Zgodnie z art. 30b ust. 1 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw (t.j. Dz. U. z 2019 r., poz. 660 ze zm.):
„podmiot realizujący Narodowy Cel Redukcyjny jest obowiązany, z uwzględnieniem art. 30e, do dnia 31 grudnia 2020 r. włącznie, zapewnić minimalną wartość ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw ciekłych, biopaliw ciekłych, gazu skroplonego (LPG), sprężonego gazu ziemnego (CNG), skroplonego gazu ziemnego (LNG) lub oleju do silników statków żeglugi śródlądowej, stosowanych w transporcie, w przeliczeniu na jednostkę energii rozporządzanych przez dokonanie jakiejkolwiek czynności prawnej lub faktycznej, lub zużywanych przez ten podmiot na potrzeby własne, oraz energii elektrycznej stosowanej w pojazdach samochodowych, sprzedawanej odbiorcy końcowemu lub zużywanej przez ten podmiot na potrzeby własne, wynoszącą 6%”.
Osiągnięty cel należy utrzymać po 2020 r.
W Polce, NCR realizowany jest głównie za pomocą biokomponentów oraz gazu skroplonego (LPG), ale dopuszczalne są również takie instrumenty jak skroplony gaz ziemny (LNG) lub sprężony gaz ziemny (CNG), a także ograniczenie emisji gazów cieplarnianych osiągnięte w segmencie wydobywczym gazu ziemnego lub ropy naftowej tzw. UERsy (upstream emission reduction).
Ostatni z wymienionych instrumentów nie jest obecnie w Polce wykorzystywany ze względu na krajowe uwarunkowania segmentu wydobywczego i ograniczone możliwości wykonywania regionalnych projektów, jednak przedłożony w dniu 22 lipca 2020 r. projekt zmiany ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw (UC 37) jest impulsem do postawienia pytania o to, czy instrumenty jakimi są UERsy zyskają na popularności i będę wykorzystywane przez przedsiębiorstwa paliwowe dla realizacji NCR?
UERsy w polskich regulacjach
Z ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw wynika, że podstawy regulacyjne odnoszące się do UERsów znajdować się będą w odpowiednich rozporządzeniach wykonawczych do ustawy. W tym zakresie obowiązują dwa rozporządzenia, tzw. rozporządzenie w sprawie metodyki z 2017 r.1 oraz rozporządzenie w sprawie sprawozdania z 2017 r.2 Rozporządzenia te wskazują na metody obliczania redukcji emisji gazów cieplarnianych i wskazują na sposoby ich rozliczenia i przedstawienia Prezesowi URE. Nie określają one jednak sposobu nabywania UERsów od podmiotów realizujących projekty wydobywcze. Nie określa tego również obowiązują ustawa o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw, co stwarza realną barierę dla inicjatyw spółek paliwowych w zakresie zakupu, zwłaszcza zagranicznych, UERsów.
Czy tę barierę zdejmie planowana nowelizacja ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw?
Nowości regulacyjne na temat UERsów w projekcie zmiany ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw
Projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw zawiera śladowe ilości regulacji odnoszących się do UERsów. Projektodawca zdecydował, że w obszarze rynku paliwowego potrzebna jest regulacja, która pozwoli na skuteczne monitowanie przedkładanych do Prezesa URE sprawozdań dotyczących redukcji gazów cieplarnianych, dlatego przewiduje on prowadzenie przez Prezesa URE ewidencji przedkładanych UERsów, tak aby wykluczyć przypadek wielokrotnego przedkładania tych samych projektów potwierdzających redukcję emisji gazów w segmencie wydobywczym. Zgodnie z projektem zmiany ustawy:
Prezes URE prowadzi ewidencję dokumentów potwierdzających wartość osiągniętych redukcji emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym ropy naftowej lub gazu ziemnego, które zostały wykorzystane do realizacji NCR.
W myśl założenia projektodawcy, prowadzona przez Prezesa URE ewidencja powinna zawierać następujące informacje:
- nazwę projektu, z którego osiągnięto redukcję emisji gazów cieplarnianych,
- datę rozpoczęcia projektu,
- jednorazowy numer certyfikatu jednoznacznie identyfikujący projekt,
- wskazanie współrzędnych geograficznych projektu,
- wskazanie okresu, w którym osiągnięto redukcję emisji gazów cieplarnianych, wykorzystaną do realizacji NCR,
- wskazanie wartości osiągniętych redukcji, wynikającej z posiadanej dokumentacji.
Analiza projektu zmiany ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw prowadzi do mało optymistycznego wniosku, ponieważ przyjęcie ustawy w wersji projektowanej nie przyczyni się w choćby najmniejszym stopniu do rozwiania wątpliwości przedstawicieli branży paliwowej z zakresu transakcji kupna UERsów na rynkach zagranicznych.
Z jakimi problemami pozostaną spółki paliwowe?
Przede wszystkim niejasna pozostaje kwestia prawnej kwalifikacji UERsów. Obowiązujące przepisy (zarówno unijne, jak i krajowe) nie dają jednoznacznej odpowiedzi na pytanie, czy UERsy stanowią instrument finansowy w rozumieniu dyrektywy MIFID 23 oraz ustawy o obrocie instrumentami finansowymi4. Zakwalifikowanie, expressis verbis, w myśl dyrektywy MIFID 2 uprawnień do emisji jako instrumentu finansowego nie daje jednoznacznych podstaw ku temu, aby UERsy – jako projekty zmierzające do redukcji emisji gazów w segmencie wydobywczym – zakwalifikować jako instrumenty finansowe.
Takich uprawnień nie daje również stanowisko KE wyrażone w wytycznych5 w zakresie stosowania dyrektywy 2015/652/UE6, zgodnie z którym – pod pewnymi wyjątkami – jednostki CER (Certified Emission Reduction) lub ERU (Emission Reduction Units) – będące częścią systemu EUA (European Union Allowances) – można wymienić na UERsy. Poza ogólnym stwierdzeniem o dopuszczalności przekwalifikowania CER i/lub ERU na UERsy, KE nie proponuje, ani też nie ustanawia zasad zgodnie z którymi powinny nastąpić takie przekwalifikowania.
Można zatem stwierdzić, że obowiązujące przepisy rodzą więcej wątpliwości niż udzielają odpowiedzi na stawiane pytania w zakresie transakcji zakupu UERsów, co może skutkować tym, że w obszarze Polski UERsy nadal nie będą wykorzystywane do realizacji NCR.
1 Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 12 czerwca 2017 r. w sprawie metodyki obliczania emisji gazów cieplarnianych, określanie wskaźników ich emisji oraz wartości opałowej dla poszczególnych paliw i wartości energetycznej energii elektrycznej, Dz. U. z 2017 r., poz. 1294.
2 Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 20 lipca 2017 r. w sprawie sprawozdania rocznego dotyczącego emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw i energii elektrycznej, Dz. U. z 2017 r., poz. 1425.
3 Dyrektywa PE i Rady nr 2014/65/UE z dnia 15 maja 2014 r. w sprawie rynków instrumentów finansowych oraz zmieniająca dyrektywę 2002/92/WE i dyrektywę 20011/61/UE, Dz. Urz. UE L 173/349.
4 Ustawa z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi; t .j. Dz. U. z 2020 r., poz. 89 ze zm.
15 Wytyczne Komisji Europejskiej “GUIDANCE NOTE on approaches to quantify, verify, validate, monitor and report upstream emission reductions” (źródło: https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/guidance_note_on_uer_en.pdf)
6 Dyrektywa Rady (UE) 2015/652 z dnia 20 maja 2015 r. ustanawiająca metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/07/WE PE i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych, Dz. Urz. UE L 107 /26.
