Czy na aukcjach EUA da się zrobić „złoty interes”
- Kategoria: Raporty z przebiegu realizacji
Legislatorzy Komisji Europejskiej dołożyli wszelkich starań, aby wpływ aukcji na rynek wtórny był jak najmniejszy. Przejawia się to w następujących uregulowaniach nowego projektu rozporządzenia o auctioningu uprawnień do emisji CO2:
Feed-in tariff w Polsce? OK - ale dlaczego tak późno?
- Kategoria: Odnawialne Źródła Energii
W tym przypadku założeniem jest, aby system był bardziej efektywny i aby go uprościć.
Zatem spodziewajmy się dalszych komplikacji, które są konieczne, aby model wspierania odnawialnych źródeł energii był prostszy. Dość, jak widać, to skomplikowane. Mimo, że przepisy w tym zakresie były nieustanne zmieniane w ostatnim czasie, najwidoczniej były to zmiany w złym kierunku.
Można zaryzykować pogląd, iż mnożenie kolorów certyfikatów „zielonych", „czerwonych”, „żółtych”, „fioletowych” nie ma sensu a Europa od tego odeszła albo właśnie odchodzi.
Trochę pokrętnie o słynnym artykule 10c
- Kategoria: Raporty z przebiegu realizacji
Przedsiębiorstwa energetyczne, które zamierzałyby skorzystać z derogacji z art. 10c Dyrektywy 2003/87/WE muszą realizować inwestycje w zakresie „modernizacji i poprawy infrastruktury” i „czystych technologii”. Jednocześnie wartość inwestycji z zakresu „dywersyfikacji struktury energetycznej i źródeł dostaw” powinna odpowiadać „w możliwym zakresie” wartości rynkowej ewentualnie otrzymanych bezpłatnych uprawnień. Jak wiadomo, w tym celu mogą być brane pod uwagę inwestycje podjęte od dnia 25 czerwca 2009.
Inwestycje te muszą być ujęte w krajowym planie inwestycji a plan zatwierdzony przez Komisję Europejską.
Jak widać, droga do nieodpłatnych uprawnień dla polskiej elektroenergetyki po 2013 r. jest jeszcze bardzo daleka a i jest obawa, że wartość nie wszystkich dzisiaj planowanych, czy nawet już realizowanych inwestycji, będzie mogła być uwzględniona w ww. celu. Ta obawa – z punktu widzenia powyżej przytoczonych celów - dotyczy w szczególności inwestycji w bloki opalane węglem.
Art. 10c Dyrektywy 2003/87/WE – niepewne odpowiedzi na frapujące pytania
- Kategoria: Raporty z przebiegu realizacji
Pytanie pierwsze – jakie wartości porównujemy: zagregowane czy na szczeblu przedsiębiorstw
Czy przedsiębiorstwo energetyczne realizujące inwestycje ujęte w krajowym planie inwestycji przewidzianym w art. 10c Dyrektywy 2003/87/WE może otrzymać nieodpłatnie EUA tylko o takiej wartości, która odpowiada wartości inwestycji tego przedsiębiorstwa z zakresu „dywersyfikacji struktury energetycznej i źródeł dostaw”?
Likwidujemy instalację, zmniejszamy produkcję – co z przydziałami z KPRU?
- Kategoria: Pozostałe
Co w sytuacji, gdy operator zlikwiduje instalację w miesiąc po otrzymaniu na swój rachunek w rejestrze przydziału za dany rok (np. 2010) – czy musi zwrócić całość EUA, które otrzymał za 2010 r., czy tylko proporcjonalnie do okresu działania instalacji w roku 2010? A może jeszcze inny wariant? Czy zmniejszenie produkcji bez likwidacji instalacji jest pod tym względem bezpieczne?
CER po 2012 – czy równoważny EUA? Jaki spread?
- Kategoria: Systemy handlu emisjami - instytucje prawne
Mimo rozbudowanego instrumentarium dotyczącego statusu jednostek CER w EU ETS w okresie 2013 - 2020 (patrz: art. 11a Dyrektywy 2003/87/WE w brzmieniu ustalonym Dyrektywą 2009/29/WE) przynajmniej jeden przepis tej Dyrektywy powoduje, iż inwestujący w CDM w tej perspektywie czasowej nie mogą na razie czuć się bezpiecznie.
Wielu może się także zastanawiać, co z samym mechanizmem CDM po 2012 r. Nawet jednak w przypadku braku nowej umowy międzynarodowej podstawa prawna dla funkcjonowania CDM nie zniknie z końcem 2012 r. Nie jest bowiem do końca precyzyjnym pogląd, iż Protokół z Kyoto wygasa z tą datą.
Odroczona zamiana EUA na CER – termin powstania obowiązku podatkowego z tytułu importu usług
- Kategoria: Orzecznictwo podatkowe
Ten przykład pokazuje, iż transakcja „zamiany” EUA na CER bardziej komplikuje rozliczenie VAT, niż np. dwie odrębne transakcje sprzedaży. Chodzi oczywiście o transakcję, gdzie np. polska firma dostarcza EUA (np. 10 000) jednorazowo a kontrahent unijny dostarcza CER „w ratach” (np. w pięciu równych rocznych ratach po 2000).
Jednakże biorąc pod uwagę, iż o charakterze umowy decydują (także dla organów fiskalnych) zgodny zamiar stron i cel umowy, takie formalne tylko rozbicie uzgodnionej transakcji na dwie odrębne umowy, także nie wydaje się do końca zabezpieczać przed ryzykiem uznania, iż w zakresie VAT obowiązek podatkowy z tytułu nabycia z zagranicy 10 000 CER (jako importu usług) powstanie w polskiej firmie od razu z chwilą wydania EUA (praw będących przedmiotem zamiany).
Data wydania przez polską firmę EUA (świadczenie rzeczowe) jest w tym przypadku kwalifikowana, jako moment dokonania zapłaty za nabywane usługi (całość importowanych CER).
Kolejna odsłona spektaklu: transakcja dotycząca EUA, CER, ERU – koszt pośredni/bezpośredni
- Kategoria: Orzecznictwo podatkowe
Spółka sprzedaje EUA w grudniu 2008, równocześnie zakupuje CER, rozliczenie bezgotówkowe (kompensata), spread ponad 3 EUR. Zakupione CER zostają wykorzystane częściowo do rozliczenia emisji za 2008 r. (w kwietniu 2009) oraz częściowo za 2009 (w kwietniu 2010).
Dokumentując transakcję spółka wystawiła w grudniu 2008 roku fakturę na sprzedaż EUA na rzecz podmiotu z spoza UE i zaewidencjonowała przychód z tego tytułu. Jednocześnie ujęła w księgach rachunkowych w pozycji Środki Trwałe na podstawie umowy i dowodów wewnętrznych, koszty zakupu CER, które faktycznie wpłynęły na rachunek Spółki.
Kiedy powinien być zaliczony w koszty podatkowe zakup jednostek CER?
Spółka uważała, że:
1) w momencie uzyskania przychodu z ich odpłatnego zbycia lub
2) w roku podatkowym, za który wykorzystano CER do rozliczenia własnej emisji
- czyli w powyższym przykładzie częściowo w 2008 i częściowo w 2009.
Wszystko wskazuje jednak na to, iż całość CER powinna zostać zaliczona w koszty podatkowe w roku 2008.
Przeniesienie alokacji EUA z likwidowanych instalacji w ramach grupy przedsiębiorstw powiązanych
- Kategoria: Raporty z przebiegu realizacji
Okazuje się, że Wspólny Rynek – mimo, iż leżał u podstaw powstania Unii Europejskiej, nie do końca został zrealizowany w założeniach Wspólnotowego Systemu Handlu Emisjami, którego koncepcję opracowano przecież w całości na szczeblu unijnym.
Problemy pojawiają się w szczególności w przypadku firm globalnych, które w ramach restrukturyzacji zamierzałyby np. ograniczać lub likwidować produkcję w mniej rentownych instalacjach (zlokalizowanych w jednym państwie członkowskim Unii) i przenosić ją do tych najbardziej wydajnych (z siedzibą w innym państwie członkowskim). Niedoskonałości systemu EU ETS z tym związane skłoniły np. firmę Arcelor do zaskarżenia Dyrektywy 2003/87/WE do Sądu Pierwszej Instancji.
Kwestia przenoszenia alokacji EUA z likwidowanej instalacji na inną – zwłaszcza w przypadku transferu transgranicznego – pozostaje jednak aktualna także w odniesieniu do trzeciego okresu rozliczeniowego, mimo radykalnie zmienionego w tym zakresie stanu prawnego.
Strona 11 z 21