Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 2018/1999 від 11 грудня 2018 року про управління Енергетичним Союзом і помякшення наслідків зміни клімату, про внесення змін до регламентів Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 663/2009 і (ЄС) № 715/2009, директив Європейського Парламенту і Ради 94/22/ЄС, 98/70/ЄС, 2009/31/ЄС, 2009/73/ЄС, 2010/31/ЄС, 2012/27/ЄС і 2013/30/ЄС, директив Ради 2009/119/ЄС і (ЄС) 2015/652 і про скасування Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 525/2013

i. Політики та заходи для забезпечення національного внеску в досягнення обов’язкового цільового показника Союзу на 2030 рік у сфері відновлюваної енергії та досягнення траєкторій, як зазначено в пункті (a)(2) статті 4, а також елементи, вказані в пункті 2.1.2 цього додатка, у тому числі заходи для конкретних секторів і видів технологій (- 5)

ii. У відповідних випадках, конкретні заходи регіональної співпраці, а також, необов’язково, оціночний надлишок виробництва енергії з ВДЕ, який можна передати іншим державам-членам для досягнення національного внеску і траєкторій, зазначених у пункті 2.1.2

iii. Конкретні заходи фінансової підтримки, якщо застосовно, у тому числі підтримки Союзу та використання коштів Союзу, для стимулювання виробництва і використання енергії з ВДЕ в секторах електроенергетики, опалення та охолодження і транспорту

iv. Якщо застосовно, оцінювання підтримки виробництва електроенергії з ВДЕ, що його повинні здійснювати держави-члени відповідно до статті 6(4) Директиви (ЄС) 2018/2001

v. Конкретні заходи для створення одного або більше контактних пунктів, оптимізації адміністративних процедур, надання інформації та навчання, а також сприяння укладенню договорів купівлі-продажу електроенергії

Огляд політик і заходів відповідно до рамки сприяння, яку повинні ухвалити держави-члени відповідно до статті 21(6) і статті 22(5) Директиви (ЄС) 2018/2001, щоб сприяти розвитку споживання енергії власного виробництва та ВДЕ-громад

vi. Оцінювання потреби в будівництві нової інфраструктури для централізованого теплопостачання та охолодження з використанням енергії з ВДЕ

vii. Якщо застосовно, конкретні заходи для стимулювання використання енергії з біомаси, особливо для мобілізації нової біомаси з урахуванням:

- доступності біомаси, у тому числі сталої біомаси: як національного потенціалу, так і імпорту з третіх країн

- інших застосувань біомаси в інших секторах (у сільському господарстві та лісогосподарському секторі), а також заходів для забезпечення сталості виробництва та використання біомаси

3.1.3. Інші елементи виміру

i. Якщо застосовно, національні політики та заходи, що впливають на сектор СТКВ ЄС, а також оцінювання комплементарності та впливу на СТКВ ЄС

ii. Політики та заходи для досягнення інших національних цільових показників, якщо застосовно

iii. Політики та заходи для досягнення мобільності з низьким рівнем викидів (у тому числі електрифікація транспорту)

iv. Якщо застосовно, національні політики, строки та заходи, які заплановані з метою відмови від енергетичних субсидій, зокрема, для викопного палива

3.2. Вимір "Енергоефективність"

Заплановані політики, заходи та програми для досягнення індикативних національних внесків у підвищення енергоефективності на 2030 рік, а також інших цілей, зазначених у статті 2.2, у тому числі заплановані заходи та інструменти (також фінансового характеру) для покращення енергетичних характеристик будівель, які, зокрема, стосуються вказаних нижче елементів:

i. Схеми зобов’язань з енергоефективності й альтернативні заходи політики відповідно до статей 7a і 7b та статті 20(6) Директиви 2012/27/ЄС, які повинні бути розроблені відповідно до додатка III до цього Регламенту

ii. Довгострокова стратегія реконструкції на підтримку реконструкції національного фонду житлових і нежитлових будівель, які перебувають у публічній і приватній власності (- 6), у тому числі політики, заходи та дії для стимулювання результативної за витратами поглибленої реконструкції, які спрямовані на сегменти національного фонду будівель із найгіршими показниками ефективності, згідно зі статтею 2а Директиви 2010/31/ЄС

iii. Опис політики та заходів для впровадження енергетичних послуг у публічному секторі, а також заходів для усунення регуляторних і нерегуляторних бар’єрів, які перешкоджають впровадженню договорів на підвищення енергоефективності та інших моделей надання послуг із підвищення енергоефективності (- 7)

iv. Інші заплановані політики, заходи та програми для досягнення індикативних національних внесків у підвищення енергоефективності до 2030 року, а також інших цілей, зазначених у пункті 2.2 (наприклад, заходи для забезпечення зразкової ролі будівель публічної власності та енергоефективних публічних закупівель, заходи для впровадження енергетичних аудитів і систем енергетичного менеджменту (- 8), заходи з інформування та навчання споживачі (- 9), а також інші заходи з підвищення енергоефективності (- 10))

v. Якщо застосовно, опис політик і заходів для розширення ролі місцевих ВДЕ-громад у сприянні реалізації політик і заходів, зазначених у пунктах i, ii, iii та iv

vi. Опис заходів, спрямованих на розроблення заходів для використання потенціалу енергоефективності газової та електроенергетичної інфраструктури (- 11)

vii. Регіональна співпраця у цій сфері, якщо застосовно.

viii. Заходи фінансування, включно з підтримкою Союзу та використанням коштів Союзу, у цій сфері на національному рівні

3.3. Вимір "Енергетична безпека" (- 12)

i. Політики та заходи, пов’язані з елементами, визначеними в пункті 2.3 (- 13)

ii. Регіональна співпраця у цій сфері

iii. Якщо застосовно, заходи фінансування у цій сфері на національному рівні, включно з підтримкою Союзу та використанням коштів Союзу

3.4. Вимір "Внутрішній енергетичний ринок" (- 14)

3.4.1. Електроенергетична інфраструктура

i. Політики та заходи для досягнення цільового рівня інтеграції енергетичних систем, як визначено в пункті (d) статті 4

ii. Регіональна співпраця у цій сфері (- 15)

iii. Якщо застосовно, заходи фінансування у цій сфері на національному рівні, включно з підтримкою Союзу та використанням коштів Союзу

3.4.2. Інфраструктура передачі енергії

i. Політики та заходи, пов’язані з елементами, визначеними в пункті 2.4.2, у тому числі конкретні заходи, що уможливлюють реалізацію проектів спільного інтересу (PCI) та інших ключових інфраструктурних проектів

ii. Регіональна співпраця у цій сфері (- 16)

iii. Якщо застосовно, заходи фінансування у цій сфері на національному рівні, включно з підтримкою Союзу та використанням коштів Союзу

3.4.3. Ринкова інтеграція

i. Політики та заходи, пов’язані з елементами, визначеними в пункті 2.4.3

ii. Заходи для підвищення гнучкості енергетичної системи в контексті виробництва відновлюваної енергії, як от розумні енергомережі, агрегація, управління попитом, акумулювання енергії, розподілена генерація, механізми диспетчеризації, передиспетчеризації та обмеження, цінові сигнали в реальному часі, включно з впровадженням сполучення внутрішньодобових ринків і транскордонних балансуючих ринків;

iii. Якщо застосовно, заходи для забезпечення недискримінаційної інтеграції ВДЕ, управління попитом і акумулювання енергії, у тому числі шляхом агрегації, на всіх енергетичних ринках

iv. Політики та заходи для захисту споживачів, особливо вразливих і, якщо застосовно, енергетично бідних споживачів, а також для підвищення конкурентоспроможності та доступності роздрібного енергетичного ринку

v. Опис заходів для забезпечення та розвитку управління попитом, у тому числі заходів щодо тарифів для підтримки динамічного ціноутворення (- 17)

3.4.4. Енергетична бідність

i. Якщо застосовно, політики та заходи для досягнення цілей, визначених у пункті 2.4.4

3.5. Вимір "Дослідження, інновації та конкурентоспроможність"

i. Політики та заходи, пов’язані з елементами, визначеними в пункті 2.5

ii. Якщо застосовно, співпраця з іншими державами-членами в цій сфері, у тому числі, у відповідних випадках, інформація про те, яким чином цілі та політики Плану СЕТ адаптують до національного контексту

iii. Якщо застосовно, заходи фінансування у цій сфері на національному рівні, включно з підтримкою Союзу та використанням коштів Союзу

4.1. Прогноз динаміки основних екзогенних факторів, що впливають на розвиток енергетичної системи та викидів ПГ

i. Макроекономічні прогнози (ВВП і зростання чисельності населення)

ii. Секторальні зміни, що, як очікується, впливатимуть на енергетичну систему та викиди ПГ

iii. Світові тенденції розвитку енергетики, міжнародні ціни на викопне паливо, ціни на викиди вуглецю за СТКВ ЄС

iv. Зміни вартості технологій

4.2. Вимір "Декарбонізація"

4.2.1. Викиди і абсорбція ПГ

i. Тенденції у сфері поточних викидів і абсорбції ПГ у рамках СТКВ ЄС, спільних зусиль, у секторі ЗЗЗЛГ і різних галузях енергетики

ii. Прогноз секторальних змін з урахуванням наявних національних і союзних політик і заходів принаймні до 2040 року (включно з 2030 роком)

4.2.2. Відновлювана енергія

i. Поточна частка відновлюваної енергії у валовому кінцевому енергоспоживанні та в різних секторах (опалення та охолодження, електроенергетика та транспорт), а також із розподілом за технологіями в кожному із цих секторів

ii. Індикативні прогнози розвитку з урахуванням наявних політик до 2030 року (з перспективою до 2040 року)

4.3. Вимір "Енергоефективність"

i. Поточні показники первинного та кінцевого енергоспоживання в економіці та за сектором (у тому числі для промисловості, житлового сектора, сфери послуг і транспорту)

ii. Поточний потенціал застосування високоефективної когенерації та ефективного централізованого теплопостачання та охолодження (- 21)

iii. Прогнози з урахуванням наявних політик, заходів і програм у сфері енергоефективності, як описано в пункті 1.2.(iii), щодо первинного та кінцевого енергоспоживання в кожному секторі принаймні до 2040 року (включно з 2030 роком) (- 22)

iv. Оптимальні за витратами рівні мінімальних вимог до енергетичних характеристик згідно з національними розрахунками відповідно до статті 5 Директиви 2010/31/ЄС

4.4. Вимір "Енергетична безпека"

i. Поточний енергетичний баланс, власні енергоресурси, залежність від імпорту, у тому числі відповідні ризики

ii. Прогнози розвитку з урахуванням наявних політик і заходів принаймні до 2040 року (у тому числі на 2030 рік)

4.5. Вимір "Внутрішній енергетичний ринок"

4.5.1. Інтеграція енергетичних систем

i. Поточний рівень інтеграції та основні інтерконектори (- 23)

ii. Прогнози потреб у розширенні інтерконекторів (у тому числі на 2030 рік) (- 24)

4.5.2. Інфраструктура передачі енергії

i. Ключові характеристики наявної інфраструктури передачі електроенергії та транспортування газу (- 25)

ii. Прогнози потреб у розширенні мереж принаймні до 2040 року (у тому числі на 2030 рік) (- 26)

4.5.3. Ринки електроенергії та газу, ціни на енергоресурси

i. Поточний стан ринків електроенергії та газу, у тому числі ціни на енергоресурси

ii. Прогнози розвитку з урахуванням наявних політик і заходів принаймні до 2040 року (у тому числі на 2030 рік)

4.6. Вимір "Дослідження, інновації та конкурентоспроможність"

i. Поточна ситуація в секторі низьковуглецевих технологій та, наскільки це можливо, його становище на світовому ринку (відповідний аналіз повинен проводитися на рівні Союзу або на глобальному рівні)

ii. Поточний рівень публічних і, за наявності, приватних видатків на дослідження та інновації в секторі низьковуглецевих технологій, поточна кількість патентів і поточна кількість дослідників

iii. Розподіл поточних цін на елементи, що складають три основні компоненти ціни (вартість енергії, мережеві витрати, податки/збори)

iv. Опис енергетичних субсидій, у тому числі для викопного палива

5.1. Вплив запланованих політик і заходів, описаних у секції 3, на енергетичну систему, викиди й абсорбцію ПГ у порівнянні з прогнозами з урахуванням наявних політик і заходів (як описано в секції 4).

i. Прогнози розвитку енергетичної системи та викидів і абсорбції ПГ, а також, у відповідних випадках, викидів забруднювачів повітря відповідно до Директиви (ЄС) 2016/2284 згідно із запланованими політиками та заходами принаймні на десятирічний період після періоду, охопленого планом (у тому числі на останній рік періоду, охопленого планом), включно з відповідними політиками та заходами Союзу.

ii. Оцінювання взаємодії політик (між наявними політиками та заходами і запланованими політиками та заходами в рамках виміру політики, а також між наявними політиками та заходами і запланованими політиками та заходами в різних вимірах) принаймні до останнього року періоду, охопленого планом, зокрема, для повноцінного розуміння впливу політик енергоефективності/енергозбереження на масштаб енергетичної системи та зниження ризику необґрунтованих інвестицій в енергопостачання

iii. Оцінювання взаємодії між наявними політиками та заходами і запланованими політиками та заходами, а також між такими політиками та заходами і заходами кліматичної та енергетичної політики Союзу

5.2. Макроекономічний вплив та, наскільки це можливо, вплив на здоров’я, довкілля, зайнятість, освіту та навички, а також соціальний вплив, включно з аспектами справедливого переходу (у розрізі витрат і вигід, а також результативності за витратами) запланованих політик і заходів, описаних у секції 3, принаймні до останнього року періоду, охопленого планом, у тому числі порівняння з прогнозами з урахуванням наявних політик і заходів

5.3. Огляд інвестиційних потреб

i. наявні інвестиційні потоки та перспективні інвестиційні прогнози в розрізі запланованих політик і заходів

ii. секторальні або ринкові фактори ризику чи бар’єри в національному або регіональному контексті

iii. аналіз додаткової підтримки за рахунок публічних фінансів або ресурсів для усунення прогалин, виявлених згідно з пунктом ii

5.4. Вплив запланованих політик і заходів, описаних у секції 3, на інші держави-члени і регіональну співпрацю принаймні до останнього року періоду, охопленого планом, у тому числі в порівнянні з прогнозами з урахуванням наявних політик і заходів

i. Вплив на енергетичні системи в сусідніх та інших державах-членах у регіоні, наскільки це можливо

ii. Вплив на ціни на енергоресурси, комунальні послуги та інтеграцію енергетичних ринків

iii. У відповідних випадках, вплив на регіональну співпрацю

Указані нижче параметри, змінні, енергетичні баланси та показники підлягають повідомленню в секції B "Аналітична основа" національних планів у разі їх використання:

(1) Чисельність населення [млн]

(2) ВВП [млн євро]

(3) Валова додана вартість за сектором (включно з основними галузями промисловості, будівництвом, сектором послуг і сільським господарством) [млн євро]

(4) Кількість домогосподарств [тис.]

(5) Розмір домогосподарства [мешканців на домогосподарство]

(6) Дохід домогосподарств, що залишається після сплати податків [євро]

(7) Кількість пасажиро-кілометрів: усі види транспорту, тобто з розподілом між дорожнім транспортом (якщо можливо, окремо для автомобільного й автобусного транспорту), залізничним, повітряним транспортом і внутрішнім судноплавством (у відповідних випадках) [млн пкм]

(8) Кількість тонно-кілометрів вантажних перевезень: усі види транспорту, за винятком міжнародних морських перевезень, тобто з розподілом між дорожнім, залізничним, повітряним транспортом і внутрішнім судноплавством (внутрішні водні та внутрішні морські перевезення) [млн ткм]

(9) Міжнародні ціни на імпортну нафту, газ, вугілля та паливо [євро/ГДж або євро/т н.е.] на основі рекомендацій Комісії

(10) Ціна на викиди вуглецю в рамках СТКВ ЄС [євро/КЄС] на основі рекомендацій Комісії

(11) Припущення щодо курсів валюти до євро та долара США (якщо застосовно) [євро/валюта та дол. США/валюта]

(12) Кількість градусо-діб опалювального періоду (ГДОП)

(13) Кількість градусо-діб охолоджувального періоду (ГДОХП)

(14) Припущення щодо вартості технологій, використані у процесі моделювання для основних відповідних технологій

2.1. Енергопостачання

(1) Внутрішнє виробництво за видом палива (усі енергетичні продукти, які виробляються у значних кількостях) [тис. т н.е.]

(2) Чистий імпорт за видом палива (включно з електроенергією та з розподілом на чистий імпорт в межах і за межі ЄС) [тис. т. н.е.]

(3) Залежність від імпорту з третіх країн [%]

(4) Головні джерела (країни) імпорту основних енергоносіїв (включно з газом і електроенергією)

(5) Валове внутрішнє споживання за видом джерела палива (включно з твердим паливом, усіма енергетичними продуктами: вугілля, сира нафта і нафтопродукти, природний газ, атомна енергія, електроенергія, вторинна теплова енергія, ВДЕ, відходи) [тис. т н.е.]

2.2. Електрична та теплова енергія

(1) Валове виробництво електроенергії [ГВт·год]

(2) Валове виробництво електроенергії за видом палива (усі енергетичні продукти) [ГВт·год]

(3) Частка комбінованого виробництва теплової та електричної енергії в загальному обсязі виробництва електричної та теплової енергії [%]

(4) Потужність генерації електроенергії за джерелом, з урахуванням виведення з експлуатації та нових інвестицій [МВт]

(5) Тепло, вироблене при виробництві теплової енергії

(6) Тепло, вироблене електростанціями з комбінованим виробництвом тепла та електроенергії, включно з промисловим скидним теплом;

(7) Пропускна спроможність міждержавних з’єднань/перетинів для газу та електроенергії [Визначення для електроенергії відповідно до результатів поточних обговорень на основі цільового показника інтеграції в розмірі 15%] і прогнозні коефіцієнти її використання

2.3. Сектор перетворення енергії

(1) Витрати палива на виробництво теплової енергії (включно з твердим паливом, нафтою, газом) [тис. т н.е.]

(2) Витрати палива на інші процеси перетворення енергії [тис. т н.е.]

2.4. Енергоспоживання

(1) Первинне та кінцеве енергоспоживання [тис. т н.е.]

(2) Кінцеве енергоспоживання за сектором (включно з промисловістю, житловим сектором, сектором послуг, сільським господарством і сектором транспорту (у тому числі з розподілом на пасажирський і вантажний транспорт, якщо це можливо)) [тис. т н.е.]

(3) Кінцеве енергоспоживання за видом палива (усі енергетичні продукти) [тис. т н.е.]

(4) Кінцеве неенергетичне споживання [тис. т н.е.]

(5) Первинна енергоємність усіх секторів економіки (споживання первинної енергії на одиницю ВВП) [т н.е./євро]

(6) Кінцева енергоємність за сектором (включно з промисловістю, житловим сектором, сектором послуг і сектором транспорту (у тому числі з розподілом на пасажирський і вантажний транспорт, якщо це можливо))

2.5. Ціни

(1) Ціни на електроенергію за типом сектора використання (житловий сектор, промисловість, сектор послуг)

(2) Внутрішні роздрібні ціни на паливо (з урахуванням податків, за джерелом і сектором)

2.6. Інвестиції

Інвестиційні витрати в секторах перетворення, постачання, передачі та розподілу енергії

2.7. ВДЕ

(1) Валове кінцеве споживання енергії з ВДЕ і частка відновлюваної енергії у валовому кінцевому енергоспоживанні за сектором (електроенергетика, сектор опалення та охолодження, сектор транспорту) і за технологією

(2) Виробництво електричної та теплової енергії з ВДЕ в будівлях; за наявності, включно з детальними даними про обсяг енергії, виробленої, спожитої та поданої в мережу сонячними фотоелектричними системами, сонячними тепловими установками, установками на біомасі, тепловими насосами, геотермальними системами, а також усіма іншими децентралізованими системами, що працюють на ВДЕ

(3) Якщо застосовно, інші національні траєкторії, включно з довгостроковими та секторальними траєкторіями, частка біопалив на основі харчових продуктів і вдосконалених біопалив, частка відновлюваної енергії в централізованому теплопостачанні, а також обсяг відновлюваної енергії, виробленої в містах і ВДЕ-громадах.

3. Показники, пов’язані з викидами й абсорбцією ПГ

(1) Обсяг викидів ПГ за сектором політики (СТКВ ЄС, спільні зусилля та ЗЗЗЛГ)

(2) Обсяг викидів ПГ за сектором МГЕЗК і газом (у відповідних випадках, з розподілом за секторами СТКВ ЄС і спільних зусиль) [т СО2 -екв.]

(3) Вуглецеємність усіх секторів економіки [т СО2 -єкв./ВВП]

(4) Показники, пов’язані з викидами СО2

(a) Інтенсивність викидів ПГ при внутрішньому виробництві електричної та теплової енергії [т СО2 -екв./МВт·год]

(b) Інтенсивність викидів ПГ при кінцевому енергоспоживанні за сектором [т СО2 -екв./т н.е.]

(5) Параметри, не пов’язані з викидами СО2

(a) Свійські тварини: ВРХ молочних порід [1000 голів], ВРХ інших порід [1000 голів], вівці [1000 голів], свині [1000 голів], свійська птиця [1000 голів]

(b) Надходження азоту від застосування штучних добрив [кілотонн азоту]

(c) Надходження азоту від застосування гною [кілотонн азоту]

(d) Азот, зафіксований азотофіксуючими рослинами [кілотонн азоту]

(e) Азот від рослинних залишків, зароблених у ґрунт [кілотонн азоту]

(f) Площа орних органічних ґрунтів [гектарів]

(g) Утворення твердих муніципальних відходів (ТМВ)

(h) Тверді муніципальні відходи (ТМВ), що підлягають захороненню

(i) Частка рекуперованого СН4 у загальному обсязі СН4, утвореного від полігонів відходів [%]

1. У наведеній нижче індикативній формулі представлені об’єктивні критерії, зазначені в пунктах (e)(i)-(v) статті 5(1) та виражені у відсоткових пунктах:

(a) обов’язковий національний цільовий показник держави-члена на 2020 рік, як визначено у третьому стовпці таблиці в додатку I до Директиви (ЄС) 2018/2001;

(b) внесок за фіксованою ставкою (CFlat );

(c) внесок на основі ВВП на душу населення (CGDP );

(d) внесок на основі потенціалу (CPotential );

(e) внесок, що відображає рівень інтеграції енергетичної системи держави-члена (CInterco ).

2. Для кожної держави-члена застосовується однакове значення CFlat. Значення CFlat усіх держав-членів у сумі повинні становити 30% різниці між цільовими показниками Союзу на 2030 рік і на 2020 рік.

3. Значення CGDP присвоюються державам-членам на основі індексу Євростату щодо ВВП на душу населення відносно середнього показника в Союзі за період з 2013 року до 2017 року, вираженого у стандарті купівельної спроможності, із граничним значенням індексу для кожної окремо взятої держави-члена в розмірі 150% від середнього показника в Союзі. Значення CGDP усіх держав-членів у сумі повинні становити 30% різниці між цільовими показниками Союзу на 2030 рік і на 2020 рік.

4. Значення CPotential присвоюються державам-членам на основі різниці між часткою ВДЕ держави-члена у 2030 році, як зазначено у сценарії PRIMES, та її обов’язковим національним показником на 2020 рік. Значення CPotential усіх держав-членів у сумі повинні становити 30% різниці між цільовими показниками Союзу на 2030 рік і на 2020 рік.

5. Значення CInterco присвоюються державам-членам на основі індексу частки пропускної спроможності інтерконекторів відносно середнього показника в Союзі у 2017 році, виміряного як співвідношення між чистою пропускною спроможністю та загальною встановленою потужністю генерації, із граничним значенням індексу частки пропускної спроможності інтерконекторів для кожної окремо взятої держави-члена в розмірі 150% від середнього показника в Союзі. Значення CInterco усіх держав-членів у сумі повинні становити 10% різниці між цільовими показниками Союзу на 2030 рік і на 2020 рік.

Держави-члени повинні повідомити Комісії пропоновану ними детальну методологію відповідно до пункту 5 додатка V до Директиви 2012/27/ЄС для функціонування схем зобов’язань щодо енергоефективності, а також альтернативні заходи політики, зазначені у статтях 7а і 7b та статті 20(6) згаданої Директиви.

1. Розрахунок необхідного рівня заощаджень енергії, якого необхідно досягти за весь період з 1 січня 2021 року до 31 грудня 2030 року, що демонструє, яким чином враховуються такі елементи:

(a) річне кінцеве енергоспоживання, усереднене за останній трирічний період до 1 січня 2019 року [у тис. т н.е.];

(b) загальний сукупний обсяг заощадженої енергії при кінцевому використанні, якого необхідно досягти [у тис. т н.е.] відповідно до пункту (b) статті 7 (1) Директиви 2012/27/ЄС;

(c) дані, використані при розрахунку кінцевого енергоспоживання, і джерела таких даних, у тому числі обґрунтування використання альтернативних статистичних джерел і будь-яких відмінностей отриманих значень (у разі використання джерел, інших ніж Євростат);

2. Держави-члени, які вирішили скористатися будь-якими можливостями згідно зі статтею 7(2) Директиви 2012/27/ЄС, також повинні повідомити про розрахунок необхідного рівня заощаджень енергії, якого необхідно досягти за весь період з 1 січня 2021 року до 31 грудня 2030 року, що демонструє, яким чином також враховуються такі елементи:

(a) їхня власна річна норма заощаджень енергії;

(b) їхні власні вихідні дані для розрахунку та енергія, що використовується транспортом, повністю або частково виключена з розрахунку [у тис. т н.е.];

(c) розрахований сукупний обсяг заощадженої енергії за весь період з 1 січня 2021року до 31 грудня 2030 року (до застосування опцій, зазначених у пунктах (b)-(g) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС) [у тис. т н.е.];

(d) застосування опцій, зазначених у пунктах (b)-(g) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС):

(i) кінцеве енергоспоживання при здійсненні видів промислової діяльності [у тис. т н.е.], зазначених у додатку I до Директиви 2003/87/ЄС, що вилучене з розрахунку відповідно до пункту (b) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(ii) обсяг заощадженої енергії [у тис. т н.е.], досягнутий у секторах перетворення, розподілу та передачі енергії, включно з інфраструктурою ефективного централізованого теплопостачання та охолодження, згідно з пунктом (c) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(iii) обсяг заощадженої енергії [у тис. т н.е.] у результаті окремих дій, здійснених починаючи з 31 грудня 2008 року, що продовжують впливати у 2020 році і в подальшому, згідно з пунктом (d) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(iv) обсяг заощадженої енергії [у тис. т н.е.] у результаті заходів політики за умови, що може бути підтверджено, що такі заходи політики призвели до окремих дій, здійснених з 1 січня 2018 року до 31 грудня 2020 року, заощадження від яких будуть досягнуті після 31 грудня 2020 року, згідно з пунктом (e) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(v) обсяг енергії, виробленої [у тис. т н.е.] на або в будівлях для власного використання у результаті заходів політики, що сприяють розгортанню нових установок на основі технологій відновлюваної енергії, згідно з пунктом (f) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(vi) обсяг заощадженої енергії [у тис. т н.е.], що перевищує сукупний обсяг заощадженої енергії, який вимагається в період з 1 січня 2014 року до 31 грудня 2020 року, що його держави-члени зараховують у період з 1 січня 2021 року до 31 грудня 2030 року, згідно з пунктом (g) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС;

(e) загальний сукупний обсяг заощадженої енергії (після застосування опцій, зазначених у пунктах (b)-(g) статті 7 (4) Директиви 2012/27/ЄС).

3. Заходи політики з метою досягнення необхідного обсягу заощадженої енергії, зазначеного у статті 7(1) Директиви 2012/27/ЄС:

3.1. Схеми зобов’язань щодо енергоефективності, зазначені у статті 7a Директиви 2012/27/ЄС:

(a) опис схеми зобов’язань щодо енергоефективності;

(b) очікуваний кумулятивний і річний обсяг заощадженої енергії та тривалість періоду (періодів) дії зобов’язань;

(c) зобов’язані сторони та їх відповідальність;

(d) цільові сектори;

(e) прийнятні дії, передбачені в рамках заходу;

(f) інформація про застосування таких положень Директиви 2012/27/ЄС:

(i) якщо застосовно, конкретні дії, частка заощадженої енергії, що повинна бути досягнута в домогосподарствах, які потерпають від енергетичної бідності, згідно зі статтею 7(11);

(ii) обсяг заощадженої енергії, досягнутий надавачами послуг енергосервісу або іншими третіми особами відповідно до пункту (a) статті 7 a(6);

(iii) "банківська діяльність і залучення позикових коштів" згідно з пунктом (b) статті 7 a(6);

(g) у відповідних випадках, інформація про торгівлю заощадженою енергією.

3.2. Альтернативні заходи, зазначені у статті 7b та статті 20(6) Директиви 2012/27/ЄС (за винятком оподаткування):

(a) тип заходу політики;

(b) стислий опис заходу політики, включно зі структурними особливостями кожного повідомленого заходу політики;

(c) очікуваний загальний сукупний і річний обсяг заощадженої енергії для кожного заходу та/або обсяг заощадженої енергії відносно будь-яких проміжних періодів;

(d) органи публічної влади, що забезпечують виконання, сторони, що беруть участь, або уповноважені сторони та їх відповідальність за реалізацію заходу (заходів) політики;

(e) цільові сектори;

(f) прийнятні дії, передбачені в рамках заходу;

(g) якщо застосовно, конкретні заходи політики або окремі дії для подолання енергетичної бідності;

3.3. Інформація про податкові заходи:

(a) стислий опис заходу політики;

(b) строк дії заходу політики;

(c) орган публічної влади, що забезпечує виконання;

(d) очікуваний кумулятивний і річний обсяг заощадженої енергії в рамках заходу;

(e) цільові сектори та сегмент платників податків;

(f) методологія розрахунку, у тому числі використані значення цінової еластичності та спосіб їх встановлення, згідно з пунктом (4) додатка V до Директиви 2012/27/ЄС.

4. Методологія розрахунку для заходів, зазначених у статтях 7a і 7b та статті 20(6) Директиви 2012/27/ЄС (за винятком оподаткування):

(a) використані методи вимірювання, зазначені в пункті 1 додатка V до Директиви 2012/27/ЄС;

(b) спосіб вираження заощадженої енергії (заощаджена первинна чи кінцева енергія);

(c) строк дії заходів і швидкість, з якою заощадження зменшується з плином часу, а також підхід, використаний для врахування строку дії заощаджень;

(d) стислий опис методології розрахунку, у тому числі із зазначенням того, як забезпечується додатковість і значущість заощаджень, а також які методології та бенчмарки застосовують до умовних і масштабованих заощаджень;

(e) інформація про те, як запобігають можливому дублюванню заходів та окремих дій, щоб уникнути подвійного обліку заощадженої енергії;

(f) у відповідних випадках, кліматичні відмінності та використаний підхід.

5. Моніторинг та верифікація

(a) стислий опис системи моніторингу і верифікації та процесу верифікації;

(b) орган публічної влади, що забезпечує виконання, та його основні обов’язки в рамках системи моніторингу та верифікації стосовно схеми зобов’язань щодо енергоефективності або альтернативних заходів;

(c) незалежність моніторингу та верифікації від зобов’язаних сторін, сторін, що беруть участь, і уповноважених сторін;

(d) статистично значуща частка заходів з підвищення енергоефективності, а також частка та критерії, використані для визначення та відбору репрезентативної вибірки;

(e) обов’язки зобов’язаних сторін щодо звітування (обсяг заощадженої енергії, досягнутий кожною зобов’язаною стороною або кожною підкатегорією зобов’язаної сторони, і загальний обсяг у рамках схеми);

(f) публікація даних про досягнутий обсяг заощадженої енергії (щорічно) у рамках схеми зобов’язань щодо енергоефективності і альтернативних заходів;

(g) інформація про положення права держави-члена щодо штрафних санкцій, які застосовуються у випадку невиконання зобов’язань;

(h) інформація про передбаченні заходи політики в разі досягнення недостатнього прогресу.

1. ОГЛЯД І ПРОЦЕС РОЗРОБЛЕННЯ СТРАТЕГІЙ

1.1. Резюме

1.2. Правовий і політичний контекст

1.3. Консультації з громадськістю

2. ЗМІСТ

2.1. ЗАГАЛЬНІ ОБСЯГИ СКОРОЧЕННЯ ВИКИДІВ І РОЗШИРЕННЯ АБСОРБЦІЇ ПОГЛИНАЧАМИ ПАРНИКОВИХ ГАЗІВ

2.1.1. Прогнозні обсяги скорочення викидів і розширення абсорбції парникових газів до 2050 року

2.1.2. Національний цільовий показник на 2030 рік і в подальшому, за наявності, та індикативі проміжні показники на 2040 та 2050 роки

2.1.3. Політики та заходи з адаптації

2.2. ВІДНОВЛЮВАНА ЕНЕРГІЯ

2.2.1. Наскільки це можливо, розрахункова ймовірна частка відновлюваної енергії в кінцевому енергоспоживанні до 2050 року

2.3. ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

2.3.1. Наскільки це можливо, розрахункове ймовірне енергоспоживання до 2050 року

2.4. ПОВ’ЯЗАНА ІНФОРМАЦІЯ ЩОДО КОНКРЕТНИХ СЕКТОРІВ

2.4.1. Енергетична система

2.4.1.1. Заплановані або ймовірні майбутні траєкторії або діапазон викидів

2.4.1.2. Загальний опис основних рушійних факторів енергоефективності, гнучкості попиту та енергоспоживання, а також їх розвитку починаючи з 2021 року і далі

2.4.2. Промисловість

2.4.2.1. Очікуваний обсяг скорочення викидів за сектором і потреб в енергії

2.4.2.2. Загальний огляд політик, наявних планів і заходів з декарбонізації, як описано в пункті 2.1 секції A частини 1 додатка I

2.4.3. Транспорт

2.4.3.1. Очікувані обсяги викидів і джерела енергії за видом транспорту (напр., автомобілі і автофургони, важкий вантажний дорожній транспорт, водний транспорт, повітряний транспорт, залізничний транспорт)

2.4.3.2. Варіанти декарбонізації

2.4.4. Сільське господарство і землекористування, зміни в землекористуванні та лісове господарство (ЗЗЗЛГ)

2.4.4.1. Наскільки це можливо, очікуваний обсяг викидів за джерелами та окремими парниковими газами

2.4.4.2. Передбачені варіанти скорочення викидів

2.4.4.3. Посилання на політики у сферах сільського господарства та розвитку сільських територій

3. ФІНАНСУВАННЯ

3.1. Оцінки необхідних інвестицій

3.2. Політики та заходи щодо пов’язаних досліджень, розробок та інновацій

4. ОЦІНЮВАННЯ ВПЛИВУ СОЦІАЛЬНО-ЕКОНОМІЧНИХ АСПЕКТІВ

5. ДОДАТКИ (за необхідності)

5.1. Інформація про моделювання (включно з припущеннями) та/або аналіз, показники тощо.

Інформація, що повинна бути вказана у звітах, зазначених у статті 26(3):

(a) їхні антропогенні викиди ПГ, визначені в частині 2 цього додатка, і антропогенні викиди ПГ, зазначені у статті 2(1) Регламенту (ЄС) № 2018/842, за рік Х-2;

(b) дані про їхні антропогенні викиди монооксиду вуглецю (CO), діоксиду сірки (SO2 ), оксидів азоту (NOx) і летких органічних сполук, узгоджені з даними, що вже були повідомлені згідно зі статтею 8 Директиви (ЄС) 2016/2284, за рік Х-2;

(c) їхні антропогенні викиди ПГ із джерел і абсорбція СО2 поглиначами в секторі ЗЗЗЛГ за рік Х-2 згідно з методологіями, визначеними в частині 3 цього додатка. Ці дані також є релевантними для звіту про відповідність відповідно до статті 14 Регламенту (ЄС) № 2018/841;

(d) будь-які зміни інформації, зазначеної в пунктах (a), (b) та (c), за роки між відповідним базисним роком або періодом та роком Х-3, із зазначенням причин таких змін;

(e) інформація про показники, як визначено в частині 4 цього додатка, за рік Х-2;

(f) узагальнена інформація про здійснені передачі відповідно до статті 5 Регламенту (ЄС) № 2018/842 та статей 12 і 13 Регламенту (ЄС) № 2018/841 за рік Х-1;

(g) інформація про заходи, вжиті для покращення оцінок кадастру, зокрема частин кадастру, щодо яких здійснювалися коригування та видавалися рекомендації після експертних перевірок;

(h) фактичний або розрахунковий розподіл верифікованих обсягів викидів, повідомлених операторами установок відповідно до Директиви 2003/87/ЄС, за категоріями джерел національного кадастру викидів ПГ та співвідношення таких верифікованих обсягів викидів із загальним повідомленим обсягом викидів ПГ за такими категоріями джерел за рік Х-2;

(i) якщо застосовно, результати здійснених перевірок узгодженості обсягів викидів, повідомлених у кадастрах викидів ПГ за рік Х-2, з верифікованими обсягами викидів, повідомленими згідно з Директивою 2003/87/ЄС;

(j) якщо застосовно, результати здійснених перевірок узгодженості даних, використаних для оцінювання викидів при підготовці кадастрів викидів ПГ, за рік Х-2 з:

(i) даними, використаними при підготовці кадастрів викидів забруднювачів повітря відповідно до Директиви (ЄС) 2016/2284;

(ii) даними, повідомленими відповідно до статті 19(1) та додатку VII до Регламенту (ЄС) № 517/2014;

(iii) енергетичними даними, повідомленими відповідно до статті 4 та додатку B до Регламенту (ЄС) № 1099/2008;

(k) опис змін національної системи інвентаризації, за наявності;

(l) опис змін національного реєстру, за наявності;

(m) інформація про їхні плани забезпечення якості та контролю якості, загальна оцінка невизначеності, загальна оцінка повноти, а також будь-які інші елементи звіту про національну інвентаризацію викидів ПГ, необхідних для підготовки звіту про інвентаризацію викидів ПГ Союзу;

(n) інформація про наміри держав-членів скористатися можливостями, передбаченими у статті 5(4) та (5) і статті 7(1) Регламенту (ЄС) № 2018/842, а також про використання доходів згідно зі статтею 5(6) зазначеного Регламенту.

Держава-член може подати запит про надання Комісією відступу від пункту (c) першого параграфа, щоб застосовувати методологію, іншу ніж та, що визначена в параграфі 3 цього додатка, якщо необхідного покращення методології неможливо досягти у строк, що забезпечить врахування покращення в кадастрах викидів ПГ за період з 2021 року до 2030 року, або якщо вартість покращення методології буде непропорційно високою порівняно з вигодами від застосування такої методології, щоб покращити облік викидів і абсорбції, у зв’язку із низькою значущістю викидів і абсорбції з відповідних вуглецевих пулів. Держави-члени, які мають намір скористатися таким відступом, повинні подати обґрунтований запит до Комісії до 31 грудня 2020 року, із зазначенням терміну, до якого можна впровадити покращення методології, альтернативної пропонованої методології або обох видів даних, а також з оцінкою потенційного впливу на точність обліку. Комісія може вимагати надання додаткової інформації, що має бути подана упродовж визначеного розумного періоду часу. Якщо Комісія вважає запит обґрунтованим, вона надає відступ. Якщо Комісію відхиляє запит, вона повинна вказати причини ухвалення такого рішення.

До ПГ, які підлягають охопленню, належать:

Діоксид вуглецю (СО2 )

Метан (СН4 )

Закис азоту (N2 O)

Гексафторид сірки (SF6 )

Трифторид азоту (NF3 )

Гідрофторовуглеці (ГФВ):

- ГФВ-23 CHF3

- ГФВ-32 CH2 F2

- ГФВ-41 CH3 F

- ГФВ-125 CHF2 CF3

- ГФВ-134 CHF2 CHF2

- ГФВ-134a CH2 FCF3

- ГФВ-143 CH2 FCHF2

- ГФВ-143a CH3 CF3

- ГФВ-152 CH2 FCH2 F

- ГФВ-152a CH3 CHF2

- ГФВ-161 CH3 CH2 F

- ГФВ-227ea CF3 CHFCF3

- ГФВ-236cb CF3 CF2 CH2 F

- ГФВ-236ea CF3 CHFCHF2

- ГФВ-236fa CF3 CH2CF3

- ГФВ-245fa CHF2 CH2 CF3

- ГФВ-245ca CH2 FCF2 CHF2

- ГФВ-365mfc CH3 CF2 CH2 CF3

- ГФВ-43-10mee CF3 CHFCHFCF2 CF3 або (C5 H2 F10 )

Перфторвуглеці (ПФВ):

- ПФВ-14, перфторметан, CF4

- ПФВ-116, перфторетан, C2 F6

- ПФВ-218, перфторпропан, C3 F8

- ПФВ-318, перфторциклобутан, c-C4 F8

- Перфторциклопропан c-C3 F6

- ПФВ-3-1-10, перфторбутан, C4 F10

- ПФВ-4-1-12, перфторбутан, C5 F12

- ПФВ-5-1-14, перфторгексан, C6 F14

- ПФВ-9-1-18, C10 F18

Дані про зміну землекористування з геолокацією згідно з Керівними принципами МГЕЗК для національних кадастрів викидів ПГ від 2006 року.

Методологія рівня 1 згідно з Керівними принципами МГЕЗК для національних кадастрів викидів ПГ від 2006 року.

Для викидів і абсорбції вуглецевого пулу, на який припадає принаймні 25-30% викидів або абсорбції в категорії джерел або поглиначів, яка має пріоритетне значення у національній системі інвентаризації держави-члена, оскільки її оцінка має значний вплив на загальний кадастр викидів ПГ у країні з точки зору абсолютного рівня викидів і абсорбції, тенденцій розвитку викидів і абсорбції або невизначеності щодо викидів і абсорбції в категоріях землекористування, принаймні методологія рівня 2 згідно з Керівними принципами МГЕЗК для національних кадастрів викидів ПГ від 2006 року.

Держав-членів заохочують застосовувати методологію рівня 3 згідно з Керівними принципами МГЕЗК для національних кадастрів викидів ПГ від 2006 року.