الكربون نظام التداول الائتمان

الكربون الائتمان.

تعريف "ائتمان الكربون"

إن االئتمان الكربوني هو أداة مالية تسمح للحامل، وهو عادة شركة طاقة، بإصدار طن واحد من ثاني أكسيد الكربون. وتقدم الائتمانات للبلدان أو المجموعات التي خفضت غازاتها الدفيئة إلى ما دون حصتها من الانبعاثات. ويمكن تداول أرصدة الكربون بصورة قانونية في السوق الدولية بسعر السوق الحالي.

كسر "الائتمان الكربون"

وتضع نظم الائتمان الكربونية تكلفة على انبعاثات الكربون عن طريق إنشاء ائتمانات تقدر قيمتها بطن واحد من وقود الهيدروكربونات. ومن ثم فإن الائتمان الكربوني هو في الأساس تصاريح تسمح للمستقبل بحرق كمية محددة من وقود الهيدروكربونات على مدى فترة زمنية محددة. تمنح القروض للشركات أو المجموعات الأخرى التي تتخذ إجراءات للحد من انبعاثات الكربون بشكل ملموس.

مثال على ائتمانات الكربون.

أشجار المستقبل، وهي مجموعة بيئية تعمل على الحد من ميجاتون من غازات الدفيئة من الغلاف الجوي، والنباتات ما يكفي من الأشجار للحد من الانبعاثات بمقدار طن واحد ويتم منح الائتمان. إذا كانت مجموعة هستيل، وهي منتج للصلب، لديها حصص الانبعاثات 10 طن ولكن من المتوقع أن تنتج 11 طنا، فإنه يمكن شراء الائتمان الكربون من المجموعة البيئية. ويهدف نظام االئتمان الكربوني إلى خفض االنبعاثات من خالل ضمان أن حتافظ جميع البلدان على انبعاثات الكربون الكلية.

بروتوكول كيوتو.

وقد قاد الفريق الدولي المعني بتغير المناخ مقترحات الائتمان المتعلقة بالكربون كآلية موجهة نحو السوق لإبطاء انبعاثات الكربون. وتم التصديق على نظام دولي لائتمانات الكربون بالاقتران مع بروتوكول كيوتو، وتم توضيح آليات السوق في المؤتمر اللاحق في مراكش. وبالإضافة إلى الأهداف الملزمة قانونا لبروتوكول كيوتو، هناك أيضا أسواق طوعية للائتمانات الكربونية، كما هو الحال في بعض المدن في الولايات المتحدة.

ويقسم بروتوكول كيوتو البلدان بين الاقتصادات الصناعية والاقتصادات النامية. وتعمل البلدان الصناعية أو "البلدان المدرجة في المرفق الأول" في سوق تجارة الانبعاثات التي تعطي لكل بلد معايير الانبعاثات الخاصة به للوفاء بها. وإذا كان بلد ما يفوق هدفه، يمكنه أن يبيع فائضه إلى البلدان التي لم تحقق أهدافها. وتنشئ آلية التنمية النظيفة المنفصلة للبلدان النامية أرصدة كربون تسمى تخفيضات الانبعاثات المعتمدة. وتصدر هذه الائتمانات لدعم مبادرات التنمية المستدامة في البلدان النامية ويمكن تداولها في سوق منفصلة.

نظام الاتحاد الأوروبي لتجارة الانبعاثات (الاتحاد الأوروبي إتس)

وأوضح نظام الاتحاد الأوروبي لتجارة الانبعاثات.

ويعتبر نظام االتحاد األوروبي لتداول االنبعاثات) إيتس (حجر الزاوية في سياسة االتحاد األوروبي لمكافحة تغير المناخ وأداة رئيسية للحد من انبعاثات غازات الدفيئة من حيث التكلفة. هذا هو أول سوق الكربون الرئيسي في العالم ولا يزال أكبر واحد.

تعمل في 31 دولة (جميع دول الاتحاد الأوروبي البالغ عددها 28 دولة بالإضافة إلى أيسلندا وليختنشتاين والنرويج) تحد من الانبعاثات من أكثر من 11،000 منشأة تستخدم الطاقة الثقيلة (محطات توليد الكهرباء والمنشآت الصناعية) وتغطي شركات الطيران العاملة بين هذه البلدان حوالي 45٪ من غازات الدفيئة في الاتحاد الأوروبي الانبعاثات.

للحصول على نظرة عامة مفصلة، ​​انظر:

A 'كاب والتجارة' النظام.

تعمل إتس الاتحاد الأوروبي على مبدأ "الحد والتجارة".

يتم تحديد سقف على إجمالي كمية غازات الدفيئة معينة التي يمكن أن تنبعث من المنشآت التي يغطيها النظام. ويتم تخفيض الحد الأقصى بمرور الوقت بحيث ينخفض ​​إجمالي الانبعاثات.

وفي إطار الحد الأقصى، تتلقى الشركات أو تشتري بدلات الانبعاثات التي يمكن أن تتاجر بها مع بعضها البعض حسب الحاجة. ويمكنهم أيضا شراء كميات محدودة من القروض الدولية من مشاريع إنقاذ الانبعاثات في جميع أنحاء العالم. ويضمن الحد الأقصى لعدد البدلات المتاحة أن يكون لها قيمة.

وبعد كل سنة، يجب على الشركة أن تسلم ما يكفي من البدلات لتغطية جميع انبعاثاتها، وإلا فرضت غرامات كبيرة. وإذا خفضت الشركة انبعاثاتها، فإنها يمكن أن تحتفظ بدلات احتياطية لتغطية احتياجاتها المستقبلية أو أن تبيعها إلى شركة أخرى تقل عن المخصصات.

فالتجارة تجلب المرونة التي تضمن خفض الانبعاثات حيث تكلف أقل من ذلك. كما يعزز سعر الكربون القوي الاستثمار في التكنولوجيات النظيفة والمنخفضة الكربون.

الملامح الرئيسية للمرحلة 3 (2018-2020)

وقد أصبح الاتحاد الأوروبي للاتصالات الأوروبية الآن في مرحلته الثالثة - يختلف كثيرا عن المرحلتين 1 و 2.

التغييرات الرئيسية هي:

يتم تطبيق سقف واحد على مستوى الاتحاد الأوروبي على الانبعاثات بدلا من النظام السابق للقبعات الوطنية يعتبر المزاد هو الطريقة الافتراضية لتخصيص البدلات (بدلا من التخصيص المجاني)، وتنطبق قواعد التوزيع المنسقة على البدلات التي لا تزال تمنح مجانا. تضمنت الغازات 300 مليون بدلات خصصت في احتياطي المشردين الجدد لتمويل نشر تكنولوجيات مبتكرة للطاقة المتجددة واحتجاز الكربون وتخزينه من خلال برنامج 300 نر.

القطاعات والغازات المشمولة.

ويغطي النظام القطاعات والغازات التالية مع التركيز على الانبعاثات التي يمكن قياسها والإبلاغ عنها والتحقق منها بمستوى عال من الدقة:

من ثاني أكسيد الكربون (كو 2) من قطاعات توليد الطاقة والطاقة الحرارية كثيفة الاستخدام للطاقة بما في ذلك مصافي النفط والأعمال الحديدية وإنتاج الحديد والألمنيوم والمعادن والاسمنت والجير والزجاج والسيراميك ولب الورق والورق والكرتون والأحماض والمواد الكيميائية العضوية السائبة أكسيد النيتروز التجاري (N 2 O) من إنتاج أحماض النيتريك والأديبيك والجليوكسيليك ومركبات الكربون الهيدروكلورية فلورية غليوكسال (بكس) من إنتاج الألومنيوم.

المشاركة في إتس الاتحاد الأوروبي إلزامية للشركات في هذه القطاعات، ولكن.

في بعض القطاعات فقط النباتات فوق حجم معين يتم تضمين بعض المنشآت الصغيرة يمكن استبعادها إذا وضعت الحكومات تدابير مالية أو غيرها من شأنها أن خفض انبعاثاتها من قبل ما يعادلها في قطاع الطيران، حتى عام 2018 ينطبق إتس الاتحاد الأوروبي فقط على الرحلات الجوية بين المطارات الواقعة في المنطقة الاقتصادية الأوروبية (إيا).

تقديم تخفيضات في الانبعاثات.

وقد أثبتت إتس الاتحاد الأوروبي أن وضع سعر على الكربون والتداول في ذلك يمكن أن تعمل. وتنخفض الانبعاثات من المنشآت في المخطط حسب الغرض - بنحو 5٪ مقارنة مع بداية المرحلة 3 (2018) (انظر أرقام 2018).

وفي عام 2020، ستكون الانبعاثات من القطاعات التي يغطيها النظام أقل بنسبة 21 في المائة عما كانت عليه في عام 2005.

تطوير سوق الكربون.

أنشئت في عام 2005، والاتحاد الأوروبي إتس هو أول وأكبر نظام دولي للانبعاثات الانبعاثات في العالم، وهو ما يمثل أكثر من ثلاثة أرباع التجارة الدولية للكربون.

كما تلهم إتس الاتحاد الأوروبي تطوير تجارة الانبعاثات في بلدان ومناطق أخرى. ويهدف الاتحاد الأوروبي إلى ربط إتس الاتحاد الأوروبي مع أنظمة أخرى متوافقة.

التشريعات الرئيسية للاتحاد الأوروبي بشأن التجارة الإلكترونية.

30/04/2018 - نسخة موحدة من التوجيه 2003/87 / إيك للبرلمان الأوروبي والمجلس الذي ينشئ مخططا لتداول بدل انبعاث غازات الدفيئة داخل الجماعة وتعديل توجيه المجلس رقم 96/61 / إيك 23/04/2009 - التوجيه رقم 2009/29 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي المعدل للتوجيه 2003/87 / إيك من أجل تحسين وتوسيع نطاق خطة تداول بدل غازات الدفيئة في الجماعة 19/11/2008 - التوجيه 2008/101 / إيك والبرلمان الأوروبي والمجلس الذي يعدل التوجيه 2003/87 / إيك بحيث يشمل أنشطة الطيران في مخطط تداول بدل غازات الدفيئة داخل الجماعة 27/10/2004 - الأمر التوجيهي 2004/101 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي و المجلس الذي يعدل التوجيه 2003/87 / إيك الذي ينشئ خطة لتداول بدل انبعاث غازات الدفيئة داخل الجماعة فيما يتعلق بآليات مشروع بروتوكول كيوتو 13/10/2003 - الأمر التوجيهي 2003/87 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والاتحاد الأوروبي نيل التي تضع مخططا لتداول بدل انبعاث غازات الدفيئة داخل الجماعة وتعديل توجيه المجلس 96/61 / إيك.

تقارير سوق الكربون.

23/11/2017 - كوم (2017) 693 - تقرير عن أداء سوق الكربون الأوروبي 01/02/2017 - كوم (2017) 48 - تقرير عن أداء سوق الكربون الأوروبي 18/11/2018 - كوم 2018) 576 - تقرير عن أداء سوق الكربون الأوروبي 14/11/2018 - كوم (2018) 652 - حالة سوق الكربون الأوروبي في عام 2018.

تنقيح إتس للاتحاد الأوروبي للمرحلة 3.

04/02/2018 - استنتاجات المجلس الأوروبي المؤرخة 4 شباط / فبراير 2018 (انظر الاستنتاجين 23 و 24) 18/03/2018 - إرشادات بشأن تفسير المرفق الأول لتوجيه الاتحاد الأوروبي بشأن التجارة الإلكترونية (باستثناء أنشطة الطيران) 18/03/2018 - إرشادات ورقة تعريفية لمولدات الكهرباء 06/04/2009 - بيان صحفي صادر عن المجلس حول اعتماد مجموعة المناخ والطاقة 12/12/2008 - استنتاجات رئاسة المجلس الأوروبي (11 و 12 ديسمبر 2008) 12/12/2008 - المجلس الأوروبي بيان بشأن استخدام عائدات المزادات 23/01/2008 - اقتراح بتوجيه من البرلمان الأوروبي والمجلس بتعديل التوجيه 2003/87 / إيك من أجل تحسين وتوسيع نظام تداول بدل غازات الدفيئة في المجتمع 23 / 01/2008 - وثيقة عمل موظفي اللجنة - وثيقة مصاحبة للاقتراح الخاص بتوجيه للبرلمان الأوروبي والمجلس المعدل للتوجيه 2003/87 / إيك من أجل تحسين وتوسيع نطاق نظام تداول بدل انبعاثات غازات الدفيئة في الاتحاد الأوروبي - تقييم الأثر.

التنفيذ.

04/07/2018 - مشروع لائحة تنظيمية بشأن تحديد استحقاقات الائتمان الدولي 05/06/2018 - مشروع لائحة بشأن تحديد استحقاقات الائتمان الدولي 05/05/2018 لائحة المفوضية رقم الاتحاد الأوروبي رقم 389/2018 بتاريخ 2 مايو 2018 بشأن إنشاء السجل الاتحادي إلى التوجيه رقم 2003/87 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي، والمرسومين رقم 280/2004 / إيك رقم 406/2009 / إيك للبرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي، وإلغاء لائحة المفوضية الأوروبية رقم 920/2018 و لا 1193/2018 نص ذو صلة بالمنطقة الاقتصادية الأوروبية 18/11/2018 - لائحة اللجنة التي تنشئ سجل الاتحاد لفترة التداول التي تبدأ في 1 يناير 2018 وفترات التداول اللاحقة من مخطط الإتجار في الانبعاثات بالاتحاد وفقا للتوجيه 2003/87 / إيك والبرلمان الأوروبي والمجلس، والمقرر 280/2004 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي، وتعديل اللائحة التنفيذية رقم 2216/2004 والاتحاد الأوروبي رقم 920/2018 - لم تنشر بعد في الجريدة الرسمية 07 / 10/2018 - كوميسيون ريجول (الاتحاد الأوروبي) رقم 920/2018 لنظام موحد ومضمون للسجلات عملا بالتوجيه 2003/87 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي والقرار رقم 280/2004 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس - الإصدار بما في ذلك التغييرات التي أدخلتها لائحة 18 نوفمبر 2018 08/10/2008 - لائحة المفوضية (إيك) رقم 994/2008 لنظام موحد ومضمون من السجلات وفقا للتوجيه 2003/87 / إيك للبرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي - القرار رقم 280/2004 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس - الإصدار الساري حتى 31 ديسمبر 2018 26/10/2007 - قرار اللجنة المشتركة للمنطقة الاقتصادية الأوروبية رقم 146/2007 الذي يربط الاتحاد الأوروبي بالإنكليزية إتس مع النرويج وأيسلندا وليختنشتاين 13/11 / 2006 - قرار اللجنة 2006/780 / إيك بشأن تجنب الازدواجية المزدوجة لانبعاثات غازات الدفيئة في إطار خطة الجماعة المعنية بتداول الانبعاثات لأنشطة المشاريع بموجب بروتوكول كيوتو عملا بالتوجيه 2003/87 / إيك الصادر عن البرلمان الأوروبي والمجلس (ن) (2006) 5362) 21/12/2004 - نسخة موحدة من لائحة المفوضية (إيك) رقم 2216/2004 بشأن نظام موحد ومضمون للسجلات معدلة بموجب لائحة المفوضية رقم 916/2007 المؤرخة 31 يوليو / تموز 2007، لائحة المفوضية (إيك) رقم 994/2008 المؤرخة 8 أكتوبر 2008 ولائحة المفوضية (يو) رقم 920/2018 المؤرخة 7 أكتوبر 2018 - نسخة لا تشمل التغييرات التي أدخلتها لائحة 18 نوفمبر 2018.

تطبيق ضريبة القيمة المضافة.

التاريخ التشريعي للتوجيه 2003/87 / إيك.

العمل قبل اقتراح اللجنة.

08/02/2000 - كوم (2000) 87 - ورقة خضراء بشأن الاتجار بانبعاثات غازات الدفيئة في إطار الاتحاد الأوروبي ولاية ونتائج الفريق العامل الأول التابع للجنة إكب: الآليات المرنة 04/09/2001 - المحضر الموجز لاجتماع التشاور مع أصحاب المصلحة (مع الصناعة والمنظمات غير الحكومية البيئية) 19/05/1999 - كوم (1999) 230 - التحضير لتنفيذ بروتوكول كيوتو 03/06/1998 - كوم (1998) 353 - تغير المناخ - نحو استراتيجية ما بعد كيوتو للاتحاد الأوروبي نطاق إتس للاتحاد الأوروبي : 07/2007 - المنشآت الصغيرة داخل الاتحاد الأوروبي نظام تداول الانبعاثات 10/2006 - إدراج أنشطة إضافية والغازات في الاتحاد الأوروبي نظام تداول الانبعاثات مزيد من المواءمة وزيادة القدرة على التنبؤ: 12/2006 - النهج إلى الداخلين الجدد والإغلاق 10/2006 - مزاد بدائل انبعاث ثاني أآسيد الكربون في الاتحاد الأوروبي إتس 10/2006 - مواءمة منهجيات التخصيص 12/2006 - تقرير عن القدرة التنافسية الدولية فريق عمل إكب المعني بتداول الانبعاثات في استعراض إتس للاتحاد الأوروبي 15/06/2007 - التقرير النهائي للمي 4 بشأن الربط مع أنظمة تجارة الانبعاثات في الدول الثالثة 22/05/2007 - التقرير النهائي للاجتماع الثالث حول مزيد من المواءمة وزيادة القدرة على التنبؤ 26/04/2007 - التقرير النهائي للاجتماع الثاني حول الامتثال الصارم وإنفاذ القانون 09/03/2007 - التقرير النهائي للاجتماع الأول بشأن نطاق التوجيه.

أكتوبر 2001.

22/01/2002 - ورقة غير رسمية عن أوجه التآزر بين اقتراح المفوضية الأوروبية بشأن الاتجار بالانبعاثات (كوم (2001) 581) وتوجيه الاتفاقية الدولية لوقاية النباتات 23/10/2001 - كوم (2001) 581 - اقتراح بشأن توجيه إطاري لتداول انبعاثات غازات الدفيئة داخل الجماعة الأوروبية.

رد فعل اللجنة على قراءة الاقتراح في المجلس والبرلمان (بما في ذلك الموقف المشترك للمجلس)

18/07/2003 - كوم (2003) 463 - رأي اللجنة بشأن تعديلات البرلمان الأوروبي على الموقف المشترك للمجلس بشأن اقتراح توجيه البرلمان الأوروبي والمجلس الأوروبي 20/06/2003 - كوم (2003) 364 - الاتصال باللجنة إلى البرلمان الأوروبي بشأن الموقف المشترك للمجلس بشأن اعتماد توجيه يضع مخططا لتداول بدل انبعاثات غازات الدفيئة داخل الجماعة وتعديل توجيه المجلس 96/61 / إيك 18/03/2003 - الموقف المشترك (إيك ) لا 28/2003 - الموقف المشترك للمجلس بشأن اعتماد توجيه يضع مخططا لتداول بدل انبعاثات غازات الدفيئة داخل الجماعة وتعديل توجيه المجلس 96/61 / إيك 27/11/2002 - كوم (2002) 680 - اقتراح معدل لتوجيه من البرلمان الأوروبي والمجلس يضع مخططا لتداول بدل انبعاث غازات الدفيئة داخل الجماعة وتعديل توجيه المجلس 96/61 / إيك فاق.

افتح جميع الأسئلة.

أسئلة وأجوبة بشأن نظام الاتحاد الأوروبي المنقح لتداول الانبعاثات (كانون الأول / ديسمبر 2008)

ما هو الهدف من تداول الانبعاثات؟

والهدف من نظام االتحاد األوروبي لتداول االنبعاثات هو مساعدة الدول األعضاء في االتحاد األوروبي على تحقيق التزاماتها للحد من انبعاثات غازات الدفيئة أو الحد منها بطريقة فعالة من حيث التكلفة. والسماح للشركات المشاركة بشراء أو بيع بدلات الانبعاثات يعني أن التخفيضات في الانبعاثات يمكن أن تتحقق بأقل تكلفة.

وتعتبر إتس الاتحاد الأوروبي حجر الأساس لاستراتيجية الاتحاد الأوروبي لمكافحة تغير المناخ. وهو أول نظام تجاري دولي لانبعاثات ثاني أكسيد الكربون في العالم، وهو يعمل منذ عام 2005. واعتبارا من الأول من كانون الثاني / يناير 2008، فإنه لا ينطبق فقط على الدول الأعضاء في الاتحاد الأوروبي البالغ عددها 27 دولة، وإنما ينطبق أيضا على الأعضاء الثلاثة الآخرين في المنطقة الاقتصادية الأوروبية - النرويج وأيسلندا وليختنشتاين. وهي تغطي حاليا أكثر من 000 10 منشأة في قطاعي الطاقة والصناعة وهما مسؤولان جماعيا عن ما يقرب من نصف انبعاثات الاتحاد الأوروبي من ثاني أكسيد الكربون و 40 في المائة من مجموع انبعاثات غازات الدفيئة. وسيؤدي إدخال تعديل على توجيه الاتحاد الأوروبي بشأن التجارة الإلكترونية المتفق عليه في تموز / يوليه 2008 إلى إدراج قطاع الطيران في النظام اعتبارا من عام 2018.

كيف يعمل تداول الانبعاثات؟

و إتس الاتحاد الأوروبي هو نظام "سقف والتجارة"، وهذا يعني أنه يحد من المستوى العام للانبعاثات المسموح بها ولكن، في حدود هذا، يسمح للمشاركين في النظام لشراء وبيع البدلات كما تتطلب. هذه البدلات هي "عملة" التداول المشتركة في قلب النظام. يمنح أحد البدلات لصاحب الحق الحق في انبعاث طن واحد من ثاني أكسيد الكربون أو ما يعادله من غازات الدفيئة الأخرى. ويؤدي الحد الأقصى لعدد البدلات إلى نشوء ندرة في السوق.

وفي فترة التداول الأولى والثانية في إطار هذا المخطط، كان على الدول الأعضاء أن تضع خططا وطنية للتخصيص تحدد المستوى الكلي لانبعاثاتها، وكم عدد البدلات التي تصدرها كل منشأة في بلدها. وفي نهاية كل سنة يجب أن تسلم المنشآت بدلات تعادل انبعاثاتها. ويمكن للشركات التي تبقي انبعاثاتها دون مستوى بدلاتها أن تبيع بدلاتها الزائدة. ويواجه أولئك الذين يواجهون صعوبة في الحفاظ على انبعاثاتهم وفقا لبدلاتهم خيارا بين اتخاذ تدابير للحد من انبعاثاتهم الخاصة - مثل الاستثمار في تكنولوجيا أكثر كفاءة أو استخدام مصادر طاقة أقل كثافة من الكربون - أو شراء البدلات الإضافية التي يحتاجونها في السوق ، أو مزيج من الاثنين. ومن المرجح أن تحدد هذه الخيارات بتكاليف نسبية. وبهذه الطريقة، تخفض الانبعاثات حيثما يكون ذلك أكثر فعالية من حيث التكلفة.

كم من الوقت كان الاتحاد الأوروبي إتس تعمل؟

تم إطلاق إتس الاتحاد الأوروبي في 1 يناير 2005. استمرت فترة التداول الأولى لمدة ثلاث سنوات حتى نهاية عام 2007 وكانت مرحلة "التعلم بالممارسة" للتحضير لفترة التداول الثانية الحاسمة. وبدأت فترة التداول الثانية في 1 يناير 2008 وتستمر لمدة خمس سنوات حتى نهاية عام 2018. وتأتي أهمية فترة التداول الثانية من كونها تتزامن مع فترة الالتزام الأولى لبروتوكول كيوتو، يجب على البلدان الصناعية أن تحقق أهدافها للحد من انبعاثات غازات الدفيئة أو الحد منها. وبالنسبة لفترة التداول الثانية، تم تحديد انبعاثات الاتحاد الأوروبي لانبعاثات غازات الدفيئة بنحو 6.5٪ دون مستويات عام 2005 للمساعدة على ضمان أن الاتحاد الأوروبي ككل، والدول الأعضاء على حدة، يفي بالتزامات كيوتو.

ما هي الدروس الرئيسية المستفادة من التجربة حتى الآن؟

وقد وضعت إتس الاتحاد الأوروبي سعرا على الكربون وأثبتت أن الاتجار في انبعاثات غازات الدفيئة يعمل. وقد أنشأت فترة التداول الأولى بنجاح التداول الحر لبدلات الانبعاث في جميع أنحاء الاتحاد الأوروبي، ووضعت البنية التحتية اللازمة، ووضعت سوقا ديناميكية للكربون. وقد تكون الفائدة البيئية للمرحلة الأولى محدودة بسبب التوزيع المفرط للبدلات في بعض الدول الأعضاء وبعض القطاعات، ويرجع ذلك أساسا إلى الاعتماد على إسقاطات الانبعاثات قبل أن تصبح بيانات الانبعاثات التي تم التحقق منها متاحة في إطار إتس للاتحاد الأوروبي. وعندما أبرز نشر بيانات الانبعاثات المؤكدة لعام 2005 هذا "الإفراط في تخصيص"، كان رد فعل السوق كما هو متوقع من خلال خفض سعر السوق للبدلات. وقد أتاح توافر بيانات الانبعاثات المؤكدة للجنة أن تكفل تحديد الحد الأقصى للمخصصات الوطنية في إطار المرحلة الثانية على مستوى يؤدي إلى تخفيضات حقيقية في الانبعاثات.

وإلى جانب التأكيد على الحاجة إلى بيانات تم التحقق منها، أثبتت التجربة حتى الآن أن زيادة المواءمة داخل إتس الاتحاد الأوروبي أمر حتمي لضمان أن يحقق الاتحاد الأوروبي أهدافه في خفض الانبعاثات على الأقل بتكلفة وبحد أدنى من التشوهات التنافسية. والحاجة إلى مزيد من المواءمة أوضح فيما يتعلق بكيفية تحديد الحد الأقصى لبدلات الانبعاثات الإجمالية.

وتبين الفترتان التجاريتان الأوليان أيضا أن الطرق الوطنية المختلفة على نطاق واسع لتخصيص البدلات للمنشآت تهدد المنافسة العادلة في السوق الداخلية. وعلاوة على ذلك، هناك حاجة إلى قدر أكبر من المواءمة والتوضيح والتنقيح فيما يتعلق بنطاق النظام، وإمكانية الحصول على ائتمانات من مشاريع خفض الانبعاثات خارج الاتحاد الأوروبي، وشروط ربط النظام الأوروبي لتكنولوجيا الاتصالات بالأنظمة التجارية للانبعاثات في أماكن أخرى، متطلبات تقديم التقارير.

ما هي التغييرات الرئيسية في إتس الاتحاد الأوروبي، ومتى سيتم تطبيقها؟

وستطبق التغييرات المتفق عليها للتصميم اعتبارا من فترة التداول الثالثة، أي يناير / كانون الثاني 2018. وبينما ستبدأ الأعمال التحضيرية فورا، لن تتغير القواعد السارية حتى يناير 2018 لضمان الحفاظ على الاستقرار التنظيمي.

وستكون معاهدة التجارة الأوروبية للاتحاد الأوروبي في الفترة الثالثة نظاما أكثر كفاءة وأكثر اتساقا وعدلا.

وتتحقق زيادة الكفاءة من خالل فرتة تداول أطول) 8 سنوات بدال من 5 سنوات (، وخفض انبعاثات قوي ومتراجع سنويا) انخفاض بنسبة 21٪ يف عام 2020 مقارنة بعام 2005 (وزيادة كبرية يف كمية املزادات) من أقل من 4٪ في المرحلة 2 إلى أكثر من النصف في المرحلة 3).

وتم الاتفاق على مزيد من المواءمة في العديد من المجالات، بما في ذلك فيما يتعلق بتحديد الحد الأقصى (وهو سقف على نطاق الاتحاد الأوروبي بدلا من الحدود الوطنية في المرحلتين 1 و 2) والقواعد المتعلقة بالتخصيص الحر الانتقالي.

وازدادت عدالة النظام زيادة كبيرة من خلال التحرك نحو قواعد التخصيص المجاني على نطاق الاتحاد الأوروبي للمنشآت الصناعية وبإدخال آلية لإعادة التوزيع تخول للدول الأعضاء الجديدة المزاد المزيد من البدلات.

كيف يقارن النص النهائي مع اقتراح اللجنة الأولي؟

وقد تم الحفاظ على أهداف المناخ والطاقة التي وافق عليها مجلس الربيع الأوروبي لعام 2007، ولا يزال الهيكل العام لاقتراح اللجنة بشأن إتس للاتحاد الأوروبي سليما. بمعنى أنه سيكون هناك سقف واحد على مستوى الاتحاد الأوروبي على عدد بدلات الانبعاثات، وسوف ينخفض ​​هذا الحد سنويا على طول خط اتجاه خطى، والذي سيستمر بعد نهاية فترة التداول الثالثة (2018-2020). والفرق الرئيسي مقارنة بالمقترح هو أن مزاد العلاوات سيتم تدريجيا على نحو أبطأ.

ما هي التغييرات الرئيسية مقارنة باقتراح اللجنة؟

وباختصار، فإن التغييرات الرئيسية التي أدخلت على المقترح هي كما يلي:

ويسمح لبعض الدول الأعضاء بانتقاص اختياري ومؤقت من القاعدة التي تنص على عدم تخصيص أي بدلات مجانا لمولدات الكهرباء اعتبارا من عام 2018. ويتاح هذا الخيار للتقييد للدول الأعضاء التي تستوفي شروطا معينة تتعلق بالترابط بين الكهرباء وحصة وقود أحفوري واحد في إنتاج الكهرباء، ونصيب الفرد من الناتج المحلي الإجمالي بالنسبة لمتوسط ​​الاتحاد الأوروبي 27. وبالإضافة إلى ذلك، فإن مقدار البدلات المجانية التي يمكن أن تخصصها دولة عضو لمحطات توليد الطاقة يقتصر على 70 في المائة من انبعاثات ثاني أكسيد الكربون من المصانع ذات الصلة في المرحلة 1 والتراجع في السنوات التالية. وعلاوة على ذلك، لا يمكن تخصيص التخصيص المجاني في المرحلة 3 إلا لمحطات توليد الطاقة التي تعمل أو قيد الإنشاء في موعد لا يتجاوز نهاية عام 2008. انظر الرد على السؤال 15 أدناه. وسيكون هناك مزيد من التفاصيل في التوجيه بشأن المعايير التي ستستخدم لتحديد القطاعات أو القطاعات الفرعية التي تعتبر معرضة لخطر كبير من تسرب الكربون، وتاريخ سابق لنشر قائمة اللجنة لهذه القطاعات (31 كانون الأول / ديسمبر) 2009). وعلاوة على ذلك، تخضع المنشآت في جميع الصناعات المعرضة لبدلات مجانية بنسبة 100 في المائة إلى الحد الذي تستخدم فيه التكنولوجيا الأكثر كفاءة، رهنا بالاستعراض عند التوصل إلى اتفاق دولي مرض. ويقتصر التوزيع الحر للصناعة على حصة انبعاثات هذه الصناعات في إجمالي الانبعاثات في الفترة من عام 2005 إلى عام 2007. وسوف ينخفض ​​مجموع البدلات المخصصة مجانا للمنشآت في قطاعات الصناعة سنويا بما يتماشى مع انخفاض سقف الانبعاثات. كما يجوز للدول الأعضاء أن تعوض منشآت معينة عن تكاليف ثاني أكسيد الكربون التي تم تمريرها في أسعار الكهرباء إذا كانت تكاليف ثاني أكسيد الكربون قد تعرضها لخطر تسرب الكربون. وتعهدت اللجنة بتعديل المبادئ التوجيهية للجماعة بشأن المعونة الحكومية لحماية البيئة في هذا الصدد. انظر الرد على السؤال 15 أدناه. وسيزداد مستوى المزاد العلني للبدلات للصناعات غير المعرضة بطريقة خطية على النحو الذي اقترحته اللجنة، ولكن بدلا من الوصول إلى 100٪ بحلول عام 2020 سيصل إلى 70٪، بهدف الوصول إلى 100٪ بحلول عام 2027. وكما هو متوقع في فإن اقتراح اللجنة، سيعاد توزيع 10 في المائة من البدلات المخصصة للمزاد العلني من الدول الأعضاء ذات الدخل الفردي المرتفع إلى ذوي الدخل الفردي المنخفض من أجل تعزيز القدرة المالية لهذه البلدان على الاستثمار في التكنولوجيات الصديقة للبيئة. وقد أضيفت مخصصات لآلية إعادة توزيع أخرى بنسبة 2 في المائة من البدلات المعروضة على مزادات علنية لمراعاة الدول الأعضاء التي حققت في عام 2005 انخفاضا بنسبة 20 في المائة على الأقل في انبعاثات غازات الدفيئة مقارنة بالسنة المرجعية التي حددها بروتوكول كيوتو. وتزداد حصة إيرادات المزادات التي توصي الدول الأعضاء باستخدامها لمكافحة تغير المناخ والتكيف معه بشكل رئيسي داخل الاتحاد الأوروبي، ولكن أيضا في البلدان النامية، من 20٪ إلى 50٪. وينص النص على زيادة المستوى المقترح لاستخدام اعتمادات الجماعة الإسلامية / آلية التنمية النظيفة في سيناريو بنسبة 20 في المائة بالنسبة للمشغلين الحاليين الذين حصلوا على أقل الميزانيات لاستيراد واستخدام هذه الائتمانات فيما يتعلق بالمخصصات والوصول إلى الائتمانات في الفترة 2008-2018. وستكون القطاعات الجديدة والداخلين الجدد في الفترتين 2018-2020 و 2008-2018 قادرين أيضا على استخدام الائتمانات. ومع ذلك، فإن المبلغ الإجمالي للائتمانات التي يمكن استخدامها لن يتجاوز 50 في المائة من التخفيض بين عامي 2008 و 2020. واستنادا إلى تخفيض أكثر صرامة للانبعاثات في سياق اتفاق دولي مرض، يمكن للجنة أن تسمح بالوصول الإضافي إلى وحدات خفض الانبعاثات المعتمدة ووحدات خفض الانبعاثات للمشغلين في مخطط الجماعة. انظر الرد على السؤال 20 أدناه. وستستخدم العائدات من مزاد 300 مليون بدالة من احتياطي الوافدين الجدد لدعم ما يصل إلى 12 مشروعا ومشروعا إيضاحيا بشأن احتجاز وتخزين الكربون تبين تكنولوجيات مبتكرة للطاقة المتجددة. وهناك عدد من الشروط المرفقة بآلية التمويل هذه. انظر الرد على السؤال 30 أدناه. وقد تم توسيع إمكانية اختيار منشآت الاحتراق الصغيرة بشرط خضوعها لتدابير مماثلة لتغطي جميع المنشآت الصغيرة بغض النظر عن النشاط، فقد تم رفع عتبة الانبعاثات من 10،000 إلى 25،000 طن من ثاني أكسيد الكربون سنويا، وعتبة القدرة التي منشآت الاحتراق يجب أن تفي بالإضافة قد أثيرت من 25MW إلى 35MW. ومع هذه العتبات المتزايدة، تصبح حصة الانبعاثات المغطاة التي يحتمل استبعادها من نظام الاتجار بالانبعاثات هامة، وبالتالي أضيف حكم يسمح بإجراء تخفيض مناظر في الحد الأقصى للبدلات على نطاق الاتحاد الأوروبي.

هل ستظل هناك خطط وطنية للتخصيص (نابس)؟

لا، حددت الدول الأعضاء في خطط عملها الوطنية للفترة الأولى (2005-2007) والفترة التجارية الثانية (2008-2018) الكمية الإجمالية للبدلات التي ستصدر - الحد الأقصى - وكيفية تخصيصها للمنشآت المعنية. وقد ولد هذا النهج اختلافات كبيرة في قواعد التخصيص، مما يخلق حافزا لكل دولة عضو على تفضيل صناعتها الخاصة، وأدى إلى تعقيد كبير.

واعتبارا من فترة التداول الثالثة، سيكون هناك سقف واحد على نطاق الاتحاد الأوروبي وسيتم تخصيص البدلات على أساس القواعد المنسقة. ولذلك لن تكون هناك حاجة إلى خطط تخصيص وطنية.

كيف سيتم تحديد الحد الأقصى للانبعاثات في المرحلة 3؟

وفيما يلي قواعد حساب سقف الاتحاد الأوروبي:

واعتبارا من عام 2018، سينخفض ​​العدد الإجمالي للبدلات سنويا بطريقة خطية. ونقطة البداية في هذا الخط هي متوسط ​​الكمية الإجمالية للبدلات (سقف المرحلة الثانية) الذي ستصدره الدول الأعضاء للفترة 2008-12، وتعديله ليعكس النطاق الواسع للنظام اعتبارا من عام 2018، وكذلك أي منشآت صغيرة عضو وقد اختارت الدول استبعادها. والعامل الخطي الذي ينخفض ​​به المبلغ السنوي هو 1.74٪ بالنسبة إلى غطاء المرحلة 2.

ونقطة الانطلاق لتحديد العامل الخطي 1.74٪ هي التخفيض العام بنسبة 20٪ لغازات الدفيئة مقارنة بعام 1990، وهو ما يعادل انخفاضا بنسبة 14٪ مقارنة بعام 2005. ومع ذلك، يلزم تخفيض أكبر في إتس للاتحاد الأوروبي لأنه أرخص لخفض الانبعاثات في قطاعات إتس. وتقسم الشعبة التي تقلل من تكلفة التخفيض الإجمالية إلى ما يلي:

انخفاض بنسبة 21٪ في انبعاثات قطاع إتس في الاتحاد الأوروبي مقارنة بعام 2005 بحلول عام 2020؛ وهو ما يمثل انخفاضا بنحو 10٪ مقارنة بعام 2005 بالنسبة للقطاعات التي لا تغطيها إتس الاتحاد الأوروبي.

ويؤدي التخفيض بنسبة 21 في المائة في عام 2020 إلى الحد الأقصى لمعاهدة التعاون التقني في عام 2020 بحد أقصى قدره 1720 مليونا من البدلات، وهو ما يعني أن متوسط ​​الحد الأقصى للمرحلة الثالثة (2018 إلى 2020) يبلغ نحو 1846 مليون بدل وتخفيض بنسبة 11 في المائة بالمقارنة مع سقف المرحلة الثانية.

وتتوافق جميع الأرقام المطلقة مع التغطية في بداية فترة التداول الثانية، وبالتالي لا تأخذ في الحسبان الطيران، والتي ستضاف في عام 2018، والقطاعات الأخرى التي ستضاف في المرحلة 3.

وستحدد اللجنة الأرقام النهائية لأرقام الانبعاثات السنوية في المرحلة 3 وتنشرها بحلول 30 أيلول / سبتمبر 2018.

كيف سيتم تحديد الحد الأقصى للانبعاثات بعد المرحلة 3؟

وسيستمر تطبيق العامل الخطي بنسبة 1.74٪ لتحديد سقف المرحلة 3 بعد نهاية فترة التداول في عام 2020، وسيحدد الحد الأقصى لفترة التداول الرابعة (2021 إلى 2028) وما بعدها. ويمكن تعديله بحلول عام 2025 على أبعد تقدير. في الواقع، سيكون من الضروري تخفيضات كبيرة في الانبعاثات بنسبة 60٪ -80٪ ​​مقارنة بعام 1990 بحلول عام 2050 للوصول إلى الهدف الاستراتيجي المتمثل في الحد من الزيادة العالمية في درجات الحرارة إلى ما لا يزيد عن درجتين مئويتين فوق مستويات ما قبل الصناعة.

وسيتم تحديد سقف على نطاق الاتحاد الأوروبي لبدلات الانبعاثات لكل سنة على حدة. هل سيؤدي ذلك إلى تقليل المرونة للمنشآت المعنية؟

لا، لن يتم تخفيض المرونة للمنشآت على الإطلاق. وفي أي سنة، يتعين على السلطات المختصة أن تصدر العلاوات المزمع مزادها وتوزيعها بحلول 28 شباط / فبراير. وآخر موعد لتقديم بدلات الاسترداد هو 30 نيسان / أبريل من السنة التالية للسنة التي حدثت فيها الانبعاثات. لذلك يحصل المشغلون على بدلات للسنة الحالية قبل أن يضطروا إلى تقديم بدلات لتغطية انبعاثاتهم للسنة السابقة. وتبقى العلاوات سارية طوال فرتة التداول، وميكن اآلن "أن تكون" املخصصات الفائضة "مصرفية" الستخدامها يف فرتات املتاجرة الالحقة. وفي هذا الصدد لن يتغير شيء.

وسيبقى النظام قائما على فترات التداول، ولكن فترة التداول الثالثة ستستمر ثماني سنوات، من 2018 إلى 2020، مقابل خمس سنوات للمرحلة الثانية من 2008 إلى 2018.

وبالنسبة لفترة التداول الثانية، قررت الدول الأعضاء عموما تخصيص كميات متساوية من البدلات لكل سنة. وسيتطابق الانخفاض الخطي كل سنة اعتبارا من 2018 مع اتجاهات الانبعاثات المتوقعة على نحو أفضل خلال هذه الفترة.

ما هي الأرقام السنوية المؤقتة لرسوم إتس للفترة 2018-2018؟

فيما يلي أرقام رأس المال السنوية المبدئية:

وتستند هذه الأرقام إلى نطاق إتس كما هو مطبق في المرحلة 2 (2008 إلى 2018)، وقرارات اللجنة بشأن خطط التخصيص الوطنية للمرحلة الثانية، التي تبلغ 2083 مليون طن. وسيتم تعديل هذه الأرقام لعدة أسباب. أولا، سيجري تعديل لمراعاة تمديدات النطاق في المرحلة 2، شريطة أن تقوم الدول الأعضاء بإثبات والتحقق من انبعاثاتها الناشئة عن هذه التمديدات. وثانيا، سيجري تعديل فيما يتعلق بمزيد من التمديدات لنطاق معاهدة التجارة الأوروبية في فترة التداول الثالثة. وثالثا، فإن أي تعطيل للمنشآت الصغيرة سيؤدي إلى تخفيض مماثل في الحد الأقصى. Fourthly, the figures do not take account of the inclusion of aviation, nor of emissions from Norway, Iceland and Liechtenstein.

Will allowances still be allocated for free?

نعم فعلا. Industrial installations will receive transitional free allocation. And in those Member States that are eligible for the optional derogation, power plants may, if the Member State so decides, also receive free allowances. It is estimated that at least half of the available allowances as of 2018 will be auctioned.

While the great majority of allowances has been allocated free of charge to installations in the first and second trading periods, the Commission proposed that auctioning of allowances should become the basic principle for allocation. This is because auctioning best ensures the efficiency, transparency and simplicity of the system and creates the greatest incentive for investments in a low-carbon economy. It best complies with the “polluter pays principle” and avoids giving windfall profits to certain sectors that have passed on the notional cost of allowances to their customers despite receiving them for free.

How will allowances be handed out for free?

By 31 December 2018, the Commission will adopt EU-wide rules, which will be developed under a committee procedure (“Comitology”). These rules will fully harmonise allocations and thus all firms across the EU with the same or similar activities will be subject to the same rules. The rules will ensure as far as possible that the allocation promotes carbon-efficient technologies. The adopted rules provide that to the extent feasible, allocations are to be based on so-called benchmarks, e. g. a number of allowances per quantity of historical output. Such rules reward operators that have taken early action to reduce greenhouse gases, better reflect the polluter pays principle and give stronger incentives to reduce emissions, as allocations would no longer depend on historical emissions. All allocations are to be determined before the start of the third trading period and no ex-post adjustments will be allowed.

Which installations will receive free allocations and which will not? How will negative impacts on competitiveness be avoided?

Taking into account their ability to pass on the increased cost of emission allowances, full auctioning is the rule from 2018 onwards for electricity generators. However, Member States who fulfil certain conditions relating to their interconnectivity or their share of fossil fuels in electricity production and GDP per capita in relation to the EU-27 average, have the option to temporarily deviate from this rule with respect to existing power plants. The auctioning rate in 2018 is to be at least 30% in relation to emissions in the first period and has to increase progressively to 100% no later than 2020. If the option is applied, the Member State has to undertake to invest in improving and upgrading of the infrastructure, in clean technologies and in diversification of their energy mix and sources of supply for an amount to the extent possible equal to the market value of the free allocation.

In other sectors, allocations for free will be phased out progressively from 2018, with Member States agreeing to start at 20% auctioning in 2018, increasing to 70% auctioning in 2020 with a view to reaching 100% in 2027. However, an exception will be made for installations in sectors that are found to be exposed to a significant risk of 'carbon leakage'. This risk could occur if the EU ETS increased production costs so much that companies decided to relocate production to areas outside the EU that are not subject to comparable emission constraints. The Commission will determine the sectors concerned by 31 December 2009. To do this, the Commission will assess inter alia whether the direct and indirect additional production costs induced by the implementation of the ETS Directive as a proportion of gross value added exceed 5% and whether the total value of its exports and imports divided by the total value of its turnover and imports exceeds 10%. If the result for either of these criteria exceeds 30%, the sector would also be considered to be exposed to a significant risk of carbon leakage. Installations in these sectors would receive 100% of their share in the annually declining total quantity of allowances for free. The share of these industries' emissions is determined in relation to total ETS emissions in 2005 to 2007.

CO 2 costs passed on in electricity prices could also expose certain installations to the risk of carbon leakage. In order to avoid such risk, Member States may grant a compensation with respect to such costs. In the absence of an international agreement on climate change, the Commission has undertaken to modify the Community guidelines on state aid for environmental protection in this respect.

Under an international agreement which ensures that competitors in other parts of the world bear a comparable cost, the risk of carbon leakage may well be negligible. Therefore, by 30 June 2018, the Commission will carry out an in-depth assessment of the situation of energy-intensive industry and the risk of carbon leakage, in the light of the outcome of the international negotiations and also taking into account any binding sectoral agreements that may have been concluded. The report will be accompanied by any proposals considered appropriate. These could potentially include maintaining or adjusting the proportion of allowances received free of charge to industrial installations that are particularly exposed to global competition or including importers of the products concerned in the ETS.

Who will organise the auctions and how will they be carried out?

Member States will be responsible for ensuring that the allowances given to them are auctioned. Each Member State has to decide whether it wants to develop its own auctioning infrastructure and platform or whether it wants to cooperate with other Member States to develop regional or EU-wide solutions. The distribution of the auctioning rights to Member States is largely based on emissions in phase 1 of the EU ETS, but a part of the rights will be redistributed from richer Member States to poorer ones to take account of the lower GDP per head and higher prospects for growth and emissions among the latter. It is still the case that 10% of the rights to auction allowances will be redistributed from Member States with high per capita income to those with low per capita income in order to strengthen the financial capacity of the latter to invest in climate friendly technologies. However, a provision has been added for another redistributive mechanism of 2% to take into account Member States which in 2005 had achieved a reduction of at least 20% in greenhouse gas emissions compared with the reference year set by the Kyoto Protocol. Nine Member States benefit from this provision.

Any auctioning must respect the rules of the internal market and must therefore be open to any potential buyer under non-discriminatory conditions. By 30 June 2018, the Commission will adopt a Regulation (through the comitology procedure) that will provide the appropriate rules and conditions for ensuring efficient, coordinated auctions without disturbing the allowance market.

How many allowances will each Member State auction and how is this amount determined?

All allowances which are not allocated free of charge will be auctioned. A total of 88% of allowances to be auctioned by each Member State is distributed on the basis of the Member State's share of historic emissions under the EU ETS. For purposes of solidarity and growth, 12% of the total quantity is distributed in a way that takes into account GDP per capita and the achievements under the Kyoto-Protocol.

Which sectors and gases are covered as of 2018?

The ETS covers installations performing specified activities. Since the start it has covered, above certain capacity thresholds, power stations and other combustion plants, oil refineries, coke ovens, iron and steel plants and factories making cement, glass, lime, bricks, ceramics, pulp, paper and board. As for greenhouse gases, it currently only covers carbon dioxide emissions, with the exception of the Netherlands, which has opted in emissions from nitrous oxide.

As from 2018, the scope of the ETS will be extended to also include other sectors and greenhouse gases. CO 2 emissions from petrochemicals, ammonia and aluminium will be included, as will N2O emissions from the production of nitric, adipic and glyocalic acid production and perfluorocarbons from the aluminium sector. The capture, transport and geological storage of all greenhouse gas emissions will also be covered. These sectors will receive allowances free of charge according to EU-wide rules, in the same way as other industrial sectors already covered.

As of 2018, aviation will also be included in the EU ETS.

Will small installations be excluded from the scope?

A large number of installations emitting relatively low amounts of CO 2 are currently covered by the ETS and concerns have been raised over the cost-effectiveness of their inclusion. As from 2018, Member States will be allowed to remove these installations from the ETS under certain conditions. The installations concerned are those whose reported emissions were lower than 25 000 tonnes of CO 2 equivalent in each of the 3 years preceding the year of application. For combustion installations, an additional capacity threshold of 35MW applies. In addition Member States are given the possibility to exclude installations operated by hospitals. The installations may be excluded from the ETS only if they will be covered by measures that will achieve an equivalent contribution to emission reductions.

How many emission credits from third countries will be allowed?

For the second trading period, Member States allowed their operators to use significant quantities of credits generated by emission-saving projects undertaken in third countries to cover part of their emissions in the same way as they use ETS allowances. The revised Directive extends the rights to use these credits for the third trading period and allows a limited additional quantity to be used in such a way that the overall use of credits is limited to 50% of the EU-wide reductions over the period 2008-2020. For existing installations, and excluding new sectors within the scope, this will represent a total level of access of approximately 1.6 billion credits over the period 2008-2020. In practice, this means that existing operators will be able to use credits up to a minimum of 11% of their allocation during the period 2008-2018, while a top-up is foreseen for operators with the lowest sum of free allocation and allowed use of credits in the 2008-2018 period. New sectors and new entrants in the third trading period will have a guaranteed minimum access of 4.5% of their verified emissions during the period 2018-2020. For the aviation sector, the minimum access will be 1.5%. The precise percentages will be determined through comitology.

These projects must be officially recognised under the Kyoto Protocol’s Joint Implementation (JI) mechanism (covering projects carried out in countries with an emissions reduction target under the Protocol) or Clean Development Mechanism (CDM) (for projects undertaken in developing countries). Credits from JI projects are known as Emission Reduction Units (ERUs) while those from CDM projects are called Certified Emission Reductions (CERs).

On the quality side only credits from project types eligible for use in the EU trading scheme during the period 2008-2018 will be accepted in the period 2018-2020. Furthermore, from 1 January 2018 measures may be applied to restrict the use of specific credits from project types. Such a quality control mechanism is needed to assure the environmental and economic integrity of future project types.

To create greater flexibility, and in the absence of an international agreement being concluded by 31 December 2009, credits could be used in accordance with agreements concluded with third countries. The use of these credits should however not increase the overall number beyond 50% of the required reductions. Such agreements would not be required for new projects that started from 2018 onwards in Least Developed Countries.

Based on a stricter emissions reduction in the context of a satisfactory international agreement , additional access to credits could be allowed, as well as the use of additional types of project credits or other mechanisms created under the international agreement. However, once an international agreement has been reached, from January 2018 onwards only credits from projects in third countries that have ratified the agreement or from additional types of project approved by the Commission will be eligible for use in the Community scheme.

Will it be possible to use credits from carbon ‘sinks’ like forests?

No. Before making its proposal, the Commission analysed the possibility of allowing credits from certain types of land use, land-use change and forestry (‘LULUCF’) projects which absorb carbon from the atmosphere. It concluded that doing so could undermine the environmental integrity of the EU ETS, for the following reasons:

LULUCF projects cannot physically deliver permanent emissions reductions. Insufficient solutions have been developed to deal with the uncertainties, non-permanence of carbon storage and potential emissions 'leakage' problems arising from such projects. The temporary and reversible nature of such activities would pose considerable risks in a company-based trading system and impose great liability risks on Member States. The inclusion of LULUCF projects in the ETS would require a quality of monitoring and reporting comparable to the monitoring and reporting of emissions from installations currently covered by the system. This is not available at present and is likely to incur costs which would substantially reduce the attractiveness of including such projects. The simplicity, transparency and predictability of the ETS would be considerably reduced. Moreover, the sheer quantity of potential credits entering the system could undermine the functioning of the carbon market unless their role were limited, in which case their potential benefits would become marginal.

The Commission, the Council and the European Parliament believe that global deforestation can be better addressed through other instruments. For example, using part of the proceeds from auctioning allowances in the EU ETS could generate additional means to invest in LULUCF activities both inside and outside the EU, and may provide a model for future expansion. In this respect the Commission has proposed to set up the Global Forest Carbon Mechanism that would be a performance-based system for financing reductions in deforestation levels in developing countries.

Besides those already mentioned, are there other credits that could be used in the revised ETS?

نعم فعلا. Projects in EU Member States which reduce greenhouse gas emissions not covered by the ETS could issue credits. These Community projects would need to be managed according to common EU provisions set up by the Commission in order to be tradable throughout the system. Such provisions would be adopted only for projects that cannot be realised through inclusion in the ETS. The provisions will seek to ensure that credits from Community projects do not result in double-counting of emission reductions nor impede other policy measures to reduce emissions not covered by the ETS, and that they are based on simple, easily administered rules.

Are there measures in place to ensure that the price of allowances won't fall sharply during the third trading period?

A stable and predictable regulatory framework is vital for market stability. The revised Directive makes the regulatory framework as predictable as possible in order to boost stability and rule out policy-induced volatility. Important elements in this respect are the determination of the cap on emissions in the Directive well in advance of the start of the trading period, a linear reduction factor for the cap on emissions which continues to apply also beyond 2020 and the extension of the trading period from 5 to 8 years. The sharp fall in the allowance price during the first trading period was due to over-allocation of allowances which could not be “banked” for use in the second trading period. For the second and subsequent trading periods, Member States are obliged to allow the banking of allowances from one period to the next and therefore the end of one trading period is not expected to have any impact on the price.

A new provision will apply as of 2018 in case of excessive price fluctuations in the allowance market. If, for more than six consecutive months, the allowance price is more than three times the average price of allowances during the two preceding years on the European market, the Commission will convene a meeting with Member States. If it is found that the price evolution does not correspond to market fundamentals, the Commission may either allow Member States to bring forward the auctioning of a part of the quantity to be auctioned, or allow them to auction up to 25% of the remaining allowances in the new entrant reserve.

The price of allowances is determined by supply and demand and reflects fundamental factors like economic growth, fuel prices, rainfall and wind (availability of renewable energy) and temperature (demand for heating and cooling) etc. A degree of uncertainty is inevitable for such factors. The markets, however, allow participants to hedge the risks that may result from changes in allowances prices.

Are there any provisions for linking the EU ETS to other emissions trading systems?

نعم فعلا. One of the key means to reduce emissions more cost-effectively is to enhance and further develop the global carbon market. The Commission sees the EU ETS as an important building block for the development of a global network of emission trading systems. Linking other national or regional cap-and-trade emissions trading systems to the EU ETS can create a bigger market, potentially lowering the aggregate cost of reducing greenhouse gas emissions. The increased liquidity and reduced price volatility that this would entail would improve the functioning of markets for emission allowances. This may lead to a global network of trading systems in which participants, including legal entities, can buy emission allowances to fulfil their respective reduction commitments.

The EU is keen to work with the new US Administration to build a transatlantic and indeed global carbon market to act as the motor of a concerted international push to combat climate change.

While the original Directive allows for linking the EU ETS with other industrialised countries that have ratified the Kyoto Protocol, the new rules allow for linking with any country or administrative entity (such as a state or group of states under a federal system) which has established a compatible mandatory cap-and-trade system whose design elements would not undermine the environmental integrity of the EU ETS. Where such systems cap absolute emissions, there would be mutual recognition of allowances issued by them and the EU ETS.

What is a Community registry and how does it work?

Registries are standardised electronic databases ensuring the accurate accounting of the issuance, holding, transfer and cancellation of emission allowances. As a signatory to the Kyoto Protocol in its own right, the Community is also obliged to maintain a registry. This is the Community Registry, which is distinct from the registries of Member States. Allowances issued from 1 January 2018 onwards will be held in the Community registry instead of in national registries.

Will there be any changes to monitoring, reporting and verification requirements?

The Commission will adopt a new Regulation (through the comitology procedure) by 31 December 2018 governing the monitoring and reporting of emissions from the activities listed in Annex I of the Directive. A separate Regulation on the verification of emission reports and the accreditation of verifiers should specify conditions for accreditation, mutual recognition and cancellation of accreditation for verifiers, and for supervision and peer review as appropriate.

What provision will be made for new entrants into the market?

Five percent of the total quantity of allowances will be put into a reserve for new installations or airlines that enter the system after 2018 (“new entrants”). The allocations from this reserve should mirror the allocations to corresponding existing installations.

A part of the new entrant reserve, amounting to 300 million allowances, will be made available to support the investments in up to 12 demonstration projects using the carbon capture and storage technology and demonstration projects using innovative renewable energy technologies. There should be a fair geographical distribution of the projects.

In principle, any allowances remaining in the reserve shall be distributed to Member States for auctioning. The distribution key shall take into account the level to which installations in Member States have benefited from this reserve.

What has been agreed with respect to the financing of the 12 carbon capture and storage demonstration projects requested by a previous European Council?

The European Parliament's Environment Committee tabled an amendment to the EU ETS Directive requiring allowances in the new entrant reserve to be set aside in order to co-finance up to 12 demonstration projects as requested by the European Council in spring 2007. This amendment has later been extended to include also innovative renewable energy technologies that are not commercially viable yet. Projects shall be selected on the basis of objective and transparent criteria that include requirements for knowledge sharing. Support shall be given from the proceeds of these allowances via Member States and shall be complementary to substantial co-financing by the operator of the installation. No project shall receive support via this mechanism that exceeds 15% of the total number of allowances (i. e. 45 million allowances) available for this purpose. The Member State may choose to co-finance the project as well, but will in any case transfer the market value of the attributed allowances to the operator, who will not receive any allowances.

A total of 300 million allowances will therefore be set aside until 2018 for this purpose.

What is the role of an international agreement and its potential impact on EU ETS?

When an international agreement is reached, the Commission shall submit a report to the European Parliament and the Council assessing the nature of the measures agreed upon in the international agreement and their implications, in particular with respect to the risk of carbon leakage. On the basis of this report, the Commission shall then adopt a legislative proposal amending the present Directive as appropriate.

For the effects on the use of credits from Joint Implementation and Clean Development Mechanism projects, please see the reply to question 20.

What are the next steps?

Member States have to bring into force the legal instruments necessary to comply with certain provisions of the revised Directive by 31 December 2009. This concerns the collection of duly substantiated and verified emissions data from installations that will only be covered by the EU ETS as from 2018, and the national lists of installations and the allocation to each one. For the remaining provisions, the national laws, regulations and administrative provisions only have to be ready by 31 December 2018.

The Commission has already started the work on implementation. For example, the collection and analysis of data for use in relation to carbon leakage is ongoing (list of sectors due end 2009). Work is also ongoing to prepare the Regulation on timing, administration and other aspects of auctioning (due by June 2018), the harmonised allocation rules (due end 2018) and the two Regulations on monitoring and reporting of emissions and verification of emissions and accreditation of verifiers (due end 2018).

Legal Ideas and Articles.

Note: The rules and law may have changed since this article was first published. It is provided for archival purposes but you should consult with your lawyer for the current state of the law.

The notion of carbon credits for greenhouse gas emissions is relatively well known today, but it is still subject to some skepticism.

Briefly, the idea is that businesses and industries which “absorb” more carbon dioxide (CO2) than they emit are given credit for this surplus. The surplus credits can be sold, usually to companies that emit large amounts of CO2. The skepticism arises from suspicions that this is just a shell game creating value from nothing. It might work economically, the critics say, but it has no practical impact on greenhouse gas emissions.

To deal with this, governments are creating scientifically verified systems for recognition of carbon credits. The Management and Reduction of Greenhouse Gases Act (the “Act”) is expected to receive Royal Assent shortly. The Act will provide the legislative authority to purchase, sell and trade carbon credits in Saskatchewan.

Saskatchewan’s carbon credit trading system will be similar to Alberta’s, where large emitters are regulated and may purchase carbon credits as part of their required reduction in emissions. Companies act as aggregators and buy carbon credits from producers, in turn selling these to the large emitters in the province. The emitters have the option to either purchase carbon credits from aggregators or pay a set fee per tonne of C02 emission into a technology fund. Saskatchewan’s set fee per tonne of C02 has not yet been established but will be stated in the Act’s regulations.

To create a competitive trading market, large emitters must see value in purchasing carbon credits from aggregators or producers rather than paying into the technology fund. The important variable here is the price per tonne of C02 emission that the large emitters are required to pay. If the government-set price is too low, there will be no incentive for large emitters to seek cheaper carbon credits from producers – they will simply pay the required fee into the technology fund.

Agriculture and forestry are the only industries which can remove carbon from the atmosphere and the large emitters are usually electricity generators or involved in the mining or oil and gas sectors. Agriculture is particularly important in Saskatchewan. Alberta’ system details what specific agricultural practices are required by the producer to claim carbon credits. Among other things, the particular parcel of land for which carbon credits are sought must be actually producing annual crops. The producer must provide confirmation of the actual reduced tillage practice on that parcel of land as well as provide detailed farm records to show specifically where the reduced tillage occurred. It is expected Saskatchewan will adopt a similar protocol.

The regulations will also clarify the period of time producers can go back to accumulate carbon credits. In Alberta, producers entering the provincially regulated market are able to claim credits retroactively to 2002 if their operations comply with the regulations.

At the moment, Saskatchewan does not have as many large emitters as Alberta, but it is expected that early adopters will later benefit from consolidation of the carbon credit trading markets in Canada and across North America. Both Alberta and Saskatchewan have stated they will adapt their provincial programs to comply with any future national program regulated by the Federal government. The Canadian government has indicated that if they roll out a national carbon credit program in the future, it will be in line with US standards, thereby facilitating a North American market. Looking further into the future one can envision collaboration with the European Union’s Emissions Trading System, the world’s first cap-and-trade program for CO2 emissions. If a functioning international market is established, Saskatchewan producers are set to benefit greatly, given the vast number of zero-till acres suitable for generating credits in the province.

A robust carbon credit trading market presents many opportunities for enterprising individuals and organisations including, among other things: creating and maintaining a registry of credits, independently verifying credits, aggregating credits, providing contractual documentation to ensure reliability of the market, producing and selling credits, purchasing credits to meet emission targets and brokering the purchase and sale of credits.

Saskatchewan is one of the largest emitters of carbon dioxide per capita in the world and The Management and Reduction of Greenhouse Gases Act is a commendable first step in reducing our emissions. The regulations, policies and protocols to be implemented in the future should help create a solid carbon trading market in Saskatchewan.

How Wall Street's Gearing Up for Carbon Credit Trading.

Although the climate change bill that would set the stage for a massive carbon credit trading market in the U. S. has yet to pass the Senate (its backers hope to get it passed before a summit in Copenhagen in December), the possibility that it will has Wall Street firms participating in and studying existing programs in Europe and regions of the U. S., hiring experts and educating customers about the new potential market.

The latest bill, sponsored by Barbara Boxer and John Kerry, would cut carbon emissions in the U. S. by 2020 from 2005 levels. It does not yet specify how carbon credits would be allocated.

At a debate on carbon emissions trading last night among potential market participants and energy market experts, it became clear that many are preparing for U. S. cap and trade.

Steve Schleimer, director of energy and environmental market regulation at Barclays Capital, said customers are changing the way they think about carbon emissions. They've been asking for information on timing, voluntary efforts and such. "In the last six months, companies have been taking a pre-compliance view," he said. "They're looking at what they can do now to hedge their exposure." Existing power traders will want to add carbon credit trading into their mix and want to know what's going on across all energy-related markets.

"There has been a steady stream of entrants from the U. S. into the European markets to learn about carbon credit trading," said Elliott Piggott, managing director of Trayport, sponsor of the debate. "These firms are building up information and getting themselves in position" for the new market.

Financial institutions have been playing a greater role in carbon trading exchanges, observed Keiron Allen, marketing and communications director for European carbon credit exchange BlueNext.

The panel was asked what lessons can be learned from existing carbon trading programs, such as the European Union's Emission Trading Scheme and regional initiatives in the U. S., mainly the Regional Greenhouse Gas Initiative.

Schleimer said experience with the RGGI shows that there's a need to have a realistic idea of what current emissions are and to what extent they need to be lowered. "RGGI was a good stab at cap-and-trade, but one problem is they set their caps in 2003; since then there's been significant reduction in emissions and because of economic factors, many of the power generators have switched to natural gas," which emits less carbon than coal-fired plants, he noted. Consequently, the power companies aren't hitting the cap of 140 million tons a year.

Yet Veronique Bugnion, managing director of trading analytics and research at Point Carbon, pointed out a positive lesson learned from RGGI: the program pioneered the use of auctions for selling carbon emissions, which is now a successful option in several programs.

The European Union scheme also, in the beginning gave too-liberal allowances for carbon emissions, noted Praveen Kumar, faculty fellow at the University of Houston. A key to success in the proposed U. S. program, he said, will be "having the political spine to set the right origin point." Also, he said, there needs to be clear transparency in the trading rules.

Another lesson from the EU program is that there's a need for a better flow and speed of information, said Piggott. "One problem has been that it's hard to determine how effective cap and trade programs have been; the timeliness of information is key," he said. Another problem in the European system is that approval of offset programs takes too long and there have been too many rejections.

A few other interesting points came up during the debate:

—Carbon emissions in the U. S. have lowered over the past two years, but this is attributed to the recession rather than to specific efforts.

—Carbon emission caps won't seriously affect U. S. polluters until at least 2018, according to Veronique Bugnion, managing director of trading analytics and research at Point Carbon. "In 2018 [when the proposed U. S. cap and trade rules would take effect] we see a market that's not hard to comply with," she said. [Based on existing programs, the tendency is to provide lenient caps initially, then make them a little tougher each succeeding year. Also, the Waxman-Markey bill allows carbon credits to be banked and borrowed outside of a trading scheme.] "We see a flawed and imperfect market. In Europe it took all of Phase One for people to learn how to trade. Those that need offsets [e. g. power companies] will know how to trade, those that receive credits they don't need, will need help learning how to trade. In 2018, the caps will start biting and prices for carbon credits will go up."

—It's not clear what offset efforts (initiatives to reduce carbon emissions) will count under the cap and trade program; these efforts will most likely be assessed by the EPA. "There's debate around this, it's a bit fuzzy," says Allen.

—Panelists expressed concern about how regulators will handle the cap and trade market. "The biggest uncertainty for me is how the regulators will respond, how will the CFTC get this implemented, what will the EPA's role be?" said Kumar. "If regulators print new allowances, that can muddy the markets. Simple, transparent rules would be best."

—Carbon credits should be traded both over an exchange and over the counter, panelists all agreed. In Europe, only 30% of EUAs and 15% of CERs are exchange traded, Allen said. "Europe's financial marketplace is working quite well," noted Bugnion.

Asia Pacific Foundation of Canada.

With a vision to “redesign and build a strong carbon-neutral economy,” Ontario is joining British Columbia and Quebec in taking province-wide action on climate change. And it is doing this by putting a price on carbon. With the release of Ontario’s Climate Change Discussion Paper on February 12, 2018, the province has engaged stakeholders through discussion, town hall meetings and forums for public input to shape its long-term climate strategy and come to the decision to introduce a cap-and-trade system that would be linked with Quebec’s and California’s carbon markets. [1] Details on the design of Ontario's cap and trade is expected to be developed by October, according to Ontario's Environment Minister Glen Murray.

As Ontario works out the details of its cap-and-trade, the province should look at South Korea’s recent experience. The worlds’ 12th-largest economy recently launched a nationwide emissions trading system (ETS) that began trading on January 12, 2018 on the Korea Exchange (KRX), and it is now the world’s second-largest carbon market after the EU’s ETS. [2] South Korea’s ETS is worth watching for two reasons: first, it could positively influence other countries’ ambitions and commitments at the Paris Climate Change Conference (COP21) later this year; and second, it could provide valuable lessons for Ontario (and perhaps for Canada as a whole) as it charts its own course to a lower-carbon future.

Background on Carbon Pricing.

Pricing carbon is a way to encourage investment and innovation in clean energy and technology by making polluters pay for the environmental costs of production. According to the World Bank, about 40 countries and over 20 sub-national jurisdictions have already begun doing this, covering almost six gigatons of carbon dioxide, or about 12 per cent of the annual global greenhouse gas (GHG) emissions (see map).

The two most popular policy tools to price carbon are a carbon tax and an ETS (or carbon market). A carbon tax imposes a fee on carbon emissions by setting a price per tonne of CO2 equivalent (or using a metric directly based on carbon), then translating it onto a tax on burning fuels. [3] In contrast, an ETS sets a price on carbon by establishing a market for tradable permits. The government sets a cap on carbon emissions, which is lower than the projected amount of emissions to be emitted under a ‘business as usual’ scenario. The government then distributes tradable carbon ‘units’ to companies that emit below their allocated quota, and those companies can sell those units to other companies that emit beyond their quota.

ETS gives firms flexibility to decide how to meet their emissions obligations One reason many economists have championed the ETS system over the carbon tax is because it creates the ‘right to pollute’ whereby the market, instead of the government, determines the price of such rights. Put differently, ETS gives firms flexibility to decide how to meet their emissions obligations: either they reduce emissions internally and sell their emissions reduction on the carbon market, or they purchase carbon credits from the market.

The ETS Story in South Korea.

Since the 1990s, the Korean government has tried to ‘harmonize’ its energy systems with the environment in response to intensifying international environmental regulations. The 2008 global recession accelerated the push towards energy self-sufficiency (i. e. through investment in renewables and diversifying its energy portfolio), especially because the country has no indigenous sources of carbon-based energy. This is evidenced by former President Lee Myung-bak’s enthusiastic embrace of the ‘Green Growth’ agenda, which was framed as a “stone that kills three birds”: in other words, it helps achieve energy sufficiency, economic growth and environmental protection. The agenda subsequently led to the ‘Green New Deal’ stimulus package, as well as the passage of the ‘Framework Act on Low Carbon Green Growth’ and the release of the Five-Year Plan for Green Growth.

With this background, South Korea’s road to ETS began at the 2009 UN Climate Change Conference (UNFCCC) in Copenhagen where it pledged to reduce its emissions by 30 per cent relative to 2005 levels by the year 2020. [4] This commitment was one of the brighter spot of the conference, which was seen by many as a disappointment because it failed to produce a legally-binding agreement. Indeed, South Korea’s announcement was surprising in light of some studies that had suggested that such an ambitious emissions target would end up reducing the country’s GDP growth rate by 1.5 per cent per year until 2020.

What explains South Korea’s proactive embrace of ETS?

First, this was an anticipatory move on the government’s part. South Korea is now the seventh-largest GHG emitter in the world with the highest growth rate in GHG emissions (3.9 per cent from 1990 to 2020) among OECD members. Under the new climate regime that is expected to replace the Kyoto Protocol later this year, the country expects that it likely will have to adopt binding emissions targets anyway.

Second, South Korea has a direct interest in spurring international action on climate change because of its own vulnerability to the impacts. For example, the average temperature in the country has increased by 1.5 C over the last century, more than double the global average of 0.6 C during the same period. As a result, the past 20 years have been marked by natural disasters in South Korea that are rising in frequency and intensity.

Third, reducing reliance on GHG-producing fossil fuels, which currently account for 97 per cent of the country’s energy use, is a way to meet important energy security objectives, especially by increasing nuclear and renewable energy in the country’s primary energy mix.

Seoul sees ETS as an important mechanism for catalyzing the country’s green industries Finally, and significantly, Seoul sees ETS as an important mechanism for catalyzing the country’s green industries and securing a share of the global green market. It is banking on using this as a way to develop a competitive edge in clean tech, renewable energy and energy demand management services.

Overcoming Domestic Resistance.

South Korea’s ETS currently covers 525 businesses and public institutions, accounting for nearly two thirds of the country’s annual GHG emissions. [5] Implementation is divided into three phases (Phase 1: 2018-17; Phase II: 2018-20; Phase III: 2021-25), during which it will continue to lower the threshold for emissions and gradually bring more companies from more sectors of the economy under its umbrella.

Although the ETS Act, led by the Presidential Committee on Green Growth, passed in May 2018 with near-unanimous support from the Korean National Assembly (148-0 vote, with three abstentions), implementation has encountered resistance from industry. فمثلا:

The Korea Chamber of Commerce and Industry and the Federation of Korean Industries strongly argued for a delay in implementation from 2018 to 2018. The Ministry of Environment’s original plan was to ‘auction’ a significant portion of the emissions allowances, as recommended by policy experts. But industry commissioned a report that found that auctioning the allowances would substantially increase average production costs, thereby making the Ministry’s plan much less attractive than a ‘free allocation’ system. [6] (With free allocation, the government hands out emissions allowances to each firm at no cost, whereas in an auction system, firms bid against each other to acquire emissions allowances at their own cost). Following publication of the National Emission Allocation Plan in May 2018, an association of industries produced a Joint Statement requesting that the government: 1) recalculate the business as usual scenario, as they deemed it was too severe; 2) exclude indirect emissions (i. e. electricity and steam) as they fall under dual regulation; and, 3) increase consultation with industry.

In response to some of these concerns, the government compromised. For example, it agreed to move the start date from 2018 to 2018, increased the percentage of free allocation and allowed ‘sensitive’ sectors (largely defined as those that face steep international competition) to receive free allocation for the entire three phases (i. e. for the next ten years).

However, the government did not yield to every demand. For example, although the power and manufacturing sectors argued that actual emissions could be a third higher than what was indicated in the business-as-usual scenario, the government declined to revise it. Additionally, the Ministry of Environment remained firm on the inclusion of indirect emissions associated with the power sector. [7] The government’s resolve in the face of resistance from various industries demonstrates its determination to meet the international commitment to lower GHG emissions, while also spurring technological innovation, improving energy intensity and driving consumer demand for cleaner sources of energy.

Stumbling Out of the Gate.

After the ETS was finally launched on January 12, 2018, the system faced immediate challenges. In fact, after the first four days, emissions trading stopped altogether before picking up again recently. The reason for the market inactivity was the lack of tradable carbon credits. [8]

In December 2018, just one month before the scheduled ETS rollout, a coalition of 525 companies was still requesting a total cap of 2.2 billion tonnes of emissions allowances; however, the government granted only 80 per cent of that amount. As a result, there are currently many buyers but no sellers. This has caused wide concern across industry, as it is likely to face stiff penalties – three times the market price for carbon – if the trend persists. Industry groups argue that such penalties will cost their stakeholders 27.5 trillion won (approximately $C30 billion) by 2017. [9] The steel, petrochemical and semiconductor sectors, concerned about their international competitiveness, are leading an industry coalition against the current ETS. [10] In the first month of the system almost half of the companies under the system filed formal objections with the Ministry of Environment against the seemingly ‘unfair’ system. In addition, a number of critics of ETS have argued that the credit shortage should have been foreseen. Beyond such criticism, another real concern is the dearth of specialized training in carbon trading.

ETS: Here to Stay.

Despite these initial setbacks and industry dissatisfaction, there are reasons to believe that the South Korean carbon market not only has staying power, but also will grow. Why the optimism?

First, it is useful to bear in mind that the ultimate objective of the system is to reduce emissions by putting a price on carbon. Even with a lack of trading of carbon credits, the system will still push firms to reduce their emissions, with the penalty system ensuring that the polluting firms ‘internalize’ the cost of carbon. Also, the volume of trading may improve in the coming months as offset credits begin to be traded. Offset credits are derived from project-based carbon abatement outside the company, such as funding renewable energy, energy efficiency or forestation projects, rather than an actual reduction in a company’s emissions. This is an important mechanism through which companies without the capacity to generate credits internally can meet their obligations.

In January, the Ministry of Environment reviewed four South Korean companies operating overseas that have projects approved by the UN’s Clean Development Mechanism – an international mechanism under the UNFCCC to finance low-carbon projects, - to turn their emissions reductions into tradable credits on the domestic carbon market. [11] On April 6, KRX and the Ministry of Environment approved the 19.1 million tonnes to be converted into offset credits and traded on the domestic carbon market, which immediately increased market transactions.

Second, while opponents have criticized the government’s ‘learning by doing’ approach to ETS, it allows the system to retain a degree of flexibility and to better respond to stakeholders. For example, the government is reviewing international law to integrate Certified Emissions Credits (CER) from the Clean Development Mechanism projects in North Korea, which may facilitate closer co-operation across the peninsula on environmental issues. Some have suggested that it may be necessary to increase the percentage of offset credits (currently at 10 per cent) that companies can use to meet their emissions reduction targets in the future. An industry representative has also suggested that the carbon penalty be channeled into R&D fund to assist energy-intensive industries to develop low-carbon technologies.

While traditional energy-intensive sectors may feel they are losing out under ETS, it will be a big win for the clean tech sector Finally, while traditional energy-intensive sectors may feel they are losing out under ETS, it will be a big win for the clean tech sector. Specifically, those companies with a track record of developing clean technologies have been identified by the South Korean government as a major priority. In addition, a number of companies with approved technologies under the UN’s Clean Development Mechanism are well positioned to benefit from ETS. For instance, Hu-Chems, a fine chemical corporation manufacturer, has established a low-carbon manufacturing system that will generate an estimated 300 million won (approximately C$340,000) in revenue from the sale of nearly two million tonnes of carbon credits in the current trading period. Notably, other companies benefitting from the ETS include LG Electronics, which has been generating about 7,000 tonnes of carbon credits under the UN’s Clean Development Mechanism for developing and manufacturing energy-efficient refrigerators in India since 2018.

There are also signs that energy-intensive industries are restructuring their business strategies to accommodate the new carbon-pricing system. POSCO, the world’s fourth largest steel-maker, recently announced that its future restructuring will divide its ‘environment and energy group’ into two new entities — the ‘environmental resource group’ and the ‘climate change and energy group’ — to strategically respond to its emissions reductions obligations.

ETS as a Source of International Competitiveness.

Choi Kyung-Soo, chairman of the Korea Exchange (KRX) takes a long-term approach to the development of ETS, noting that assessing the system based on short-term market performance takes away from achieving GHG emissions reductions. Further, he has testified that South Korea has a long-term ambition to make KRX internationally competitive, and is preparing to link it globally with other carbon markets. Many consultants and academics also support ETS, and consider it as an important stepping-stone for achieving green growth.

Perhaps most importantly, ETS supports the government’s goal of making South Korea a hub for green growth industries and institutions. It already hosts the Global Green Growth Institute (GGGI) and Green Climate Fund (GCF), two international institutions that provide climate change solutions and finance climate change mitigation and adaptation. The government also envisions developing ETS to promote its green influence in the region, including promoting co-operation in Northeast Asia over GHG reductions as South Korea starts to feel more of the effects of air pollution and climate-related issues from neighbouring China and Japan. As linking up carbon markets can improve cost efficiency and effectiveness, enhance market liquidity and promote bilateral or multilateral co-operation, there are considerations in the longer term to link up with the EU’s ETS as well as China’s carbon market (China currently has seven pilot schemes and may implement a nationwide ETS between 2018 and 2020).

Implications for Ontario and Canada.

There are two sets of implications for Canada from South Korea’s ETS story: one is the lessons that could be drawn from the South Korean experience, especially for Ontario’s future carbon pricing policy, and the other concerns future Canada-South Korea trade relations at the national level.

For Ontario, South Korea’s experience clearly shows that it can take a long time to design an ETS and get it right. Even after launching an ETS, a government needs to remain flexible to respond to challenges that may arise. While a group of Ontario’s business leaders have vocalized their support for ETS over a carbon tax, the South Korean experience shows that an ambitious cap on emissions can be a source of discontent for industry, and therefore a source of resistance. The Korean experience illustrates how the transition to a low-carbon future may be eased by government assistance to the targeted industry, and this could take the form of increased R&D spending for innovation to meet their carbon obligations and the establishment of mechanisms prior to launching the system to incorporate sufficient level of offset credits. Lastly, it is noteworthy that while South Korea’s ETS has been challenged from domestic industry, the government maintains a positive outlook for the system and hopes to link up with other regional and more distant carbon markets that may provide South Korea with more economic opportunities.

For Canada as a whole, South Korea’s ETS signals clear policy direction towards low-carbon economic development, with an emphasis on the clean technology sector. This should trigger corresponding trade policy responses from Canada. The Canada-Korea Free Trade Agreement, which contains a chapter on the environment, is a good vehicle to advance green co-operation. Ontario and British Columbia are particularly well positioned to co-operate with South Korea as they are two provinces with proven potential in clean technology. Canadian policy-makers and industry should see the paradigm shift in South Korea as a reflection of a wider trend in Northeast Asia to take action on climate change. There are seven pilot ETSs in China and two ETSs at the city-wide level in Japan. Once China establishes a nationwide carbon market, it is likely that South Korea and China will seek to link their systems, as hinted at when their respective economic ministers agreed in January 2018 to co-operate on emissions trading, GHG emissions data verification and low-carbon technology. Canada must make sure that its trade and international co-operation activities with Asian countries reflect these green growth priorities.

Kyae Lim Kwon is a Post-Graduate Research Fellow at the Asia Pacific Foundation of Canada. She holds an M. Phil in Environmental Policy from the University of Cambridge. The author wishes to express her sincere gratitude to Matt Horne of the Pembina Institute for his helpful comments and suggestions on an earlier draft of this article.

[1] There are two main types of ETS: ‘cap and trade’ and ‘baseline and credit.’ South Korea’s ETS is a cap and trade system. In a baseline and credit system, tradable emissions credits are generated by going under an emissions threshold (or a production standard). A third variant of ETS is based on intensity target (emissions per unit of GDP), which has been implemented in China.

[2] KRX is South Korea’s only platform for listing and trading stocks, bonds and derivatives.

[3] CO2e, or carbon dioxide equivalent, expresses the impact of each GHG in terms of the amount of carbon that would create the same amount of warming.

[4] Under the 1992 Kyoto Protocol, Annex I or industrialized countries were obligated to commit to returning to their 1990 levels of GHG emissions. Under the Protocol, which forms the basis for the current international climate governance, South Korea is classified as a developing country and is under no obligation to adopt a target to reduce its GHG emissions in absolute terms.

[5] The system covers firms that emit more than 125,000 tonnes of CO2 equivalents annually based on the average of GHG emissions for the preceding 3 years, or a facility that produces 25,000 tonnes of CO2 equivalents annually for the same period.

[6] It found that average production cost increases by 1.27% under the assumption of 20% emissions reduction relative to the BAU scenario and even a reduction goal of 10% would result in a 1.03% production cost increase.

[7] The reason for inclusion of indirect emissions, which is unique for South Korea’s ETS, is that the proportion of indirect emissions in South Korea is particularly high (above 20%) relative to other countries as the price of electricity is considered inexpensive. Inclusion of indirect emissions from the power sector partly allows the regulators to incentivize the consumers to reduce their electricity consumption. Meanwhile, still facing opposition to the ‘Allocation Plan’ just four months before the launch date, the government adjusted the cap level slightly upwards by reducing the rate for indirect emissions in September 2018.

[8] The government handed out 14 million tonnes worth of carbon credits, which falls 423 million tonnes short of what the industry had requested. By the second week of trading, only 380 tonnes worth of credit had been traded out of 1.6 billion tonnes. The price, or Korean Allowance Unit (KAU) (the unit price of one tonne of CO2 equivalent), increased from 8,640 won (approx. $C9.93) to 9,930 won (approx. $C11.41), reflecting the scarcity of the emissions allowances.

[9] The Ministry of Environment argues that the industry has over emphasized the cost burden; the Ministry estimates that the penalty will be around 1 trillion won ($C1.15 billion).

[10] Interestingly, the petroleum-refining sector is complying without complaints, as it was early to plan for emissions reduction measures.

شارك هذا.

المحتويات ذات الصلة.

اتصل بنا.

Use 'AND' or 'OR' to refine your search.

Use quotes " " to get exact matches or remove them to get more results.