Inwestor powinien liczyć koszty handlu emisjami, zanim zacznie budowę

Niektóre z tych obowiązków mogą okazać się dla inwestora dość kosztowne. Przykładem może być uczestnictwo we wspólnotowym systemie handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla (EU-ETS), który funkcjonuje w Unii Europejskiej od 2005 r.

Przypomnijmy: systemem tym objęte są emisje dwutlenku węgla powstające w takich branżach przemysłowych, jak: energetyka, hutnictwo, przemysły mineralne (produkcja cementu, wapna, szkła i ceramiki), a także koksownictwo czy branże rafineryjna i papiernicza. Od 2013 r. Komisja Europejska planuje włączenie do systemu EU-ETS emisji dwutlenku węgla także z innych gałęzi przemysłu, jak również emisji innych niż dwutlenek węgla gazów cieplarnianych. Chodzi tu przede wszystkim o:

emisje dwutlenku węgla z produkcji gipsu i płyt gipsowych, wełny mineralnej i skalnej, amoniaku, wodoru i sody;

emisje dwutlenku węgla i podtlenku azotu z procesów produkcji charakterystycznych m.in. dla przemysłu nawozowego (produkcja kwasu azotowego, adypinowego, glioksalu);

emisje perfluorowanych węglowodorów (tzw. PFC) z produkcji aluminium.

Decydując się zatem na inwestycję polegającą np. na budowie huty szkła, już na etapie uzyskiwania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach należy zdać sobie sprawę, że emisje dwutlenku węgla powstające podczas produkcji szkła stają się znaczącym oddziaływaniem takiej inwestycji na środowisko. Również wiele inwestycji polegających na modernizacji istniejących instalacji, które wymagają uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach może wpływać na wzrost kosztów uczestnictwa w systemie handlu emisjami poprzez zwiększenie emisji dwutlenku węgla. Przykładem tego mogą być układy odazotowania spalin, których budowa jest dla polskiej energetyki nieunikniona.

Polska zobowiązała się w traktacie akcesyjnym do zmniejszenia emisji tlenków azotu z największych instalacji spalania paliw pracujących w przemyśle energetycznym do pułapu 200 mg/m³, przy czym odnosi się to do najpopularniejszych paliw stosowanych w energetyce - węgla kamiennego i brunatnego. Pułap ten musi być osiągnięty dla większości dużych instalacji do końca 2015 r. W warunkach polskich jest to możliwe praktycznie wyłącznie poprzez budowę instalacji odazotowania. Należy jednak zauważyć, że przy zastosowaniu niektórych metod odazotowania należących do tzw. selektywnych katalitycznych redukcji, jednym z produktów ubocznych procesu usuwania tlenków azotu ze spalin jest dwutlenek węgla. Tak więc zastosowanie takiej metody co prawda spowoduje zmniejszenie emisji tlenków azotu z instalacji, ale wywoła jednocześnie zwiększenie emisji dwutlenku węgla, a tym samym wzrośnie koszt uczestnictwa w handlu emisjami.

Oczywiście nie dotyczy to wszystkich instalacji. W poszczególnych sektorach wyznaczone zostały pewne wartości progowe, które kwalifikują instalację do uczestnictwa w Systemie Handlu Uprawnieniami do Emisji CO2. W przypadku instalacji energetycznych jest to próg nominalnej mocy cieplnej 20 MW, a w przypadku przemysłu mineralnego to próg zdolności produkcyjnej - ponad 20 ton wytopu na dobę w przypadku wanien szklarskich, ponad 20 ton wyrobu na dobę w przypadku papierni itd.

Szczegóły można znaleźć w rozporządzeniu ministra środowiska z 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz.U. nr 60/2006 r., poz. 429 ze zm.).

Decydując się jednak na realizację inwestycji o parametrach przekraczających wartości progowe, należy zatem uwzględniać w biznesplanie koszty uczestnictwa planowanej instalacji w systemie handlu emisjami. Koszty te w ostatnich latach sukcesywnie rosną. Ma to przede wszystkim związek z małą rezerwą uprawnień ustaloną w Krajowym Planie Rozdziału Uprawnień dla Polski, zatwierdzonym przez Komisję Europejską na lata 2008-2012. Z rezerwy tej pokrywane będą potrzeby emisyjne nowych instalacji, które zostały uruchomione po 2008 r. W przypadku wyczerpania się rezerwy prowadzący instalację będzie zmuszony zakupić całą pulę uprawnień potrzebnych do pokrycia rocznych wielkości emisji CO2 z instalacji na rynku otwartym. Wracając do przykładu z początku artykułu i przytoczonej huty szkła planującej rozpocząć działanie w 2009 roku - w tabeli obok zestawiono koszty, jakie należy uwzględnić w przypadku tej inwestycji.

Na pewno warto element ten uwzględnić przy analizie opłacalności inwestycji wraz z ryzykiem zmiany cen uprawnień na rynku.