Handel emisjami gazów cieplarnianych. Zanieczyszczenia o wartości rynkowej Autor: Anna Biedrzycka ( Energia Gigawat grudzień 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 CO 2 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 CO 2 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 CO 2 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 CO 2. 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 CO 2. 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 SO 2, 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 SO 2 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 upsteramu (producentów paliw, tj. kopalni, właścicieli ropociągów, gazociągów, importerów i dystrybutorów paliw i innnych) 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 CO 2 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 2008-2012. 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 CO 2 w UE do 2010 r. i dotyczy ok. 10 tys. instalacji. Na dość płytkim na razie europejskim rynku uprawnień do emisji CO 2 ceny uprawnień kształtują się na poziomie 7-10 euro/t CO 2 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 CO 2 będą się kształtować na poziomie 15 euro/t CO 2. Najkorzystniejsza sytuacja dla przedsiębiorstwa powstanie, gdy jego jednostkowe koszty redukcji emisji CO 2 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 CO 2, 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 CO 2 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 CO 2 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 CO 2, 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 CO 2 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 CO 2 w rolnictwie i leśnictwie) wyniosła 442 mln t ekwiwalentu CO 2. Energetyka zawodowa (elektrownie i elektrociepłownie zawodowe) emitowała w 1988 r. ok. 164 mln t CO 2. Do 1997 r. emisja CO 2 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 CO 2 na poziomie ok. 10 mln t. Jednocześnie jednak udział emisji CO 2 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 CO 2 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 MW t. 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 SO 2 ) 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 SO 2 i NO x 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 CO 2 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 CO 2 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 CO 2 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 CO 2 w energetyce zawodowej są w przeważającej części pochodną strategii dostosowania energetyki do spełnienia wymogów zawartych w dyrektywie LCP, dotyczących standardów emisyjnych SO 2, NO x i pyłu oraz limitów emisji SO 2 i NO x zawartych w Traktacie Akcesyjnym.