Zarzadzanie emisjami i uprawnieniami do emisji CO2 wobec KPRU II

1
Bogusław Regulski
Izba Gospodarcza CIEPŁOWNICTWO POLSKIE
ZARZĄDZANIE UPRAWNIENIAMI DO EMISJI CO2 W PRZEDSIĘBIORSTWACH
CIEPŁOWNICZYCH W ŚWIETLE KPRU NA LATA 2008-2012
Skąd się wziął problem CO2?
Emisja szkodliwych zanieczyszczeń do atmosfery, a w szczególności CO2 stała się dzisiaj
podstawowym problemem na naszym globie. Kolejne grupy ekspertów i działaczy z dziedziny
klimatologii i ekologii udowadniają, że podstawową przyczyną powstawania określonych negatywnych
zjawisk występujących na naszym globie dzisiaj, a także w przyszłości, jest zbyt mocno rozbuchana
działalność gospodarcza człowieka. Jak zapewne wszystkim wiadomo nie jest to problem nowy. Wiele
lat na forum Organizacji Narodów Zjednoczonych trwały dyskusje międzynarodowe, których tematem
było ograniczenie szkodliwego wpływu działalności człowieka na środowisko naturalne. W obszarze
ochrony powietrza zwieńczeniem pierwszego etapu walki politycznej z globalnym ociepleniem stał się
tzw Protokół z Kioto, ustanowiony pod koniec roku 1997 w ramach prac końcowych Ramowej
Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu.
Protokół z Kioto jest to prawnie wiążące strony porozumienie międzynarodowe, w którym nakreślony
został długofalowy scenariusz redukcji całkowitej emisji sześciu gazów cieplarnianych, w tym
dwutlenku węgla o przynajmniej 5% w latach 2008–2012 w stosunku do ładunku emisji z roku 1990.
Porozumienie to zostało ratyfikowane przez szereg krajów na świecie, w tym przez kraje członkowskie
Unii Europejskiej, a także przez Polskę, co dokonało się w roku 2002.
W ramach tego porozumienia kraje starej 15–tki Unii Europejskiej oraz większość krajów położonych
w Europie Centralnej i Wschodniej oraz Szwajcaria zobowiązały się do 8% redukcji emisji. Stany
Zjednoczone deklarowały obniżenie emisji o 7%,
Kanada, Węgry, Japonia oraz Polska do 6%,
natomiast Rosja, Nowa Zelandia i Ukraina miały ustabilizować emisję gazów cieplarnianych na
dotychczasowym poziomie.
Protokołu z Kioto nie ratyfikowało szereg ważnych dla gospodarki światowej krajów, między innymi
Stany Zjednoczone, a tym bardziej wielkie kraje rozwijające się np. Chiny czy Indie, które są obecnie
najważniejszymi „dostarczycielami” szkodliwych gazów do atmosfery.
Nadrzędną zasadą wynikającą z Protokołu jest ulokowanie obciążeń wynikających z obowiązku
redukowania emisji szkodliwych zanieczyszczeń do atmosfery w grupie krajów rozwiniętych, aby
wykorzystując ich potencjał intelektualny i gospodarczy w efektywny sposób przyczynić się do rozwoju
technologii przyjaznej środowisku naturalnemu, wykorzystywanych następnie również w krajach
słabiej rozwiniętych.
2
Co zrobić żeby było lepiej?
Dla zrealizowania tak poważnie postawionych celów Protokół z Kioto wprowadził kilka mechanizmów
wspierających redukcję emisji. Należą do nich:
Mechanizm Wspólnych Działań (Joint Implementation)
Mechanizm Czystego Rozwoju (Clean Development Mechanism)
Mechanizm Handlu Emisjami (Emission Trading)
Mechanizm Aktywacji Absorpcji CO2 przez Rośliny
Mechanizm Wspólnych Działań (JI) polega na inwestowaniu przez kraje wysoko rozwinięte
w krajach o niższych kosztach redukcji emisji. Za uzyskaną redukcję kraj inwestujący otrzyma
odpowiednią ilość jednostek ERU (Jednostki Emisji Unikniętej). Mechanizm Wspólnych Wdrożeń (JI)
ma na celu współpracę pomiędzy krajami będącymi stronami konwencji klimatycznej w zakresie
realizacji wspólnych inwestycji, których celem jest zredukowanie emisji gazów cieplarnianych. Kraj,
który chciałby wdrożyć na swoim terenie inwestycję obniżającą emisję gazów cieplarnianych na jego
terenie ma możliwość znalezienia sobie odpowiedniego partnera, który posiada zapotrzebowanie na
dodatkowe uprawnienia do emisji, np. ze względu na swój rozwój. W efekcie po zrealizowaniu takiej
inwestycji na obszarze kraju, w którym inwestycje zrealizowano następuje fizyczna redukcja emisji,
natomiast „uwolnione” w ten sposób uprawnienia do emisji zwiększają pulę partnera inwestycyjnego,
który tę inwestycję sfinansował. Uzyskane jednostki redukcji (ERU) mogą być również przedmiotem
handlu. Zaletą Mechanizmu Wspólnych Wdrożeń (JI) jest możliwość łatwego transferu nowoczesnych
technologii związanych z redukcją emisji gazów cieplarnianych pomiędzy poszczególnymi krajami,
szczególnie z bogatszych do biedniejszych.
Mechanizm Czystego Rozwoju (CDM) ma zachęcić kraje rozwinięte do finansowania projektów
mających na celu redukcję emisji w krajach rozwijających się, na które nie został nałożony limit emisji.
Kraj inwestujący otrzymuje w zamian Certyfikat Redukcji Emisji - CER. Realizowanie inwestycji
według tego mechanizmu możliwe jest na terenie tych krajów, które w ramach konwencji klimatycznej
są zwolnione z ograniczania emisji i nie mają limitów na emisję gazów cieplarnianych. Kraje
inwestujące w ramach CDM mają prawo do transferu na swoją korzyść poświadczonej zredukowanej
emisji (CER) ale w sposób odmienny niż w przypadku mechanizmów JI i ET. Podstawowym
zagrożeniem dla stabilności stosowania mechanizmu CDM jest możliwość nieprawidłowego
zbilansowania efektów działań realizowanych w ramach tego mechanizmu prowadzącego zamiast do
ograniczenia globalnego poziomu emisji, do niekontrolowanego jego wzrostu, stąd też działania te są
objęte kontrolą przez Konwencję Klimatyczną, a jednostki CER przed transferem muszą uzyskać
certyfikat. W systemie legislacyjnym państw realizujących mechanizmy z Kioto znajdują się
rozwiązania ograniczające możliwość transferu korzyści wynikających z realizacji CDM w krajowych
systemach handlu emisjami.
Handel emisjami ma za zadanie umożliwić sprzedaż i zakup pozwoleń na emisję pomiędzy krajami,
czy instalacjami. Każdy kraj-strona lub też instalacja otrzymuje określoną liczbę jednostek
dopuszczalnej emisji wyrażoną w tonach CO2, jednostki te staną się przedmiotem handlu na zasadach
3
wolnego rynku. W europejskim systemie handlu emisjami (ETS), najpierw określa się całkowity cel
emisyjny, a następnie przydziela uprawnienia do emisji poszczególnym instalacjom (w liczbie
odpowiadającej limitowi). Handel odbywa się dzięki różnicom w ostatecznych kosztach redukcji emisji
wśród uczestników systemu. Instalacje o niskich kosztach redukcji mogą inwestować w dodatkowe
ograniczenia emisji i sprzedawać nadmiar uprawnień podmiotom o wyższych kosztach redukcji.
Uczestnicy systemu mogą dokonywać transakcji uprawnieniami w taki sposób, że redukcje emisji
odbywają się przy najniższych kosztach. Ostatecznie kupujący i sprzedający odnoszą korzyści
ekonomiczne. Przedsiębiorstwo dokonuje porównania kosztu redukcji emisji w swoich instalacjach
z ceną zakupu uprawnień do emisji na rynku. Stosunek obu opcji będzie określany przez dwie
wartości:
rynkową
cenę
uprawnienia
oraz
techniczne
możliwości
redukcji
emisji.
Jeżeli
przedsiębiorstwo dojdzie do wniosku, że taniej jest ograniczać emisję u siebie, to zrezygnuje
z kupowania uprawnień na rynku.
Mechanizm Aktywacji Absorpcji ma przyczynić się do zwiększenia udziału roślin w procesie redukcji
emisji CO2, np. poprzez zalesienie. Kraj, niekoniecznie będący stroną Protokołu, otrzyma w zamian
jednostki RMU - Removal Unit.
Generalnym celem wprowadzenia mechanizmów Kioto jest stopniowa i systematyczna
redukcja łącznej emisji szkodliwych substancji do atmosfery w ujęciu globalnym i ochrona w ten
sposób warunków egzystencji na świecie. Skutkiem jest konieczność implementacji tych rozwiązań
na każdym poziomie życia mieszkańców naszej planety.
Postanowienia Protokołu z Kioto przewidują, iż kolejne etapy wdrażania mechanizmów
redukcji emisji gazów cieplarnianych mają trwać 5 lat, a pierwszy okres ma rozpocząć się od roku
2008. Jednak Unia Europejska postanowiła przyspieszyć ten proces wprowadzając etap wstępny,
który został ustalony na lata 2005-2007. Europejski system wdrażania mechanizmów z Kioto, zwany
Europejskim Systemem Handlu Emisjami Gazowymi EU ETS (European Union Emision Trading
System) prawnie opiera się na:
Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu (UNFCCC),
Protokole z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie
Zmian
Klimatu,
Porozumieniu z Marakeszu,
Dyrektywie Komisji UE 2003/87/EC, regulującej zobowiązania Unii Europejskiej wobec
Protokołu z Kioto,
Dyrektywie Komisji UE 2004/101/EC znanej pod nazwą Dyrektywa Łącząca.
Podstawę
do
ustanowienia
ETS
stanowi
Dyrektywa
Komisji
UE
2003/87/EC
z 13 października 2003 roku. Jej postanowienia ustaliły, że z dniem 1 stycznia 2005 r. zostaną
wprowadzone limity emisji dla poszczególnych państw i indywidualne limity uprawnień do emisji CO2
dla poszczególnych przedsiębiorstw, których działalność wiąże się z emisją tego gazu. Z zapisów
dyrektywy wynika, że w ramach przyznanego limitu podmioty gospodarcze na obszarze Unii
Europejskiej, dla zrealizowania określonego przez siebie celu gospodarczego i ekologicznego, będą
4
mogły tymi uprawnieniami obracać, tj. kupować i sprzedawać niewykorzystane w systemie ich
nadwyżki. Dyrektywa zakłada możliwość rozszerzenia systemu o kolejne gazy cieplarniane.
Uchwalona przez Parlament Europejski w roku 2004 Dyrektywa 2004/101/EC rozszerzyła
Europejski System Handlu Emisjami Gazowymi o pozostałe mechanizmy określone w Protokole
z Kioto jakimi są Mechanizm Wspólnych Działań (JI) oraz Mechanizm Czystego Rozwoju (CDM.).
Problem realizacji postanowień z Kioto w warunkach polskich
Podstawą prawną wdrożenia europejskich rozwiązań dotyczących wypełnienia obowiązków
wynikających z Protokołu z Kioto w Polsce jest jak do tej pory ustawa z dnia 22 grudnia 2004 roku
o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji. Preambuła
ustawy określa dosyć precyzyjnie cel jej ustanowienia, którym jest „ograniczenie emisji w sposób
opłacalny i ekonomicznie efektywny”.
Ustawa obliguje organy administracji państwowej, a w szczególności Ministra Środowiska, do wydania
szeregu aktów prawnych wykonawczych regulujących poszczególne mechanizmy systemu, z których
najważniejszym jest wydany przez Radę Ministrów Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji
(KPRU). Takie plany muszą przygotowywać wszystkie kraje uczestniczące w europejskim systemie
handlu emisjami. Stanowią one podstawę do rozdzielenia posiadanych przez poszczególne państwa
limitów krajowych na poszczególne instalacje biorące udział w systemie.
Zgodnie z Dyrektywą 2003/87/EC, krajowym planem alokacji w każdym kraju członkowskim, zwanym
w Polsce Krajowym Planem Rozdziału Uprawnień do Emisji,
zostały objęte między innymi
następujące sektory :
sektor energetyczny, a w nim instalacje do spalania paliw o mocy >20 MW (wyjątek stanowi
spalanie odpadów niebezpiecznych i komunalnych),
przemysł rafineryjny,
przemysł ceramiczny i szklarski,
koksownictwo,
przemysł chemiczny,
przemysł papierniczy.
Do historii przeszedł już pierwszy KPRU na lata 2005-2007. Został przygotowany w sierpniu 2004
roku i zgodnie z procedurami europejskimi został przekazany do akceptacji przez Komisję Europejską.
Jednak kształt pierwszego projektu polskiego KPRU został przez organ unijny odrzucony w marcu
2005 roku ze względu na „zbyt duże oczekiwania” co do wielkości zaproponowanego limitu krajowego.
Decyzja Komisji nakazywała znaczną redukcję puli przydziałów jako warunek jego zatwierdzenia
w poprawionej przez nasz kraj wersji. Ostatecznie, wobec braku wystarczających argumentów na
obronę proponowanych przez nasz kraj wielkości przydziałów emisji Rząd polski zaproponowaną
redukcję przyjął, dokonał nowego przydziału uprawnień na poszczególne instalacje i po zatwierdzeniu
nowego KPRU przez Komisję Europejską wdrożył go w życie dopiero na mocy rozporządzenia Rady
Ministrów z dnia 27 grudnia 2005 roku.
5
Opublikowanie KPRU stało się momentem fundamentalnym dla uruchomienia w Polsce systemu
handlu emisjami.
Działanie systemu wspierane jest przez szereg innych aktów wykonawczych. Należą do nich :
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 2 października 2007 r. zmieniające rozporządzenie
w sprawie przyjęcia Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata
2005-2007 oraz wykazu instalacji czasowo wykluczonych ze wspólnotowego systemu handlu
uprawnieniami do emisji w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r. do dnia 31 grudnia 2007 r.
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 6 marca 2007 r zmieniające rozporządzenie
w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do
emisji,
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 10 kwietnia 2006 r. w sprawie
warunków
i sposobu ustalania kosztów weryfikacji rocznych raportów,
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji
objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji;
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 7 marca 2006 r. w sprawie
informacji
wymaganych do opracowania krajowego planu rozdziału uprawnień do emisji,
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 6 lutego 2006 r. w sprawie wymagań dla
audytorów uprawnionych do weryfikacji rocznych raportów
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 12 stycznia 2006 r. w sprawie sposobu
monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu
uprawnieniami do emisji,
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 30 września 2005 r. w sprawie rodzajów instalacji
objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji na lata 2005-2007,
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 13 września 2005 r. w sprawie wyznaczenia
Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji.
Doświadczenia z działania systemu w pierwszym okresie rozliczeniowym
Jak widać po datach ustanowienia poszczególnych aktów prawnych szereg z nich wdrażano w
naszym kraju ze sporym opóźnieniem, co zdecydowanie odbiło się na skuteczności działania systemu
handlu emisjami w pierwszym okresie działania systemu. Wystarczy wspomnieć o problemach z
uzyskaniem przez prowadzących instalacje podlegające systemowi zezwoleń na emisję. Proces
udzielania zezwoleń okazał się dla wielu organów administracji w terenie dosyć trudny, przede
wszystkim ze względu na słaby poziom przygotowania merytorycznego urzędników. Również wielu
prowadzących instalacje, szczególnie tych najmniejszych, nie zdołało się na czas przygotować do
wdrożenia systemu. Najwięcej problemów prowadzący instalacje emitujących CO2 mieli z określeniem
odpowiedniego sposobu monitorowania emisji dla eksploatowanej
instalacji a tym samym ze
stworzeniem spójnego merytorycznie wniosku o wydanie zezwolenia.
Kolejne problemy powstały na etapie wykonania pierwszego rocznego raportu emisji. Zgodnie
z obowiązującymi przepisami prowadzący instalację zobowiązany jest do monitorowania wielkości
emisji i rozliczania się z uprawnień. Rozliczenia tego dokonuje się na podstawie raportu rocznego,
6
sporządzanego na dzień 31 grudnia rozliczanego roku. Dla uwiarygodnienia danych podanych
w raporcie konieczne jest jego weryfikacja realizowana przez uprawnionego audytora z tej dziedziny.
W momencie upływu terminu zakończenia weryfikacji raportu rocznego za pierwszy rok okresu
rozliczeniowego i przedstawieniu go odpowiedniemu organowi oraz Krajowemu Administratorowi– tj.
do dnia 31 marca 2006 r, wielu prowadzących instalacje nie posiadało nawet wymaganego
zezwolenia na emisję. Kolejną rafą dla posiadających zezwolenia i realizujących raporty roczne,
trudną do przebycia w terminie ustawowym, była kwestia ich weryfikacji. Na rynku istniała garstka kilku
firm, które zdążyły posiąść wiedzę i zdolności opisane w rozporządzeniu Ministra Środowiska
w sprawie wymagań dla audytorów… i uzyskać odpowiednią akredytację. Wobec bardzo dużego
zapotrzebowania na weryfikację raportów podmioty te stworzyły ofertę cenową stanowiącą barierę nie
do pokonania dla przeważającej większości instalacji. Natomiast drugi, ustawowy weryfikator raportów
rocznych – wojewódzcy inspektorzy ochrony środowiska – nie byli do tych czynności w ogóle
przygotowani. Nie posiadali ani wiedzy, ani ludzi, ani nawet nie wiedzieli ile za tę usługę mogą wziąć,
gdyż przepisy o warunkach wykonywania i kosztach zostały ustalone dopiero w kwietniu 2006 r.
Długo trwały też procedury związane z ustanowieniem Krajowego Administratora Systemu Handlu
Uprawnieniami do Emisji a także stworzenie Krajowego Rejestru Uprawnień – narzędzia, bez którego
niemożliwym jest gromadzenie i
monitorowanie wszelkich informacji o stanie systemu. Krajowy
Rejestr zawiera dane o wydanych zezwoleniach, przyznanych uprawnieniach, rejestruje transakcje
sprzedaży i kupna uprawnień, ich przenoszenie pomiędzy instalacjami czy też umorzenia z powodów
określonych w ustawie, a także pozwala na określenie dopuszczalnej i rzeczywistej emisji
zanieczyszczeń do atmosfery objętych systemem handlu emisjami. Każdy Krajowy Rejestr musiał
przejść procedurę notyfikacyjną w Komisji Europejskiej aby mógł być kompatybilny z całym systemem
wspólnotowym. Nasz KRU został dopuszczony do użytku dopiero z początkiem lipca 2006 r. Od tego
momentu mogły ruszyć praktycznie transakcje na rynku uprawnień do emisji CO2.
Na dzień dzisiejszy wszystkie elementy systemu handlu emisjami w Polsce, wynikające z rozwiązań
legislacyjnych i organizacyjnych, już zadziałały i są coraz bardziej powszechnie wykorzystywane.
Zbyt późny moment uruchomienia Krajowego Rejestru Uprawnień pozbawił wiele instalacje
możliwości uzyskania określonych korzyści materialnych z tytułu obrotu uprawnieniami.
Chociaż znaleźli się i tacy, którzy na wysokich kursach uprawnień w roku 2006, a w szczególności
z pierwszej połowy roku, uzyskali bardzo przyzwoite wyniki finansowe.
Im bliżej jednak końca pierwszego okresu rozliczeniowego tym korzyści z systemu były coraz mniej
widoczne. Wartość uprawnień na rynku spadała, aż osiągnęła pułap praktycznie symboliczny. Na
koniec pierwszego okresu rozliczeniowego wyniosła około 3 eurocentów.
7
Przebieg wartości uprawnień do emisji CO2 w pierszym
okresie rozliczeniowym wg Point Carbon
30
25
22,05
20
17,15
15,5
15
10
8,62
6,8
5
0,29
07
20
.1
0.
.1
23
0,03
2.
20
07
5.
25
.0
2.
21
.1
7.
.0
26
20
06
20
06
20
06
2.
23
.0
9.
27
.0
5.
.0
02
20
05
20
05
20
04
20
2.
.1
01
0,07
07
0
31
Wartość w Euro/tonę
27,45
Wnioski z pierwszego okres działania europejskiego systemu handlu emisjami CO2 można by
zagregować w dwóch obszarach. Pierwszy pokazuje słabość przygotowania systemu nie tylko
w warunkach polskich. Potężne przeszacowanie wielkości emisji w gospodarkach poszczególnych
krajów
członkowskich
Unii
zaowocowało
zbyt
„obfitymi”
przydziałami
uprawnień,
to
zaś
zdeprecjonowało ich wartość a w konsekwencji podważyło mechanizmy ekonomiczne systemu. Jak
już wcześniej wspomniałem, poza kilkoma pierwszymi miesiącami roku 2006 w Polsce, praktycznie
w pozostałym okresie wartości uprawnień na rynku nie miały nic wspólnego z parytetami
ekonomicznymi działań technicznych i technologicznych na polu redukcji emisji. A niezrozumiałe skoki
wartości w tym jedynym okresie działania systemu wskazywały na zachodzące na rynku działania
spekulacyjne.
Drugi obszar wniosków dotyczy jakości przygotowania merytorycznego i biznesowego prowadzących
instalacje do działania w systemie handlu. Przede wszystkim zdecydowana większość prowadzących
instalacje objęte systemem postrzegała go jedynie przez pryzmat korzyści ze sprzedaży nadwyżek
uprawnień. Poza nielicznymi przypadkami, uczestnictwo w systemie ograniczyło się do uzyskania
zezwolenia, zarejestrowania w Rejestrze i biernego wyczekiwania na kupującego – z racji, jak
wcześniej wspomniano, szczodrego przeszacowania wielkości emisji. Mało kto zwrócił uwagę na
fundamentalny fakt wpływający na sukces na polu efektywnego wykorzystania przydzielonych
uprawnień jakim jest chociażby równowaga popytu i podaży. Aktywną postawę wobec mechanizmów
systemu handlu emisjami wykazywały praktycznie jednostki, tak więc ilość pozytywnych beneficjentów
działania systemu w naszym sektorze jest niestety bardzo mała.
Chociaż, jak wskazują dane z rynków uprawnień, pomimo bardzo niskiej wartości uprawnień podaż
i „obroty” na giełdach handlujących tymi walorami były całkiem wysokie.
8
Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień na lata 2008-2012
Polski Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 na lata 2008-2012 rodzi się, tak jak jego
pierwsza odmiana, w ogromnych bólach i w gorącej atmosferze nieustannych sporów zarówno na
arenie międzynarodowej jak też na łonie krajowym. Jego podstawowa wersja została opracowana
jeszcze w czerwcu roku 2006 i złożona do akceptacji w Komisji Europejskiej. Ten projekt KPRU na
lata 2008-2012 przewidywał rozdzielenie na wszystkie elementy działania systemu w Polsce około
279 milionów uprawnień, wobec rozdzielenia w KPRU 2005-2007 około 239 milionów uprawnień. Po
bardzo długim procesie konsultacji i wymianie argumentów pomiędzy polskim rządem a Komisją
Europejską, dotyczących przede wszystkim kwestii znacznego, bo ponad 16 % wzrostu oczekiwań na
uprawnienia do emisji, projekt KPRU dla Polski został niestety odrzucony. Decyzja Komisji z dnia 26
marca 2007 negatywnie opiniowała nasz plan i jednocześnie ustaliła poziom możliwej do rozdzielenia
puli uprawnień w planie na lata 2008-2012 na 208,5 miliona uprawnień!
Wskazana przez Komisję Europejską ilość uprawnień ma być rozdzielona nie tylko na instalację objęte
systemem ale również zabezpieczyć rezerwę dla instalacji nowych, które pojawią się w systemie
w kolejnym okresie rozliczeniowym, pokryć zapotrzebowania na wspieranie przedsięwzięć w ramach
działań mechanizmów Kioto, aukcje itd.
Proste porównanie dwóch wielkości: oczekiwań zawartych w polskim projekcie (279 mln) i efektu
decyzji Komisji Europejskiej pokazuje, jak głęboko rozminęły się intencje obydwu stron tej procedury.
Tak drastyczne ograniczenie przydziału uprawnień dla Polskie musiało spotkać się potężną krytyka
wewnętrzną, która również wyartykułowana został na zewnątrz, poprzez zaskarżenie Decyzji Komisji
do Trybunału Europejskiego. Oceniając sposób ustalania przydziału dla Polski oraz wielkość tego
przydziału podkreślano z ogromnym naciskiem, że Komisja Europejska nie wzięła pod uwagę ani
naszej sytuacji gospodarczej po roku 1990 ani również, a może przede wszystkim „zapomniała” o tym,
że nasz kraj znajduje się na zupełnie innej pozycji makroekonomicznej niż kraje tzw „15”, że nasz kraj
rozwija się w dość dużym tempie, stąd też zapotrzebowanie na aktywność przemysłów emitujących
CO2 jest bardzo duże itd.
Jednak działania decyzji KE jak na razie nie da się zatrzymać, stąd też trzeba ją wykonać i wskazane
208,5 mln uprawnień rozdzielić.
Polska administracja zrobiła już kilka przymiarek do rozdzielenia „przykrótkiej kołdry” usprawnieniowej.
Wiadomym jest, że nie da się tego zrobić bez naruszenia interesów jakiejkolwiek z branż
przemysłowych, a tym bardziej instalacji. Dowodem na to jest przyjęte wreszcie przez Rząd w dniu
1 lipca b.r., po długich i bardzo napiętych konsultacjach rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie
przyjęcia Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008-2012 we
wspólnotowym systemie handlu uprawnieniami do emisji.
Oceniając na gorąco końcowy efekt trudnego procesu związanego z rozdzieleniem uprawnień do
emisji w sektorze ciepłowniczym trzeba zwrócić uwagę na kilka bardzo ważnych faktów, mających
wpływ na ukształtowanie się, niekorzystnego w ogólnej ocenie, modelu rozdziału uprawnień na
instalacje zaprezentowanego we wskazanym wyżej dokumencie..
9
W pierwotnej wersji KPRU, datowanej na koniec roku 2007, rozdział uprawnień w sektorze
ciepłowniczym, co do generaliów, zmierzał w dobrym kierunku. Przede wszystkim, że w pewnym
sensie oddawał charakter działalności związanej z dostarczaniem ciepła do systemów ciepłowniczych
poprzez przyjęcie, jako podstawy do określenia puli dla poszczególnych instalacji, zweryfikowanych
programów produkcji ciepła na lata 2008-2012. Jednocześnie, dla wygenerowania długofalowych
celów redukcyjnych w sektorze, posłużono się wskaźnikiem emisyjności produkcji ciepła, który z racji
swojego charakteru jest wykładnikiem standardów technicznych procesu produkcji. Obydwa elementy
były zgodne z propozycjami metodologicznymi złożonymi w trakcie konsultacji pierwotnej wersji KPRU
przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie. Pozytywnym było również przyjęcie założenia,
że w ramach uprawnień wydawanych z rezerwy można będzie ubiegać się o nie w sytuacji, gdy
likwidowana będzie tzw. niska emisja.
Wersja ta nie doczekała się jednak szczęśliwego finału. Presja poszczególnych branż na
skorygowanie sposobu przydziału uprawnień oraz wątpliwości polityczne decydentów doprowadziły do
zmiany filozofii tworzenia KPRU na lata 2008-12. Jego kolejna wersja, która powstała w lutym br.
odeszła w dużej mierze od przyjętych dla sektora ciepłowniczego założeń.
Nowym elementem, który wzbudził poważne zastrzeżenia merytoryczne, stało się
zastosowanie
w metodyce przydziału uprawnień dla poszczególnych instalacji „współczynnika dopasowania”, który
zastosowany co prawda do wzrostu emisji pomiędzy rokiem 2006 a okresem 2008-2012, praktycznie
korygował planowane wielkości zadeklarowanych poziomów produkcji z poszczególnych instalacji.
Przyjęcie takiej metody miało charakter odgórnego, administracyjnego sterowania rozwojem
działalności instalacji objętych systemem, co w obliczu indywidualnie podejmowanych scenariuszy
rozwojowych było poważną ingerencją w swobodę prowadzenia działalności gospodarczej. Tym
bardziej, że już dzisiaj, na bazie doświadczeń z rynku ciepła powstałych w roku 2007 widać, że
„powszechne dopasowanie” naruszało status quo niektórych instalacji, które swoje scenariusze
rozwojowe realizują w tempie wyższym niż przyjęto to administracyjnie.
Drugie poważne zastrzeżenie wzbudziło manipulowanie metodą przydziału uprawnień w instalacjach
wykorzystujących w procesie produkcji ciepła technologie kogeneracyjne. Podstawowy zarzut, jaki
należy postawić takiej postawie to brak odzwierciedlenia pozytywnego wpływu stosowania kogeneracji
w produkcji energii na emisję CO2. Instalacje tego typu generalnie otrzymały mniejsze przydziały
uprawnień do emisji, niż wynikałoby to nawet z dotychczasowego poziomu działalności. A najbardziej
niepokojącym elementem projektu było potraktowanie instalacji ciepłowniczych posiadających małe
źródła kogeneracyjne na równi z klasycznymi elektrociepłowniami. Takie postępowanie pozbawiło
sensu rozwój technologii skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w systemach
ciepłowniczych, o co usilnie Polska stara się wdrążając postanowienia Dyrektywy Unii Europejskiej
o wspieraniu rozwoju kogeneracji.
Pozytywem wcześniejszych wersji planów KPRU była możliwość korzystania z rezerwy uprawnień
przez instalacje ciepłownicze w przypadku podłączania do instalacji objętej systemem, produkcji ze
źródeł dotychczas nim nie objętych (w ciepłownictwie likwidacja niskiej emisji).
Ale omawiany wyżej projekt planu rozdziału uprawnień nie uzyskał powszechnej akceptacji.
Racje polityczne przeważyły nad wartościami merytorycznymi i dla ich zaspokojenia powstał kolejny
10
KPRU na lata 2008-12, datowany na maj br., który Rada Ministrów przyjęła po bardzo długim okresie
procesowania dopiero w dniu 1 lipca 2008 r.
W planie tym nie ma już praktycznie żadnego nawiązania do metod przydziału uprawnień dla sektorów
i poszczególnych instalacji jakie istniały w poprzednich jego wersjach. Instalacje ciepłownicze, jak
szereg innych sektorów gospodarczych objętych systemem, generalnie otrzymały przydział uprawnień
na podstawie zweryfikowanych wielkości emisji z lat 2006 lub 2007, wedle zasady która wyższa, pod
warunkiem, że nie przekroczy on wielkości propozycji przydziału uprawnień z projektu
KPRU
datowanego na luty 2008 (przydział przyznany zgodnie z branżową metodologią).
Oceniając potencjalne rezultaty rozdziału uprawnień w najnowszym KPRU na lata 2008-2012 trzeba
wskazać, że są one poważnym krokiem wstecz na drodze do racjonalnego obniżenia emisyjności
procesów zaopatrzenia w ciepło w naszym kraju. Ze względu na odejście od uzgodnionej wcześniej
z branżą metodyki rozdziału tych uprawnień na poszczególne instalacje, eliminuje efektywne bodźce
rozwojowe w sektorze. Ponadto pozbawia gwarancji pozyskania dodatkowych uprawnień z tytułu
przejmowania produkcji ciepła z instalacji nie objętych systemem handlu emisjami a także nie
uwzględnia uzależnienia wielkości produkcji ciepła od warunków atmosferycznych.
Skutki takiej polityki odbiją się poważnie na przyszłej jakości działalności przedsiębiorstw
ciepłowniczych a także na skuteczności realizacji celów makroekologicznych nakreślonych dla
naszego kraju. Podstawowe konsekwencje to:
pozbawienie podmiotów bodźców dla poprawy standardów jakości wytwarzania ciepła
zgodnych z polityką ekologiczną Unii Europejskiej (czyli zachęty dla trwałego obniżania
emisyjności produkcji), poprzez przyjęcie zasady status quo emisyjnego,
ograniczenie zachęt
dla rozwoju kogeneracji rozproszonej
(wymaganej przez Unię
Europejską, a pożądanej z polskiego punktu widzenia),
poważne obniżenie możliwości rozwoju efektywnych systemów ciepłowniczych poprzez
przyłączanie instalacji nie objętych systemem handlu emisjami (ograniczenie dostępu do
uprawnień w przypadku likwidacji istniejącej w kraju niskiej emisji)
wzrost kosztów działalności z tytułu konieczności dokupowania uprawnień (a w konsekwencji
cen) dostarczania ciepła w instalacjach w których następuje zwiększenie produkcji ciepła
z racji faktycznego rozwoju rynku odbiorców
w sytuacji zmiany warunków atmosferycznych stanowi zagrożenie bezpieczeństwa dostawy
ciepła dla odbiorców (wstrzymanie dostawy ciepła i/lub wzrost kosztów świadczenia tej usługi)
W takiej sytuacji utrzymanie odpowiedniej jakości działalności w obszarze produkcji ciepła dla
systemów ciepłowniczych, będzie wymagało szeregu inicjatyw zmierzających do poprawiania jakości
produkcji ciepła.
Realizacja tak określonych celów wymaga zwiększeniu aktywności w obszarze
zarządzania zarówno emisjami powstałymi w poszczególnych instalacjach, jak też uprawnieniami pod
kątem zwiększenia efektywności wykorzystania tych instrumentów gospodarczych. W sytuacji, gdy
mechanizmy te będą nie wystarczające w obliczu sytuacji na rynku ciepła, możliwy jest czarny
scenariusz dla sektora ciepłowniczego, w którym to produkcja ciepła, dla zniwelowania presji
11
kosztowej deficytu uprawnień, może przemieścić się w obszar nie objęty wspólnotowym systemem
handlu emisjami (jak to jest w wielu krajach Europy zachodniej), co dla realizacji szczytnego celu
redukcji emisji do atmosfery byłoby totalnie niekorzystne.
Czy sam przydział wystarczy?
Wyposażenie instalacji zakwalifikowanych do systemu handlu emisjami w uprawnienia do emisji
„załatwia” podstawową sprawę dla prowadzącego tego typu instalację – pozwala z większym lub
komfortem, na prowadzenie działalności. Niektórzy wskazują, iż zezwolenie na emisję jest swego
rodzaju „prawem jazdy”, bez którego działalność gospodarcza wiążąca się z koniecznością
emitowania zanieczyszczeń do atmosfery objętych systemem handlu, nie może być prowadzona.
Jednak posiadanie samych uprawnień sprawy nie załatwia. Przede wszystkim powinno być ich tyle,
ile potrzeba z punktu widzenia wielkości prowadzonej działalności, tj. wielkości produkcji lub usług
wiążących się z emisją tych zanieczyszczeń. Jako że polski, jak i europejski system handlu emisjami
obejmuje w chwili obecnej jedynie CO2, pod kątem tego zanieczyszczenia należy np. rozważać
problemy związane z kształtowaniem produkcji i wynikające z tego faktu elementy zarządzania
posiadanymi uprawnieniami. Każdy prowadzący instalację chciałby mieć tych uprawnień jak najwięcej,
aby w ten sposób utrzymać zakładany program działalności a na dodatek zarobić na sprzedaży
nadwyżki. Co więc należy zrobić, jeżeli pomimo wszelkich wysiłków uprawnień tych jest za mało, albo
jak le[piej wykorzystać te, które się posiada?
Jeżeli wielkość posiadanych uprawnień jest odpowiednia do charakteru naszej działalności, to
osiągnęliśmy już spory sukces. Po pierwsze – posiadana ilość uprawnień pozwala na praktycznie
bezstresowe prowadzenie działalności w danym okresie obrachunkowym, co zaowocuje utrzymaniem
prowadzonej produkcji, a przy korzystnym zbiegu okoliczności pozwoli co nieco spieniężyć.
W przypadku przedsiębiorstwa ciepłowniczego to gwarancja bezproblemowych dostaw ciepła dla
odbiorców, bez konieczności ponoszenia dodatkowych kosztów związanych z zakupem brakujących
uprawnień lub wynikających z podejmowaniem inwestycji zmierzających do redukcji emitowanej
wielkości emisji CO2. Po drugie, dodatkowo może się okazać, że przyznana wielkość zanieczyszczeń
jest większa od faktycznej emisji i powstaje w ten sposób nadwyżka, którą można np. korzystnie
sprzedać, uzyskują w ten sposób dodatkowe przychody dla przedsiębiorstwa. Po trzecie, o czym nie
wszyscy chcą pamiętać, nadwyżka posiadanych uprawnień jest doskonałym narzędziem do rozwoju
działalności przedsiębiorstwa i podniesienie wielkości produkcji na potrzeby nowych, pozyskanych
odbiorców ciepła, dzięki którym zwiększy się wolumen sprzedaży ciepła, a przez to pozycja podmiotu
na rynku.
Gorzej, jeśli odpowiedź na postawione wcześniej pytanie jest negatywna. Dla dotrzymania
dotychczasowych warunków prowadzenia działalności koniecznym będzie wtedy, albo redukcja
wielkości prowadzonej działalności, albo wygenerowanie brakującej ilości uprawnień poprzez działania
w obszarze redukcji emisji albo poprzez dokupienie brakującej ilości uprawnień na rynku. W jednym
i drugim przypadku wiązać się to będzie z poniesieniem dodatkowych kosztów. Jednak jeżeli
w przypadku bilansowania deficytu uprawnień jedynie poprzez zakup efektem byłoby pogorszenie
12
pozycji na rynku, poprzez przynajmniej konieczność podniesienia cen na produkt i uzyskanie opinii
nieefektywnych ekologicznie, tak w podejmując inicjatywę związaną z redukcją emisji w procesie
produkcji ciepła możemy uzyskać trwała i na tyle znaczną redukcję emisji, dzięki której nie dość, że
będziemy w stanie utrzymać wielkość rynku ciepła, to dodatkowo stworzyć warunki do jego rozwoju.
Wykorzystywanie uprawnień na własne potrzeby
Jeśli chodzi o pierwszy sposób wykorzystania uprawnień, to jest on oczywisty. Prowadzący
instalacje posiada odpowiednią ich ilość, którą rozlicza w raporcie rocznym. Dodatkowym aspektem
takiego sposobu wykorzystania uprawnień jest możliwość przenoszenia uprawnień pomiędzy
instalacjami będącymi własnością tego samego prowadzącego (właściciela). Oczywiście instalacje te
muszą być objęte systemem.
Na tym polu pojawiają się pierwsze elementy zarządzania
uprawnieniami, wiążące się np. z wybieraniem takiej struktury produkcji w poszczególnych
instalacjach (np. produkujących ciepło dla potrzeb systemu ciepłowniczego) aby można było uzyskać
jak najniższe koszty. Racjonalizacja tychże kosztów może wiązać się z uzyskaniem lepszego
wykorzystania majątku trwałego służącego do produkcji i zwiększeniem efektywności produkcji
(koncentracja produkcji ciepła w źródle o najwyższej sprawności) czy też dystrybucji (obniżenie strat w
systemie ciepłowniczym dzięki dociążeniu jednego źródła ciepła), a w konsekwencji także
dywersyfikacja paliw i wykorzystanie tych o niższych wartościach wskaźników emisji (a nawet biomasy
lub energii odnawialnej geotermalnej bądź słonecznej).
Wykorzystywanie uprawnień na własne potrzeby możliwe jest również dzięki ustawowemu
mechanizmowi tworzenia grup instalacji należących do różnych prowadzących. W takim przypadku
zainteresowani dobrowolnie łączą się w grupę i powołują w swoim imieniu zarządcę, który będzie
koncentrował zgromadzone uprawnienia i w imieniu całej grupy nimi zarządzał oraz rozliczał się
wobec odpowiednich organów. Oczywiście utworzenie takiej grupy wiąże się z przeprowadzeniem
odpowiedniej procedury : prowadzący instalacje muszą z takim wnioskiem wystąpić do właściwego
organu, stosownie do zakresu działań objętego systemem. Organu takim jest wojewoda właściwy dla
miejsca działania zarządcy, w przypadku systemu krajowego lub minister właściwy do spraw
środowiska w przypadku systemu wspólnotowego, gdzie dodatkowo konieczne jest uzyskanie zgody
Komisji Europejskiej. Po przeprowadzeniu procedury i uzyskaniu stosownych zezwoleń zarządzanie
uprawnieniami w takiej grupie pozostaje w gestii zarządcy. Zaletą stosowania tej metody jest np.
możliwość uzupełniania niedoborów uprawnień
w jednej instalacji nadwyżkami drugiej bez
konieczności ponoszenia istotnych kosztów pozyskiwania dodatkowych uprawnień na rynku. Wynika
to z zasady solidarności grupowej będącej podstawą do utworzenia takiego porozumienia. Jedną
z wad, oprócz ponoszenia kosztów zarządzania, a wynikających z tegoż samego solidaryzmu, jest
odkładanie na koniec korzyści z uzyskiwania przychodów ze sprzedaży powstałej w grupie nadwyżki
i problem redystrybucji tychże korzyści pomiędzy członków grupy.
Zgodnie z przyjętymi rozwiązaniami ustawowymi posiadane przez instalacje uprawnienia
mogą być wykorzystywane nie tylko w okresie na który zostały przyznane, ale również w okresach
przyszłych. Najogólniej mówiąc, uprawnienia mogą być przenoszone w czasie. System prawny
13
przewiduje dwa takie przypadki. Pierwszy dotyczy przenoszenia niewykorzystanych uprawnień
pomiędzy latami jednego okresu rozliczeniowego, czyli dzisiaj pomiędzy latami w przedziale 2008 a
2012. Oznacza to, że ewentualną nadwyżkę uprawnień np. za rok 2008 można wykorzystać do
zbilansowania emisji w latach następnych i odwrotnie. Oczywistym jest, że wykorzystane „pożyczone”
uprawnienia z danego okresu już się nie odtworzą, i powstały w ten sposób deficyt trzeba pokryć,
bądź zakupem bądź wygenerowanymi nadwyżkami powstałymi np. w wyniku działań redukcyjnych.
Czynności te muszą się odbywać zgodnie z odpowiednimi procedurami określonymi w przepisach.
Teoretycznie zrealizowanie takiej operacji możliwe jest
po zweryfikowaniu rocznego raportu
i uzyskaniu odpowiedniej zgody od organu wydającego zezwolenia, praktycznie zaś, od momentu
zadziałania Krajowego Rejestru Uprawnień, procedura taka odbywa się niejako automatycznie
z wykorzystaniem mechanizmów, które tenże rejestr umożliwia.
Drugi wariant dotyczy przenoszenia uprawnień pomiędzy okresami rozrachunkowymi. Możliwość
przenoszenia
dotyczy
tylko
i
wyłącznie
uprawnień
niewykorzystanych
w
danym
okresie
rozliczeniowym, czyli w jedną stronę. Operacja taka musi odbyć się za zgodą organu wydającego
zezwolenie i obwarowana jest uzyskaniem pozytywnej opinii Krajowego Administratora Systemu
Handlu Uprawnieniami do Emisji, a warunki takich przenosin określi odpowiednie rozporządzenie
ministra właściwego do spraw środowiska (do dzisiaj takich uregulowań jeszcze nie ma). Brak
pozytywnej decyzji w takiej sprawie będzie równoznaczny z umorzeniem (likwidacją) niewykorzystanej
ilości uprawnień i brakiem jakiejkolwiek możliwości ich wykorzystania.. W chwili obecnej taki
mechanizm nie został zastosowany i poszczególne okresy obrachunkowe traktowane są niezależnie.
W procesie zarządzania uprawnieniami do emisji należy pamiętać o kilku mniej rzucających się
w oczy, ale równie ważnych elementach wynikających z mechanizmów systemu handlu
uprawnieniami do emisji i opisanych w polskich przepisach regulujących te kwestie.
Prowadzący instalacje objętą systemem, może podjąć świadomie decyzję o czasowym
wykluczeniu swojej instalacji z systemu, w konsekwencji nie będzie mógł korzystać z dobrodziejstw
jego mechanizmów. Warunkiem niezbędnym jest zobowiązanie do nie przekroczenia w okresie
wykluczenia emisji z instalacji powyżej próg określony dla niego w systemie. Wykluczenie odbywa się
na wniosek zainteresowanego i wymaga zgody odpowiedniego organu, właściwego dla wydawania
zezwoleń. Uzyskanie statusu wykluczonego nie zwalnia prowadzącego instalacje z obowiązku
monitorowania i raportowania emisji.
Może się zdarzyć, że instalacja objęta systemem handlu uprawnieniami do emisji musi zostać
zlikwidowana fizycznie, czyli przestanie istnieć. Co dzieje się w tym wypadku z uprawnieniami do
emisji, które posiada na wyposażeniu ?
Otóż w przypadku całkowitej likwidacji działalności, wyniku której zostanie zlikwidowana produkcja
i rynek zbytu dla tej produkcji (w ciepłownictwie taka sytuacja byłaby możliwa, gdyby wszyscy odbiorcy
odłączyli się od sieci ciepłowniczej zasilanej ze źródła objętego systemem) niewykorzystane
uprawnienia takiej instalacji ulegają umorzeniu (likwidacji) z dniem zaprzestania produkcji.
Natomiast gdy likwidowana jest jedynie instalacja a produkcja przenoszona jest do innej instalacji
objętej systemem, uprawnienia „idą” wraz z produkcją w ilości odpowiadającej tej wzrastającej
14
produkcji. W ciepłownictwie taki przypadek może nastąpić w wyniku przeniesienia produkcji ciepła
z likwidowanej ciepłowni zasilającej część systemu do źródła centralnego, czy też przyłączenie
takiego systemu do większego itp. Nie ma takich sytuacjach znaczenia, czy proces ten odbywa się
wewnątrz jednego podmiotu prowadzącego te instalacje, czy też dokonywane są działania pomiędzy
prowadzącymi różne instalacje (fuzje, przejęcia i inne tego typu operacje). Tu trzeba pamiętać, że
nabywca instalacji z mocy prawa wchodzi w obowiązki i uprawnienia wynikające z systemu handlu
emisjami stosownie do zakresu prowadzonej działalności.
W obydwu przypadkach trzeba pamiętać o obowiązku rozliczenia likwidowanej instalacji zgodnie
z obowiązującymi procedurami.
W zarządzaniu instalacjami objętymi systemie handlu możliwy jest również ich podział na
mniejsze. Dzieląc je trzeba pamiętać o konieczności ustalenia wielkości uprawnień przypadających na
poszczególne części a następnie o uzyskaniu odpowiedniego zezwolenia na uczestnictwo w systemie.
Tu również obowiązuje rozliczenie z działań przed momentem podziału, które spoczywa na tym, który
instalację podzielił. W przypadku gdyby w wyniku takiej operacji pozostała jakaś ilość uprawnień, która
nie kwalifikuje się do uczestnictwa w systemie, to ulegają one umorzeniu i nie będą mogły być
wykorzystane.
Prowadzący instalacje objęte wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji może
wreszcie, w celu wywiązania się z nałożonych limitów uprawnień, rozliczyć się innymi niż otrzymane
uprawnienia w ramach ETS, instrumentami ekologicznymi. Chodzi
tu o opisane na wstępie
instrumenty uzyskane w „nagrodę” za działanie inwestycyjne w obszarze emisji gazów cieplarnianych
realizowane poza obszarem posiadanych instalacji, czyli :
- jednostki redukcji emisji CER, uzyskane w ramach mechanizmu CDM,
- jednostki poświadczonej emisji ERU, uzyskane w ramach mechanizmu JI.
W takiej sytuacji uzyskanie określonej redukcji emisji w ramach przedstawionych mechanizmów
pozwala na włączenie ich w pulę niezbędną do rozliczeń w ramach rozliczeń emisji z posiadanych
przez takiego prowadzącego instalacji. Ale o tym aspekcie handlu emisjami w dalszej części artykułu.
Handel uprawnieniami do emisji jako narzędzie realizacji celów nie tylko
biznesowych
Z racji innych niż administracyjne i organizacyjne aspekty polityki zarządzania uprawnieniami
do emisji największe emocje budzi handel nimi. Mechanizm ustanowiony jako jeden w kilku uznanych
za niezbędny dla uzyskania trwałego efektu redukcji emisji szkodliwych związków do atmosfery.
Biorąc jednak pod uwagę zakres efektów i obszar oddziaływania handlu jest to mechanizm
najważniejszy, na dodatek bez którego pozostałe nie mogłyby się rozwijać.
Obowiązujące przepisy europejskie, jak tez nasze, rozróżniają handel w wymiarze wspólnotowym oraz
krajowym. W przypadku krajowego sytemu handlu transakcje mogą odbywać się jedynie pomiędzy
prowadzącymi instalacje, którym przydzielono uprawnienia. Natomiast system wspólnotowy rozszerza
wachlarz uczestników obrotu uprawnieniami praktycznie na wszystkich w ramach wspólnoty, a także
państwa-strony Protokołu z Kioto. Stąd też możliwość operowania uprawnieniami na rynku
europejskim mają prawo osoby fizyczne i prawne, niekoniecznie związane z działalnością generującą
15
emisje, a więc handlem emisjami mogą zajmować się osoby prywatne, banki, instytucje finansowe,
a także specjalne podmioty (brokerzy) sami prowadzący instalacje, zawodowi zarządcy itp.
Polski system handlu emisjami CO2 ma charakter systemu wspólnotowego, więc umożliwia
realizowanie wszelkich procedur wynikających z zarządzania uprawnieniami w najszerszej ze
wskazanych formuł.
Mechanizmy handlu nie są realizowane jedynie poprzez zakup w sytuacji konieczności zbilansowania
deficytu uprawnień i sprzedaży, w przypadku uzyskania niższej emisji od wielkości przydziału
uprawnień. To najbardziej klasyczne przypadki wykorzystywania systemu handlu emisjami do
zaimplementowania w działalność przedsiębiorstw energetycznych. Efekt handlu sprowadza się do
znalezienia jak najlepszej oferty w momencie chęci zakupu (najtańszej) i sprzedaży (najdrożej).
Generalnie handel uprawnieniami do emisji odbywa się na trzy sposoby:
- na giełdzie,
- poprzez pośrednika – brokera,
- lub też samodzielnie.
Każde z tych rozwiązań na wady i zalety.
Transakcje giełdowe wiążą się z koniecznością poniesienia przez prowadzącego instalację
dodatkowych kosztów, takich jak opłaty roczne i prowizje, ale z drugiej strony giełda przejmuje ryzyko
finansowe związane z wypłacalnością partnera. Operowanie na giełdzie wiąże się również
z koniecznością posiadania minimalnego chociaż „obycia” giełdowego i znajomością mechanizmów
tam działających. Obecnie handel emisjami odbywa się na sześciu giełdach światowych, w tym
również na naszej Towarowej Giełdzie Energii.
Bardzo powszechnie stosowany jest model z wykorzystaniem pośrednika. Broker jest
zobowiązany do znalezienia najlepszej transakcji na rynku i wsparcia firmy w konstrukcji umowy, ale
skorzystanie z jego usług wiąże się z koniecznością zapłacenia prowizji. Rozwiązanie to, chociaż
kosztowne, wykorzystywane jest przez prowadzących instalacje, którzy nie posiadają odpowiedniej
wiedzy lub personelu, dzięki któremu możliwe byłoby bezpośrednie uczestnictwo w transakcjach na
rynku.
Samodzielne uczestnictwo w handlu pozwala na dokonywanie transakcji kupna lub sprzedaży
bezpośrednio z innym przedsiębiorstwem, co powoduje, iż koszty związane z realizacją tej formy
handlu są najniższe, ale niższe jest też prawdopodobieństwo uzyskania optymalnej ceny. Ponadto
istnieje również poważne ryzyko finansowe związane z partnerem handlowym, które trzeba wliczyć
w całość koszty realizowania tego typu transakcji.
Doświadczenie wielu prowadzących instalacje wskazuje, że w przypadku dużej firmy, która zarządza
dużą ilością uprawnień, lepiej jest wykształcić własne wewnętrzne komórki organizacyjne zajmujące
się tym obszarem i aktywnie handlować poprzez giełdę lub brokera, a przede wszystkim sformułować
odpowiednią strategię handlową i inwestycyjno-modernizacyjną. Mniejsze firmy, chcąc uniknąć
ponoszenia kosztów, mogą się zdecydować na sporadyczny handel raz czy dwa razy w roku, w celu
biernego dostosowania ilości posiadanych uprawnień do prognozowanych ilości emisji.
16
Pewnym jest już dzisiaj, że aby efektywnie wykorzystać przyznane uprawnienia dla rozliczenia własnej
produkcji wiążącej się emisją konieczne jest spełnienie szeregu istotnych warunków technicznych
i organizacyjnych. Należą do nich między innymi:
zagwarantowanie bieżącego, wysokiej jakości monitorowania emisji w całym okresie
rozrachunkowym,
staranne gromadzenie wszelkiej dokumentacji związanej z monitorowaniem emisji, takich jak
dokumenty zakupu paliw, ekspertyzy, dokumenty rozliczeń wewnętrznych paliw, wyniki badań
laboratoryjnych itp.,
dobre i racjonalne planowanie nowoczesnego rozwoju przedsiębiorstwa,
zagwarantowanie dokładnego bilansowania przyznanych uprawnień z efektami podjętych
i dobrze udokumentowanych działań redukcyjnych,
dla uczestnictwa w obrocie wtórnym uprawnieniami na rynku unijnym czy też krajowym warto
jest
wybrać
dobrego
doradcę
doświadczonego
w
transakcjach
rynkowych,
który
odpowiedzialny będzie za realizację transakcji (np. transakcje terminowe zmniejszające
ryzyko braku uprawnień),
w przypadku dokonywania transakcji bieżących dobrze jest nie dokonywać całości transakcji
w pierwszym kwartale następnego roku, a w szczególności w następnym kwartale
zamykającym kilkuletni okres zobowiązań,
rozważenie ustanowienia grupy instalacji dla uzyskania większej stabilizacji, szczególnie dla
małych instalacji,
w przypadku likwidacji starej instalacji decyzja w tej sprawie nie powinna zapaść pod koniec
roku sprawozdawczego,
tym samym okresu obrachunkowego, gdyż w konsekwencji nie
można będzie uzyskać ewentualnych korzyści ekonomicznych wynikających z posiadanych
przez tę instalację uprawnień.
Mechanizmy handlu emisjami w drugim okresie rozliczeniowym
O tym, że mechanizm handlu uprawnieniami nabierze zupełnie innego wymiaru w drugim okresie
rozliczeniowym widziano już dawno Przede wszystkim zwrócono uwagę, że nie wystarczy dokonywać
prostych transakcji pomiędzy przedsiębiorstwami na rynku pierwotnym. Podstawowa formą obrotu
będzie obrót poprzez giełdy, szczególnie te o profilu energetycznym, których kilka jest w Europie.
Największe obroty uprawnieniami notuje się na European Climate Exchange. Ponadto już od
pewnego czasu znane są prognozy analityków rynku węglowego, które zakładały, jak okazało się
całkowicie słusznie, że przyjęcie przez KE zasady, iż przydział uprawnień na lata 2008-2012 odbędzie
się na podstawie wykonania roku 2005 oraz surowej interpretacji kluczowych kryteriów ustanowionych
w dyrektywie EU ETS spowoduje, że w drugim okresie rozliczeniowym pojawi się mniej uprawnień niż
w fazie pierwszej 2005-2007.
Widać to wyraźnie w zamieszczonym poniżej zestawieniu.
W większości przypadków roczny przydział uprawnień na lata 2008-2012 jest większy od
zweryfikowanej emisji instalacji objętych systemem za rok 2005. Wyjątek stanowią Austria, Niemcy,
Grecja,
Irlandia, Włochy, Słowenia i Hiszpania. Jednak po uwzględnieniu potencjalnego wzrostu
17
aktywności gospodarczych we wszystkich krajach, uwzględniającym między innymi rezerwy
uprawnień na nowe instalacje wchodzące do systemu w okresie rozliczeniowym oraz wzrost produkcji
instalacji istniejących, tylko dwa kraje członkowskie mogą liczyć się z potencjalna nadwyżką
posiadanych uprawnień nad potrzebami instalacji. Są to Łotwa i Litwa, a ilość „wolnych” uprawnień
szacowana jest na około 1,5 miliona.
Kraj członkowski
Emisja
Roczny
Potencjalna emisja
Potencjalny
UE
zweryfikowana
przydział 2008-
istniejących
deficyt instalacji
2005
2012
instalacji
Austria
33,4
30,7
34,7
- 5,8
Belgia
55,6
58,5
57,7
- 6,9
Czechy
82,5
86,8
85,6
- 3,2
Estonia
12,6
12,7
13,1
- 1,3
Francja
131,3
132,8
136,3
- 15,0
Węgry
26,0
26,9
27,0
- 2,8
Niemcy
474,0
453,1
492,0
- 72,0
Grecja
71,3
69,1
74,0
- 8,4
Irlandia
22,4
21,2
23,3
- 3,2
Włochy
225,5
195,8
134,1
- 48,1
Łotwa
2,9
3,3
3,0
0,1
Litwa
6,6
8,8
6,9
1,5
Luksemburg
2,6
2,7
2,7
- 0,1
Malta
2,0
2,1
2,1
- 0,1
Holandia
80,4
85,8
83,4
- 5,7
Polska
203,1
208,5
210,8
- 18,7
Słowacja
25,2
30,9
26,2
1,6
Słowenia
8,7
8,3
9,0
- 1,1
Hiszpania
182,9
152,3
189,9
- 51,5
Szwecja
19,3
22,8
20,0
- 0,3
Wielka Brytania
242,4
246,2
251,5
- 26,8
Suma
1910,7
1859,3
1983,4
- 267,9
•
powyższe zestawienie opracowano na podstawie informacji Vertis Environmental Finance Zrt
•
wielkości podane w tabeli dotyczą „milionów ton CO2”
Dążenie do ograniczenia ilości uprawnień w systemie oznacza cięcia w Narodowych Planach Alokacji,
a to w konsekwencji ustalanie limitów przydziału uprawnień poniżej oczekiwań wynikających
faktycznych emisji związanych z produkcją poszczególnych instalacji.
18
W tym momencie, aby zbilansować produkcję z emisją konieczne jest niestety znalezienie wolnych
uprawnień, które pochodzić będą z własnej lub obcej działalności redukcyjnej. Jedne i drugie będą
wiązać się z jakimś kosztem, powstaje pytanie tylko z jakim?
Analizy ekonomiczne z tamtego okresu opisały następujący scenariusz kosztów pozyskania
uprawnień w okresie II-giej fazy ETS.
Podstawą do określenia poziomu tychże kosztów było wprzęgnięcie w system wszystkich
mechanizmów Kioto, a więc również efektów działań JI i CDM. Przy tak ukształtowanym wachlarzu
narzędzi porównano potencjalny koszt redukcji przemysłowej w UE w II fazie ETS oraz potencjalny
koszt uzyskania tych redukcji formie jednostek wygenerowanych przez mechanizmy wspomagające,
tj. CER i ERU.
Przy założeniu, że taniej można będzie nabyć jednostki CER/ERU niż ograniczać emisję we własnym
zakresie w swoich instalacjach, a na dodatek ilość wygenerowanych przez inwestorów CER lub ERU
będzie na tyle duża, że firmy europejskie będą mogły nabywać ich tyle ile będą potrzebowały, to
wówczas koszt uprawnień do emisji CO2 w systemie europejskim będzie ustalany w komunikacji
z wartością tychże jednostek, wartość których analitycy określili na poziomie ok 15 €/tonę. Jednak
jeśli ilość jednostek CER/ERU nie będzie wystarczająca do zaspokojenia potrzeb europejskiego
przemysłu, wówczas o cenie uprawnień do emisji CO2 zadecyduje koszt uzyskania redukcji
realizowanej przez instalacje. A tutaj wartości redukcji zaczynają się od 25 €/tonę.
Przedstawiony poniżej wykres obrazuje wartość uprawnień EUA i CER/ERU na przestrzeni okresu
notowania ich na rynkach europejskich. (wg Carbon Market Daily z dnia 21 lipca 2008 r.
www.pointcarbon.com )
Dzisiejsza sytuacja rynkach świadczyłaby o tym, że ilość kredytów węglowych (tak nazywa się
powszechnie uprawnienia do realizowania inwestycji realizowanych w ramach mechanizmów JI
i CDM) udzielonych krajom europejskim jest jak na razie wystarczająca. Oczywiście trzeba pamiętać,
że w systemie handlu emisjami nie można przenosić wszystkich oszczędności emisyjnych
19
realizowanych w ramach mechanizmów wspierających. Jak pokazują szacunki, w drugim okresie
możliwe będą do wygenerowania redukcje w ramach mechanizmów Kioto na poziomie około 1–1,5
miliarda ton emisji CO2, co przełożyłoby się na około 200 do 300 mln kredytów rocznie rozliczanych
przez prowadzących instalacje (średni udział kredytów węglowych możliwych do rozliczeniach
w krajach UE wyniesie 12 %). W tym obszarze aktywne będą zarówno rządy europejskie jak i rządy
innych
uprzemysłowionych
krajów
świata,
które
ratyfikowały
Kioto.
Natomiast
szacunki
zapotrzebowania na uprawnienia i kredyty węglowe wynikające z prognoz rozwoju gospodarek krajów
europejskich, ale również innych partnerów Kioto, takich jak np. Japonia, wskazują, że będzie ono
większe od możliwości wygenerowanych kredytów. W takiej sytuacji wydaje się zasadne przyjąć, iż
rywalizacja na rynku o dostęp do jednostek CER i ERU może być bardzo ostra.
W takim przypadku, w związku z dokonanymi przez Komisję Europejską cięciami w Narodowych
Planach Alokacji należy spodziewać się, że w związku z potencjalnym deficytem na rynku CER/ERU
nie da się zrealizować celu bez zaangażowania się w redukcje realizowane na własnym podwórku,
a to oznacza iż cena uprawnień do emisji CO2 będzie oscylowała wokół kosztu redukcji własnej, jak na
dzisiaj owe 25 €/tonę.
Taki poziom cen na EUA pokazuje obecna sytuacja rynkowa w transakcjach spotowych (patrz rysunek
powyżej).
Dla pełnego zobrazowania sytuacji na rynku uprawnień do emisji w całym okresie rozliczeniowym
2008-2012 trzeba dodać, że notowania EUA na poszczególne lata okresu różnią się od siebie,
chociaż niezbyt znacznie. Wartość EUA w roku 2012 jest wyższa od 2008 o około 3 € i postępuje w tej
odległości wartościowej stosownie do jej zmian wartości.
Dla przykładu
informacja o notowaniach na rynku EUA w dniu 21 lipca
2008 r. (podano za
www.pointcarbon.com).
EU ETS OTC closing prices (€/t)
Delivery
Bid
Offer
Close
EUA 2008
24.45
24.55
24.50
EUA 2009
25.58
25.68
25.63
EUA 2010
26.50
26.60
26.55
EUA 2011
27.47
27.57
27.52
EUA 2012
28.75
28.85
28.80
Warto zwrócić uwagę na relacje pomiędzy ceną EUA a CER. Jak widać na wykresie różnica
w notowaniach pomiędzy tymi dwoma aktywami oscyluje wokół 4 €. Według tego samego źródła
informacji, dzisiejsza różnica notowań pomiędzy CER a EUA dostarczanymi w grudniu 2008 roku
wynosi około 3,40 € (przy kursie CER około 21 €) natomiast w kontraktach terminowych na grudzień
2012 roku wynosi około 4,50 € (a w lutym przekraczało już nawet 7 € przy kursie ustalonym na
15,70€).
20
Te właśnie relacje wartości uprawnień stanowią sedno wykorzystania mechanizmów tzw. Dyrektywy
łączącej. Dyrektywa ta pozwala przedsiębiorstwom „emitującym” na wykorzystanie kredytów
pochodzących z projektów powstałych w ramach mechanizmów Kioto do wywiązywania się z limitów
nałożonych na nie w ramach systemu handlu emisjami. Przypomnijmy, że chodzi tu o mechanizm
wspólnych wdrożeń (JI) oraz mechanizm czystego rozwoju (CDM). Zgodnie z decyzją Komisji
Europejskiej, przeniesioną na grunt polskiego prawa do rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie
Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji CO2, polskie instalacje objęte systemem handlu będą
mogły w okresie 2008-2012 wykorzystać do rozliczenia swojej emisji maksymalnie 10% rocznego
przydziału uprawnień EUA.
Jako że instalacje mogą wymienić EUA na CER, nie powodując w wyniku tego zmian w wielkości
posiadanych uprawnień, to jak widać - ta prosta operacja może przynieść określone, wymierne
korzyści powstałe wskutek różnicy cen tych aktywów. Już dzisiaj jest możliwe dokonywanie transakcji
terminowych zarówno na bazie EUA jak też CER. Na dodatek można w tym celu wykorzystać
dowolnie limit CER nawet z całych pięciu lat. Tak więc mechanizm Dyrektywy łączącej pozwala na
pozyskanie dodatkowych środków wspierających działalność przedsiębiorstwa prowadzącego
instalacji, a w wypadku posiadania deficytu uprawnień w stosunku do zakresu działalności, pozwala
znacząco obniżyć koszty uzupełnienia puli uprawnień aktywami z rynku.
Finansowe instrumenty środowiskowe, do których należą EUA czy też CER, pozwalają na szerokie
wykorzystanie ich potencjału w działalności przedsiębiorstw. Dla tych podmiotów, które nie są w stanie
albo nie potrafią samodzielnie wykorzystać ich potencjału, wyspecjalizowane instytucje zarządzające
aktywami środowiskowymi oferują ciekawe usługi w zakresie zarządzania uprawnieniami do emisji.
Oferowane są co najmniej dwa sposoby uzyskania korzyści z posiadanych uprawnień w drodze
zarządzania przez instytucję zewnętrzną. Jedna z nich to omawiana wcześniej zamiana pewnej ilości
ERU na CER połączona z jednoczesną wypłata ustalonego przez strony wynagrodzenia. Druga forma
proponowanych transakcji to oddanie w zarządzanie wszystkich posiadanych uprawnień, również
w zamian za określone wynagrodzenie. Obydwie formy transakcji charakteryzują się dużym stopniem
bezpieczeństwa, przede wszystkim dla instalacji, gdyż zawsze przekazane do zarządzania wolumeny
uprawnień wracają do prowadzących instalacje w
odpowiednim terminie. Oczywistym jest, że
bezpieczeństwo kosztuje, tak więc korzyści materialne wynikające z takich operacji są również na
„bezpiecznym” poziomie.
Przykład aktywnego zarządzania uprawnieniami z wykorzystaniem obydwu oferowanych transakcji:
Założenia:
- przedsiębiorstwo posiada roczny przydział 10 000 uprawnień,
- cena EUA – 20 €,
- cena CER – 15 €,
W ramach rozliczenia emisji w CER-ach przedsiębiorstwo zamieniło 1000 EUA na CER i uzyskało 5 €
wynagrodzenia, co daje 1000*5 = 5 000 €,
Oddając w zarządzanie całe 10 000 uprawnień zaproponowano wynagrodzenie w wysokości 0,5 € za
tonę, co dało kolejne 5 000 € przychodu.
21
Razem więc prowadzący instalacje uzyskał 10 000 € dodatkowego przychodu, bez naruszania stanu
posiadania.
Przeznaczenie wyżej określonych korzyści zależeć będzie między innymi od tego, czy operacje takie
robi się w sytuacji deficytu uprawnień, czy tez portfela zbilansowanego. Wygenerowanie takiego
przychodu na przykład w sytuacji deficytu pozwala na pozyskanie środków na zakup brakujących EUA
dla rozliczenia emisji.
Jak zneutralizować ryzyko wynikające z problemu CO2
Strategia zarządzania ryzykiem wynikającym z CO2 zależeć będzie od wagi, jaka stanowi ten problem
w działalności przedsiębiorstwa. Możemy wyróżnić w tym obszarze następujące strategie
zarządzania (wg Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla – Piotr Czarnecki –
Rynek Energii 5/2007) :
- bierna, w której ryzyko nie jest aktywnie kontrolowane – postawa wystarczająca dla podmiotów,
w których koszt uprawnień do emisji ma niewielki wpływ na koszty produkcji,
- na bieżąco, w której dąży się eliminacji bieżącego ryzyka, poprzez ścisłą współpracę komórek
zajmujących się bilansowaniem uprawnień z komórkami odpowiedzialnymi za emisję – sposób
działania odpowiedni dla przedsiębiorstw, dla których koszt uprawnień do emisji ma istotny wpływ na
koszty produkcji a przedsiębiorstwo nie ma zamiaru ponosić dodatkowego ryzyka wynikającego ze
spekulacjami na rynku uprawnień.
- świadome zarządzanie ryzykiem, w której podstawowym efektem jest uzyskanie maksymalnej
korzyści z obrotu uprawnieniami, a dopiero potem zaspokajanie własnych potrzeb emisyjnych. Jak
poprzednio, wymaga doskonalej komunikacji pomiędzy komórkami odpowiedzialnymi za bilansowanie
oraz produkcję. Dodatkowo strategia ta wymaga bardzo dużej wiedzy na temat mechanizmów
działających na rynkach finansowych oraz bieżącego dostępu do informacji pochodzących ze
światowych systemów informacyjnych, pozwalających na szybki dostęp do niezbędnych wiadomości
na temat sytuacji na rynkach.
Podsumowanie
W dzisiejszych uwarunkowaniach gospodarczych system handlu uprawnieniami do emisji to ogromnie
ważny element w kształtowaniu pozytywnych w sensie ekologicznym i ekonomicznym mechanizmów
biznesowych, gdyż emisja CO2 staje się dodatkowym czynnikiem wpływającym na funkcjonowanie
przedsiębiorstw. Oto pojawiło się kolejne narzędzie planowania strategicznego w przedsiębiorstwach,
dzięki któremu można dodatkowo negatywnie lub pozytywnie ocenić prowadzoną działalność
gospodarczą i określić jej przyszłe efekty. Poszczególne przedsiębiorstwa muszą rozważyć różne,
potencjalne scenariusze przyszłościowe, w których skonfrontować powinny prognozowany poziom
produkcji i emisji z poziomem przyznanych limitów uprawnień. W przypadku przedsiębiorstw
ciepłowniczych system handlu uprawnieniami zmusza do przeprowadzenia głębokiej analizy bieżącej
i przyszłej sytuacji na lokalnym rynku ciepła dla określenia docelowego modelu produkcji tegoż ciepła
pod potrzeby systemu, aby oprócz dostosowania się do struktury popytu, nie zaniedbać nadążania za
oczekiwaniami ekologicznymi, mierzonymi wielkością emisji i ilością otrzymanych w zarządzanie
22
uprawnień, wykorzystując je w sposób nie wymuszający ponoszenia dodatkowych kosztów w wyniku
konieczności ich zakupu. Idealna strategia takiego przedsiębiorcy musi zakładać zrealizowanie na tyle
istotnych inwestycji w dziedzinie redukcji emisji i wzrostu wykorzystania energii, aby można było
zasilić to przedsiębiorstwo dodatkowym strumieniem przychodów pochodzących właśnie ze sprzedaży
wygenerowanej nadwyżki uprawnień. W tej dziedzinie sektor ciepłowniczy ma bardzo duże możliwości
i wzięcie pod uwagę pozytywnych cech systemu handlu emisjami powinno stać się podstawą
tworzenia biznes – planów w poszczególnych przedsiębiorstwach.
Przedsiębiorstwa emitujące gazy cieplarniane muszą także wdrożyć struktury i procesy, które będą
umożliwiały zarządzanie posiadanymi uprawnieniami i dokonywanie transakcji kupna lub sprzedaży.
Takie
struktury
na
pewno
będą
musiały
uwzględniać
wiele
obszarów
funkcjonowania
przedsiębiorstwa: od kwestii ochrony środowiska, poprzez zagadnienia finansowe po obszar
planowania inwestycji. Trzeba liczyć się też z tym faktem, że w pewnych sytuacjach mogą wzrosnąć
koszty krańcowe dla przedsiębiorstw. Może to zastąpić w przypadku jeżeli firma otrzyma tyle
uprawnień, że pozwoli jej to jedynie tylko na wyprodukowanie określonej ilości energii. Wtedy to każdy
zwiększony poziom produkcji będzie się wiązał z koniecznością dokupienia odpowiedniej ilości
uprawnień. Wiadomym jest, iż funkcjonowanie w systemie handlu uprawnieniami wiąże się również
z możliwościami redukcji emisji. Jeśli przedsiębiorstwo będzie w stanie zredukować poziom emisji
niższym kosztem niż wynosi cena rynkowa uprawnień, to będzie ono mogło zrealizować określone
przedsięwzięcie modernizacyjne, przez co obniży swoją emisję. Powstałą dzięki temu nadwyżkę
uprawnień firma będzie mogła sprzedać. Taka droga rozwoju wymaga przeanalizowania takiego
zagadnienia jak na przykład emisyjność poszczególnych paliw. Zdaniem wielu ekspertów kwestia ta
nie dotyczy obecnie polskich wytwórców energii, ponieważ nie mają oni możliwości przestawienia
produkcji energii np. z węgla na gaz, gdyż prawie w całości energia w Polsce wytwarzana jest
w oparciu o węgiel. Jednak przedsiębiorstwa ciepłownicze mogą posiadać w swej strukturze moce
wytwórcze wykorzystujące różne paliwa, co daje możliwość wykorzystywania fluktuacji cen na rynku
paliw do uzyskiwania pełnego wachlarza korzyści związanych z dywersyfikacją paliw.
Literatura:
1. Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 na lata 2008-2012- wersja 12.02.2008,
16.05.2008, 1.07.2008
2. Ustawa z dnia 22 grudnia 2004 o handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych
i innych substancji,
3. serwis www.pointcarbon.com
4. W.Sztuba K.Budniak – Handel emisjami – nowa perspektywa dla polskich przedsiębiorstw –
„Wokół Energetyki” czerwiec 2006,
5. Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu
z dnia 11 grudnia 1997 r.
6. J.Szymczyk – Problemy związane z wprowadzenie do praktyki Protokołu z Kioto w Polsce
i w krajach Unii Europejskiej – „Rynek Energii” luty 2006,
7. Z.Parczewski – Wpływ regulacji unijnych na warunki funkcjonowania krajowych
przedsiębiorstw ciepłowniczych – „Energetyka” styczeń 2006r.
8. P.Czarnecki – Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla – Rynek
Energii 5/2007
9. B.Regulski – Problem zarządzania emisjami w przedsiębiorstwach ciepłowniczych – impuls do
działania czy problem z przeżyciem.