TOWARZYSTWO GOSPODARCZE POLSKIE ELEKTROWNIW

TOWARZYSTWO GOSPODARCZE POLSKIE ELEKTROWNIW
Odpowiedź na uwagi Komisji Europejskiej do wniosku o przydział
bezpłatnych uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na lata 2013-2020
na modernizację wytwarzania energii elektrycznej
(tzw. Wniosek derogacyjny) przekazanego przez Polskę
w dniu 30 września 2011 r.
III etap pracy:
„Opracowanie analiz i projektów dokumentów związanych z uzyskaniem przydziałów
nieodpłatnych uprawnień do emisji CO2 w latach 2013 – 2020”
Warszawa, 24 kwiecień 2012 r.
Spis treści
Ogólne wymagania dotyczące informacji (ang. General Information Requirements) ............................................... 4
1.
Kwalifikowalność instalacji zgodnie z art. 10c (5) b (ang. Eligibility of installations pursuant to Article 10c(5)b)...... 4
2.1
(1) Instalacje wytwarzające energię elektryczną, dla których proces inwestycyjny rozpoczął się przed 31 grudnia
2008 (ang. Installations for electricity production for which the investment process was physically initiated by 31
December 2008) .......................................................................................................................................................... 5
Identyfikacja wytwórców energii elektrycznej (ang. Identification of electricity generators) ............................... 5
(2)
(3) Emisje przypisane do produkcji energii elektrycznej w przypadku kwalifikujących się instalacji wytwarzających
energię elektryczną i ciepło (ang. Emissions attributable to electricity production in the case of eligible installations
producing electricity and heat).................................................................................................................................... 6
(4) Instalacje/jednostki działające pod tym samym numerem pozwolenia na emisję (ang. Installations/entities
operated under the same permit) .................................................................................................................................10
(5) Instalacje potencjalnie wykluczone na podstawie art. 27 Dyrektywy (ang. Installations potentially excluded
pursuant to Article 27 of the Directive) ........................................................................................................................11
Całkowita ilość nieodpłatnych uprawnień (ang. Total Quantity) .............................................................................11
2.2
Wyznaczenie całkowitej ilości nieodpłatnych uprawnień (ang. Determination of total transitional free allocation)
11
(6)
Alokacja (ang. Allocation) .....................................................................................................................................12
2.3
(7) Metodologia przydziału nieodpłatnych uprawnień dla uprawnionych instalacji (ang. Allocation methodology to
eligible installations) ..................................................................................................................................................12
(8) Przydział bezpłatnych uprawnień na podstawie zweryfikowanych emisji w latach 2005-2007 (ang. Free
allocation based on verified emissions in 2005 to 2007) ..............................................................................................13
Krajowy benchmark (ang. National benchmark) ................................................................................................17
(9)
(10)
Udział w planowanych inwestycjach w przypadku zamknięcia kwalifikujących się instalacji (ang.
Contribution to investments in the event of planned closure of an eligible installation).................................................19
2.4
Inwestycje w Krajowym Planie Inwestycyjnym (ang. Investments in the national plan)............................................20
(11)
Wartość rynkowa planowanych inwestycji oraz kurs wymiany narodowej waluty (ang. Market value of the
investments and national currency exchange rates)......................................................................................................20
2.5
2.6
(12)
Inwestycje rozpoczęte w 2009 roku (ang. Investments undertaken in 2009) ..................................................21
(13)
Podstawowe informacje o inwestycjach (ang. Basic information on investment) ...........................................21
(14)
Inwestycje w innych sektorach niż energia elektryczna (ang. Investments in other sectors than electricity) ....22
(15)
Dodatkowe inwestycje (ang. Additionality of investments) ............................................................................22
(16)
Nowe moce i planowane wyłączenia (ang. New capacities and de-commissioning) .......................................23
(17)
Zgodność z prawodawstwem UE (ang. Compliance with EU legislation) ......................................................24
Monitoring i egzekucja (ang. Monitoring and Enforcement) ....................................................................................24
(18)
Właściwe organy (ang. Competent authorities).............................................................................................24
(19)
Publikacja sprawozdań rocznych (ang. Publication of annual reports) ..........................................................24
Nieuzasadnione zakłócenia konkurencji (ang. Undue distortions of competition) ....................................................24
(20)
Bilans pomiędzy wartością rynkową nieodpłatnych uprawnień, a wartością inwestycji (ang. Balance between
market value of free allowances and value of investments) ..........................................................................................25
(21)
Publikacja wniosku (ang. Publication of application) ...................................................................................26
3. Inne kwestie (ang. Other Issues) ..............................................................................................................................27
(22)
Przepisy wykonawcze (ang. Implementing laws) ..........................................................................................27
2
Załączniki ...........................................................................................................................................................................28
a.
Poprawiony wniosek derogacyjny.xlsx (Zastrzeżone) ..............................................................................................28
b.
Annex A-J.xlsx (Zastrzeżone)..................................................................................................................................28
c.
Zał. do odp na uwagi KE_Obliczenia 9.01.12r..xlsx ................................................................................................28
d.
Instalacje fizycznie rozpoczęte 2.1.(1) ....................................................................................................................28
3
1. Ogólne wymagania dotyczące informacji
(ang. General Information Requirements)
Wymagane informacje związane z wnioskiem Polski przekazanym na podstawie
artykułu 10c dyrektywy EU ETS [Ref. Ares (2011) 1355056 – 14/12/2011] zawarto
w kolejnych punktach niniejszego dokumentu oraz w trzech załączonych plikach Excel
i jednym Word.
 Annex A-J,
 Obliczenia,
 Skorygowana aplikacja o derogacje,
 Instalacje 31.12.2008r.
W pliku Excel „Annex A-J”, w pierwszym arkuszu znajduje się zestawienie instalacji
wraz z numerami CITL (arkusz „Installations”).
Arkusz „Installations” powstał na bazie arkusza „Installations” („Instalacje”)
we wniosku Polski opracowanym na podstawie Art. 10c dyrektywy EU ETS. Korekty zostały
opracowane na podstawie porównania z wykazem wykonanym
na podstawie Art. 10a
ww. dyrektywy oraz dodatkowych informacji od operatorów poszczególnych instalacji.
Instalacje, które utraciły status wytwórcy energii elektrycznej lub zaprzestały
działalności zostały usunięte z listy instalacji. Dodatkowo, do listy dodano dwie instalacje
o statusie wytwórcy energii elektrycznej.
W arkuszu „Installations” dodano kolumnę „Uwagi”, w której opisano poszczególne
przypadki instalacji, natomiast instalacje usunięte z listy umieszczono na końcu zestawienia,
wraz z odpowiednim opisem w kolumnie „Uwagi”. Usunięcie 10 instalacji nie spowodowało
zmiany numeracji instalacji we wniosku i tym samym, dwie instalacje dopisane do listy
otrzymały kolejne numery, zgodnie z przyjętym algorytmem.
Załącznik Excel – Poprawiony wniosek derogacyjny
2. Kryteria w odniesieniu do art. 10c (5) (ang. Criteria with respect to Article
10c[5])
2.1
Kwalifikowalność instalacji zgodnie z art. 10c (5) b (ang. Eligibility of installations
pursuant to Article 10c(5)b)
4
(1)
Instalacje wytwarzające energię elektryczną, dla których proces inwestycyjny
rozpoczął się przed 31 grudnia 2008 (ang. Installations for electricity production
for which the investment process was physically initiated by 31 December 2008)
Zestawienie dokumentów stanowiących dowód fizycznego rozpoczęcia inwestycji przed
dniem
w
31
trakcie
grudnia
prac
2008
nad
r.
zostały zgromadzone
aplikacją
o
derogacje.
przez
Wykaz
Ministerstwo
zgromadzonych
Gospodarki
dokumentów
dla poszczególnych instalacji został przedstawiony w załączonym pliku „Instalacje
31.12.2008”:
Załącznik – Instalacje fizycznie rozpoczęte 2.1.(1)
Dla każdej instalacji wskazano:
 Numer instalacji w KPRUIIIe,
 Numer pozwolenia (jeżeli został przekazany przez prowadzącego instalację),
 Datę wydania pozwolenia na udział w systemie handlu uprawnieniami do emisji,
 Nazwę instalacji,
 Operatora instalacji,
 Grupę,
Listę dokumentów stwierdzających fizyczne rozpoczęcie prac inwestycyjnych do końca
2008 r. wraz z datami (lub rokiem).
(2)
Identyfikacja wytwórców energii elektrycznej
(ang. Identification of electricity generators)
Lista instalacji spełniających kryteria „wytwórcy energii elektrycznej” została
uzgodniona
ze
zweryfikowaną
listą
wytwórców
energii elektrycznej przygotowaną
na podstawie Art. 10a. Pełna lista instalacji spełniających kryteria wytwórcy energii
elektrycznej została zawarta w arkuszu „Installations” w pliku Excel „Annex A-J”.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Installations
W arkuszu „Annex A” wskazanego pliku Excel przedstawiono opisy poszczególnych
zestawów instalacji, które wskazano w „Annex A” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056 –
14/12/2011].
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex A
5
(3)
Emisje przypisane do produkcji energii elektrycznej w przypadku kwalifikujących
się instalacji wytwarzających energię elektryczną i ciepło (ang. Emissions attributable
to electricity production in the case of eligible installations producing electricity
and heat)
Kalkulacje ilości emisji CO2 przypisywanych do produkcji energii elektrycznej zostały
przeprowadzane zgodnie z Aneksem IIA do Decyzji Komisji Europejskiej z dnia 29.03.2011 r.
Kalkulacje dla instalacji wymienionych w „Annex B” dokumentu [Ref. Ares (2011)
1355056 – 14/12/2011] są zawarte w arkuszu „Annex B” pliku Excel „Annex A-J”.
Opis szczegółowy metody kalkulacji i wykorzystywanych sprawności referencyjnych
jest zaprezentowany poniżej. Dane i pełne kalkulacje dla wszystkich instalacji są zawarte
w załączonym pliku Excel „Obliczenia”.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex B
Szczegółowy opis metody kalkulacji ilości emisji CO2 przypisywanej do produkcji energii
elektrycznej.
Aneks IIA Decyzji Komisji Europejskiej z dnia 29.03.2011 r. zawiera algorytm kalkulacji
emisji CO2 przypisywanej do produkcji energii elektrycznej:
Emtotal,el  EmCHP
el
el.ref

el
 Q
el.ref  Q.ref
(3-1)
gdzie:
Emtotalel – emisja związana z produkcją energii elektrycznej w roku i-tym,[Mg CO2],
EmCHP – całkowita emisja w roku i-tym [Mg CO2],
ηel.ref – referencyjna sprawność generacji energii elektrycznej,
ηQ.ref – referencyjna sprawność generacji ciepła,
ηel – sprawność generacji energii elektrycznej,
ηQ – sprawność generacji ciepła.
6
Prowadzona przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE)
ewidencja emisji i danych produkcyjnych, na podstawie której zostanie określona średnia
historyczna emisja w latach 2005 - 2007 nie zawiera informacji o sprawności wytwarzania
energii elektrycznej i ciepła, natomiast ewidencji podlega wielkość produkcji. Stąd w celu
bezpośredniego
wykorzystania
ewidencjonowanych
danych
zależność
(3-1)
została
przekształcona do postaci (3-2):
 Ae 


 Qfuel 


Ae
 el.ref 


el.ref


Emtotal,el  EmCHP
 EmCHP
Ac
 Ae
Ac 


Ae
 Qfuel Qfuel 
 3,6




Q.ref
el.ref
 Q.ref
 el.ref





(3-2)
gdzie:
Ae – odpowiednia produkcja energii elektrycznej [MWh],
Ac – odpowiednia produkcja ciepła [GJ].
Dzięki takiemu przekształceniu możliwe jest określenie przydziału emisji na produkcję energii
elektrycznej na podstawie:
 odpowiedniej produkcja energii elektrycznej [MWh],
 odpowiedniej produkcja ciepła [GJ],
 całkowitej emisji,
 referencyjnej sprawność generacji energii elektrycznej,
 referencyjnej sprawność generacji ciepła.
Na podstawie danych gromadzonych w KOBiZE, zostały opracowane dane do kalkulacji
i są one zawarte w załączniku Excel „Obliczenia”:
► produkcja energii elektrycznej, wyrażona w MWh (arkusz „DaneHist(HistData)”,
kolumny K-P),
► produkcja ciepła, wyrażona w GJ (arkusz DaneHist(HistData), kolumny Q-V),
► całkowita emisja (arkusz DaneHist(HistData), kolumny E-J).
7
Sprawności referencyjne zostały przyjęte zgodnie z Decyzją Komisji 2007/74/WE. Wartości te
przedstawia Tabela 2.1.(3).1 oraz Tabela 2.1.(3).2.
Tabela 2.1.(3).1. Referencyjne wartości sprawności produkcji energii elektrycznej [%].
Rok uruchomienia instalacji
1996
Rodzaj paliwa
i
wcześnie
2006
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
do
2011
j
Węgiel kamienny
39,7
40,5
41,2
41,8
42,3
42,7
43,1
43,5
43,8
44,0
44,2
Węgiel brunatny
37,3
38,1
38,8
39,4
39,9
40,3
40,7
41,1
41,4
41,6
41,8
Drewno
25,0
26,3
27,5
28,5
29,6
30,4
31,1
31,7
32,2
32,6
33,0
Biomasa rolnicza
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24,0
24,4
24,7
25,0
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24,0
24,4
24,7
25,0
50,0
50,4
50,8
51,1
51,4
51,7
51,9
52,1
52,3
52,4
52,5
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
Odpady miejskie
i przemysłowe
Gaz ziemny
Gaz koksowniczy,
gaz
wielkopiecowy,
inne gazy
odpadowe
Źródło: „Decyzja Komisji z dnia 21 grudnia 2006 r. ustanawiająca zharmonizowane wartości
referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zgodnie
z dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady”, Komisja Europejska.
8
Tabela 2.1.(3).2. Referencyjne wartości sprawności produkcji ciepła [%].
Rodzaj paliwa
Sprawność
Węgiel kamienny
88
Węgiel brunatny
86
Drewno
86
Biomasa rolnicza
80
Odpady miejskie i przemysłowe
80
Gaz ziemny
90
Gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy, inne gazy odpadowe
80
Źródło: „Decyzja Komisji z dnia 21 grudnia 2006 r. ustanawiająca zharmonizowane wartości
referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zgodnie
z dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady”, Komisja Europejska.
Wszystkie dane historyczne dotyczące emisji i produkcji podawane są dla
elektrowni/elektrociepłowni. Podział emisji na produkcję energii elektrycznej musi być
wykonany również dla poszczególnych podmiotów. W poszczególnych podmiotach znajdują się
jednostki wytwórcze w różnym wieku i na różne paliwa. W związku z tym wartość sprawności
referencyjnej dla poszczególnych podmiotów określana jest według zależności (3-3):
el.ref
 P 

P
i
e
i
el.ref
i
i
e
i
(3-3)
gdzie:
Pei - odpowiednia moc elektryczna i-tej jednostki wytwórczej w danej instalacji,
wyrażona w MW,
el.i ref
- odpowiednia referencyjne wartości sprawności produkcji energii elektrycznej dla
i-tej jednostki wytwórczej wyznaczona na podstawie danych zwartych w Tabeli
2.1.(3).1.
9
Referencyjna sprawność wytwarzania ciepła wyznaczona jest zgodnie z Tabelą 2.1.(2).2. jako
wartość średnia dla wszystkich jednostek wytwórczych.
Q.ref 

i
Q.ref
i
n
(3-4)
gdzie:
Q.i ref
- odpowiednia referencyjna wartość sprawności produkcji ciepła dla i-tej jednostki
wytwórczej wyznaczona na podstawie danych zwartych w Tabeli 2.1.(3).1.
n - liczba jednostek wytwórczych.
Obliczenia
przydziałów
emisji
na
produkcję
energii
elektrycznej
wykonane
są w arkuszu „EmisEnEl(EmisForElec)”. W kolumnach E i F znajdują się sprawności
referencyjne dla poszczególnych obiektów. Wyznaczona są one w arkuszu „Spr. śr.
(eff. ave)”. Arkusz „Spr. śr. (eff. ave)” to odpowiednio skonstruowana tabela przestawna
na podstawie danych wejściowych zgromadzonych w arkuszu „Spr. ref. (eff. ref)”. Właściwe
obliczenia przydziałów emisji CO2 na produkcję energii elektrycznej znajdują się w kolumnach
od G do L arkusz „EmisEnEl(EmisForElec)”. Obliczenia wykonane są zgodnie z zależnością
(3-2).
(4)
Instalacje/jednostki działające pod tym samym numerem pozwolenia na emisję
(ang. Installations/entities operated under the same permit)
We wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji na lata 2013-2020
dla wytwórców energii elektrycznej w zbiorze „Instalacje” występują również przypadki,
w których dwie lub więcej instalacji posiada ten sam numer KPRU i CITL. Ma to miejsce
w sytuacji, w której z instalacji wyodrębniono dwie lub więcej podinstalacji. Podinstalacjami
są z jednej strony stare bloki, dla których przydział bezpłatnych uprawnień wyliczono
na podstawie emisji historycznych oraz nowe jednostki wytwórcze, które zostały wybudowane
lub są budowane w ramach rozbudowy istniejących instalacji, a przydział opiera
się na benchmarku. W okresie bazowym 2005-2007 podinstalacje te nie pracowały,
lub pracowały bardzo krótko. Niektóre z nich były uruchomione w 2011 r., np. podinstalacja
PL-160 (blok 858 MW w Elektrowni Bełchatów), a niektóre będą dopiero uruchamiane
w następnych latach. Zezwolenia na emisję CO2 dla tych podinstalacji zostały wydane jako
10
rozszerzenie zezwoleń dla istniejących instalacji. Wydzielenie podinstalacji umożliwiło
dokonanie przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie standardowego wskaźnika
emisyjności, a dla pozostałej części na podstawie emisji historycznych.
Zestawienie instalacji zawarte w „Annex C” uwag [Ref. Ares (2011) 1355056 –
14/12/2011], dotyczy przypadków, gdy nowa jednostka wytwórcza działa, lub będzie działać
na podstawie rozszerzonego zezwolenia pod tym samym numerem KPRU/CITL. Nie dotyczy
to przypadku nowych instalacji powiązanych z instalacją PL - 005. Są to nowe jednostki
zlokalizowane na innych terenach niż instalacja PL - 005 i mają one inne zezwolenia na emisję
CO2 i będą miały inne numery KPRU/CITL.
W załączonym pliku Excel „Annex A-J” w arkuszu „Annex C” opisano poszczególne
przypadki.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex C
(5)
Instalacje
potencjalnie
wykluczone
na
podstawie
art.
27
Dyrektywy
(ang. Installations potentially excluded pursuant to Article 27 of the Directive)
Polska nie będzie ubiegała się o wykluczenie instalacji wymienionych w załączniku
„Annex D” z systemu handlu uprawnieniami do emisji na podstawie art. 27 dyrektywy
2009/29/WE (dyrektywa EU ETS).
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex D
2.2
Całkowita ilość nieodpłatnych uprawnień
(ang. Total Quantity)
(6)
Wyznaczenie całkowitej ilości nieodpłatnych uprawnień
(ang. Determination of total transitional free allocation)
a) Wyznaczenie
całkowitej
ilości
bezpłatnych
uprawnień
zostało
wyliczone
na podstawie danych zawartych w rejestrze KOBiZE i CITL.
b) Instalacja PL-142 do 2007 r. była podinstalacją w instalacji PL-128. Emisja CO2
z instalacji PL-142 za te lata jest zarejestrowana w CITL przy instalacji
PL-128 (CITL-000000000000279).
11
c) Brak emisji CO2 dla instalacji PL-146 wynika z pomyłki i został on skorygowany.
Instalacja ta produkowała energię elektryczną przed 2005 rokiem, później miała przerwę
do II połowy 2010 roku.
2.3
(7)
Alokacja (ang. Allocation)
Metodologia przydziału nieodpłatnych uprawnień dla uprawnionych instalacji
(ang. Allocation methodology to eligible installations)
Polska zastosowała dwie metody przydziałów uprawnień na podstawie Art. 10c. Metoda
bazująca
na
emisjach
historycznych
(grandfathering
–
GF)
została
zastosowana
dla instalacji pracujących w całym okresie 2005 - 2007. Metoda bazująca na standardowym
wskaźniku emisji (benchmark – BM) została zastosowana dla instalacji, które rozpoczęły
produkcję po 01.01.2005 r., w okresie 2005 - 2007 miały długie przerwy w produkcji,
lub których fizyczna realizacja rozpoczęła się przed 31.12.2008 r.
Wyjaśnienia szczegółowe:
a) Instalacja PL-144 miała długą przerwę w produkcji energii elektrycznej w 2005 r.,
ze względu na przeprowadzaną modernizację. Produkcja w 2005 roku była
na poziomie 10% produkcji lat 2006 i 2007. Ponieważ przeciętna emisja CO 2
lat 2005 - 2007 nie odzwierciedla przeciętnej wieloletniej, dlatego została
zakwalifikowana do metody BM. Instalacja PL-153 podobną przerwę miała
w 2007 r. i również została zakwalifikowana do metody BM.
b) W instalacjach PL-145, PL-147, PL-148 i PL-149, produkcja energii elektrycznej
została uruchomiona w 2008 r. i nie mają one bazy emisji CO2 na energię elektryczną
za lata 2005-2007. Są to niewielkie źródła skojarzone o bardzo małym wpływie
na rynek energii elektrycznej, a ich udział w rynku energii elektrycznej wynosi poniżej
0,1%. Z tego względu nie ma zagrożenia wystąpienia nieuzasadnionego zakłócenia
konkurencji. Instalacja PL-151 traci status wytwórcy i jest usunięta z wniosku
na podstawie art. 10c.
12
(8)
Przydział
bezpłatnych
uprawnień
na
podstawie
zweryfikowanych
emisji
w latach 2005-2007 (ang. Free allocation based on verified emissions in 2005
to 2007)
Kalkulacja przydziałów bezpłatnych uprawnień na podstawie zweryfikowanych emisji
2005 - 2007 (grandfathering - GF) została przeprowadzona z uwzględnieniem zasad zawartych
w art. 3.1. Decyzji Komisji Europejskiej z 29.03.2011 r.
"Szczegółowe zasady kalkulacji GF” zostały opisane poniżej.
a) Przydziały dla wszystkich uprawnionych instalacji są dokonane na podstawie pełnej
bazy historycznej z lat 2005 - 2007. Jeżeli ta baza była niepełna np. instalacja pracowała
bardzo
krótko,
ze
względu
na
modernizację,
to
została
przeniesiona
do grupy instalacji otrzymujących uprawnienia na podstawie standardowego wskaźnika
(benchmark
–
BM).
Podstawowy
przydział
równy
przeciętnej
emisji
z lat 2005 - 2007, był korygowany dla odzwierciedlenia zmiany przeciętnej emisyjności
między latami 2008 - 2010, a latami 2005 - 2007. Kwota korekty była wyliczana jako
iloczyn podstawowego przydziału oraz różnicy zmiany emisyjności danej instalacji
i emisyjności wszystkich instalacji. Kwota korekty była ograniczana w górę i w dół
do 10% przydziału. Zapewnia to nagradzanie działań poprawiających emisyjność
i karanie pogarszających, ale w stanie nie zakłócającym konkurencji. Metoda i wyniki
kalkulacji przydziałów były przedstawione operatorom w trakcie konsultacji
społecznych. Wpływ na konkurencję został przedstawiony i oceniony w treści wniosku
derogacyjnego.
b) Wskaźniki emisyjności w kolumnach H i I arkusza „Alokacja GF” z części Excel
wniosku zostały obliczone w oddzielnych arkuszach. W załączniku Excel „Obliczenia”
w arkuszach „DaneHist(HistData)” i „EmisEnEl(EmisForElec)” są dane do obliczeń,
a w arkuszu „Emisyjno(emiss)” kalkulacje dla wszystkich instalacji.
c) Sposób kalkulacji wartości skorygowanych przydziałów wstępnych w kolumnie K
arkusza „Alokacje GF” jest opisany poniżej w „Szczegółowych zasadach kalkulacji”.
Wartości dla poszczególnych instalacji są obliczone w załączniku Excel „Obliczenia”.
d) „Szczegółowe zasady kalkulacji GF” oraz załącznik Excel „Obliczenia” zawierają
wszystkie niezbędne dane i informacje o przydziałach na podstawie zweryfikowanych
emisji 2005 - 2007.
13
"Szczegółowe zasady kalkulacji GF”
Przydział nieodpłatnych uprawnień oparto na średnich emisjach z lat 2005-2007.
W
alokacji
uprawnień
uwzględniono
zmianę
emisyjności
w
latach
2008-2010
w odniesieniu do okresu 2005-2007.
Kolejne etapy algorytmu przydziału uprawnień wyglądają następująco:
1. W pierwszym kroku obliczono średnie emisje poszczególnych instalacji w latach 20052007 i 2008 - 2010 (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumny C i D).
2. Następnie, obliczono średnie produkcje energii elektrycznej w latach 2005-2007
oraz 2008 – 2010 (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna E i F).
3. W kolejnym kroku obliczono średnie wskaźniki emisyjności produkcji energii
elektrycznej w latach 2005-2007 oraz 2008-2010, zgodnie z poniższymi algorytmami:
0507
ei
e
0810
ei
e
Ee05i 07
 0507
Aei
(8-1)
Ee08i 10
 0810
Aei
(8-2)
gdzie:
07
ee05
- średnia emisyjność i-tej instalacji za lata 2005-2007 (arkusz „Emisyjno(emiss)”
i
kolumna G),
10
ee08
- średnia emisyjność i-tej instalacji za lata 2008-2010 (arkusz „Emisyjno(emiss)”
i
kolumna H),
07
Ae05
- średnia produkcja energii elektrycznej za lata 2005-2007 dla i-tej instalacji
i
(arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna E),
07
Ee05
- średnia emisja na produkcję energii elektrycznej za lata 2005-2007 dla i-tej
i
instalacji (zakładka „Emisyjno(emiss)” kolumna D),
10
Ae08
- średnia produkcja energii elektrycznej za lata 2008-2010 dla i-tej instalacji
i
(arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna F),
10
Ee08
- średnia emisja na produkcję energii elektrycznej za lata 2008-2010 dla i-tej
i
instalacji (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna H),
4. Następnie, obliczono średnią krajową emisyjność w okresie 2005–2007 oraz
2008-2010, zgodnie z poniższymi wzorami:
14
e0507
E

A
0507
ei
i
0507
ei
(8-3)
i
e0810
E

A
0810
ei
i
0810
ei
(8-4)
i
e0507 - średnia krajowa emisyjność za lata 2005-2007 arkusz „Emisyjno(emiss)”
komórka G3,
e0810 - średnia krajowa emisyjność za lata 2008-2010 arkusz „Emisyjno(emiss)”
komórka H3,
Obliczono zmiany emisyjności dla wszystkich jednostek wytwórczych i dla każdej
instalacji. Wielkości są przedstawione w arkuszu „Emisyjno(emiss)” kolumna I.
5. W celu uwzględnienia zmiany emisyjności w okresie 2008-2010 w stosunku
do okresu 2005-2007 wstępny przydział uprawnień do emisji CO2 - PGF _1i
dla poszczególnych instalacji (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna J) zostały
skorygowane w następujący sposób (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna K):
PGF _ 2i  PGF _1i  Ae05i 07  eei
(8-5)
gdzie:
PGF _ 2i
- wartość wstępnego przydziału skorygowana o zmianę emisyjności i-tej
instalacji,
PGF _1i - wstępny przydział dla i-tej instalacji, równy przeciętnej emisji z lat 2005 2007
07
Ae05
- średnia produkcja energii elektrycznej za lata 2005-2007 dla i-tej instalacji,
i
eei -
zmiana emisyjności dla danej instalacji w latach 2008-2010 względem lat
2005 -2007.
Dodatkowo, korekta jest ograniczona do wartości maksymalnie 10% wartości
przydziału wstępnego (PGF_1). W związku z tym, jeżeli:
PGF _ 2i  PGF _1i 1,1  PGF _ 2i  PGF _1i 1,1
(8-6)
15
oraz
PGF _ 2i  PGF _1i  0,9  PGF _ 2i  PGF _1i  0,9
(8-7)
6. Następnie, ze względu na niższą sumę przydziałów po korekcie wynikającej
ze zmiany emisyjności poszczególnych instalacji, wyznaczany jest współczynnik KR,
który stanowi podstawę do weryfikacji liczby uprawnień w taki sposób, aby suma
przydziałów
przed
i
po
korekcie
była
identyczna.
Jest
on
wyznaczany
w następujący sposób (arkusz „Emisyjno(emiss)” komórka N2):
P
KR 
P
i
GF _ 1i
(8-8)
GF _ 2i
i
Przydziały przydzielanych uprawnień po korekcie
PGF _ 2i
są mnożone przez
współczynnik KR (arkusz „Emisyjno(emiss)” kolumna L):
PGF _ 3i  PGF _ 2i  KR
Obliczony
przydział
uprawnień
przedstawiono
(8-9)
w
aplikacji
o
derogacje
(plik „Wykaz instalacji z art 10 c dyrektywy 2003_87_WE oraz wniosek derogacyjny
egz nr 1”) w arkuszu: „Alokacja GF” w kolumnie K.
7. W kolejnym kroku przydział dla poszczególnych instalacji został zweryfikowany
na podstawie posiadanych oświadczeń spółek dotyczących wyłączeń instalacji albo
zaprzestania produkcji energii elektrycznej (plik „Wykaz instalacji z art. 10c dyrektywy
2003_87_WE oraz wniosek derogacyjny egz nr 1”, zakładka: „Alokacja GF”, kolumny
L-S).
8. Następnie, liczba uprawnień, która jest możliwa do przydzielenia w danych roku jest
zmniejszana współczynnikiem korekcyjnym CF (obliczony dla poszczególnych lat
w okresie 2013-2020 w arkuszu „Correction Factor”). Indywidualne przydziały dla
poszczególnych instalacji są proporcjonalnie zmniejszane w kolejnych latach
w okresie 2013-2020 poprzez przemnożenie przydziału uprawnień obliczonego
w punkcie 7 przez współczynnik korekcyjny CF.
Załącznik Excel – Obliczenia
16
(9)
Krajowy benchmark (ang. National benchmark)
Metoda kalkulacji krajowego standardowego wskaźnika emisyjności (benchmark) jest
zgodna z metodą określoną w Aneksie I Decyzji Komisji Europejskiej z 29.03.2011 r.:

  EF

P
i
BMMS  fuel i
fuel i
Pel.i 

i 
el.i
(9-1)
gdzie:
BMMS - krajowy benchmark dla produkcji energii elektrycznej,
i – rodzaj paliwa,
EFi - współczynnik emisji dla paliwa „i”,
Pel.i - produkcja energii elektrycznej przy użyciu paliwa „i” – średnia dla lat 2005–
2007,
ηi - sprawności produkcji energii elektrycznej przy użyciu paliwa „i”, spełniającą
warunki BAT.
Dane do obliczeń zostały zebrane w poniższych tabelach ze źródeł podanych w Aneksie I
Decyzji Komisji Europejskiej z dnia 29.03.2011r.
Tabela 2.3.(9).1. Produkcja energii elektrycznej z poszczególnych paliw, w latach 20062007 [GWh].
Rodzaj paliwa
Produkcja energii elektrycznej
2005
2006
2007
Suma
Węgiel kamienny
77403
82847
82688
242938
Węgiel brunatny
53789
52581
49866
156236
Olej ciężki
2178
2224
2098
6500
Gaz ziemny
326
2835
2788
5949
Gaz koksowniczy
1355
1743
1878
4976
Biomasa
1671
1834
2327
5832
Źródło: Eurostat, kod produktu 6000, wskaźniki 107106 – 107111
Wskaźniki emisji dla poszczególnych paliw określone zostały w Sekcji 11 Aneksu I
do Decyzji Komisji 2007/589/EC.
17
Tabela 2.3.(9).2. Wskaźniki emisji dla różnych paliw [Mg CO2/TJ].
Rodzaj paliwa
Wskaźnik emisji
Antracyt
98,2
Węgiel koksujący
94,5
Węgiel brunatny
101,1
Drewno i odpady na bazie drewna
0
Biomasa rolnicza
0
Odpady przemysłowe
142,9
Gaz ziemny
56,1
Gaz koksowniczy
44,7
Gaz wielkopiecowy
259,4
Źródło: Aneks I do Decyzji Komisji 2007/589/EC
Wartości sprawności wytwarzania energii elektrycznej przy użyciu poszczególnych paliw
spełniające wymagania BAT określone zostały zgodnie z BREF.
Tabela 2.3.(9).3. Sprawności wytwarzania energii elektrycznej zgodne z BAT [%].
Rodzaj paliwa
Węgiel kamienny
Węgiel brunatny
Gaz ziemny
Typ instalacji
Sprawność
Kocioł pyłowy
43–47
Kocioł fluidalny
> 41
Kocioł pyłowy
42–45
Kocioł fluidalny
> 40
Turbina gazowa (układ prosty)
36–40
Układ gazowo-parowy
54–58
Silnik tłokowy
38–45
Kocioł gazowy
40–42
Źródło: Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants.
W BREF podano przedziały sprawności. Dla celów wyznaczenia referencyjnego
benchmarku przyjęto wartości sprawności mieszczące się w tych przedziałach, a które
są jednocześnie wartościami referencyjnymi dla lat 2006 - 2011.
18
Tabela
2.3.(9).4.
Wartości
sprawności
wytwarzania
energii
elektrycznej
przyjęte
do obliczeń krajowego benchmarku [%].
Rodzaj paliwa
Sprawność
Węgiel kamienny
44,2
Węgiel brunatny
41,8
Olej ciężki
44,2
Gaz ziemny
56
Gaz koksowniczy
35,0
Źródło: „Decyzja Komisji z dnia 21 grudnia 2006 r. ustanawiająca zharmonizowane wartości
referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zgodnie z
dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady”, Komisja Europejska.
Na
podstawie
tak
przyjętych
danych
określono
wartość
benchmarku
krajowego
w wysokości 802 kg CO2/MWh. Obliczenia w arkuszu „Benchmark” znajdują się w pliku Excel
„Obliczenia”.
Załącznik Excel – Obliczenia
(10) Udział w planowanych inwestycjach w przypadku zamknięcia kwalifikujących
się instalacji (ang. Contribution to investments in the event of planned closure
of an eligible installation)
a)
Instalacja PL-065 kończy eksploatację w 2014 r. i zostanie zastąpiona przez budowany
blok skojarzony o mocy około 50 MWe. Nowy blok będzie działał pod tym samym
numerem KPRU (PL-0076-05). Budowa nowego bloku została fizycznie rozpoczęta przed
31 grudnia 2008 r. i znajduje się on na liście instalacji pod numerem PL-187. Ponadto,
budowa bloku jest zadaniem w Krajowym Planie Inwestycyjnym, pod numerem PL-$0134, zakończenie budowy planowane jest w 2013 r. Przydział uprawnień dla instalacji PL065 będzie bezpośrednio wspierać finansowanie nowego bloku.
Instalacja PL-150 kończy eksploatację w 2015 r. i będzie zastąpiona przez nowe
jednostki wytwórcze, prawdopodobnie działające pod tym samym numerem KPRU
PL-0470-05. Budowa tych jednostek jest objęta zadaniem w Krajowym Planie
Inwestycyjnym pod numerem PL-$-0267. Przydział uprawnień dla instalacji PL-150 będzie
19
bezpośrednio wspierał finansowanie budowy nowych jednostek wytwórczych w ramach
zadania PL-$-0267.
Pozostałe instalacje wymienione w „Annex E” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056
– 14/12/2011] są już wyłączone, lub będą wyłączone przed 2013 r. i nie otrzymują
przydziałów uprawnień. Instalacje PL-092, PL-109, PL-115, PL-120, PL-121 i PL-141
są wycofane z wniosku. W arkuszu „Anneks E” w załączonym pliku Excel „Annex A-J”
opisano poszczególne przypadki.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex E
b) Monitorowanie i egzekucja w odniesieniu do zamierzonych inwestycji zapewniona będzie
poprzez zasadę wydawania uprawień do emisji prowadzącym instalacje. Uprawnienia będą
wydawane ex-post po przedstawieniu dowodu poniesienia nakładów inwestycyjnych
w poprzednich latach. Uprawienia będą wydane w przypadku gdy nakłady inwestycyjne
są co najmniej równe wartości przyznanych prowadzącemu bezpłatnych uprawnień.
2.4
Inwestycje w Krajowym Planie Inwestycyjnym
(ang. Investments in the national plan)
(11) Wartość rynkowa planowanych inwestycji oraz kurs wymiany narodowej waluty
(ang. Market value of the investments and national currency exchange rates)
Szacowana wartość uprawnień wskazana w Załączniku VI Guidance Document została
skorygowana wskaźnikiem HIPC (Harmonised Index of Consumer Prices) podawanym przez
Eurostat w strefie euro w latach 2009-2010 (odpowiednio: 0,3 i 1,6%). Oznacza to,
że prognozowane ceny uprawnień do emisji CO2 w trzecim okresie rozliczeniowym w cenach
EUR 2008 przedstawione w Komunikacie Komisji zostały zweryfikowane o wskaźnik HIPC
za lata 2009 oraz 2010, umożliwiając wykorzystanie w pracach nad aplikacją szacowanej ceny
uprawnień w EUR 2010.
Tym samym, wartość uprawnień przyjęta w obliczeniach wyniosła odpowiednio:
 EUR 14,78 dla okresu 2013-2014, oraz
 EUR 20,38 w okresie 2015-2020.
a) Wartość inwestycji wykazana w zestawieniu "Krajowy Plan Inwestycji" w pliku Excel
"Wykaz instalacji z art 10 c dyrektywy 2003_87_WE oraz wniosek derogacyjny egz nr 1"
20
została wyrażona w EUR 2010. Dane o nakładach inwestycyjnych zadań objętych KPI były
zbierane przed wydaniem Komunikatu Komisji (Guidance Document) w poziomie cen z 2010 r.
Z tego powodu ceny uprawnień zostały zindeksowane do poziomu cen z 2010 r.
Ponadto,
w treści Komunikatu nie ma zalecenia, co do obligatoryjnego roku indeksacji.
b) Kurs wymiany walutowej EUR/PLN został wyznaczony na podstawie średnioważonego
kursu EUR/PLN podawanego codziennie przez Narodowy Bank Polski, który średnio dla roku
2010 wyniósł 3,9945. Tym samym, do obliczeń wykorzystano przybliżoną wartość kursu
EUR/PLN na poziomie 4,0000.
(12) Inwestycje rozpoczęte w 2009 roku
(ang. Investments undertaken in 2009)
Zadanie inwestycyjne PL-$-125 dotyczy budowy nowego bloku Elektrowni Łagisza
(numer KPRU: PL-0014-05, numer CITL: PL000000000000014) wraz z instalacjami
towarzyszącymi. Część prac była realizowana po 25.06.2009 r. Operator tej instalacji zgłosił
nakłady poniesione po 25 czerwca 2009 r., co jest
udokumentowane fakturami
potwierdzającymi wydatki w wysokości PLN 126 487862.
(13) Podstawowe informacje o inwestycjach
(ang. Basic information on investment)
Krajowy Plan Inwestycyjny (KPI) obejmuje zadania o nakładach wielokrotnie
przekraczających wartość przydzielonych uprawnień. Część zadań jest jeszcze w fazie
przygotowawczej i może nie być realizowana. Przyjęto założenie, że dane zadanie wchodzi
do KPI, objętego pełnym monitorowaniem, jeżeli nakłady na to zadanie zostaną wykorzystane
przez dowolnego operatora instalacji do rozliczenia z wartością uprawnień, które ma otrzymać
bezpłatnie.
Odpowiedzi szczegółowe:
a) Lista z informacjami uzupełniającymi wg „Annex F” dokumentu [Ref. Ares (2011)
1355056 – 14/12/2011] zawarta jest w arkuszu „Annex F” w pliku Excel „Annex A-J”.
21
b) Lista inwestycji wg „Annex H” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056 – 14/12/2011]
z omówieniem wpływu na modernizacje wytwarzania zawarta jest w arkuszu „Annex
H” kolumna E
c) Lista inwestycji wg „Annex H” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056 – 14/12/2011]
z omówieniem wpływu na wymienione instalacje zawarta jest w arkuszu „Anneks H”
kolumna F.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex F
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex H
(14) Inwestycje w innych sektorach niż energia elektryczna
(ang. Investments in other sectors than electricity)
Zadania inwestycyjne włączone do Krajowego Planu Inwestycyjnego mogą być
pośrednio związane z wytwarzaniem energii elektrycznej.
► Zadania inwestycyjne w elektroenergetyczne sieci przesyłowe umożliwiają przyłączenie
nowych jednostek wytwórczych.
► Zadania w infrastrukturze gazowej
są związane ze zwiększeniem możliwości importu
i przesyłu gazu dla potrzeb nowych jednostek wytwarzających energię elektryczną
z gazu.
► Zadania w sieci ciepłownicze umożliwiają zwiększenie produkcji energii elektrycznej
w skojarzeniu z produkcją ciepła, ze znacznie mniejszą emisyjnością CO 2.
Pierwsze cztery zadania podane w „Annex G” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056 –
14/12/2011] dotyczą wytwarzania energii elektrycznej, a nazwy zadań, nie odzwierciedlają
całego zakresu.
W załączonym pliku Excel „Annex A-J”, w arkuszu „Annex G” opisano poszczególne
zadania.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex G
(15) Dodatkowe inwestycje (ang. Additionality of investments)
Zadania inwestycyjne objęte Krajowym Planem Inwestycyjnym (KPI) są zgodne
z zasadami zawartymi w punkcie (23) Komunikatu Komisji Europejskiej z 29.03.2011 r.
Jest to potwierdzone w kolumnach AA – AH w arkuszu „Krajowy Plan Inwestycyjny”
22
w pliku Excel „Wykaz instalacji z art 10 c dyrektywy 2003_87_WE oraz wniosek derogacyjny
egz nr 1”. Zadania są często złożone, ale nakłady związane z dostosowaniem do Dyrektywy
IED i związane z odnawialnymi źródłami energii (głównie wprowadzanie współspalania)
zostały wyłączone i nie są uwzględnione w bilansie.
Zgodnie z prognozami zwartymi w dokumencie Polityka Energetyczna Polski,
zapotrzebowanie w 2020 r. na energię elektryczną wzrośnie do około 170 TWh brutto. Jest
to przyrost w stosunku do 2010 r. (zużycie krajowe ok. 155 TWh) o około 15 TWh. W tym
samym okresie wzrost produkcji w źródłach OZE wyniesie 22 – 23 TWh. Oznacza to,
że całość wzrostu zapotrzebowania będzie pokrywane w źródłach OZE i dodatkowo będzie
ograniczana produkcja w źródłach konwencjonalnych. Zadania inwestycyjne w KPI służą
przede wszystkim poprawie bezpieczeństwa energetycznego i poprawie stanu i struktury
wytwarzania energii w Polsce.
Polska ma obecnie niemal najniższą moc osiągalną na jednego mieszkańca – około 0,94
kW. Osiągniecie przeciętnego dla krajów Unii Europejskiej (UE27 ≈ 1,6 kW/mieszkańca)
wymaga zwiększenia mocy o 25 000 MW. Polska zamierza osiągnąć przeciętny poziom
w Unii Europejskiej w ciągu 20 – 30 lat.
Do niedawna w Polsce wytwarzano energię elektryczną niemal wyłącznie z węgla,
obecnie jest to około 90%. Zadania w KPI pozwolą na znaczne zwiększenie udziału produkcji
energii elektrycznej z gazu. Zgłoszone zadania obejmują około 12 tysięcy MW nowych mocy
na gaz, w tym zdeterminowane zadania obejmują około 6 tysięcy MW. Realizacja nawet tylko
zadań zdeterminowanych pozwoli na około 10-krotne zwiększenie produkcji energii
elektrycznej z gazu.
Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do 2020 r. wyłączonych zostanie około
7 tysięcy MW. Zadania w KPI obejmują około 26 tysięcy MW, bez energetyki jądrowej.
Ze względu na otwarty charakter KPI, szacuje się że do 2020 r. zostaną zrealizowane zadania
obejmujące 12-14 tysięcy MW. Przyrost mocy netto wyniesie 5 ÷ 7 tysięcy MW i w całości
zostanie pokryty przez zadania spoza Krajowego Planu Inwestycyjnego tj. przede wszystkim
w OZE. Będzie on przeznaczony na poprawę bezpieczeństwa energetycznego i zmniejszenie
emisyjności produkcji.
(16) Nowe moce i planowane wyłączenia
(ang. New capacities and de-commissioning)
23
W Polsce do 2020 r. cały przyrost zapotrzebowania jest pokrywany przyrostem
produkcji w odnawialnych źródłach energii (OZE). Informacja w poprzednim punkcie zawiera
odpowiednie wielkości.
Wpływ zadań inwestycyjnych objętych KPI na wzrost mocy i bilans mocy
w poszczególnych grupach jest zawarty w arkuszu „Annex I” w pliku Excel „Annex A-J”.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex I
(17) Zgodność z prawodawstwem UE (ang. Compliance with EU legislation)
Wszystkie inwestycje zawarte w Krajowym Planie Inwestycyjnym będącym częścią
wniosku Polski o derogacje do Komisji Europejskiej spełniają wszystkie wymogi wynikające
z prawa Unii Europejskiej i nie stwierdzono żadnych niezgodności.
2.5
Monitoring i egzekucja (ang. Monitoring and Enforcement)
(18) Właściwe organy (ang. Competent authorities)
W zakresie monitoringu i egzekucji, w odniesieniu do inwestycji zawartych
w Krajowym Planie Inwestycyjnym organami właściwymi będą: Minister Środowiska
we współpracy z Krajowym Ośrodkiem Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE),
Główny Inspektor Nadzoru Budowlanego (oraz ewentualnie Wojewódzcy Inspektorzy Ochrony
Środowiska).
(19) Publikacja sprawozdań rocznych (ang. Publication of annual reports)
Do końca 2012 r. zostanie uchwalona ustawa o systemie handlu uprawnieniami
do emisji gazów cieplarnianych, która w całości zaimplementuje do polskiego porządku
prawnego przepisy dyrektywy 2009/29/WE (dyrektywa EU ETS) dotyczące również
przekazywania przez Polskę sprawozdań rocznych z inwestycji, o których mowa w Krajowym
Planie Inwestycyjnym oraz ich publikacji.
2.6 Nieuzasadnione zakłócenia konkurencji
(ang. Undue distortions of competition)
24
Przydziały bezpłatnych uprawnień do emisji dla wytwórców energii elektrycznej
na podstawie art. 10c dyrektywy EU ETS nie powodują nieuzasadnionego zakłócania
konkurencji. Przeprowadzone analizy skorzystania przez Polskę z derogacji nie wskazują
na nadmierne zakłócanie konkurencji zarówno na rynku krajowym jak i europejskim.
Dodatkowe uzasadnienie dopuszczalnego wpływu na konkurencję będzie zawierała stosowna
notyfikacja Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK), która będzie przesłana
do Komisji Europejskiej (DG Competition).
(20) Bilans pomiędzy wartością rynkową nieodpłatnych uprawnień, a wartością
inwestycji (ang. Balance between market value of free allowances and value
of investments)
Instalacje wymienione w „Annex J” dokumentu [Ref. Ares (2011) 1355056 –
14/12/2011] nie bilansują się, ale niektóre z nich bilansują się w grupach kapitałowych.
Szczegółowy opis bilansów zawarty jest w arkuszu „Annex J” pliku Excel „Annex A-J.
a) Operatorzy instalacji mogą zapewnić zrównoważenie wartości otrzymywanych
uprawnień z wartością nakładów na zadania objęte Krajowym Planem Inwestycyjnym
poprzez realizację własnych zadań lub współfinansowanie zadań realizowanych przez
inne podmioty. Współfinansowanie będzie w pierwszej kolejności realizowane u innych
podmiotów tej samej grupy kapitałowej. W przypadku braku takiej możliwości będzie
można współfinansować zadania u dowolnego inwestora zadań objętych Krajowym
Planem Inwestycyjnym na podstawie indywidualnych uzgodnień. Kolejna możliwość
to współfinansowanie zadań realizowanych przez operatorów systemów przesyłowych
PSE-Operator i GAZ-System. Będą tu ustalone standardowe zasady, wprowadzające
specyficzne obligacje (investment bonds). Zasady zostaną ustalone do końca 2012 r.
b) W Polsce wprowadzono zasadę, że przed otrzymaniem bezpłatnych uprawnień
na dany rok, trzeba przedstawić dowód poniesienia nakładów na zadania
w Krajowym Planie Inwestycyjnym o równowartości tych uprawnień. Nie ma
możliwości niedopełnienia warunku zbilansowania wartości uprawnień i poniesionych
nakładów.
c) Operator musi wykupić obligacje przed otrzymaniem bezpłatnych uprawnień
na dany rok. Obligacje będą wydawane przez inwestorów już ponoszących nakłady
na zadania KPI. Jako zasadę przyjmuje się, że środki ze sprzedaży obligacji mogą
25
stanowić mniej niż połowę nakładów na dany rok. Zapewni to, że środki z obligacji
zostaną wydane na inwestycje w roku wykupienia.
Załącznik Excel – Annex A-J arkusz Annex J
(21) Publikacja wniosku (ang. Publication of application)
Zgodnie z art. 33 ust. 1 pkt 7 ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku i jego
ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania
na środowisko wniosek derogacyjny stanowił przedmiot konsultacji społecznych, które zostały
przeprowadzone w terminie od 4 do 24 sierpnia 2011 r. Poza zakresem konsultacji wniosku
derogacyjnego znalazły się informacje stanowiące tajemnicę przedsiębiorstwa w szczególności
dotyczące planowanych działań inwestycyjnych, w tym nakładów finansowych prowadzących
instalacje. Ponadto, po przekazaniu wniosku do Komisji Europejskiej Minister Środowiska
udostępnił publicznie (w formie zamieszczenia na stronie internetowej urzędu zapewniającej
obsługę tego organu) listę instalacji wraz z wstępnym przydziałem bezpłatnych uprawnień
do emisji.
Jednocześnie zaznaczyć należy, że informacje stanowiące podstawę opracowania
wniosku derogacyjnego dostarczone zostały przez prowadzących instalacje działających
dobrowolnie i bez prawnego obowiązku ich dostarczenia, przy jednoczesnym złożeniu przez
te podmioty zastrzeżenia w przedmiocie ich nieudostępniania.
Wskazać należy również, że informacje, na podstawie których opracowano wniosek
derogacyjny stanowią „tajemnicę przedsiębiorstwa”. W konsekwencji przyjąć należy,
że ich udostępnienie mogłoby pogorszyć konkurencyjną pozycję prowadzących instalacje
(w szczególności w zakresie planowanych działań inwestycyjnych), którzy złożyli uzasadnione
wnioski o wyłączenie przedmiotowych informacji z udostępniania.
Lista instalacji wraz ze wstępnym przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji, nadal
dostępna jest na stronie internetowej Ministerstwa Środowiska oraz Ministerstwa Gospodarki,
co umożliwia wgląd do projektu wszystkim zainteresowanym podmiotom.
26
3. Inne kwestie (ang. Other Issues)
(22) Przepisy wykonawcze (ang. Implementing laws)
Do końca 2012 r. zostanie uchwalona ustawa systemie handlu uprawnieniami do emisji
gazów cieplarnianych, która w całości zaimplementuje do polskiego porządku prawnego
przepisy dyrektywy 2009/29/WE (dyrektywa EU ETS).
Projekt założeń nowej ustawy opracowany zostanie do końca pierwszego kwartału
bieżącego roku, a następnie przesłany do Komisji Europejskiej.
27
Załączniki
a.
Poprawiony wniosek derogacyjny.xlsx (Zastrzeżone)
b.
Annex A-J.xlsx (Zastrzeżone)
c.
Zał. do odp na uwagi KE_Obliczenia 9.01.12r..xlsx (Zastrzeżone)
d.
Instalacje fizycznie rozpoczęte 2.1.(1) (Zastrzeżone)
28