Czy ETS dobija polski przemysł? Firmy żądają zmian w unijnym systemie emisji

Wskaźnik emisyjności polskiej gospodarki pozwala na postawienie tezy, że polska gospodarka coraz mniej emituje CO2. Jak wynika z danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami jeszcze w 2015 r. wskaźniki emisji CO2 w [kg/MWh] dla energii elektrycznej wyprodukowanej w instalacjach do spalania paliw wynosiły 810 [kg/MWh]. W 2023 r. (rok, za który są dostępne ostatnie dane) było to już 743 [kg/MWh]. To jednak efekt m.in. dużych kosztów dla polskiej gospodarki w efekcie m.in. opłat za emisję CO2.

Setki miliardów na ETS

Jak wynika z udostępnionych przez spółki energetyczne danych w ostatnich blisko 15 latach, tylko te największe z nich wydały kilkaset miliardów złotych na zakup uprawnień do emisji CO2 (EUA), dzięki czemu mogły produkować energię czy paliwa, emitując CO2 pochodzące ze spalania surowców kopalnych. Najwięcej, bo 96,3 mld zł (licząc także pierwsze sześć miesięcy tego roku) na zakup uprawnień do emisji CO2 wydała Polska Grupa Energetyczna. Trzeba jednak pamiętać, że same spółki także mogą handlować uprawnieniami. W ciągu ostatnich blisko 15 lat ta Grupa dokonała również sprzedaży uprawnień w wysokości 7,8 mld zł. Saldo zakupu i sprzedaży wszystkich uprawnień do emisji we wskazanym okresie wynosi 89,2 mld zł.

Foto: Parkiet

Mniej, bo 32,7 mld zł wydała Grupa Orlen (nie licząc danych z tego roku). Niewiele więcej do końca poprzedniego roku wydała na ten cel Enea, bo 33 mld zł. Grupa Tauron podała nam dane za okres 2022-2025. Spółka wydała w tym czasie 12,7 mld zł na zakup EUA. Dla porównania wydatków, wkład własny polskiego rządu na wybudowanie elektrowni jądrowej wartej blisko 200 mld zł będzie wynosił 70 mld zł. O liczby poprosiliśmy także inne duże spółki przemysłowe i energetyczne. ZE PAK, Grupa Azoty nie odpowiedziała nam, a KGHM przekazał swoje stanowisko co do ETS, ale informuje, że te dane stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa. Zapytaliśmy także Energę o koszty rozliczeń (przed połączeniem w 2020 r. z Orlenem Energa była samodzielną Grupą). Spółka przedstawiła swoje obszerne stanowisko, ale kwot podobnie jak KGHM nie przedstawiła.

Wydatki na ETS będą spadać – widać efekt transformacji 

Jak informuje nas PGE, w 2024 r. Grupa wydała na zakup uprawnień do emisji 24,9 mld zł, przy marginalnej sprzedaży. Do 30 czerwca 2025 r. wartość wydatków z tytułu zakupu uprawnień EUA wyniesie 2,5 mld zł. W kolejnych latach te koszty będą spadać, bo dostrzegalny będzie efekt transformacji poprzez mniejszą emisję CO2, a w efekcie mniejsze koszty na zakup EUA. Strategia Grupy PGE do 2035 r. przewiduje zmniejszenie emisji CO2 o 50 proc. w 2030 r. i o 75 proc. w 2035 r. względem wielkości emisji z 2024 r.

W przypadku Enei koszty związane z ETS w 2024 r. wyniosły ponad 7 mld zł, ale już koszt za 2025 r. będzie znacznie niższy. – W przyszłości spodziewamy się dalszego spadku kosztów związanych z uprawnieniami do emisji CO2, wynikającego przede wszystkim z malejącego wolumenu produkcji energii w jednostkach wysokoemisyjnych – informuje nas Enea. Tauron z kolei w 2024 r. wydał na uprawnienia do emisji CO2 3,8 mld zł, a w 2025 r. wyda 3,6 mld zł. Koncern wskazuje, że wraz ze spadającą produkcją, ale także trendem wzrostowym cen CO2, prognozy kosztów uprawnień na lata następne wahają się między 2 a 3 mld zł.

Czytaj więcej

Ceny Energii

Prezydencka propozycja obniżki cen prądu krytykowana i chwalona

Nie milkną echa propozycji prezydenta Karola Nawrockiego dotyczącej obniżenia cen energii w Polsc...

W przypadku Orlenu koszty te wyniosły w 2024 r. 9,22 mld zł. W kolejnych latach (2026-2030), w ramach czwartej fazy EU ETS, spółka przewiduje jednak wzrost kosztów uczestnictwa w systemie, wynikający przede wszystkim z ograniczenia dostępności darmowych uprawnień oraz mechanizmów rynkowych wpływających na wzrost cen EUA, np. mechanizmy rezerwy stabilizacyjnej rynku (MSR), mechanizm liniowej redukcji (LRF). Czynniki te prowadzą do zwiększenia kosztów operacyjnych dla podmiotów objętych systemem ETS, w tym dla Grupy Orlen.

Ograniczyć spekulacje i utrzymać darmowe uprawnienia 

PGE przypomina, że spółki są w procesie transformacji energetycznej, budując mniej emisyjne moce w gazie, które zastępują wysłużone elektrownie węglowe. Jednak nadal jeszcze w latach 30. węgiel będzie stabilizował produkcję energii w Polsce, choć w znacznie mniejszym stopniu niż jest to obecnie. – Koszty uprawnień muszą być zatem przewidywalne i nie obciążać zanadto źródeł wytwórczych gwarantujących bezpieczeństwo energetyczne kraju, a w dłuższej perspektywie musimy zapewnić też, by uprawnienia były dostępne (wg obecnych parametrów, na rynku pierwotnym skończą się ok. 2040 r.) – przekazuje nam PGE. Zdaniem spółki należy wprowadzić efektywny mechanizm przeciwdziałania wysokim cenom, zreformować funkcjonowanie rezerwy stabilności rynkowej (MSR), by uwalniała ona uprawnienia, zależnie od sytuacji na rynku, a także powinna istnieć możliwość adekwatnego pomniejszenia ilości koniecznych do umorzenia uprawnień dla zastępowanych jednostek konwencjonalnych – emisje ujemne. PGE uważa także, że przydział darmowych uprawnień dla ciepłownictwa powinien być kontynuowany po 2030 r., by wesprzeć jego transformację i zapobiec znaczącym wzrostom cen ciepła dla gospodarstw domowych. Także Grupa Tauron proponuje utrzymanie darmowych uprawnień dla ciepłownictwa. – Są kluczowe dla sektora komunalnego, który nie ma jeszcze pełnych możliwości przejścia na technologie niskoemisyjne – wskazuje firma.

Enea podkreśla z kolei konieczność dokonania weryfikacji skutków działania w ETS podmiotów spekulacyjnych traktujących pozwolenia na emisję CO2 jako produkt do generowania zysków i kreowania chwilowych sygnałów cenowych. – Warto przyjrzeć się roli i zasadności uczestnictwa w rynku uprawnień podmiotów finansowych, które nie są zobowiązane do ich umarzania – podkreśla Enea. Także Tauron proponuje wyłączenie z handlu emisjami instytucji finansowych. Należy ograniczyć możliwe spekulacje finansowe i skupić się na pierwotnym założeniu transformacji energetycznej. Nie inaczej postuluje Orlen. – Podmioty prowadzące spekulacyjną działalność (banki oraz fundusze inwestycyjne) wpływają negatywnie na poziom cen uprawnień do emisji – wskazuje spółka.

Zdaniem Enei wskazane byłyby wszelkie działania, które ograniczałyby ryzyka dla spółek energetycznych. Ryzyka te można podzielić na dwa obszary. – Z jednej strony są to ryzyka znaczącego wahania cen uprawnień – i tu kierunkiem pożądanych zmian mogłoby być np. wprowadzenie mechanizmów ograniczających znaczące wahania cen – np. ceny minimalnej i maksymalnej, mechanizm analogiczny do opłaty zastępczej – wyjaśnia nam poznańska spółka. Enea proponuje także rozważyć rozwiązania, które nie odnoszą się do samej ceny uprawnień do emisji, ale ograniczają dla spółek koszty związane z zakupem uprawnień oraz ryzykami uczestnika rynku.

Zdaniem Orlenu, w systemie EU ETS należałoby wprowadzić rozwiązania zapewniające dostępność uprawnień dla podmiotów zobowiązanych do rozliczania swoich emisji (operatorzy instalacji). Przy zachowaniu obecnych przepisów, limit emisji gazów cieplarnianych w ramach EU ETS, m.in. dla przemysłu (tzw. ETS1), osiągnie zerowy poziom około 2039 r., czyli znacznie wcześniej niż wynika z przyjętego harmonogramu redukcji, który zakłada neutralność klimatyczną UE w 2050 r. – Brak dostępności uprawnień w systemie znacznie przed 2050 r. spowoduje w pierwszej kolejności gwałtowny wzrost cen energii, a następnie brak możliwości prowadzenia działalności przez spółki energetyczne – uważa Orlen. Spółka proponuje zmienić progi uruchomienia MSR – tak, aby mechanizm nie przyczyniał się do nadmiernego spadku dostępności uprawnień na rynku, skutkującego wzrostem cen oraz efektywniej reagował na niedobór na rynku uprawnień.

Czytaj więcej

Co2

„Udało się wybić zęby systemowi ETS2". Wejdzie w życie rok później

Kraje Unii Europejskiej porozumiały w kwestii odłożenia w czasie wejścia w życie tzw. podatku od...

Orlen proponuje także zmniejszyć współczynnik transferu uprawnień do MSR (tzw. intake rate), który obecnie jest na poziomie 24 proc. Początkowo współczynnik był określony na poziomie 12 proc. i został podniesiony „tymczasowo”. Zgodnie z pierwotnymi założeniami, współczynnik powinien wrócić do poziomu 12 proc. już w 2023 r., tak się jednak nie stało. Orlen wreszcie proponuje wprowadzenie mechanizmu wykorzystania uprawnień zgromadzonych w rezerwie – np. na finansowanie inwestycji związanych z transformacją energetyczną.

Z kolei gdańska Energa dostrzega, że w obecnej sytuacji geopolitycznej pozytywny wpływ mogłoby też mieć wyłączenie z systemu ETS przedsiębiorstw z sektorów rozwijających technologie powiązane z bezpieczeństwem państwa. Z kolei zdaniem KGHM korzystnym rozwiązaniem byłoby również wprowadzenie ulgi dla przedsiębiorstw produkujących produkty objęte rozporządzeniem Critical Raw Materials Act (np. miedź). – Ważne jest bowiem, aby cena uprawnień nie wpływała na poziom produkcji przemysłowej w Europie. Istotne byłoby również włączenie do systemu EU ETS międzynarodowych kredytów węglowych. Usprawniłoby to płynność rynku EU ETS, a także zwiększyłoby wolumen redukcji emisji poza UE, który jest znacznie większy niż emisje samej Unii.

Polskie postulaty zostały przedłożone w ramach publicznych konsultacji dotyczących przeglądu dyrektywy EU ETS, które zakończyły się w lipcu tego roku. Komisja Europejska zaplanowała kompleksową rewizję systemu EU ETS na 2026 r.

Energa dostrzega plusy ETS

Jak przypomina Energa, w okresie funkcjonowania systemu ETS emisje w objętych nim sektorach spadły o 50 proc. System ETS stanowi więc – zdaniem Energi – impuls do podjęcia przez przedsiębiorstwa energetyczne działań inwestycyjnych ukierunkowanych na redukcję emisji CO2 i rozwój technologii niskoemisyjnych, a docelowo zeroemisyjnych. – W ostatnich latach Grupa Energa poczyniła znaczące inwestycje w obszarach: OZE, nowoczesnych, niskoemisyjnych bloków gazowo-parowych oraz sieci dystrybucyjnych ukierunkowanych na przyłączanie i integrację rozproszonych elektrowni fotowoltaicznych i wiatrowych – wskazuje Energa. W pierwszym półroczu 2025 r. OZE wyprodukowały 46 proc. całkowitej produkcji brutto grupy. To największy procentowy udział ze wszystkich spółek energetycznych.