Handel emisjami gazów cieplarnianych. Zanieczyszczenia o

Handel emisjami gazów cieplarnianych. Zanieczyszczenia o

Handel emisjami gazów cieplarnianych. Zanieczyszczenia o wartości rynkowej
Autor: Anna Biedrzycka
(„Energia Gigawat” – listopad 2004)
Nasilające się różnorodne anomalie pogodowe mogą być efektem skumulowanych globalnych
zmian klimatu ziemskiego, spowodowanych m.in. wieloletnim wpływem działalności
człowieka na ekosystemy. Zmiany te wywołane są głównie akumulacją antropogenicznego
dwutlenku węgla, emitowanego do atmosfery w wyniku spalania paliw kopalnych.
Koncentracja CO2 w atmosferze przez ostatnie 60 lat wzrosła o ok. 17 proc. i antropogeniczna
emisja tego gazu będzie według przewidywań ekspertów nadal rosła. W tej sytuacji podjęcie
działań zaradczych stało się jedynym z największych wyzwań rozwojowych świata.
ONZ powołała Ramową Konwencję Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu (Rio
de Janeiro, 1992 r.), którą podpisało ponad 150 krajów, w tym Polska. Strony Konwencji
zobowiązały się do stabilizacji emisji i zwiększenia pochłaniania gazów cieplarnianych do
2000 r. na poziomie roku bazowego 1990 (dla Polski 1998 r.). Kolejnym krokiem było
podpisanie w Kioto w 1997 r. Protokołu do Konwencji. Zobowiązuje on jego sygnatariuszy
do zwiększenia wysiłków na rzecz redukcji emisji gazów cieplarnianych i zarazem stwarza
szansę na częściowe zrekompensowanie kosztów za pośrednictwem nowych mechanizmów
polegających na możliwości kupna i sprzedaży praw do zakumulowanej nadwyżki redukcji
emisji. Polska ratyfikowała ten Protokół 13 grudnia 2002 r. zobowiązując się do zmniejszenia
w okresie 2008-2012 emisji gazów cieplarnianych o 6 proc. w stosunku do emisji z roku
bazowego1988.
Ustalenia z Kioto zostały zapisane w prawodawstwie unijnym w postaci dyrektywy z 13
października 2003 r. (2003/87/WE). Jej celem jest promowanie zmniejszenia emisji gazów
cieplarnianych w sposób ekonomicznie uzasadniony. Nowa dyrektywa zastąpiła dyrektywę
96/61/WE. Konieczność poprawy konkurencyjności europejskich przedsiębiorstw wobec
przedsiębiorstw amerykańskich nakazywała bowiem znaleźć alternatywę dla limitowania
emisji w sposób mniej efektywny ekonomiczne, tj. nakazowo-kontrolny, jaki dotąd stosowano
w Europie.
System handlu emisjami gazów cieplarnianych jest obecnie wdrażany w całej Unii
Europejskiej, a zostanie uruchomiony 1 stycznia przyszłego roku. Europa ma już jednak
pewne doświadczenia w tej dziedzinie. Handel emisjami prowadzony jest od kwietnia 2002 r.
w Wielkiej Brytanii. Jest pierwszym narodowym, ponadsektorowym systemem tego typu na
świecie. Brytyjskie ministerstwo środowiska sprzedało na aukcji rządowe zobowiązania do
redukcji emisji w okresie 2002-06. Kupiły je 34 firmy zobowiązując się do obniżenia emisji o
805 tys. t/rok w zamian za „płatność bodźcową” 42,9 mln funtów. Cena 1 t ekwiwalentu CO2
wynosiła 53,37 funta. Po początkowej aukcji uprawnienia są dalej sprzedawane w wymianie
elektronicznej DEFRA. We wrześniu 2002 r. było otwartych 275 rachunków, w a obrocie
znajdowało się od 800 tys. do 1 mln uprawnień, którymi handlowało 150-200 podmiotów.
Sektorowo największy udział w systemie handlu ma przemysł chemiczny (na aukcji sprzedaż
z największych firm tego sektora stanowiła 43 proc.), następne w kolejności są firmy naftowe
BP i Shell (20 proc.). Uprawnienie do emisji są przyznawane przez rząd, a 1 t ekwiwalentu
CO2 odpowiada 1 uprawnieniu. Okres rozliczeniowy to rok lub dwa lata. Na koniec każdego
okresu rozliczeniowego uprawnienia pokrywające rzeczywistą emisję są wycofywane, na
rynku pozostają uprawnienia powyżej rzeczywistej emisji i są przeznaczone do sprzedaży.
Sprzedażą uprawnień zajmują się pośrednicy, a każda transakcja jest rejestrowana w
centralnym rejestrze. Handel uprawnieniami jest dobrowolny, natomiast uprawnienia są
obowiązkowe dla większości sektorów przemysłowych.
System handlu emisjami funkcjonuje także w Danii. Został wprowadzony w styczniu 2001 r. i
obejmuje tylko sektor produkcji energii elektrycznej (osiem firm). W połowie 2002 r. w
sprzedaży było 15 uprawnień w cenie 2-5 dolarów/t ekwiwalentu CO2. Uprawnienia są
przydzielane firmom, a nie instalacjom nieodpłatnie, na podstawie historycznego poziomu
emisji lub zużycia paliwa. Kary ponosi się za przekroczenie emisji powyżej 6 t ekwiwalentu
CO2.
Najszersze zastosowanie handel emisjami znalazł w USA, przede wszystkim jako narzędzie
ograniczenia emisji zanieczyszczeń lokalnych i regionalnych. Najbardziej znany jest program
„Kwaśne deszcze” (Acid Rain). Handel emisjami SO2, głównego sprawcy kwaśnych
deszczów, prowadzony jest w USA od 1990 r. Jego uczestnikami są elektrownie, a system
handlu administruje rządowa Agencja Ochrony Środowiska. Elektrownie zredukowały emisje
w większym stopniu od wymaganego, zachowały też nadmiarowe uprawnienia do emisji na
przyszłe okresy rozliczeniowe. Redukcję emisji w tym programie osiągnięto mniejszym
kosztem niż przy użyciu innych instrumentów. Cena 1 t SO2 spadła z ok. 200 dolarów w
początkowym okresie do 130 dolarów obecnie.
Na wzór amerykański
Handel emisjami uważany jest za jeden z najbardziej rynkowych instrumentów polityki
ekologicznej. Polega na określeniu limitu emisji dla grupy źródeł emitujących
zanieczyszczenie. Pulę dopuszczalnych emisji rozdziela się następnie na wszystkie instalacje
poprzez wydanie odpowiedniej liczby uprawnień do emisji. Uprawnienia te są zbywalne,
czyli mogą być przedmiotem transakcji kupna-sprzedaży pomiędzy podmiotami
uprawnionymi do obrotu. Na koniec każdego okresu rozliczeniowego każda instalacja musi
posiadać taką liczbę uprawnień, która odpowiada ilości wyemitowanych przez nią
zanieczyszczeń. Za każdą tonę emisji przekraczającą liczbę przyznanych uprawnień trzeba
zapłacić wysoką karę. Ma to zagwarantować, iż łączna emisja zanieczyszczeń z grupy źródeł
objętych systemem nie przekroczy ustalonych zbiorczych limitów.
Handel może odbywać się dzięki różnicom w kosztach redukcji emisji ponoszonych przez
poszczególnych uprawnionych. Zakłady o niskich kosztach mogą inwestować w dodatkowe
ograniczenia emisji i sprzedawać nadmiar uprawnień podmiotom o wyższych kosztach
redukcji. System zachęca do poszukiwania i realizacji projektów o niskich kosztach redukcji
emisji i podejmowania działań tam, gdzie jest to najtańsze. Z tego powodu szacuje się, iż ze
uzyskanie tych samych redukcji emisji przy zastosowaniu handlu emisjami jest ok. 30-60
proc. tańsze niż w podejściu nakazowo-kontrolnym.
W celu zbilansowania rzeczywistej emisji z liczbą posiadanych uprawnień, każdy uczestnik
handlu emisjami ma do dyspozycji trzy rodzaje działań: redukcję emisji, dokupienie oraz
sprzedaż uprawnień emisyjnych.
Mechanizm handlu emisjami może funkcjonować na poziomie upstreamu (producentów
paliw, tj. kopalni, właścicieli ropociągów, gazociągów, importerów i dystrybutorów paliw i
innych) oraz na poziomie downstreamu, tzn. gdy handel emisjami wprowadzany jest w
miejscu emisji (uczestnikami handlu są m.in. elektrownie, huty, cementownie). Handel na
szczeblu upstreamu dotyczy mniejszej liczby podmiotów, ale pokrywa większą ilość emisji.
Handel downstream jest powszechniej stosowany i obejmuje więcej podmiotów, lecz w
mniejszym stopniu pokrywa emisję.
Handel emisjami może odbywać się na kilka sposobów. Jednym z nich jest tzw. mechanizm
klosza, który polega na tym, iż przedsiębiorstwu lub grupie przedsiębiorstw posiadających
zróżnicowane źródła emisji przyznaje się pułap emisyjny dla grupy źródeł lub zakładów tak,
iż mogą one łącznie dokonywać najbardziej efektywnych kosztowo redukcji emisji (zakłady
te działają w ramach jednego przedsiębiorstwa). Inna metodą jest tzw. mechanizm kompensat,
który pozwala zakładowi zmniejszyć emisję poprzez offsetową redukcję z zakładu, który tej
redukcji nie potrzebuje. Możliwe też są kredyty redukcji emisji: zakłady o emisjach poniżej
określonego progu mogą otrzymać kredyty redukcji i następnie sprzedać je zakładom o
emisjach powyżej progu. Za najskuteczniejszą i najbardziej efektywną ekonomicznie uchodzi
metoda „ograniczenie i handel”, stosowaną z powodzeniem od lat 90. w USA. Całkowity
limit emisji ustalany jest dla grupy zakładów i/lub sektorów, a następnie cała pula uprawnień
do emisji jest rozdzielana pomiędzy zakłady. Przyznane uprawnienia zakłady mogą
wykorzystać do swoich celów redukcyjnych, sprzedać je lub zachować na przyszłe okresy
rozliczeniowe.
System handlu emisjami w Unii Europejskiej będzie działał właśnie na tej zasadzie, czyli
„ograniczenie i handel” (ang. cap and trade). Rządy krajów członkowskich mają obowiązek
określenia zbiorczych limitów CO2 dla wszystkich grup instalacji oraz objętych systemem
oraz dokonania rozdziału (alokacji) tego limitu na poszczególne instalacje.
Każdy podmiot prowadzący instalację otrzyma przydział uprawnień do emisji na kolejne
okresy rozliczeniowe. Będą to okresy pięcioletnie, z czego pierwszy przypadnie na lata 20082012. Poprzedzi go pierwsza faza działania handlu emisjami - od stycznia 2005 r. do grudnia
2007 r. W tej fazie uczestnictwo jest obowiązkowe dla instalacji wymienionych w Aneksie I
Dyrektywy 2003/87/WE. Dotyczy to także instalacji w Polsce. W sektorze energii do
pierwszej fazy handlu emisjami zakwalifikowano źródła spalania paliw o mocy cieplnej
powyżej 20 MWt (z wyjątkiem instalacji spalania odpadów niebezpiecznych lub
komunalnych), rafinerie oleju mineralnego, piece koksownicze.
Program handlu emisjami obejmie ok. 46 proc. emisji CO2 w UE do 2010 r. i dotyczy ok. 10
tys. instalacji.
Na dość płytkim na razie europejskim rynku uprawnień do emisji CO2 ceny uprawnień
kształtują się na poziomie 7-10 euro/t CO2 w zależności od terminu realizacji zakupu. Dalszy
rozwój tego rynku, jego płynność oraz cena uprawnień w dużym stopniu będą zależne od
szczodrości państw, rozdzielających uprawnienia do emisji pomiędzy przedsiębiorstwa
Można jedna spodziewać się wzrostu tych cen, zwłaszcza w drugim etapie (2008-2012), gdy
dla spełnienia przyjętych zobowiązań państwa starej UE ograniczą liczbę uprawnień
dostępnych na rynku. Zakłada się ze okresie 2005-2012 ceny uprawnień do emisji CO2 będą
się kształtować na poziomie 15 euro/t CO2.
Najkorzystniejsza sytuacja dla przedsiębiorstwa powstanie, gdy jego jednostkowe koszty
redukcji emisji CO2 będą niższe od spodziewanych cen uprawnień do emisji na rynku handlu
emisjami. Wówczas może on odzyskać znaczną część zainwestowanych środków (w
zależności od liczby zaoszczędzonych uprawnień), sprzedając nadmiar posiadanych
uprawnień na rynku.
Krajowy plan alokacji uprawnień
Warunkiem wdrożenia handlu emisjami jest opracowanie przez państwa członkowskie
krajowych planów alokacji uprawnień (KPAU) do emisji CO2, które zatwierdza Komisja
Europejska. KPAU określa całkowitą liczbę uprawnień do emisji wydanych instalacjom, a
także sposób ich rozdziału dla poszczególnych sektorów i instalacji. Zwiera też listę instalacji
uczestniczących w handlu emisjami oraz przydzielone tym instalacjom liczby uprawnień.
Alokacja uprawnień musi być ustalona dla całej fazy przed jej rozpoczęciem. W przypadku
utworzenia rezerwy dla nowych podmiotów, pula przyznana danemu krajowi zostaje
pomniejszona o uprawnienia rezerwowe.
W latach 2005-07 nie mniej niż 95 proc. całkowitej liczby uprawnień musi zostać
przydzielona przedsiębiorstwom nieodpłatnie, w latach 2008-12 minimum 90 proc. Pozostałe
kraj członkowski może sprzedać na aukcji.
Przewidywany w Polsce poziom emisji CO2 w latach 2005-07 wynosi 1062 mln t i stanowi 84
proc. limitu przyznanego Polsce w ramach Protokołu z Kioto (1269 mln t emisji tego
zanieczyszczenia). Emisja CO2 z instalacji należących do systemu handlu emisjami w tym
okresie wyniesie ok. 642 mln t. Taka ilość uprawnień emisyjnych zostanie rozdzielona w
KPAU, z czego 83,2 proc. to uprawnienia związane z produkcją energii elektrycznej i cieplnej
(energetyka jest największym emitorem CO2, gdyż węgiel kamienny i brunatny są podstawą
polskiej energetyki). Emisje w systemie handlu stanowią 60,5 proc. całkowitej krajowej
emisji tego zanieczyszczenia. Redukcja emisji będącej poza systemem handlu będzie
regulowana przy pomocy innych instrumentów polityki klimatycznej.
Różnica pomiędzy limitem określonym w Protokole z Kioto, a prognozowaną emisją
szacowna jest na 69 mln t. Polska dysponuje zatem znaczącą rezerwą emisji CO2 w stosunku
do poziomu wynikającego ze zobowiązań i nawet wzrost emisji w kolejnych latach nie
stanowi zagrożenia dla ich wypełnienia. W energetyce zawodowej sytuacja jest trudniejsza.
W 2001 r. rezerwa ta wynosiła zaledwie 15 mln t. Uprawnienia do emisji odpowiadające
różnicy wynikającej ze zobowiązań mogą być wykorzystane w latach 2008-12. Część
polskich zakładów może również skorzystać z posiadanej nadwyżki i ją sprzedać.
W 1988 r. emisja gazów cieplarnianych netto (z uwzględnieniem pochłaniania CO2 w
rolnictwie i leśnictwie) wyniosła 442 mln t ekwiwalentu CO2. Energetyka zawodowa
(elektrownie i elektrociepłownie zawodowe) emitowała w 1988 r. ok. 164 mln t CO2. Do
1997 r. emisja CO2 zmieniała się proporcjonalnie do wielkości produkcji energii elektrycznej.
Występujące niewielkie wahania poziomu emisji były głównie wynikiem zmian proporcji
wielkości produkcji opartej na węglu kamiennym i brunatnym w źródłach o różnej
sprawności wytwarzania oraz zmienności warunków klimatycznych. Od 1998 r. widoczny
jest wpływ modernizacji technologicznych źródeł wytwarzania, realizowanych głównie w
ramach KTD, a także rozdzielni i sieci przesyłowych, dający efekt trwałej redukcji emisji CO2
na poziomie ok. 10 mln t. Jednocześnie jednak udział emisji CO2 z energetyki w puli emisji
krajowej wzrósł z 36 proc. w 1998 r do 55 proc. w 2001 r.
Na początku września br. Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do emisji CO2 w Polsce na lata
2005-2007 został przesłany do Komisji Europejskiej. Planem objęto ponad 1200
przedsiębiorstw, w tym wszystkich wytwórców energii elektrycznej i ciepła od 20 MWt.
Podczas jego opracowywania powstała strategia makroekonomiczna rozwoju kraju, a na tym
tle strategie sektorowe, także dla elektroenergetyki i ciepłownictwa. Następnie w te programy
wpisały się poszczególne przedsiębiorstwa ze swoimi uwarunkowaniami lokalnymi, rynkami
zbytu, podpisanymi kontraktami.
Według Ministerstwa Środowiska do 2008 r. poziomy emisji zostały dobrze zwymiarowane.
Natomiast plan na lata 2008-2012 będzie efektem prognoz zapotrzebowania, jakie zostaną
opisane w nowej Polityce Energetycznej Polski do roku 2025. KPRU na lata 2008-12
powinien zostać opracowany najpóźniej do 1 lipca 2006 r.
Następny i kolejne plany (np. dla SO2) będą bazowały na tych samych prognozach, co
powinno zagwarantować ścisły związek z polityką państwa i strategiami poszczególnych
przedsiębiorstw. Prócz systemu dla gazów cieplarnianych ma powstać wewnątrzkrajowy
system handlu uprawnieniami do emisji SO2 i NOx w energetyce.
Zdeterminowani przez dyrektywę LCP
Operatorzy instalacji emisyjnych mają dowolność w decydowaniu, jak osiągnąć wyznaczone
limity emisyjne. Efektem wprowadzenia do gospodarki handlu emisjami będzie konkurencja
pomiędzy emitorami w tworzeniu racjonalnych kosztowo programów redukcji
zanieczyszczeń, wdrażaniu procesów technologicznych o niskich współczynnikach
energochłonności. Nastąpi także rozwój rynku producentów i dystrybutorów instalacji
redukujących emisję oraz innowacji technicznych.
Technologie redukcji CO2 obejmują procesy modernizacyjne, polegające na poprawie
sprawności wytwarzania lub wprowadzeniu gospodarki skojarzonej w istniejących źródłach
wytwarzania opartych na paliwach stałych, a także częściowym lub całkowitym zastąpieniu
węgla gazem oraz współspalaniu biopaliw z paliwami kopalnymi. Drugim obszarem dającym
możliwość zredukowania emisji CO2 są nowe technologie, realizowane w ramach wymiany i
rozbudowy istniejącej bazy wytwórczej, takie jak zgazowanie węgla, układy parowo-gazowe i
jądrowe oraz technologie wykorzystania odnawialnych zasobów energii.
Wielkość redukcji emisji nie stanowi jeszcze podstawy do wyboru określonej technologii i
podejmowania decyzji inwestycyjnych. Podstawą są analizy techniczno-ekonomiczne wzrostu
kosztów wytwarzania energii, w tym kosztów redukcji emisji CO2 w powiązaniu z
indywidualnymi możliwościami i warunkami działania danego operatora na rynku energii w
długim horyzoncie czasowym. Ocenie powinien być poddany również wpływ długofalowych
prognoz cen paliw na rynkach paliwowych.
Możliwości i wielkość redukcji emisji CO2 w energetyce zawodowej są w przeważającej
części pochodną strategii dostosowania energetyki do spełnienia wymogów zawartych w
dyrektywie LCP, dotyczących standardów emisyjnych SO2, NOx i pyłu oraz limitów emisji
SO2 i NOx zawartych w Traktacie Akcesyjnym.