Zarządzanie emisjami CO2 w przedsiębiorstwie

Europejski system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych aktualnie obejmuje ponad 11 000 instalacji z sektora energetycznego i przemysłowego. Z jednej strony stwarza to obowiązek związany z umarzaniem uprawnień do emisji CO2, ale z drugiej strony daje potencjał do osiągania korzyści uczestnikom tego systemu.

Analizując wydarzenia związane z systemem handlu CO2 z ostatniego roku, można mówić o dużej zmienności tego rynku. Koncepcja zwiększenia celu redukcyjnego do 2020 r. z założonych 20% do 30%, idea podatku węglowego czy kwestia wycofania z III okresu EU ETS (2013-2020) pewnej puli uprawnień są przesłankami za wzrostem cen EUA. Z kolei nadmiar uprawnień na rynku, kryzys w strefie euro czy pewne niejasności związane z porozumieniem post-Kioto są przesłankami mającymi wpływ na spadek notowań. Generuje to dużą fluktuację cenową uprawnień (o dziennej amplitudzie nawet powyżej 1,5 euro). Wahania notowań rynkowych stanowią ryzyko, które można kontrolować i ograniczać. Umiejętne podejście do minimalizacji tego zjawiska obejmuje wytyczenie ram działania w postaci strategii zarządzania emisjami w przedsiębiorstwie. Oczywiście ze względu na zmiany zachodzące na rynku koncepcja długoterminowej strategii musi podlegać ciągłej weryfikacji i modyfikacji.

Wykorzystanie CER/ERU

Ostatni rok II okresu rozliczeniowego stawia przed prowadzącymi instalacje konieczność podjęcia decyzji, jak wykorzystać dozwolony limit jednostek CER/ERU. Zgodnie z art. 11a dyrektywy 2009/29/WE, operatorzy instalacji mogą w latach 2008-2020 umorzyć swoją emisję jednostkami CER/ERU w ilości 11% przydziału z lat 2008-2012. Polskie instalacje mogą w tym okresie skorzystać z limitu w ilości 10% łącznego przydziału z II okresu, pozostały 1% będzie do wykorzystania po 2012 r.

Istnieje klika możliwych opcji do wyboru. Po pierwsze, można wykorzystać całkowity limit jednostek CER/ERU w II okresie (pozostawiając jedynie możliwość skorzystania z 1% w latach 2013-2020). Po drugie, niewykorzystany w II okresie limit jednostek CER/ERU przenieść na III okres rozliczeniowy (np. instalacja w okresie 2008-2012 umorzyła swoją emisję jednostkami CER/ERU tylko w 2008 i 2009 r., a niewykorzystany z lat 2010-2012 limit zostaje przeniesiony na III okres wraz z 1%). Można również zakupić w ramach dozwolonego limitu „zielone” jednostki i przenieść je jako EUA na III okres EU ETS.

Wybór jednego z zaprezentowanych rozwiązań wiąże się z przeniesieniem jednostek Kioto na III okres EU ETS oraz podziałem jednostek na „szare” i „zielone”. Przeniesienie CER i ERU jest dozwolone dla prowadzących instalacje w ramach dozwolonego dla nich limitu i polegać będzie na zamianie tych jednostek na EUA ważne w III okresie rozliczeniowym. Dodatkowo należy pamiętać, iż w przeciwieństwie do przenoszenia (bankowania) EUA z II do III okresu rozliczeniowego, przeniesienie jednostek Kioto nastąpi na wniosek prowadzącego instalację, a zamiana taka będzie możliwa do 31 marca 2015 r. Trzeba mieć też na uwadze ważność wykorzystania jednostek Kioto po 2012 r., co wiąże się z ich podziałem na „szare” i „zielone”. Zgodnie z pkt. 9 art. 11a dyrektywy 2009/29/WE, od 1 stycznia 2013 r. mogą zostać zastosowane środki, mające na celu ograniczenie wykorzystania określonych jednostek do umorzenia emisji. W związku z tym wprowadzono zakaz wykorzystania jednostek CER i ERU pochodzących z projektów CDM i JI, redukujących emisję gazów przemysłowych (HFC-23 i N2O). Wyjątkowo wysoka rentowność tych projektów stanowi impuls do kontynuowania produkcji, prowadzenia projektów oraz uzyskiwania jednostek CER i ERU. Takie jednostki Kioto nazywa się jednostkami „szarymi”, a ich wykorzystanie do rozliczenia emisji w instalacji możliwe będzie tylko do 30 kwietnia 2013 r., co wynika z daty rozliczenia emisji za 2012 r. Jednostki CER i ERU, co do których nie wprowadzono ograniczenia ich wykorzystania do umorzenia emisji po 2012 r., nazywa są „zielonymi”. W obrocie giełdowym są to głównie jednostki pochodzące z projektów wiatrowych, solarnych i zwiększających efektywność energetyczną. Przeniesienie uprawnień EUA między II i III okresem EU ETS i zasadę wymiany jednostek Kioto okresu 2008-2012 na uprawnienia ważne w III okresie zaprezentowano na rysunku.

Wybór sposobu wykorzystania dozwolonego limitu jednostek CER/ERU nie jest prosty. Oprócz wiedzy o sposobie i możliwości przeniesienia jednostek na III okres ETS ważna jest też sytuacja, w której znajduje się przedsiębiorstwo.

Spośród sposobów uzyskania jednostek Kioto można wyróżnić bezpośredni ich zakup (transakcja SPOT czy forward) oraz dokonanie zamiany jednostek EUA na CER/ERU. Istnieją dwie możliwości takiej operacji. Pierwsza to tzw. zamiana ilościowa, kiedy zamieniamy taki sam wolumen jednostek EUA na uprawnienia CER lub ERU i uzyskujemy w ten sposób premię finansową, wynikającą z różnicy w cenie. Rozpiętość spread (różnica cenowa) wahała się od początku II okresu w granicach od 0,80 euro do nawet 4,25 euro (na giełdzie SPOT BlueNext). Biorąc pod uwagę możliwość uzyskania dodatkowych uprawnień, warto z kolei dokonać tzw. zamiany wartościowej, polegającej na sprzedaży tylko takiej ilości EUA, aby pokryć koszt zakupu CER/ERU. Należy mieć jednak na uwadze skutki podatkowe tych transakcji.

Uzupełniający plan zakupu EUA

Aktualnie prowadzący instalacje znają swój „wstępny” przydział uprawnień na III okres ETS. Może się on jednak jeszcze zmienić, a konkretnie zmniejszyć. Jeżeli okaże się, że na podstawie krajowych środków wykonawczych, zebranych w całej Unii, ilość darmowych uprawnień, o jakie wnioskują instalacje, będzie wyższa od wartości bezpłatnych EUA przewidzianych do wydania na III okres, zastosowany zostanie tzw. międzysektorowy współczynnik korygujący, zmniejszający wartości bezpłatnych przydziałów. Ewentualny sposób użycia tego współczynnika nie jest określony – może bowiem mieć zastosowanie tylko w kilku latach III okresu albo mieć inne wartości w poszczególnych latach. Taka wiedza pozwoli przygotować się do wejścia w następny okres ETS i zbilansować potencjalny niedobór uprawnień. Wykorzystując opcję bankowania uprawnień, warto więc przeanalizować możliwość uzupełnienia tego niedoboru, kupując EUA już teraz, kiedy to ceny uprawnień są dość atrakcyjne (w porównaniu do cen z ubiegłego roku).

Uzupełniający plan zakupu EUA uzależniony będzie oczywiście od płynności finansowej przedsiębiorstwa i prognozowanej emisji, wynikającej z planu produkcji i rozwoju firmy. Duże niedobory uprawnień w III okresie EU ETS warto już teraz zabezpieczyć, dokonując ich zakupu w tzw. kontraktach terminowych, czyli typu forward. Podpisując taką umowę, prowadzący instalacje określa cenę zakupu uprawnień, jaką zapłaci w przyszłości, np. w grudniu 2014 r., co stwarza możliwość zabezpieczenia kosztów niedoboru EUA w planie działalności przedsiębiorstwa, np. przez ustalenie odpowiedniej taryfy na ciepło (w przypadku ciepłownictwa).

Efekty transakcji

Operowanie uprawnieniami do emisji wymaga również analizy ze względu na skutki podatkowe tych transakcji. Przykładowo w przypadku umorzenia emisji za 2012 r. całością zakupionych CER (w wyniku zamiany wartościowej) i przeniesienia nadwyżki wygenerowanych EUA z tej transakcji na następny okres, kwota zobowiązania z tytułu podatku dochodowego od osób prawnych (PDOP) zostanie „zredukowana” do zera, bowiem wartość przychodu z tytułu sprzedaży EUA znajdzie pokrycie w koszcie zakupu CER. W przypadku pozostawienia na następny okres części zakupionych CER pozostałych po wykorzystaniu do umorzenia reszty posiadanych na rachunku EUA i części wolumenu posiadanych CER, powstanie zobowiązanie z tytułu PDOP w związku z różnicą pomiędzy kwotą przychodu ze sprzedaży EUA a wartością umorzeniową części zakupionych CER. Mając świadomość konsekwencji tych sposobów postępowania, spółka może wybrać najbardziej korzystne dla siebie rozwiązanie w aspekcie kondycji finansowej w 2012 r.

Działania dla okresu 2013-2020

Działania związane z III okresem rozliczeniowym, poza przeanalizowaniem planu niedoboru uprawnień na podstawie planu produkcji w instalacji, skupić się powinny również na analizie opłacalności modernizacji instalacji w celu zmniejszenia emisji dwutlenku węgla w relacji do kosztów zakupu uprawnień. Modernizacja instalacji w celu zwiększenia efektywności jej działania i jednoczesnego zmniejszenia emisji CO2 wymaga wielostronnej analizy.

Cena EUA stanowi jeden z podstawowych czynników decydujących o podjęciu decyzji o realizacji danej inwestycji, szczególnie w sytuacji, gdy jednym z celów przedsięwzięcia jest redukcja emisji CO2.

Jeżeli aktualny poziom cen EUA nie uzasadnia realizacji inwestycji modernizacyjnej, podmiot winien rozważyć zakup niedoboru uprawnień w kontraktach terminowych w ramach zabezpieczenia się przed przyszłym wzrostem kosztów.

W przypadku modernizacji instalacji ciepłowniczej atrakcyjnym rozwiązaniem jest modernizacja źródła z zastosowaniem wysoko sprawnej kogeneracji gazowej lub też kogeneracji przy wykorzystaniu biomasy jako paliwa (głównie układ ORC z kotłem na biomasę), co pozwoli na zwiększenie przychodów przedsiębiorstwa w wyniku sprzedaży energii elektrycznej, a także uzyskanie korzyści w postaci certyfikatów za jej produkcję. Opłacalność tych inwestycji nie jest związana tylko z ceną EUA, ale przede wszystkim z ostatecznym kształtem świadectw pochodzenia z produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Ważna jest również ostateczna wersja ustawy o OZE, regulująca ekwiwalent świadectw za ciepło z wysokosprawnej kogeneracji na OZE.

Wkomponowanie analizy modernizacji źródła wytwarzania w strategię zarządzania emisjami jest więc konieczne. W obliczu tego warto zwrócić uwagę na potencjał finansowy możliwy do uzyskania w III okresie EU ETS. Zgodnie bowiem z założeniami dyrektywy ETS, min. 50% przychodów ze sprzedaży uprawnień na aukcji, państwa członkowskie będą musiały przeznaczyć na inwestycje proekologiczne.

Określenie poziomu ryzyka

W III okresie EU ETS nowym wyzwaniem dla większości firm będzie ustalanie sposobu zabezpieczenia ceny EUA w cenie produktu i konieczność przyjęcia określonego poziomu ryzyka. Problem ten będzie szczególnie uciążliwy dla firm, w przypadku których cena sprzedaży produktów jest regulowana (np. ciepłownictwo). Aktualnie brakuje szczegółowych przepisów regulujących sposób wyceny kosztów emisji w cenie ciepła, niemniej w momencie ustalania taryfy na ciepło powstanie problem dotyczący tego, w jaki sposób zabezpieczyć koszty emisji w stosunku do kosztów zawartych w taryfie. Firma w przypadku zakupu uprawnień w transakcjach SPOT będzie musiała wygospodarować dodatkowe środki obrotowe lub zakupić uprawnienia w transakcjach terminowych. Kwestię zakupu całego wolumenu brakujących uprawnień czy też jego części powinien rozstrzygać wewnętrzny system zarządzania ryzykiem, działający jako proces ciągły, wymagający weryfikacji planów w świetle aktualnych zmian.

Analizując wydarzenia z rynku CO2, jakie miały miejsce w ostatnim czasie, należy spodziewać się dużej jego zmienności. Wcześniejsze zabezpieczenie ceny EUA do pokrycia emisji poprzez zawarcie kontraktu terminowego na dostawę uprawnień w 2013 r., powinno być rozważone przy ustalonym poziomie ryzyka. Warto jednak skupić swoje działania na trzech motywach: oszczędzaniu EUA, analizowaniu efektywności inwestycji w relacji do kosztów emisji CO2 oraz wykorzystywaniu rynków terminowych.

Zbigniew Kusior, prezes Zarządu, CARBONUS

Opublikowano: Ecomanager Numer 6/2012 (27)

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *