Zarządzanie emisjami i uprawnieniami do emisji wobec KPRU II wer

Zarządzanie uprawnieniami do emisji
CO2 w przedsiębiorstwach
ciepłowniczych w świetle KPRU na lata 2008-2012.
Autor: Bogusław Regulski, Izba Gospodarcza CIEPŁOWNICTWO POLSKIE
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, Ŝe podstawową przyczyną powstawania
określonych negatywnych zjawisk występujących na naszym globie dzisiaj, a takŜe 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 wiąŜące 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 takŜe przez Polskę, co
dokonało się w roku 2002.
W ramach tego porozumienia kraje starej 15 –tki Unii Europejskiej oraz większość krajów
połoŜonych w Europie Centralnej i Wschodniej oraz Szwajcaria zobowiązały się do 8%
redukcji emisji. Stany Zjednoczone deklarowały obniŜenie 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 waŜnych dla gospodarki światowej krajów, między
innymi Stany Zjednoczone, a tym bardziej wielkie kraje rozwijające się np. Chiny czy Indie,
które są obecnie najwaŜniejszymi „dostarczycielami” szkodliwych gazów do atmosfery.
Nadrzędną zasadą wynikającą z Protokołu jest ulokowanie obciąŜeń 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 równieŜ w krajach słabiej rozwiniętych.
Co zrobić Ŝeby było lepiej ?
Dla zrealizowania tak powaŜnie postawionych celów Protokół z Kioto wprowadził kilka
mechanizmów wspierających redukcję emisji. NaleŜą 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 niŜszych kosztach redukcji emisji. Za uzyskaną redukcję kraj
inwestujący otrzyma odpowiednią ilość jednostek ERU (Jednostki Emisji Unikniętej).
Mechanizm Wspólnych WdroŜeń (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 wdroŜyć na swoim
terenie inwestycję obniŜającą emisję gazów cieplarnianych na jego terenie ma moŜliwość
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 równieŜ przedmiotem handlu. Zaletą Mechanizmu Wspólnych WdroŜeń (JI) jest
moŜliwość 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
nałoŜony limit emisji. Kraj inwestujący otrzymuje w zamian Certyfikat Redukcji Emisji CER. Realizowanie inwestycji według tego mechanizmu moŜliwe 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 niŜ w przypadku mechanizmów JI i ET. Podstawowym zagroŜeniem dla stabilności
stosowania mechanizmu CDM jest moŜliwość nieprawidłowego zbilansowania efektów
działań realizowanych w ramach tego mechanizmu prowadzącego zamiast do ograniczenia
globalnego poziomu emisji, do niekontrolowanego jego wzrostu, stąd teŜ 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 moŜliwość transferu korzyści wynikających z
realizacji CDM w krajowych systemach handlu emisjami.
Handel emisjami ma za zadanie umoŜliwić sprzedaŜ i zakup pozwoleń na emisję
pomiędzy krajami, czy instalacjami. KaŜdy kraj-strona lub teŜ instalacja otrzymuje określoną
liczbę jednostek dopuszczalnej emisji wyraŜoną w tonach CO2, jednostki te staną się
przedmiotem handlu na zasadach 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 róŜnicom 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 wyŜszych kosztach redukcji. Uczestnicy
systemu mogą dokonywać transakcji uprawnieniami w taki sposób, Ŝe redukcje emisji
odbywają się przy najniŜszych 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 moŜliwości
redukcji emisji. JeŜeli przedsiębiorstwo dojdzie do wniosku, Ŝe 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 kaŜdym poziomie Ŝycia mieszkańców naszej
planety.
Postanowienia Protokołu z Kioto przewidują, iŜ kolejne etapy wdraŜania
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
wdraŜania 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, Ŝe 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 wiąŜe się z emisją tego
gazu. Z zapisów dyrektywy wynika, Ŝe w ramach przyznanego limitu podmioty gospodarcze
na obszarze Unii Europejskiej, dla zrealizowania określonego przez siebie celu
gospodarczego i ekologicznego, będą mogły tymi uprawnieniami obracać, tj kupować i
sprzedawać niewykorzystane w systemie ich nadwyŜki. Dyrektywa zakłada moŜliwość
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 wdroŜenia 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 najwaŜniejszym 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 kaŜdym 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 juŜ 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 duŜe 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 wdroŜył go w Ŝycie dopiero na mocy rozporządzenia Rady
Ministrów z dnia 27 grudnia 2005 roku.
Opublikowanie KPRU stało się momentem fundamentalnym dla uruchomienia w Polsce
systemu handlu emisjami.
Działanie systemu wspierane jest przez szereg innych aktów wykonawczych. NaleŜą 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 wdraŜano 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. RównieŜ wielu prowadzących instalacje, szczególnie tych najmniejszych, nie
zdołało się na czas przygotować do wdroŜenia 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, 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 zdąŜyły posiąść wiedzę i zdolności opisane w rozporządzeniu Ministra Środowiska w
sprawie wymagań dla audytorów… i uzyskać odpowiednią akredytację. Wobec bardzo
duŜego zapotrzebowania na weryfikację raportów podmioty te stworzyły ofertę cenową
stanowiącą barierę nie do pokonania dla przewaŜającej 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, gdyŜ przepisy o warunkach wykonywania i
kosztach zostały ustalone dopiero w kwietniu 2006 r.
Długo trwały teŜ procedury związane z ustanowieniem Krajowego Administratora Systemu
Handlu Uprawnieniami do Emisji a takŜe stworzenie Krajowego Rejestru Uprawnień –
narzędzia, bez którego niemoŜliwym jest gromadzenie i monitorowanie wszelkich informacji
o stanie systemu. Krajowy Rejestr zawiera dane o wydanych zezwoleniach, przyznanych
uprawnieniach, rejestruje transakcje sprzedaŜy i kupna uprawnień, ich przenoszenie pomiędzy
instalacjami czy teŜ umorzenia z powodów określonych w ustawie, a takŜe pozwala na
określenie dopuszczalnej i rzeczywistej emisji zanieczyszczeń do atmosfery objętych
systemem handlu emisjami. KaŜdy Krajowy Rejestr musiał przejść procedurę notyfikacyjną w
Komisji Europejskiej aby mógł być kompatybilny z całym systemem wspólnotowym. Nasz
KRU został dopuszczony do uŜytku 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, juŜ zadziałały i są coraz bardziej powszechnie
wykorzystywane.
Zbyt późny moment uruchomienia Krajowego Rejestru Uprawnień pozbawił wiele instalacje
moŜliwości uzyskania określonych korzyści materialnych z tytułu obrotu uprawnieniami.
ChociaŜ 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 bliŜej jednak końca pierwszego okresu rozliczeniowego tym korzyści z systemu były
coraz mniej widoczne. Wartość uprawnień na rynku spadała, aŜ osiągnęła pułap praktycznie
symboliczny. Na koniec pierwszego okresu rozliczeniowego wyniosła około 3 eurocentów .
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 moŜnaby
zagregować w dwóch obszarach. Pierwszy pokazuje słabość przygotowania systemu nie tylko
w warunkach polskich. PotęŜne przeszacowanie wielkości emisji w gospodarkach
poszczególnych krajów członkowskich Unii zaowocowało zbyt „obfitymi” przydziałami
uprawnień, to zaś zdeprecjonowało ich wartość a w konsekwencji podwaŜyło mechanizmy
ekonomiczne systemu. Jak juŜ 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 sprzedaŜy nadwyŜek 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
chociaŜby równowaga popytu i podaŜy. Aktywną postawę wobec mechanizmów systemu
handlu emisjami wykazywały praktycznie jednostki, tak więc ilość pozytywnych
beneficjentów działania systemu w naszym sektorze jest niestety bardzo mała.
ChociaŜ, jak wskazują dane z rynków uprawnień, pomimo bardzo niskiej wartości uprawnień
podaŜ i „obroty” na giełdach handlujących tymi walorami były całkiem wysokie.
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 teŜ na łonie krajowym. Jego podstawowa wersja
została opracowana jeszcze w czerwcu roku 2006 i złoŜona 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 moŜliwej 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 równieŜ 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 potęŜną
krytyka wewnętrzną, która równieŜ wyartykułowana został na zewnątrz, poprzez zaskarŜenie
Decyzji Komisji do Trybunału Europejskiego. Oceniając sposób ustalania przydziału dla
Polski oraz wielkość tego przydziału podkreślano z ogromnym naciskiem, Ŝe Komisja
Europejska nie wzięła pod uwagę ani naszej sytuacji gospodarczej po roku 1990 ani równieŜ,
a moŜe przede wszystkim „zapomniała” o tym, Ŝe nasz kraj znajduje się na zupełnie innej
pozycji makroekonomicznej niŜ kraje tzw „15”, Ŝe nasz kraj rozwija się w dość duŜym
tempie, stąd teŜ zapotrzebowanie na aktywność przemysłów emitujących CO2 jest bardzo
duŜe itd.
Jednak działania decyzji KE jak na razie nie da się zatrzymać, stąd teŜ trzeba ją wykonać i
wskazane 208,5 mln uprawnień rozdzielić.
Polska administracja zrobiła juŜ kilka przymiarek do rozdzielenia „przykrótkiej kołdry”
usprawnieniowej. Wiadomym jest, Ŝe nie da się tego zrobić bez naruszenia interesów
jakiejkolwiek z branŜ 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 waŜnych faktów,
mających wpływ na ukształtowanie się, niekorzystnego w ogólnej ocenie, modelu rozdziału
uprawnień na instalacje zaprezentowanego we wskazanym wyŜej dokumencie..
W pierwotnej wersji KPRU, datowanej na koniec roku 2007, rozdział uprawnień w sektorze
ciepłowniczym, co do generaliów, zmierzał w dobrym kierunku. Przede wszystkim, Ŝe 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, posłuŜono
się wskaźnikiem emisyjności produkcji ciepła, który z racji swojego charakteru jest
wykładnikiem standardów technicznych procesu produkcji. Obydwa elementy były zgodne z
propozycjami metodologicznymi złoŜonymi w trakcie konsultacji pierwotnej wersji KPRU
przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie. Pozytywnym było równieŜ przyjęcie
załoŜenia, Ŝe w ramach uprawnień wydawanych z rezerwy moŜna będzie ubiegać się o nie w
sytuacji, gdy likwidowana będzie tzw niska emisja.
Wersja ta nie doczekała się jednak szczęśliwego finału. Presja poszczególnych branŜ 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 duŜej mierze od przyjętych dla sektora ciepłowniczego
załoŜeń.
Nowym elementem, który wzbudził powaŜne zastrzeŜenia 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 powaŜną ingerencją w swobodę prowadzenia działalności gospodarczej. Tym bardziej,
Ŝe juŜ dzisiaj, na bazie doświadczeń z rynku ciepła powstałych w roku 2007 widać, Ŝe
„powszechne dopasowanie” naruszało status quo niektórych instalacji, które swoje
scenariusze rozwojowe realizują w tempie wyŜszym niŜ przyjęto to administracyjnie.
Drugie powaŜne zastrzeŜenie wzbudziło manipulowanie metodą przydziału uprawnień w
instalacjach wykorzystujących w procesie produkcji ciepła technologie kogeneracyjne.
Podstawowy zarzut, jaki naleŜy 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, niŜ wynikałoby to
nawet z dotychczasowego poziomu działalności. A najbardziej niepokojącym elementem
posiadających małe źródła
projektu było potraktowanie instalacji ciepłowniczych
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 wdrąŜając postanowienia Dyrektywy Unii
Europejskiej o wspieraniu rozwoju kogeneracji.
Pozytywem wcześniejszych wersji planów KPRU była moŜliwość 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 wyŜej projekt planu rozdziału uprawnień nie uzyskał powszechnej
akceptacji. Racje polityczne przewaŜyły nad wartościami merytorycznymi i dla ich
zaspokojenia powstał kolejny 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 juŜ praktycznie Ŝadnego 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 wyŜsza, pod warunkiem, Ŝe nie przekroczy on wielkości
propozycji przydziału uprawnień z projektu KPRU datowanego na luty 2008 (przydział
przyznany zgodnie z branŜową metodologią).
Oceniając potencjalne rezultaty rozdziału uprawnień w najnowszym KPRU na lata 2008-2012
trzeba wskazać, Ŝe są one powaŜnym krokiem wstecz na drodze do racjonalnego obniŜenia
emisyjności procesów zaopatrzenia w ciepło w naszym kraju. Ze względu na odejście od
uzgodnionej wcześniej z branŜą 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 takŜe nie uwzględnia uzaleŜnienia wielkości produkcji
ciepła od warunków atmosferycznych.
Skutki takiej polityki odbiją się powaŜnie na przyszłej jakości działalności przedsiębiorstw
ciepłowniczych a takŜe 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
obniŜania emisyjności produkcji ), poprzez przyjęcie zasady status quo emisyjnego,
ograniczenie zachęt dla rozwoju kogeneracji rozproszonej (wymaganej przez Unię
Europejską, a poŜądanej z polskiego punktu widzenia ),
powaŜne obniŜenie moŜliwości 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 zagroŜenie 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 teŜ uprawnieniami pod kątem zwiększenia efektywności wykorzystania tych
instrumentów gospodarczych. W sytuacji, gdy mechanizmy te będą nie wystarczające w
obliczu sytuacji na rynku ciepła, moŜliwy jest czarny scenariusz dla sektora ciepłowniczego,
w którym to produkcja ciepła, dla zniwelowania presji kosztowej deficytu uprawnień, moŜe
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?
WyposaŜenie 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, iŜ zezwolenie na
emisję jest swego rodzaju „prawem jazdy”, bez którego działalność gospodarcza wiąŜąca się z
koniecznością emitowania zanieczyszczeń do atmosfery objętych systemem handlu, nie moŜe
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 wiąŜących się z emisją tych zanieczyszczeń.
Jako Ŝe polski, jak i europejski system handlu emisjami obejmuje w chwili obecnej jedynie
CO2, pod kątem tego zanieczyszczenia naleŜy np. rozwaŜać problemy związane z
kształtowaniem produkcji i wynikające z tego faktu elementy zarządzania posiadanymi
uprawnieniami. KaŜdy prowadzący instalację chciałby mieć tych uprawnień jak najwięcej,
aby w ten sposób utrzymać zakładany program działalności a na dodatek zarobić na sprzedaŜy
nadwyŜki. Co więc naleŜy zrobić, jeŜeli pomimo wszelkich wysiłków uprawnień tych jest za
mało, albo jak le[piej wykorzystać te, które się posiada?
JeŜeli wielkość posiadanych uprawnień jest odpowiednia do charakteru naszej
działalności, to osiągnęliśmy juŜ 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 spienięŜyć. 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 moŜe się okazać, Ŝe przyznana
wielkość zanieczyszczeń jest większa od faktycznej emisji i powstaje w ten sposób nadwyŜka,
którą moŜna np. korzystnie sprzedać, uzyskują w ten sposób dodatkowe przychody dla
przedsiębiorstwa. Po trzecie, o czym nie wszyscy chcą pamiętać, nadwyŜka posiadanych
uprawnień jest doskonałym narzędziem do rozwoju działalności przedsiębiorstwa i
podniesienie wielkości produkcji na potrzeby nowych, pozyskanych odbiorców ciepła, dzięki
którym zwiększy się wolumen sprzedaŜy 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 jeŜeli w przypadku bilansowania deficytu uprawnień jedynie
poprzez zakup efektem byłoby pogorszenie 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 moŜemy
uzyskać trwała i na tyle znaczną redukcję emisji , dzięki której nie dość Ŝe 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 moŜliwość
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, wiąŜące się np. z
wybieraniem takiej struktury produkcji w poszczególnych instalacjach ( np. produkujących
ciepło dla potrzeb systemu ciepłowniczego) aby moŜna było uzyskać jak najniŜsze koszty.
Racjonalizacja tychŜe kosztów moŜe wiązać się z uzyskaniem lepszego wykorzystania
majątku trwałego słuŜącego do produkcji i zwiększeniem efektywności produkcji
(koncentracja produkcji ciepła w źródle o najwyŜszej sprawności) czy teŜ dystrybucji
(obniŜenie strat w systemie ciepłowniczym dzięki dociąŜeniu jednego źródła ciepła), a w
konsekwencji takŜe dywersyfikacja paliw i wykorzystanie tych o niŜszych wartościach
wskaźników emisji ( a nawet biomasy lub energii odnawialnej geotermalnej bądź słonecznej).
Wykorzystywanie uprawnień na własne potrzeby moŜliwe jest równieŜ dzięki ustawowemu
mechanizmowi tworzenia grup instalacji naleŜących do róŜnych 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 wiąŜe 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. moŜliwość uzupełniania niedoborów uprawnień w jednej instalacji nadwyŜkami 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 tegoŜ
samego solidaryzmu, jest odkładanie na koniec korzyści z uzyskiwania przychodów ze
sprzedaŜy powstałej w grupie nadwyŜki i problem redystrybucji tychŜe 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
równieŜ w okresach przyszłych. Najogólniej mówiąc, uprawnienia mogą być przenoszone w
czasie. System prawny 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, Ŝe ewentualną nadwyŜkę uprawnień
np. za rok 2008 moŜna wykorzystać do zbilansowania emisji w latach następnych i odwrotnie.
Oczywistym jest, Ŝe wykorzystane „poŜyczone” uprawnienia z danego okresu juŜ się nie
odtworzą, i powstały w ten sposób deficyt trzeba pokryć, bądź zakupem bądź
wygenerowanymi nadwyŜkami powstałymi np. w wyniku działań redukcyjnych. Czynności
te muszą się odbywać zgodnie z odpowiednimi procedurami określonymi w przepisach.
Teoretycznie zrealizowanie takiej operacji moŜliwe 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 tenŜe rejestr umoŜliwia.
Drugi wariant dotyczy przenoszenia uprawnień pomiędzy okresami rozrachunkowymi.
MoŜliwość 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
moŜliwości ich wykorzystania.. W chwili obecnej taki mechanizm nie został zastosowany i
poszczególne okresy obrachunkowe traktowane są niezaleŜnie.
W procesie zarządzania uprawnieniami do emisji naleŜy pamiętać o kilku mniej rzucających
się w oczy, ale równie waŜnych elementach wynikających z mechanizmów systemu handlu
uprawnieniami do emisji i opisanych w polskich przepisach regulujących te kwestie.
Prowadzący instalacje objętą systemem, moŜe 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 powyŜej 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.
MoŜe się zdarzyć, Ŝe 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 wyposaŜeniu ?
OtóŜ w przypadku całkowitej likwidacji działalności , wyniku której zostanie zlikwidowana
produkcja i rynek zbytu dla tej produkcji ( w ciepłownictwie taka sytuacja byłaby moŜliwa,
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 produkcji. W ciepłownictwie taki przypadek moŜe nastąpić w wyniku
przeniesienia produkcji ciepła z likwidowanej ciepłowni zasilającej część systemu do źródła
centralnego, czy teŜ przyłączenie takiego systemu do większego itp. Nie ma takich
sytuacjach znaczenia, czy proces ten odbywa się wewnątrz jednego podmiotu prowadzącego
te instalacje, czy teŜ dokonywane są działania pomiędzy prowadzącymi róŜne instalacje (
fuzje, przejęcia i inne tego typu operacje). Tu trzeba pamiętać, Ŝe 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 moŜliwy jest równieŜ 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 równieŜ 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 moŜe wreszcie , w celu wywiązania się z nałoŜonych limitów uprawnień, rozliczyć się
innymi niŜ 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 niŜ 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 najwaŜniejszy, na dodatek bez którego pozostałe nie
mogłyby się rozwijać.
Obowiązujące przepisy europejskie , jak tez nasze, rozróŜniają 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 takŜe państwa-strony Protokołu z Kioto.
Stąd teŜ moŜliwość operowania uprawnieniami na rynku europejskim mają prawo osoby
fizyczne i prawne, niekoniecznie związane z działalnością generującą emisje, a więc handlem
emisjami mogą zajmować się osoby prywatne, banki, instytucje finansowe, a takŜe specjalne
podmioty (brokerzy) sami prowadzący instalacje, zawodowi zarządcy itp.
Polski system handlu emisjami CO2 ma charakter systemu wspólnotowego, więc umoŜliwia
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 sprzedaŜy, w przypadku uzyskania niŜszej 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 sprzedaŜy (najdroŜej).
Generalnie handel uprawnieniami do emisji odbywa się na trzy sposoby:
- na giełdzie,
- poprzez pośrednika – brokera,
- lub teŜ samodzielnie.
KaŜde z tych rozwiązań na wady i zalety.
Transakcje giełdowe wiąŜą 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 wiąŜe się równieŜ z koniecznością posiadania minimalnego chociaŜ „obycia”
giełdowego i znajomością mechanizmów tam działających. Obecnie handel emisjami odbywa
się na sześciu giełdach światowych, w tym równieŜ 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 wiąŜe się z koniecznością zapłacenia prowizji.
Rozwiązanie to, chociaŜ kosztowne, wykorzystywane jest przez prowadzących instalacje,
którzy nie posiadają odpowiedniej wiedzy lub personelu, dzięki któremu moŜliwe byłoby
bezpośrednie uczestnictwo w transakcjach na rynku.
Samodzielne uczestnictwo w handlu pozwala na dokonywanie transakcji kupna lub
sprzedaŜy bezpośrednio z innym przedsiębiorstwem, co powoduje, iŜ koszty związane z
realizacją tej formy handlu są najniŜsze, ale niŜsze jest teŜ prawdopodobieństwo uzyskania
optymalnej ceny. Ponadto istnieje równieŜ powaŜne ryzyko finansowe związane z partnerem
handlowym, które trzeba wliczyć w całość koszty realizowania tego typu transakcji.
Doświadczenie wielu prowadzących instalacje wskazuje, Ŝe w przypadku duŜej firmy, która
zarządza duŜą 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 inwestycyjnomodernizacyjną. 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.
Pewnym jest juŜ dzisiaj, Ŝe aby efektywnie wykorzystać przyznane uprawnienia dla
rozliczenia własnej produkcji wiąŜącej się emisją konieczne jest spełnienie szeregu istotnych
warunków technicznych i organizacyjnych. NaleŜą do nich między innymi:
- zagwarantowanie bieŜącego, 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 teŜ 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 bieŜących dobrze jest nie dokonywać całości
transakcji w pierwszym kwartale następnego roku, a w szczególności w następnym kwartale
zamykającym kilkuletni okres zobowiązań,
- rozwaŜenie 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, gdyŜ w konsekwencji
nie moŜna będzie uzyskać ewentualnych korzyści ekonomicznych wynikających z
posiadanych przez tę instalację uprawnień.
Mechanizmy handlu emisjami w drugim okresie rozliczeniowym.
O tym, Ŝe mechanizm handlu uprawnieniami nabierze zupełnie innego wymiaru w drugim
okresie rozliczeniowym widziano juŜ dawno Przede wszystkim zwrócono uwagę, Ŝe 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 juŜ od pewnego czasu znane są prognozy analityków
rynku węglowego, które zakładały, jak okazało się całkowicie słusznie, Ŝe przyjęcie przez
KE zasady, iŜ przydział uprawnień na lata 2008-2012 odbędzie się na podstawie wykonania
roku 2005 oraz surowej interpretacji kluczowych kryteriów ustanowionych w dyrektywie EU
ETS spowoduje, Ŝe w drugim okresie rozliczeniowym pojawi się mniej uprawnień niŜ w fazie
pierwszej 2005-2007.
Widać to wyraźnie w zamieszczonym poniŜej 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 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 nadwyŜką posiadanych uprawnień nad potrzebami instalacji. Są
to Łotwa i Litwa, a ilość „wolnych” uprawnień szacowana jest na około 1,5 miliona.
Kraj członkowski
UE
Austria
Belgia
Czechy
Estonia
Francja
Węgry
Niemcy
Grecja
Irlandia
Włochy
Łotwa
Litwa
Luksemburg
Malta
Holandia
Polska
Słowacja
Słowenia
Hiszpania
Szwecja
Wielka Brytania
Suma
•
•
Emisja
zweryfikowana
2005
33,4
55,6
82,5
12,6
131,3
26,0
474,0
71,3
22,4
225,5
2,9
6,6
2,6
2,0
80,4
203,1
25,2
8,7
182,9
19,3
242,4
1910,7
Roczny
przydział 20082012
30,7
58,5
86,8
12,7
132,8
26,9
453,1
69,1
21,2
195,8
3,3
8,8
2,7
2,1
85,8
208,5
30,9
8,3
152,3
22,8
246,2
1859,3
Potencjalna emisja
istniejących
instalacji
34,7
57,7
85,6
13,1
136,3
27,0
492,0
74,0
23,3
134,1
3,0
6,9
2,7
2,1
83,4
210,8
26,2
9,0
189,9
20,0
251,5
1983,4
Potencjalny
deficyt instalacji
- 5,8
- 6,9
- 3,2
- 1,3
- 15,0
- 2,8
- 72,0
- 8,4
- 3,2
- 48,1
0,1
1,5
- 0,1
- 0,1
- 5,7
- 18,7
1,6
- 1,1
- 51,5
- 0,3
- 26,8
- 267,9
powyŜsze zestawienie opracowano na podstawie informacji Vertis Environmental
Finance Zrt
wielkości podane w tabeli dotyczą „milionów ton CO2”
DąŜenie do ograniczenia ilości uprawnień w systemie oznacza cięcia w Narodowych Planach
Alokacji, a to w konsekwencji ustalanie limitów przydziału uprawnień poniŜej oczekiwań
wynikających faktycznych emisji związanych z produkcją poszczególnych instalacji.
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 tychŜe kosztów było wprzęgnięcie w system wszystkich
mechanizmów Kioto, a więc równieŜ 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 załoŜeniu, Ŝe taniej moŜna będzie nabyć jednostki CER/ERU niŜ ograniczać emisję we
własnym zakresie w swoich instalacjach, a na dodatek ilość wygenerowanych przez
inwestorów CER lub ERU będzie na tyle duŜa, Ŝe 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 tychŜe 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 poniŜej 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, Ŝe 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, Ŝe w systemie handlu emisjami nie moŜna przenosić wszystkich
oszczędności emisyjnych realizowanych w ramach mechanizmów wspierających. Jak
pokazują szacunki, w drugim okresie moŜliwe będą do wygenerowania redukcje w ramach
mechanizmów Kioto na poziomie około 1 – 1,5 miliarda ton emisji CO2, co przełoŜyłoby się
na około 200 do 300 mln kredytów rocznie rozliczanych przez prowadzących instalacje
(średni udział kredytów węglowych moŜliwych 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 równieŜ innych partnerów Kioto, takich jak np. Japonia,
wskazują, Ŝe będzie ono większe od moŜliwości wygenerowanych kredytów. W takiej
sytuacji wydaje się zasadne przyjąć, iŜ rywalizacja na rynku o dostęp do jednostek CER i
ERU moŜe być bardzo ostra.
W takim przypadku, w związku z dokonanymi przez Komisję Europejską cięciami w
Narodowych Planach Alokacji naleŜy spodziewać się, Ŝe w związku z potencjalnym
deficytem na rynku CER/ERU nie da się zrealizować celu bez zaangaŜowania się w redukcje
realizowane na własnym podwórku, a to oznacza iŜ 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 powyŜej).
Dla pełnego zobrazowania sytuacji na rynku uprawnień do emisji w całym okresie
rozliczeniowym 2008-2012 trzeba dodać, Ŝe notowania EUA na poszczególne lata okresu
róŜnią się od siebie, chociaŜ niezbyt znacznie. Wartość EUA w roku 2012 jest wyŜsza 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
EUA 2008
EUA 2009
EUA 2010
EUA 2011
EUA 2012
Bid
24.45
25.58
26.50
27.47
28.75
Offer
24.55
25.68
26.60
27.57
28.85
Close
24.50
25.63
26.55
27.52
28.80
Warto zwrócić uwagę na relacje pomiędzy ceną EUA a CER. Jak widać na wykresie róŜnica
w notowaniach pomiędzy tymi dwoma aktywami oscyluje wokół 4 €. Według tego samego
źródła informacji, dzisiejsza róŜnica 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 juŜ nawet 7 € przy kursie ustalonym na 15,70 € ) .
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 nałoŜonych na nie w ramach systemu handlu emisjami.
Przypomnijmy, Ŝe chodzi tu o mechanizm wspólnych wdroŜeń (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 Ŝe instalacje mogą wymienić EUA na CER, nie powodując w wyniku tego zmian w
wielkości posiadanych uprawnień, to jak widać - ta prosta operacja moŜe przynieść określone,
wymierne korzyści powstałe wskutek róŜnicy cen tych aktywów. JuŜ dzisiaj jest moŜliwe
dokonywanie transakcji terminowych zarówno na bazie EUA jak teŜ CER. Na dodatek moŜna
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 obniŜyć koszty uzupełnienia puli
uprawnień aktywami z rynku.
Finansowe instrumenty środowiskowe, do których naleŜą EUA czy teŜ 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,
równieŜ w zamian za określone wynagrodzenie. Obydwie formy transakcji charakteryzują się
duŜym stopniem bezpieczeństwa, przede wszystkim dla instalacji, gdyŜ zawsze przekazane do
zarządzania wolumeny uprawnień wracają do prowadzących instalacje w odpowiednim
terminie. Oczywistym jest, Ŝe bezpieczeństwo kosztuje, tak więc korzyści materialne
wynikające z takich operacji są równieŜ na „bezpiecznym” poziomie.
Przykład aktywnego zarządzania uprawnieniami z wykorzystaniem obydwu oferowanych
transakcji:
ZałoŜenia:
- 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.
Razem więc prowadzący instalacje uzyskał 10 000 € dodatkowego przychodu, bez naruszania
stanu posiadania.
Przeznaczenie wyŜej określonych korzyści zaleŜeć 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 zaleŜeć będzie od wagi, jaka stanowi ten
problem w działalności przedsiębiorstwa. MoŜemy wyróŜnić 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 bieŜąco, w której dąŜy się eliminacji bieŜącego 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
duŜej wiedzy na temat mechanizmów działających na rynkach finansowych oraz bieŜącego
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 waŜny element w kształtowaniu pozytywnych w sensie ekologicznym i
ekonomicznym mechanizmów biznesowych, gdyŜ emisja CO2 staje się dodatkowym
czynnikiem wpływającym na funkcjonowanie przedsiębiorstw. Oto pojawiło się kolejne
narzędzie planowania strategicznego w przedsiębiorstwach, dzięki któremu moŜna dodatkowo
negatywnie lub pozytywnie ocenić prowadzoną działalność gospodarczą i określić jej
przyszłe efekty. Poszczególne przedsiębiorstwa muszą rozwaŜyć róŜne, 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 bieŜącej i przyszłej sytuacji na lokalnym rynku ciepła dla określenia
docelowego modelu produkcji tegoŜ ciepła pod potrzeby systemu, aby oprócz dostosowania
się do struktury popytu, nie zaniedbać nadąŜania za oczekiwaniami ekologicznymi,
mierzonymi wielkością emisji i ilością otrzymanych w zarządzanie 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 moŜna
było zasilić to przedsiębiorstwo dodatkowym strumieniem przychodów pochodzących
właśnie ze sprzedaŜy wygenerowanej nadwyŜki uprawnień. W tej dziedzinie sektor
ciepłowniczy ma bardzo duŜe moŜliwości i wzięcie pod uwagę pozytywnych cech systemu
handlu emisjami powinno stać się podstawą tworzenia biznes – planów w poszczególnych
przedsiębiorstwach.
Przedsiębiorstwa emitujące gazy cieplarniane muszą takŜe wdroŜyć struktury i procesy, które
będą umoŜliwiały zarządzanie posiadanymi uprawnieniami i dokonywanie transakcji kupna
lub sprzedaŜy. 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 teŜ z tym faktem, Ŝe w
pewnych sytuacjach mogą wzrosnąć koszty krańcowe dla przedsiębiorstw. MoŜe to zastąpić
w przypadku jeŜeli firma otrzyma tyle uprawnień, Ŝe pozwoli jej to jedynie tylko na
wyprodukowanie określonej ilości energii. Wtedy to kaŜdy zwiększony poziom produkcji
będzie się wiązał z koniecznością dokupienia odpowiedniej ilości uprawnień. Wiadomym
jest, iŜ funkcjonowanie w systemie handlu uprawnieniami wiąŜe się równieŜ z moŜliwościami
redukcji emisji. Jeśli przedsiębiorstwo będzie w stanie zredukować poziom emisji niŜszym
kosztem niŜ wynosi cena rynkowa uprawnień, to będzie ono mogło zrealizować określone
przedsięwzięcie modernizacyjne, przez co obniŜy swoją emisję. Powstałą dzięki temu
nadwyŜkę 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,
poniewaŜ nie mają oni moŜliwości przestawienia produkcji energii np. z węgla na gaz, gdyŜ
prawie w całości energia w Polsce wytwarzana jest w oparciu o węgiel. Jednak
przedsiębiorstwa ciepłownicze mogą posiadać w swej strukturze moce wytwórcze
wykorzystujące róŜne paliwa, co daje moŜliwość 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 przeŜyciem