Kancelaria Głowacki
Zakup uprawnień do emisji tlenków siarki i azotu nie będzie kosztem operacyjnym
poniedziałek, 16 sierpnia 2010 19:18


Również projekt ustawy o systemie bilansowania i rozliczania wielkości emisji dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOX) dla dużych źródeł spalania ingeruje w zasady rozliczania kosztów osieroconych.

 

W informacji „Koszty zakupu uprawnień do emisji nie będą rozliczane w „kosztach osieroconych” – wg projektu ustawy z dnia 22 lipca” wskazywałem, iż zgodnie z projektem ustawy (wersja z dnia 22 lipca 2010 r.) o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych skierowanym w dniu 11 sierpnia 2010 r. pod obrady Komitetu Stałego Rady Ministrów wyłącza się dla wytwórców energii elektrycznej objętych systemem rozliczania kosztów osieroconych możliwość rozliczania kosztów zakupu uprawnień do emisji w ramach kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerwy mocy i usług systemowych.

 

Chodzi oczywiście o art. 27 ust. 4 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2007 r. Nr 130, poz. 905, z późn. zm. – dalej: „ustawa o kosztach osieroconych”).

 

Równolegle skierowany pod obrady Komitetu Stałego Rady Ministrów (tym samym pismem przewodnim) projekt ustawy o systemie bilansowania i rozliczania wielkości emisji dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOX) dla dużych źródeł spalania wprowadza niestety (dla wytwórców rozliczających „koszty osierocone”) podobne rozwiązania.

 

Porównując obie projektowane regulacje (dotyczące z jednej strony EU ETS a z drugiej systemu handlu SO2 i NOx) w zakresie odnoszącym się do omawianych kosztów osieroconych, aczkolwiek intencja jest jasna – chodzi o ograniczenie lub wyłączenie pokrywania przez wytwórców energii elektrycznej kosztów udziału w tych systemach z programu pomocy publicznej „kosztów osieroconych”) – to jednak można dostrzec istotne różnice (nie wiem czy do końca zamierzone przez projektodawcę tych zmian).

Art. 29 projektu ustawy (podkreślenie moje): W ustawie z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905 i Nr 58, poz. 357 oraz z 2009 r. Nr 98, poz. 817) w art. 27 ust. 4 otrzymuje brzmienie:


„4. Wartość wyniku finansowego, oznaczonego symbolem "Wdkj", o którym mowa w ust.

3, oblicza się według wzoru:

Wdkj = (Dj - Kj) (1 - Tj) + Aj

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Dj - przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym,

Kj - koszty działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych, koszty związane z przekroczeniem rocznych limitów emisji, o których mowa w art. 11 ust. 1 ustawy z dnia…… o systemie bilansowania i rozliczania emisji dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOx) dla dużych źródeł spalania (Dz. U…..Nr…., poz…..) nie są kosztami operacyjnymi w rozumieniu niniejszej ustawy.

Tj - obowiązującą w danym roku stawkę podatku dochodowego od osób prawnych; w przypadku gdy różnica przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym i kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych, pomniejszoną o koszty finansowe wynikające z zobowiązań związanych z umowami długoterminowymi oraz koszty finansowe konieczne do poniesienia ze względu na utrzymanie płynności finansowej jest ujemna, to należy przyjąć stawkę podatku dochodowego od osób prawnych równą zero,

Aj - amortyzację w odniesieniu do rzeczowych środków trwałych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, o których mowa w symbolu "N", obliczaną zgodnie z przepisami ustawy, o której mowa w art. 20 ust. 2, dla roku kalendarzowego "j", przy czym wartość amortyzacji dla roku, w którym wygasa najdłuższa umowa długoterminowa danego wytwórcy, pomniejsza się proporcjonalnie do ilości dni obowiązywania tej umowy w tym roku.”

Zakres regulacji dotyczącej EUETS omówiłem pokrótce w powyżej wskazanej sygnalizacji „Koszty zakupu uprawnień do emisji nie będą rozliczane w „kosztach osieroconych”. W ramce obok przytaczam treść nowelizacji odnośnie SO2 i NOx w omawianym zakresie a wprowadzane nowelizacją istotne novum dodatkowo podkreśliłem.

Zatem zestawiając te dwie regulacje można dostrzec, iż o ile w EUETS z kosztów osieroconych mają być wyłączone wszystkie „koszty związanych z funkcjonowaniem systemu” EUETS (a więc zakres ujęty bardzo szeroko, to w odniesieniu do regulacji obejmującej SO2 i NOx chodzi literalnie jedynie o „koszty związane z przekroczeniem rocznych limitów emisji”.
Art. 34 projektu ustawy: “Kosztów związanych z przekroczeniem rocznych limitów emisji, o których mowa w art. 11 ust. 1, ponoszonych przez operatora nie zalicza się do kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych, o których mowa w art. 27 ust. 4.

Jednak biorąc pod uwagę praktyczne skutki, różnicę tę należy uznać chyba za tylko redakcyjną. Wynika ona zd.m. z odmiennego ukształtowania obu systemów (handlu CO2 oraz SO2 i NOx) a w efekcie obu rozwiązań w przypadku konieczności dokupienia przez instalację pozwoleń emisyjnych – czy to na CO2 czy na SO2/NOx wytwórca będzie „bity po kieszeni”.

 

Nawiasem mówiąc w projekcie ustawy prawdopodobnie jest błąd – patrz cytowane obok artykuły 29 i 34 – wydają się dotyczyć tego samego a więc jeden z nich jest zbędny. Ponadto art. 34 powołując się na art. 27 ust. 4 nie wskazuje, iż chodzi o art. 27 ust. 4 ustawy o kosztach osieroconych (a nie o ustawę o SO2 i NOx). Ale to, to już kwestie czysto redakcyjne – ważniejsza w tym przypadku jest merytoryka. A ona może w tym przypadku wytwórców energii elektrycznej objętych programem kosztów osieroconych sporo kosztować.

 

Na marginesie - ta właśnie merytoryka jest dyskusyjna w przypadku obu projektów ustaw. Trudno dociec, dlaczego to właśnie koszty systemów cap-and-trade zostały tak dyskryminacyjnie potraktowane jeżeli chodzi o koszty osierocone. W ten sposób duzi systemowi wytwórcy energii elektrycznej tracą podwójnie: raz - poprzez konieczność ponoszenia kosztów wynikających z wdrażanych systemów handlu gazami a dwa – ze względu na projektowane rozwiązania odnośnie kosztów nieuwzględnianych w rozliczeniu kosztów osieroconych.

 

Należy dodać na koniec – aczkolwiek to odrębna sprawa - iż omawiany projekt ustawy ingeruje również w definicję kosztów uzasadnionych zawartą w art. 3 pkt 21 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z późn. zm.). Tak więc temat jest poważny.


 

Szukaj

Copyright © 2009 - 2018 Michał Głowacki. Wszelkie prawa zastrzeżone. Korzystanie z Portalu podlega Regulaminowi.