громадами, без урахування виробництва електроенергії на гідроакумулюючих електростанціях з попередньо закачаної води.

    У випадку багатопаливних установок, які використовують відновлювані та невідновлювані джерела енергії, враховують тільки частину електроенергії, вироблену з відновлюваних джерел. Для цілей такого розрахунку внесок кожного джерела енергії розраховують на основі його енергетичного вмісту.

    Електроенергію, вироблену гідроелектростанціями та вітровими електростанціями, враховують згідно з правилами приведення, визначеними в додатку ІІ.

    3. Для цілей пункту (b) першого підпараграфа параграфа 1 валове кінцеве споживання електроенергії з відновлюваних джерел у секторі опалення та охолодження розраховують як кількість енергії для централізованого теплопостачання та охолодження, виробленої в державі-члені з відновлюваних джерел, з урахуванням споживання іншої енергії з відновлюваних джерел у промисловості, домогосподарствах, секторі послуг, сільському господарстві, лісовому господарстві та рибальстві для цілей опалення, охолодження та перероблення.

    У випадку багатопаливних установок, які використовують відновлювані та невідновлювані джерела енергії, враховують тільки частину енергії для опалення та охолодження, виробленої з відновлюваних джерел. Для цілей такого розрахунку внесок кожного джерела енергії розраховують на основі його енергетичного вмісту.

    Енергію навколишнього середовища та геотермальну енергію, яка використовується для цілей опалення та охолодження тепловими насосами та централізованими системами охолодження, враховують для цілей пункту (b) першого підпараграфа параграфа 1 за умови, що кінцевий вихід енергії значно перевищує первинне споживання енергії, необхідної для приведення в дію теплових насосів. Кількість тепла або холоду, що вважається енергією з відновлюваних джерел для цілей цієї Директиви, розраховують згідно з методологією, визначеною в додатку VII, з урахуванням використання енергії в усіх секторах кінцевого використання.

    Теплову енергію, вироблену пасивними енергетичними системами, у рамках яких нижчий рівень споживання енергії пасивно досягається за рахунок конструкції будівлі або тепла, виробленого з енергії з невідновлюваних джерел, не враховують для цілей пункту (b) першого підпараграфа параграфа 1.

    До 31 грудня 2021 року Комісія повинна ухвалити делеговані акти згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом встановлення методології розрахунку кількості відновлюваної енергії, що використовується для цілей охолодження та централізованого охолодження, і внесення змін до додатка VII.

    Так методологія повинна включати мінімальні коефіцієнти сезонної ефективності для теплових насосів, які працюють у реверсному режимі.

    4. Для цілей пункту (с) першого підпараграфа параграфа 1 застосовуються такі вимоги:

    (a) Кінцеве споживання енергії з відновлюваних джерел у транспортному секторі розраховують як суму обсягів усіх біопалив, палив з біомаси та відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження, спожитих у транспортному секторі Однак відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження, вироблені з відновлюваної електроенергії, вважаються частиною розрахунку відповідно до пункту (а) першого підпараграфа параграфа 1 тільки при розрахунку кількості електроенергії, виробленої в державі-члені з відновлюваних джерел.

    (b) Для розрахунку кінцевого споживання енергії у транспортному секторі використовуються значення, які стосуються енергетичного вмісту транспортних палив, як визначено в додатку III. Для визначення енергетичного вмісту транспортних палив, не включених до додатка III, держави-члени повинні використовувати відповідні стандарти Організації європейських стандартів (ESO) для визначення теплотворної здатності палив. Якщо для таких цілей не був ухвалений жодний стандарт ESO, держави-члени повинні використовувати відповідні стандарти Міжнародної організації зі стандартизації (ISO).

    5. Частку енергії з відновлюваних джерел розраховують як валове кінцеве споживання енергії з відновлюваних джерел, поділене на валове кінцеве споживання енергії з усіх джерел енергії, що виражається у відсотках.

    Для цілей першого підпараграфа цього параграфа суму, зазначену в першому підпараграфі параграфа 1 цієї статті, коригують згідно зі статтями 8, 10, 12 та 13.

    При розрахунку валового кінцевого споживання енергії для цілей визначення його відповідності цільовим показникам та індикативній траєкторії, встановленим у цій Директиві, кількість спожитої в секторі авіації енергії як частка валового кінцевого споживання енергії такої держави-члена вважається такою, що не перевищує 6,18%. Для Кіпру та Мальти кількість спожитої в секторі авіації енергії як частка валового кінцевого споживання енергії таких держав-членів вважається такою, що не перевищує 4,12%.

    6. При розрахунку частки енергії з відновлюваних джерел використовуються методологія, терміни та означення, передбачені в Регламенті (ЄС) № 1099/2008.

    Держави-члени повинні забезпечити узгодженість статистичної інформації, що використовується при розрахунку таких секторальних і загальної часток, а також статистичної інформації, що повідомляється Комісії відповідно до цього Регламенту.

    Стаття 8

    Платформа Союзу з розвитку відновлюваних джерел енергії та статистична передача між державами-членами

    1. Держави-члени можуть погодити статистичну передачу визначеної кількості енергії з відновлюваних джерел від однієї держави-члена до іншої держави-члена. Передана кількість повинна:

    (a) вираховуватися з кількості енергії з відновлюваних джерел, яка враховується при розрахунку частки відновлюваної енергії в державі-члені, що здійснює передачу для цілей цієї Директиви;

    (b) додаватися до кількості енергії з відновлюваних джерел, яка враховується при розрахунку частки відновлюваної енергії в державі-члені, що приймає передачу для цілей цієї Директиви.

    2. Щоб сприяти досягненню цільового показника Союзу, визначеного у статті 3(1) цієї Директиви, і внеску кожної держави-члена в досягнення такого показника згідно зі статтею 3(2) цієї Директиви, а також щоб сприяти статистичним передачам згідно з параграфом 1 цієї статті, Комісія створює Платформу Союзу з розвитку відновлюваних джерел енергії (URDP). Держави-члени можуть на добровільній основі подавати до URDP річні дані про їхні національні внески для досягнення цільового показника Союзу або будь-який бенчмарк, встановлений для моніторингу прогресу в Регламенті (ЄС) 2018/1999, у тому числі про те, наскільки вони не досягнуть або перевищать свій внесок, і про ціну, за якою вони приймуть передачу будь-якого надлишкового обсягу виробництва енергії з відновлюваних джерел від однієї держави-члена до іншої держави-члена. Ціну такої передачі встановлюють в індивідуальному порядку на основі механізму узгодження попиту та пропозиції URDP.

    3. Комісія повинна забезпечити здатність URDP узгоджувати попит і пропозицію обсягів енергії з відновлюваних джерел, які враховуються при розрахунку частки відновлюваної енергії в державі-члені, на основі цін або інших критеріїв, визначених державою-членом, що приймає передачу.

    Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом створення URDP і визначення умов оформлення передачі, як зазначено в параграфі 5 цієї статті.

    4. Строк дії угод, зазначених у параграфах 1 та 2, може становити один або більше календарних років. Такі угоди повинні бути повідомлені Комісії або оформлені на URDP не пізніше ніж протягом 12 місяців після завершення кожного року, у якому вони діяли. Інформація, надіслана Комісії, повинна включати кількість і ціну відповідної енергії. У випадку передачі, оформленої на URDP, інформацію про відповідні сторони та конкретну передачу розкривають громадськості.

    5. Передача набуває чинності після повідомлення про передачу Комісії всіма державами-членами, які беруть участь у такій передачі, або після виконання всіх умов на URDP, залежно від випадку.

    Стаття 9

    Спільні проекти між державами-членами

    1. Дві або більше держав-членів можуть співпрацювати в рамках усіх типів спільних проектів з виробництва електроенергії, енергії для опалення або охолодження з відновлюваних джерел. Така співпраця може передбачати участь приватних операторів.

    2. Держави-члени повинні повідомити Комісії частку або обсяг електроенергії, енергії для опалення або охолодження з відновлюваних джерел, виробленої в рамках спільного проекту на їхній території, який був введений в експлуатацію після 25 червня 2009 року, або за рахунок збільшення потужності установки, яка була модернізована після зазначеної дати, що повинна розглядатися як така, що зараховується до частки відновлюваної енергії в іншій державі-члені для цілей цієї Директиви.

    3. У повідомленні, зазначеному в параграфі 2, необхідно:

    (a) описати пропоновану установку або ідентифікувати модернізовану установку;

    (b) вказати частку або обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження, виробленої такої установкою, що повинна розглядатися як така, що зараховується до частки відновлюваної енергії в іншій державі-члені;

    (c) вказати державу-члена, на користь якої здійснюється повідомлення; та

    (d) визначити період, у повних календарних роках, протягом якого електроенергія або енергія для опалення чи охолодження, вироблена установкою з відновлюваних джерел, повинна розглядатися як така, що зараховується до частки відновлюваної енергії в іншій державі-члені.

    4. Строк дії спільного проекту, зазначеного в цій статті, може продовжуватися після 2030 року.

    5. Повідомлення, здійснене відповідно до цієї статті, не повинне бути змінене або відкликане без спільної згоди держави-члена, що здійснює повідомлення, і держави-члена, ідентифікованої згідно з пунктом (с) параграфа 3.

    6. Комісія повинна, за запитом відповідних держав-членів, сприяти започаткуванню спільних проектів між державами-членами, зокрема, шляхом надання спеціалізованої технічної допомоги та допомоги в розробленні проектів.

    Стаття 10

    Результати спільних проектів між державами-членами

    1. Упродовж трьох місяців після завершення кожного року в рамках періоду, зазначеного в пункті (d) статті 9(3), держава-член, що здійснила повідомлення відповідно до статті 9, повинна скласти лист-повідомлення, у якому вказується:

    (a) загальний обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження, виробленої з відновлюваних джерел протягом такого року установкою, що була предметом повідомлення відповідно до статті 9; та

    (b) обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження, виробленої з відновлюваних джерел протягом такого року відповідною установкою, що повинна зараховуватися до частки відновлюваної енергії в іншій державі-члені згідно з умовами повідомлення.

    2. Держава-член, що здійснює повідомлення, повинна подати лист-повідомлення державі-члену, на користь якої було здійснене повідомлення, і Комісії.

    3. Для цілей цієї Директиви обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження з відновлюваних джерел, повідомлений згідно з пунктом (b) параграфа 1, повинен:

    (a) вираховуватися з обсягу електроенергії або енергії для опалення чи охолодження з відновлюваних джерел, що враховується при розрахунку частки відновлюваної енергії в державі-члені, що складає лист-повідомлення відповідно до параграфа 1; та

    (b) додаватися до обсягу електроенергії або енергії для опалення чи охолодження з відновлюваних джерел, що враховується при розрахунку частки відновлюваної енергії в державі-члені, що отримує лист-повідомлення відповідно до параграфа 2.

    Стаття 11

    Спільні проекти між державами-членами та третіми країнами

    1. Одна або більше держав-членів можуть співпрацювати з однією або більше третіх країн у рамках усіх типів спільних проектів з виробництва електроенергії з відновлюваних джерел енергії. Така співпраця може передбачати участь приватних операторів і повинна здійснюватися з повним дотриманням міжнародного права.

    2. Електроенергія з відновлюваних джерел, вироблена у третій країні, враховується для цілей розрахунку часток відновлюваної енергії в державах-членах тільки в разі виконання таких умов:

    (a) таку електроенергію споживають у Союзі; ця умова вважається виконаною, якщо:

    (i) обсяг електроенергії, еквівалентний врахованому обсягу електроенергії, був номінований на гарантованій основі в рамках розподіленої пропускної спроможності міждержавного перетину всіма відповідальними операторами систем передачі у країні походження, країні призначення та, якщо доцільно, у кожній третій країні транзиту;

    (ii) обсяг електроенергії, еквівалентний врахованому обсягу електроенергії, був зареєстрований на гарантованій основі у графіку балансування відповідальним оператором системи передачі на боці Союзу в межах міждержавного перетину; та

    (iii) номінована пропускна спроможність і виробництво електроенергії з відновлюваних джерел установкою, зазначеною в пункті (b), стосуються того самого періоду часу;

    (b) електроенергія вироблена установкою, яка була введена в експлуатацію після 25 червня 2009 року, або за рахунок збільшення потужності установки, яка була модернізована після зазначеної дати, у рамках спільного проекту, як зазначено в параграфі 1;

    (c) для виробленого та експортованого обсягу електроенергії не надавалася підтримка в рамках схеми підтримки третьої країни, інша ніж інвестиційна допомога, надана установці; та

    (d) електроенергія була вироблена згідно з міжнародним правом у третій країні, що є підписантом Конвенції Ради Європи про захист прав людини і основоположних свобод або інших міжнародних конвенцій чи договорів у сфері прав людини.

    3. Для цілей параграфа 4 держави-члени можуть подати до Комісії заяву про врахування електроенергії з відновлюваних джерел, виробленої та спожитої у третій країні, у контексті будівництва міждержавного перетину з дуже довгим строком реалізації між державою-членом і третьою країною в разі виконання таких умов:

    (a) будівництво міждержавного перетину розпочалося до 31 грудня 2026 року;

    (b) міждержавний перетин неможливо ввести в експлуатацію до 31 грудня 2030 року;

    (c) міждержавний перетин може бути введений в експлуатацію до 31 грудня 2032 року;

    (d) після введення в експлуатацію міждержавний перетин використовуватиметься для експорту електроенергії з відновлюваних джерел на територію Союзу, згідно з параграфом 2;

    (e) заява стосується спільного проекту, який відповідає критеріям, визначеним у пунктах (b) та (c) параграфа 2 і в рамках якого використовуватиметься міждержавний перетин після введення в експлуатацію, а також кількості електроенергії, що не перевищує кількість, яка буде експортована на територію Союзу після введення міждержавного перетину в експлуатацію.

    4. Частка або обсяг електроенергії, виробленої будь-якою установкою на території третьої країни, які повинні розглядатися як такі, що зараховуються до частки відновлюваної енергії в одній або більше держав-членів для цілей цієї Директиви, підлягають повідомленню Комісії. Якщо це стосується більш ніж однієї держави-члена, Комісії необхідно повідомити про розподіл такої частки або обсягу між державами-членами. Така частка або обсяг не повинні перевищувати частку або обсяг, які фактично експортовані та спожиті в Союзі, повинні відповідати обсягу, зазначеному в пункті (a)(i) та (ii) параграфа 2, і умовам, визначеним у пункті (а) зазначеного параграфа. Повідомлення має бути здійснене кожною державою-членом, до загального національного цільового показника якої повинні зараховуватися така частка або обсяг електроенергії.

    5. У повідомленні, зазначеному в параграфі 4, необхідно:

    (a) описати пропоновану установку або ідентифікувати модернізовану установку;

    (b) вказати частку або обсяг електроенергії, виробленої такої установкою, які повинні розглядатися як такі, що зараховуються до частки відновлюваної енергії в державі-члені, а також, згідно з вимогами щодо конфіденційності, відповідні фінансові угоди;

    (c) визначити період, у повних календарних роках, протягом якого електроенергія повинна розглядатися як така, що зараховується до частки відновлюваної енергії в державі-члені; та

    (d) додати письмове підтвердження згідно з пунктами (b) та (c) з боку третьої країни, на території якої буде введена в експлуатацію установка, та інформацію про частку або обсяг електроенергії, виробленої установкою для внутрішнього використання в такій третій країні.

    6. Строк дії спільного проекту, зазначеного в цій статті, може продовжуватися після 2030 року.

    7. Повідомлення, здійснене відповідно до цієї статті, повинне бути змінене або відкликане тільки за спільною угодою між державою-членом, що здійснює повідомлення, і третьою країною, що підтвердила спільний проект згідно з пунктом (d) параграфа 5.

    8. Держави-члени та Союз повинні заохочувати відповідні органи Енергетичного Співтовариства вживати, згідно з Договором про заснування Енергетичного Співтовариства, заходи, необхідні для надання можливості Договірним Сторонам застосовувати положення про співпрацю між державами-членами, встановлені в цій Директиві.

    Стаття 12

    Результати спільних проектів між державами-членами та третіми країнами

    1. Упродовж 12 місяців після завершення кожного року, що належить до періоду, визначеного в пункті (c) статті 11(5), держава-член, що здійснює повідомлення, повинна скласти лист-повідомлення, у якому вказується:

    (a) загальний обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження, виробленої з відновлюваних джерел протягом такого року установкою, що була предметом повідомлення відповідно до статті 11;

    (b) обсяг електроенергії, виробленої з відновлюваних джерел протягом такого року відповідною установкою, що повинна зараховуватися до її частки відновлюваної енергії згідно з умовами повідомлення відповідно до статті 11; та

    (c) підтвердження відповідності умовам, встановленим у статті 11(2).

    2. Держава-член, зазначена в параграфі 1, повинна подати лист-повідомлення Комісії та третій країні, що надала підтвердження проекту згідно з пунктом (d) статті 11(5).

    3. Для цілей розрахунку часток відновлюваної енергії згідно із цією Директивою обсяг електроенергії з відновлюваних джерел, повідомлений згідно з пунктом (b) параграфа 1, повинен додаватися до обсягу енергії з відновлюваних джерел, що враховується при розрахунку часток відновлюваної енергії в державі-члені, що складає лист-повідомлення.

    Стаття 13

    Спільні схеми підтримки

    1. Без обмеження обов’язків держав-членів згідно зі статтею 5, дві або більше держав-членів можуть вирішити добровільно об’єднати або частково координувати їхні національні схеми підтримки. У таких випадках певний обсяг енергії з відновлюваних джерел, виробленої на території однієї держави-члена, що бере участь, може зараховуватися до частки відновлюваної енергії в іншій державі-члені, що бере участь, за умови, що відповідні держави-члени:

    (a) здійснюють статистичну передачу визначених обсягів енергії з відновлюваних джерел від однієї держави-члена до іншої держави-члена згідно зі статтею 8; або

    (b) встановлюють правило розподілу, погоджене державами-членами, що беруть участь, згідно з яким здійснюється розподіл обсягів енергії з відновлюваних джерел між державами-членами.

    Правило розподілу, зазначене в пункті (b) першого підпараграфа, повинне бути повідомлене Комісії не пізніше ніж через три місяці після завершення першого року, у якому воно вводиться в дію.

    2. Упродовж трьох місяців після завершення кожного року кожна держава-член, що здійснила повідомлення згідно з другим підпараграфом параграфа 1, повинна надати лист-повідомлення, у якому вказується загальний обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження з відновлюваних джерел, виробленої протягом року, що підпадає під дію правила розподілу.

    3. Для цілей розрахування часток відновлюваної енергії згідно із цією Директивою обсяг електроенергії або енергії для опалення чи охолодження з відновлюваних джерел, повідомлений згідно з параграфом 2, повинен бути розподілений між відповідними державами-членами згідно з повідомленим правилом розподілу.

    4. Комісія розповсюджує настанови та найкращі практики і, за запитом відповідних держав-членів, сприяє створенню спільних схем підтримки між державами-членами.

    Стаття 14

    Збільшення потужності

    Для цілей статті 9(2) та пункту (b) статті 11(2) одиниці енергії з відновлюваних джерел за рахунок збільшення потужності установки вважаються виробленими окремою установкою, що була введена в експлуатацію з моменту збільшення потужності.

    Стаття 15

    Адміністративні процедури, підзаконні нормативно-правові акти та кодекси

    1. Держави-члени повинні забезпечити, щоб будь-які національні правила щодо процедур авторизації, сертифікації та ліцензування, які застосовуються до установок та пов’язаних мереж передачі та розподілу для виробництва електроенергії, енергії для опалення та охолодження з відновлюваних джерел, процесу перетворення біомаси на біопалива, біорідини, палива з біомаси або інші енергетичні продукти, а також до відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження, були пропорційними, необхідними та сприяли впровадженню першого принципу енергоефективності.

    Держави-члени, зокрема, повинні вживати належних заходів, щоб забезпечити, що:

    (a) адміністративні процедури оптимізовані та прискорені на відповідному адміністративному рівні, а також встановлені прогнозовані строки здійснення процедур, зазначених у першому підпараграфі;

    (b) правила щодо авторизації, сертифікації та ліцензування є об’єктивними, прозорими та пропорційними, не призводять до дискримінації заявників і повністю враховують особливості окремих технологій у сфері відновлюваної енергетики;

    (c) адміністративні збори, які сплачуються споживачами, електростанціями, архітекторами, будівельниками, монтажниками та постачальниками обладнання і систем, є прозорими та заснованими на витратах; та

    (d) встановлені спрощені та менш обтяжливі процедури авторизації, у тому числі спрощена процедура повідомлення, для децентралізованих послуг і для виробництва і зберігання енергії з відновлюваних джерел.

    2. Держави-члени повинні чітко визначити будь-які технічні специфікації, які повинні бути дотримані будь-яким обладнанням і системами у сфері відновлюваної енергетики для використання схем підтримки. Якщо існують європейські стандарти, у тому числі екомаркування, енергетичне маркування та інші технічні довідкові системи, створені європейськими органами стандартизації, такі технічні специфікації повинні бути сформульовані відповідно до таких стандартів. Такі технічні специфікації не повинні визначати, де повинні бути сертифіковані обладнання та системи, і не повинні перешкоджати належному функціюванню внутрішнього ринку.

    3. Держави-члени повинні забезпечити, щоб їхні компетентні органи на національному, регіональному та місцевому рівнях враховували положення про інтеграцію та розгортання відновлюваної енергії, у тому числі про споживання відновлюваної енергії власного виробництва та ВДЕ-громади, і використання неминучого скидного тепла та холоду при плануванні, у тому числі ранньому територіальному плануванні, проектуванні, будівництві та модернізації міської інфраструктури, промислових, комерційних або житлових зон і енергетичної інфраструктури, у тому числі електричних мереж, мереж централізованого теплопостачання та охолодження, газових мереж і мереж альтернативних видів палива. Держави-члени, зокрема, повинні стимулювати місцеві та регіональні адміністративні органи враховувати енергію для опалення та охолодження з відновлюваних джерел при плануванні міської інфраструктури, у відповідних випадках, і рекомендувати мережевим операторам відображати вплив програм забезпечення енергоефективності та управління попитом, а також конкретні положення про споживання відновлюваної енергії власного виробництва та ВДЕ-громади у планах розвитку інфраструктури операторів.

    4. Держави-члени повинні встановити належні заходи у їхніх будівельних нормах і кодексах для збільшення частки всіх видів енергії з відновлюваних джерел у секторі будівництва.

    При встановленні таких заходів або у їхніх схемах підтримки держави-члени можуть враховувати, якщо застосовно, національні заходи, які стосуються істотного збільшення обсягів споживання відновлюваної енергії власного виробництва, місцевого зберіганні енергії та підвищення енергоефективності в розрізі когенерації, а також пасивних будівель, будівель із низьким або майже нульовим споживанням енергії.

    Держави-члени повинні, у їхніх будівельних нормах і кодексах або за допомогою інших засобів, які мають еквівалентний ефект, вимагати використання мінімальних рівнів енергії з відновлюваних джерел у нових будівлях і наявних будівлях, які підлягають значній реконструкції, настільки, наскільки це технічно, функціонально та економічно можливо, і відображення результатів оптимального за витратами розрахування, здійсненого відповідно до статті 5(2) Директиви 2010/31/ЄС, тією мірою, якою це не чинить негативного впливу на якість повітря у приміщенні. Держави-члени повинні дозволяти, щоб такі мінімальні рівні, між іншим, досягалися за рахунок ефективного централізованого теплопостачання та охолодження з використанням значної частки відновлюваної енергії та скидного тепла і холоду.

    Вимоги, встановлені в першому підпараграфі, застосовуються до збройних сил тільки тією мірою, якою їх застосування не суперечить характеру та основній меті діяльності збройних сил, а також за винятком матеріалів, які використовуються виключно для військових цілей.

    5. Держави-члени повинні забезпечити, щоб нові громадські будівлі та наявні громадські будівлі, які підлягають значній реконструкції, на національному, регіональному та місцевому рівнях відігравали зразкову роль у контексті Директиви починаючи з 01 січня 2012 року. Держави-члени, між іншим, можуть дозволити, щоб такий обов’язок був виконаний шляхом дотримання положень про будівлі з майже нульовим рівнем споживання енергії, як вимагається в Директиві 2010/31/ЄС, або забезпечення використання дахів громадських будівель і змішаних приватно-громадських будівель третіми особами для встановлення установок, які виробляють енергію з відновлюваних джерел.

    6. У контексті їхніх будівельних норм і кодексів держави-члени повинні стимулювати використання систем та обладнання для опалення та охолодження на основі відновлюваної енергії, які забезпечують істотне зниження споживання енергії. З цією метою держави-члени повинні використовувати енергетичне або екологічне марковання чи інші відповідні сертифікати або стандарти, розроблені на національному рівні або на рівні Союзу, за наявності, і забезпечити надання належної інформації та порад стосовно відновлюваних альтернатив з високим рівнем енергоефективності, а також фінансових інструментів та стимулів, доступних у разі заміни, з метою стимулювання підвищення відсотка заміни старих систем опалення та переходу на рішення на основі відновлюваної енергії згідно з Директивою 2010/31/ЄС.

    7. Держави-члени повинні здійснювати оцінювання їхнього потенціалу енергії з відновлюваних джерел і використання скидного тепла та холоду в секторі опалення та охолодження. Таке оцінювання, у відповідних випадках, повинне включати територіальний аналіз районів, придатних для розгортання з низьким екологічним ризиком, і потенціалу малих проектів у домогосподарствах, і повинне бути включене до другого комплексного оцінювання, що вимагається відповідно до статті 14(1) Директиви 2012/27/ЄС, вперше до 31 грудня 2020 року і до подальших оновлень комплексних оцінювань.

    8. Держави-члени повинні оцінити регуляторні та адміністративні перешкоди для довгострокових договорів купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел і усунути необґрунтовані перешкоди та сприяти впровадженню таких договорів. Держави-члени повинні забезпечити, щоб такі договори не підпадали під дію непропорційних або дискримінаційних процедур.

    Держави-члени повинні описати політики та заходи, які сприяють впровадженню договорів купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел у їхніх інтегрованих національних планах з енергетики та клімату та звітах про прогрес згідно з Регламентом (ЄС) 2018/1999.

    Стаття 16

    Організація та тривалість процесу надання дозволів

    1. Держави-члени повинні створити або призначити один або більше контактних пунктів. Такі контактні пункти повинні, за запитом заявника, забезпечити супровід і підтримку упродовж усього процесу подання заяви про отримання адміністративного дозволу та надання дозволів. Заявник не зобов’язаний контактувати з більше ніж одним контактним пунктом упродовж усього процесу. Процес надання дозволів повинен охоплювати відповідні адміністративні дозволи на будівництво, докорінну модернізацію та експлуатацію установок для виробництва енергії з відновлюваних джерел і активів, необхідних для їх приєднання до мережі. Процес надання дозволу повинен включати всі процедури — від підтвердження отримання заяви до повідомлення про результат процедури, зазначеної в параграфі 2.

    2. Контактний пункт повинен супроводжувати заявника упродовж процесу подання заяви про отримання адміністративного дозволу у прозорий спосіб до ухвалення одного або більше рішень відповідальними органами наприкінці процесу, надавати заявнику всю необхідну інформацію та залучати, у відповідних випадках, інші адміністративні органи. Заявникам дозволяється подавати відповідні документи також у цифровому форматі.

    3. Контактний пункт повинен надати посібник із процедур для розробників проектів із виробництва відновлюваної енергії та повинні також надавати таку інформацію в онлайновому режимі, яка також повинна чітко охоплювати малі проекти та проекти споживачів відновлюваної енергії власного виробництва. В онлайновій інформації повинен бути вказаний контактний пункт, релевантний для заяви, поданої заявником. Якщо в державі-члені існує більше ніж один контактний пункт, в онлайновій інформації повинен бути вказаний контактний пункт, релевантний для заяви, поданої заявником.

    4. Без обмеження параграфа 7, тривалість процесу надання дозволів, зазначеного в параграфі 1, не повинна перевищувати два роки для електростанцій, включно з усіма відповідними процедурами компетентних органів. Якщо це належним чином обґрунтовано з огляду на надзвичайні обставини, такий дворічний період може бути продовжений на строк до одного року.

    5. Без обмеження параграфа 7, тривалість процесу надання дозволів не повинна перевищувати один рік для установок з електричною потужністю менше 150 кВт. Якщо це належним чином обґрунтовано з огляду на надзвичайні обставини, такий однорічний період може бути продовжений на строк до одного року.

    Держави-члени повинні забезпечити, щоб заявники могли легко отримати доступ до простих процедур врегулювання спорів стосовно процесу надання дозволів та видачі дозволів на будівництво та експлуатацію установок відновлюваної енергії, у тому числі, якщо застосовно, альтернативні механізми врегулювання спорів.

    6. Держави-члени повинні сприяти докорінній модернізації наявних установок відновлюваної енергії шляхом забезпечення спрощеного та швидкого процесу надання дозволів. Тривалість такого процесу не повинна перевищувати один рік.

    Якщо це належним чином обґрунтовано з огляду на надзвичайні обставини, як-от із загальних міркувань безпеки, коли проект докорінної модернізації істотно впливає на мережу або початкову потужність, такий однорічний період може бути продовжений на строк до одного року.

    7. Строки, встановлені у цій статті, застосовуються, без обмеження обов’язків згідно із застосовним правом Союзу, до судового оскарження, судового захисту та інших проваджень у суді або трибуналі, а також до альтернативних механізмів врегулювання спорів, включно з процедурами подання скарг, позасудового оскарження та захисту, і можуть бути продовжені на строк здійснення таких процедур.

    8. Держави-члени можуть встановити процедуру простого повідомлення про приєднання до мережі проектів докорінної модернізації, як зазначено у статті 17(1). Якщо держави-члени це зроблять, докорінну модернізацію дозволяють після повідомлення відповідному органу, коли не очікується значний негативний екологічний або соціальний вплив. Такий орган повинен, упродовж шести місяців з моменту отримання повідомлення, вирішити, чи цього достатньо.

    Якщо відповідний орган вирішить, що повідомлення достатньо, він автоматично надає дозвіл. Якщо відповідний орган вирішить, що повідомлення не достатньо, необхідно подати заяву про отримання нового дозволу і застосовуються строки, зазначені в параграфі 6.

    Стаття 17

    Процедура простого повідомлення про приєднання до мережі

    1. Держави-члени повинні встановити процедуру простого повідомлення про приєднання до мережі, згідно з якою установки або агреговані одиниці виробництва споживачів відновлюваної енергії власного виробництва та демонстраційні проекти з електричною потужністю 10,8 кВт або менше чи еквівалентною для приєднань, інших ніж трифазні приєднання, приєднуються до мережі після повідомлення оператору системи розподілу.

    Оператор системи розподілу може, упродовж обмеженого періоду після повідомлення, відхили запитане приєднання до мережі або запропонувати альтернативну точку приєднання до мережі з огляду на такі обґрунтовані підстави, як міркування безпеки або технічна несумісність компонентів системи. У разі ухвалення позитивного рішення оператором системи розподілу або за відсутності рішення оператора системи розподілу протягом одного місяця з моменту повідомлення установка або агрегована одиниця виробництва може бути приєднана.

    2. Держави-члени можуть дозволити процедуру простого повідомлення для установок або агрегованих одиниць виробництва з електричною потужністю понад 10,8 кВт і до 50 кВт за умови підтримання мережевої стабільності, надійності та безпеки.

    Стаття 18

    Інформація та навчання

    1. Держави-члени повинні забезпечити надання інформації про заходи підтримки всім відповідним учасникам, таким як споживачі, у тому числі споживачі з низьким рівнем доходу, вразливі споживачі, споживачі відновлюваної енергії власного виробництва, ВДЕ-громади, будівельники, монтажники, архітектори, постачальники опалювального, охолоджувального та електричного обладнання та систем, а також постачальники транспортних засобів, сумісних із використанням відновлюваної енергії, і розумних транспортних систем.

    2. Держави-члени повинні забезпечити надання інформації про чисті вигоди, витрати та енергоефективність обладнання та систем для використання енергії для опалення та охолодження та електроенергії з відновлюваних джерел постачальником обладнання або системи чи компетентними органами.

    3. Держави-члени повинні забезпечити наявність схем сертифікації або еквівалентних кваліфікаційних схем для монтажників малих котлів і плит на біомасі, сонячних фотоелектричних і сонячних теплових систем, геотермальних систем неглибокого залягання та теплових насосів. Такі схеми можуть враховувати наявні схеми та структури, у відповідних випадках, і повинні ґрунтуватися на критеріях, встановлених в додатку IV. Кожна держава-член повинна визнавати сертифікацію, надану іншими державами-членами згідно з такими критеріями.

    4. Держави-члени повинні надавати громадськості інформацію про схеми сертифікації та еквівалентні кваліфікаційні схеми, як зазначено в параграфі 3. Держави-члени також можуть скласти перелік монтажників, які кваліфіковані або сертифіковані згідно з параграфом 3.

    5. Держави-члени повинні забезпечити надання настанов всім відповідним суб’єктам, зокрема проектувальникам і архітекторам, щоб вони могли належним чином розглянути оптимальну комбінацію енергії з відновлюваних джерел, високоефективних технологій, а також централізованого теплопостачання та охолодження при плануванні, проектуванні, будівництві та реконструкції промислових, комерційних і житлових районів.

    6. Держави-члени, у відповідних випадках за участю місцевих і регіональних органів, повинні розробити прийнятні інформаційні, просвітницькі, профорієнтаційні або навчальні програми для інформування громадян про те, як реалізувати їхні права активних споживачів, а також про переваги та практичні умови, у тому числі технічні та фінансові аспекти, розвитку та використання енергії з відновлюваних джерел, у тому числі шляхом споживання відновлюваної енергії власного виробництва або в рамках ВДЕ-громад.

    Стаття 19

    Гарантії походження енергії з відновлюваних джерел

    1. Для цілей підтвердження кінцевим споживачам частки або кількості енергії з відновлюваних джерел в енергетичному балансі постачальника енергії та в обсязі енергії, постаченому споживачам за договорами, пропонованими в контексті споживання енергії з відновлюваних джерел, держави-члени повинні забезпечити можливість гарантування походження енергії з відновлюваних джерел у розумінні цієї Директиви згідно з об’єктивними, прозорими і недискримінаційними критеріями.

    2. З цією метою держави-члени повинні забезпечити видачу гарантії походження за запитом виробника енергії з відновлюваних джерел, якщо тільки держави-члени не вирішать, для цілей врахування ринкової вартості гарантії походження, не видавати таку гарантію походження виробнику, який отримує фінансову підтримку в рамках схеми підтримки. Держави-члени можуть організувати видачу гарантій походження енергії з невідновлюваних джерел. Видача гарантій походження може здійснюватися на основі мінімального ліміту потужності. Гарантія походження повинна мати стандартний обсяг — 1 МВт⸱год. Для кожної одиниці виробленої енергії необхідно видавати не більше однієї гарантії походження.

    Держави-члени повинні забезпечити, щоб одна й та сама одиниця енергії з відновлюваних джерел враховувалася тільки один раз.

    Держави-члени повинні забезпечити, щоб, якщо виробник отримує фінансову підтримку в рамках схеми підтримки, ринкова вартість гарантії походження того самого виробленого обсягу належним чином враховувалася у відповідній схемі підтримки.

    Припускається, що ринкова вартість гарантії походження була належним чином врахована в будь-якому з таких випадків:

    (a) якщо фінансову підтримку надають у рамках тендерної процедури або системи торгівлі «зеленими» сертифікатами;

    (b) якщо ринкову вартість гарантій походження в адміністративний спосіб враховують у розмірі фінансової підтримки; або

    (c) якщо гарантії підтримки безпосередньо видають не виробнику, а постачальнику або споживачу, який купує енергію з відновлюваних джерел у конкурентному середовищі або за довгостроковим договором купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел.

    Щоб врахувати ринкову вартість гарантії походження, держави-члени можуть, між іншим, вирішити видати гарантію походження виробнику та відразу скасувати її.

    Гарантія походження не має значення для дотримання державою-члена статті 3. Передача гарантій походження, окремо або разом з фізичною передачею енергії, не впливає на рішення держав-членів використовувати статистичну передачу, спільні проекти або спільні схеми підтримки для дотримання статті 3 або на розрахування валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел згідно зі статтею 7.

    3. Для цілей параграфа 1 строк дії гарантій походження становить 12 місяців з моменту виробництва відповідної одиниці енергії. Держави-члени повинні забезпечити, щоб строк дії всіх гарантій походження, які не були скасовані, завершувався не пізніше ніж через 18 місяців з моменту виробництва одиниці енергії. Держави-члени повинні включати гарантії походження, строк дії яких завершився, при розрахуванні їхнього залишкового енергетичного балансу.

    4. Для цілей розкриття інформації, зазначеної в параграфах 8 і 13, держави-члени повинні забезпечити скасування гарантій походження енергетичними компаніями не пізніше ніж протягом шести місяців з моменту завершення строку дії гарантії походження.

    5. Держави-члени або призначені компетентні органи повинні здійснювати нагляд за видачею, передачею та скасуванням гарантій походження. Призначені компетентні органи не повинні мати обов’язки, які дублюються за географічною сферою дії, і повинні бути незалежними від діяльності з виробництва, торгівлі та постачання.

    6. Держави-члени або призначені компетентні органи повинні створити належні механізми, щоб забезпечити, що гарантії походження видаються, передаються та скасовуються в електронній формі і що вони є достовірними, надійними та захищеними від шахрайства. Держави-члени та призначені компетентні органи повинні забезпечити, щоб встановлені ними вимоги відповідали стандарту CEN-EN 16325.

    7. У гарантії походження повинна бути вказана принаймні така інформація:

    (a) джерело енергії, з якого була вироблена енергія, а також дати початку та завершення виробництва;

    (b) чи вона стосується:

    (i) електроенергії;

    (ii) газу, у тому числі водню; або

    (iii) опалення чи охолодження;

    (c) ідентифікаційні дані, місцезнаходження, тип і потужність установки, на якій була вироблена енергія;

    (d) чи установці надавалася інвестиційна підтримка і чи одиниця енергії будь-яким іншим чином отримала вигоду від національної схеми підтримки, а також тип схеми підтримки;

    (e) дата введення установки в експлуатацію; та

    (f) дата і країна видачі та унікальний ідентифікаційний номер.

    У гарантіях походження для установок потужністю менше 50 кВт можна вказувати спрощену інформацію.

    8. Якщо постачальник енергії зобов’язаний підтвердити частку або кількість енергії з відновлюваних джерел у своєму енергетичному балансі для цілей пункту (а) статті 3(9) Директиви 2009/72/ЄС, він повинен використовувати для цього гарантії походження, за винятком:

    (a) частки його енергетичного балансу, що відповідає невідстеженим комерційним пропозиціям, за наявності, для яких постачальник може використовувати залишковий енергетичний баланс;

    (b) випадку, коли держава-член вирішує не видавати гарантії походження виробнику, який отримує фінансову підтримку в рамках схеми підтримки.

    Якщо держави-члени передбачили гарантії походження для інших типів енергії, постачальники повинні використовувати для розкриття інформації гарантії походження того самого типу, що й постачена енергія. Аналогічно, гарантії походження, складені відповідно до статті 14(10) Директиви 2012/27/ЄС, можуть використовуватися для виконання будь-якої вимоги щодо підтвердження кількості електроенергії, виробленої за допомогою високоефективної когенерації. Для цілей параграфа 2 цієї статті, якщо електроенергію виробляють за допомогою високоефективної когенерації, може бути видана лише одна гарантія походження, у якій вказані обидві характеристики.

    9. Держави-члени повинні визнавати гарантії походження, видані іншими державами-членами згідно із цією Директивою, виключно як підтвердження елементів, зазначених у параграфі 1 і пунктах (a)–(f) першого підпараграфа параграфа 7. Держава-член може відмовитися визнавати гарантію походження, тільки якщо вона має належним чином обґрунтовані сумніви щодо її достовірності, надійності або правдивості. Держава-член повинна повідомити Комісію про таку відмову та надати її обґрунтування.

    10. Якщо Комісія встановить, що відмова визнати гарантію походження є необґрунтованою, Комісія може ухвалити рішення, що вимагає від відповідної держави-члена її визнання.

    11. Держави-члени не повинні визнавати гарантії походження, видані третьою країною, окрім як у випадках, коли Союз уклав угоду з такою третьою країною про взаємне визнання гарантій походження, виданих у Союзі, і сумісних систем гарантій походження, встановлених у такій третій країні, і тільки за наявності прямого імпорту або експорту енергії.

    12. Держава-член може, згідно з правом Союзу, встановити об’єктивні, прозорі та недискримінаційні критерії для використання гарантій походження згідно з обов’язками, встановленими у статті 3(9) Директиви 2009/72/ЄС.

    13. Комісія повинна ухвалити звіт з оцінкою варіантів встановлення «зеленого» марковання Союзу, щоб стимулювати використання відновлюваної енергії, виробленої новими установками. Постачальники повинні використовувати інформацію, яка міститься в гарантіях походження, для підтвердження відповідності вимогам щодо такого марковання.

    Стаття 20

    Доступ до мереж та їх експлуатація

    1. У відповідних випадках держави-члени повинні оцінити необхідність розширення наявної інфраструктури газових мереж, щоб сприяти інтеграції газу з відновлюваних джерел.

    2. У відповідних випадках держави-члени повинні вимагати від операторів газотранспортних і газорозподільних систем на їхній території публікувати технічні правила згідно зі статтею 8 Директиви 2009/73/ЄС, зокрема стосовно правил приєднання до мережі, що включають вимоги до якості, одоризації та тиску газу. Держави-члени також повинні вимагати від операторів газотранспортних і газорозподільних систем публікувати тарифи на підключення газу з відновлюваних джерел на основі об’єктивних, прозорих і недискримінаційних критеріїв.

    3. Згідно з оцінкою, включеною до інтегрованих національних планів з енергетики та клімату згідно з додатком І до Регламенту (ЄС) 2018/1999, що стосується потреби в будівництві нової інфраструктури для централізованого теплопостачання та охолодження з відновлюваних джерел для досягнення цільового показника Союзу, встановленого у статті 3(1) цієї Директиви, держави-члени повинні, у відповідних випадках, вжити необхідних заходів з метою розвитку інфраструктури централізованого теплопостачання та охолодження для забезпечення розвитку теплопостачання та охолодження з використанням великих установок на біомасі, енергії сонця, енергії навколишнього середовища та геотермальній енергії, а також зі скидного тепла та холоду.

    Стаття 21

    Споживачі відновлюваної енергії власного виробництва

    1. Держави-члени повинні забезпечити, щоб споживачі мали право ставати споживачами відновлюваної енергії власного виробництва відповідно до цієї статті.

    2. Держави-члени повинні забезпечити, щоб споживачі відновлюваної енергії власного виробництва, окремо або через агрегаторів, мали право:

    (a) виробляти відновлювану енергію, у тому числі для власних потреб, зберігати та продавати надлишок відновлюваної електроенергії, у тому числі за договорами купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел, через постачальників електроенергії та за угодами однорангової торгівлі, не підпадаючи під дію:

    (i) стосовно електроенергії, яку вони споживають із мережі або відпускають у мережу — дискримінаційних або непропорційних процедур і зборів, а також мережевих зборів, які не відображають витрати;

    (ii) стосовно електроенергії з відновлюваних джерел власного виробництва, що не виходить за межі їхніх приміщень, — дискримінаційних або непропорційних процедур, а також будь-яких зборів або платежів;

    (b) встановлювати та експлуатувати електроакумулюючі системи в поєднанні з установками, що виробляють відновлювану електроенергію для власних потреб, без обов’язку сплачувати будь-який подвійний збір, включно з мережевими зборами, за електроенергію, що зберігається та не виходить за межі їхніх приміщень;

    (c) зберігати за собою права та обов’язки кінцевих споживачів;

    (d) отримувати винагороду, у тому числі, якщо застосовно, у рамках схем підтримки, за відновлювану електроенергію власного виробництва, яку вони відпускають в мережу, що відображає ринкову вартість такої електроенергії та може враховувати її довгострокову цінність для мережі, довкілля та суспільства

    3. Держави-члени можуть застосовувати недискримінаційні та пропорційні збори та платежі до споживачів відновлюваної енергії власного виробництва стосовно відновлюваної електроенергії власного виробництва, що не виходить за межі їхніх приміщень, в одному або більше зазначених нижче випадків:

    (a) якщо відновлювана електроенергія власного виробництва фактично отримує підтримку в рамках схем підтримки тільки в обсязі, що не підриває економічну життєздатність проекту та стимулювальний ефект такої підтримки;

    (b) починаючи з 01 грудня 2026 року, якщо загальна частка установок, які споживають відновлювану енергію власного виробництва, перевищує 8% загальної встановленої електричної потужності в державі-члені і якщо доведено, за допомогою аналізу витрат і вигід, проведеного національним регуляторним органом такої держави-члена у формі відкритого, прозорого та колегіального процесу, що положення, встановлене в пункті (a)(ii) параграфа 2, призводить до значного непропорційного навантаження на довгострокову фінансову сталість енергосистеми або створює стимул, що виходить за межі об’єктивно необхідного для досягнення результативного за витратами розгортання відновлюваної енергії, і що таке навантаження або стимул не можуть бути мінімізовані шляхом вжиття інших обґрунтованих заходів; або

    (c) якщо відновлювана електроенергія власного виробництва виробляється установками із загальною встановленою електричною потужністю понад 30 кВт.

    4. Держави-члени повинні забезпечити, щоб споживачі відновлюваної енергії власного виробництва, розташовані в одній будівлі, у тому числі в багатоквартирному будинку, мали право брати спільно здійснювати діяльність, зазначену в параграфі 2, і щоб їм було дозволено організовувати розподіл відновлюваної енергії, що виробляється на їхньому об’єкті або об’єктах між собою, без обмеження мережевих зборів та інших відповідних зборів, платежів, мит і податків, застосовних до кожного споживача відновлюваної енергії власного виробництва. Держави-члени можуть розмежовувати окремих і спільно діючих споживачів відновлюваної енергії власного виробництва. Будь-яке таке розмежування повинне бути пропорційним і належним чином обґрунтованим.

    5. Установка споживача відновлюваної енергії власного виробництва може перебувати у власності третьої особи або в управлінні третьої особи в контексті встановлення, експлуатації, у тому числі обліку та технічного обслуговування, за умови, що третя особа виконує вказівки споживача відновлюваної енергії власного виробництва. Така третя особа не вважається споживачем відновлюваної енергії власного виробництва.

    6. Держави-члени повинні встановити рамку сприяння для стимулювання та сприяння розвитку споживання відновлюваної енергії власного виробництва на основі оцінювання наявних необґрунтованих перешкод для споживання відновлюваної енергії власного виробництва та його потенціалу на їхній території та в їхніх енергетичних мережах. Така рамка сприяння повинна, між іншим:

    (a) забезпечувати доступність споживання відновлюваної енергії власного виробництва для всіх кінцевих споживачів, у тому числі споживачів у домогосподарствах із низьким рівнем доходу та вразливих домогосподарствах;

    (b) усувати необґрунтовані перешкоди для фінансування проектів на ринку та передбачати заходи для полегшення доступу до фінансування;

    (c) усувати інші необґрунтовані регуляторні перешкоди для споживання відновлюваної енергії власного виробництва, у тому числі для орендарів;

    (d) передбачати стимули для власників будівель із метою створення можливостей для споживання відновлюваної енергії власного виробництва, у тому числі для орендарів;

    (e) надавати споживачам відновлюваної енергії власного виробництва, стосовно відновлюваної електроенергії власного виробництва, яку вони відпускають у мережу, недискримінаційний доступ до відповідних наявних схем підтримки, а також до всіх сегментів ринку електроенергії;

    (f) забезпечувати належний і збалансований внесок споживачів відновлюваної енергії власного виробництва в розподіл загальних витрат, пов’язаних із системою, у разі відпуску електроенергії в мережу.

    Держави-члени повинні включити стислий опис політик і заходів у межах рамки сприяння та оцінку їхньої реалізації, відповідно, до їхніх інтегрованих національних планів з енергетики та клімату та звітів про прогрес згідно з Регламентом (ЄС) 2018/1999.

    7. Ця стаття не обмежує статті 107 і 108 ДФЄС.

    Стаття 22

    ВДЕ-громади

    1. Держави-члени повинні забезпечити, щоб кінцеві споживачі, зокрема побутові споживачі, мали право брати участь у ВДЕ-громаді, зберігаючи за собою права та обов’язки кінцевих споживачів і не підпадаючи під дію необґрунтованих або дискримінаційних умов чи процедур, які перешкоджають їхній участі у ВДЕ-громаді, за умови, що, для приватних суб’єктів господарювання, така участь не є їхньою основною комерційною або професійною діяльністю.

    2. Держави-члени повинні забезпечити, щоб ВДЕ-громади мали право:

    (a) виробляти, споживати, зберігати та продавати відновлювану енергію, у тому числі за договорами купівлі-продажу електроенергії з відновлюваних джерел;

    (b) зберігати, у межах ВДЕ-громади, відновлювану енергію, вироблену одиницями виробництва, які перебувають у власності такої ВДЕ-громади, відповідно до інших вимог, встановлених у цій статті, і зі збереженням прав та обов’язків членів ВДЕ-громади як споживачів;

    (c) отримувати доступ до всіх прийнятних енергетичних ринків безпосередньо або шляхом агрегації в недискримінаційний спосіб.

    3. Держави-члени повинні проводити оцінювання наявних перешкод і потенціалу розвитку ВДЕ-громад на їхній території.

    4. Держави-члени повинні передбачити рамку сприяння для стимулювання та сприяння розвитку ВДЕ-громад. Така рамка, між іншим, повинна забезпечувати:

    (a) усунення необґрунтованих регуляторних і адміністративних перешкод для ВДЕ-громад;

    (b) щоб ВДЕ-громади, які постачають енергію або надають послуги з агрегування чи інші комерційні енергетичні послуги, підпадали під дію положень, що стосуються таких видів діяльності;

    (c) щоб відповідний оператор системи розподілу співпрацював із ВДЕ-громадами для сприяння передачі енергії в межах ВДЕ-громад;

    (d) щоб ВДЕ-громади підпадали під дію справедливих, пропорційних і прозорих процедур, у тому числі процедур реєстрації та ліцензування, і мережевих зборів, які відображають витрати, а також відповідних зборів, мит і податків, які забезпечують їхній належний, справедливий і збалансований внесок у розподіл загальних витрат, пов’язаних із системою, згідно з результатами прозорого аналізу витрат і вигід від розподілених джерел енергії, розробленим національними компетентними органами;

    (e) щоб до ВДЕ-громад не застосовувався дискримінаційний підхід стосовно їхньої діяльності, прав і обов’язків у якості кінцевих споживачів, виробників, постачальників, операторів систем розподілу або інших учасників ринку;

    (f) щоб участь у ВДЕ-громадах була доступна всім споживачам, утому числі споживачам у домогосподарствах із низьким рівнем доходу та вразливих домогосподарствах;

    (g) наявність інструментів для полегшення доступу до фінансування та інформації;

    (h) щоб органам публічної влади надавалася регуляторна підтримка та підтримка у зміцненні спроможності у сфері сприяння ВДЕ-громадам і їх створення та в наданні допомоги для безпосередньої участі органів;

    (i) наявність правил для гарантування рівноправного та недискримінаційного підходу до споживачів, які беруть участь у ВДЕ-громадах.

    5. Основні елементи рамки сприяння, зазначеної в параграфі 4, та її впровадження повинні бути включені до оновлень інтегрованих національних планів з енергетики та клімату держав-членів і звітів про прогрес згідно з Регламентом (ЄС) 2018/1999.

    6. Держави-члени можуть передбачити, щоб ВДЕ-громади були відкриті для транскордонної участі.

    7. Без обмеження статей 107 і 108 ДФЄС, держави-члени повинні враховувати особливості ВДЕ-громад при розробленні схем підтримки, щоб надати їм можливість брати участь у конкурентних процедурах для отримання підтримки на рівних умовах з іншими учасниками ринку.

    Стаття 23

    Підвищення використання відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження

    1. Щоб стимулювати використання відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження, кожна держава-член повинна докладати зусиль для збільшення частки відновлюваної енергії в такому секторі приблизно на 1,3 відсотка — середньорічний показник, розрахований для періодів з 2021 до 2025 року та з 2026 до 2030 року, починаючи із частки відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження у 2020 році, вираженої у вигляді національної частки кінцевого споживання енергії та розрахованої згідно з методологією, визначеною у статті 7, без обмеження параграфа 2 цієї статті. Таке збільшення обмежується приблизно 1,1 відсотка для держав-членів, у яких не використовуються скидне тепло та холод. Держави-члени повинні, у відповідних випадках, надавати пріоритет найкращим доступним технологіям.

    2. Для цілей параграфа 1 при розрахуванні частки відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження та середньорічного збільшення згідно із зазначеним параграфом кожна держава-член:

    (a) може враховувати скидне тепло та холод до досягнення ліміту в розмірі 40% середньорічного збільшення;

    (b) якщо її частка відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження перевищує 60%, може зараховувати будь-яку таку частку в якості середньорічного збільшення; та

    (c) якщо її частка відновлюваної енергії в секторі опалення та охолодження перевищує 50%, але менша за 60%, може зараховувати будь-яку таку частку в якості половини середньорічного збільшення.

    Вирішуючи, які заходи необхідно ухвалити для цілей розгортання енергії з відновлюваних джерел у секторі опалення та охолодження, держави-члени можуть враховувати результативність за витратами, що відображає структурні перешкоди, які виникають через високу частку природного газу або охолодження чи розосереджену структуру поселення з низькою щільністю населення.

    Якщо такі заходи призведуть до нижчого середньорічного збільшення, ніж вимагається в параграфі 1 цієї статті, держави-члени повинні це оприлюднити, наприклад, у їхніх інтегрованих національних звітах про прогрес у сфері енергетики та клімату відповідно до статті 20 Регламенту (ЄС) 2018/1999, і вказати Комісії причини, включно з вибором заходів, як зазначено у другому підпараграфі цього параграфа.

    3. На основі об’єктивних і недискримінаційних критеріїв держави-члени можуть скласти та оприлюднити перелік заходів та призначити і оприлюднити виконавців, таких як постачальники палива, публічні або професійні організації, які повинні робити внесок у досягнення середньорічного збільшення, зазначеного в параграфі 1.

    4. Держави-члени можуть впровадити середньорічне збільшення, зазначене в параграфі 1, за допомогою, між іншим, одного або більше зазначених нижче варіантів:

    (a) фізичне включення відновлюваної енергії або скидного тепла та холоду до енергії та енергетичного палива, які постачаються для цілей опалення та охолодження;

    (b) прямі заходи пом’якшення, як-от встановлення високоефективних систем опалення та охолодження на основі відновлюваної енергії в будівлях або використання відновлюваної енергії чи скидного тепла та холоду у промислових процесах опалення та охолодження;

    (c) непрямі заходи пом’якшення, що охоплюються обіговими сертифікатами, які підтверджують виконання обов’язку, встановленого в параграфі 1, шляхом підтримки непрямих заходів пом’якшення, які здійснюються іншим суб’єктом господарювання, таким як незалежний монтажник відновлюваних технологій або енергосервісна компанія, що надає послуги зі встановлення установок відновлюваної енергії;

    (d) інші інструменти політики, які мають еквівалентний ефект, для досягнення середньорічного збільшення, зазначеного в параграфі 1, у тому числі фіскальні заходи та інші фінансові стимули.

    При ухваленні та впровадженні заходів, зазначених у першому підпараграфі, держави-члени повинні намагатися забезпечити доступність заходів для всіх споживачів, зокрема для споживачів у домогосподарствах із низьким рівнем доходу або вразливих домогосподарствах, які в іншому випадку не мали би достатнього початкового капіталу для участі.

    5. Держави-члени можуть використовувати структури, створені згідно з національними обов’язками щодо заощадження енергії, визначеними у статті 7 Директиви 2012/27/ЄС, для реалізації та моніторингу заходів, зазначених у параграфі 3 цієї статті.

    6. У разі призначення виконавців відповідно до параграфа 3 держави-члени повинні забезпечити, щоб внесок таких призначених виконавців піддавався вимірюванню та перевірці і щоб призначені виконавці щорічно звітували про:

    (a) загальний обсяг енергії, постаченої для цілей опалення та охолодження;

    (b) загальний обсяг відновлюваної енергії, постаченої для цілей опалення та охолодження;

    (c) обсяг скидного тепла та холоду, постачених для цілей опалення та охолодження;

    (d) частку відновлюваної енергії та скидного тепла і холоду в загальному обсязі енергії, постаченої для цілей опалення та охолодження; та

    (e) тип відновлюваного джерела енергії.

    Стаття 24

    Централізоване теплопостачання та охолодження

    1. Держави-члени повинні забезпечити, щоб інформація про енергоефективність і частку відновлюваної енергії в системах централізованого теплопостачання та охолодження надавалася кінцевим споживачам у легкодоступний спосіб, як-от на вебсайтах постачальників, у річних рахунках або за запитом.

    2. Держави-члени повинні встановити необхідні заходи та умови, щоб дати змогу споживачам систем централізованого теплопостачання або охолодження, які не є ефективними системами централізованого теплопостачання та охолодження або які не є такими системами до 31 грудня 2025 року на основі плану, затвердженого компетентним органом, від’єднатися від них шляхом розірвання або змінення їхнього договору, щоб самим виробляти енергію для опалення та охолодження з відновлюваних джерел.

    Якщо розірвання договору пов’язане з фізичним від’єднанням, умовою такого розірвання може бути компенсація витрат, безпосередньо понесених у зв’язку з фізичним від’єднанням, а також неамортизованої частини активів, необхідних для подачі тепла або холоду такому споживачу.

    3. Держави-члени можуть обмежувати дію права на від’єднання шляхом розірвання або змінення договору згідно з параграфом 2 колом споживачів, які можуть довести, що заплановане альтернативне рішення для постачання енергії для цілей опалення та охолодження призводить до істотно вищої енергоефективності. Оцінювання енергоефективності альтернативного рішення для постачання енергії може ґрунтуватися на енергетичному сертифікаті.

    4. Держави-члени повинні встановити необхідні заходи, щоб забезпечити внесок систем централізованого теплопостачання та охолодження у збільшення, зазначене у статті 23(1) цієї Директиви, шляхом реалізації принаймні одного з двох зазначених нижче варіантів:

    (a) Докладання зусиль для збільшення частки енергії з відновлюваних джерел і скидного тепла та холоду в секторі централізованого теплопостачання та охолодження принаймні на один відсоток — середньорічний показник, розрахований для періоду з 2021 до 2025 року та для періоду з 2026 до 2030 року, починаючи із частки енергії з відновлюваних джерел і скидного тепла та холоду у 2020 році, вираженої як частка кінцевого споживання енергії в секторі централізованого теплопостачання та охолодження, шляхом реалізації заходів, які потенційно можуть викликати таке середньорічне збільшення в роки зі звичайними кліматичними умовами.

    Держави-члени із часткою енергії з відновлюваних джерел і скидного тепла та холоду в секторі централізованого теплопостачання та охолодження, що перевищує 60%, можуть зараховувати будь-яку таку частку в якості середньорічного збільшення, зазначеного в першому підпараграфі цього пункту.

    Держави-члени повинні встановити необхідні заходи для досягнення середньорічного збільшення, зазначеного в першому підпараграфі цього пункту, у їхніх інтегрованих національних планах з енергетики та клімату відповідно до додатка І до Регламенту (ЄС) 2018/1999.

    (b) Забезпечення того, щоб оператори систем централізованого теплопостачання або охолодження були зобов’язані приєднувати постачальників енергії з відновлюваних джерел і скидного тепла та холоду або були зобов’язані приєднувати сторонніх постачальників або купувати в них тепло чи холод з відновлюваних джерел і скидного тепла та холоду на основі недискримінаційних критеріїв, встановлених компетентним органом відповідної держави-члена, якщо їм необхідно здійснити одну або більше з таких дій:

    (i) задовольнити попит нових споживачів;

    (ii) замінити наявну потужність виробництва тепла або холоду;

    (iii) розширити наявну потужність виробництва тепла або холоду.

    5. Якщо держава-член реалізує варіант, зазначений у пункті (b) параграфа 4, оператор системи централізованого теплопостачання або охолодження може відмовитися приєднувати стороннього постачальника та купувати в нього тепло або холод в таких випадках:

    (a) системі бракує необхідної потужності через інші постачення скидного тепла та холоду, тепла та холоду з відновлюваних джерел або тепла та холоду, вироблених за допомогою високоефективної когенерації;

    (b) тепло або холод від стороннього постачальника не відповідає технічним параметрам, необхідним для приєднання та забезпечення надійної і безпечної експлуатації системи централізованого теплопостачання та охолодження; або

    (c) оператор може довести, що надання доступу призведе до надмірного підвищення вартості тепла або холоду для кінцевих споживачів порівняно з вартістю використання основного місцевого джерела постачання тепла або холоду, з яким конкуруватимуть тепло та холод із відновлюваних джерелі чи скидне тепло та холод.

    Держави-члени повинні забезпечити, щоб, коли оператор системи централізованого теплопостачання або охолодження відмовляє у приєднанні постачальника тепла або холоду відповідно до першого підпараграфа, такий оператор надав компетентному органу інформацію про причини відмови, а також про умови, які повинні бути виконані, і заходи, які повинні бути вжиті в системі, щоб забезпечити можливість приєднання, згідно з параграфом 9.

    6. Якщо держава-член реалізує варіант, зазначений у пункті (b) параграфа 4, вона може звільнити операторів зазначених нижче систем централізованого теплопостачання або охолодження від застосування такого пункту:

    (a) ефективні системи централізованого теплопостачання та охолодження;

    (b) ефективні системи централізованого теплопостачання та охолодження, які використовують високоефективну когенерацію;

    (c) системи централізованого теплопостачання та охолодження, які, згідно з планом, затвердженим компетентним органом, є ефективними системами централізованого теплопостачання та охолодження до 31 грудня 2025 року;

    (d) системи централізованого теплопостачання та охолодження загальною розрахунковою тепловою потужністю нижче 20 МВт.

    7. Право на від’єднання шляхом розірвання або змінення договору згідно з параграфом 2 може бути реалізоване окремими споживачами, спільними суб’єктами господарювання, створеними споживачами, або сторонами, які діють від імені споживачів. Для багатоквартирних будинків таке від’єднання може бути здійснене тільки на рівні всього будинку згідно із застосовним житловим правом.

    8. Держави-члени повинні вимагати, щоб оператори систем розподілу принаймні кожні чотири роки оцінювали, у співпраці з операторами систем централізованого теплопостачання або охолодження в їхньому відповідному районі, потенціал систем централізованого теплопостачання або охолодження надавати послуги балансування та інші системні послуги, у тому числі управління попитом і зберігання надлишку електроенергії з відновлюваних джерел, і чи використання визначеного потенціалу буде ефективнішим за ресурсами та витратами порівняно з альтернативними рішеннями.

    9. Держави-члени повинні забезпечити, щоб права споживачів і правила експлуатації систем централізованого теплопостачання та охолодження згідно із цією статтею чітко визначалися та забезпечувалися компетентним органом.

    10. Держава-член не зобов’язана застосовувати параграфи 2–9 цієї статті, якщо:

    (a) її частка централізованого теплопостачання та охолодження менше або дорівнює 2% загального споживання в секторі опалення та охолодження станом на 24 грудня 2018 року;

    (b) її частка централізованого теплопостачання зросла понад 2% завдяки розвитку нового ефективного централізованого теплопостачання та охолодження на основі інтегрованого національного плану з енергетики та клімату згідно з додатком І до Регламенту (ЄС) 2018/1999 або результатів оцінювання, зазначених у статті 15(7) цієї Директиви; або

    (c) її частка систем, зазначених у параграфі 6 цієї статті, складає понад 90% загального обсягу продажів у секторі централізованого теплопостачання та охолодження.

    Стаття 25

    Підвищення використання відновлюваної енергії у транспортному секторі

    1. Для підвищення використання відновлюваної енергії у транспортному секторі кожна держава-член повинна встановити для постачальників палива обов’язок забезпечувати, щоб частка відновлюваної енергії в кінцевому споживанні енергії у транспортному секторі становила принаймні 14% до 2030 року (мінімальна частка) згідно з індикативною траєкторією, встановленою державою-членом і розрахованою відповідно до методології, визначеної в цій статті та у статтях 26 і 27. Комісія повинна оцінити такий обов’язок для цілей подання законодавчої пропозиції до 2023 року для його збільшення у випадку подальшого суттєвого скорочення витрат при виробництві відновлюваної енергії, якщо потрібно виконати міжнародні зобов’язання Союзу щодо декарбонізації або якщо суттєве зниження споживання енергії в Союзі обґрунтовує таке збільшення.

    Держави-члени можуть звільнити від застосування або розмежувати різних постачальників палива і різні енергоносії при встановленні обов’язку для постачальників палива, забезпечуючи врахування різних ступенів зрілості та вартості різних технологій.

    Для розрахування мінімальної частки, зазначеної в першому підпараграфі, держави-члени:

    (a) повинні враховувати відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження також у випадках, коли вони використовуються як проміжні продукти для виробництва традиційних палив; та

    (b) можуть враховувати палива з переробленого вуглецю.

    У межах мінімальної частки, зазначеної в першому підпараграфі, внесок вдосконалених біопалив і біогазу, вироблених із сировини, вказаної в частині А додатка IX, у вигляді частки кінцевого споживання енергії у транспортному секторі, повинен становити принаймні 0,2% у 2022 році, принаймні 1% у 2025 році та принаймні 3,5% у 2030 році.

    Держави-члени можуть звільнити постачальників палива, які постачають паливо у формі електроенергії або відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження, від виконання вимоги щодо дотримання мінімальної частки вдосконалених біопалив і біогазу, вироблених із сировини, вказаної в частині А додатка IX, стосовно таких палив.

    При встановленні обов’язку, зазначеного в першому та четвертому підпараграфах, для забезпечення досягнення визначеної в них частки, держави-члени можуть це зробити, між іншим, за допомогою заходів, які стосуються обсягів, енергетичного вмісту або викидів парникових газів, за умови доведення досягнення мінімальних часток, зазначених у першому та четвертому підпараграфах.

    2. Обсяг скорочення викидів парникових газів в результаті використання відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження повинен становити принаймні 70% починаючи з 01 січня 2021 року.

    До 01 січня 2021 року Комісія повинна ухвалити делегований акт згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом встановлення належних мінімальних порогових значень обсягу скорочення викидів парникових газів у результаті використання палив з переробленого вуглецю на основі оцінювання протягом життєвого циклу з урахуванням особливостей кожного виду палива.

    Стаття 26

    Спеціальні правила для біопалив, біорідин і палив з біомаси, вироблених із харчових та кормових культур

    1. Для розрахування валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел у державі-члені, зазначеного у статті 7, і мінімальної частки, зазначеної в першому підпараграфі статті 25(1), частка біопалив і біорідин, а також палив з біомаси, спожитих у транспортному секторі та вироблених із харчових та кормових культур, не повинна бути більше ніж на один відсоток вищою за частку таких палив у кінцевому споживанні енергії в секторах дорожнього та залізничного транспорту у 2020 році в такій державі-члені, але не більше ніж 7% кінцевого споживання енергії в секторах дорожнього та залізничного транспорту в такій державі-члені.

    Якщо така частка в державі-члені становить менше 1%, вона може бути підвищена не більше ніж до 2% кінцевого споживання енергії в секторах дорожнього та залізничного транспорту.

    Держави-члени можуть встановити нижчий ліміт і розмежувати, для цілей статті 29(1), різні біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з харчових та кормових культур, беручи до уваги найкращі наявні фактичні дані щодо ефекту непрямої зміни користування. Держави-члени можуть, наприклад, встановити нижчий ліміт для частки біопалив, біорідин і палив з біомаси, вироблених з олійних культур.

    Якщо частка біопалив і біорідин, а також палив з біомаси, спожитих у транспортному секторі та вироблених із харчових та кормових культур у державі-члені, обмежується часткою, книжечкою за 7%, або держава-член вирішує ще більше обмежити таку частку, така держава-член може знизити мінімальну частку, зазначену в першому підпараграфі статті 25(1), відповідно, але не більше ніж на 7 відсотків.

    2. Для розрахування валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел у державі-члені, зазначеного у статті 7, і мінімальної частки, зазначеної в першому підпараграфі статті 25(1), частка біопалив, біорідин та палив з біомаси з високим ризиком непрямої зміни землекористування, вироблених із харчових та кормових культур, для яких спостерігається значне розширення району вирощування на землі з високими вуглецевими запасами, не повинна перевищувати рівень споживання таких палив у відповідній державі-члені у 2019 році, крім випадків, коли вони сертифіковані як біопалива, біорідини та палива з біомаси з низьким ризиком непрямої зміни землекористування відповідно до цього параграфа.

    З 31 грудня 2023 року та не пізніше ніж до 31 грудня 2030 року такий ліміт повинен бути поступово знижений до 0%.

    До 01 лютого 2019 року Комісія повинна подати Європейському Парламенту і Раді звіт про стан розширення вирощування відповідних харчових і кормових культур у світі.

    До 01 лютого 2019 року Комісія повинна ухвалити делегований акт згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом встановлення критеріїв сертифікації біопалив, біорідин та палив з біомаси з низьким ризиком непрямої зміни землекористування та визначення сировини з високим ризиком непрямої зміни землекористування, для якої спостерігається значне розширення району вирощування на землі з високими вуглецевими запасами. Звіт і супровідний делегований акт повинні ґрунтуватися на найкращих наявних наукових даних.

    До 01 вересня 2023 року Комісія повинна переглянути критерії, встановлені в делегованому акті, зазначеному у четвертому параграфі, на основі найкращих наявних наукових даних і ухвалити делеговані акти згідно зі статтею 35 для внесення змін до таких критеріїв, у відповідних випадках, і включення траєкторії поступового зниження внеску в досягнення цільового показника Союзу, встановленого у статті 3(1), і мінімальної частки, зазначеної в першому підпараграфі статті 25(1), біопалив, біорідин та палив з біомаси з високим ризиком непрямої зміни землекористування, вироблених із сировини, для якої спостерігається значне розширення району вирощування на землі з високими вуглецевими запасами.

    Стаття 27

    Правила розрахування мінімальних часток відновлюваної енергії у транспортному секторі

    1. Для цілей розрахування мінімальних часток, зазначених у першому та четвертому підпараграфах статті 25(1), застосовуються такі положення:

    (a) для розрахування знаменника, що є енергетичним вмістом палив у секторах дорожнього та залізничного транспорту, постачених для споживання або використання на ринку, необхідно враховувати бензин, дизель, природний газ, біопалива, біорідини, відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження, палива з переробленого вуглецю та електроенергію, постачену в секторах дорожнього та залізничного транспорту.

    (b) для розрахування чисельника, що є обсягом енергії з відновлюваних джерел, спожитої у транспортному секторі, для цілей першого підпараграфа статті 25(1) необхідно враховувати енергетичний вміст всіх типів енергії з відновлюваних джерел, постаченої в усіх підсекторах транспортного сектора, у тому числі відновлювану електроенергію, постачену в секторах дорожнього та автомобільного транспорту. Держави-члени також можуть враховувати палива з переробленого вуглецю.

    Для розрахування чисельника частка біопалив і біогазу, вироблених із сировини, вказаної у частині В додатка IX, окрім як для Кіпру та Мальти, повинна бути обмежена до 1,7% енергетичного вмісту транспортних палив, постачених для споживання або використання на ринку. В обґрунтованих випадках держави-члени можуть змінити такий ліміт з урахуванням доступності сировини. Будь-яка така зміна повинна бути затверджена Комісією;

    (c) для розрахування чисельника та знаменника використовуються значення, які стосуються енергетичного вмісту транспортних палив, як визначено в додатку III. Для визначення енергетичного вмісту транспортних палив, не включених до додатка III, держави-члени повинні використовувати відповідні стандарти ESO для визначення теплотворної здатності палив. Якщо для таких цілей не був ухвалений жодний стандарт ESO, держави-члени повинні використовувати відповідні стандарти ISO. Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом адаптації енергетичного вмісту транспортних палив, як визначено в додатку ІІІ, з огляду на науковий і технічний прогрес.

    2. Для цілей підтвердження дотримання мінімальних часток, зазначених у статті 25(1):

    (a) частка біопалив і біогазу для транспорту, вироблених із сировини, вказаної в додатку IX, може вважатися вдвічі більшою за їхній енергетичний вміст;

    (b) частка відновлюваної енергії вважається у чотири рази більшою за її енергетичний вміст при постачанні для дорожніх транспортних засобів і може вважатися в 1,5 разу більшою за її енергетичний вміст при постачанні для залізничного транспорту;

    (c) за винятком палив, вироблених із харчових і кормових культур, частка палив, постачених в авіаційному та морському секторах, вважається в 1,2 разу більшою за їхній енергетичний вміст.

    3. Для розрахування частки відновлюваної електроенергії в обсязі електроенергії, постаченої для дорожніх і залізничних транспортних засобів, для цілей параграфа 1 цієї статті держави-члени повинні брати до уваги дворічний період, що передував року, у якому електроенергію постачають на їхню територію.

    Як відступ від першого підпараграфа цього параграфа, для визначення частки електроенергії для цілей параграфа 1 цієї статті у випадку електроенергії, яка отримана через пряме підключення до установки, що виробляє відновлювану електроенергію, і яку постачають для дорожніх транспортних засобів, таку електроенергію повністю зараховують як відновлювану.

    Щоб забезпечити покриття очікуваного збільшення попиту на електроенергію у транспортному секторі, що перевищує поточний базовий показник, за рахунок додаткової потужності виробництва відновлюваної електроенергії, Комісія повинна розробити рамки додатковості у транспортному секторі та різні варіанти з метою визначення базового показника в державах-членах і вимірювання додатковості.

    Для цілей цього параграфа, якщо електроенергію використовують для виробництва відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження безпосередньо або для виробництва проміжних продуктів, для визначення частки відновлюваної енергії використовується середня частка електроенергії з відновлюваних джерел у країні виробництва, виміряна за два роки, що передували відповідному року.

    Однак електроенергія, отримана від прямого підключення до установки, що виробляє відновлювану електроенергію, може бути повністю зарахована як відновлювана електроенергія, якщо вона використовується для виробництва відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження, за умови, що установка:

    (a) вводиться в експлуатацію після або одночасно з установкою, що виробляє відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження; та

    (b) не приєднана до мережі або приєднана до мережі, але можуть бути надані докази постачання відповідної електроенергії без споживання електроенергії з мережі.

    Електроенергію, спожиту з мережі, можна вважати повністю відновлюваною за умови, що вона вироблена виключно з відновлюваних джерел і були підтверджені відновлювані властивості та інші відповідні критерії, із забезпеченням того, щоб відновлювані властивості такої електроенергії були заявлені тільки один раз і тільки в секторі кінцевого споживання.

    До 31 грудня 2021 року Комісія повинна ухвалити делегований акт згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом встановлення методології Союзу, що визначає детальні правила, згідно з якими суб’єкти господарювання повинні виконувати вимоги, встановлені у п’ятому та шостому підпараграфах цього параграфа.

    Стаття 28

    Інші положення про відновлювану енергію у транспортному секторі

    1. З метою мінімізації ризику заявлення одних і тих самих постачень у Союзі більше ніж один раз, держави-члени та Комісія повинні зміцнити співпрацю між національними системами, а також між національними системами, добровільними схемами та контролерами, створеними відповідно до статті 30, у тому числі, у відповідних випадках, обмін даними. Якщо компетентний орган однієї держави-члена підозрює або виявляє шахрайство, він повинен, у відповідних випадках, повідомити інші держави-члени.

    2. Комісія повинна забезпечити створення бази даних Союзу, щоб забезпечити можливість відстеження рідких і газоподібних транспортних палив, які є прийнятними для їх врахування у чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1), або які враховуються для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа статті 29(1). Держави-члени повинні вимагати від відповідних суб’єктів господарювання вносити до такої бази даних інформацію про здійснені операції та характеристики сталості таких палив, у тому числі пов’язані з ними викиди парникових газів протягом життєвого циклу, від пункту їх виготовлення до постачальника палива, що розміщує їх на ринку. Держава-член може створити національну базу даних, зв’язану з базою даних Союзу, щоб забезпечити миттєву передачу внесеної інформації між базами даних.

    Постачальники палива повинні вносити інформацію, необхідну для перевірки вимог, встановлених у першому та четвертому підпараграфах статті 25(1), до відповідних баз даних.

    3. До 31 грудня 2021 року держави-члени повинні вжити заходів для забезпечення доступності палив із відновлюваних джерел для транспорту, у тому числі в межах зарядних станцій високої потужності та іншої заправної інфраструктури, як передбачено в їхніх національних рамках політики згідно з Директивою 2014/94/ЄС.

    4. Держави-члени повинні мати доступ до бази даних Союзу, зазначеної в параграфі 2 цієї статті. Вони повинні вживати заходів, щоб забезпечити внесення суб'єктами господарювання достовірної інформації до відповідної бази даних. Комісія повинна вимагати, щоб схеми, які підпадають під дію рішення відповідно до статті 30(4) цієї Директиви, перевіряли відповідність такій вимозі в ході перевірки відповідності критеріям сталості для біопалив, біорідин і палив із біомаси. Вони повинні кожні два роки публікувати агреговану інформацію з бази даних Союзу відповідно до додатка VIII до Регламенту (ЄС) 2018/1999.

    5. До 31 грудня 2021 року Комісія повинна ухвалити делеговані акти згідно зі статтею 35 для доповнення цієї Директиви шляхом встановлення методології для визначення частки біопалива та біогазу для транспорту, отриманих із біомаси, яку переробляють у рамках спільного процесу з викопним паливом, і шляхом встановлення методології для оцінювання скорочення викидів парникових газів, пов’язаних з відновлюваними рідкими та газоподібними транспортними паливами небіологічного походження та паливами з переробленого вуглецю, які повинні забезпечувати, щоб кредити за скорочення викидів не надавалися для CO2, за уловлювання кого вже був наданий кредит за скорочення викидів на основі інших положень права.

    6. До 25 червня 2019 року та кожні два роки потому Комісія повинна переглядати перелік сировини, визначений у частинах A та B додатка IX, з метою додавання сировини згідно з принципами, визначеними у третьому підпараграфі.

    Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 35 для внесення змін до переліку сировини, визначеного у частинах А та В додатка IX, шляхом додавання, але не вилучення сировини. Сировина, яка може перероблятися тільки з використанням передових технологій, повинна додаватися до частини А додатка IX. Сировина, яка може перероблятися на біопаливо або біогаз для транспорту з використанням зрілих технологій, повинна додаватися до частини В додатка IX.

    Такі делеговані акти повинні ґрунтуватися на аналізі потенціалу сировинних матеріалів як сировини для виробництва біопалив і біогазу для транспорту з урахуванням таких елементів:

    (a) принципів циркулярної економіки та ієрархії викидів, встановлених у Директиві 2008/98/ЄС;

    (b) критеріїв сталості Союзу, встановлених у статті 29(2)–(7);

    (c) необхідності уникнення значного ефекту викривлення ринків (побічних) продуктів, відходів або залишків;

    (d) потенціалу забезпечення істотного скорочення викидів парникових газів порівняно з викопним паливом на основі результатів оцінювання викидів протягом життєвого циклу;

    (e) необхідності запобігання негативним наслідкам для довкілля та біорізноманіття;

    (f) необхідності уникнення створення додаткового попиту на землю.

    7. До 31 грудня 2025 року в контексті оцінювання прогресу раз на два роки відповідно до Регламенту (ЄС) 2018/1999 Комісія повинна оцінити, чи обов’язок, який пов’язаний із вдосконаленими біопаливами та біогазом, виробленими із сировини, визначеної в частині А додатка IX, і який встановлений у четвертому підпараграфі статті 25(1), ефективно стимулює інновації та забезпечує скорочення викидів парникових газів у транспортному секторі. У такому оцінюванні Комісія повинна проаналізувати, чи застосування цієї статті ефективно запобігає подвійному обліку відновлюваної енергії.

    Комісія повинна, якщо це доцільно, подати пропозицію про змінення обов’язку, який пов’язаний із вдосконаленими біопаливами та біогазом, виробленими із сировини, визначеної в частині А додатка IX, і який встановлений у четвертому підпараграфі статті 25(1).

    Стаття 29

    Критерії сталості та скорочення викидів парникових газів для біопалив, біорідин і палив із біомаси

    1. Енергію з біопалив, біорідин і палив із біомаси враховують для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) цього підпараграфа, тільки якщо вони відповідають критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у параграфах 2–7 та 10:

    (a) внесок у досягнення цільового показника Союзу, встановленого у статті 3(1), і часток відновлюваної енергії в державах-членах;

    (b) визначення обсягів виконання обов’язків щодо відновлюваної енергії, включно з обов’язком, встановленим у статті 25;

    (c) відповідність критеріям для отримання фінансової підтримки за споживання біопалив, біорідин і палив з біомаси.

    Однак біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з відходів і залишків, інших ніж відходи та залишки в секторах сільського господарства, аквакультури, рибальства та лісового господарства, зобов’язані відповідати тільки критеріям скорочення викидів парникових газів, встановленим у параграфі 10, для їх врахування для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа. Цей підпараграф також застосовується до відходів і залишків, які спочатку переробляють на продукт, перш ніж далі переробити на біопалива, біорідини та палива з біомаси.

    Електроенергія, енергія для опалення та охолодження, вироблена з твердих побутових відходів, не підпадає під дію критеріїв скорочення викидів парникових газів, встановлених у параграфі 10.

    Палива з біомаси відповідають критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у параграфі 2–7 та 10, якщо вони використовуються в установках, які виробляють електроенергію, енергію для опалення та охолодження або палива, із загальною розрахунковою тепловою потужністю, що дорівнює або перевищує 20 МВт у випадку твердих палив з біомаси та із загальною розрахунковою тепловою потужністю, що дорівнює або перевищує 2 МВт у випадку газоподібних палив з біомаси. Держави-члени можуть застосовувати критерії сталості та скорочення викидів парникових газів до установок із нижчою загальною розрахунковою тепловою потужністю.

    Критерії сталості та скорочення викидів парникових газів, встановлені в параграфах 2–7 та 10, застосовуються незалежно від географічного походження біомаси.

    2. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з відходів і залишків, які походять не із сектора лісового господарства, а від земель сільськогосподарського призначення, враховуються для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, тільки якщо оператори або національні органи мають плани моніторингу або управління для усунення наслідків для якості ґрунтів і вмісту вуглецю у ґрунті. Інформація про те, як здійснюється моніторинг таких наслідків і управління ними, підлягає повідомленню відповідно до статті 30(3).

    3. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені із сільськогосподарської біомаси та враховані для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, не повинні бути вироблені із сировини, отриманої із земель із високою цінністю біорізноманіття, зокрема із земель, які мали один із зазначених нижче статусів у січні 2008 року або пізніше, незалежно від того чи відповідні землі продовжують мати такий статус:

    (a) пралісові землі або інші лісовкриті землі, зокрема лісові землі та інші лісовкриті землі з місцевими видами, якщо відсутні чіткі видимі ознаки людської діяльності та істотно не порушені екологічні процеси;

    (b) лісові землі та інші лісовкриті землі з високим рівнем біорізноманіття, які є багатими на види та недеградованими або які були ідентифіковані як землі з високим рівнем біорізноманіття відповідним компетентним органом, якщо тільки не надані докази того, що виробництво такої сировини не заважало зазначеним природоохоронним цілям;

    (c) ділянки, призначені:

    (i) законом або відповідним компетентним органом для природоохоронних цілей; або

    (ii) для захисту рідкісних, таких, що перебувають під загрозою зникнення чи можуть опинитися під такою загрозою, екосистем або видів, визначених національними угодами або включених до переліків, складених міжурядовими організаціями чи Міжнародним союзом охорони природи, за умови їх визнання згідно з першим підпараграфом статті 30(4),

    якщо тільки не надані докази того, що виробництво такої сировини не заважало зазначеним природоохоронним цілям;

    (d) луки з високим рівнем біорізноманіття площею понад один гектар, які є:

    (i) природними, зокрема луки, які залишатимуться луками за відсутності втручання людини і які зберігають природний склад видів та екологічні характеристики і процеси; або

    (ii) неприродними, зокрема луки, які перестануть бути луками за відсутності втручання людини і які є багатими на види, недеградованими та були ідентифіковані як луки з високим рівнем біорізноманіття відповідним компетентним органом, якщо тільки не будуть надані докази того, що збір сировини є необхідним для збереження їх статусу як луків із високим рівнем різноманіття.

    Комісія може ухвалювати імплементаційні акти, у яких деталізуються критерії для визначення того, які луки підпадають під дію пункту (d) першого підпараграфа цього параграфа. Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною в статті 34(3).

    4. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені із сільськогосподарської біомаси та враховані для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, не повинні бути вироблені із сировини, отриманої із земель із високими вуглецевими запасами, зокрема із земель, які мали один із зазначених нижче статусів у січні 2008 року, але більше не мають такого статусу:

    (a) водно-болотні угіддя, зокрема землі, покриті або насичені водою постійно або протягом значної частини року;

    (b) суцільні лісові ділянки, зокрема землі площею більше ніж один гектар, що вкриті деревною рослинністю висотою більше п'яти метрів та лісовим покривом більше 30% або деревною рослинністю, що може досягати вказаних порогових значень на місці;

    (c) землі площею більше ніж один гектар, що вкриті деревною рослинністю висотою більше п'яти метрів та лісовим покривом від 10% до 30% або деревною рослинністю, що може досягати вказаних порогових значень на місці, якщо тільки не надані докази, що вуглецеві запаси ділянки до та після конверсії є такими, що в разі застосування методології, встановленої у частині С додатка V, будуть дотримані умови, встановлені в параграфі 10 цієї статті.

    Цей параграф не застосовується, якщо на момент отримання сировини землі мали той самий статус, який вони мали у січні 2008 року.

    5. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені із сільськогосподарської біомаси та враховані для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, не повинні бути вироблені із сировини, отриманої із земель, які у січні 2008 року були торфовищами, якщо тільки не будуть надані докази, що вирощування та збирання такої сировини не передбачає осушування попередньо неосушених ґрунтів.

    6. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з лісової біомаси та враховані для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, повинні відповідати зазначеним нижче критеріям для мінімізації ризику використання лісової біомаси, отриманої в результаті несталого виробництва:

    (a) країна, у якій була заготовлена лісова біомаса має національні або субнаціональні закони, застосовні в лісозаготівельному районі, а також системи моніторингу та забезпечення виконання, які забезпечують:

    (i) законність лісозаготівельних робіт;

    (ii) лісовідновлення лісозаготівельних ділянок;

    (iii) захист ділянок, призначених міжнародним або національним правом або відповідним компетентним органом для природоохоронних цілей, у тому числі в межах водно-болотних угідь і торфовищ;

    (iv) що лісозаготівля здійснюється з урахуванням підтримання якості ґрунтів і біорізноманіття з метою мінімізації негативних наслідків; та

    (v) що лісозаготівля підтримує або підвищує довгострокову продуктивність лісу;

    (b) за відсутності доказів, зазначених у пункті (а), біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з лісової біомаси, враховуються для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, за наявності систем управління на рівні лісозаготівельної ділянки, які забезпечують:

    (i) законність лісозаготівельних робіт;

    (ii) лісовідновлення лісозаготівельних ділянок;

    (iii) захист ділянок, призначених міжнародним чи національним правом або відповідним компетентним органом для природоохоронних цілей, у тому числі в межах водно-болотних угідь і торфовищ, якщо тільки не надані докази того, що заготівля такої сировини не заважала зазначеним природоохоронним цілям;

    (iv) що лісозаготівля здійснюється з урахуванням підтримання якості ґрунтів і біорізноманіття з метою мінімізації негативних наслідків; та

    (v) що лісозаготівля підтримує або підвищує довгострокову продуктивність лісу.

    7. Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з лісової біомаси та враховані для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, повинні відповідати зазначеним нижче критеріям землекористування, змін у землекористуванні та лісового господарства (ЗЗЗЛГ):

    ▼C1

    (a) країна або регіональна організація економічної інтеграції, з якої походить лісова біомаса, є Стороною Паризької угоди та:

    (i) вона подала національно визначений внесок (НВВ) до Рамкової конвенції ООН про зміну клімату (РКЗК ООН), який охоплює викиди та абсорбцію в секторах сільського господарства, лісового господарства та землекористування, що забезпечує врахування змін вуглецевих запасів, пов’язаних із заготівлею біомаси, у зобов’язанні країни знизити або обмежити викиди парникових газів, як вказано в НВВ; або

    (ii) вона має національні або субнаціональні закони, згідно зі статтею 5 Паризької угоди, застосовні в лісозаготівельному районі для охорони та збільшення запасів і поглиначів вуглецю, і надає докази того, що викиди в секторі ЗЗЗЛГ не перевищують абсорбцію;

    ▼B

    (b) за відсутності доказів, зазначених у пункті (а), біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені з лісової біомаси, враховуються для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, за наявності систем управління на рівні лісозаготівельної ділянки, щоб забезпечити підтримання або нарощування обсягів запасів і поглиначів вуглецю в лісовому фонді в довгостроковій перспективі.

    8. До 31 січня 2021 року Комісія повинна ухвалити імплементаційні акти, що встановлюють операційні настанови щодо доказів для підтвердження відповідності критеріям, встановленим у параграфах 6 і 7 цієї статті. Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною в статті 34(3).

    9. До 31 грудня 2026 року Комісія, на основі доступних даних, повинна оцінити, чи критерії, встановлені в параграфах 6 і 7, ефективно мінімізують ризик використання лісової біомаси, отриманої в результаті несталого виробництва, і розглянути критерії ЗЗЗЛГ.

    Комісія повинна, якщо це доцільно, подати законодавчу пропозицію про змінення критеріїв, встановлених у параграфах 6 і 7, на період після 2030 року.

    10. Обсяг скорочення викидів у результаті використання біопалив, біорідин і палив з біомаси, врахований для цілей, зазначених у параграфі 1, повинен становити:

    (a) принаймні 50% для біопалив, біогазу, спожитих у транспортному секторі, і біорідин, вироблених на установках, які перебували в експлуатації 05 жовтня 2015 року або раніше;

    (b) принаймні 60% для біопалив, біогазу, спожитих у транспортному секторі, і біорідин, вироблених на установках, які були введені в експлуатацію з 06 жовтня 2015 року до 31 грудня 2020 року;

    (c) принаймні 65% для біопалив, біогазу, спожитих у транспортному секторі, і біорідин, вироблених на установках, які були введені в експлуатацію з 01 січня 2021 року;

    (d) принаймні 70% для виробництва електроенергії, енергії для опалення та охолодження з палив з біомаси, використаних в установках, які були введені в експлуатацію з 01 січня 2021 року до 31 грудня 2025 року, і 80% для установок, які були введені в експлуатацію з 01 січня 2026 року.

    Установка вважається такою, що перебуває в експлуатації, з моменту початку фізичного виробництва біопалив, біогазу, спожитих у транспортному секторі, і біорідин, а також фізичного виробництва енергії для опалення та охолодження і електроенергії з палив з біомаси.

    Обсяг скорочення викидів парникових газів в результаті використання біопалив, біогазу, спожитих у транспортному секторі, біорідин і палив з біомаси, використаних в установках, які виробляють енергію для опалення та охолодження та електроенергію, розраховують відповідно до статті 31(1).

    11. Електроенергію з палив з біомаси враховують для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, тільки якщо вона відповідає одній або більше таких вимог:

    (a) вона вироблена на установках із загальною розрахунковою тепловою потужністю нижче 50 МВт;

    (b) для установок із загальною розрахунковою тепловою потужністю від 50 до 100 МВт — вона вироблена із застосуванням технології високоефективної когенерації або, для установок, які виробляють тільки електроенергію, з дотриманням рівня енергоефективності, який асоціюється з найкращими доступними техніками (BAT-AEEL), як означено в Імплементаційному рішенні Комісії (ЄС) 2017/1442 ( 5 );

    (c) для установок із загальною розрахунковою тепловою потужністю понад 100 МВт — вона вироблена із застосуванням технології високоефективної когенерації або, для установок, які виробляють тільки електроенергію, з досягненням чистої електроефективності в розмірі принаймні 36%;

    (d) вона вироблена із застосовуванням уловлювання та зберігання CO2 з біомаси.

    Для цілей пунктів (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1 цієї статті установки, які виробляють тільки електроенергію, враховують, тільки якщо вони не використовують викопне паливо в якості основного виду палива і тільки якщо відсутній результативний за витратами потенціал для застосування технології високоефективної когенерації згідно з результатами оцінювання відповідно до статті 14 Директиви 2012/27/ЄС.

    Для цілей пунктів (a) та (b) першого підпараграфа параграфа 1 цієї статті цей параграф застосовується тільки до установок, які були введені в експлуатацію або перейшли на використання палив з біомаси після 25 грудня 2021 року. Для цілей пункту (с) першого підпараграфа параграфа 1 цієї статті цей параграф не обмежує підтримку, яку надають у рамках схем підтримки згідно зі статтею 4, затверджених до 25 грудня 2021 року.

    Держави-члени можуть застосовувати вищі вимоги до енергоефективності, ніж ті, які зазначені в першому підпараграфі, до установок з нижчою розрахунковою тепловою потужністю.

    Перший підпараграф не застосовується до електроенергії з установок, які є предметом спеціального повідомлення держави-члена для Комісії у зв’язку з належним чином обґрунтованим існуванням ризиків для безпеки постачання електроенергії. Після оцінювання повідомлення Комісія повинна ухвалити рішення з урахуванням включених до нього елементів.

    12. Для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1 цієї статті, і без обмеження статей 25 і 26, держави-члени не повинні відмовлятися враховувати, з інших міркувань сталості, біопалива та біорідини, отримані з дотриманням цієї статті. Цей параграф не обмежує публічну підтримку, яку надають у рамках схем підтримки, затверджених до 24 грудня 2018 року.

    13. Для цілей, зазначених у пункті (c) першого підпараграфа параграфа 1 цієї статті, держави-члени можуть відступати, на обмежений період часу, від критеріїв, встановлених у параграфах 2–7, 10 і 11 цієї статті, шляхом ухвалення відмінних критеріїв для:

    (a) установок, розташованих у віддаленому регіоні, як зазначено у статті 349 ДФЄС, тією мірою, якою такі об’єкти виробляють електроенергію або енергію для опалення та охолодження з палив з біомаси; та

    (b) палив з біомаси, які використовуються в установках, зазначених у пункті (а) цього підпараграфа, незалежно від місця походження такої біомаси, за умови, що такі критерії є об’єктивно обґрунтованими з тих міркувань, що їхня мета полягає в тому, щоб забезпечити, для такого віддаленого регіону, плавне поступове впровадження критеріїв, встановлених у параграфах 2–7, 10 та 11 цієї статті, і таким чином стимулювати перехід від викопних палив на сталі палива з біомаси.

    Відмінні критерії, зазначені в цьому параграфі, підлягають спеціальному повідомленню Комісії відповідними державами-членами.

    14. Для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа параграфа 1, держави-члени можуть встановити додаткові критерії сталості для палив з біомаси.

    До 31 грудня 2026 року Комісія повинна оцінити вплив таких додаткових критеріїв на внутрішній ринок із поданням, за необхідності, пропозиції для забезпечення їх гармонізації.

    Стаття 30

    Перевірка відповідності критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів

    1. Якщо біопалива, біорідини та палива з біомаси або інші палива, які є прийнятними для врахування у чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1), повинні враховуватися для цілей, зазначених у статтях 23 і 25 та в пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа статті 29(1), держави-члени повинні вимагати, щоб суб’єкти господарювання підтвердили дотримання критеріїв сталості та скорочення викидів парникових газів, встановлених у статті 29(2)–(7) та (10). Для таких цілей вони повинні вимагати від суб’єктів господарювання використовувати систему масового балансу, що:

    (a) дає змогу змішувати партії сировини або палив з різними характеристиками сталості та скорочення викидів парникових газів, наприклад, у контейнерах, на переробних установках та в логістичних центрах, інфраструктурі транспортування та розподілу або на об’єктах;

    (b) дає змогу змішувати партії сировини з різним енергетичним вмістом для цілей подальшого перероблення за умови коригування розміру партій залежно від їхнього енергетичного вмісту;

    (c) вимагає закріплення за сумішшю інформації про характеристики сталості та скорочення викидів парникових газів, а також про розміри партій, зазначених у пункті (а); та

    (d) передбачає опис суми всіх партій, відібраних із суміші, як такої, що має ті самі характеристики сталості, у тих самих кількостях, що й сума всіх партій, доданих до суміші, і вимагає досягнення зазначеного балансу протягом відповідного періоду часу.

    Система масового балансу повинна забезпечувати, щоб кожна партія враховувалася лише один раз в пункті (a), (b) або (c) першого підпараграфа статті 7(1) для цілей розрахування валового кінцевого споживання енергії з відновлюваних джерел, і повинна включати інформацію про надання чи ненадання підтримки в ході виробництва такої партії і, якщо так, про тип схеми підтримки.

    2. У разі перероблення партії інформацію про характеристики сталості та скорочення викидів парникових газів партії необхідно скоригувати та закріпити за продуктом згідно з такими правилами:

    (a) якщо в результаті перероблення партії сировини отримують тільки один продукт, призначений для виробництва біопалив, біорідин або палив з біомаси, відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження або палив з переробленого вуглецю, розмір партії та пов’язані кількісні характеристики сталості та скорочення викидів парникових газів коригують із застосуванням коефіцієнта перетворення, що є співвідношенням між масою продукту, призначеного для такого виробництва, і масою сировини на вході у процес;

    (b) якщо в результаті перероблення партії сировини отримують більш ніж один продукт, призначений для виробництва біопалив, біорідин або палив з біомаси, відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження або палив з переробленого вуглецю, для кожного продукту застосовують окремий коефіцієнт перетворення та окремий масовий баланс.

    3. Держави-члени повинні вжити заходів, щоб забезпечити подання суб’єктами господарювання надійної інформації стосовно дотримання порогових значень обсягу скорочення викидів парникових газів, визначених і ухвалених відповідно до статті 25(2), і критеріїв сталості та скорочення викидів парникових газів, встановлених у статті 29(2)–(7) та (10), і надання суб’єктами господарювання, за запитом відповідної держави-члена, даних, які були використані в ході підготовки такої інформації. Держави-члени повинні вимагати від суб'єктів господарювання забезпечення належного стандарту незалежного аудиту поданої інформації та надання доказів здійснення таких дій. Для цілей дотримання пункту (a) статті 29(6) та пункту (a) статті 29(7) можна використовувати аудит першої або другої сторони до першого пункту заготівлі лісової біомаси. У ході аудиту необхідно перевірити, чи системи, які використовуються суб’єктами господарювання, є точними, надійними та захищеними від шахрайства, включно з перевіркою, яка гарантує, що матеріали не були навмисно змінені або видалені, щоб партія або її частина стала відходами або залишками. Необхідно оцінити періодичність і методологію відбору зразків, а також надійність даних.

    Обов’язки, встановлені в цьому параграфі, застосовуються незалежно від того, чи біопалива, біорідини, палива з біомаси, відновлювані рідкі та газоподібні транспортні палива небіологічного походження або палива з переробленого вуглецю вироблені в Союзі чи ввезені. Інформація про географічне походження та тип сировини для біопалив, біорідин і палив з біомаси кожного постачальника палива повинна бути надана споживачам на вебсайтах операторів, постачальників або відповідних компетентних органів і підлягає щорічному оновленню.

    Держави-члени повинні надавати Комісії, в агрегованій формі, інформацію, зазначену в першому підпараграфі цього параграфа. Комісія публікує таку інформацію на платформі електронного звітування, зазначеній у статті 28 Регламенту (ЄС) 2018/1999, в узагальненій формі зі збереженням конфіденційності комерційно чутливої інформації.

    4. Комісія може вирішити, що добровільні національні або міжнародні схеми, які встановлюють стандарти для виробництва біопалив, біорідин або палив з біомаси, або інших палив, які є прийнятними для врахування в чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1), надають достовірні дані про скорочення викидів парникових газів для цілей статті 25(2) та статті 29(10), доводять відповідність статті 27(3) і статті 28(2) та (4) або доводять, що партії біопалив, біорідин або палив з біомаси відповідають критеріям сталості, встановленим у статті 29(2)–(7). При доведенні дотримання критеріїв, встановлених у статті 29(6) та (7), оператори можуть надавати необхідні докази безпосередньо на рівні заготівельної ділянки. Комісія може визнати зони захисту рідкісних, таких, що перебувають під загрозою зникнення чи можуть опинитися під такою загрозою, екосистем або видів, визнаних національними угодами або включених до переліків, складених міжурядовими організаціями чи Міжнародним союзом охорони природи, для цілей пункту (c)(ii) першого підпараграфа статті 29(3).

    Комісія може вирішити, що такі схеми містять достовірну інформацію про заходи, вжиті для захисту ґрунту, води та повітря, відновлення деградованих земель, запобігання надмірному споживанню води у вододефіцитних районах і сертифікації біопалив, біорідин та палив з біомаси з низьким ризиком непрямої зміни землекористування.

    5. Комісія ухвалює рішення згідно з параграфом 4 цієї статті за допомогою імплементаційних актів. Такі імплементаційні акти ухвалюють відповідно до експертної процедури, зазначеної у статті 34(3). Строк дії таких рішень не повинен перевищувати п’ять років.

    Комісія повинна вимагати, щоб кожна добровільна схема, щодо якої було ухвалене рішення згідно з параграфом 4, щорічно подавала до 30 квітня звіт до Комісії, який охоплює кожен пункт, ►C1  визначений у додатку XI до Регламенту (ЄС) 2018/1999. ◄ Такий звіт повинен охоплювати попередній календарний рік. Вимога подавати звіт застосовується тільки до добровільних схем, які діють не менше 12 місяців.

    Комісія повинна оприлюднювати звіти, складені добровільними схемами, в агрегованій формі або в повному обсязі, на платформі електронного звітування, зазначеній у статті 28 Регламенту (ЄС) 2018/1999.

    6. Держави-члени можуть створити національні схеми, у яких відповідність критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у статті 29(2)–(7) та (10), і пороговим значенням обсягу скорочення викидів парникових газів для відновлюваних рідких і газоподібних транспортних палив небіологічного походження та палив з переробленого вуглецю, встановленим і ухваленим відповідно до статті 25(2) та статті 28(5), перевіряють у рамках усього ланцюга постачання із залученням компетентних національних органів.

    Держава-член повинна повідомити про таку національну схему Комісію. Комісія повинна надавати пріоритет оцінюванню такої схеми для сприяння взаємному двосторонньому або багатосторонньому визнанню схем перевірки відповідності критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів для біопалив, біорідин і палив з біомаси, а також пороговим значенням обсягу скорочення викидів парникових газів для інших палив, які є прийнятними для врахування в чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1). Комісія, за допомогою імплементаційних актів, може ухвалювати рішення про відповідність повідомленої національної схеми умовам, встановленим у цій Директиві. Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною у статті 34(3).

    У випадку позитивного рішення схеми, створені згідно із цією статтею, не повинні відмовляти у взаємному визнанні схемі такої держави-члена в контексті перевірки відповідності критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у статті 29(2)–(7) та (10), і пороговим значенням обсягу скорочення викидів парникових газів, встановленим і ухваленим відповідно до статті 25(2).

    7. Комісія ухвалює рішення відповідно до параграфа 4 цієї статті, тільки якщо відповідна схема відповідає належним стандартам надійності, прозорості та незалежного аудиту і надає належні гарантії того, що матеріали не були навмисно змінені або видалені, щоб партія або її частина підпадала під дію додатка IX. У випадку схем для вимірювання обсягу скорочення викидів парникових газів такі схеми також повинні відповідати методологічним вимогам, визначеним у додатку V або VI. Переліки територій із високою цінністю біорізноманіття, як зазначено в пункті (c)(ii) першого підпараграфа статті 29(3), повинні відповідати належним стандартам об’єктивності та узгодженості з міжнародно визнаними стандартами, а також передбачати належні процедури оскарження.

    Добровільні схеми, зазначені в параграфі 4, повинні принаймні щорічно публікувати перелік їхніх органів сертифікації, які використовуються для незалежного аудиту, у якому для кожного органу сертифікації зазначається, яким суб’єктом або національним органом публічної влади він був визнаний і який суб’єкт або національний орган публічної влади здійснює його моніторинг.

    8. Щоб забезпечити перевірку відповідності критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, а також положенням про біопалива, біорідини та палива з біомаси з низьким або високим ризиком прямої та непрямої зміни землекористування в ефективний і гармонізований спосіб і, зокрема, щоб запобігти шахрайству, Комісія ухвалює імплементаційні акти, у яких визначаються детальні імплементаційні правила, у тому числі належні стандарти надійності, прозорості та незалежного аудиту, і вимагає, щоб усі добровільні схеми застосовували такі стандарти. Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною у статті 34(3).

    У таких імплементаційних актах Комісія повинна приділити особливу увагу необхідності мінімізувати адміністративне навантаження. Імплементаційні акти повинні встановлювати строки впровадження стандартів добровільними схемами. Комісія може скасовувати рішення про визнання добровільних схем відповідно до параграфа 4, якщо такі схеми не впровадять відповідні стандарти у встановлений строк. Якщо в держави-члена виникають побоювання, що добровільна схема не працює згідно зі стандартами надійності, прозорості та незалежного аудиту, що є основою для ухвалення рішень згідно з параграфом 4, Комісія повинна розслідувати справу та вжити відповідних заходів.

    9. Якщо суб’єкт господарювання надає докази або дані, отримані в рамках схеми, що була предметом рішення відповідно до параграфа 4 або 6 цієї статті, в обсязі, що охоплюється таким рішенням, держава-член не повинна вимагати від постачальника надання додаткових доказів відповідності критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів, встановленим у статті 29(2)–(7) та (10).

    Компетентні органи держав-членів повинні здійснювати нагляд за діяльністю органів сертифікації, які проводять незалежний аудит в рамках добровільної схеми. Органи сертифікації повинні надавати, за запитом компетентних органів, усю відповідну інформацію, необхідну для здійснення нагляду за діяльністю, включно з точною датою, часом і місцем проведення аудитів. Якщо держави-члени виявляють проблеми невідповідності, вони повинні невідкладно повідомити про це добровільну схему.

    10. За запитом держави-члена, який може ґрунтуватися на запиті суб’єкта господарювання, Комісія повинна, на основі всіх наявних доказів, перевірити дотримання критеріїв сталості та скорочення викидів парникових газів, встановлених у статті 29(2)–(7) та (10), стосовно джерела біопалив, біорідин і палив з біомаси, а також порогових значень обсягу скорочення парникових газів, встановлених і ухвалених згідно зі статтею 25(2).

    Упродовж шести місяців з моменту отримання такого запиту за згідно з експертною процедурою, зазначеною у статті 34(3), Комісія повинна, за допомогою імплементаційних актів, ухвалити рішення, чи відповідна держава-член може:

    (a) враховувати біопалива, біорідини, палива з біомаси та інші палива, які є прийнятними для їх врахування у чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1), з такого джерела для цілей, зазначених у пунктах (a), (b) та (c) першого підпараграфа статті 29(1); або

    (b) як відступ від параграфа 9 цієї статті, вимагати від постачальників біопалив, біорідин, палив з біомаси та інших палив, які є прийнятними для їх врахування у чисельнику, зазначеному в пункті (b) статті 27(1), надання додаткових доказів відповідності таким критеріям сталості та скорочення викидів парникових газів і таким пороговим значенням обсягу скорочення викидів парникових газів.

    Стаття 31

    Розрахування впливу біопалив, біорідин і палив з біомаси на викиди парникових газів

    1. Для цілей статті 29(10) обсяг скорочення викидів у результаті використання біопалив, біорідин і палив з біомаси розраховують одним із зазначених нижче способів:

    (a) якщо стандартне значення обсягу скорочення викидів парникових газів для відповідного способу виробництва встановлене у частині А або В додатка V для біопалив і біорідин та у частині А додатка VI для палив з біомаси, а значення el для таких біопалив або біорідин, розраховане згідно з пунктом 7 частини С додатка V, і для таких палив з біомаси, розраховане згідно з пунктом 7 частини В додатка VI, дорівнює або менше нуля, шляхом використання стандартного значення;

    (b) шляхом використання фактичного значення, розрахованого згідно з методологією, встановленою у частині С додатка V для біопалив і біорідин або у частині В додатка VI для палив з біомаси;

    (c) шляхом використання значення, розрахованого як сума значень у формулах, зазначених у пункті 1 частини С додатка V, де для деяких значень можуть використовуватися дезагреговані стандартні значення у частині D або E додатка V, а для всіх інших значень використовуються фактичні значення, розраховані згідно з методологією, встановленою у частині С додатка V;

    (d) шляхом використання значення, розрахованого як сума значень у формулах, зазначених у пункті 1 частини В додатка VI, де для деяких значень можуть використовуватися дезагреговані стандартні значення у частині С додатка VI, а для всіх інших значень використовуються фактичні значення, розраховані згідно з методологією, встановленою у частині В додатка VI.

    2. Держави-члени можуть подавати до Комісії звіти, що містять інформацію про типові обсяги викидів парникових газів від вирощування сільськогосподарської сировини в районах на їхній території, які класифіковані як райони рівня 2 в Номенклатурі територіальних одиниць для цілей статистики (NUTS) або як райони більш дезагрегованого рівня NUTS згідно з Регламентом Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 1059/2003( 6 ). Такі звіти повинні супроводжуватися описом методу та джерел даних, які використовувалися для розрахування обсягу викидів. Такий метод повинен враховувати характеристики ґрунту, клімат і очікуваний вихід сировини.

    3. У випадку територій за межами Союзу до Комісії можна подавати звіти, еквівалентні звітам, зазначеним у параграфі 2, які складені компетентними органами.

    4. Комісія може, за допомогою імплементаційних актів, ухвалити рішення, що звіти, зазначені в параграфах 2 та 3 цієї статті, містять достовірні дані для цілей вимірювання обсягу викидів парникових газів, пов’язаних із вирощуванням сировини для сільськогосподарської біомаси в районах, які включені до таких звітів для цілей статті 29(10). Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною у статті 34(3).

    Такі дані можуть, згідно з відповідними рішеннями, використовуватися замість дезагрегованих стандартних значень для вирощування, встановлених у частині D або E додатка V для біопалив і біорідин та у частині C додатка VI для палив з біомаси.

    5. Комісія повинна переглядати додатки V та VI з метою додавання або перегляду, в обґрунтованих випадках, значень для способів виробництва біопалив, біорідин і палив з біомаси. У ході таких переглядів також необхідно розглядати можливість змінення методології, встановленої у частині C додатка V і в частині B додатка VI.

    Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти відповідно до статті 35 для внесення змін, у відповідних випадках, до додатків V та VI шляхом додавання або перегляду стандартних значень чи змінення методології.

    У разі адаптації або доповнення переліку стандартних значень у додатках V та VI:

    (a) якщо внесок значення до загального обсягу викидів є незначним, у разі обмеженої варіації або високої вартості або складності встановлення фактичних значень, стандартні значення повинні бути типовими для звичайних виробничих процесів;

    (b) у всіх інших випадках стандартні значення повинні бути консервативними порівняно зі звичайними виробничими процесами.

    6. Якщо це необхідно для забезпечення однакового застосування частини С додатка V та частини В додатка VI, Комісія може ухвалити імплементаційні акти, які встановлюють детальні технічні специфікації, у тому числі терміни та означення, коефіцієнти перетворення, розрахування річного обсягу викидів або скорочення викидів від вирощування, зумовлених змінами наземних і підземних вуглецевих запасів на вже оброблених землях, розрахування обсягу скорочення викидів від уловлювання CO2, заміни CO2 та геологічного зберігання CO2. Такі імплементаційні акти ухвалюють згідно з експертною процедурою, зазначеною у статті 34(3).

    Стаття 32

    Імплементаційні акти

    Імплементаційні акти, зазначені у другому підпараграфі статті 29(3), статті 29(8), першому підпараграфі статті 30(5), другому підпараграфі статті 30(6), першому підпараграфі статті 30(8), першому підпараграфі статті 31(4) та у статті 31(6) цієї Директиви, повинні повністю враховувати положення щодо скорочення викидів парникових газів згідно зі статтею 7a Директиви Європейського Парламенту і Ради 98/70/ЄС ( 7 ).

    Стаття 33

    Моніторинг з боку Комісії

    1. Комісія повинна здійснювати моніторинг походження біопалив, біорідин і палив з біомаси, спожитих у Союзі, а також впливу їх виробництва, у тому числі впливу в результаті витіснення, на землекористування в Союзі та в основних третіх країнах постачання. Такий моніторинг повинен ґрунтуватися на інтегрованих національних планах з енергетики та клімату та відповідних звітах про прогрес держав-членів згідно зі статтями 3, 17 та 20 Регламенту (ЄС) 2018/1999, а також на документах відповідних третіх країн, міжурядових організацій, на наукових дослідженнях або будь-якій іншій відповідній інформації. Комісія повинна також здійснювати моніторинг змін товарних цін, пов’язаних із використанням біомаси для енергетичних цілей, і будь-яких пов’язаних позитивних і негативних наслідків для продовольчої безпеки.

    2. Комісія повинна підтримувати діалог і обмін інформацією з третіми країнами, виробниками біопалив, біорідин і палив з біомаси, організаціями споживачів і громадянським суспільством стосовно загального впровадження заходів, визначених у цій Директиві, які стосуються біопалив, біорідин і палив з біомаси. У цьому контексті вона повинна приділяти особливу увагу потенційному впливу біопалив, біорідин і палив з біомаси на ціни на харчові продукти.

    3. У 2026 році Комісія повинна подати, якщо це доцільно, законодавчу пропозицію щодо регулятивних рамок для сприяння використання енергії з відновлюваних джерел на період після 2030 року.

    У такій пропозиції повинен бути врахований досвід імплементації цієї Директиви, у тому числі критеріїв сталості та скорочення викидів парникових газів, а також технологічний розвиток у сфері виробництва енергії з відновлюваних джерел

    4. У 2032 році Комісія повинна опублікувати звіт з оглядом застосування цієї Директиви.

    Стаття 34

    Процедура комітету

    1. Комісії допомагає Комітет Енергетичного Союзу, створений на підставі статті 44 Регламенту (ЄС) 2018/1999.

    2. Незважаючи на параграф 1, з питань, пов’язаних зі сталістю біопалив, біорідин і палив з біомаси, Комісії допомагає Комітет з питань сталості біопалив, біорідин і палив з біомаси. Такий комітет є комітетом у розумінні Регламенту (ЄС) № 182/2011.

    3. У разі покликання на цей параграф застосовується стаття 5 Регламенту (ЄС) № 182/2011.

    Якщо Комітет не надає жодного висновку, Комісія не ухвалює проект імплементаційного акта і застосовується третій підпараграф статті 5(4) Регламенту (ЄС) № 182/2011.

    Стаття 35

    Здійснення делегованих повноважень

    1. Повноваження ухвалювати делеговані акти надані Комісії відповідно до умов, встановлених у цій статті.

    2. Повноваження ухвалювати делеговані акти, зазначені у другому підпараграфі статті 8(3), другому підпараграфі статті 25(2), четвертому підпараграфі статті 26(2), п’ятому підпараграфі статті 26(2), пункті (c) статті 27(1), сьомому підпараграфі статті 27(3), статті 28(5), другому підпараграфі статті 28(6) і другому підпараграфі статті 31(5), надано Комісії на п’ятирічний період з 24 грудня 2018 року. Комісія складає звіт про виконання делегованих повноважень не пізніше ніж за дев’ять місяців до закінчення такого п’ятирічного періоду. Делеговані повноваження автоматично подовжуються на періоди такої самої тривалості, якщо Європейський Парламент або Рада не ухвалять рішення проти такого подовження не пізніше ніж за три місяці до закінчення кожного такого періоду.

    ▼C2

    3. Повноваження ухвалювати делеговані акти, зазначені у п’ятому підпараграфі статті 7(3), надано Комісії до 31 грудня 2021 року.

    ▼B

    4. Делеговані повноваження, зазначені у п’ятому підпараграфі статті 7(3), другому підпараграфі статті 8(3), другому підпараграфі статті 25(2), четвертому підпараграфі статті 26(2), п’ятому підпараграфі статті 26(2), пункті (c) статті 27(1), сьомому підпараграфі статті 27(3), статті 28(5), другому підпараграфі статті 28(6) і другому підпараграфі статті 31(5), можуть бути в будь-який час відкликані Європейським Парламентом або Радою. Рішення про відкликання припиняє делеговані повноваження, вказані в такому рішенні. Таке рішення набуває чинності на наступний день після його опублікування в Офіційному віснику Європейського Союзу або з пізнішої дати, вказаної у ньому. Воно не впливає на чинність будь-яких делегованих актів, які вже набули чинності.

    5. Перед ухваленням делегованого акта Комісія проводить консультації з експертами, призначеними кожною державою-членом, відповідно до принципів, які встановлені в Міжінституційній угоді від 13 квітня 2016 року про краще законотворення.

    6. Як тільки Комісія ухвалює делегований акт, вона надає його одночасно Європейському Парламенту і Раді.

    7. Делегований акт, ухвалений відповідно до п’ятого підпараграфа статті 7(3), другого підпараграфа статті 8(3), другого підпараграфа статті 25(2), четвертого підпараграфа статті 26(2), п’ятого підпараграфа статті 26(2), пункту (c) статті 27(1), сьомого підпараграфа статті 27(3), статті 28(5), другого підпараграфа статті 28(6) і другого підпараграфа статті 31(5), набуває чинності, тільки якщо ні Європейський Парламент, ні Рада не висловили жодних заперечень протягом двомісячного періоду з дати надання зазначеного акта Європейському Парламенту і Раді, або, якщо до завершення цього періоду і Європейський Парламент, і Рада повідомили Комісії, що вони не матимуть заперечень. Такий період продовжується ще на два місяці за ініціативи Європейського Парламенту або Ради.

    Стаття 36

    Транспозиція

    1. Держави-члени повинні ввести в дію закони, підзаконні нормативно-правові акти та адміністративні положення, необхідні для дотримання статей 2–13, 15–31 та 37, додатків II, III та V–IX, до 30 червня 2021 року. Вони негайно надсилають Комісії текст таких інструментів.

    Якщо держави-члени ухвалюють такі інструменти, вони повинні містити покликання на цю Директиву або супроводжуватися таким покликанням у разі їх офіційного опублікування. Вони також повинні містити заяву про те, що покликання у наявних законах, підзаконних нормативно-правових актах та адміністративних положеннях на Директиву, скасовану цією Директивою, повинні тлумачитись як покликання на цю Директиву. Держави-члени визначають, яким чином таке покликання має бути зроблено, а також яким чином вказана заява має бути сформульована.

    2. Держави-члени передають Комісії текст основних положень національного права, які вони ухвалюють у сфері регулювання цієї Директиви.

    3. Ця Директива не впливає на застосування відступів згідно з правом Союзу стосовно внутрішнього ринку електроенергії.

    Стаття 37

    Скасування

    Директиву2009/28/ЄС, зі змінами, внесеними директивами, зазначеними в частині A додатка X, скасовано з 01 липня 2021 року, без обмеження зобов’язань держав-членів щодо кінцевих термінів транспозиції до національного права директив, зазначених у частині B додатка X, і без обмеження зобов’язань держав-членів у 2020 році, як встановлено у статті 3(1) і визначено у частині А додатка І до Директиви 2009/28/ЄС.

    Покликання на скасовану Директиву необхідно тлумачити як покликання на цю Директиву та читати згідно з кореляційною таблицею, визначеною в додатку XI.

    Стаття 38

    Набуття чинності

    Ця Директива набуває чинності на третій день після її опублікування в Офіційному віснику Європейського Союзу.

    Стаття 39

    Адресати

    Цю Директиву адресовано державам-членам.




    ДОДАТОК I

    НАЦІОНАЛЬНІ ЗАГАЛЬНІ ЦІЛЬОВІ ПОКАЗНИКИ ЩОДО ЧАСТКИ ЕНЕРГІЇ З ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ У ВАЛОВОМУ КІНЦЕВОМУ СПОЖИВАННІ ЕНЕРГІЇ У 2020 РОЦІ ( 8 )

    A. Національні загальні цільові показники



     

    Частка енергії з відновлюваних джерел у валовому кінцевому споживанні енергії, 2005 р. (S2005)

    Частка енергії з відновлюваних джерел у валовому кінцевому споживанні енергії, 2020 р. (S2020)

    Бельгія

    2,2%

    13%

    Болгарія

    9,4%

    16%

    Чеська Республіка

    6,1%

    13%

    Данія

    17,0%

    30%

    Німеччина

    5,8%

    18%

    Естонія

    18,0%

    25%

    Ірландія

    3,1%

    16%

    Греція

    6,9%

    18%

    Іспанія

    8,7%

    20%

    Франція

    10,3%

    23%

    Хорватія

    12,6%

    20%

    Італія

    5,2%

    17%

    Кіпр

    2,9%

    13%

    Латвія

    32,6%

    40%

    Литва

    15,0%

    23%

    Люксембург

    0,9%

    11%

    Угорщина

    4,3%

    13%

    Мальта

    0,0%

    10%

    Нідерланди

    2,4%

    14%

    Австрія

    23,3%

    34%

    Польща

    7,2%

    15%

    Португалія

    20,5%

    31%

    Румунія

    17,8%

    24%

    Словенія

    16,0%

    25%

    Словацька Республіка

    6,7%

    14%

    Фінляндія

    28,5%

    38%

    Швеція

    39,8%

    49%

    Сполучене Королівство

    1,3%

    15%




    ДОДАТОК ІІ

    ПРАВИЛО ПРИВЕДЕННЯ ДЛЯ ВРАХУВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, ВИРОБЛЕНОЇ З ГІДРОЕНЕРГІЇ ТА ВІТРОВОЇ ЕНЕРГІЇ

    Для цілей врахування електроенергії, виробленої з гідроенергії в конкретній державі-члені, застосовується таке правило:

    ►C1  ,  ◄ де:



    N

    =

    референтний рік;

    QN(norm)

    =

    приведена електроенергія, вироблена на всіх гідроелектростанціях у державі-члені в році N, для цілей врахування;

    Qi

    =

    кількість електроенергії, яка фактично вироблена в році і на всіх гідроелектростанціях у державі-члені, виміряна в ГВт·год, без урахування виробництва електроенергії на гідроакумулюючих електростанціях з попередньо закачаної води;

    Ci

    =

    загальна встановлена потужність, за винятком гідроакумулюючих електростанцій, усіх гідроелектростанцій в державі-члені наприкінці року і, виміряна в МВт.

    Для цілей врахування електроенергії, виробленої на наземних вітрових електростанціях у конкретній державі-члені, застосовується таке правило:

    ►C1  ,  ◄ де:



    N

    =

    референтний рік;

    QN(norm)

    =

    приведена електроенергія, вироблена на всіх наземних вітрових електростанціях у державі-члені в році N, для цілей врахування;

    Qi

    =

    кількість електроенергії, яка фактично вироблена в році і на всіх наземних вітрових електростанціях у державі-члені, виміряна в ГВт·год;

    Cj

    =

    загальна встановлена потужність усіх наземних вітрових електростанцій в державі-члені наприкінці року j, виміряна в МВт;

    n

    =

    4 або кількість років, які передували року N і щодо яких відповідна держава-член має дані про потужність і виробництво, залежно від того, яке із цих значень є меншим.

    Для цілей врахування електроенергії, виробленої на морських вітрових електростанціях у конкретній державі-члені, застосовується таке правило:

    ►C1  ,  ◄ де:



    N

    =

    референтний рік;

    QN(norm)

    =

    приведена електроенергія, вироблена на всіх морських вітрових електростанціях у державі-члені в році N, для цілей врахування;

    Qi

    =

    кількість електроенергії, яка фактично вироблена в році і на всіх морських вітрових електростанціях у державі-члені, виміряна в ГВт·год;

    Cj

    =

    загальна встановлена потужність усіх морських вітрових електростанцій в державі-члені наприкінці року j, виміряна в МВт;

    n

    =

    4 або кількість років, які передували року N і щодо яких відповідна держава-член має дані про потужність і виробництво, залежно від того, яке із цих значень є меншим.




    ДОДАТОК III

    ЕНЕРГЕТИЧНИЙ ВМІСТ ПАЛИВ



    Паливо

    Енергетичний вміст за масою (нижча теплотворна здатність, МДж/кг)

    Енергетичний вміст за об’ємом (нижча теплотворна здатність, МДж/л)

    ПАЛИВА, ОТРИМАНІ З БІОМАСИ ТА/АБО В РЕЗУЛЬТАТІ ОПЕРАЦІЙ З ПЕРЕРОБЛЕННЯ БІОМАСИ

    Біопропан

    46

    24

    Чиста рослинна олія (олія, вироблена з олійних культур шляхом пресування, екстракції або подібних процедур, нерафінована або рафінована, але хімічно не модифікована)

    37

    34

    Біодизель — метиловий етер жирної кислоти (метиловий етер, вироблений з олії з біомаси)

    37

    33

    Біодизель — етиловий етер жирної кислоти (етиловий етер, вироблений з олії з біомаси)

    38

    34

    Біогаз, який може бути очищений до якості природного газу

    50

    Гідроочищена (термохімічно оброблена воднем) олія з біомаси для використання в якості заміни дизеля

    44

    34

    Гідроочищена (термохімічно оброблена воднем) олія з біомаси для використання в якості заміни бензину

    45

    30

    Гідроочищена (термохімічно оброблена воднем) олія з біомаси для використання в якості заміни реактивного палива

    44

    34

    Гідроочищена (термохімічно оброблена воднем) олія з біомаси для використання в якості заміни зрідженого нафтового газу

    46

    24

    Спільно перероблена олія (перероблена на нафтопереробному заводі спільно з викопним паливом) з біомаси або піролізованої біомаси для використання в якості заміни дизеля

    43

    36

    Спільно перероблена олія (перероблена на нафтопереробному заводі спільно з викопним паливом) з біомаси або піролізованої біомаси для використання в якості заміни бензину

    44

    32

    Спільно перероблена олія (перероблена на нафтопереробному заводі спільно з викопним паливом) з біомаси або піролізованої біомаси для використання в якості заміни ракетного палива

    43

    33

    Спільно перероблена олія (перероблена на нафтопереробному заводі спільно з викопним паливом) з біомаси або піролізованої біомаси для використання в якості заміни зрідженого нафтового газу

    46

    23

    ВІДНОВЛЮВАНІ ПАЛИВА, ЯКІ МОЖУТЬ БУТИ ВИРОБЛЕНІ З РІЗНИХ ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ, У ТОМУ ЧИСЛІ З БІОМАСИ

    Метанол з відновлюваних джерел

    20

    16

    Етанол з відновлюваних джерел

    27

    21

    Пропанол з відновлюваних джерел

    31

    25

    Бутанол з відновлюваних джерел

    33

    27

    Дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша (синтетичний вуглеводень або суміш вуглеводнів для використання в якості заміни дизеля)

    44

    34

    Бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша (синтетичний вуглеводень або суміш вуглеводнів для використання в якості заміни бензину)

    44

    33

    Ракетне паливо, вироблене за допомогою процесу Фішера — Тропша (синтетичний вуглеводень або суміш вуглеводнів для використання в якості заміни ракетного палива)

    44

    33

    Зріджений нафтовий газ, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша (синтетичний вуглеводень або суміш вуглеводнів для використання в якості заміни зрідженого нафтового газу)

    46

    24

    ДМЕ (диметилетер)

    28

    19

    Водень з відновлюваних джерел

    120

    ЕТБЕ (етил-трет-бутиловий етер, вироблений на основі етанолу)

    36 (37% з яких із відновлюваних джерел)

    27 (37% з яких із відновлюваних джерел)

    МТБЕ (метил-трет-бутиловий етер, вироблений на основі метанолу)

    35 (22% з яких із відновлюваних джерел)

    26 (22% з яких із відновлюваних джерел)

    ЕТАЕ (етил-трет-аміловий етер, вироблений на основі етанолу)

    38 (29% з яких із відновлюваних джерел)

    29 (29% з яких із відновлюваних джерел)

    ТАМЕ (трет-аміл-метиловий етер, вироблений на основі метанолу)

    36 (18% з яких із відновлюваних джерел)

    28 (18% з яких із відновлюваних джерел)

    THxEE (етил-трет-гексиловий етер, вироблений на основі етанолу)

    38 (25% з яких із відновлюваних джерел)

    30 (25% з яких із відновлюваних джерел)

    THxME (метил-трет-гексиловий етер, вироблений на основі метанолу)

    38 (14% з яких із відновлюваних джерел)

    30 (14% з яких із відновлюваних джерел)

    ВИКОПНЕ ПАЛИВО

    Бензин

    43

    32

    Дизель

    43

    36




    ДОДАТОК IV

    СЕРТИФІКАЦІЯ МОНТАЖНИКІВ

    Схеми сертифікації та еквівалентні кваліфікаційні схеми, зазначені у статті 18(3), повинні ґрунтуватися на таких критеріях:

    1. Процес сертифікації або кваліфікації повинен бути прозорим і чітко визначеним державами-членами або призначеним ними адміністративним органом.

    2. Монтажники установок на біомасі, теплових насосів, геотермальних систем неглибокого залягання, сонячних фотоелектричних і сонячних теплових систем повинні бути сертифіковані в рамках акредитованої програми підготовки або надавачем освітніх послуг.

    3. Акредитація програми навчання або надавача освітніх послуг здійснюється державами-членами або призначеним ними адміністративним органом. Орган акредитації повинен забезпечити, щоб програма навчання, пропонована надавачем освітніх послуг, була послідовною та мала регіональний або національний характер. Надавач освітніх послуг повинен мати належні технічні засоби для забезпечення практичного навчання, у тому числі лабораторне обладнання або еквівалентні засоби для забезпечення практичного навчання. На додаток до основного курсу навчання, надавач освітніх послуг також повинен пропонувати коротші курси підвищення кваліфікації з актуальних питань, зокрема щодо нових технологій, щоб забезпечити можливість навчання протягом життя у сфері установок. Надавачами освітніх послуг можуть бути виробники обладнання або систем, інститути або асоціації.

    4. Навчання, за результатами якого відбувається сертифікація або кваліфікація монтажника, повинне включати теоретичну та практичну частини. Наприкінці навчання монтажник повинен мати навички, необхідні для встановлення відповідного обладнання та систем із метою задоволення потреб клієнта у продуктивності та надійності, виконувати роботу якісно та дотримуватися всіх застосовних норм і стандартів, у тому числі енергетичного та екологічного маркування.

    5. Курс навчання повинен завершуватися екзаменом, за результатами якого надається сертифікат або кваліфікація. Екзамен повинен включати практичне оцінювання успішності встановлення котлів або плит на біомасі, теплових насосів, геотермальних систем неглибокого залягання, сонячних фотоелектричних і сонячних теплових систем.

    6. Схеми сертифікації та еквівалентні кваліфікаційні схеми, зазначені у статті 18(3), повинні належним чином враховувати такі настанови:

    (a) Акредитовані програми навчання повинні пропонуватися монтажникам із досвідом роботи, які пройшли або проходять такі типи навчання:

    (i) у випадку монтажників котлів і плит на біомасі: передумовою є навчання на сантехніка, слюсаря-трубопровідника, інженера-теплотехніка, техніка сантехнічного, опалювального або охолоджувального обладнання;

    (ii) у випадку монтажників теплових насосів: передумовою є навчання на сантехніка або інженера холодильного обладнання та володіння баковими навичками електрика та сантехніка (різання труб, паяння труб, склеювання труб, теплоізоляція, герметизація фітингів, випробування на витоки та встановлення систем опалення або охолодження);

    (iii) у випадку монтажника сонячних фотоелектричних або сонячних теплових систем: передумовою є навчання на сантехніка або електрика та володіння базовими навичками сантехніка, електрика та покрівельника, у тому числі знаннями у сфері паяння труб, склеювання труб, герметизації фітингів, випробування на витоки, здатністю підключати електропроводку, знаннями основних покрівельних матеріалів, методів гідроізоляції та герметизації; або

    (iv) програма професійної підготовки для здобуття монтажником належних навичок, що відповідає трьом рокам навчання для здобуття навичок, зазначених у пункті (a), (b) або (c), включно з аудиторним навчанням і навчанням на робочому місці.

    (b) Теоретична частина навчання на монтажника плит і котлів на біомасі повинна включати огляд ситуації на ринку біомаси та охоплювати екологічні аспекти, палива з біомаси, логістику, протипожежний захист, пов’язані субсидії, методи спалювання, системи спалювання, оптимальні гідравлічні рішення, порівняння витрат і прибутковості, а також проектування, встановлення та технічне обслуговування котлів і плит на біомасі. Навчання також повинне надавати добрі знання будь-яких європейських стандартів у сфері технологій і палив на біомасі, таких як пелети, а також національного права та права Союзу, що стосується біомаси.

    (c) Теоретична частина навчання на монтажника теплових насосів повинна включати огляд ситуації на ринку теплових насосів і охоплювати геотермальні ресурси та температури наземних джерел у різних регіонах, визначення теплопровідності ґрунту та гірських порід, правила використання геотермальних ресурсів, техніко-економічну ефективність використання теплових насосів у будівлях і визначення найбільш придатної системи теплового насоса, а також знання про технічні вимоги, безпеку, фільтрування повітря, підключення до джерела тепла та конфігурацію систем. Навчання також повинне надавати добрі знання будь-яких європейських стандартів для теплових насосів і відповідного національного права та права Союзу. Монтажник повинен демонструвати такі ключові компетенції:

    (i) базове розуміння фізичних і експлуатаційних принципів теплового насоса, у тому числі характеристик циклу теплового насоса: зв’язки між низькими температурами тепловідводу, високими температурами джерела тепла та ефективністю роботи системи, визначення коефіцієнта корисної дії та коефіцієнта сезонної ефективності (SPF);

    (ii) розуміння компонентів насоса та їх функції в циклі теплового насоса, у тому числі компресора, розширювального клапана, випарника, конденсатора, арматури та фітингів, мастила, холодоагента, можливостей перегрівання, переохолодження та охолодження теплових насосів; та

    (iii) здатність вибирати тип і розмір компонентів у типових монтажних ситуаціях, у тому числі визначення типових значень теплового навантаження різних будівель і на постачання гарячої води на основі споживання енергії, визначення потужності теплового насоса на основі теплового навантаження на постачання гарячої води, теплової інерції будівлі та режиму переривчастого струму; визначати тип буферної ємності, її об’єм та інтеграцію другої системи опалення.

    (d) Теоретична частина навчання на монтажника сонячних фотоелектричних і сонячних теплових систем повинна включати огляд ситуації на ринку сонячних продуктів і порівняння витрат та прибутковості, а також охоплювати екологічні аспекти, компоненти, характеристики та визначення параметрів сонячних систем, точний вибір систем і визначення параметрів компонентів, визначення теплового навантаження, протипожежний захист, пов’язані субсидії, а також проектування, встановлення та технічне обслуговування сонячних фотоелектричних і сонячних теплових установок. Навчання також повинне надавати добрі знання будь-яких європейських стандартів у сфері технологій, сертифікації, як-от Solar Keymark, і пов’язаного національного права та права Союзу. Монтажник повинен демонструвати такі ключові компетенції:

    (i) здатність безпечно виконувати роботи з використанням необхідних інструментів і обладнання та з дотриманням норм і стандартів безпеки, а також виявляти сантехнічні, електричні та інші небезпечні фактори, пов’язані із сонячними установками;

    (ii) здатність визначати системи та їхні компоненти, характерні для активних і пасивних систем, у тому числі механічну конструкцію, а також визначати розташування компонентів, планування та конфігурацію систем;

    (iii) здатність визначати необхідну площу встановлення, орієнтацію та нахил сонячного фотоелектричного та сонячного водонагрівача з урахуванням екранування, доступу до сонячного світла, структурної цілісності, придатності установки для конкретної будівлі або клімату, а також визначати різні методи монтажу, придатні для типів покрівлі, і баланс обладнання системи, необхідний для встановлення; та

    (iv) зокрема, для сонячних фотоелектричних систем — здатність адаптувати електротехнічну частину проекту, у тому числі визначення розрахункового струму, підбір провідників відповідних типів і номіналу для кожного електричного ланцюга, визначення належного розміру, номіналу та розташування всього пов’язаного обладнання та підсистем, вибір належної точки підключення.

    (e) Сертифікація монтажників повинна надаватися на обмежений період часу, щоб для продовження строку дії сертифікації необхідно було пройти семінар або захід із підвищення кваліфікації.




    ДОДАТОК V

    ПРАВИЛА РОЗРАХУВАННЯ ВПЛИВУ БІОПАЛИВ, БІОРІДИН ТА ПОРІВНЯННИХ ВИКОПНИХ ПАЛИВ НА ВИКИДИ ПАРНИКОВИХ ГАЗІВ

    A. ТИПОВІ ТА СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ БІОПАЛИВ, ЯКЩО ВОНИ ВИРОБЛЕНІ БЕЗ ЧИСТИХ ВИКИДІВ ВУГЛЕЦЮ ВНАСЛІДОК ЗМІНИ ЗЕМЛЕКОРИСТУВАННЯ



    Спосіб виробництва біопалив

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    67%

    59%

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    77%

    73%

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    73%

    68%

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    79%

    76%

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    58%

    47%

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    71%

    64%

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    48%

    40%

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    55%

    48%

    етанол із кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    40%

    28 %

    етанол із кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    69%

    68%

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    47%

    38%

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    53%

    46%

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    37%

    24%

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*))

    67%

    67%

    етанол із цукрової тростини

    70%

    70%

    частина етил-трет-бутилового етеру (ЕТБЕ), отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина етил-трет-аміловий етеру (ЕТАЕ), отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    52%

    47%

    біодизель із соняшника

    57%

    52%

    біодизель із сої

    55%

    50%

    ▼C1

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    33%

    20%

    ▼B

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    51%

    45%

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    88%

    84%

    біодизель із тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (**)

    84%

    78%

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    51%

    47%

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    58%

    54%

    гідроочищена рослинна олія із сої

    55%

    51%

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    34%

    22%

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на олійні)

    53%

    49%

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    87%

    83%

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (**)

    83%

    77%

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    59%

    57%

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    65%

    64%

    нерафінована рослинна олія із сої

    63%

    61%

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    40%

    30%

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    59%

    57%

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    98%

    98%

    (*) Стандартні значення для процесів із використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії дійсні, тільки якщо все технологічне тепло постачається за рахунок комбінованого виробництва теплової та електричної енергії.

    (**) Застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 1069/2009 (1), для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    (1)

    Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 1069/2009 від 21 жовтня 2009 року про встановлення санітарних норм щодо побічних і похідних продуктів тваринного походження, не призначених для споживання людиною, та про скасування Регламенту (ЄС) № 1774/2002 (Регламент про побічні продукти тваринного походження) (ОВ L 300, 14.11.2009, с. 1).

    A. РОЗРАХУНКОВІ ТИПОВІ ТА СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ МАЙБУТНІХ БІОПАЛИВ, ЯКІ НЕ БУЛИ ПРИСУТНІ НА РИНКУ АБО БУЛИ ПРИСУТНІ НА РИНКУ В НЕЗНАЧНІЙ КІЛЬКОСТІ У 2016 РОЦІ, ЯКЩО ВОНИ ВИРОБЛЕНІ БЕЗ ЧИСТИХ ВИКИДІВ ВУГЛЕЦЮ ВНАСЛІДОК ЗМІНИ ЗЕМЛЕКОРИСТУВАННЯ



    Спосіб виробництва біопалив

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    етанол із пшеничної соломи

    85%

    83%

    ▼C1

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    83%

    83%

    ▼B

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    82%

    82%

    ▼C1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    83%

    83%

    ▼B

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    82%

    82%

    ▼C1

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    84%

    84%

    ▼B

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    83%

    83%

    ▼C1

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    84%

    84%

    ▼B

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    83%

    83%

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    89%

    89%

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    89%

    89%

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    89%

    89%

    Метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    89%

    89%

    частина метил-трет-бутиловий етеру (МТБЕ), отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    C. МЕТОДОЛОГІЯ

    1. Викиди парникових газів від виробництва та використання транспортних палив, біопалив і біорідин розраховують таким чином:

    (a) викиди парникових газів від виробництва та використання біопалив розраховують за такою формулою:

    E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr,

    де



    E

    =

    сукупні викиди від використання палива;

    eec

    =

    викиди від видобування або вирощування сировини;

    el

    =

    викиди в річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування;

    ep

    =

    викиди від перероблення;

    etd

    =

    викиди від транспортування та розподілу;

    eu

    =

    викиди від палива, що перебуває у використанні;

    esca

    =

    обсяг скорочення викидів в результаті накопичення вуглецю у ґрунті завдяки вдосконаленому управлінню сільським господарством

    eccs

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та геологічного зберігання CO2; та

    eccr

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та заміни CO2.

    Викиди від виробництва машин і обладнання не враховуються.

    (b) Викиди парникових газів від виробництва та використання біорідин розраховують так само, як для біопалив (Е), але з розширенням, необхідним для включення перетворення енергії у вироблену електроенергію та/або тепло та холод, таким чином:

    (i) Для енергетичних установок, які подають тільки теплову енергію:


    (ii) Для енергетичних установок, які подають тільки електроенергію:


    де

    ECh,el

    =

    Сукупні викиди парникових газів від кінцевого енергетичного продукту.


    E

    =

    Сукупні викиди парникових газів від біорідини до остаточного перетворення.


    ηel

    =

    Електроефективність, що визначається як річний обсяг виробленої електроенергії, поділений на річні витрати біорідини залежно від її енергетичного вмісту.


    ηh

    =

    Теплоефективність, що визначається як річна корисна тепловіддача, поділена на річні витрати біорідини залежно від її енергетичного вмісту.

    (iii) Для електроенергії або механічної енергії, що походить з енергетичних установок, які подають корисне тепло разом з електроенергією та/або механічною енергією:


    (iv) Для корисного тепла, що походить з енергетичних установок, які подають тепло разом з електроенергією та/або механічною енергією:


    де:

    ECh,el

    =

    Сукупні викиди парникових газів від кінцевого енергетичного продукту.


    E

    =

    Сукупні викиди парникових газів від біорідини до остаточного перетворення.


    ηel

    =

    Електроефективність, що визначається як річний обсяг виробленої електроенергії, поділений на річні витрати палива залежно від його енергетичного вмісту.


    ηh

    =

    Теплоефективність, що визначається як річна корисна тепловіддача, поділена на річні витрати палива залежно від його енергетичного вмісту.


    Cel

    =

    Частка ексергії в електроенергії та/або механічній енергії, встановлена на рівні 100% (Cel = 1).


    Ch

    =

    Ефективність Карно (частка ексергії в корисному теплі).

    Ефективність Карно, Ch, для корисного тепла при різних температурах визначається таким чином:


    де

    Th

    =

    Температура, виміряна як абсолютна температура (у кельвінах) корисного тепла в точці подачі.


    T0

    =

    Температура навколишнього середовища, встановлена на рівні 273,15 кельвінів (що дорівнює 0 °C)

    Якщо надлишок тепла подають для опалення будівель при температурі нижче 150 °C (423,15 кельвінів), Ch можна альтернативно визначати таким чином:

    Ch

    =

    Ефективність Карно при отриманні тепла при температурі 150 °C (423,15 кельвінів), що дорівнює: 0,3546

    Для цілей такого розрахування застосовуються такі терміни та означення:

    (a) «когенерація» означає одночасне виробництво теплової та електричної та/або механічної енергії в одному процесі;

    (b) «корисне тепло» означає тепло, що виробляється для задоволення економічно обґрунтованого попиту на теплову енергію для цілей опалення та охолодження;

    (c) «економічно обґрунтований попит» означає попит, що не перевищує потреби в опаленні чи охолодженні, який в іншому разі був би задоволений на ринкових умовах.

    2. Викиди парникових газів від біопалив і біорідин виражають таким чином:

    (a) викиди парникових газів від біопалив, Е, виражають у грамах еквіваленту CO2 на МДж палива, г CO2-екв./МДж.

    (b) викиди парникових газів від біорідин, ЕС, виражають у грамах еквіваленту CO2 на МДж кінцевого енергетичного продукту (теплової або електричної енергії), г CO2-екв./МДж.

    Якщо енергію для опалення та охолодження виробляють спільно з електроенергією, викиди розподіляють між тепловою та електричною енергією (як у пункті 1(b)), незалежно від того, чи теплову енергію фактично використовують для цілей опалення чи охолодження ( 9 ).

    Якщо викиди парникових газів від видобування або вирощування сировини eec виражають у г CO2-екв./суха тонна сировини, переведення у грами еквіваленту CO2 на МДж палива, г CO2-екв./МДж, здійснюють таким чином ( 10 ):


    де



    Викиди на суху тонну сировини розраховують таким чином:


    3. Обсяг скорочення викидів парникових газів від біопалив і біорідин розраховують таким чином:

    (a) обсяг скорочення викидів парникових газів від біопалив:

    SAVING = (EF(t) – EB)/EF(t),

    де



    EB

    =

    сукупні викиди від біопалива; та

    EF(t)

    =

    сукупні викиди від порівнянного викопного палива для транспорту

    (b) обсяг скорочення викидів парникових газів від виробництва енергії для опалення та охолодження і електроенергії з біорідин:

    SAVING = (ECF(h&c,el) – ECB(h&c,el))/ECF(h&c,el),

    де

    ECB(h&c,el)

    =

    сукупні викиди від тепла або електроенергії; та


    ECF(h&c,el)

    =

    сукупні викиди від порівнянного викопного палива для корисного тепла або електроенергії.

    4. Парникові гази, які враховуються для цілей пункту 1, включають CO2, N2O та CH4. Для цілей розрахування еквівалентності CO2 такі гази оцінюють таким чином:



    CO2

    :

    1

    N2O

    :

    298

    CH4

    :

    25

    5. Викиди від видобування або вирощування сировини, eec, включають викиди власне від процесу видобування або вирощування; від збирання, висушування та зберігання сировини; від відходів і витоків; та від виробництва хімічних речовин або продуктів, які використовуються у процесі видобування або вирощування. Уловлювання CO2 у процесі вирощування сировини не враховують. Оцінки викидів від сільськогосподарської біомаси можна отримати шляхом використання регіональних середніх значень викидів від вирощування, включених до звітів, зазначених у статті 31(4), або інформації про дезагреговані стандартні значення викидів від вирощування, включеної до цього додатка, у якості альтернативи використанню фактичних значень. За відсутності відповідної інформації в таких звітах у якості альтернативи використанню фактичних значень дозволяється розраховувати середні значення на основі місцевих методів ведення сільського господарства, наприклад на основі даних групи ферм.

    6. Для цілей розрахування, зазначеного у пункті 1(а), обсяг скорочення викидів парникових газів в результаті вдосконаленого управління сільським господарством, esca, як-от перехід на нульове оброблення, вдосконалена сівозміна, використання покривних культур, у тому числі управління рослинними залишками, і використання органічних покращувачів ґрунту (наприклад, компосту, дигестату ферментації гною), враховують, тільки якщо надані вагомі докази, які піддаються перевірці, що вміст вуглецю у ґрунті збільшився або обґрунтовано можна очікувати його збільшення за період, протягом якого вирощувалася відповідна сировина, враховуючи при цьому викиди у випадках, коли такі методи призвели до підвищення обсягів використання добрив і гербіцидів ( 11 ).

    7. Викиди в річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування, el, розраховують шляхом рівного розподілу сукупних викидів за 20 років. Для розрахування таких викидів застосовується таке правило:

    el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, ( 12 )

    де



    el

    =

    викиди парникових газів у річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування (виміряні як маса (у грамах) еквіваленту CO2 на одиницю енергії біопалива або біорідини (мегаджоулі)). «Орні землі» (1) та «землі під багаторічними культурами» (2) вважаються одним видом землекористування;

    CSR

    =

    вуглецеві запаси на одиницю площі, пов’язаної з референтним землекористуванням (виміряні як маса (у тоннах) вуглецю на одиницю площі, включно з ґрунтом і рослинністю). Референтним землекористуванням є землекористування в січні 2008 року або за 20 років до отримання сировини, залежно від того, що настане пізніше;

    CSA

    =

    вуглецеві запаси на одиницю площі, пов’язаної з фактичним землекористуванням (виміряні як маса (у тоннах) вуглецю на одиницю площі, включно з ґрунтом і рослинністю). У випадках, коли вуглецеві запаси накопичуються протягом більше ніж одного року, значення, яке присвоюють CSA, є розрахунковими запасами на одиницю площі після 20 років або після дозрівання культур, залежно від того, що настане раніше;

    P

    =

    продуктивність культури (вимірюється як енергія біопалива або біорідини на одиницю площі за рік) та

    eB

    =

    додаткові 29 г CO2-екв./МДж біопалива або біорідини, якщо біомаса отримана з відновлених деградованих земель за умов, встановлених у пункті 8.

    (1) Орні землі, як означено МГЕЗК.

    (2) Багаторічні культури визначаються як багаторічний культури, наземну частину яких зазвичай щорічно не заготовлюють, як-от лісова порість з коротким циклом ротації та олійна пальма.

    8. Додаткові 29 г CO2-екв./МДж присвоюють у разі надання доказів, що відповідні землі:

    (a) не використовувалися для цілей сільського господарства або будь-якої іншої діяльності в січні 2008 року; та

    (b) є сильно деградованими землями, включно із землями, які раніше використовувалися в сільському господарстві.

    Додаткові 29 г CO2-екв./МДж застосовують для періоду тривалістю до 20 років починаючи з дати конверсії земель для сільськогосподарського використання за умови забезпечення сталого збільшення вуглецевих запасів і зниження ерозії, що піддається вимірюванню, для земель, які підпадають під дію пункту (b).

    9. «Сильно деградовані землі» означає землі, які протягом значного періоду часу були сильно засолені або мали дуже низький вміст органічної речовини та були сильно еродовані.

    10. Комісія повинна переглянути, до 31 грудня 2020 року, настанови щодо розрахування вуглецевих запасів земель ( 13 ) на основі Керівних принципів МГЕЗК від 2006 року щодо національних кадастрів викидів парникових газів — том 4 і згідно з Регламентом (ЄС) № 525/2013 та Регламентом Європейського Парламенту і Ради (ЄС) 2018/841 ( 14 ). Настанови Комісії повинні слугувати основою для розрахування вуглецевих запасів земель для цілей цієї Директиви.

    11. Викиди від перероблення, ep, повинні включати власне викиди від перероблення; від відходів і витоків; та від виробництва хімічних речовин або продуктів, які використовуються у процесі перероблення, включно з викидами CO2, що відповідають вмісту вуглецю використаного викопного палива, незалежно від того, чи воно фактично спалювалося у процесі.

    При врахуванні споживання електроенергії, яка не вироблена на установці з виробництва палива, інтенсивність викидів парникових газів від виробництва та розподілу такої електроенергії вважається рівною середній інтенсивності викидів від виробництва та розподілу електроенергії у визначеному регіоні. Як відступ від цього правила, виробники можуть використовувати середнє значення для окремої установки з виробництва палива для електроенергії, виробленою на такій установці, якщо така установка не приєднана до енергосистеми.

    Викиди від перероблення включають викиди від висушування проміжних продуктів і матеріалів, у відповідних випадках.

    12. Викиди від транспортування та розподілу, etd, включають викиди від транспортування сировини та напівфабрикатів, а також від зберігання та розподілу готових матеріалів. Цей пункт не охоплює викиди від транспортування та розподілу, які повинні враховуватися згідно з пунктом 5.

    13. Викиди від палива, що перебуває у використанні, eu, встановлюються на рівні нуля для біопалив і біорідин.

    Викиди парникових газів, інших ніж CO2 (N2O та CH4) від палива, що перебуває у використанні, підлягають включенню до коефіцієнта eu для біорідин.

    14. Обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та геологічного зберігання CO2, eccs, який не був врахований в ep, обмежується викидами, яких уникли завдяки уловлюванню та зберіганню викидів CO2, безпосередньо пов’язаними з видобуванням, транспортуванням, переробленням і розподілом палива, якщо зберігання здійснювалося згідно з Директивою Європейського Парламенту і Ради 2009/31/ЄС ( 15 ).

    15. Обсяг скорочення викидів від уловлювання та заміни CO2, eccr, повинен бути безпосередньо пов’язаний з виробництвом біопалива або біорідини, яких він стосується, і обмежується викидами, що їх уникли завдяки уловлюванню CO2, у якому вуглець походить з біомаси і який використовується для заміни CO2, що походить з викопного палива, у процесі виробництва комерційних продуктів і послуг.

    16. Якщо когенераційна установка, що подає тепло та/або електроенергію для процесу виробництва палива, для якого розраховують викиди, виробляє надлишок електроенергії та/або надлишок корисного тепла, викиди парникових газів розподіляють між електроенергією та корисним теплом, залежно від температури тепла (що відображає корисність тепла). Корисну частину тепла визначають шляхом множення його енергетичного вмісту на ефективність Карно, Ch, розраховану таким чином:


    де

    Th

    =

    Температура, виміряна як абсолютна температура (у кельвінах) корисного тепла в точці подачі.


    T0

    =

    Температура навколишнього середовища, встановлена на рівні 273,15 кельвінів (що дорівнює 0 °C)

    Якщо надлишок тепла подають для опалення будівель при температурі нижче 150 °C (423,15 кельвінів), Ch можна альтернативно визначати таким чином:

    Ch

    =

    Ефективність Карно при отриманні тепла при температурі 150 °C (423,15 кельвінів), що дорівнює: 0,3546

    Для цілей такого розрахування використовують фактичні значення ефективності, що визначаються як вироблена механічна, електрична та теплова енергія, поділена, відповідно, на річні витрати енергії.

    Для цілей такого розрахування застосовуються такі терміни та означення:

    (a) «когенерація» означає одночасне виробництво теплової та електричної та/або механічної енергії в одному процесі;

    (b) «корисне тепло» означає тепло, що виробляється для задоволення економічно обґрунтованого попиту на теплову енергію для цілей опалення або охолодження;

    (c) «економічно обґрунтований попит» означає попит, що не перевищує потреби в опаленні чи охолодженні, який в іншому разі був би задоволений на ринкових умовах.

    17. Якщо в результаті процесу виробництва палива одночасно виробляють паливо, для якого розраховують викиди та один або більше продуктів (супутніх продуктів), викиди парникових газів розподіляють між паливом або його проміжним продуктом і супутніми продуктами пропорційно до їхнього енергетичного вмісту (що визначається за нижчою теплотворною здатністю у випадку супутніх продуктів, інших ніж електрична та теплова енергія). Інтенсивність викидів парникових газів від надлишку корисного тепла або надлишку електроенергії є такою самою, як інтенсивність викидів парникових газів від теплової або електричної енергії, поданих для процесу виробництва палива, і визначається шляхом розрахування інтенсивності викидів парникових газів для всіх вхідних ресурсів і викидів, включно із сировиною та викидами CH4 та N2O, які надходять до та від когенераційної установки, котла та іншого апарата, що подає теплову або електричну енергію для процесу виробництва палива. У випадку спільного виробництва електричної та теплової енергії розрахування здійснюють відповідно до пункту 16.

    18. Для цілей розрахування, зазначеного в пункті 17, викиди, що підлягають розподілу, включають eec + el + esca + частки ep, etd, eccs та eccr, які утворюються до та під час етапу процесу, на якому виробляють супутній продукт. Якщо будь-які викиди були віднесені на рахунок супутніх продуктів на раніших етапах процесу протягом життєвого циклу, для таких цілей, замість сукупних викидів, використовують частку таких викидів, віднесених на останньому етапі такого процесу на рахунок проміжного паливного продукту.

    У випадку біопалив і біорідин для цілей такого розрахування враховують усі супутні продукти. Викиди не відносять на рахунок відходів і залишків. Супутні продукти, які мають від’ємний енергетичний вміст, вважаються такими, що мають нульовий енергетичний вміст, для цілей розрахування.

    Відходи та залишки, у тому числі верхівки і гілки дерев, солома, лушпиння, качани та горіхова шкаралупа, а також залишки після перероблення, у тому числі сирий гліцерин (нерафінований гліцерин) і багаса, вважаються такими, що мають нульові викиди парникових газів протягом життєвого циклу до процесу збирання таких матеріалів, незалежно від того, чи їх переробляють на проміжні продукти до перетворення на кінцевий продукт.

    У випадку палив, вироблених на нафтопереробних заводах, інших ніж сукупність переробних установок і котлів або когенераційних установок, які подають теплову та/або електричну енергію на переробну установку, одиницею аналізу для цілей розрахування, зазначеного в пункті 17, є нафтопереробний завод.

    19. Для біопалив, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, EF(t) порівнянного викопного палива становить 94 г CO2-екв./МДж.

    Для біорідин, які використовуються для виробництва електроенергії, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, ECF(e) порівнянного викопного палива становить 183 г CO2-екв./МДж.

    Для біорідин, які використовуються для виробництва корисного тепла, а також для виробництва енергії для опалення та/або охолодження, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, ECF(h&c) порівнянного викопного палива становить 80 г CO2-екв./МДж.

    D. ДЕЗАГРЕГОВАНІ СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ БІОПАЛИВ І БІОРІДИН

    Дезагреговані стандартні значення для вирощування: «eec», як означено в частині С цього додатка, включно з ґрунтовими викидами N2O



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків

    9,6

    9,6

    етанол із кукурудзи

    25,5

    25,5

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи

    27,0

    27,0

    етанол із цукрової тростини

    17,1

    17,1

    частина ЕТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина ЕТАЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    32,0

    32,0

    біодизель із соняшника

    26,1

    26,1

    біодизель із сої

    21,2

    21,2

    ▼C1

    біодизель із пальмової олії

    26,0

    26,0

    ▼B

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    0

    0

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    33,4

    33,4

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    26,9

    26,9

    гідроочищена рослинна олія із сої

    22,1

    22,1

    ▼C1

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії

    27,3

    27,3

    ▼B

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    0

    0

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    33,4

    33,4

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    27,2

    27,2

    нерафінована рослинна олія із сої

    22,2

    22,2

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії

    27,1

    27,1

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    (*1) Застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    Дезагреговані стандартні значення для вирощування: «eec» — тільки для ґрунтових викидів N2O (такі значення вже враховані в дезагрегованих значеннях викидів від вирощування в таблиці «eec»)



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків

    4,9

    4,9

    етанол із кукурудзи

    13,7

    13,7

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи

    14,1

    14,1

    етанол із цукрової тростини

    2,1

    2,1

    частина ЕТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина ЕТАЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    17,6

    17,6

    біодизель із соняшника

    12,2

    12,2

    біодизель із сої

    13,4

    13,4

    біодизель із пальмової олії

    16,5

    16,5

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    0

    0

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    18,0

    18,0

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    12,5

    12,5

    гідроочищена рослинна олія із сої

    13,7

    13,7

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії

    16,9

    16,9

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    0

    0

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    17,6

    17,6

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    12,2

    12,2

    нерафінована рослинна олія із сої

    13,4

    13,4

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії

    16,5

    16,5

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    (*1) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    Дезагреговані стандартні значення для перероблення: «ep», як означено в частині С цього додатка



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    18,8

    26,3

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    9,7

    13,6

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    13,2

    18,5

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    7,6

    10,6

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    27,4

    38,3

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    15,7

    22,0

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    20,8

    29,1

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    14,8

    20,8

    етанол із кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    28,6

    40,1

    етанол із кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,8

    2,6

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    21,0

    29,3

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    15,1

    21,1

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    30,3

    42,5

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,5

    2,2

    етанол із цукрової тростини

    1,3

    1,8

    частина ЕТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина ЕТАЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    11,7

    16,3

    біодизель із соняшника

    11,8

    16,5

    біодизель із сої

    12,1

    16,9

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    30,4

    42,6

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    13,2

    18,5

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    9,3

    13,0

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    13,6

    19,1

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    10,7

    15,0

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    10,5

    14,7

    гідроочищена рослинна олія із сої

    10,9

    15,2

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    27,8

    38,9

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    9,7

    13,6

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    10,2

    14,3

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    14,5

    20,3

    ▼C1

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    3,7

    5,2

    ▼B

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    3,8

    5,4

    нерафінована рослинна олія із сої

    4,2

    5,9

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    22,6

    31,7

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    4,7

    6,5

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0,6

    0,8

    (*1) Стандартні значення для процесів із використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії дійсні, тільки якщо все технологічне тепло постачається за рахунок комбінованого виробництва теплової та електричної енергії.

    (*2) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    Дезагреговані стандартні значення тільки для екстракції олії (такі значення вже враховані в дезагрегованих значеннях для викидів від перероблення в таблиці «ep»)

    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    біодизель із насіння ріпаку

    3,0

    4,2

    біодизель із соняшника

    2,9

    4,0

    біодизель із сої

    3,2

    4,4

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    20,9

    29,2

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    3,7

    5,1

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    4,3

    6,1

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    3,1

    4,4

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    3,0

    4,1

    гідроочищена рослинна олія із сої

    3,3

    4,6

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    21,9

    30,7

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    3,8

    5,4

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    4,3

    6,0

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    3,1

    4,4

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    3,0

    4,2

    нерафінована рослинна олія із сої

    3,4

    4,7

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    21,8

    30,5

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    3,8

    5,3

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0

    0

    (*1) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.


    Дезагреговані стандартні значення для транспортування та розподілу: «etd», як означено в частині С цього додатка

    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    2,3

    2,3

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    2,3

    2,3

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,3

    2,3

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,3

    2,3

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,3

    2,3

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,3

    2,3

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    2,2

    2,2

    етанол із кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол із кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    2,2

    2,2

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    2,2

    2,2

    етанол із цукрової тростини

    9,7

    9,7

    частина ЕТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина ЕТАЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    1,8

    1,8

    біодизель із соняшника

    2,1

    2,1

    біодизель із сої

    8,9

    8,9

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    6,9

    6,9

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    6,9

    6,9

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    1,9

    1,9

    ▼C1

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    1,6

    1,6

    ▼B

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    1,7

    1,7

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    2,0

    2,0

    гідроочищена рослинна олія із сої

    9,2

    9,2

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    7,0

    7,0

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    7,0

    7,0

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    1,7

    1,7

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    1,5

    1,5

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    1,4

    1,4

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    1,7

    1,7

    нерафінована рослинна олія із сої

    8,8

    8,8

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    6,7

    6,7

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    6,7

    6,7

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    1,4

    1,4

    (*1) Стандартні значення для процесів із використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії дійсні, тільки якщо все технологічне тепло постачається за рахунок комбінованого виробництва теплової та електричної енергії.

    (*2) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.



    Дезагреговані стандартні значення тільки для транспортування та розподілу кінцевого палива. Такі значення вже включені до таблиці «викиди від транспортування та розподілу etd», як означено в частині С цього додатка, але наведені нижче значення стануть в нагоді, якщо суб’єкт господарювання має намір задекларувати фактичні викиди тільки від транспортування культур або транспортування олії).



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    1,6

    1,6

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    1,6

    1,6

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    1,6

    1,6

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    1,6

    1,6

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    1,6

    1,6

    етанол із цукрової тростини

    6,0

    6,0

    частина етил-трет-бутилового етеру (ЕТБЕ), отримана з відновлюваних джерел

    Вважається такою, що дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина етил-трет-аміловий етеру (ЕТАЕ), отримана з відновлюваних джерел

    Вважається такою, що дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    1,3

    1,3

    біодизель із соняшника

    1,3

    1,3

    біодизель із сої

    1,3

    1,3

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    1,3

    1,3

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    1,3

    1,3

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    1,3

    1,3

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    1,3

    1,3

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    1,2

    1,2

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    1,2

    1,2

    гідроочищена рослинна олія із сої

    1,2

    1,2

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    1,2

    1,2

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    1,2

    1,2

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    1,2

    1,2

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    1,2

    1,2

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    0,8

    0,8

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    0,8

    0,8

    нерафінована рослинна олія із сої

    0,8

    0,8

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    0,8

    0,8

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    0,8

    0,8

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    0,8

    0,8

    (*1) Стандартні значення для процесів із використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії дійсні, тільки якщо все технологічне тепло постачається за рахунок комбінованого виробництва теплової та електричної енергії.

    (*2) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    Загальні значення для вирощування, перероблення, транспортування та розподілу



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    30,7

    38,2

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    21,6

    25,5

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    25,1

    30,4

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    19,5

    22,5

    етанол із цукрових буряків (без біогазу, отриманого з мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    39,3

    50,2

    етанол із цукрових буряків (з біогазом, отриманим із мелясної барди, з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    27,6

    33,9

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    48,5

    56,8

    етанол із кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    42,5

    48,5

    етанол із кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    56,3

    67,8

    етанол із кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    29,5

    30,3

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення у звичайному котлі)

    50,2

    58,5

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням природного газу в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    44,3

    50,3

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням лігніту в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    59,5

    71,7

    ▼C1

    етанол з інших злакових культур, за винятком кукурудзи (з використанням залишків лісового господарства в якості технологічного палива для перероблення в когенераційній установці (*1))

    30,7

    31,4

    етанол із цукрової тростини

    28,1

    28,6

    ▼B

    частина ЕТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    частина ЕТАЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва етанолу

    біодизель із насіння ріпаку

    45,5

    50,1

    біодизель із соняшника

    40,0

    44,7

    біодизель із сої

    42,2

    47,0

    ▼C1

    біодизель із пальмової олії (відкритий відстійник)

    63,3

    75,5

    біодизель із пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    46,1

    51,4

    ▼B

    біодизель із відпрацьованої кулінарної олії

    11,2

    14,9

    ▼C1

    біодизель з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*1)

    15,2

    20,7

    ▼B

    гідроочищена рослинна олія з насіння ріпаку

    45,8

    50,1

    гідроочищена рослинна олія із соняшника

    39,4

    43,6

    гідроочищена рослинна олія із сої

    42,2

    46,5

    ▼C1

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    62,1

    73,2

    гідроочищена рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    44,0

    47,9

    ▼B

    гідроочищена олія з відпрацьованої кулінарної олії

    11,9

    16,0

    гідроочищена олія з тваринних жирів, отриманих у результаті витоплювання (*2)

    16,0

    21,8

    нерафінована рослинна олія з насіння ріпаку

    38,5

    40,0

    нерафінована рослинна олія із соняшника

    32,7

    34,3

    нерафінована рослинна олія із сої

    35,2

    36,9

    ▼C1

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (відкритий відстійник)

    56,4

    65,5

    нерафінована рослинна олія з пальмової олії (процес з уловлюванням метану на заводі з виробництва пальмової олії)

    38,5

    40,3

    ▼B

    нерафінована олія з відпрацьованої кулінарної олії

    2,0

    2,2

    (*1) Стандартні значення для процесів із використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії дійсні, тільки якщо все технологічне тепло постачається за рахунок комбінованого виробництва теплової та електричної енергії.

    (*2) Примітка: застосовується тільки до біопалив, вироблених із побічних продуктів тваринного походження, класифікованих як матеріали категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009, для яких не враховуються викиди, пов’язані з гігієнізацією в ході витоплювання.

    Е. РОЗРАХУНКОВІ ДЕЗАГРЕГОВАНІ ТИПОВІ ТА СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ МАЙБУТНІХ БІОПАЛИВ І БІОРІДИН, ЯКІ НЕ БУЛИ ПРИСУТНІ НА РИНКУ АБО БУЛИ ПРИСУТНІ НА РИНКУ В НЕЗНАЧНІЙ КІЛЬКОСТІ У 2016 РОЦІ

    Дезагреговані стандартні значення для вирощування: «eec», як означено в частині С цього додатка, включно з викидами N2O (у тому числі подрібнення деревних відходів або культивованих лісових ресурсів)



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    1,8

    1,8

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    3,3

    3,3

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,2

    8,2

    ▼C1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    3,3

    3,3

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,2

    8,2

    ▼B

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    3,1

    3,1

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    7,6

    7,6

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    3,1

    3,1

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    7,6

    7,6

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,5

    2,5

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,5

    2,5

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,5

    2,5

    Метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,5

    2,5

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    Дезагреговані стандартні значення для ґрунтових викидів N2O (такі значення вже враховані в дезагрегованих стандартних значеннях викидів від вирощування в таблиці «eec»)



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    0

    0

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    4,4

    4,4

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    4,4

    4,4

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    4,1

    4,1

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    4,1

    4,1

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    Метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    Дезагреговані стандартні значення для перероблення: «ep», як означено в частині С цього додатка



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    4,8

    6,8

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    0,1

    0,1

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    0,1

    0,1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    0,1

    0,1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    0,1

    0,1

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    0

    0

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    0

    0

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    0

    0

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    0

    0

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    Дезагреговані стандартні значення для транспортування та розподілу: «etd», як означено в частині С цього додатка



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    7,1

    7,1

    ▼C1

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    12,2

    12,2

    ▼B

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,4

    8,4

    ▼C1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    12,2

    12,2

    ▼B

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,4

    8,4

    ▼C1

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    12,1

    12,1

    ▼B

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,6

    8,6

    ▼C1

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    12,1

    12,1

    ▼B

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    8,6

    8,6

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    7,7

    7,7

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    7,9

    7,9

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    7,7

    7,7

    метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    7,9

    7,9

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    Дезагреговані стандартні значення тільки для транспортування та розподілу кінцевого палива. Такі значення вже включені до таблиці «викиди від транспортування та розподілу etd», як означено в частині С цього додатка, але наведені нижче значення стануть в нагоді, якщо суб’єкт господарювання має намір задекларувати фактичні викиди тільки від транспортування сировини.



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    1,6

    1,6

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    1,2

    1,2

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    1,2

    1,2

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    1,2

    1,2

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    1,2

    1,2

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    2,0

    2,0

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    2,0

    2,0

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    2,0

    2,0

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    2,0

    2,0

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,0

    2,0

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,0

    2,0

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,0

    2,0

    метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    2,0

    2,0

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу

    Загальні значення для вирощування, перероблення, транспортування та розподілу



    Спосіб виробництва біопалив і біорідин

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    етанол із пшеничної соломи

    13,7

    15,7

    ▼C1

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    15,6

    15,6

    ▼B

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    16,7

    16,7

    ▼C1

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з деревних відходів в автономній установці

    15,6

    15,6

    ▼B

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    16,7

    16,7

    ▼C1

    диметилетер (ДМЕ) з деревних відходів в автономній установці

    15,2

    15,2

    ▼B

    диметилетер (ДМЕ) з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    16,2

    16,2

    ▼C1

    метанол з деревних відходів в автономній установці

    15,2

    15,2

    ▼B

    метанол з культивованих лісових ресурсів в автономній установці

    16,2

    16,2

    дизель, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    10,2

    10,2

    бензин, вироблений за допомогою процесу Фішера — Тропша в результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    10,4

    10,4

    диметилетер (ДМЕ), вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    10,2

    10,2

    метанол, вироблений у результаті газифікації чорного лугу, інтегрованої з виробництвом целюлози

    10,4

    10,4

    частина МТБЕ, отримана з відновлюваних джерел

    Дорівнює значенню для використаного способу виробництва метанолу




    ДОДАТОК VI

    ПРАВИЛА РОЗРАХУВАННЯ ВПЛИВУ ПАЛИВ З БІОМАСИ ТА ПОРІВНЯННИХ ВИКОПНИХ ПАЛИВ НА ВИКИДИ ПАРНИКОВИХ ГАЗІВ

    A. Типові та стандартні значення обсягу скорочення викидів парникових газів від палив з біомаси, якщо вони вироблені без чистих викидів вуглецю внаслідок зміни землекористування



    ДЕРЕВНА ТРІСКА

    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Тепло

    Електроенергія

    Тепло

    Електроенергія

    Деревна тріска із залишків лісового господарства

    Від 1 до 500 км

    93%

    89%

    91%

    87%

    Від 500 до 2 500 км

    89%

    84%

    87%

    81%

    Від 2 500 до 10 000 км

    82%

    73%

    78%

    67%

    Понад 10 000 км

    67%

    51%

    60%

    41%

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт)

    Від 2 500 до 10 000 км

    77%

    65%

    73%

    60%

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням)

    Від 1 до 500 км

    89%

    83%

    87%

    81%

    Від 500 до 2 500 км

    85%

    78%

    84%

    76%

    Від 2 500 до 10 000 км

    78%

    67%

    74%

    62%

    Понад 10 000 км

    63%

    45%

    57%

    35%

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання)

    Від 1 до 500 км

    91%

    87%

    90%

    85%

    Від 500 до 2 500 км

    88%

    82%

    86%

    79%

    Від 2 500 до 10 000 км

    80%

    70%

    77%

    65%

    Понад 10 000 км

    65%

    48%

    59%

    39%

    Деревна тріска зі стовбурової деревини

    Від 1 до 500 км

    93%

    89%

    92%

    88%

    Від 500 до 2 500 км

    90%

    85%

    88%

    82%

    Від 2 500 до 10 000 км

    82%

    73%

    79%

    68%

    Понад 10 000 км

    67%

    51%

    61%

    42%

    Деревна тріска із промислових залишків

    Від 1 до 500 км

    94%

    92%

    93%

    90%

    Від 500 до 2 500 км

    91%

    87%

    90%

    85%

    Від 2 500 до 10 000 км

    83%

    75%

    80%

    71%

    Понад 10 000 км

    69%

    54%

    63%

    44%



    ДЕРЕВНІ ПЕЛЕТИ (*1)

    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Тепло

    Електроенергія

    Тепло

    Електроенергія

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства

    Випадок 1

    Від 1 до 500 км

    58%

    37%

    49%

    24%

    Від 500 до 2 500 км

    58%

    37%

    49%

    25%

    Від 2 500 до 10 000 км

    55%

    34%

    47%

    21%

    Понад 10 000 км

    50%

    26%

    40%

    11%

    Випадок 2а

    Від 1 до 500 км

    77%

    66%

    72%

    59%

    Від 500 до 2 500 км

    77%

    66%

    72%

    59%

    Від 2 500 до 10 000 км

    75%

    62%

    70%

    55%

    Понад 10 000 км

    69%

    54%

    63%

    45%

    Випадок 3а

    Від 1 до 500 км

    92%

    88%

    90%

    85%

    Від 500 до 2 500 км

    92%

    88%

    90%

    86%

    Від 2 500 до 10 000 км

    90%

    85%

    88%

    81%

    Понад 10 000 км

    84%

    76%

    81%

    72%

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт)

    Випадок 1

    Від 2 500 до 10 000 км

    52%

    28 %

    43%

    15%

    Випадок 2а

    Від 2 500 до 10 000 км

    70%

    56%

    66%

    49%

    Випадок 3а

    Від 2 500 до 10 000 км

    85%

    78%

    83%

    75%

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням)

    Випадок 1

    Від 1 до 500 км

    54%

    32%

    46%

    20%

    Від 500 до 10 000 км

    52%

    29%

    44%

    16%

    Понад 10 000 км

    47%

    21%

    37%

    7%

    Випадок 2а

    Від 1 до 500 км

    73%

    60%

    69%

    54%

    Від 500 до 10 000 км

    71%

    57%

    67%

    50%

    Понад 10 000 км

    66%

    49%

    60%

    41%

    Випадок 3а

    Від 1 до 500 км

    88%

    82%

    87%

    81%

    Від 500 до 10 000 км

    86%

    79%

    84%

    77%

    Понад 10 000 км

    80%

    71%

    78%

    67%

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання)

    Випадок 1

    Від 1 до 500 км

    56%

    35%

    48%

    23%

    Від 500 до 10 000 км

    54%

    32%

    46%

    20%

    Понад 10 000 км

    49%

    24%

    40%

    10%

    Випадок 2а

    Від 1 до 500 км

    76%

    64%

    72%

    58%

    Від 500 до 10 000 км

    74%

    61%

    69%

    54%

    Понад 10 000 км

    68%

    53%

    63%

    45%

    Випадок 3а

    Від 1 до 500 км

    91%

    86%

    90%

    85%

    Від 500 до 10 000 км

    89%

    83%

    87%

    81%

    Понад 10 000 км

    83%

    75%

    81%

    71%

    Стовбурова деревина

    Випадок 1

    Від 1 до 500 км

    57%

    37%

    49%

    24%

    Від 500 до 2 500 км

    58%

    37%

    49%

    25%

    Від 2 500 до 10 000 км

    55%

    34%

    47%

    21%

    Понад 10 000 км

    50%

    26%

    40%

    11%

    Випадок 2а

    Від 1 до 500 км

    77%

    66%

    73%

    60%

    Від 500 до 2 500 км

    77%

    66%

    73%

    60%

    Від 2 500 до 10 000 км

    75%

    63%

    70%

    56%

    Понад 10 000 км

    70%

    55%

    64%

    46%

    Випадок 3а

    Від 1 до 500 км

    92%

    88%

    91%

    86%

    Від 500 до 2 500 км

    92%

    88%

    91%

    87%

    Від 2 500 до 10 000 км

    90%

    85%

    88%

    83%

    Понад 10 000 км

    84%

    77%

    82%

    73%

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості

    Випадок 1

    Від 1 до 500 км

    75%

    62%

    69%

    55%

    Від 500 до 2 500 км

    75%

    62%

    70%

    55%

    Від 2 500 до 10 000 км

    72%

    59%

    67%

    51%

    Понад 10 000 км

    67%

    51%

    61%

    42%

    Випадок 2а

    Від 1 до 500 км

    87%

    80%

    84%

    76%

    Від 500 до 2 500 км

    87%

    80%

    84%

    77%

    Від 2 500 до 10 000 км

    85%

    77%

    82%

    73%

    Понад 10 000 км

    79%

    69%

    75%

    63%

    Випадок 3а

    Від 1 до 500 км

    95%

    93%

    94%

    91%

    Від 500 до 2 500 км

    95%

    93%

    94%

    92%

    Від 2 500 до 10 000 км

    93%

    90%

    92%

    88%

    Понад 10 000 км

    88%

    82%

    85%

    78%

    (*1) Випадок 1 стосується процесів, у яких використовується котел на природному газі для подачі технологічного тепла на пелетну установку. Електроенергія подається на пелетну установку з мережі;

    Випадок 2а стосується процесів, у яких для подачі технологічного тепла використовується котел на деревній трісці, що використовує попередньо висушену тріску. Електроенергія подається на пелетну установку з мережі;

    Випадок 3а стосується процесів, у яких використовується когенераційна установка, що використовує попередньо висушену тріску, для подачі електричної та теплової енергії на пелетну установку.



    СІЛЬСЬКОГОСПОДАРСЬКІ СПОСОБИ ВИРОБНИЦТВА

    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Тепло

    Електроенергія

    Тепло

    Електроенергія

    Залишки сільського господарства зі щільністю < 0,2 т/м3 (*1)

    Від 1 до 500 км

    95%

    92%

    93%

    90%

    Від 500 до 2 500 км

    89%

    83%

    86%

    80%

    Від 2 500 до 10 000 км

    77%

    66%

    73%

    60%

    Понад 10 000 км

    57%

    36%

    48%

    23%

    Залишки сільського господарства зі щільністю > 0,2 т/м3 (*2)

    Від 1 до 500 км

    95%

    92%

    93%

    90%

    Від 500 до 2 500 км

    93%

    89%

    92%

    87%

    Від 2 500 до 10 000 км

    88%

    82%

    85%

    78%

    Понад 10 000 км

    78%

    68%

    74%

    61%

    Пелети із соломи

    Від 1 до 500 км

    88%

    82%

    85%

    78%

    Від 500 до 10 000 км

    86%

    79%

    83%

    74%

    Понад 10 000 км

    80%

    70%

    76%

    64%

    Брикети з багаси

    Від 500 до 10 000 км

    93%

    89%

    91%

    87%

    Понад 10 000 км

    87%

    81%

    85%

    77%

    Пальмовий шрот

    Понад 10 000 км

    20%

    -18%

    11%

    -33%

    Пальмовий шрот (без викидів CH4 від заводу з виробництва пальмової олії)

    Понад 10 000 км

    46%

    20%

    42%

    14%

    (*1) Ця група матеріалів включає залишки сільського господарства з низькою об’ємною щільністю; до неї входять такі матеріали, як солом'яні блоки, вівсяна полова, рисове лушпиння та блоки із жому цукрової тростини (невичерпний перелік).

    (*2) Група залишків сільського господарства з вищою об’ємною щільністю включає такі матеріали, як кукурудзяні качани, горіхова шкаралупа, лушпиння соєвих бобів, шкаралупа пальмового ядра (невичерпний перелік).



    БІОГАЗ ДЛЯ ВИРОБНИЦТВА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ (*1)

    Система виробництва біогазу

    Технологічний варіант

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Рідкий гній (1)

    Випадок 1

    Відкритий дигестат (2)

    146%

    94%

    Закритий дигестат (3)

    246%

    240%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    136%

    85%

    Закритий дигестат

    227%

    219%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    142%

    86%

    Закритий дигестат

    243%

    235%

    Ціла рослина кукурудзи (4)

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    36%

    21%

    Закритий дигестат

    59%

    53%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    34%

    18%

    Закритий дигестат

    55%

    47%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    28 %

    10%

    Закритий дигестат

    52%

    43%

    Біовідходи

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    47%

    26%

    Закритий дигестат

    84%

    78%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    43%

    21%

    Закритий дигестат

    77%

    68%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    38%

    14%

    Закритий дигестат

    76%

    66%

    (*1) Випадок 1 стосується способів виробництва, при яких електричну та теплову енергію, необхідну для процесу, подає власне когенераційний двигун.

    Випадок 2 стосується способів виробництва, при яких електроенергію, необхідну для процесу, беруть із мережі, а технологічне тепло подає власне когенераційний двигун. У деяких державах-членах операторами заборонено заявляти валове виробництво для отримання субсидій, тому більш імовірною є конфігурація у випадку 1.

    Випадок 3 стосується способів виробництва, при яких електроенергію, необхідну для процесу, беруть із мережі, а технологічне тепло подає котел на біогазі. Цей випадок застосовується до деяких установок, у яких когенераційний двигун не розташований на об’єкті, а біогаз продають (але не збагачують до біометану)

    (1) Значення для виробництва біогазу із гною включають від’ємні викиди як скорочення викидів в результаті використання свіжого гною. Значення esca вважається рівним –45 г CO2екв./МДж гною, використаного у процесі анаеробного зброджування.

    (2) Відкрите зберігання дигестату призводить до додаткових викидів CH4 та N2O. Обсяги таких викидів змінюються залежно від умов навколишнього середовища, типів субстрату та ефективності зброджування.

    (3) Закрите зберігання означає, що дигестат, отриманий у результаті процесу зброджування, зберігають у газонепроникному резервуарі і що додатковий біогаз, що виділився під час зберігання, вважається уловленим для виробництва додаткової електроенергії або біометану. У такому процесі не враховують викиди парникових газів.

    (4) Ціла рослина кукурудзи означає кукурудзу, зібрану на фураж і силосовану для зберігання.



    БІОГАЗ ДЛЯ ВИРОБНИТЦВА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ — СУМІШІ ГНОЮ ТА КУКУРУДЗИ

    Система виробництва біогазу

    Технологічний варіант

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Гній – кукурудза

    80% – 20%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    72%

    45%

    Закритий дигестат

    120%

    114%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    67%

    40%

    Закритий дигестат

    111%

    103%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    65%

    35%

    Закритий дигестат

    114%

    106%

    Гній – кукурудза

    70% – 30%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    60%

    37%

    Закритий дигестат

    100%

    94%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    57%

    32%

    Закритий дигестат

    93%

    85%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    53%

    27%

    Закритий дигестат

    94%

    85%

    Гній – кукурудза

    60% – 40%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    53%

    32%

    Закритий дигестат

    88%

    82%

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    50%

    28 %

    Закритий дигестат

    82%

    73%

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    46%

    22%

    Закритий дигестат

    81%

    72%



    БІОМЕТАН ДЛЯ ТРАНСПОРТУ (*1)

    Система виробництва біометану

    Технологічні варіанти

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Рідкий гній

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    117%

    72%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    133%

    94%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    190%

    179%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    206%

    202%

    Ціла рослина кукурудзи

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    35%

    17%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    51%

    39%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    52%

    41%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    68%

    63%

    Біовідходи

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    43%

    20%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    59%

    42%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    70%

    58%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    86%

    80%

    (*1) Обсяг скорочення викидів парникових газів для біометану стосується тільки стисненого біометану у порівнянні зі значенням для порівнянного викопного палива для транспорту в розмірі 94 г CO2-екв./МДж.



    БІОМЕТАН — СУМІШІ ГНОЮ ТА КУКУРУДЗИ (*1)

    Система виробництва біометану

    Технологічні варіанти

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — типове значення

    Обсяг скорочення викидів парникових газів — стандартне значення

    Гній – кукурудза

    80% – 20%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу (1)

    62%

    35%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу (2)

    78%

    57%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    97%

    86%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    113%

    108%

    Гній – кукурудза

    70% – 30%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    53%

    29%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    69%

    51%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    83%

    71%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    99%

    94%

    Гній – кукурудза

    60% – 40%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    48%

    25%

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    64%

    48%

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    74%

    62%

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    90%

    84%

    (*1) Обсяг скорочення викидів парникових газів для біометану стосується тільки стисненого біометану у порівнянні зі значенням для порівнянного викопного палива для транспорту в розмірі 94 г CO2-екв./МДж.

    (1) Ця категорія включає такі категорії технологій збагачення біогазу до біометану: короткоциклова безнагрівна адсорбція (PSA), очищення водою під тиском (PWS), мембранне розділення, кріогенне розділення та органічне фізичне очищення органічними розчинниками (OPS). Вона включає викиди 0,03 МДж CH4/МДж біометану через викиди метану у відхідних газах.

    (2) Ця категорія включає такі категорії технологій збагачення біогазу до біометану: очищення водою під тиском (PWS) з рециркуляцією води, короткоциклова безнагрівна адсорбція (PSA), хімічне очищення, органічне фізичне очищення органічними розчинниками (OPS), мембранне та кріогенне розділення. Для цієї категорії не враховують викиди метану (метан у відхідному газі спалюють, за наявності).

    B. МЕТОДОЛОГІЯ

    1. Викиди парникових газів від виробництва та використання палив з біомаси розраховують таким чином:

    (a) Викиди парникових газів від виробництва та використання палив з біомаси до перетворення на електроенергію, енергію для опалення та охолодження розраховують за такою формулою:

    E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr,

    де

    E

    =

    сукупні викиди від виробництва палива до перетворення енергії;


    eec

    =

    викиди від видобування або вирощування сировини;


    el

    =

    викиди в річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування;


    ep

    =

    викиди від перероблення;


    etd

    =

    викиди від транспортування та розподілу;


    eu

    =

    викиди від палива, що перебуває у використанні;


    esca

    =

    обсяг скорочення викидів в результаті накопичення вуглецю у ґрунті завдяки вдосконаленому управлінню сільським господарством


    eccs

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та геологічного зберігання CO2; та


    eccr

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та заміни CO2.

    Викиди від виробництва машин і обладнання не враховуються.

    (b) У випадку спільного зброджування різних субстратів у біогазовій установці для виробництва біогазу або біометану типові та стандартні значення викидів парникових газів розраховуються таким чином:


    ▼B

    де

    E

    =

    викиди парникових газів на 1 МДж біогазу або біометану, вироблений в результаті спільного зброджування визначеної суміші субстратів


    Sn

    =

    Частка сировини n в енергетичному вмісті


    En

    =

    Викиди у г CO2/МДж для способу виробництва n, як передбачено в частині D цього додатка (*)


    ▼B

    де

    Pn

    =

    вихід енергії [МДж] на 1 кілограм вхідної рідкої сировини n (**)


    Wn

    =

    ваговий коефіцієнт субстрату n, що визначається таким чином:


    де:

    In

    =

    Річна кількість субстрату n, що подається на біореактор [тонн свіжої маси]


    AMn

    =

    Середньорічна вологість субстрату n [кг води/кг свіжої маси]


    SMn

    =

    Стандартна вологість субстрату n (***).

    (*) Для тваринного гною, що використовується в якості субстрату, додають 45 г CO2-екв./МДж гною (–54 кг CO2-екв./т свіжої маси) для вдосконаленого управління сільським господарством і використання гною.

    (**) Для розрахування типових і стандартних значень необхідно використовувати такі значення Pn:

    P(кукурудза): 4,16 [МДж біогазу/кг вологої кукурудзи при 65% вологості]

    P(гній): 0,50 [МДж біогазу/кг рідкого гною при 90% вологості]

    P(біовідходи): 3,41 [МДж біогазу/кг рідких біовідходів при 76% вологості]

    (***) Необхідно використовувати такі значення стандартної вологості субстрату SMn:

    SM(кукурудза): 0,65 [кг води/кг свіжої маси]

    SM(гній): 0,90 [кг води/кг свіжої маси]

    SM(біовідходи): 0,76 [кг води/кг свіжої маси]

    (c) У випадку спільного зброджування n субстратів у біогазовій установці для виробництва електроенергії або біометану фактичні викиди парникових газів від біогазу та біометану розраховують таким чином:


    де

    E

    =

    сукупні викиди від виробництва біогазу або біометану до перетворення енергії;


    Sn

    =

    Частка сировини n як частка сировини на вході в біореактор;


    eec,n

    =

    викиди від видобування або вирощування сировини n;


    etd,feedstock,n

    =

    викиди від транспортування сировини n до біореактора;


    el,n

    =

    викиди в річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування, для сировини n;


    esca

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті вдосконаленого сільськогосподарського управління сировиною n (*);


    ep

    =

    викиди від перероблення;


    etd,product

    =

    викиди від транспортування та розподілу біогазу та/або біометану;


    eu

    =

    викиди від палива, що перебуває у використанні, у вигляді парникових газів, які виділяються під час спалювання;


    eccs

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та геологічного зберігання CO2; та


    eccr

    =

    обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та заміни CO2.

    (*) До esca додають 45 г CO2-екв./МДж гною для удосконаленого управління сільським господарством і використання гною, якщо тваринний гній використовується як субстрат для виробництва біогазу та біометану.

    (d)

    Викиди парникових газів внаслідок використання палив з біомаси при виробництві електроенергії, енергії для опалення та охолодження, включно з перетворенням енергії на вироблену електроенергію та/або енергію для опалення та охолодження, розраховують таким чином:

    (i) Для енергетичних установок, які подають тільки теплову енергію:


    (ii) Для енергетичних установок, які подають тільки електроенергію:


    де

    ECh,el

    =

    Сукупні викиди парникових газів від кінцевого енергетичного продукту.


    E

    =

    Сукупні викиди парникових газів від палива до остаточного перетворення.


    ηel

    =

    Електроефективність, що визначається як річний обсяг виробленої електроенергії, поділений на річні витрати палива залежно від його енергетичного вмісту.


    ηh

    =

    Теплоефективність, що визначається як річна корисна тепловіддача, поділена на річні витрати палива залежно від його енергетичного вмісту.

    (iii) Для електроенергії або механічної енергії, що походить з енергетичних установок, які подають корисне тепло разом з електроенергією та/або механічною енергією:


    (iv) Для корисного тепла, що походить з енергетичних установок, які подають тепло разом з електроенергією та/або механічною енергією:


    де:

    ECh,el

    =

    Сукупні викиди парникових газів від кінцевого енергетичного продукту.


    E

    =

    Сукупні викиди парникових газів від палива до остаточного перетворення.


    ηel

    =

    Електроефективність, що визначається як річний обсяг виробленої електроенергії, поділений на річні витрати енергії залежно від її енергетичного вмісту.


    ηh

    =

    Теплоефективність, що визначається як річна корисна тепловіддача, поділена на річні витрати енергії, залежно від її енергетичного вмісту.


    Cel

    =

    Частка ексергії в електроенергії та/або механічній енергії, встановлена на рівні 100% (Cel = 1).


    Ch

    =

    Ефективність Карно (частка ексергії в корисному теплі).

    Ефективність Карно, Ch, для корисного тепла при різних температурах визначають таким чином:


    де:

    Th

    =

    Температура, виміряна як абсолютна температура (у кельвінах) корисного тепла в точці подачі.


    T0

    =

    Температура навколишнього середовища, встановлена на рівні 273,15 кельвінів (що дорівнює 0 °C)

    Якщо надлишок тепла подають для опалення будівель при температурі нижче 150 °C (423,15 кельвінів), Ch можна альтернативно визначати таким чином:

    Ch

    =

    Ефективність Карно при отриманні тепла при температурі 150 °C (423,15 кельвінів), що дорівнює: 0,3546

    Для цілей такого розрахування застосовуються такі терміни та означення:

    (i) «когенерація» означає одночасне виробництво теплової та електричної та/або механічної енергії в одному процесі;

    (ii) «корисне тепло» означає тепло, що виробляється для задоволення економічно обґрунтованого попиту на теплову енергію для цілей опалення або охолодження;

    (iii) «економічно обґрунтований попит» означає попит, що не перевищує потреби в опаленні чи охолодженні, який в іншому разі був би задоволений на ринкових умовах.

    2. Викиди парникових газів від палив з біомаси виражають таким чином:

    (a) викиди парникових газів від палив з біомаси, Е, виражають у грамах еквіваленту CO2 на МДж палива з біомаси, г CO2-екв./МДж;

    (b) викиди парникових газів від теплової або електричної енергії, виробленої з палив з біомаси, ЕС, виражають у грамах еквіваленту CO2 на МДж кінцевого енергетичного продукту (теплової або електричної енергії), г CO2-екв./МДж.

    Якщо енергію для опалення та охолодження виробляють спільно з електроенергією, викиди розподіляють між тепловою та електричною енергією (як у пункті 1(d)), незалежно від того, чи теплову енергію фактично використовують для цілей опалення чи охолодження ( 16 ).

    Якщо викиди парникових газів від видобування або вирощування сировини eec виражають у г CO2-екв./суха тонна сировини, переведення у грами еквіваленту CO2 на МДж палива, г CO2-екв./МДж, здійснюють таким чином ( 17 ):


    де



    Викиди на суху тонну сировини розраховують таким чином:


    3. Обсяг скорочення викидів парникових газів від палив з біомаси розраховують таким чином:

    (a) обсяг скорочення викидів парникових газів від палив з біомаси, які використовуються в якості транспортних палив:

    SAVING = (EF(t) – EB)/EF(t)

    де

    EB

    =

    сукупні викиди від палив з біомаси, які використовуються в якості транспортних палив; та


    EF(t)

    =

    сукупні викиди від порівнянного викопного палива для транспорту

    (b) обсяг скорочення викидів парникових газів від виробництва енергії для опалення та охолодження і електроенергії з палив з біомаси:

    SAVING = (ECF(h&c,el) – ECB(h&c,el))/ECF (h&c,el),

    де

    ECB(h&c,el)

    =

    сукупні викиди від тепла або електроенергії;


    ECF(h&c,el)

    =

    сукупні викиди від порівнянного викопного палива для корисного тепла або електроенергії.

    4. Парникові гази, які враховуються для цілей пункту 1, включають CO2, N2O та CH4. Для цілей розрахування еквівалентності CO2 такі гази оцінюють таким чином:

    CO2: 1

    N2O: 298

    CH4: 25

    5. Викиди від видобування, збирання або вирощування сировини, eec, включають викиди власне від процесу видобування, збирання або вирощування; від збирання, висушування та зберігання сировини; від відходів і витоків; та від виробництва хімічних речовин або продуктів, які використовуються у процесі видобування або вирощування. Уловлювання CO2 у процесі вирощування сировини не враховують. Оцінки викидів від сільськогосподарської біомаси можна отримати з регіональних середніх значень викидів від вирощування, включених до звітів, зазначених у статті 31(4) цієї Директиви, або інформації про дезагреговані стандартні значення викидів від вирощування, включеної до цього додатка, у якості альтернативи використанню фактичних значень. За відсутності відповідної інформації в таких звітах у якості альтернативи використанню фактичних значень дозволяється розраховувати середні значення на основі місцевих методів ведення сільського господарства, наприклад на основі даних групи ферм.

    Оцінки викидів від вирощування та збирання лісової біомаси можна отримати шляхом використання середніх значень викидів від вирощування та збирання, розрахованих для географічних районів на національному рівні, у якості альтернативи використанню фактичних значень.

    6. Для цілей розрахування, зазначеного у пункті 1(а), обсяг скорочення викидів у результаті вдосконаленого управління сільським господарством, esca, як-от перехід на нульове оброблення, вдосконалена сівозміна, використання покривних культур, у тому числі управління рослинними залишками, і використання органічних покращувачів ґрунту (наприклад, компосту, дигестату ферментації гною), враховують, тільки якщо надані вагомі докази, які піддаються перевірці, що вміст вуглецю у ґрунті збільшився або обґрунтовано можна очікувати його збільшення за період, протягом якого вирощувалася відповідна сировина, враховуючи при цьому викиди у випадках, коли такі методи призвели до підвищення обсягів використання добрив і гербіцидів ( 18 ).

    7. Викиди в річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування, el, розраховують шляхом рівного розподілу сукупних викидів за 20 років. Для розрахування таких викидів застосовується таке правило:

    el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, ( 19 )

    де

    el

    =

    викиди парникових газів у річному вимірі внаслідок змін вуглецевих запасів, спричинених зміною землекористування (виміряні як маса еквіваленту CO2 на одиницю енергії палива з біомаси). «Орні землі» ( 20 ) та «землі під багаторічними культурами» ( 21 ) вважаються одним видом землекористування;


    CSR

    =

    вуглецеві запаси на одиницю площі, пов’язаної з референтним землекористуванням (виміряні як маса (у тоннах) вуглецю на одиницю площі, включно з ґрунтом і рослинністю). Референтним землекористуванням є землекористування в січні 2008 року або за 20 років до отримання сировини, залежно від того, що настане пізніше;


    CSA

    =

    вуглецеві запаси на одиницю площі, пов’язаної з фактичним землекористуванням (виміряні як маса (у тоннах) вуглецю на одиницю площі, включно з ґрунтом і рослинністю). У випадках, коли вуглецеві запаси накопичуються протягом більше ніж одного року, значення, яке присвоюють CSA, є розрахунковими запасами на одиницю площі після 20 років або після дозрівання культур, залежно від того, що настане раніше;


    P

    =

    продуктивність культури (вимірюється як енергія палива з біомаси на одиницю площі за рік) та


    eB

    =

    додаткові 29 г CO2-екв./МДж палива з біомаси, якщо біомаса отримана з відновлених деградованих земель за умов, встановлених у пункті 8.

    8. Додаткові 29 г CO2-екв./МДж присвоюють у разі надання доказів, що відповідні землі:

    (a) не використовувалися для цілей сільського господарства або будь-якої іншої діяльності в січні 2008 року; та

    (b) є сильно деградованими землями, включно із землями, які раніше використовувалися в сільському господарстві.

    Додаткові 29 г CO2-екв./МДж застосовують для періоду тривалістю до 20 років починаючи з дати конверсії земель для сільськогосподарського використання за умови забезпечення сталого збільшення вуглецевих запасів і зниження ерозії, що піддається вимірюванню, для земель, які підпадають під дію пункту (b).

    9. «Сильно деградовані землі» означає землі, які протягом значного періоду часу були сильно засолені або мали дуже низький вміст органічної речовини та були сильно еродовані.

    10. Згідно з пунктом 10 частини С додатка V до цієї Директиви, Рішення Комісії 2010/335/ЄС ( 22 ), у якому передбачені настанови щодо розрахування вуглецевих запасів земель, що стосуються цієї Директиви, на основі Керівних принципів МГЕЗК від 2006 року щодо національних кадастрів викидів парникових газів — том 4 і згідно з регламентами (ЄС) № 525/2013 та (ЄС) 2018/841, повинне слугувати основою для розрахування вуглецевих запасів земель.

    11. Викиди від перероблення, ep, повинні включати власне викиди від перероблення; від відходів і витоків; та від виробництва хімічних речовин або продуктів, які використовуються у процесі перероблення, включно з викидами CO2, що відповідають вмісту вуглецю використаного викопного палива, незалежно від того, чи воно фактично спалювалося у процесі.

    При врахуванні споживання електроенергії, яка не вироблена на установці з виробництва твердого або газоподібного палива з біомаси, інтенсивність викидів парникових газів від виробництва та розподілу такої електроенергії вважається рівною середній інтенсивності викидів від виробництва та розподілу електроенергії у визначеному регіоні. Як відступ від цього правила, виробники можуть використовувати середнє значення для окремої установки з виробництва палива для електроенергії, виробленою на такій установці, якщо така установка не приєднана до енергосистеми.

    Викиди від перероблення включають викиди від висушування проміжних продуктів і матеріалів, у відповідних випадках.

    12. Викиди від транспортування та розподілу, etd, включають викиди від транспортування сировини та напівфабрикатів, а також від зберігання та розподілу готових матеріалів. Цей пункт не охоплює викиди від транспортування та розподілу, які повинні враховуватися згідно з пунктом 5.

    13. Викиди CO2 від палива, що перебуває у використанні, eu, для палив з біомаси приймають за нуль. Викиди парникових газів, інших ніж CO2 (CH4 та N2O), від палива, що перебуває у використанні, включають до значення eu.

    14. Обсяг скорочення викидів у результаті уловлювання та геологічного зберігання CO2, eccs, який не був врахований в ep, обмежується викидами, яких уникли завдяки уловлюванню та зберіганню викидів CO2, безпосередньо пов’язаними з видобуванням, транспортуванням, переробленням і розподілом палива з біомаси, якщо зберігання здійснювалося згідно з Директивою 2009/31/ЄС.

    15. Обсяг скорочення викидів від уловлювання та заміни CO2, eccr, повинен бути безпосередньо пов’язаний з виробництвом палива з біомаси, яких він стосується, і обмежується викидами, що їх уникли завдяки уловлюванню CO2, у якому вуглець походить з біомаси і який використовується для заміни CO2, що походить з викопного палива, у виробництві комерційних продуктів і послуг.

    16. Якщо когенераційна установка, яка подає тепло та/або електроенергію для процесу виробництва палива з біомаси, для якого розраховують викиди, виробляє надлишок електроенергії та/або надлишок корисного тепла, викиди парникових газів розподіляють між електроенергією та корисним теплом, залежно від температури тепла (що відображає корисність тепла). Корисну частину тепла визначають шляхом множення його енергетичного вмісту на ефективність Карно, Ch, розраховану таким чином:


    де

    Th

    =

    Температура, виміряна як абсолютна температура (у кельвінах) корисного тепла в точці подачі.


    T0

    =

    Температура навколишнього середовища, встановлена на рівні 273,15 кельвінів (що дорівнює 0 °C)

    Якщо надлишок тепла подають для опалення будівель при температурі нижче 150 °C (423,15 кельвінів), Ch можна альтернативно визначати таким чином:

    Ch

    =

    Ефективність Карно при отриманні тепла при температурі 150 °C (423,15 кельвінів), що дорівнює: 0,3546

    Для цілей такого розрахування використовують фактичні значення ефективності, що визначаються як вироблена механічна, електрична та теплова енергія, поділена, відповідно, на річні витрати енергії.

    Для цілей такого розрахування застосовуються такі терміни та означення:

    (a) «когенерація» означає одночасне виробництво теплової та електричної та/або механічної енергії в одному процесі;

    (b) «корисне тепло» означає тепло, що виробляється для задоволення економічно обґрунтованого попиту на теплову енергію для цілей опалення або охолодження;

    (c) «економічно обґрунтований попит» означає попит, що не перевищує потреби в опаленні чи охолодженні, який в іншому разі був би задоволений на ринкових умовах.

    17. Якщо в результаті процесу виробництва палива з біомаси одночасно виробляють паливо, для якого розраховують викиди та один або більше продуктів (супутніх продуктів), викиди парникових газів розподіляють між паливом і його проміжним продуктом і супутніми продуктами пропорційно до їхнього енергетичного вмісту (що визначається за нижчою теплотворною здатністю у випадку супутніх продуктів, інших ніж електрична та теплова енергія). Інтенсивність викидів парникових газів від надлишку корисного тепла або надлишку електроенергії є такою самою, як інтенсивність викидів парникових газів від теплової або електричної енергії, поданих для процесу виробництва палива з біомаси, і визначається шляхом розрахування інтенсивності викидів парникових газів для всіх вхідних ресурсів і викидів, включно із сировиною та викидами CH4 та N2O, які надходять до та від когенераційної установки, котла та іншого апарата, що подає теплову або електричну енергію для процесу виробництва палива з біомаси. У випадку спільного виробництва електричної та теплової енергії розрахування здійснюють відповідно до пункту 16.

    18. Для цілей розрахунків, зазначених у пункті 17, викиди, які підлягають розподілу, включають eec + el + esca + частки ep, etd, eccs та eccr, які утворюються до та під час етапу процесу, на якому виробляють супутній продукт. Якщо будь-які викиди були віднесені на рахунок супутніх продуктів на раніших етапах процесу протягом життєвого циклу, для таких цілей, замість сукупних викидів, використовують частку таких викидів, віднесених на останньому етапі такого процесу на рахунок проміжного паливного продукту.

    ►C1  У випадку біогазу та біометану всі супутні продукти підлягають врахуванню для цілей такого розрахування. ◄ Викиди не відносять на рахунок відходів і залишків. Супутні продукти, які мають від’ємний енергетичний вміст, вважаються такими, що мають нульовий енергетичний вміст, для цілей розрахування.

    Відходи та залишки, у тому числі верхівки і гілки дерев, солома, лушпиння, качани та горіхова шкаралупа, а також залишки після перероблення, у тому числі сирий гліцерин (нерафінований гліцерин) і багаса, вважаються такими, що мають нульові викиди парникових газів протягом життєвого циклу до процесу збирання таких матеріалів, незалежно від того, чи їх переробляють на проміжні продукти до перетворення на кінцевий продукт.

    У випадку палив з біомаси, вироблених на нафтопереробних заводах, інших ніж сукупність переробних установок і котлів або когенераційних установок, які подають теплову та/або електричну енергію на переробну установку, одиницею аналізу для цілей розрахування, зазначеного в пункті 17, є нафтопереробний завод.

    19. Для палив з біомаси, які використовуються для виробництва електроенергії, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, ECF(el) порівнянного викопного палива становить 183 г CO2-екв./МДж електроенергії або 212 г CO2-екв./МДж електроенергії для найвіддаленіших регіонів.

    Для палив з біомаси, які використовуються для виробництва корисного тепла, а також для виробництва енергії для опалення та/або охолодження, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, ECF(h) порівнянного викопного палива становить 80 г CO2-екв./МДж тепла.

    Для палив з біомаси, які використовуються для виробництва корисного тепла, якщо може бути доведена пряма фізична заміна вугілля, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, ECF(h) порівнянного викопного палива становить 124 г CO2-екв./МДж тепла.

    Для палив з біомаси, які використовуються як транспортні палива, для цілей розрахування, зазначеного в пункті 3, EF(t) порівнянного викопного палива становить 94 г CO2-екв./МДж.

    С. ДЕЗАГРЕГОВАНІ СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ ПАЛИВ З БІОМАСИ

    Деревні брикети або пелети



    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Деревна тріска із залишків лісового господарства

    Від 1 до 500 км

    0,0

    1,6

    3,0

    0,4

    0,0

    1,9

    3,6

    0,5

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    1,6

    5,2

    0,4

    0,0

    1,9

    6,2

    0,5

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    1,6

    10,5

    0,4

    0,0

    1,9

    12,6

    0,5

    Понад 10 000 км

    0,0

    1,6

    20,5

    0,4

    0,0

    1,9

    24,6

    0,5

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт)

    Від 2 500 до 10 000 км

    4,4

    0,0

    11,0

    0,4

    4,4

    0,0

    13,2

    0,5

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням)

    Від 1 до 500 км

    3,9

    0,0

    3,5

    0,4

    3,9

    0,0

    4,2

    0,5

    Від 500 до 2 500 км

    3,9

    0,0

    5,6

    0,4

    3,9

    0,0

    6,8

    0,5

    Від 2 500 до 10 000 км

    3,9

    0,0

    11,0

    0,4

    3,9

    0,0

    13,2

    0,5

    Понад 10 000 км

    3,9

    0,0

    21,0

    0,4

    3,9

    0,0

    25,2

    0,5

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання)

    Від 1 до 500 км

    2,2

    0,0

    3,5

    0,4

    2,2

    0,0

    4,2

    0,5

    Від 500 до 2 500 км

    2,2

    0,0

    5,6

    0,4

    2,2

    0,0

    6,8

    0,5

    Від 2 500 до 10 000 км

    2,2

    0,0

    11,0

    0,4

    2,2

    0,0

    13,2

    0,5

    Понад 10 000 км

    2,2

    0,0

    21,0

    0,4

    2,2

    0,0

    25,2

    0,5

    Деревна тріска зі стовбурової деревини

    Від 1 до 500 км

    1,1

    0,3

    3,0

    0,4

    1,1

    0,4

    3,6

    0,5

    Від 500 до 2 500 км

    1,1

    0,3

    5,2

    0,4

    1,1

    0,4

    6,2

    0,5

    Від 2 500 до 10 000 км

    1,1

    0,3

    10,5

    0,4

    1,1

    0,4

    12,6

    0,5

    Понад 10 000 км

    1,1

    0,3

    20,5

    0,4

    1,1

    0,4

    24,6

    0,5

    Деревна тріска із залишків деревообробної промисловості

    Від 1 до 500 км

    0,0

    0,3

    3,0

    0,4

    0,0

    0,4

    3,6

    0,5

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    0,3

    5,2

    0,4

    0,0

    0,4

    6,2

    0,5

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    0,3

    10,5

    0,4

    0,0

    0,4

    12,6

    0,5

    Понад 10 000 км

    0,0

    0,3

    20,5

    0,4

    0,0

    0,4

    24,6

    0,5

    Деревні брикети або пелети



    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

     

     

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування та розподіл

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування та розподіл

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    25,8

    2,9

    0,3

    0,0

    30,9

    3,5

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    25,8

    2,8

    0,3

    0,0

    30,9

    3,3

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    25,8

    4,3

    0,3

    0,0

    30,9

    5,2

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    25,8

    7,9

    0,3

    0,0

    30,9

    9,5

    0,3

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    12,5

    3,0

    0,3

    0,0

    15,0

    3,6

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    12,5

    2,9

    0,3

    0,0

    15,0

    3,5

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    12,5

    4,4

    0,3

    0,0

    15,0

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    12,5

    8,1

    0,3

    0,0

    15,0

    9,8

    0,3

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    2,4

    3,0

    0,3

    0,0

    2,8

    3,6

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    2,4

    2,9

    0,3

    0,0

    2,8

    3,5

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    2,4

    4,4

    0,3

    0,0

    2,8

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    2,4

    8,2

    0,3

    0,0

    2,8

    9,8

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (евкаліпт — випадок 1)

    Від 2 500 до 10 000 км

    3,9

    24,5

    4,3

    0,3

    3,9

    29,4

    5,2

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (евкаліпт — випадок 2a)

    Від 2 500 до 10 000 км

    5,0

    10,6

    4,4

    0,3

    5,0

    12,7

    5,3

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (евкаліпт — випадок 3a)

    Від 2 500 до 10 000 км

    5,3

    0,3

    4,4

    0,3

    5,3

    0,4

    5,3

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — з удобрюванням — випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    3,4

    24,5

    2,9

    0,3

    3,4

    29,4

    3,5

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    3,4

    24,5

    4,3

    0,3

    3,4

    29,4

    5,2

    0,3

    Понад 10 000 км

    3,4

    24,5

    7,9

    0,3

    3,4

    29,4

    9,5

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — з удобрюванням — випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    4,4

    10,6

    3,0

    0,3

    4,4

    12,7

    3,6

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    4,4

    10,6

    4,4

    0,3

    4,4

    12,7

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    4,4

    10,6

    8,1

    0,3

    4,4

    12,7

    9,8

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — з удобрюванням — випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    4,6

    0,3

    3,0

    0,3

    4,6

    0,4

    3,6

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    4,6

    0,3

    4,4

    0,3

    4,6

    0,4

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    4,6

    0,3

    8,2

    0,3

    4,6

    0,4

    9,8

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — без удобрювання — випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    2,0

    24,5

    2,9

    0,3

    2,0

    29,4

    3,5

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    2,0

    24,5

    4,3

    0,3

    2,0

    29,4

    5,2

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    2,0

    24,5

    7,9

    0,3

    2,0

    29,4

    9,5

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — без удобрювання — випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    2,5

    10,6

    3,0

    0,3

    2,5

    12,7

    3,6

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    2,5

    10,6

    4,4

    0,3

    2,5

    12,7

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    2,5

    10,6

    8,1

    0,3

    2,5

    12,7

    9,8

    0,3

    Деревні брикети з лісової порості з коротким циклом ротації

    (тополя — без удобрювання — випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    2,6

    0,3

    3,0

    0,3

    2,6

    0,4

    3,6

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    2,6

    0,3

    4,4

    0,3

    2,6

    0,4

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    2,6

    0,3

    8,2

    0,3

    2,6

    0,4

    9,8

    0,3

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    1,1

    24,8

    2,9

    0,3

    1,1

    29,8

    3,5

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    1,1

    24,8

    2,8

    0,3

    1,1

    29,8

    3,3

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    1,1

    24,8

    4,3

    0,3

    1,1

    29,8

    5,2

    0,3

    Понад 10 000 км

    1,1

    24,8

    7,9

    0,3

    1,1

    29,8

    9,5

    0,3

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    1,4

    11,0

    3,0

    0,3

    1,4

    13,2

    3,6

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    1,4

    11,0

    2,9

    0,3

    1,4

    13,2

    3,5

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    1,4

    11,0

    4,4

    0,3

    1,4

    13,2

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    1,4

    11,0

    8,1

    0,3

    1,4

    13,2

    9,8

    0,3

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    1,4

    0,8

    3,0

    0,3

    1,4

    0,9

    3,6

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    1,4

    0,8

    2,9

    0,3

    1,4

    0,9

    3,5

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    1,4

    0,8

    4,4

    0,3

    1,4

    0,9

    5,3

    0,3

    Понад 10 000 км

    1,4

    0,8

    8,2

    0,3

    1,4

    0,9

    9,8

    0,3

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    14,3

    2,8

    0,3

    0,0

    17,2

    3,3

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    14,3

    2,7

    0,3

    0,0

    17,2

    3,2

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    14,3

    4,2

    0,3

    0,0

    17,2

    5,0

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    14,3

    7,7

    0,3

    0,0

    17,2

    9,2

    0,3

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    6,0

    2,8

    0,3

    0,0

    7,2

    3,4

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    6,0

    2,7

    0,3

    0,0

    7,2

    3,3

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    6,0

    4,2

    0,3

    0,0

    7,2

    5,1

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    6,0

    7,8

    0,3

    0,0

    7,2

    9,3

    0,3

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    0,0

    0,2

    2,8

    0,3

    0,0

    0,3

    3,4

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    0,2

    2,7

    0,3

    0,0

    0,3

    3,3

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    0,2

    4,2

    0,3

    0,0

    0,3

    5,1

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    0,2

    7,8

    0,3

    0,0

    0,3

    9,3

    0,3

    Сільськогосподарські способи виробництва



    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Викиди парникових газів — типове значення (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення (г CO2-екв./МДж)

     

     

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування та розподіл

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Вирощування

    Перероблення

    Транспортування та розподіл

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Залишки сільського господарства зі щільністю < 0,2 т/м3

    Від 1 до 500 км

    0,0

    0,9

    2,6

    0,2

    0,0

    1,1

    3,1

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    0,9

    6,5

    0,2

    0,0

    1,1

    7,8

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    0,9

    14,2

    0,2

    0,0

    1,1

    17,0

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    0,9

    28,3

    0,2

    0,0

    1,1

    34,0

    0,3

    Залишки сільського господарства зі щільністю > 0,2 т/м3

    Від 1 до 500 км

    0,0

    0,9

    2,6

    0,2

    0,0

    1,1

    3,1

    0,3

    Від 500 до 2 500 км

    0,0

    0,9

    3,6

    0,2

    0,0

    1,1

    4,4

    0,3

    Від 2 500 до 10 000 км

    0,0

    0,9

    7,1

    0,2

    0,0

    1,1

    8,5

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    0,9

    13,6

    0,2

    0,0

    1,1

    16,3

    0,3

    Пелети із соломи

    Від 1 до 500 км

    0,0

    5,0

    3,0

    0,2

    0,0

    6,0

    3,6

    0,3

    Від 500 до 10 000 км

    0,0

    5,0

    4,6

    0,2

    0,0

    6,0

    5,5

    0,3

    Понад 10 000 км

    0,0

    5,0

    8,3

    0,2

    0,0

    6,0

    10,0

    0,3

    Брикети з багаси

    Від 500 до 10 000 км

    0,0

    0,3

    4,3

    0,4

    0,0

    0,4

    5,2

    0,5

    Понад 10 000 км

    0,0

    0,3

    8,0

    0,4

    0,0

    0,4

    9,5

    0,5

    Пальмовий шрот

    Понад 10 000 км

    21,6

    21,1

    11,2

    0,2

    21,6

    25,4

    13,5

    0,3

    Пальмовий шрот (без викидів CH4 від заводу з виробництва пальмової олії)

    Понад 10 000 км

    21,6

    3,5

    11,2

    0,2

    21,6

    4,2

    13,5

    0,3

    Дезагреговані стандартні значення для біогазу для виробництва електроенергії



    Система виробництва палива з біомаси

    Технологія

    ТИПОВЕ ЗНАЧЕННЯ [г CO2-екв./МДж]

    СТАНДАРТНЕ ЗНАЧЕННЯ [г CO2-екв./МДж]

    Вирощування

    Перероблення

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Транспортування

    Кредити за використання гною

    Вирощування

    Перероблення

    Викиди, інші ніж CO2, від палива, що перебуває у використанні

    Транспортування

    Кредити за використання гною

    Рідкий гній (1)

    випадок 1

    Відкритий дигестат

    0,0

    69,6

    8,9

    0,8

    –107,3

    0,0

    97,4

    12,5

    0,8

    –107,3

    Закритий дигестат

    0,0

    0,0

    8,9

    0,8

    –97,6

    0,0

    0,0

    12,5

    0,8

    –97,6

    випадок 2

    Відкритий дигестат

    0,0

    74,1

    8,9

    0,8

    –107,3

    0,0

    103,7

    12,5

    0,8

    –107,3

    Закритий дигестат

    0,0

    4,2

    8,9

    0,8

    –97,6

    0,0

    5,9

    12,5

    0,8

    –97,6

    випадок 3

    Відкритий дигестат

    0,0

    83,2

    8,9

    0,9

    –120,7

    0,0

    116,4

    12,5

    0,9

    –120,7

    Закритий дигестат

    0,0

    4,6

    8,9

    0,8

    –108,5

    0,0

    6,4

    12,5

    0,8

    –108,5

    Ціла рослина кукурудзи (2)

    випадок 1

    Відкритий дигестат

    15,6

    13,5

    8,9

    0,0 (3)

    15,6

    18,9

    12,5

    0,0

    Закритий дигестат

    15,2

    0,0

    8,9

    0,0

    15,2

    0,0

    12,5

    0,0

    випадок 2

    Відкритий дигестат

    15,6

    18,8

    8,9

    0,0

    15,6

    26,3

    12,5

    0,0

    Закритий дигестат

    15,2

    5,2

    8,9

    0,0

    15,2

    7,2

    12,5

    0,0

    випадок 3

    Відкритий дигестат

    17,5

    21,0

    8,9

    0,0

    17,5

    29,3

    12,5

    0,0

    Закритий дигестат

    17,1

    5,7

    8,9

    0,0

    17,1

    7,9

    12,5

    0,0

    Біовідходи

    випадок 1

    Відкритий дигестат

    0,0

    21,8

    8,9

    0,5

    0,0

    30,6

    12,5

    0,5

    Закритий дигестат

    0,0

    0,0

    8,9

    0,5

    0,0

    0,0

    12,5

    0,5

    випадок 2

    Відкритий дигестат

    0,0

    27,9

    8,9

    0,5

    0,0

    39,0

    12,5

    0,5

    Закритий дигестат

    0,0

    5,9

    8,9

    0,5

    0,0

    8,3

    12,5

    0,5

    випадок 3

    Відкритий дигестат

    0,0

    31,2

    8,9

    0,5

    0,0

    43,7

    12,5

    0,5

    Закритий дигестат

    0,0

    6,5

    8,9

    0,5

    0,0

    9,1

    12,5

    0,5

    (1) Значення для виробництва біогазу із гною включають від’ємні викиди як скорочення викидів в результаті використання свіжого гною. Значення esca вважається рівним –45 г CO2екв./МДж гною, використаного у процесі анаеробного зброджування.

    (2) Ціла рослина кукурудзи означає кукурудзу, зібрану на фураж і силосовану для зберігання.

    (3) Транспортування сільськогосподарської сировини до перетворювальної установки враховується у значенні для «вирощування» згідно з методологією, вказаною у звіті Комісії від 25 лютого 2010 року про вимоги до сталості використання твердих і газоподібних джерел біомаси у виробництві електроенергії, енергії для опалення та охолодження. Значення для транспортування кукурудзяного силосу становить 0,4 г CO2-екв./МДж біогазу.

    Дезагреговані стандартні значення для біометану



    Система виробництва біометану

    Технологічний варіант

    ТИПОВЕ ЗНАЧЕННЯ [г CO2-екв./МДж]

    СТАНДАРТНЕ ЗНАЧЕННЯ [г CO2-екв./МДж]

    Вирощування

    Перероблення

    Збагачення

    Транспортування

    Стиснення на заправних станціях

    Кредити за використання гною

    Вирощування

    Перероблення

    Збагачення

    Транспортування

    Стиснення на заправних станціях

    Кредити за використання гною

    Рідкий гній

    Відкритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    0,0

    84,2

    19,5

    1,0

    3,3

    –124,4

    0,0

    117,9

    27,3

    1,0

    4,6

    –124,4

    зі спалюванням відхідного газу

    0,0

    84,2

    4,5

    1,0

    3,3

    –124,4

    0,0

    117,9

    6,3

    1,0

    4,6

    –124,4

    Закритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    0,0

    3,2

    19,5

    0,9

    3,3

    –111,9

    0,0

    4,4

    27,3

    0,9

    4,6

    –111,9

    зі спалюванням відхідного газу

    0,0

    3,2

    4,5

    0,9

    3,3

    –111,9

    0,0

    4,4

    6,3

    0,9

    4,6

    –111,9

    Ціла рослина кукурудзи

    Відкритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    18,1

    20,1

    19,5

    0,0

    3,3

    18,1

    28,1

    27,3

    0,0

    4,6

    зі спалюванням відхідного газу

    18,1

    20,1

    4,5

    0,0

    3,3

    18,1

    28,1

    6,3

    0,0

    4,6

    Закритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    17,6

    4,3

    19,5

    0,0

    3,3

    17,6

    6,0

    27,3

    0,0

    4,6

    зі спалюванням відхідного газу

    17,6

    4,3

    4,5

    0,0

    3,3

    17,6

    6,0

    6,3

    0,0

    4,6

    Біовідходи

    Відкритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    0,0

    30,6

    19,5

    0,6

    3,3

    0,0

    42,8

    27,3

    0,6

    4,6

    зі спалюванням відхідного газу

    0,0

    30,6

    4,5

    0,6

    3,3

    0,0

    42,8

    6,3

    0,6

    4,6

    Закритий дигестат

    без спалювання відхідного газу

    0,0

    5,1

    19,5

    0,5

    3,3

    0,0

    7,2

    27,3

    0,5

    4,6

    зі спалюванням відхідного газу

    0,0

    5,1

    4,5

    0,5

    3,3

    0,0

    7,2

    6,3

    0,5

    4,6

    D. ЗАГАЛЬНІ ТИПОВІ ТА СТАНДАРТНІ ЗНАЧЕННЯ ДЛЯ СПОСОБІВ ВИРОБНИЦТВА ПАЛИВ З БІОМАСИ



    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Викиди парникових газів — типове значення (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення (г CO2-екв./МДж)

    Деревна тріска із залишків лісового господарства

    Від 1 до 500 км

    5

    6

    Від 500 до 2 500 км

    7

    9

    Від 2 500 до 10 000 км

    12

    15

    Понад 10 000 км

    22

    27

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт)

    Від 2 500 до 10 000 км

    16

    18

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням)

    Від 1 до 500 км

    8

    9

    Від 500 до 2 500 км

    10

    11

    Від 2 500 до 10 000 км

    15

    18

    Понад 10 000 км

    25

    30

    Деревна тріска з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання)

    Від 1 до 500 км

    6

    7

    Від 500 до 2 500 км

    8

    10

    Від 2 500 до 10 000 км

    14

    16

    Понад 10 000 км

    24

    28

    Деревна тріска зі стовбурової деревини

    Від 1 до 500 км

    5

    6

    Від 500 до 2 500 км

    7

    8

    Від 2 500 до 10 000 км

    12

    15

    Понад 10 000 км

    22

    27

    Деревна тріска із промислових залишків

    Від 1 до 500 км

    4

    5

    Від 500 до 2 500 км

    6

    7

    Від 2 500 до 10 000 км

    11

    13

    Понад 10 000 км

    21

    25

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    29

    35

    Від 500 до 2 500 км

    29

    35

    Від 2 500 до 10 000 км

    30

    36

    Понад 10 000 км

    34

    41

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    16

    19

    Від 500 до 2 500 км

    16

    19

    Від 2 500 до 10 000 км

    17

    21

    Понад 10 000 км

    21

    25

    Деревні брикети або пелети із залишків лісового господарства (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    6

    7

    Від 500 до 2 500 км

    6

    7

    Від 2 500 до 10 000 км

    7

    8

    Понад 10 000 км

    11

    13

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт — випадок 1)

    Від 2 500 до 10 000 км

    33

    39

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт — випадок 2a)

    Від 2 500 до 10 000 км

    20

    23

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (евкаліпт — випадок 3a)

    Від 2 500 до 10 000 км

    10

    11

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням — випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    31

    37

    Від 500 до 10 000 км

    32

    38

    Понад 10 000 км

    36

    43

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням — випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    18

    21

    Від 500 до 10 000 км

    20

    23

    Понад 10 000 км

    23

    27

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — з удобрюванням — випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    8

    9

    Від 500 до 10 000 км

    10

    11

    Понад 10 000 км

    13

    15

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання — випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    30

    35

    Від 500 до 10 000 км

    31

    37

    Понад 10 000 км

    35

    41

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання — випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    16

    19

    Від 500 до 10 000 км

    18

    21

    Понад 10 000 км

    21

    25

    Деревні брикети або пелети з лісової порості з коротким циклом ротації (тополя — без удобрювання — випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    6

    7

    Від 500 до 10 000 км

    8

    9

    Понад 10 000 км

    11

    13

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    29

    35

    Від 500 до 2 500 км

    29

    34

    Від 2 500 до 10 000 км

    30

    36

    Понад 10 000 км

    34

    41

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    16

    18

    Від 500 до 2 500 км

    15

    18

    Від 2 500 до 10 000 км

    17

    20

    Понад 10 000 км

    21

    25

    Деревні брикети або пелети зі стовбурової деревини (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    5

    6

    Від 500 до 2 500 км

    5

    6

    Від 2 500 до 10 000 км

    7

    8

    Понад 10 000 км

    11

    12

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 1)

    Від 1 до 500 км

    17

    21

    Від 500 до 2 500 км

    17

    21

    Від 2 500 до 10 000 км

    19

    23

    Понад 10 000 км

    22

    27

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 2a)

    Від 1 до 500 км

    9

    11

    Від 500 до 2 500 км

    9

    11

    Від 2 500 до 10 000 км

    10

    13

    Понад 10 000 км

    14

    17

    Деревні брикети або пелети із залишків деревообробної промисловості (випадок 3a)

    Від 1 до 500 км

    3

    4

    Від 500 до 2 500 км

    3

    4

    Від 2 500 до 10 000 км

    5

    6

    Понад 10 000 км

    8

    10

    Випадок 1 стосується процесів, у яких використовується котел на природному газі для подачі технологічного тепла на пелетну установку. Технологічну електроенергію купують із мережі.

    Випадок 2а стосується процесів, у яких використовується котел на деревній трісці для подачі технологічного тепла на пелетну установку. Технологічну електроенергію купують із мережі.

    Випадок 3а стосується процесів, у яких використовується когенераційна установка на деревній трісці для подачі теплової та електричної енергії на пелетну установку.



    Система виробництва палива з біомаси

    Відстань транспортування

    Викиди парникових газів — типове значення (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення (г CO2-екв./МДж)

    Залишки сільського господарства зі щільністю < 0,2 т/м3 (1)

    Від 1 до 500 км

    4

    4

    Від 500 до 2 500 км

    8

    9

    Від 2 500 до 10 000 км

    15

    18

    Понад 10 000 км

    29

    35

    Залишки сільського господарства зі щільністю > 0,2 т/м3 (2)

    Від 1 до 500 км

    4

    4

    Від 500 до 2 500 км

    5

    6

    Від 2 500 до 10 000 км

    8

    10

    Понад 10 000 км

    15

    18

    Пелети із соломи

    Від 1 до 500 км

    8

    10

    Від 500 до 10 000 км

    10

    12

    Понад 10 000 км

    14

    16

    Брикети з багаси

    Від 500 до 10 000 км

    5

    6

    Понад 10 000 км

    9

    10

    Пальмовий шрот

    Понад 10 000 км

    54

    61

    Пальмовий шрот (без викидів CH4 від заводу з виробництва пальмової олії)

    Понад 10 000 км

    37

    40

    (1) Ця група матеріалів включає залишки сільського господарства з низькою об’ємною щільністю; до неї входять такі матеріали, як солом'яні блоки, вівсяна полова, рисове лушпиння та блоки із жому цукрової тростини (невичерпний перелік).

    (2) Група залишків сільського господарства з вищою об’ємною щільністю включає такі матеріали, як кукурудзяні качани, горіхова шкаралупа, лушпиння соєвих бобів, шкаралупа пальмового ядра (невичерпний перелік).

    Типові та стандартні значення — біогаз для виробництва електроенергії



    Система виробництва біогазу

    Технологічний варіант

    Типове значення

    Стандартне значення

    Викиди парникових газів

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів

    (г CO2-екв./МДж)

    Біогаз для виробництва електроенергії з рідкого гною

    Випадок 1

    Відкритий дигестат (1)

    –28

    3

    Закритий дигестат (2)

    –88

    –84

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    –23

    10

    Закритий дигестат

    –84

    –78

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    –28

    9

    Закритий дигестат

    –94

    –89

    Біогаз для виробництва електроенергії із цілої рослини кукурудзи

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    38

    47

    Закритий дигестат

    24

    28

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    43

    54

    Закритий дигестат

    29

    35

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    47

    59

    Закритий дигестат

    32

    38

    Біогаз для виробництва електроенергії з біовідходів

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    31

    44

    Закритий дигестат

    9

    13

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    37

    52

    Закритий дигестат

    15

    21

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    41

    57

    Закритий дигестат

    16

    22

    (1) Відкрите зберігання дигестату призводить до додаткових викидів метану, обсяг яких змінюється залежно від погодних умов, субстрату та ефективності зброджування. У цих розрахунках прийняті значення дорівнюють 0,05 МДж CH4/МДж біогазу для гною, 0,035 МДж CH4/МДж біогазу для кукурудзи та 0,01 МДж CH4/МДж біогазу для біовідходів.

    (2) Закрите зберігання означає, що дигестат, отриманий у результаті процесу зброджування, зберігають у газонепроникному резервуарі і що додатковий біогаз, що виділився під час зберігання, вважається уловленим для виробництва додаткової електроенергії або біометану.

    Типові та стандартні значення для біометану



    Система виробництва біометану

    Технологічний варіант

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Біометан із рідкого гною

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу (1)

    –20

    22

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу (2)

    –35

    1

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    –88

    –79

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    –103

    –100

    Біометан із цілої рослини кукурудзи

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    58

    73

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    43

    52

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    41

    51

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    26

    30

    Біометан з біовідходів

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    51

    71

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    36

    50

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    25

    35

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    10

    14

    (1) Ця категорія включає такі категорії технологій збагачення біогазу до біометану: короткоциклова безнагрівна адсорбція (PSA), очищення водою під тиском (PWS), мембранне розділення, кріогенне розділення та органічне фізичне очищення органічними розчинниками (OPS). Вона включає викиди 0,03 МДж CH4/МДж біометану через викиди метану у відхідних газах.

    (2) Ця категорія включає такі категорії технологій збагачення біогазу до біометану: очищення водою під тиском (PWS) з рециркуляцією води, короткоциклова безнагрівна адсорбція (PSA), хімічне очищення, органічне фізичне очищення органічними розчинниками (OPS), мембранне та кріогенне розділення. Для цієї категорії не враховують викиди метану (метан у відхідному газі спалюють, за наявності).

    Типові та стандартні значення — біогаз для виробництва електроенергії — суміші гною та кукурудзи: викиди парникових газів із частками на основі свіжої маси



    Система виробництва біогазу

    Технологічні варіанти

    Викиди парникових газів — типове значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Викиди парникових газів — стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    Гній – кукурудза

    80% – 20%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    17

    33

    Закритий дигестат

    –12

    –9

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    22

    40

    Закритий дигестат

    –7

    –2

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    23

    43

    Закритий дигестат

    –9

    –4

    Гній – кукурудза

    70% – 30%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    24

    37

    Закритий дигестат

    0

    3

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    29

    45

    Закритий дигестат

    4

    10

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    31

    48

    Закритий дигестат

    4

    10

    Гній – кукурудза

    60% – 40%

    Випадок 1

    Відкритий дигестат

    28

    40

    Закритий дигестат

    7

    11

    Випадок 2

    Відкритий дигестат

    33

    47

    Закритий дигестат

    12

    18

    Випадок 3

    Відкритий дигестат

    36

    52

    Закритий дигестат

    12

    18

    Коментарі

    Випадок 1 стосується способів виробництва, при яких електричну та теплову енергію, необхідну для процесу, подає власне когенераційний двигун.

    Випадок 2 стосується способів виробництва, при яких електроенергію, необхідну для процесу, беруть із мережі, а технологічне тепло подає власне когенераційний двигун. У деяких державах-членах операторами заборонено заявляти валове виробництво для отримання субсидій, тому більш імовірною є конфігурація у випадку 1.

    Випадок 3 стосується способів виробництва, при яких електроенергію, необхідну для процесу, беруть із мережі, а технологічне тепло подає котел на біогазі. Цей випадок застосовується до деяких установок, у яких когенераційний двигун не розташований на об’єкті, а біогаз продають (але не збагачують до біометану)

    Типові та стандартні значення — біометан — суміші гною та кукурудзи: викиди парникових газів із частками на основі свіжої маси



    Система виробництва біометану

    Технологічні варіанти

    Типове значення

    Стандартне значення

    (г CO2-екв./МДж)

    (г CO2-екв./МДж)

    Гній – кукурудза

    80% – 20%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    32

    57

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    17

    36

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    –1

    9

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    –16

    –12

    Гній – кукурудза

    70% – 30%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    41

    62

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    26

    41

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    13

    22

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    –2

    1

    Гній – кукурудза

    60% – 40%

    Відкритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    46

    66

    Відкритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    31

    45

    Закритий дигестат, без спалювання відхідного газу

    22

    31

    Закритий дигестат, зі спалюванням відхідного газу

    7

    10

    Якщо біометан використовується у стисненому вигляді в якості транспортного палива, до типових значень необхідно додати значення в розмірі 3,3 г CO2-екв./МДж біометану, а до стандартних значень — значення в розмірі 4,6 г CO2-екв./МДж біометану.

    ▼M1




    ДОДАТОК VII

    ОБЛІК ВІДНОВЛЮВАНОЇ ЕНЕРГІЇ, ЩО ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ ДЛЯ ОПАЛЕННЯ ТА ОХОЛОДЖЕННЯ

    ЧАСТИНА A: ОБЛІК ВІДНОВЛЮВАНОЇ ЕНЕРГІЇ З ТЕПЛОВИХ НАСОСІВ, ЩО ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ ДЛЯ ОПАЛЕННЯ

    Обсяг аеротермальної, геотермальної або гідротермальної енергії, уловленої тепловими насосами, що вважається енергією з відновлюваних джерел для цілей цієї Директиви, ERES, розраховують за такою формулою:

    ERES = Qusable * (1 – 1/SPF)

    де



    Qusable

    =

    розрахункова загальна кількість придатного для використання тепла, поданого тепловими насосами, які відповідають критеріям, зазначеними у статті 7(4), застосовується таким чином: Враховуються тільки теплові насоси, для яких SPF > 1,15 * 1/η

    SPF

    =

    розрахунковий середній коефіцієнт сезонної ефективності таких теплових насосів,

    Η

    =

    співвідношення між загальним валовим виробництвом електроенергії та споживанням первинної енергії для виробництва електроенергії, що розраховується як середнє значення в ЄС на основі даних Євростату.

    ЧАСТИНА B: ОБЛІК ВІДНОВЛЮВАНОЇ ЕНЕРГІЇ, ЩО ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ ДЛЯ ОХОЛОДЖЕННЯ

    1.  ТЕРМІНИ ТА ОЗНАЧЕННЯ

    При розрахуванні відновлюваної енергії, що використовується для охолодження, застосовуються такі терміни та означення:

    (1) «охолодження» означає відведення тепла із замкнутого або внутрішнього приміщення (застосування для комфортного охолодження) або із процесу для зниження температури приміщення або процесу чи її підтримання на визначеному рівні (заданому значенні); у випадку систем охолодження відведене тепло виділяється в навколишнє повітря, воду або ґрунт, що поглинає його, а навколишнє середовище (повітря, земля та ґрунт) виступає в ролі поглинача відведеного тепла, тобто слугує джерелом холоду;

    (2) «система охолодження» означає сукупність компонентів, що складається із системи відбору тепла, одного або кількох охолоджувальних пристроїв і системи відводу тепла, що доповнюються, у випадку активного охолодження, охолоджувальним середовищем у формі рідини, які працюють разом для отримання заданої тепловіддачі і таким чином забезпечують необхідну температуру;

    (a) для охолодження приміщень система охолодження може бути системою вільного охолодження або системою охолодження із вбудованим генератором холоду, для якої охолодження є однією з основних функцій;

    (b) для технологічного охолодження система охолодження має вбудований генератор холоду і охолодження є однією з її основних функцій;

    (3) «вільне охолодження» означає систему охолодження, що використовує природне джерело холоду для відведення тепла з приміщення або процесу, що підлягає охолодженню, шляхом подачі рідини (рідин) за допомогою насосу (насосів) та/або вентилятора (вентиляторів) і не вимагає використання генератора холоду;

    (4) «генератор холоду» означає частину системи охолодження, що створює різницю температур, яка дає змогу відводити тепло з приміщення або процесу, використовуючи парокомпресійний цикл, цикл сорбції або інший термодинамічний цикл, і яка використовується, коли джерело холоду не доступне або його недостатньо.

    (5) «активне охолодження» означає відведення тепла з приміщення або процесу, для якого необхідні витрати енергії для задоволення потреби в охолодженні, яке використовується, коли природний потік енергії не доступний або його недостатньо, і яке може відбуватися з генератором холоду або без нього;

    (6) «пасивне охолодження» означає відведення тепла за допомогою природного потоку енергії за допомогою теплопровідності, конвекції, випромінювання або масообміну без потреби в переміщенні охолоджувальної рідини для відбору та відводу тепла чи зниження температури за допомогою генератора холоду, включно зі зниженням потреби в охолодженні за допомогою характеристик конструкції будівлі, таких як ізоляція будівлі, зелений дах, фітостіна, затінення або збільшення об’єму будівлі, а також вентиляції або використання вентиляторів, призначених для особистого комфорту;

    (7) «вентиляція» означає природній або примусовий рух повітря для подачі навколишнього повітря до приміщення з метою забезпечення належної якості повітря у приміщення, у тому числі температури;

    (8) «вентилятор, призначений для особистого комфорту» означає виріб, який включає вентилятор і електропривод для переміщення повітря та забезпечення комфорту влітку шляхом підвищення швидкості обдування людського тіла повітрям, що створює відчуття прохолоди;

    (9) «кількість відновлюваної енергії для охолодження» означає подачу холоду, виробленого з визначеною енергоефективністю, що виражається у вигляді коефіцієнта сезонної ефективності, розрахованого за первинною енергією;

    (10) «поглинач тепла» або «джерело холоду» означає зовнішнього природного поглинача, до якого передається тепло, відведене з приміщення або процесу; це може бути навколишнє повітря, навколишня вода у формі природних або штучних водойм і геотермальних утворень під твердою земною поверхнею;

    (11) «система відбору тепла» означає пристрій, який відводить тепло з приміщення або процесу, що підлягає охолодженню, такий як випарник у парокомпресійному циклі;

    (12) «охолоджувальний пристрій» означає пристрій, призначений для активного охолодження;

    (13) «система відводу тепла» означає пристрій, у якому відбувається остаточна передача тепла від охолоджувального середовища до поглинача тепла, такий як конденсатор типу повітря-холодоагент у парокомпресійному циклі з повітряним охолодженням;

    (14) «витрати енергії» означає енергію, необхідну для подачі рідини (вільне охолодження), або енергію, необхідну для подачі рідини та приведення в дію генератора холоду (активне охолодження з генератором холоду);

    (15) «централізоване охолодження» означає розподіл теплової енергії у формі охолоджених рідин із центральних або децентралізованих джерел виробництва через мережу до багатьох будівель або об’єктів для охолодження приміщень або технологічного охолодження;

    (16) «коефіцієнт сезонної ефективності перетворення первинної енергії» означає показник ефективності перетворення первинної енергії в системі охолодження;

    (17) «еквівалентні години повного навантаження» означає кількість годин роботи системи охолодження при повному навантаженні для отримання кількості холоду, яку вона фактично виробляє протягом року при змінному навантаженні;

    (18) «градусо-доби охолоджувального періоду» означає кліматичні значення, обчислені на основі 18 °C як вихідного значення для визначення еквівалентних годин повного навантаження.

    2.  СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ

    1. При розрахуванні обсягу відновлюваної енергії, використаного для охолодження, держави-члени повинні враховувати активне охолодження, у тому числі централізоване охолодження, незалежно від того, чи це вільне охолодження чи використовується генератор холоду.

    2. Держави-члени не повинні враховувати:

    (a) пасивне охолодження, проте якщо вентиляційне повітря використовується як теплоносій для охолодження, відповідна подача холоду, що може забезпечуватися за допомогою генератора холоду або за рахунок вільного охолодження, враховується при розрахуванні відновлюваної енергії для охолодження;

    b) зазначені нижче технології та процеси охолодження:

    (i) охолодження у транспортних засобах ( 23 );

    (ii) системи охолодження, основною функцією яких є виробництво або зберігання швидкопсувних матеріалів при встановлених температурах (охолодження та заморожування);

    (iii) системи охолодження із заданими значеннями температури охолодження приміщень або процесів нижче 2 °C;

    (iv) системи охолодження із заданими значеннями температури охолодження приміщень або процесів вище 30 °C;

    (v) охолодження скидного тепла, отриманого у процесі виробництва енергії, у промислових процесах та в секторі послуг (скидне тепло) ( 24 ).

    (c) енергія, що використовується для охолодження в енергетичних установках; у виробництві цементу, заліза та сталі; на станціях очищення стічних вод; на об’єктах інформаційних технологій (як-от у центрах оброблення даних); на об’єктах передачі та розподілу електроенергії; та у транспортній інфраструктурі.

    Держави-члени можуть виключати більшу кількість категорій систем охолодження з розрахунку відновлюваної енергії, що використовується для охолодження, щоб зберегти природні джерела холоду в певних географічних районах із міркувань охорони довкілля. Прикладом може бути захист річок або озер від ризику перегрівання.

    3.  МЕТОДОЛОГІЯ ОБЛІКУ ВІДНОВЛЮВАНОЇ ЕНЕРГІЇ ДЛЯ ІНДИВІДУАЛЬНОГО ТА ЦЕНТРАЛІЗОВАНОГО ОХОЛОДЖЕННЯ

    Тільки системи охолодження, які працюють на рівні, нижчому за мінімальну вимогу до ефективності, виражену у вигляді коефіцієнт сезонної ефективності перетворення первинної енергії (SPFp) у другому параграфі пункту 3.2, вважаються такими, що виробляють відновлювану енергію.

    3.1.  Кількість відновлюваної енергії для охолодження

    Кількість відновлюваної енергії для охолодження (ERES-C) розраховують за такою формулою:


    де:

    є кількістю тепла, виділеного системою охолодження в навколишнє повітря, воду або ґрунт ( 25 );

    EINPUT є споживанням енергії системою охолодження, включно зі споживанням енергії допоміжними системами вимірюваних систем, таких як централізоване охолодження.

    є енергією для охолодження, поданою системою охолодження ( 26 );

    визначається на рівні системи охолодження як частка подачі холоду, що може вважатися відновлюваною згідно з вимогами до SPF, виражена у відсотках. SPF встановлюється без урахування втрат при розподілі. Для централізованого охолодження це означає, що SPF встановлюється для кожного генератора холоду або на рівні системи вільного охолодження. Для систем охолодження, для яких може застосуватися стандартне значення SPF, коефіцієнти F(1) та F(2) згідно з Регламентом Комісії (ЄС) 2016/2281 ( 27 ) і пов’язаним Повідомленням Комісії ( 28 ) не використовуються в якості коригувальних коефіцієнтів.

    Для охолодження, яке на 100% використовує відновлюване тепло (абсорбцію та адсорбцію), подача холоду вважається повністю відновлюваною.

    Етапи розрахування, необхідні для та , пояснюються в пунктах 3.2–3.4.

    3.2.  Розрахування частки коефіцієнта сезонної ефективності, що кваліфікується як відновлювана енергія 

    SSPF є часткою подачі холоду, що може вважатися відновлюваною. збільшується зі зростанням значень SPFp. SPFp ( 29 ) визначається, як описано в Регламенті Комісії (ЄС) 2016/2281 і Регламенті Комісії (ЄС) № 206/2012 ( 30 ), за винятком того, що стандартний коефіцієнт первинної енергії для електроенергії був оновлений до 2,1 у Директиві Європейського Парламенту і Ради 2012/27/ЄС (зі змінами, внесеними Директивою (ЄС) 2018/2002 ( 31 )). Необхідно використовувати граничні умови зі стандарту EN 14511.

    Мінімальна вимога до ефективності системи охолодження, виражена у вигляді коефіцієнта сезонної ефективності перетворення первинної енергії, повинна становити щонайменше 1,4 (SPFpLOW ). Щоб досягла 100%, мінімальна вимога до ефективності системи охолодження повинна становити щонайменше 6 (SPFpHIGH ). Для всіх інших систем охолодження застосовується такий метод розрахування:


    SPFp є ефективністю системи охолодження, що виражається як коефіцієнт сезонної ефективності перетворення первинної енергії;

    є мінімальним коефіцієнтом сезонної ефективності, що виражається в первинній енергії та ґрунтується на ефективності стандартних систем охолодження (мінімальних вимогах до екодизайну);

    є верхнім пороговим значенням коефіцієнта сезонної ефективності, що виражається в первинній енергії та ґрунтується на найкращих практиках вільного охолодження, які використовуються в секторі централізованого охолодження ( 32 ).

    3.3.  Розрахування кількості відновлюваної енергії для охолодження з використанням стандартних і виміряних значень SPFp

    Стандартні та виміряні значення SPF

    Стандартизовані значення SPF доступні для електричних парокомпресійних генераторів холоду та парокомпресійних генераторів холоду з двигуном внутрішнього згоряння на основі вимог до екодизайну в регламентах (ЄС) № 206/2012 та (ЄС) № 2016/2281. Такі значення доступні для генераторів холоду потужністю до 2 МВт для комфортного охолодження та до 1,5 МВт для технологічного охолодження. Для інших технологій і значень потужності стандартні значення не доступні. Що стосується централізованого охолодження, стандартні значення не доступні, однак доступні та використовуються виміряні значення; вони дають змогу розраховувати значення SPF принаймні на річній основі.

    Для розрахування кількості відновлюваної енергії для охолодження можна використовувати стандартні значення SPF, за наявності. Якщо стандартні значення не доступні або в якості стандартної практики використовується вимірювання, використовуються виміряні значення SPF, розділені пороговими значеннями холодопродуктивності. Для генераторів холоду холодопродуктивністю нижче 1,5 МВт можна використовувати стандартні значення SPF, але для централізованого охолодження, генераторів холоду холодопродуктивністю, що перевищує або дорівнює 1,5 МВт, і генераторів холоду, для яких не доступні стандартні значення, необхідно використовувати виміряні значення SPF.

    Крім того, для всіх систем охолодження без стандартних значень SPF, що включають усі рішення для вільного охолодження та теплові генератори холоду, необхідно встановити виміряне значення SPF, щоб скористатися методологією розрахування відновлюваної енергії для охолодження.

    Визначення стандартних значень SPF

    Значення SPF виражаються як ефективність перетворення первинної енергії, розрахована з використанням коефіцієнтів первинної енергії згідно з Регламентом (ЄС) 2016/2281, з метою визначення ефективності охолодження приміщень для різних типів генераторів холоду ( 33 ). Коефіцієнт первинної енергії в Регламенті (ЄС) 2016/2281 розраховують як 1/η, де η — середнє співвідношення між загальним валовим виробництвом електроенергії та споживанням первинної енергії для виробництва електроенергії на всій території ЄС. Після змінення стандартного коефіцієнта первинної енергії для електроенергії, який згадується як коефіцієнт у пункті (1) додатка до Директиви (ЄС) 2018/2002, що вносить зміни до виноски (3) у додатку IV до Директиви 2012/27/ЄС, коефіцієнт первинної енергії 2,5 у Регламенті (ЄС) 2016/2281 замінено на 2,1 при розрахуванні значень SPF.

    Якщо для приведення в дію генератора у якості підведеної енергії використовуються первинні енергоносії, як-от тепло або газ, стандартний коефіцієнт первинної енергії (1/η) дорівнює 1, що відображає відсутність перетворення енергії η = 1.

    Стандартні умови експлуатації та інші параметри, необхідні для визначення SPF, визначені в Регламенті (ЄС) 2016/2281 та Регламенті (ЄС) № 206/2012, залежно від категорії генератора холоду. Граничні умови визначені у стандарті EN 14511.

    Для реверсивних генераторів холоду (реверсивних теплових насосів), виключених зі сфери дії Регламенту (ЄС) 2016/2281, оскільки їх функція обігріву охоплюється Регламентом Комісії (ЄС) № 813/2013 ( 34 ) стосовно вимог до екодизайну для обігрівачів приміщень та комбінованих обігрівачів, використовують такий самий метод розрахування SPF, як визначено для подібних нереверсивних генераторів холоду в Регламенті (ЄС) 2016/2281.

    Наприклад, для електричних парокомпресійних генераторів холоду SPFp визначають таким чином (індекс p використовується для зазначення того, що SPF визначають за первинною енергією):

    — Для охолодження приміщень:

    — Для технологічного охолодження:

    Де:

    — SEER та SEPR є коефіцієнтами сезонної ефективності ( 35 ) (SEER означає «показник сезонної енергоефективності», SEPR означає «коефіцієнт сезонної енергоефективності») за кінцевою енергією, які визначаються згідно з Регламентом (ЄС) 2016/2281 та Регламентом (ЄС) № 206/2012;

    — η є середнім співвідношенням між загальним валовим виробництвом електроенергії та споживанням первинної енергії для виробництва електроенергії на всій території ЄС (η = 0,475 та 1/η = 2,1).

    F(1) та F(2) є коригувальними коефіцієнтами згідно з Регламентом Комісії (ЄС) 2016/2281 і пов’язаним Повідомленням Комісії. Такі коефіцієнти не застосовуються до технологічного охолодження в Регламенті (ЄС) 2016/2281, оскільки прямо використовується значення SEPR за кінцевою енергією. За відсутності адаптованих значень для конверсії SEPR використовують ті самі значення, які використовуються для конверсії SEER.

    Граничні умови SPF

    Для визначення SPF генератора холоду використовують граничні умови SPF, визначені в Регламенті (ЄС) № 2281/2016 та в Регламенті (ЄС) № 206/2012. У випадку генераторів холоду типу вода-повітря та вода-вода витрати енергії, необхідні для забезпечення доступності джерела холоду, враховуються за допомогою застосування коригувального коефіцієнта F(2). Граничні умови SPF зображені на рис. 1. Такі граничні умови застосовуються до всіх систем охолодження: як до систем вільного охолодження, так і до систем із генераторами холоду.

    Такі граничні умови подібні до умов для теплових насосів (що використовуються в режимі обігріву) у Рішенні Комісії 2013/114/ЄС ( 36 ). Відмінність полягає в тому, що для теплових насосів для оцінювання SPF не враховують споживання електроенергії, що відповідає власному споживанню електроенергії (режим вимкненого термостата, режим очікування, режим «вимкнено», картер). Однак у випадку охолодження використовуються стандартні та виміряні значення SPF і з огляду на те, що у виміряному значенні SPF враховується власне споживання електроенергії, необхідно включати власне споживання електроенергії в обох випадках.

    Для централізованого охолодження при оцінюванні SPF не враховують втрати холоду при розподілі та споживання електроенергії розподільним насосом між охолоджувальною установкою та підстанцією споживача.

    У випадку повітряних систем охолодження, які також забезпечують функцію вентиляції, не враховують подачу холоду за рахунок потоку вентиляційного повітря. Потужність вентилятора, необхідну для вентиляції, також зменшують відповідно до співвідношення між потоком вентиляційного повітря та потоком охолоджувального повітря.


    Рисунок 1. Представлення граничних умов SPF для генератора холоду з використанням стандартного значення SPF і централізованого охолодження (та інших великих систем охолодження, які використовують виміряні значення SPF), де EINPUT_AUX — енергія, підведена до вентилятора та/або насоса, а EINPUT_CG — енергія, підведена до генератора холоду

    У випадку повітряних систем охолодження із внутрішньою рекуперацією холоду не враховують подачу холоду за рахунок рекуперації холоду. Потужність вентилятора, необхідну для рекуперації холоду, що здійснюється теплообмінником, зменшують відповідно до співвідношення між втратами тиску, спричиненими теплообмінником, і загальними втратами тиску повітряної системи охолодження.

    3.4.  Розрахування з використанням стандартних значень

    Для систем індивідуального охолодження потужністю менше 1,5 МВт, для яких доступне стандартне значення SPF, можна використовувати спрощений метод оцінювання загальної подачі енергії для охолодження.

    Згідно зі спрощеним методом, подача енергії системою охолодження (QCsupply) є номінальною холодопродуктивністю (Pc), помноженою на кількість еквівалентних годин повного навантаження (EFLH). Для всієї країни можна використовувати єдине значення градусо-діб охолоджувального періоду (CDD) або різні значення для різних кліматичних зон за умови наявності значень номінальної холодопродуктивності та SPF для таких кліматичних зон.

    Для обчислення EFLH можуть використовуватися такі стандартні методи:

    — для охолодження приміщень у житловому секторі: EFLH = 96 + 0,85 * (CDD)

    — для охолодження приміщень у секторі послуг: EFLH = 475 + 0,49 * CDD

    — для технологічного охолодження: EFLH = τs * (7 300 + 0,32 * CDD)

    Де:

    τs є коефіцієнтом активності для врахування часу роботи конкретних процесів (наприклад, τs протягом усього року = 1, τs в усі дні, крім вихідних = 5/7). Стандартне значення відсутнє.

    3.4.1.  Розрахування з використанням виміряних значень

    Для систем, для яких відсутні стандартні значення, а також для систем охолодження потужністю понад 1,5 МВт і систем централізованого охолодження відновлювану енергію для охолодження розраховують на основі таких виміряних величин:

    Виміряні витрати енергії: Виміряні витрати енергії включають усі джерела енергії для системи охолодження, включно з будь-якими генератором холоду, тобто електроенергію, газ, тепло тощо. Вони також включають усі допоміжні насоси та вентилятори, які використовуються в системі охолодження, але не для розподілу холоду до будівлі або процесу. У випадку повітряного охолодження з функцією вентиляції до витрат енергії включають тільки додаткове підведення енергії, спричинене охолодженням.

    Виміряна подача енергії для охолодження: Подачу енергії для охолодження вимірюють як вихід енергії із системи охолодження, без урахування будь-яких втрат холоду для оцінювання чистої подачі енергії для охолодження до будівлі або процесу, що є кінцевим споживачем холоду. Втрати холоду включають втрати у централізованій системі охолодження та в системі розподілу холоду в будівлі та на промисловому об’єкті. У випадку повітряних систем із функцією вентиляції в подачі енергії для охолодження не враховується вплив подачі свіжого повітря для цілей вентиляції.

    Вимірювання необхідно здійснювати для конкретного звітного року, тобто всі витрати енергії та вся подача енергії для охолодження за весь рік.

    3.4.2.  Централізоване охолодження: додаткові вимоги

    Для систем централізованого охолодження чиста подача енергії для охолодження на рівні споживача враховується при визначенні чистої подачі енергії для охолодження, що позначається QC_Supply_net. Теплові втрати в розподільній мережі (Qc_LOSS ) вираховують із валової подачі енергії для охолодження (Qc_Supply_gross ) таким чином:

    QC_Supply_net = Qc_Supply_gross- - Qc_LOSS

    3.4.2.1.  Розподіл на підсистеми

    Системи централізованого охолодження можуть бути поділені на підсистеми, які включають принаймні один генератор холоду або систему вільного охолодження. Це вимагає вимірювання подачі енергії для охолодження та витрат енергії для кожної підсистеми, а також розподілу втрат холоду на підсистему таким чином:


    3.4.2.2.  Допоміжне обладнання

    При розподілі системи охолодження на підсистеми допоміжне обладнання (наприклад, регулювальні пристрої, насоси та вентилятори) генераторів холоду та/або систем вільного охолодження повинні бути включені до тих самих підсистем. Не враховується додаткова енергія для розподілу холоду всередині будівлі, наприклад вторинні насоси та повітророзподільні пристрої (наприклад, вентиляторні доводжувачі, вентилятори блоків обробки повітря).

    Для допоміжного обладнання, яке неможливо віднести до певної підсистеми, як-от насоси мережі централізованого охолодження, що постачають енергію для охолодження, яку подають усі генератори холоду, його споживання первинної енергії розподіляють на кожну підсистему охолодження відповідно до обсягу енергії для охолодження, поданого генераторами холоду та/або системами вільного охолодження кожної підсистеми, так само, як і у випадку втрат холоду в мережі, таким чином:


    де:

    EINPUT_AUX1_i є додатковим споживанням енергії підсистемою «І»;

    EINPUT_AUX12 є додатковим споживанням енергії всією системою охолодження, що не може бути віднесене на рахунок конкретної підсистеми охолодження.

    3.5.  Розрахування відновлюваної енергії для охолодження для визначення загальних часток відновлюваної енергії та часток відновлюваної енергії для опалення та охолодження

    Для розрахування загальних часток відновлюваної енергії кількість відновлюваної енергії для охолодження додають до чисельника «валове кінцеве споживання енергії з відновлюваних джерел» і до знаменника «валове кінцеве споживання енергії».

    Для розрахування часток відновлюваної енергії для опалення та охолодження кількість відновлюваної енергії для охолодження додають до чисельника «валове кінцеве споживання енергії з відновлюваних джерел для опалення та охолодження» і до знаменника «валове кінцеве споживання енергії для опалення та охолодження».

    3.6.  Настанови щодо розроблення більш точних методологій і розрахунків

    Передбачено та рекомендується, щоб держави-члени визначали власні оцінки SPF та EFLH. Будь-які такі національні/ регіональні підходи повинні ґрунтуватися на точних припущеннях, репрезентативних вибірках достатнього розміру, що дають змогу отримати суттєво точнішу оцінку відновлюваної енергії порівняно з оцінкою, отриманою з використанням методології, визначеної в цьому делегованому акті. Такі вдосконалені методології можуть ґрунтуватися на детальному розрахунку на основі технічних даних з урахуванням, серед інших факторів, року монтажу, якості монтажу, типу компресора та розміру машини, режиму роботи, системи розподілу, каскадного підключення генераторів і регіонального клімату. Держави-члени, які використовують альтернативні методології та/або значення, повинні надати їх Комісії разом зі звітом, що містить опис методу та використаних даних. За необхідності Комісія перекладає такі документи та публікує їх на своїй платформі прозорості.

    ▼B




    ДОДАТОК VIII

    ЧАСТИНА A. ПОПЕРЕДНІ РОЗРАХУНКОВІ ВИКИДИ ВНАСЛІДОК НЕПРЯМОЇ ЗМІНИ ЗЕМЛЕКОРИСТУВАННЯ ВІД СИРОВИНИ ДЛЯ БІОПАЛИВ, БІОРІДИН І ПАЛИВ З БІОМАСИ (г CO2-екв./МДж) ( 37 )



    Група сировини

    Середнє значення (1)

    Міжпроцентильний діапазон, отриманий в результаті аналізу чутливості (2)

    Злакові та інші культури з високим вмістом крохмалю

    12

    від 8 до 16

    Цукроносні культури

    13

    від 4 до 17

    Олійні культури

    55

    від 33 до 66

    (1) Наведені середні значення представляють собою середньозважене значення окремо змодельованих значень для сировини.

    (2) Наведений діапазон відображає 90% результатів з використанням 5-го та 95-го процентилів, отриманих у результаті аналізу. 5-й процентиль означає значення, нижче якого були 5% усіх результатів спостережень (зокрема, 5% усіх використаних даних показали результати нижче 8, 4 та 33 г CO2-екв./МДж). 95-й процентиль означає значення, нижче якого були 95% усіх результатів спостережень (зокрема, 5% усіх використаних даних показали результати нижче 16, 17 та 66 г CO2-екв./МДж).

    ЧАСТИНА B. БІОПАЛИВА, БІОРІДИНИ ТА ПАЛИВА З БІОМАСИ, ДЛЯ ЯКИХ РОЗРАХУНКОВІ ВИКИДИ ВНАСЛІДОК НЕПРЯМОЇ ЗМІНИ ЗЕМЛЕКОРИСТУВАННЯ ВВАЖАЮТЬСЯ РІВНИМИ НУЛЮ

    Біопалива, біорідини та палива з біомаси, вироблені із зазначених нижче категорій сировини, вважаються такими, що мають нульові розрахункові викиди внаслідок непрямої зміни землекористування:

    (1) сировина, не зазначена у частині А цього додатка;

    (2) сировина, виробництво якої призвело до прямої зміни землекористування, зокрема до переходу з однієї з таких категорій земного покриву МГЕЗК: лісові угіддя, луки, водно-болотні угіддя, населені пункти або інші землі, у категорію «орні землі» або «землі під багаторічними культурами» ( 38 ). У такому випадку обсяг викидів внаслідок прямої зміни землекористування (el) необхідно розраховувати згідно з пунктом 7 частини C додатка V.




    ДОДАТОК IX

    Частина A. Сировина для виробництва біогазу для транспорту та вдосконалених біопалив, внесок яких у досягнення мінімальних часток, зазначених у першому та четвертому підпараграфах статті 25(1), може вважатися удвічі більшим за їхній енергетичний вміст:

    (a) Водорості, якщо їх вирощують на суші в резервуарах або фотобіореакторах;

    (b) Фракція біомаси змішаних муніципальних відходів, за винятком розділених побутових відходів, які підпадають під дію цільових показників рециклінгу згідно з пунктом (a) статті 11(2) Директиви 2008/98/ЄС;

    (c) Біовідходи, як означено в пункті (4) статті 3 Директиви 2008/98/ЄС, приватних домогосподарств, які підлягають роздільному збиранню, як означено в пункті (11) статті 3 зазначеної Директиви;

    (d) Фракція біомаси промислових відходів, які не придатні для використання у харчовому або кормовому ланцюзі, у тому числі матеріали із сектора роздрібної та оптової торгівлі, агропродовольчого сектора і сектора рибальства та аквакультури, за винятком сировини, зазначеної у частині В цього додатка;

    (e) Солома;

    (f) Тваринний гній і осад стічних вод;

    (g) Стічні води заводу з виробництва пальмової олії та пусті грона плодів олійної пальми;

    (h) Таловий пек;

    (i) Сирий гліцерин;

    (j) Багаса;

    (k) Виноградна м’язга та винний осад:

    (l) Горіхова шкаралупа;

    (m) Лушпиння;

    (n) Качани, очищені від зерен кукурудзи;

    (o) Фракція біомаси відходів і залишків лісового господарства та лісової промисловості, таких як кора, гілки, обрізки передпродажної підготовки, листя, хвоя, верхівки дерев, тирса, стружка, чорний луг, коричневий луг, волокнистий шлам, лігнін і талова олія;

    (p) Інші нехарчові целюлозні матеріали;

    (q) Інші лігноцелюлозний матеріал, за винятком пиловочника та фанерного кряжа.

    Частина В. Сировина для виробництва біопалив і біогазу для транспорту, внесок яких у досягнення мінімальної частки, встановленої у першому підпараграфі статті 25(1), підлягає обмеженню та може вважатися удвічі більшим за їхній енергетичний вміст:

    (a) Відпрацьована кулінарна олія;

    (b) Тваринні жири, віднесені до категорії 1 та 2 згідно з Регламентом (ЄС) № 1069/2009.




    ДОДАТОК X

    ЧАСТИНА А

    Скасована директива з переліком наступних змін до неї (як зазначено у статті 37)



    Директива Європейського Парламенту і Ради 2009/28/ЄС

    (ОВ L 140, 05.06.2009, с. 16)


    Директива Ради 2013/18/ЄС

    (ОВ L 158, 10.06.2013, с. 230)


    Директива Європейського Парламенту і Ради (ЄС) 2015/1513

    (ОВ L 239, 15.09.2015, с. 1)

    Тільки стаття 2

    ЧАСТИНА B

    Перелік кінцевих термінів транспозиції в національне право

    (як зазначено у статті 36)



    Директива

    Кінцевий термін транспозиції

    2009/28/ЄС

    25 червня 2009 року

    2013/18/ЄС

    01 липня 2013 року

    (ЄС) 2015/1513

    10 вересня 2017 року




    ДОДАТОК XI

    Кореляційна таблиця



    Директива 2009/28/ЄС

    Ця Директива

    Стаття 1

    Стаття 1

    Стаття 2, перший підпараграф

    Стаття 2, перший підпараграф

    Стаття 2, другий підпараграф, вступна частина

    Стаття 2, другий підпараграф, вступна частина

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (a)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (1)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (b)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (2)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (с)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (3)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункт (d)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункти (e), (f), (g), (h), (i), (j), (k), (l), (m), (n), (o), (p), (q), (r), (s), (t), (u), (v) та (w)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункти (24), (4), (19), (32), (33), (12), (5), (6), (45), (46), (47), (23), (39), (41), (42), (43), (36), (44) та (37)

    Стаття 2, другий підпараграф, пункти (7), (8), (9), (10), (11), (13), (14), (15), (16), (17), (18), (20), (21), (22), (25), (26), (27), (28), (29), (30), (31), (34), (35), (38) та (40)

    Стаття 3

    Стаття 3

    Стаття 4

    Стаття 4

    Стаття 5

    Стаття 6

    Стаття 5(1)

    Стаття 7(1)

    Стаття 5(2)

    Стаття 5(3)

    Стаття 7(2)

    Стаття 5(4), перший, другий, третій і четвертий підпараграфи

    Стаття 7(3), перший, другий, третій і четвертий підпараграфи

    Стаття 7(3), п’ятий та шостий підпараграфи

    Стаття 7(4)

    Стаття 5(5)

    Стаття 27(1), перший підпараграф, пункт (c)

    Стаття 5(6) та (7)

    Стаття 7(5) та (6)

    Стаття 6(1)

    Стаття 8(1)

    Стаття 8(2) та (3)

    Стаття 6(2) та (3)

    Стаття 8(4) та (5)

    Стаття 7(1), (2), (3), (4) та (5)

    Стаття 9(1), (2), (3), (4) та (5)

    Стаття 9(6)

    Стаття 8

    Стаття 10

    Стаття 9(1)

    Стаття 11(1)

    Стаття 9(2), перший підпараграф, пункти (a), (b) та (c)

    Стаття 11(2), перший підпараграф, пункти (a), (b) та (c)

    Стаття 11(2), перший підпараграф, пункт (d)

    Стаття 10

    Стаття 12

    Стаття 11(1), (2) та (3)

    Стаття 13(1), (2) та (3)

    Стаття 13(4)

    Стаття 12

    Стаття 14

    Стаття 13(1), перший підпараграф

    Стаття 15(1), перший підпараграф

    Стаття13(1), другий підпараграф

    Стаття 15(1), другий підпараграф

    Стаття13(1), другий підпараграф, пункти (а) та (b)

    Стаття13(1), другий підпараграф, пункти (c), (d), (e) та (f)

    Статті 15(1), другий підпараграф, пункти (a), (b), (c) та (d)

    Стаття 13(2), (3), (4) та (5)

    Стаття 15(2), (3), (4) іта (5)

    Стаття 13(6), перший підпараграф

    Стаття 15(6), перший підпараграф

    Стаття 13(6), другий, третій, четвертий та п’ятий підпараграфи

    Стаття 15(7) та (8)

    Стаття 16

    Стаття 17

    Стаття 14

    Стаття 18

    Стаття 15(1)

    Стаття 19(1)

    Стаття 15(2), перший, другий та третій підпараграфи

    Стаття 19(2), перший, другий та третій підпараграфи

    Стаття 19(2), четвертий та п’ятий підпараграфи

    Стаття 15(2), четвертий підпараграф

    Стаття 19(2), шостий підпараграф

    Стаття 15(3)

    Стаття 19(3) та (4)

    Стаття 15(4) та (5)

    Стаття 19(5) та (6)

    Стаття 15(6), перший підпараграф, пункт (а)

    Стаття 19(7), перший підпараграф, пункт (а)

    Стаття 15(6), перший підпараграф, пункт (b)(i)

    Стаття 19(7), перший підпараграф, пункт (b)(i)

    Стаття 19(7), перший підпараграф, пункт (b)(iі)

    Стаття 15(6), перший підпараграф, пункт (b)(iі)

    Стаття 19(7), перший підпараграф, пункт (b)(iіі)

    Стаття 15(6), перший підпараграф, пункти (c), (d), (e) та (f)

    Стаття 19(7), перший підпараграф, пункти (c), (d), (e) та (f)

    Стаття 19(7), другий підпараграф

    Стаття 15(7)

    Стаття 19(8)

    Стаття 15(8)

    Стаття 15(9) та (10)

    Стаття 19(9) та (10)

    Стаття 19(11)

    Стаття 15(11)

    Стаття 19(12)

    Стаття 15(12)

    Стаття 19(13)

    Стаття 16(1), (2), (3), (4), (5), (6), (7) та (8)

    Стаття 16(9), (10) та (11)

    Стаття 20(1), (2) та (3)

    Стаття 21

    Стаття 22

    Стаття 23

    Стаття 24

    Стаття 25

    Стаття 26

    Стаття 27

    Стаття 28

    Стаття 17(1), перший та другий підпараграфи

    Стаття 29(1), перший та другий підпараграфи

    Стаття 29(1), третій, четвертий та п’ятий підпараграфи

    Стаття 29(2)

    Стаття 17(2), перший та другий підпараграфи

    Стаття 17(2), третій підпараграф

    Стаття 29(10), третій підпараграф

    Стаття 17(3), перший підпараграф, пункт (а)

    Стаття 29(3), перший підпараграф, пункт (а)

    Стаття 29(3), третій підпараграф, пункт (b)

    Стаття 17(3), перший підпараграф, пункти (b) та (c)

    Стаття 29(3), перший підпараграф, пункти (с) та (d)

    Стаття 29(3), другий підпараграф

    Стаття 17(4)

    Стаття 29(4)

    Стаття 17(5)

    Стаття 29(5)

    Стаття 17(6) та (7)

    Стаття 29(6), (7), (8), (9), (10) та (11)

    Стаття 17(8)

    Стаття 29(12)

    Стаття 17(9)

    Стаття 29(13) та (14)

    Стаття 18(1), перший підпараграф

    Стаття 30(1), перший підпараграф

    Стаття 18(1), перший підпараграф, пункти (a), (b) та (c)

    Стаття 30(1), перший підпараграф, пункти (a), (c) та (d)

    Стаття 30(1), перший підпараграф, пункт (b)

    Стаття 30(1), другий підпараграф

    Стаття 18(2)

    Стаття 30(2)

    Стаття 18(3), перший підпараграф

    Стаття 30(3), перший підпараграф

    Стаття 18(3), другий та третій підпараграфи

    Стаття 18(3), четвертий та п’ятий підпараграфи

    Стаття 30(3), другий та третій підпараграфи

    Стаття 18(4), перший підпараграф

    Стаття 18(4), другий та третій підпараграфи

    Стаття 30(4), перший та другий підпараграфи

    Стаття 18(4), четвертий підпараграф

    Стаття 18(5), перший та другий підпараграфи

    Стаття 30(7), перший та другий підпараграфи

    Стаття 18(5), третій підпараграф

    Стаття 30(8), перший та другий підпараграфи

    Стаття 18(5), четвертий підпараграф

    Стаття 30(5), третій підпараграф

    Стаття 30(6), перший підпараграф

    Стаття 18(5), п’ятий підпараграф

    Стаття 30(6), другий підпараграф

    Стаття 18(6), перший та другий підпараграфи

    Стаття 30(5), перший та другий підпараграфи

    Стаття 18(6), третій підпараграф

    Стаття 18(6), четвертий підпараграф

    Стаття 30(6), третій підпараграф

    Стаття 30(6), четвертий підпараграф

    Стаття 18(6), п’ятий підпараграф

    Стаття 30(6), п’ятий підпараграф

    Стаття 18(7)

    Стаття 30(9), перший підпараграф

    Стаття 30(9), другий підпараграф

    Стаття 18(8) та (9)

    Стаття 30(10)

    Стаття 19(1), перший підпараграф

    Стаття 31(1), перший підпараграф

    Стаття 19(1), перший підпараграф, пункти (a), (b) та (c)

    Стаття 31(1), перший підпараграф, пункти (a), (b) та (c)

    Стаття 31(1), перший підпараграф, пункт (d)

    Стаття 19(2), (3) та (4)

    Стаття 31(2), (3) та (4)

    Стаття 19(5)

    Стаття 19(7), перший підпараграф

    Стаття 31(5), перший підпараграф

    Стаття 19(7), перший підпараграф, перший, другий, третій та четвертий абзаци

    Стаття 18(4), другий та третій підпараграфи

    Стаття 31(5), другий та третій підпараграфи

    Стаття 19(8)

    Стаття 31(6)

    Стаття 20

    Стаття 32

    Стаття 22

    Стаття 23(1) та (2)

    Стаття 33(1) та (2)

    Стаття 23(3), (4), (5), (6), (7) та (8)

    Стаття 23(9)

    Стаття 33(3)

    Стаття 23(10)

    Стаття 33(4)

    Стаття 24

    Стаття 25(1)

    Стаття 34(1)

    Стаття 25(2)

    Стаття 34(2)

    Стаття 25(3)

    Стаття 34(3)

    Стаття 25a(1)

    Стаття 35(1)

    Стаття 25a(2)

    Стаття 35(2) та (3)

    Стаття 25a(3)

    Стаття 35(4)

    Стаття 35(5)

    Стаття 25a(4) та (5)

    Стаття 35(6) та (7)

    Стаття 26

    Стаття 27

    Стаття 36

    Стаття 37

    Стаття 28

    Стаття 38

    Стаття 29

    Стаття 39

    Додаток I

    Додаток I

    Додаток II

    Додаток II

    Додаток III

    Додаток III

    Додаток IV

    Додаток IV

    Додаток V

    Додаток V

    Додаток VІ

    Додаток VІ

    Додаток VII

    Додаток VII

    Додаток VIII

    Додаток VIII

    Додаток IX

    Додаток IX

    Додаток X

    Додаток XI



    ( 1 ) Директива Європейського Парламенту і Ради 2009/72/ЄС від 13 липня 2009 року про спільні правила для внутрішнього ринку електроенергії та про скасування Директиви 2003/54/ЄC (ОВ L 211, 14.08.2009, с. 55).

    ( 2 ) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС, Євратом) 2018/1046 від 18 липня 2018 року про фінансові правила, що застосовуються до загального бюджету Союзу, про внесення змін до регламентів (ЄС) № 1296/2013, (ЄС) № 1301/2013, (ЄС) № 1303/2013, (ЄС) № 1304/2013, (ЄС) № 1309/2013, (ЄС) № 1316/2013, (ЄС) № 223/2014, (ЄС) № 283/2014, і Рішення № 541/2014/ЄС та про скасування Регламенту (ЄС, Євратом) № 966/2012 ( ОВ L 193, 30.07.2018, с. 1).

    ( 3 ) Рекомендація Комісії 2003/361/ЄС від 06 травня 2003 року щодо визначення мікропідприємств, малих і середніх підприємств (ОВ L 124, 20.05.2003, с. 36).

    ( 4 ) Директива Європейського Парламенту і Ради № 2009/73/ЄС від 13 липня 2009 року про спільні правила для внутрішнього ринку природного газу та про скасування Директиви 2003/55/ЄC ( ОВ L 211, 14.08.2009, с. 94).

    ( 5 ) Імплементаційне рішення Комісії (ЄС) 2017/1442 від 31 липня 2017 року про встановлення висновків щодо найкращих доступних технік (НДТ), згідно з Директивою Європейського Парламенту і Ради 2010/75/ЄС, для великих спалювальних установок (ОВ L 212, 17.08.2017, с. 1).

    ( 6 ) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) №