Streszczenie:
Działania legislacyjne na poziomie unijnym
11 grudnia 2020 roku został zainaugurowany proces wdrażania Nowego Zielonego Ładu (ang. Green Deal, dalej GD). Ta inicjatywa będzie miała wielowymiarowy wpływ na społeczeństwo oraz gospodarkę. Zabieganie o sprawy klimatyczne będzie sprzęgało się z kwestiami energetycznymi, a te z kolei z funkcjonowaniem przemysłu energochłonnego.
Parlament Europejski 8 października 2020 r. przyjął poprawki do prawa klimatycznego. Do czerwca 2021 r. w świetle tego prawa Komisja przeprowadzi przegląd wszystkich odpowiednich polityk w celu umożliwienia realizacji bardziej ambitnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 r.
26 listopada zostały zakończone konsultacje publiczne dotyczące planu działania wpływu przeglądu dyrektywy ETS, mającej bezpośredni wpływ na redukcję gazów cieplarnianych z ponad 11 000 instalacji. Konstruktorzy Zielonego Ładu pokładają dużą nadzieję w tej rewizji, która ukierunkowana jest na działania w sześciu obszarach:
– Dostosowania (zwiększenia) liniowego współczynnika redukcji, aby mógł umożliwić osiągniecie nowego celu redukcyjnego na 2030 r., czyli redukcję emisji gazów cieplarnianych o 55%;
– Dostosowania rezerwy zapewniającej stabilność rynku uprawnień (ang. Market Stability Reserve) mające wpływ na kształtowanie się cen uprawnień do emisji CO2;
– Rozszerzenia handlu emisjami o sektor morski, emisje z budynków oraz transport drogowy;
– Poprawy wsparcia dla niskoemisyjnych oraz zeroemisyjnych inwestycji, oraz innowacji takich jak węglowe kontrakty różnicowe;
– Dostosowania funkcjonowania Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego;
– Aktualizacji przepisów dotyczących ucieczki emisji: przydział bezpłatnych uprawnień, aktualizacja wskaźników emisyjności oraz integracja systemu z proponowanym dodatkowym mechanizmem dostosowania cen na granicy UE.
Komisja rozważa wprowadzenie mechanizmu dostosowania cen na granicach z uwzględnieniem śladu węglowego w produktach (Carbon Border Adjustment Mechanism, dalej CBAM) w celu uniknięcia ucieczki emisji poza granice UE. Konsultacje publiczne zakończyły się 28 października 2020 r.
12 lipca 2020 r. weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2020/852 w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088, które weszło w życie 12 lipca 2020 r. Jest to tak zwane rozporządzenie taksonomiczne. Obecnie trwają prace nad aktami delegowanymi. Efektem działań w obszarze taksonomii będzie określenie, które przedsiębiorstwa są przyjazne klimatowi, a które nie. Będzie się to wiązało z ograniczonym dostępem do kapitału z instytucji finansowych.
14 stycznia 2020 roku powstał plan inwestycyjny UE dotyczący przejścia na neutralną klimatycznie oraz ekologiczną gospodarkę. Strategia finansowa przewiduje w najbliższej dekadzie uruchomienie za pośrednictwem budżetu UE zrównoważonych inwestycji o wartości co najmniej 1 bln EUR.
Sytuacja polskiego przemysłu energochłonnego w kontekście Zielonego Ładu
Polski przemysł energochłonny będzie poddany wyzwaniom szczególnie w trzech obszarach:
– rosnących cen uprawnień do emisji CO2 oraz malejącej ich liczby (również liczby darmowych uprawnień),
– rosnących cen energii elektrycznej ze względu na wysoką emisyjność systemu generacji energii elektrycznej,
– niepewności wynikającej z wpływu wyceny śladu węglowego w produktach podlegających wymianie handlowej pomiędzy państwami członkowskimi (PCz) oraz państwami trzecimi
Według szacunków Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych (CAKE) ceny uprawnień mogą wynieść 41 EUR/EUA w 2025 roku oraz nawet 76 EUR/EUA w 2030 roku. Przyjmując kurs EUR/PLN równy 4,44 w 2030 roku uprawnienia do emisji tony CO2 kosztowałyby 337,44 PLN.
W rozdziale 3.1. wskazano pokrycie emisji przemysłu darmowymi uprawnieniami dla sześciu PCz: Francji, Niemiec, Włoch, Holandii, Polski oraz Hiszpanii. W większości przypadków widać trend malejącego pokrycia emisji darmowymi uprawnieniami. Ten trend może pogłębić się ze względu na zaostrzone ambicje klimatyczne. Przemysł w dwóch krajach (Niemcy oraz Holandia) posiada darmowe uprawnienia na większą ilość emisji, niż emituje w rzeczywistości. Pokrycie emisji darmowymi uprawnieniami w przypadku polskiego przemysłu wynosi 99%, co można określić jako stan neutralny.
Nadwyżki oraz niedobory uprawnień wiążą się z transferem pieniężnym w kierunku od producentów posiadających instalacje o wysokiej emisyjności do odpowiadających im producentów posiadających instalacje o standardach niskoemisyjnych. W 2019 roku nadwyżka niemieckiego przemysłu była warta ponad 151 mln EUR i jest największą spośród państw wskazanych w raporcie. Niedobór uprawnień polskiego przemysłu był wart ok. 5,3 mln EUR. Największy niedobór wystąpił zaś w przypadku hiszpańskiego przemysłu, tj. ok. 110 mln EUR, przez co zajął najniższe miejsce w tym rankingu.
Przemysł energochłonny w Polsce będzie musiał zmierzyć się z rosnącymi cenami energii elektrycznej na rynku hurtowym. Pomiędzy kwietniem a wrześniem 2020 roku średnie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym w Polsce wynosiły 46 EUR/MWh, tj. ok. 204 zł/MWh. Uwzględniając pobieraną od stycznia 2021 roku opłatę mocową w wysokości od 40 do 45 zł/MWh, cena energii elektrycznej na rynku hurtowym w Polsce może wynieść ok. 250 zł/MWh.
Równolegle do funkcjonowania mechanizmu finansowania rynku mocy będą rosły ceny uprawnień do emisji CO2. Spośród uwzględnionych państw Polska ma najwyższą emisyjność generacji energii elektrycznej – 773,3 kg CO2/MWh. Wysoka emisyjność wynika z obecnego miksu energetycznego opartego w głównej mierze na węglu (75%). Stąd można spodziewać się mniejszych wzrostów cen energii elektrycznej w pozostałych państwach.
Niższa emisyjność generacji energii elektrycznej w pozostałych państwach wynika z większych udziałów OZE, gazu ziemnego oraz paliw jądrowych w ich miksach energetycznych. Najniższą emisyjnością charakteryzuje się generacja we Francji – 58,5 kg CO2/MWh
W 2019 roku ówczesne Ministerstwo Klimatu przekazało do Komisji Europejskiej Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (dalej KPEiK). KPEiK opisuje również docelowy miks energetyczny Polski w 2040 roku, który ma charakteryzować się znacznym udziałem OZE, gazu ziemnego oraz obecnością paliw jądrowych(odpowiednio: 27%, 24% oraz 16%).
Oczekiwania względem spalania paliw gazowych zostały jasno wyrażone podczas konsultacji publicznych rozporządzenia KE uzupełniającego rozporządzenie 2020/852 – będącego pochodną taksonomii. Spalanie gazu oraz paliw ciekłych o emisyjności poniższej 100 g CO2/kWh zostało określone jako działanie o istotnym wkładzie w łagodzenie zmian klimatu. Został również określony próg emisyjności 270 g CO2/kWh, który rozgranicza działania niewyrządzające znaczącej szkody (wartości mniejsze) oraz działania wyrządzające znaczną szkodę na rzecz klimatu (równa lub wyższa wskazanej wartość). Wprowadzenie omawianego rozporządzenia może stać się istotną zmianą w kontekście planowanego przez Polskę rozwoju gazowych jednostek generujących energię elektryczną.
Na tle wybranych państw kogeneracja w autoprodukcji w Polsce jest słabo rozwinięta – jej udział w produkcji energii elektrycznej ogółem jest niski (8,5 proc.), a wielkość produkcji (14,41 TWh) jest prawie najniższa spośród pozostałych wskazanych przypadków.
Średnia hurtowa cena energii w Polsce w pierwszym kwartale 2020 r. wyniosła 40,6 EUR/MWh, natomiast cena energii dla gospodarstw domowych była równa 153,7 EUR/MWh. Natomiast w Niemczech: cena energii na rynku hurtowym – 26,5 EUR/MWh; cena energii elektrycznej dla gospodarstw domowych – 297,5 EUR/MWh. W pierwszym kwartale 2020 r. hurtowa cena energii w Niemczech była niższa o 14,1 EUR/MWh niż w Polsce.
W ostatnim rozdziale dotyczącym CBAM przedstawiono zestawianie bezpośredniej emisyjności wartości dodanej przemysłu z uwzględnieniem budownictwa [t CO2/ 1000 USD] w sześciu państwach (Chiny, USA, Polska, Kanada, Indie oraz Rosja) oraz średniej wartości dla przemysłu w UE. Ślad węglowy wartości dodanej przez polski przemysł (0,314) jest wyższy niż przemysłu USA (0,195), przemysłu Kanady (0,236) oraz średniej wartości dla przemysłu w UE (0,164). Zgrubna analiza wskazuje, że produkty z wymienionych państw mogą mieć niższą wartość składowej ceny odpowiadającej za ślad węglowy niż odpowiadające im produkty z Polski.
Comments are closed.