( Parkiet z dnia )

Transkrypt

1 Kioto pokazuje, gdzie szukać pieniędzy. Jeśli powstaną akty wykonawcze, polskie firmy zarobią na handlu uprawnieniami do emisji - twierdzi PricewaterhouseCoopers ( Parkiet z dnia ) W tym roku w Polsce miał wejść w życie system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Wiadomo już, że to się nie uda. Problem tylko odłożono w czasie. Rodzi to nowe wyzwania dla firm, które będą uczestniczyły w transakcjach. Europejski system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU-ETS, System) jest systemem ochrony środowiska, wykorzystującym mechanizmy rynkowe. Jego celem jest zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery w sposób jak najbardziej efektywny ekonomicznie. Na skutek funkcjonowania wtórnego rynku uprawnień - podmioty, które będą w stanie ograniczyć emisję dwutlenku węgla (CO2) do atmosfery mniejszym kosztem niż rynkowa cena "zaoszczędzonych" w ten sposób uprawnień do emisji, wdrożą projekty ograniczające zanieczyszczenia, a wygenerowaną w ten sposób nadwyżkę uprawnień sprzedadzą. Z kolei podmioty, dla których ograniczanie emisji będzie relatywnie nieopłacalne, będą kupować uprawnienia na rynku. Ceny uprawnień będą się kształtować zgodnie z mechanizmami rynkowymi. - W przypadku niewypełnienia przez przedsiębiorstwo limitów emisyjnych, będzie ono zobowiązane do zapłacenia kary 40 euro/tonę CO2 w pierwszym okresie i 100 euro/tonę CO2 w drugim okresie obowiązywania systemu. Zapłacenie kary nie będzie jednak zwalniało od obowiązku dokupienia brakującej ilości uprawnień - mówi Marcin Goszyk, konsultant w zespole ds. sektora energetycznego w PricewaterhouseCoopers. Kioto wskazuje Podstawy EU-ETS określono w protokole z Kioto, przyjętym w grudniu 1997 r. To prawnie wiążący dokument międzynarodowy, zobowiązujący państwa wysoko rozwinięte do redukcji emisji sześciu gazów cieplarnianych w latach o 5,2% w stosunku do poziomu z roku Szczegółowy zakres redukcji różni się dla poszczególnych państw-sygnatariuszy. Polska zobowiązana jest do 6% redukcji poziomu emisji (wymóg ten w skali kraju jest obecnie przez nasze państwo spełniony), a większość krajów Unii Europejskiej - do 8% redukcji (większość z nich wymogu tego nie spełnia) - twierdzi Marcin Goszyk. Protokół z Kioto przewiduje wiele elastycznych mechanizmów redukcji emisji, wykorzystując fakt, że gazy cieplarniane równomiernie się rozprzestrzeniają, co sprawia, że nie ma znaczenia, w którym miejscu na Ziemi zredukuje się ich emisję. Ważne, aby redukcja nastąpiła w ogóle. Jakie procedury? Mechanizmy przewidziane w protokole z Kioto to m.in: l mechanizm wspólnych wdrożeń (Joint Implementation - JI), dotyczący projektów inwestycyjnych realizowanych przez kraje wysoko rozwinięte w krajach o niższych kosztach redukcji emisji; l mechanizm czystego rozwoju (Clean Development Mechanizm - CDM), który dotyczy finansowania projektów

2 redukcji emisji w krajach niezobowiązanych do ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz mechanizm handlu uprawnieniami do emisji. - EU-ETS jest w istocie przeniesieniem państwowych zobowiązań emisyjnych, które wynikają z ustaleń z Kioto, na poszczególne przedsiębiorstwa, a konkretnie na poszczególne instalacje emitujące gazy cieplarniane. System obejmuje ponad urządzeń w 25 krajach rozszerzonej Unii Europejskiej. Są to przede wszystkim obiekty energetycznego spalania (elektrownie, elektrociepłownie itp.), rafinerie ropy, piece koksownicze, huty oraz fabryki, m.in. cementu, szkła, ceramiki i papieru - wyjaśnia konsultant PricewaterhouseCoopers. Polska bez aktów wykonawczych Ramy prawne systemu określa dyrektywa Wspólnoty Europejskiej (2003/87/WE), której główne zasady przeniesiono na grunt polski w postaci Ustawy o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji, z 22 grudnia 2004 r. Istotne regulacje znajdują się także w tzw. dyrektywie łączącej, która wiąże mechanizmy wynikające z protokołu z Kioto z systemem EU-ETS. Warto zaznaczyć, że ustawa o handlu uprawnieniami... zawiera odnośniki do wielu aktów wykonawczych, których w Polsce do tej pory nie opracowano. Jedną z istotniejszych, nieuregulowanych do tej pory kwestii, jest na przykład zakres możliwości przenoszenia uprawnień między okresami rozliczeniowymi. Kwestia ta bezpośrednio będzie wpływać na liczbę uprawnień dostępnych na rynku w poszczególnych okresach i na strategie handlowe przedsiębiorstw. Opóźnienia w implementowaniu prawa stwarzają dodatkową niepewność dla polskich uczestników systemu i sprawiają, że polskie firmy nie są obecnie w stanie zaplanować strategii w obszarze handlu uprawnieniami do emisji. Przydział uprawnień W EU-ETS każda instalacja otrzyma limit emisji na dany okres rozliczeniowy. Poziom otrzymanych limitów jest sprawą istotną dla każdego przedsiębiorstwa, determinuje on bowiem poziom nadwyżek lub niedoborów posiadanych uprawnień, np. konieczność ich zakupu w celu pokrycia niedoboru lub sprzedaży posiadanej nadwyżki. - Całkowita liczba uprawnień rozdzielana między instalacje w państwach członkowskich jest określona w Krajowych Planach Rozdziału Uprawnień (National Allocation Plans), które opracowywane są przez państwa członkowskie, a następnie przedkładane do akceptacji Komisji Europejskiej. Oznacza to, że każde państwo musi zadecydować ex-ante o liczbie uprawnień przydzielanych przedsiębiorstwom. Pierwotnie opracowany przez Polskę przydział uprawnień w ramach KPRU został obniżony przez Komisję Europejską o 16,5%. Obecnie przewiduje on roczny poziom emisji z instalacji objętych systemem na poziomie 239 Mt CO2 rocznie, podczas gdy faktyczny poziom emisji z tych instalacji w 2004 r. wyniósł 219 Mt. Oznacza to, że po uwzględnieniu szacowanego przez Ministerstwo Ochrony Środowiska wzrostu emisji o 5-6 Mt rocznie, polskie podmioty w pierwszym okresie rozliczeniowym będą dysponować około Mt nadwyżki - twierdzi M. Goszyk. Zakładając obecny poziom cen uprawnień na poziomie 22 euro/t, nadwyżka ta będzie mogła być sprzedana za około mln euro. Przewiduje się, że w drugim okresie rozliczeniowym polskie podmioty nie będą miały istotnej nadwyżki uprawnień, a kraje Europy Zachodniej posiadać będą znaczące niedobory.

3 Niekorzystne opóźnienia W kontekście posiadanej przez większość polskich przedsiębiorstw nadwyżek uprawnień w pierwszym okresie rozliczeniowym, bardzo niekorzystne są opóźnienia we wdrażaniu w kraju wszystkich niezbędnych regulacji, KPRU i rejestru emisji (umożliwiającego zawieranie transakcji), ponieważ uniemożliwiają one upłynnienie nadwyżek w najdogodniejszym dla firm terminie. Przydział uprawnień między poszczególne instalacje jest jednak sprawą trudną, o czym może świadczyć fakt przeciągających się kolejny już miesiąc negocjacji między polskimi podmiotami a Ministerstwem Ochrony Środowiska, dotyczących rozdziału krajowego limitu między polskie instalacje. O ile bowiem przydział limitów na poziomie krajowym jest przedmiotem uzgodnień między stroną polską a Komisją Europejską, o tyle przy rozdziale uprawnień między instalacje biorą udział przedstawiciele wszystkich zainteresowanych stron, a przyjęte rozwiązania są w dużej mierze wynikiem wypracowanego kompromisu. - Skomplikowane jest przede wszystkim ustalenie klucza rozdziału - a więc na przykład tego, czy otrzymane limity mają bazować na historycznych danych o poziomie emisji, danych prognozowanych (a jeśli prognozowanych, to co może być podstawą prognoz) czy tzw. benchmarkach emisyjnych, a więc referencyjnych wartościach emisji przypadającej np. na 1 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej. Opóźnienia mające miejsce w opracowaniu ostatecznej wersji polskiego KPRU sprawiały, że polskie podmioty przez długi czas nie znały poziomu przyznanych im emisji, a więc nie były pewne, czy pierwszy okres funkcjonowania systemu będzie się wiązać dla nich z koniecznością ponoszenia wydatków, czy z możliwością zrealizowania wpływów ze sprzedaży - wyjaśnia Marcin Goszyk. Prowadzone obecnie dyskusje pomiędzy uczestnikami systemu, rządami państw i Komisją Europejską o drugim okresie rozliczeniowym ( ) przewidują, że kluczem opracowywania KPRU w tym okresie będzie prawdopodobnie metoda benchmarkingowa. Polskie ministerstwo środowiska do tej pory nie przedstawiło ostatecznej metody opracowania KPRU 2. Bardzo ważnym zadaniem dla przedsiębiorstw i organizacji sektorowych będzie przygotowanie się do dyskusji i negocjacji związanych z przydziałem uprawnień w KPRU na okres W skali europejskiej prawdopodobne jest zaostrzenie limitów emisyjnych w drugim okresie, co będzie powodować dużą presję na wzrost cen uprawnień oraz na realizowanie przedsięwzięć redukujących emisję. Cena się waha Poziom cen uprawnień do emisji CO2 podlegał na przestrzeni ostatnich dwóch lat dużym wahaniom (przed oficjalną datą uruchomienia systemu przedsiębiorstwa mogły dokonywać transakcji typu forward). W lipcu 2003 r. cena uprawnień wynosiła ok. 8 euro/tonę i urosła do prawie 30 euro za tonę w lipcu 2005 r., głównie w wyniku ograniczeń w limitach krajowych KPRU przez Komisję Europejską. Obecnie wynosi ona ok. 22 euro/tonę. - Mocne wahania cen spowodowane są m.in. stosunkowo małą płynnością rynku, spowodowaną brakiem możliwości włączenia się do niego podmiotów z niektórych państw z przyczyn prawno-organizacyjnych (w tym Polski). Podaż uprawnień z państw posiadających nadwyżkę (głównie państwa Europy Środkowowschodniej) jest przez to ograniczona, co

4 powoduje presję na wzrost cen. Spadki cen z ich historycznego maksimum 30 euro/tonę spowodowane były pogłoskami o rozpoczęciu sprzedaży przez przedsiębiorstwa środkowoeuropejskie. Należy więc przypuszczać, że z powodu dużych wahań cen i presji na spadek cen w wyniku sprzedaży uprawnień przez przedsiębiorstwa "nadwyżkowe", dla podmiotów kluczowe będzie wczesne aktywne włączenie się do systemu i odpowiedni wybór strategii handlowej, przy jednoczesnym utrzymaniu swoich zamiarów w tajemnicy. Wartość posiadanych nadwyżek może bowiem znacząco zmaleć, jeżeli inni gracze zaczną sprzedawać wcześniej - tłumaczy konsultant PricewaterhouseCoopers. Czynników wpływających na poziom cen jest dużo więcej i można je generalnie podzielić na czynniki endogeniczne, związane z rynkiem uprawnień CO2 (popyt i podaż) oraz czynniki egzogeniczne, związane z takimi czynnikami, jak: l ceny paliw l poziom produkcji przedsiębiorstw objętych systemem l czynniki pogodowe (np. mroźna zima powoduje wzrost produkcji w ciepłowniach i elektrociepłowniach, będących dużymi emitentami) l regulacje prawne (np. możliwości przenoszenia nadwyżek uprawnień na kolejne okresy rozliczeniowe) l traktowanie jednostek redukcji pochodzących z realizacji projektów CDM i JI l koszt i możliwości redukcji emisji w obrębie przedsiębiorstwa l poziom popytu na energię elektryczną. - Wielość czynników powoduje olbrzymią niepewność co do poziomu cen w przyszłości i unaocznia znaczenie odpowiedniego planowania i wyboru strategii handlowej. Sprzedaż lub kupno nadwyżki w nieodpowiednim momencie może skutkować bardzo istotnymi kosztami - zaznacza Marcin Goszyk. Strategie przedsiębiorstw Zdaniem specjalisty z PricewaterhouseCoopers, przedsiębiorstwa objęte systemem stają w obliczu zupełnie nowego czynnika otoczenia, który musi zostać uwzględniony w szeroko pojętej strategii podmiotów, i który wpłynie na wiele obszarów operacyjnych funkcjonowania przedsiębiorstwa, takich jak: l planowanie przedsięwzięć rozwojowych (poziom emisji z nowych instalacji a poziom przyznanych im uprawnień) l planowanie fuzji i przejęć (nadwyżka/niedobór uprawnień w przejmowanych podmiotach) l monitoring poziomu emisji, jego weryfikacja oraz sprawozdawczość l ujęcie księgowe operacji związanych z systemem i optymalizacja podatkowa. Firmy biorące udział w obrocie uprawnieniami do emisji będą musiały wziąć pod uwagę powiązania systemowe obszaru monitoringu emisji, obszaru finansowego i obszaru handlowego w przedsiębiorstwie (nowe struktury, nowe kompetencje kadry, nowe systemy), analizę możliwości i kosztów ograniczania emisji wewnątrz przedsiębiorstwa oraz planowanie transakcji uprawnieniami do emisji (poziom i termin transakcji, metody ograniczające ryzyko). Każdy podmiot, który będzie uczestniczył w systemie, będzie musiał przeanalizować, jakie są interakcje między wymogami związanymi z systemem, a innymi przepisami dotyczącymi ochrony środowiska. Ten punkt jest o tyle istotny, że Polska jest zobowiązana do wielu innych ograniczeń poziomu emisji, dotyczących m.in. SO2, NOx i pyłów, wynikających z Traktatu Akcesyjnego Unii Europejskiej. Analiza opłacalności i konieczności realizowania inwestycji proekologicznych powinna uwzględniać ich wpływ na spełnienie wymogów nie tylko EU-ETS, ale także i innych regulacji.

5 - Kolejne kroki firm powinny obejmować określenie, czy opłacalne będzie dla przedsiębiorstwa wdrażanie wewnętrznych struktur operacyjnych zajmujących się kompleksowo tematyką związaną z systemem (małe przedsiębiorstwa prawdopodobnie zdecydują się jedynie na sporadyczne zawieranie transakcji w celu pokrycia niedoborów lub sprzedaży nadwyżek pod koniec okresu rozliczeniowego; duzi gracze prawdopodobnie będą bardziej aktywni na rynku), opracowanie strategii handlowej i metod zarządzania ryzykiem oraz wybór platformy dokonywania transakcji (poprzez brokera, samodzielnie czy też poprzez giełdę) - podsumowuje konsultant PricewaterhouseCoopers. Jakie paliwo? Istotną kwestią strategiczną, związaną z funkcjonowaniem systemu, jest planowanie struktury paliwowej przez przedsiębiorstwa energetyczne. Generowanie energii elektrycznej w oparciu o gaz charakteryzuje się mniejszą emisyjnością CO2 niż wytwarzanie oparte na węglu kamiennym i brunatnym. Przedsiębiorstwa, które mają w swoim portfelu aktywów zarówno moce wytwórcze gazowe, jak i węglowe, muszą analizować wahania cen tych paliw i różnice w poziomie cen między węglem a gazem (gaz jest relatywnie droższym paliwem energetycznym niż węgiel). W przypadku zmniejszania się różnicy cen paliw do określonego poziomu, opłacalne będzie zwiększanie produkcji w mocach opalanych gazem, a ograniczanie jej w mocach węglowych, bowiem relatywnie większe koszty paliwa zostaną skompensowane oszczędnościami zrealizowanymi w wyniku mniejszej emisji CO2 (oczywiście cena uprawnień także będzie kluczowym czynnikiem w tej analizie). Kwestia ta nie dotyczy obecnie podmiotów polskich, ze względu na monokulturę paliwową w kraju (ponad 90% produkcji energii elektrycznej oparte jest na węglu kamiennym i brunatnym), jednak w długim okresie można się spodziewać w Polsce relatywnego wzrostu opłacalności wytwarzania energii w oparciu o gaz, a więc prawdopodobnie większej popularności źródeł gazowych. - W wyniku funkcjonowania systemu, przedsiębiorstwa stoją w obliczu wielu wyzwań, np. istotnego wzrostu kosztów oraz zwiększenia liczby obowiązków. Zwiększa się także niepewność dotycząca przyszłości. Jesteśmy świadkami stopniowego powstawania gospodarki, w której emisje gazów cieplarnianych będą istotnym czynnikiem kształtującym sposób funkcjonowania przedsiębiorstw. Wzrastające wymogi ekologiczne prawdopodobnie spowodują relatywny wzrost cen energii konwencjonalnej i rosnącą popularność energii "zielonej" i być może energii jądrowej - uważa Marcin Goszyk. Opr. WW