Zabezpieczenie finansowe CCS – problemy nie tylko z technologią
W Polsce niemalże entuzjastycznie podchodzi się ostatnio do technologii CCS. Postrzega się w niej szansę na zaistnienie polskiej myśli technicznej w intensywnie rozwijanych w ostatnim czasie na całym świecie tzw. „zielonych” technologiach. Oby tak się stało (aczkolwiek konieczne jest silne przyśpieszenie, ponieważ jesteśmy mocno spóźnieni).
Warto także odpowiednio wcześnie zdać sobie sprawę, iż CCS stanowi poważny problem nie tylko dla inżynierów ale również może przyprawić o ból głowy dyrektorów finansowych oraz prawników. I nie mam tu na myśli tylko fazy pozyskania finansowania dla takiej innowacyjnej inwestycji lecz etap jej funkcjonowania oraz – najbardziej – likwidacji.
Mimo, iż takie terminy są odległe, temat materializuje się już przy opracowaniu wniosku o wydanie pozwolenia na składowanie CO2. Chodzi oczywiście o wymagane zabezpieczenia finansowe. Ze względu na perspektywę czasową (co najmniej 50 lat od likwidacji składowiska CO2) zakres ewentualnej odpowiedzialności jest niebagatelny. Nie ucieknie od nich żaden zainteresowany sprawą bank ani ubezpieczyciel.
Odnośnie konkretnej formy, zakresu oraz sposobu ustanowienia tego zabezpieczenia – które są kluczowymi dla potencjalnych inwestorów kwestiami - dyrektywa CCS oraz upublicznione założenia do projektu ustawy implementującej w Polsce tę dyrektywę jednak milczą.
W interesie rozwoju CCS w Polsce kwestię tę warto wyjaśnić jak najszybciej – tym bardziej, iż w tym zakresie dyrektywa CCS nie narzuca żadnych rozwiązań a zatem ustawodawca krajowy ma spory zakres swobody.
Jeszcze o terminie potrącalności kosztów uzyskania przychodów związanych z nabyciem CER
W publikacji „Zakup EUA, CER i ERU jako koszt pośredni podlegający wliczeniu w koszty w dacie otrzymania faktury” zwracałem uwagę na interpretację indywidualną Dyrektora Izby Skarbowej w Katowicach z dnia 13 listopada 2008 r. sygn. IBPB3/423-771/08/BG
(źródło: http://sip.mf.gov.pl/sip), który uznał za prawidłowe stanowisko, iż konstrukcja prawna systemu handlu emisjami powoduje, iż zakup uprawnień do emisji – czy to w formie EUA, czy CER czy ERU – w określonych okolicznościach może stanowić koszt pośredni prowadzenia działalności przez podatnika. Wg tej interpretacji taka kwalifikacja kosztów związanych z nabyciem uprawnień EUA oraz jednostek redukcji emisji CER lub ERU oznacza, że powinny one zostać zaliczone do kosztów uzyskania przychodów, zgodnie z art. 15 ust. 4e ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych, w momencie ujęcia kosztu w księgach rachunkowych (tj. dacie otrzymania faktury przez Spółkę) a nie w momencie zapłaty (ewentualnie potrącenia).
Warto odnotować, iż również w interpretacji indywidualnej z dnia 27 lutego 2009 r. sygn. IBPBI/2/423-1122/08/MS (źródło: www.mofnet.gov.pl) Izba Skarbowa w Katowicach wskazała, iż „dzień, na który jednostki poświadczonej redukcji CER zostaną ujęte w księgach rachunkowych, będzie stanowić dla spółki dzień potrącalności kosztów uzyskania przychodów w wysokości iloczynu zakupionych jednostek i ceny nabycia jednostki, bez względu na fakt, iż dla celów bilansowych będą one rozliczane w czasie poprzez odpisy amortyzacyjne”.
Przepis, który się „nie przyjął” - krótkie przypomnienie historii alokacji EUA
Spełnił się niestety jeden z najgorszych scenariuszy – uprawnienia do emisji znowu nie zostały wydane na rachunki instalacji w Krajowym Rejestrze Uprawnień do Emisji w przewidzianym prawem terminie tj. do 28 lutego 2010 r. Przepis wspomniany w tytule artykułu, to oczywiście art. 11 Dyrektywy 2003/87/WE – zgodnie z nim uprawnienia do emisji na dany rok powinny być przekazane na rachunki instalacji do dnia 28 lutego tego roku.
Od dnia 23 września 2009 r., kiedy to Sąd Pierwszej Instancji wydał wyrok w sprawie T‑183/07, minęło ponad 5 miesięcy a już wtedy wszyscy zadawali sobie pytanie, czy zostanie dotrzymany termin 28 lutego, jako data wydania uprawnień na 2010 r.
Odnotujmy jednak, iż mamy aktualnie już trzeci rok pięcioletniego okresu rozliczeniowego 2008 -2012 i w żadnym z tych lat nie udało się w Polsce terminowo wydać przydziałów EUA na rachunki operatorów instalacji.
Pomijam w tym miejscu brak alokacji w I okresie rozliczeniowym 2005 – 2007 (który z założenia był okresem próbnym i testowym – choć niektórzy na tym nieźle zarobili). Wydanie uprawnień przypisanych do roku 2008 dopiero w kwietniu 2009 było jednak już dość skandaliczne z punktu widzenia zapewnienia poprawności działania całego systemu. Mamy kolejny rok i znowu ten sam problem, z którym Polska (ale i Komisja Europejska – bo to Komisja przecież jest istotnym decydentem w tej sprawie) co do zasady nie jest w stanie się uporać już od roku 2005.
Oczywiście wiadomo, skąd opóźnienie wynika (spór z Komisją Europejską o wielkość przydziałów w KPRU), powstaje jednak pytanie, czy w takich warunkach funkcjonowania Wspólnotowego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS) polskie przedsiębiorstwa są w ogóle w stanie racjonalnie planować swoją działalność. Są przecież poddane międzynarodowej konkurencji a w wielu krajach członkowskich takich problemów nie ma.
Odrębną sprawą jest kwestia możliwości starannego planowania potrzeb emisyjnych w taryfach na ciepło, bowiem Urząd Regulacji Energetyki często nie chce dostrzec tych wszystkich uwarunkowań przy zatwierdzaniu taryf.
Dodajmy, iż oczywiście stosowane w handlu emisjami standardy umowne IETA, EFET, ISDA zgodnie nie uznają braku alokacji na rachunki instalacji za okoliczność zwalniającą stronę umowy od wywiązania się z zobowiązań umownych (patrz definicję siły wyższej zawartą w tych wzorcach). Oznacza to, iż firmy, które zobowiązały się sprzedać EUA licząc na terminową alokację uprawnień w 2010 r. mogą mieć problemy z wywiązaniem się z zobowiązań umownych. Są to jednak tylko niektóre z problemów. Przed nami bowiem kolejna istotna data - 30 kwietnia.
Elastyczność mechanizmów zarządzania emisjami a zasady kształtowania taryf na ciepło – polemika z URE
W artykule Pawła Bogusławskiego - Naczelnika Wydziału ds. analiz i gospodarki ciepłowniczej w Departamencie Przedsiębiorstw Energetycznych URE „Pakiet energetyczno-klimatyczny a kształtowanie taryf dla ciepła” (Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki – nr 1/2010) uwypuklono tezę, iż: „[...] odnosząc się do okresu rozliczeniowego emisji CO2 (2008-2012) w aktualnym stanie prawnym, nie można jednoznacznie stwierdzić, że w przypadkach ujęcia w przedstawianych do zatwierdzenia Prezesowi URE taryfach dla ciepła dodatkowego kosztu, jakim jest koszt uzyskania pozwolenia na emisję CO2 ponad przyznany limit, należy uznać ten dodatkowy koszt jako koszt uzasadniony w rozumieniu definicji zawartej w ustawie – Prawo energetyczne. Wszelkich rozstrzygnięć w powyższym zakresie należy przede wszystkim dokonywać w indywidualnej ocenie przypadku, w odniesieniu do konkretnego stanu faktycznego”.
Proponowane w ww. publikacji odniesienie w decyzjach taryfowych do indywidualnej oceny poszczególnych przypadków wydaje się co do zasady słuszne. Kłopot tylko w tym, iż – jak dowodzi praktyka - zdarzają się decyzje taryfowe, w uzasadnieniu których Prezes URE podnosi np., iż zmiana taryfy dokonana w celu uwzględnienia kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 stoi w sprzeczności z interesem społecznym a także nie jest oparta o „słuszny interes strony” a nawet, że jedynie koszty wynikające z podejmowania zadań inwestycyjnych z zakresu modernizacji i ochrony środowiska, zmierzających do ograniczenia emisji CO2, mogą stanowić koszt uzasadniony produkcji ciepła, natomiast koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 co do zasady nie będzie stanowił takiego kosztu.
Nieco prowokacyjnie można powiedzieć, iż jeżeli taka interpretacja miałaby się utrzymać, zrezygnujmy (w skali Unii Europejskiej) z handlu emisjami i wprowadźmy raczej podatek od emisji (który obecnie planuje – ale dodatkowo a nie alternatywnie - np. Francja) albo sztywne limity emisji. Bo system typu cap-and–trade, jak EU ETS, nie będzie miał wtedy sensu.
Rozważmy zatem, co – wbrew dotychczas wyrażanym poglądom URE - przemawia za uwzględnieniem elastyczności mechanizmów zarządzania emisjami (czyli nie tylko inwestycji modernizacyjnych ale i zakupu uprawnień do emisji) i związanych z tym kosztów we wnioskach taryfowych na ciepło.
Handel spot EUA instrumentem finansowym (w Rumunii)
Zwolnienie obrotu EUA z podatku VAT przy jednoczesnym utrzymaniu prawa do potrącenia kosztów powiązanych jest obecnie kluczowym czynnikiem utrzymania spójności rynku uprawnień do emisji CO2 w skali UE.
Strona 23 z 38