Ekspert przypomniał, iż EU ETS działa od 2005 r. i funkcjonuje w fazach oraz że aktualnie dochodzimy do końca drugiej fazy. Trzecia faza oznacza przede wszystkim dwojako rozumianą eskalację. Po pierwsze system obejmie nowe sektory, po drugie zaś – kolejne gazy. Aktualnie w zakres wchodzi około 50% emisji dwutlenku węgla i nieco mniej emisji pozostałych, szeroko pojętych gazów cieplarnianych. Rynek emisji CO2 wyceniany był w zeszłym roku na poziomie 77 mld EUR (łączny obrót), a wartość uprawnień do emisji wyceniano na 6 mld EUR. Wartości te z roku na rok zawsze wzrastały.

Rola - a właściwie role – Komisji Europejskiej

Plizga stwierdził, że z punktu widzenia Komisji Europejskiej, pierwszym i najważniejszym imperatywem systemu ETS są kwestie ochrony środowiska. System ten daje gwarancje ograniczenia emisji na uwzględnionym poziomie i jednocześnie jest to bardzo użyteczne narzędzie jeśli chodzi o programowanie ograniczeń emisji i łączenie ich z innymi celami, które zostały uzgodnione przykładowo w strategii Europa 2020, takimi jak podniesienie udziału energii odnawialnej czy zwiększenie efektywności energetycznej sektorów, które w znacznym stopniu przyczyniają się do zwiększania emitowanych do atmosfery gazów cieplarnianych.

Ekspert przypomniał ponadto, że Komisja Europejska przyjmuje wiele ról w systemie handlu uprawnieniami do emisji. Odpowiedzialna jest zarówno za formułowanie jak i za implementacje polityki klimatycznej oraz konsekwencji rozwiązań dotyczących ETS-u. Jednocześnie KE dysponuje prawem inicjatywy legislacyjnej, co ma fundamentalne znaczenie odnośnie formułowania przyszłych kierunków rozwoju systemu. Warto dodać, że zgodnie z Traktatem Lizbońskim, zmiany w ETS-ie przyjmowane są w drodze zwykłej procedury legislacyjnej, w którą zaangażowany jest parlament, a głosowanie w Radzie odbywa się większością kwalifikowaną.Śledząc postęp legislacyjny w ciągu ostatnich kilku lat, oczywistym wydaje się być, że środki wykonawcze do ETS-u przyjmowane są w drodze „komitologii”, czyli procesu, w którym komisja proponuje – po zasięgnięciu opinii Państw członkowskich i po weryfikacji zgodności przepisów z pewnymi normami legislacji przez Parlament i przez Radę Ministrów (tak przyjęte zostały np. rozporządzenia o aukcjach oraz decyzje o wskaźnikach emisyjności). KE monitoruje stosowanie przepisów na poziomie narodowym i jest upoważniona do wszczynania postępowań przeciwko krajom członkowskim, które „naruszają” owe przepisy, a także kontrolowania zgodności praw poszczególnych krajów członkowskich z dyrektywami unijnymi.Przedstawiciel Komisji Europejskiej przypomniał, iż KE „występuje również w roli tzw. głównego zarządcy, jest podmiotem odpowiedzialnym za nadzór nad funkcjonowaniem rejestru Unii, w którym otwarte są rachunki zarówno operatorów ETS-u jak i rachunki Państw członkowskich, a także administruje Dziennikiem Transakcji [EUTL – ang. European Union Transaction Log – KS].”

Kontrowersje związane z systemem EU ETS

Krzysztof Murawski z firmy Energa Obrót zapytał: „Czy nie łatwiej byłoby wprowadzić podatek od emisji? […] Wprowadzenie podatku wprowadziłoby od razu określenie minimalnej ceny np. za każdą megawatogodzinę.” Plizga stwierdził, że podatki na skalę europejską budzą sporą nerwowość wielu państw członkowskich (tak jak np. podatek od transakcji finansowych) i że wiąże się to z ich suwerennością fiskalną (więc wiele krajów w ogóle nie chce podejmować negocjacji). Ekspert przypomniał, że tego typu rozwiązanie było dyskutowane przed wprowadzeniem ETS-u, ale nie zostało przekazane do dalszych prac i nie mogło z nich nic wyniknąć. Biorąc pod uwagę  potencjał redukcji emisji, według Plizgi nie jest racjonalnym oczekiwanie, że instytucja publiczna jest w stanie na bieżąco kształtować ceny (zdaniem eksperta „KE nie powinna wyręczać rynku w tym zakresie”), oczywiście decyzje o charakterze politycznym mają wpływ na cenę, więc sposób komunikowania się instytucji publicznej z rynkiem jest bardzo istotny aby kształtować oczekiwania rynku jeśli chodzi o popyt i podaż. Reprezentant KE poinformował, że w dyskusjach padła również propozycja skonstruowania rodzaju banku centralnego, który regulowałby na bieżąco cenę uprawnień, ale opatrzył to zdanie komentarzem w formie retorycznego pytania: „czy taka instytucja byłaby w stanie w sposób poprawny określić cenę zarówno z punktu widzenia emitentów, producentów energii i osiągnięcia celu klimatycznego? Debata ta jest bardzo trudna.”

Ciąg dalszy unijnych podstaw prawnych

Dr Michał Będkowski-Kozioł reprezentujący kancelarię prawną Kochański Zięba Rapala i Partnerzy, która była Partnerem Prawnym warszawskiej konferencji, zwrócił uwagę na to, że system UE ETS nie jest jeszcze w pełni kompaktowy i cały czas czekamy na kolejne rozwiązania, dodatkowe akty prawne, krajowe regulacje (dotyczące okresu przejściowego pomiędzy II a III okresem) etc. Ekspert stwierdził ponadto, że „wciąż czekamy także na nową ustawę, mamy tylko założenia do projektu nowelizacji, brak jest jeszcze tekstu projektu, stąd też trudno jest ocenić rozwiązania prawne, które będą obowiązywały w III okresie rozliczeniowym.”Reprezentant kancelarii podkreślił, że podstawy EU ETS stanowiła już dyrektywa 2003/87, po czym przypomniał, iż „dyrektywa jest aktem specyficznym prawa Unijnego, gdyż wymaga implementacji do krajowych porządków prawnych Państw członkowskich, co oznacza, że rozwiązania przyjęte w poszczególnych krajach mogą nieznacznie od siebie odbiegać.” Jak powszechnie wiadomo, tendencja dyrektyw (oraz ich projektów) jest taka, że są one coraz bardziej szczegółowe, pozostawiając coraz mniej swobody działania prawodawcom krajowym.

Dyrektywa 2003/87 przeszła już szereg nowelizacji, a zdaniem Eksperta najistotniejsze z nich to: dyrektywa 2004/101, która włączyła uprawnienia do emisji wynikające z protokołu z Kioto (jest to tzw. dyrektywa łącząca), dyrektywa 2008/101, która włączyła w ten system działalność lotniczą oraz – najważniejsza – dyrektywa 2009/29, która otwiera EU ETS na III okres rozliczeniowy, dość radykalnie modyfikując ten system. Na kształt europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji mają jeszcze wpływ akty wykonawcze, które dzielą się na rozporządzenia i decyzje. Rozporządzenia są aktami bezpośrednio obowiązującymi w państwach członkowskich; stają się one po prostu częścią krajowego porządku prawnego i – w przeciwieństwie do dyrektyw – żadna implementacja nie jest wymagana. Decyzje zaś są aktami kierowanymi do państw członkowskich lub poszczególnych podmiotów i wiążą te podmioty w zakresie, jaki został określony w decyzji. ETS jest więc wyjątkowo rozbudowanym i wielopłaszczyznowym systemem, gdzie znaczenie i moc obowiązująca poszczególnych aktów jest zróżnicowana, co utrudnia zorientowanie się w tym systemie. Zdaniem wielu ekspertów niektóre z rozwiązań systemu EU ETS są nadmiernie skomplikowane.

Zmiany w perspektywie III okresu rozliczeniowego

Będkowski-Kozioł wspomniał, iż przed zmianami z 2009 r., UE koncentrowała się wyłącznie na redukcji emisji CO2 (dopiero od III okresu w zakres systemu wchodzi redukcja innych gazów cieplarnianych). Drugim istotnym elementem zaakcentowanym przez reprezentanta kancelarii, jest wprowadzenie systemu cap-and-trade, który polega na przydzieleniu określonej puli uprawnień danym sektorom i pozostawienie pewnej swobody przedsiębiorcom, co do decydowania w jaki sposób zostaną one wykorzystane (mogą zostać zużyte na realizację własnych celów redukcji emisji lub być przedmiotem obrotu).System opiera się na obowiązkowym uczestnictwie podmiotów przezeń zobligowanych. Dotychczas działał on w oparciu o pewną dozę decentralizacji polegającej na tym, że państwa członkowskie przygotowywały krajowe plany rozdziału uprawnień i na tej podstawie były określane limity emisji (dla poszczególnych państw). Prelegent dodał również, że „dotychczasową regułą systemu EU ETS było przydzielanie uprawnień na zasadach nieodpłatnych... W III okresie system zostanie po pierwsze rozszerzony o dodatkowe gałęzie przemysłu, które szczegółowo określa załącznik nr 1 do dyrektywy 2009/29, oraz o dodatkowe gazy cieplarniane.

Dyrektywa odnosi się również do instalacji CCS [przechowywania i składowania CO2 – KS]”. Ponadto obecna dyrektywa przewiduje możliwość wyłączenia z systemu małych instalacji, o czym mówi artykuł 27 dyrektywy. Zastrzeżeniem jest to, że muszą one wdrożyć środki wpływające w porównywalny sposób na redukcję emisji.Przedstawiciel kancelarii prawnej zwrócił uwagę jeszcze na planowaną centralizację systemu: „Od tej pory limit będzie określany jednolicie dla całej Unii Europejskiej w miejsce wcześniejszych limitów krajowych”. Kolejne zmiany pociągnie za sobą wdrażana sprzedaż aukcyjna. Obrót instrumentami stanie się regułą funkcjonowania całego systemu. Ekspert przypomniał, że „kluczowym przepisem dyrektywy określającej ogólnoeuropejski limit emisji [2003/87/WE w brzmieniu nadanym przez dyr. 2009/29/WE – KS] jest limit centralnie ustalany przez Komisję Europejską”. Obecna decyzja 2010/634/WE z 22 października 2010 uchyliła decyzję 2010/384 z 9 lipca, a to tylko jeden z wielu argumentów utwierdzających w przekonaniu, że zmiany w funkcjonowaniu systemu następują dość szybko. Ekspert wspomniał też o podstawach obliczeń: „Przyjęta została wartość z połowy okresu 2008-2012 ustalona na podstawie liczby uprawnień wydanych, które zostały wydane lub mają być wydane przez państwa członkowskie w trybie przewidzianym w KPRU [Krajowych Planach Redukcji Emisji – KS]”.

Jednocześnie system wprowadza wskaźnik redukcyjny corocznego zmniejszenia uprawnień w sposób liniowy w oparciu o współczynnik 1,74%, tak aby do 2020 r. osiągnąć redukcję o 20%. System EU ETS przewiduje również możliwość korekty o nowych emitentów i o nowe instalacje, do czego odsyła art. 9a dyrektywy 2003/87 w nowej wersji. Będkowski-Kozioł przypomniał, iż „Państwa członkowskie mają sprzedawać na aukcjach wszystkie uprawnienia, które nie są przydzielone jako bezpłatne, tzn. w ramach benchmarków i derogacji. Jest to podstawowa reguła, od której jednak istnieją pewne wyjątki.” Mówi o tym art. 10 ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE.

Handel emisjami z perspektywy EEX

EEX chce wyznaczyć pewne standardy w Unii Europejskiej, proponuje więc uczestnictwo w handlu dotyczącym zarówno szarych jak i zielonych „projektów”. Jak poinformowała Viviana Ciancibello, Key Account Manager z European Energy Exchange AG, jej firma zakłada, iż struktura rynku się zmieni i za jakiś czas nie będzie już darmowych uprawnień.Aukcje na giełdzie EEX odbywają się we wtorki i w czwartki, dostęp do aukcji przebiega zgodnie z art. 18 rozporządzenia o aukcjach. Uczestniczą w nich operatorzy albo firmy czy też instytucje finansowe, a także firmy grupowe (np. handlowe „skrzydło” jakiegoś dużego koncernu energetycznego). Istnieje również kategoria pośredników, którzy mogą uczestniczyć zarówno w przetargach z ramienia swoich klientów jak i na własne konto (jest to zależne od postanowień odpowiednich organów regulacyjnych).

Jednym z podstawowych wymagań uczestnictwa jest zarejestrowanie przedsiębiorstwa na terenie Unii Europejskiej i posiadanie nominowanego konta bankowego, trzeba mieć też zawarte odpowiednie umowy techniczne dotyczące maksymalnej wielkości przetargu (oferty). Wszystko to uregulowane jest w artykule 16 wspomnianego rozporządzenia o aukcjach. Aby zostać członkiem giełdy musimy mieć dostęp do rynków EEX oraz uzyskać członkostwo typu Spot albo w rynku pochodnym. Istnieje również nowy rodzaj członkostwa dotyczący jedynie uczestnictwa w aukcjach (po spełnieniu określonych wymagań kwalifikacyjnych). W aukcjach można brać udział również wtedy, gdy jest się członkiem Eurex. Dodatkowo, na etapie III okresu rozliczeniowego, trzeba będzie określić tożsamość swoich klientów i dysponować uprawnieniem ze swojego kraju macierzystego. 

Przedstawicielka EEX poinformowała, że „zakup musi dotyczyć uprawnień do wielokrotności 500 zezwoleń odpowiadających 500 t emitowanego dwutlenku węgla. Ofertę można wycofać (anulować) tylko, gdy popełnione zostały jakieś pomyłki. Cena jest obliczana na zakończenie, gdy poszczególne oferty zostaną ze sobą wzajemnie związane poprzez wybieranie pewnego algorytmu [aby osiągnąć wielokrotność 500 zezwoleń – KS]”. Należy pamiętać, że handel na giełdzie jest wirtualny, czyli nie następuje automatyczne fizyczne przeniesienie uprawnień będących przedmiotem obrotu. W celu fizycznego przeniesienia jakiegoś kredytu na zewnętrze konto, należy skorzystać z izby rozliczeniowej ECC. Sam handel wydaje się być intuicyjny. Dostęp do giełdy nie wymaga dodatkowego oprogramowania, wystarczy się zalogować (hasła i loginy zapewniane są upoważnionym osobom przez nadzór rynkowy giełdy EEX). Ciancibello dodała jeszcze, że „jeśli bierzemy udział w aukcjach jako strona dopuszczona wyłącznie do aukcji, to należy wypełnić i przesłać stosowny formularz [Bidding Form EUA Primary Auction (Buy orders) – KS]”.

Handel emisjami z perspektywy ICE

Dzień przed „European Emission Trading Summit” (21 listopada) odbyła się pierwsza aukcja ICE w imieniu rządu brytyjskiego (6,5 mln EUA). Sam Johnson-Hill, Manager ds. Rozwoju Rynku pracujący w ICE Futures Europe uważa ją za wielki sukces. Ekspert stwierdził, iż „wolumen  giełdy jest coraz większy i aktualnie wynosi on przeciętnie około 30 tys. kontraktów. Na ICE niebawem mają pojawić się transakcje codzienne...” Ekspert poinformował również, że istnieją dwie drogi dostępu do giełdy. Można stać się jej członkiem, co zapewnia redukcję kosztów, albo można handlować pośrednio – poprzez członka ICE. Co jest bardziej opłacalne? Dużo zależy od typu firmy oraz od obranej strategii. Ofertę na ICE można wycofać w czasie 2 godzin. Istnieje system powiadomień oferentów, a także całego rynku, o tym, czy udało się kupić uprawnienia. Kwestia zakupowych cen rozliczeniowych na giełdzie ICE kształtuje się analogicznie do cen na giełdzie EEX.

Kwalifikowalność sprowadza się w zasadzie do dwóch kwestii: trzeba być albo operatorem UE ETS (trzeba wykazać, że handlujemy uprawnieniami do emisji), albo firmą inwestującą, która podlega regulacji.Ewa Krukowska z agencji informacyjnej Bloomberg zapytała: „Jak wygląda procedura anulowania niektórych z aukcji, jeśli ich cena jest zbyt niska? Od kilu dni ceny akcji były poniżej poziomu cen na rynku wtórnym. Kto podejmuje decyzje o potencjalnym wycofaniu aukcji w takim przypadku? Jak wyglądają szczegóły techniczne takiego przedwczesnego zamknięcia?” Johnson-Hill opowiedział:„Istnieje metodologia dotycząca ceny tak jakby rezerwowej, zajmuje się tym zespół nadzorujący [z którym prelegent nie ma wiele wspólnego; w wolnym tłumaczeniu: dzieli go od niego Chiński Mur – KS]. Jest pewien element elastyczności. Trzy tygodnie temu rynek ledwie się ruszał, a w zeszłym tygodniu w ciągu dnia był 10% ruch, chcieliśmy się upewnić, że wszelkie ceny rezerwowe wzięłyby tę płynność/zmienność cen pod uwagę, niestety nie każdy może mieć wgląd w tę metodykę, ale istnieją odpowiednie sposoby. Cena rozliczania jest uwzględniona w stosunku do ceny przeważnie figurującej [reprezentantowi ICE najprawdopodobniej chodziło o uwzględnienie cen historycznych – KS] na rynku [...] w określonych sytuacjach istnieją również mechanizmy anulowania aukcji i przekazania wolumenu rozbitego na partie na poczet następnych aukcji”. 

Unikanie spekulacji i redukowanie ryzyka

„Jakie są lub jakie byłyby najlepsze praktyki zarządzania ryzykiem w obliczu którego staną poszczególne firmy w ramach nadchodzącego III etapu rozliczeniowego?” - takim pytaniem rozpoczął swoją prelekcję James Atkins, Prezes firmy Vertis Environmental Finance, która była partnerem branżowym konferencji „European Emission Trading Summit”. Wchodząc w III etap musimy dysponować rzetelną wiedzą na temat tego, czym spekulujemy. Najważniejszą zmianą będzie znaczne zmniejszenie darmowych uprawnień, a więc firmy będą musiały płacić za większą ich większą pulę. Decyzje dotyczące handlu uprawnieniami mogą mieć istotny wpływ na funkcjonowanie niektórych firm.

Zdaniem Atkinsa, polityka dotycząca III etapu musi dać odpowiedź na trzy pytania: „Kiedy mamy sprzedać?”, „Jaką ilość?” i „W jaki sposób?” Jeszcze wcześniej należałoby zadać pytanie: Dlaczego handlujemy uprawnieniami do emisji? Jeśli ceny pozwoleń na emisję byłyby stałe, wliczalibyśmy je po prostu do budżetu firmy i powiadamiali o tym dyrektora finansowego firmy. Ceny te stałe jednak nie są, a dla niektórych firm, wahania tych cen mogą oznaczać zysk bądź stratę milionów EUR. Prezes firmy Vertis zwrócił uwagę na to, że należy zakładać, jakie są przewidywane fluktuacje ceny za emisję na przestrzeni przyszłych lat, po czym, dla przykładu, dodał: „Pewna stalownia we wrześniu nie prowadziła żadnego handlu, gdyż zabrakło im 300 tys. t, cena emisji wynosiła 8 EUR, więc ekspozycja wynosi 2,4 mln EUR. Jeśli cena zmieni się o 1 EUR, tak jak to było w zeszłym tygodniu, wtedy ta ekspozycja może wzrosnąć do 2,7 mln, a więc w ten sposób stracimy 300 tys.EUR”. Oczywiście możemy sięgać do danych historycznych dotyczących zmian cen pozwoleń i na ich podstawie określić jakie jest prawdopodobieństwo zmiany ceny np. o więcej niż 33 centy. Wymodelowanie symulacji to połowa pracy, gdyż nie żyjemy w świecie o charakterze liniowym. Możemy przyjąć (jedynie) pół-naukowe podejście do zarządzania ryzykiem.Kluczem do uniknięcia strat jest wiedza, jak zarządzać otwartą pozycją – sytuacją w której zmieniająca się cena pozwolenia na emisję dwutlenku węgla wpływa na zyski firmy. Zyski będą wtedy poza kontrolą, gdyż firmy nie mają wpływu na zmiany ceny pozwoleń na emisję, a jeśli duży procent produkcji oraz jej zapotrzebowania na węgiel przekroczy wcześniejsze założenia i jeśli przydzielona kwota uprawnień do emisji zostanie znaczenie przekroczona, to efekty zmian ceny pozwoleń na emisję będą dotkliwsze. To oczywiście wkraczanie w spekulacje, a spekulacji należy unikać. Załóżmy, że klient zarządza elektrociepłownią i rozlicza się według ilości dostarczonego ciepła – jeśli koszt gazu lub dwutlenku węgla pójdzie w górę, to jego marża może zostać w ten sposób znacznie pomniejszona, bądź unicestwiona.

Atkins stwierdził, że na przestrzeni ostatnich kilku miesięcy można było zaobserwować całą gamę różnego rodzaju strategii, których firmy używają, albo myślą, że używają, żeby zminimalizować koszty emisji dwutlenku węgla. Koszt takiej strategii zależy od układów handlowych i wrażliwości marży na zmianę ceny uprawnień, na elastyczność klientów... Prezes węgierskiej firmy dodał jeszcze, że istnieje możliwość zastosowania podejścia „hedgingowego”. Jeśli firma zabezpiecza się przed zmianami cen energii cieplnej czy elektrycznej, to równie dobrze można zastosować hedging chroniący przed zmianami cen uprawnień do emisji. Np. firmy lotnicze mogą dosyć ściśle zaplanować ilość zużywanych emisji na cały rok. Ekspert zwrócił uwagę również na to, że czasem opłacalne może być np. zainwestowanie w technologie niskoemisyjne.

Prognozy z perspektywy analityka rynku

Marcus Ferdinand pracujący jako starszy analityk rynku w firmie Thomson Reuters Point Carbon, tytułem wstępu swoich analitycznych rozważań na temat początku III okresu rozliczeniowego EU ETS, zadał trzy pytania: „Co oznacza dla rynku back-loading? Jakie jest prawdopodobieństwo tego przesunięcia? Jakie są szanse na wyłączenie rynku lotniczego?Jak stwierdził Ferdinand, rynek – w chwili obecnej, zgodnie z wyliczeniami jego firmy – ma nadmierną podaż uprawnień do roku 2020. Bardzo trudno przewidzieć, jak ceny będą się zachowywać, przynajmniej w krótkim czasie, gdyż w dużej mierze będą one zależeć od decyzji politycznych.Deklaracje decydentów napędzają ceny dużo bardziej niż to, co się dzieje na rynku energetycznym. Ceny CER są aktualnie rekordowo niskie, wydaje się że ten rynek zamiera. Z uwagi na opóźnienia procesów polityczno-administracyjnych, widzimy na rynku duże wolumeny, ale rynek prawdopodobnie ich jeszcze nie potrzebuje.Są możliwości na zmienienie aktualnych, spadkowych tendencji rynku. Komisja europejska opublikowała niedawno propozycję, aby usunąć z rynku pewną ilość uprawnień.

Powstał też raport mówiący o strukturyzowanych metodach, aby móc przekształcić rynek w kierunku gospodarki zielonej. Istnieją też krótkoterminowe działania w kontekście długofalowym. Propozycja UE to odjęcie 400 mln t CO2 w roku 2013, 300 mln t w roku 2014, 200 mln t w roku 2015, a później dodać 300 mln t w 2019 r. i 600 mln t w roku 2020. Back-loading, czyli – w najprawdopodobniejszej wersji – usunięcie 900 mln t w latach 2013-2015, a wrzucenie z powrotem na rynek w latach 2019-2020, to aktualnie jeden z najczęściej dyskutowanych aspektów systemu EU ETS. Wszystko okaże się w grudniu, bo być może wcale nie będzie głosowania, bo proces ten może przebiegać bardzo różnie. Wymagana jest kwalifikowana większość głosów, co oznacza, że 91 głosów wystarczy, żeby zablokować opcję back-loadingu. Nie ma pewności, jak będą głosowały wszystkie Państwa, są jednak domysły, prognozy, spekulacje.Tylko Polska powiedziała, że na pewno będzie głosować przeciw, „na 100% za” są tylko Wielka Brytania i Włochy (chociaż niektóre spółki obecne na warszawskiej konferencji kwestionują pewność takiego „zagłosowania” Italii). Większość krajów albo jest niezdecydowana, albo nie ujawniła jeszcze swojego stanowiska.Jednym z najważniejszych państw w tej debacie mogą być Niemcy – mają dużo głosów [dokładnie 29 – KS] i są wpływowym krajem jeśli chodzi o kształtowanie opinii grupy państw członkowskich. Z raportów wynika, że niemieckie Ministerstwo Gospodarki jest przeciw, Ministerstwo Środowiska jest za (Minister w wywiadzie kilka dni temu powiedział, że jest za), zaś niemieckie Ministerstwo Finansów nie powiedziało jeszcze nic.Propozycji na temat back-loadingu jest oczywiście sporo, ale póki co, można tylko spekulować, tak samo jak o scenariuszach przyszłych cen uprawnień do emisji CO2.

Znanie potrzeb rynku i przyglądanie się wszelkim zmianom jest niezbędne do prawidłowego zarządzenia portfelem uprawnień do emisji CO2

„W I okresie rozliczeniowym [w latach 2005-2007 – KS] EU ETS Komisja Europejska pozostawiła, tak naprawdę, wszystkim państwom nadwyżki, aby instalacje i podmioty chcące handlować uprawnieniami się tego nauczyły. Nadwyżka uprawnień wpłynęła na to, że ceny na rynku gwałtownie spadły. W Polsce tylko pierwszy rok KPRU był rokiem, w którym mieliśmy niedobór. Następne lata – ze względu na szeroko pojęty kryzys gospodarczy – spowodowały, że nasze nadwyżki się skurczyły. Co do roku 2012, prognozowana jest nadwyżka, która będzie kształtowała między 2 a 3 mln t. Jeśli chodzi o świat, w roku 2008 było 186 mln t niedoboru, w roku 2009 również był niedobór, w latach 2010 i 2011 mieliśmy nadwyżkę, ale docelowo w okresie całkowitym przez te 4 lata mamy nadal niedobór [ponad 140 mln t – KS].” – w taki sposób, tytułem wstępu, swoją prelekcję rozpoczął Michał Mazurkiewicz, Kierownik Wydziału Obrotu Uprawnianiami do Emisji CO2 pracujący dla firmy PGE Polska Grupa Energetyczna.

Ekspert przypomniał, że w roku 2005, na samym początku, ceny uprawnień kształtowały się w przedziale 25-30 EUR. Rynek spodziewał się, że wszelkie prognozy, które się pojawiały, sprawdzą się (spodziewano się wzrostu do około 65 EUR). Rynek nie wiedział jeszcze jakie są jego potrzeby.Dopiero w II kwartale 2006 okazało się, ile uprawnień potrzebuje każdy kraj... i ceny spadały. Przydziały, które otrzymały poszczególne państwa i poszczególne instalacje, były zbyt duże na ich potrzeby. Był problem braku przenoszenia między okresami, który spowodował, że uprawnienia były bezwartościowe, a ich ceny spadły do centów.Mazurkiewicz, ze względu na wiele niewiadomych, patrząc na aktualne poziomy cenowe, spodziewa się stagnacji rynku i cen utrzymujących się w przedziale 8-9 EUR. Zdaniem Eksperta back-loading nie wpłynie w aż tak znaczny sposób (jak przewiduje np. KE) na rynek EUA. W przypadku jednostek CER prognozy są dość wysokie, CER-y szare nieco poniżej 1 euro, CER-y zielone nawet powyżej 1 EUR. Czy należy wierzyć „optymistycznym” prognozom?

Karty zwykłe i jokery w talii norweskiego potentata branży energetycznej

„[…] Handlujemy z każdym, kto jest zobligowany, zarówno z przemysłem jak i z rządami, w pewien sposób również z naszymi oddziałami w Niemczech. Na rynku jesteśmy od 2003 roku, w zeszłym roku nasze transakcje przekroczyły 200 mln t” – stwierdził Jo Deketelaere, Carbon Originator z norweskiej firmy Statkraft, która była networkingowym partnerem warszawskiej konferencji. Na początek ekspert zapytał: „Jak zarządzać portfelem węglowym?”Zgodnie z opinią Deketelaere istnieją dwa typy narzędzi, tzw. karty zwykłe i jokery. Pierwsze (narzędzia) to coś, co Statkraft nazywa elastycznością instrumentów: EUA i aEUA; kolejne (narzędzia) to CER i ERU, można ich mieć bez limitu i dają one możliwość tańszego kredytu, kiedy myślimy, że przyniesie to największą korzyść, np. kiedy spodziewamy się wyższych cen. Wykorzystanie tańszych „kart” napędza różnica cenowa i, zdaniem reprezentanta norweskiej firmy, przypomina to łapanie okazji.Ekspert powiedział jeszcze: „Wyróżniamy też coś, co nazywamy elastycznością w czasie – moment kiedy zagramy „jokerem” możemy wybrać, nie musimy wykorzystywać ich w bieżących transakcjach”. Według Deketelaere, ważne jest to, żeby cały czas przyglądać się cenom rynkowym i robić bieżące szacunki biorąc pod uwagę różne okresy w przyszłości i tym samym generować dochód. Zdaniem eksperta, w kontekście EU ETS, ciekawy wydaje się być również rynek pozagiełdowy.Zarządcy portfelami muszą zdawać sobie sprawę z wszelkich niepewności rynku i dopilnować, żeby wartość portfela była zbilansowana niezależnie od tego, co się wydarzy.

Oczekiwanie na decyzję w sprawie back-loadingu i ewentualnego trwałego umorzenia z pewnością w jakiś sposób ma wpływ na rynek. Jak podejść do tych wszystkich wyzwań?Przede wszystkim należy przyglądać się rynkowi i śledzić jego tendencje. Obecne ceny emisji węglowych są bardzo płynne, a portfel emisji jest wrażliwy i reaguje na wiele czynników. „Staramy się kupować tanio i sprzedawać drogo, ale trudno jest przesądzić, kiedy dokonywać transakcji, zwłaszcza, że na rynku jest spora różnorodność.” - dodał  Deketelaere.

Dlaczego dla EDF ważne jest zarządzanie portfolio emisji CO2?

EDF Trading powstało 12 lat temu jako ramię rynkowe, gdy nastąpiła deregulacja rynków energii elektrycznej. Hervé Gueguen, Dyrektor ds. Zarządzania Emisjami z firmy EDF Trading, stwierdził: „kiedy handluje się prądem wytwarzanym w elektrowniach gazowych trzeba zabezpieczyć się przed ekspozycją”. Z analogicznego powodu EDF zaczęło handlować pozwoleniami na emisję dwutlenku węgla i tym samym rozszerzyło swoją pozycję na rynku.Grupa EDF to wielki gracz rynkowy, dysponujący przewagą nad konkurentami. Uprawnienia do emisje CO2 są dla francuskiej firmy bardzo ważne, mimo tego, że czynnik emisji instalacji EDF jest niższy od przeciętnego wskaźnika dla europy, jednakże ze względu na ogromną skalę produkcji, spółka ta jest dużym emitentem CO2 – zakłady grupy znajdujące się w wielu krajach emitują ponad 90 mln t dwutlenku węgla rocznie, to znacznie więcej niż cała Polska. Gueguen, podobnie jak wszyscy wypowiadający się podczas konferencji eksperci, podkreślił rangę decyzji administracyjno-politycznych oraz konieczność śledzenia rynku i interpretowania jego zachowań. Wiele grup nie sprzedało swoich uprawnień do emisji, co odbiło się negatywnie na ich dochodach.Odpowiednie zarządzanie obrotem uprawnień, baczne obserwowanie tendencji i minimalizowanie ryzyka używając rozmaitych mechanizmów ochronnych, a także unikanie przykrych „niespodzianek”, często wymaga doświadczenia i/lub skorzystania z odpowiednich porad.

Serdecznie dziękujemy wszystkim uczestnikom i zaangażowanym partnerom. Już dziś zapraszamy na drugą edycję „European Emission Trading Summit”, która odbędzie się w przyszłym roku!