Strona główna » Księgowość » Obrót gospodarczy » Finanse i inwestycje » Ile kosztują uprawnienia do emisji CO2? Co z rekompensatami dla podmiotów i branż energochłonnych?

Ile kosztują uprawnienia do emisji CO2? Co z rekompensatami dla podmiotów i branż energochłonnych?

16 lipca 2021, 12:16

Ile kosztują uprawnienia do emisji CO2? Ceny uprawnień do emisji CO2 pobiły w ubiegłym tygodniu rekord, osiągając prawie 59 euro za tonę. Jeszcze na początku 2018 roku były na poziomie kilku euro. Stały, wyraźny wzrost bezpośrednio przekłada się na podwyżki cen energii i dotkliwie odczuwają go przedsiębiorstwa, zwłaszcza duzi, przemysłowi odbiorcy energii.

Rekompensaty dla podmiotów i branż energochłonnych a ceny uprawnień do emisji CO₂

W Polsce od 2019 roku obowiązuje ustawa o rekompensatach dla podmiotów i branż energochłonnych, ale – jak zauważa Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu – do wyliczania ich wysokości przyjęto dużo niższe niż aktualne ceny uprawnień do emisji CO₂, przez co nie spełnia ona już swojej funkcji. Organizacja wskazuje też, że sposób funkcjonowania europejskiego rynku uprawnień i udział w nich inwestorów spekulacyjnych zaczyna być coraz większym zagrożeniem dla konkurencyjności unijnego przemysłu.

Gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej m.in. z powodu cen uprawnień do emisji CO₂

– Obserwujemy na rynku gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej. Jeszcze w marcu, kwietniu mogliśmy ją kupić za ok. 240 zł za megawatogodzinę, teraz ceny notowane na Towarowej Giełdzie Energii przekraczają już 350 zł. Dla przemysłu i jego konkurencyjności to jest katastrofa – mówi agencji Newseria Biznes Henryk Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu (FOEEiG) oraz prezes Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii.

Resort rozwoju podaje, że w Polsce (której energetyka w ponad 70 proc. wciąż opiera się na węglu), aby wyprodukować 1 kWh energii elektrycznej, trzeba wyemitować 724 g CO₂, czyli trzy razy więcej, niż wynosi europejska średnia (226 g). Między innymi dlatego poziom cen energii elektrycznej jest w Polsce najwyższy w UE (według KE w III kwartale ub.r. średnia cena energii elektrycznej na polskim rynku hurtowym wyniosła 52 euro za 1 MWh, czyli aż 60 proc. więcej niż europejska średnia w tym okresie). Oznacza to bowiem dużo wyższe opłaty, jakie polskie przedsiębiorstwa muszą ponosić za uprawnienia do emisji CO₂. Te zaś pobiły w ubiegłym tygodniu nowy, historyczny rekord (poprzedni padł w połowie maja), osiągając prawie 59 euro za tonę. Jeszcze na początku 2018 roku ceny uprawnień do emisji wahały się w okolicach kilku euro za tonę.

Czy produkcja przemysłowa w Polsce będzie spadać?

Według FOEEiG jeśli wzrost cen się utrzyma, a w związku z bardziej ambitnymi celami klimatycznymi i pakietem Fit for 55 tak prawdopodobnie będzie, produkcja przemysłowa w Polsce będzie spadać, a najbardziej energochłonne zakłady przemysłowe będą stopniowo likwidowane albo będą przenosić działalność do krajów o niższych kosztach energii.

– Komisja Europejska dopuszcza stosowanie przez kraje członkowskie rekompensat kosztów uprawnień do emisji CO₂ w cenie kupowanej bądź produkowanej energii elektrycznej. W sytuacji, w jakiej znaleźli się polscy odbiorcy, jest to mechanizm nie do przecenienia. Problem polega na tym, że obowiązująca w Polsce ustawa o systemie rekompensat dla podmiotów i branż energochłonnych zawiera budżety roczne do 2028 roku, które były ustalane przy cenie uprawnień do emisji CO₂ na poziomie około 20 euro. W ocenie skutków regulacji zakładaliśmy, że do 2030 roku cena tych uprawnień nie przekroczy 30 euro, tymczasem już dzisiaj mamy 55 euro i więcej. Oznacza to także, że budżety, które zostały zaplanowane, są już dalece niewystarczające i przestały spełniać swoją rolę – podkreśla Henryk Kaliś.

Potrzebna aktualizacja cen uprawnień do emisji CO₂stanowiących podstawę obliczania rekompensat

Dlatego FOEEiG w połowie maja 2021 r. zaapelowała do premiera o ich zaktualizowanie. Eksperci w liście do Mateusza Morawieckiego zwracają także uwagę, że sposób funkcjonowania rynku uprawnień do emisji CO₂ zaczyna być coraz większym zagrożeniem dla konkurencyjności europejskiego przemysłu. Wynika to m.in. z faktu, że transakcje na tym rynku mogą zawierać dwie różne grupy podmiotów: przedsiębiorcy posiadający instalacje objęte systemem handlu uprawnieniami, którym są one niezbędne do prowadzenia działalności produkcyjnej, ale też inwestorzy, dla których są one przynoszącym szybkie i łatwe zyski instrumentem rynku finansowego.

– Łączenie tych dwóch grup odbiorców o zupełnie innej charakterystyce na jednym rynku jest kompletnym nieporozumieniem. Fundusze inwestycyjne, które mogą inwestować znaczne środki spekulacyjne, mogą czekać na okazję i sterować tym rynkiem, bo są do tego przygotowane. Trzeba też dodać, że to są nie tylko fundusze europejskie, ale również chińskie czy amerykańskie. W pewnym sensie oddaliśmy możliwość sterowania kosztami generowanymi przez produkcję na obszarze UE w ręce instytucji spekulacyjnych – podkreśla przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu.

Na tym cierpi druga grupa graczy na rynku, czyli odbiorcy przemysłowi.

– Nowy europejski ład, zeroemisyjna gospodarka do 2050 roku były planowane przy cenie uprawnień na poziomie około 30 euro. I właśnie ten rynek spekulacyjny spowodował, że ta cena się praktycznie podwoiła. Jest więc jedna grupa, która płaci i płacze, to jest m.in. polski przemysł i energetyka. I jest też druga grupa, która niefrasobliwie się cieszy z tego. W mojej ocenie to się źle skończy, jeśli nie nastąpi interwencja – mówi Henryk Kaliś.

– Oczekujemy od polskiego rządu rozpoczęcia starań o wprowadzenie do EU ETS mechanizmów ograniczających obszar ingerencji instytucji finansowych w rynek, który ze swej natury jest rynkiem towarowym, nie finansowym – napisano w liście do premiera.

W majowym piśmie eksperci Forum podkreślili, że firmy muszą mieć możliwość zapewnienia sobie energii po takich kosztach, które nie będą zagrażać ich konkurencyjności na europejskim i światowym rynku. Wobec rosnących cen energii przemysł musi szukać alternatywy, którą stanowią odnawialne źródła energii, a zwłaszcza energetyka wiatrowa na lądzie. Ta jest obecnie najtańszą technologią wytwarzania energii – nie tylko w porównaniu do źródeł konwencjonalnych, ale i innych źródeł OZE.

– Przyłączanie źródeł odnawialnych do wewnątrzzakładowych sieci elektroenergetycznych może odbywać się w oparciu o dwie procedury. Pierwsza to autoprodukcja – w tym przypadku źródło buduje firma i nie ma żadnych komplikacji formalnych. Natomiast drugim rozwiązaniem jest przyłączanie źródła, które buduje i utrzymuje firma zewnętrzna. Wtedy mówimy o potrzebie zmiany definicji linii bezpośredniej, ponieważ w momencie, kiedy pojawia się faktura za energię, to wraz z nią pojawia się też cały szereg kosztów związanych z polityką energetyczną, klimatyczną i fiskalną, wobec czego przestaje się to opłacać – mówi przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu.

Do realizacji tych możliwości – zdaniem ekspertów – potrzebne jest m.in. zniesienie ograniczeń lokowania OZE na terenach przemysłowych czy złagodzenie warunków uprawniających do uzyskiwania statusu linii bezpośredniej. Przykłady zawierania umów dotyczących sprzedaży energii ze źródeł odnawialnych między wytwórcą OZE i przemysłowym odbiorcą energii są coraz częstsze. Według MRPiT na koniec 2019 roku w ramach takich umów było zaangażowane łącznie 8 GW mocy OZE, z czego 85 proc. stanowiły lądowe moce wiatrowe. Z kolei do kwietnia tego roku w Polsce takich umów było 11 (sześć dla farm wiatrowych i pięć dla instalacji PV).

Dowiedz się więcej z naszej publikacji