1.

punt 15, 10, wordt vervangen door:

“CO2-emissiefactor”: het gewogen gemiddelde, uitgedrukt in tCO2/MWh, van de CO2-intensiteit van de uit fossiele brandstoffen opgewekte elektriciteit in verschillende geografische gebieden. De weging geeft de productiemix van de fossiele brandstoffen in het geografisch gebied in kwestie correct weer. De CO2-factor wordt berekend als het quotiënt van de door de energiesector verstrekte gegevens over de CO2-equivalentemissies, gedeeld door de uit fossiele brandstoffen opgewekte elektriciteit in TWh (brutocijfer). In het kader van deze richtsnoeren (*1) worden gebieden gedefinieerd als geografische zones a) die bestaan uit via stroombeurzen gekoppelde deelmarkten, of b) waarbinnen zich geen afgetekende congestie voordoet, en waar, in beide gevallen, de day-aheadprijzen op uurbasis op stroombeurzen binnen de zone voor een aanzienlijk percentage van alle uren van het jaar een prijsverschil in euro (op basis van de dagelijkse ECB-wisselkoersen) van ten hoogste 1 % te zien geven. Een dergelijke regionale differentiatie weerspiegelt het belang van met fossiele brandstoffen gestookte centrales voor de op de groothandelsmarkt bepaalde eindprijs en hun rol als marginale centrales in de “merit order”. Het loutere feit dat tussen twee EER-staten elektriciteit wordt verhandeld, impliceert niet automatisch dat zij een supranationaal gebied vormen. Gezien het ontbreken van relevante gegevens op subnationaal niveau omvatten de geografische gebieden het hele grondgebied van een of meer EER-staten. Op grond hiervan kunnen de volgende geografische gebieden worden omschreven: Spanje en Portugal; Litouwen, Letland en Estland; Duitsland en Luxemburg; Bulgarije en Roemenië; en alle andere EER-staten afzonderlijk, inclusief IJsland en Noorwegen (*2). De overeenkomstige regionale maximumwaarden voor de CO2-factor, die als maximumwaarden gelden wanneer de aanmeldende EER/EVA-staat niet overeenkomstig punt 11 een beoordeling van de marktgebaseerde CO2-factor heeft gedaan, zijn opgenomen in bijlage III. Een EER/EVA-staat mag de Autoriteit vragen om de CO2-emissiefactor te berekenen op basis van in 2026 beschikbare gegevens en mag de zo verkregen CO2-emissiefactor aanmelden als een wijziging van zijn regeling. Die geactualiseerde CO2-emissiefactor kan worden toegepast op kosten gemaakt vanaf 2026. De geactualiseerde CO2-emissiefactor heeft geen invloed op de CO2-emissiefactor van andere EER-staten vermeld in bijlage III. Met het oog op een gelijke behandeling van alle elektriciteitsbronnen en om mogelijk misbruik te voorkomen, is dezelfde CO2-emissiefactor van toepassing op alle voorzieningsbronnen (eigen elektriciteitsproductie (“zelfopwekking”), overeenkomsten tot elektriciteitslevering of leveringen via het net) en op alle steunbegunstigden in de betrokken EER-staat. Indien de maximale regionale CO2-emissiefactor in bijlage III ten minste 15 % lager is dan de maximale regionale CO2-emissiefactor zoals eerder opgenomen in die bijlage of de vóór 1 januari 2026 goedgekeurde marktgebaseerde factor, kunnen de betrokken EER/EVA-staten een overgangsperiode aankondigen om van de voordien geldende maximale regionale CO2-emissiefactor over te gaan naar de geactualiseerde maximale regionale CO2-emissiefactor op grond van deze richtsnoeren voor jaar t, vanaf 2026, in gelijke jaarlijkse reductiestappen. De in bijlage III opgenomen geactualiseerde maximale regionale CO2-emissiefactor geldt uiterlijk voor jaar t = 2030;”;

(*1)  Deze richtsnoeren gelden niet als wetgevingsinstrumenten en hoeven dus niet door het Gemengd Comité van de EER in de EER-overeenkomst te worden opgenomen. De Autoriteit is belast met het vaststellen van de voor de EER/EVA-staten ter zake geldende voorschriften, zoals de methodiek voor het vaststellen van de CO2-factoren. Zie voorts punt 69 van deze richtsnoeren."

(*2)  Het geografisch gebied voor Liechtenstein en de toepasselijke CO2-emissiefactor zullen in een later stadium worden vastgesteld."

()  Deze richtsnoeren gelden niet als wetgevingsinstrumenten en hoeven dus niet door het Gemengd Comité van de EER in de EER-overeenkomst te worden opgenomen. De Autoriteit is belast met het vaststellen van de voor de EER/EVA-staten ter zake geldende voorschriften, zoals de methodiek voor het vaststellen van de CO2-factoren. Zie voorts punt 69 van deze richtsnoeren.

()  Het geografisch gebied voor Liechtenstein en de toepasselijke CO2-emissiefactor zullen in een later stadium worden vastgesteld.

2.

punt 21 wordt vervangen door:

“Om het risico van verstoring van de mededinging binnen de interne markt te beperken, moet de steun worden beperkt tot bedrijfstakken die aan een reëel koolstoflekkagerisico zijn blootgesteld als gevolg van aanzienlijke indirecte kosten die werkelijk zijn opgelopen doordat broeikasgasemissiekosten in de elektriciteitsprijzen worden doorberekend. Voor de toepassing van deze richtsnoeren is er sprake van een reëel koolstoflekkagerisico wanneer de begunstigde actief is in een in bijlage I opgenomen bedrijfstak. Een bedrijfstak of een deeltak die niet in bijlage I is opgenomen maar wel aan de in die bijlage (*3) opgenomen voorwaarden voldoet, kan ook worden geacht in aanmerking te komen, mits die EER/EVA-staat dat aantoont met gegevens die representatief zijn voor die bedrijfstak of deeltak op EER-niveau, geverifieerd zijn door een onafhankelijke deskundige en gebaseerd zijn op een periode van ten minste de drie recentste jaren waarvoor gegevens beschikbaar zijn. Indien de EER/EVA-staten voornemens zijn hun respectieve regelingen uit te breiden tot nieuwe bedrijfstakken of deeltakken, moeten zij de Autoriteit van dergelijke wijzigingen in kennis stellen. EER/EVA-staten mogen in hun regelingen voorzien in een verbintenis om in de toekomst alle aanvullende bedrijfstakken of deeltakken op te nemen waarvan door een andere EER-staat is aangetoond en door de Autoriteit of de Commissie is goedgekeurd dat ze in aanmerking komen, en om de Autoriteit van dergelijke toevoegingen in kennis te stellen.”;

(*3)  Deze criteria zijn een handelsintensiteit van meer dan 20 % en een indirecte emissie-intensiteit van meer dan 0,32 kg CO2/EUR, wat resulteert in een indirecte koolstoflekkage-indicator van meer dan 0,064. De methode is nader beschreven in werkdocument SWD(2020) 190 final van de diensten van de Commissie."

()  Deze criteria zijn een handelsintensiteit van meer dan 20 % en een indirecte emissie-intensiteit van meer dan 0,32 kg CO2/EUR, wat resulteert in een indirecte koolstoflekkage-indicator van meer dan 0,064. De methode is nader beschreven in werkdocument SWD(2020) 190 final van de diensten van de Commissie.

3.

punt 27 wordt vervangen door:

“De steun is evenredig en heeft een voldoende beperkt negatief gevolg voor de mededinging en het handelsverkeer indien hij niet meer bedraagt dan 80 % van de opgelopen indirecte emissiekosten gemaakt voor de bedrijfstakken vermeld in tabel 1 van bijlage I en niet meer dan 75 % voor de in tabel 2 van bijlage I vermelde bedrijfstakken of alle verdere bedrijfstakken die volgens de procedure van punt 21 als in aanmerking komend worden beschouwd. De efficiëntiebenchmark voor elektriciteitsverbruik zorgt ervoor dat de steun voor inefficiënte productieprocessen beperkt blijft en de verspreiding van de energie-efficiëntste technologieën blijft stimuleren.”;

4.

punt 31 wordt vervangen door:

“Aangezien voor sommige bedrijfstakken de steunintensiteit van 80 % voor de in tabel 1 van bijlage I vermelde bedrijfstakken en van 75 % voor de in tabel 2 van bijlage I vermelde bedrijfstakken of alle verdere bedrijfstakken die volgens de procedure van punt 21 als in aanmerking komend worden beschouwd, misschien niet voldoende is om een adequate bescherming tegen het koolstoflekkagerisico te waarborgen, kunnen de EER/EVA-staten het bedrag van de op ondernemingsniveau te betalen indirecte kosten zo nodig beperken tot 1,5 % van de bruto toegevoegde waarde van de betrokken onderneming in jaar t. De bruto toegevoegde waarde van de onderneming moet als volgt worden berekend: omzet plus geactiveerde productie, plus overige bedrijfsinkomsten, plus of minus veranderingen in voorraden, minus aankoop van goederen en diensten (exclusief personeelskosten), minus andere belastingen op producten die aan de omzet zijn gekoppeld maar niet aftrekbaar zijn, minus productiegebonden rechten en heffingen. Als alternatief kan zij worden berekend als de som van het bruto-exploitatieoverschot en de personeelskosten. In de bedrijfsbalans als “financieel” of “uitzonderlijk” opgevoerde inkomsten en uitgaven worden bij de berekening van de toegevoegde waarde niet meegerekend. Het resultaat van de berekening van de toegevoegde waarde tegen factorkosten is een brutocijfer, aangezien met waardeaanpassingen (bv. afschrijving) geen rekening wordt gehouden (*4).”;

(*4)  Code 12 15 0 binnen het rechtskader van Verordening (EG) nr. 295/2008 van het Europees Parlement en de Raad van 11 maart 2008 betreffende structurele bedrijfsstatistieken (PB L 97 van 9.4.2008, blz. 13)."

()  Code 12 15 0 binnen het rechtskader van Verordening (EG) nr. 295/2008 van het Europees Parlement en de Raad van 11 maart 2008 betreffende structurele bedrijfsstatistieken (PB L 97 van 9.4.2008, blz. 13).

5.

punt 55, a), wordt vervangen door:

6.

punt 55, c), wordt vervangen door:

7.

in punt 55 wordt na subpunt c) een nieuw subpunt d) toegevoegd:

8.

punt 67 wordt vervangen door:

“Vanaf 1 januari 2026 tot en met 31 december 2030 worden geactualiseerde CO2-emissiefactoren en geografische gebieden toegepast. De Autoriteit zal deze richtsnoeren in 2026 aanvullen met efficiëntiebenchmarks voor elektriciteitsverbruik die betrekking hebben op de bedrijfstakken die aan de gewijzigde lijst van in aanmerking komende bedrijfstakken in bijlage I zijn toegevoegd, en in 2026 of 2027 kan de Autoriteit de richtsnoeren wijzigen om voor de bedrijfstakken vervaardiging van meststoffen en stikstofverbindingen (NACE 20.15) en ijzerertswinning (NACE 07.10) overlappingen aan te pakken tussen steun op grond van deze richtsnoeren en de verplichting om certificaten in te leveren op grond van Verordening (EU) 2023/956 van het Europees Parlement en de Raad (*5) voor indirecte emissies (*6), conform de verwachte overeenkomstige wijzigingen van de ETS-richtsnoeren van de Commissie. Bijgevolg moeten de EER/EVA-staten waar nodig hun respectieve regelingen wijzigen om die in overeenstemming te brengen met deze richtsnoeren, zoals gewijzigd.

(*5)  Verordening (EU) 2023/956 van het Europees Parlement en de Raad van 10 mei 2023 tot instelling van een mechanisme voor koolstofgrenscorrectie (PB L 130 van 16.5.2023, blz. 52, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/956/oj). Momenteel zijn dergelijke overlappingen er niet voor EER/EVA-staten, aangezien deze verordening niet in de EER-overeenkomst is opgenomen, maar ze kunnen zich voordoen zodra de opname heeft plaatsgevonden."

(*6)  Dit is het geval indien dergelijke producten wel in bijlage I, maar niet in bijlage II bij die verordening zijn opgenomen.”;"

()  Verordening (EU) 2023/956 van het Europees Parlement en de Raad van 10 mei 2023 tot instelling van een mechanisme voor koolstofgrenscorrectie (PB L 130 van 16.5.2023, blz. 52, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/956/oj). Momenteel zijn dergelijke overlappingen er niet voor EER/EVA-staten, aangezien deze verordening niet in de EER-overeenkomst is opgenomen, maar ze kunnen zich voordoen zodra de opname heeft plaatsgevonden.

()  Dit is het geval indien dergelijke producten wel in bijlage I, maar niet in bijlage II bij die verordening zijn opgenomen.”;

9.

er wordt een nieuw punt 70 toegevoegd:

“De Autoriteit stelt aan de EER/EVA-staten op grond van artikel 1, lid 1, van deel I van Protocol nr. 3 de volgende passende maatregelen voor:

10.

Bijlage I wordt vervangen door:

11.

Bijlage III wordt vervangen door: