Coréia do sistema de comércio de emissões

Sistema de comércio de emissões coreia
O sistema cap-and-trade da Coréia do Sul começou em 1 de janeiro de 2015 e faz parte da meta do país de reduzir suas emissões de gases de efeito estufa em 30% até 2020, em comparação com os níveis normais de negócios. Este objetivo equivale a uma redução de 4% abaixo dos níveis de emissões de 2005.
O esquema coreano de comércio de emissões atualmente inclui 525 empresas, representando 68% do total de emissões de gases de efeito estufa do país.
Fase I: 2015-2017
Fase II: 2018-2020.
Fase III: 2021-2026
Limite de emissões: 125.000 tCO2 no nível da empresa e 25.000 tCO2 no nível da instalação.
Cobertura de gás: CO2, CH4, N2O, HFCs, PFCs e SF6.
Distribuição de permissões de carbono livre: 100% na Fase I, 97% na Fase II e 90% na Fase III.
Alocação de licenças de carbono da fase I
KAU: Unidade de Abono Coreano (eq. 1 tCO2 permitido)
O banco de dados ETS da Coréia do Sul inclui as seguintes informações sobre as 525 empresas participantes do programa cap-and-trade:
Nome da empresa Setor de atividade Endereço postal (rua, cidade, código postal) Emissões de gases de efeito estufa (tCO2e) de 2007 a 2013 (dados extraídos de nosso banco de dados de relatórios de GHG da Coreia)
O banco de dados ETS da Coreia está disponível em inglês e também em coreano.
O banco de dados ETS da Coreia é acessível pelos assinantes da versão Expert. Para mais informações, entre em contato conosco pelo info @ carbonmarketdata.
Consultando serviços.
A Carbon Market Data fornece serviços de inteligência de negócios especializados em relação ao esquema cap-and-trade da Coréia.

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Esquema de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa.
PRINCIPAIS POLÍTICAS.
A Coréia implementará o esquema de comércio de emissões de gases de efeito estufa a partir de 2015. A Lei sobre a Alocação e Comercialização de Permissões de Emissão de Gases de Efeito Estufa foi promulgada em 2012 e a pesquisa básica necessária para formular um plano nacional de alocação de licenças de emissão e diretrizes detalhadas foi realizada em 2013. Em janeiro de 2014, a Korea Exchange foi designada como uma bolsa de permissões de emissão, e um sistema de troca já está em construção. Uma troca simulada será realizada entre as empresas alvo em outubro. O “Plano Nacional de Atribuição de Permissões de Emissão” será formulado em 2014; incluirá um plano de operação abrangente para a primeira fase (2015 a 2017), cobrindo aspectos como alocações por setor e padrões de alocação para cada negócio. O Ministério do Meio Ambiente foi designado como a única autoridade competente para garantir a operação eficiente e consistente do esquema.
O esquema de comércio de emissões é um sistema no qual o governo aloca licenças de emissão para empresas emissoras de gases de efeito estufa, exigindo que elas mantenham suas emissões dentro do limite de emissão alocado e permitindo que negociem qualquer superávit pós-redução ou escassez de licenças de emissão com outras empresas. . As empresas com alta capacidade de redução (baixos custos marginais) podem obter maiores reduções e vender licenças excedentes de emissão no mercado de licenças de emissão, e aquelas com baixa capacidade de redução (custos marginais de redução) podem reduzir custos através da compra de licenças de emissão para atender a escassez em vez de reduzir diretamente as emissões.
As empresas sujeitas à alocação de permissões de emissão são aquelas com emissões anuais totais de gases de efeito estufa de 125.000 toneladas de CO2e ou mais, e negócios correspondentes de estabelecimentos de 25.000 toneladas de CO2e ou mais.
O total de permissões de emissões estabelecidas para cada país é alocado para cada setor e as licenças de emissão são então alocadas a estabelecimentos individuais. As licenças de emissão são alocadas gratuitamente ou em leilão. A alocação será 100% gratuita durante a primeira fase do plano de 2015 a 2017. A proporção da alocação em leilão será gradualmente aumentada para 3% em 2018 e pelo menos 10% em 2021 para reduzir o ônus industrial nos estágios iniciais de implementação e facilitar o pouso suave do esquema. Para dar conta da competitividade industrial internacional, no entanto, 100% de alocação gratuita estará disponível para indústrias com uma alta participação de especialistas e indústrias focadas em energia, mesmo depois de 2018.
Um estabelecimento que tenha sido alocado com licenças de emissão é necessário para realizar atividades de emissão e redução durante o período em questão, medir suas emissões e comunicá-las ao governo após a verificação por uma agência externa. O governo avalia a adequação e certifica a emissão. As licenças de emissão podem ser apresentadas como alocadas ou, no caso de um excedente ou escassez, adquiridas de outro estabelecimento. Eles também podem ser emprestados a partir do ano seguinte. Licenças de emissão de compensação (redução de gases de efeito estufa certificada através de um projeto externo por terceiros fora do estabelecimento) também podem ser submetidas. No entanto, as licenças de emissão que são apresentadas de qualquer outra forma que não a alocação estão sujeitas a limites de tamanho. Os empréstimos são restritos a 10% da permissão total de emissão, e as permissões de emissão compensadas também são limitadas a 10%. As compensações no exterior estão restritas a 50% da apresentação de todas as licenças de emissão de compensação. Licenças de emissão excedentes podem ser transportadas para e usadas no ano seguinte.
Uma conta de transação deve ser criada no registro para negociar permissões de emissão. Eles podem ser negociados bilateralmente, mas a troca de licenças de emissão fornece um método seguro. O governo preparou medidas para estabilizar o mercado de câmbio de licenças de emissão. Pode fornecer ao mercado uma reserva de licenças de emissão em caso de aumento súbito de preços ou outras circunstâncias urgentes e também pode estabelecer limites mínimos e máximos de exploração, limites de empréstimos, limites de apresentação de permissões de emissão e preços máximos e mínimos para licenças de emissão. .
Para maiores informações entre em contato conosco :
Equipe de Relações Públicas (mepr@korea. kr)
Última modificação: 2017-12-12 08:38.
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Ministério de direitos autorais do meio ambiente. Todos os direitos reservados.

Instrumento de Parceria & ndash; Sistema de Comércio de Emissões da UE para a Coreia.
Sistema de Comércio de Emissões na República da Coréia.
Decisão de Execução C (2014) 7423 final da Comissão, de 16 de outubro de 2014, relativa ao programa de ação anual do Instrumento de Parceria de 2014 para a cooperação com países terceiros, a financiar pelo orçamento geral da União Europeia.
Instrumento de Ação Anual 2014 do Programa de Parcerias (ref. C / 2014/7423 de 16.10.2014)
Decisão de financiamento PI / 2014 / 037-781.
União Europeia, representada pela Comissão Europeia.
O objetivo geral do projeto é auxiliar a República da Coréia em seus esforços para atingir sua meta de redução de 30% até 2020 contra a trajetória de BAUs estabelecida em 2009, estabelecendo um sistema efetivo de comércio de emissões (ETS) na Coréia. O projeto é fornecer assistência técnica em questões necessárias para a implementação e operação do KETS em sua fase inicial.
9. Data prevista para a publicação do anúncio de contrato.
Regulamento (UE) n. º 236/2014 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de março de 2014, que estabelece regras e procedimentos comuns para a execução dos instrumentos da União de financiamento da ação externa. Os critérios de elegibilidade estão definidos no artigo 9.º do referido regulamento.
Regulamento (UE) n. o 234/2014 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de março de 2014, que cria um instrumento de parceria para a cooperação com países terceiros.
Deve haver um período mínimo de 30 dias corridos entre a publicação deste aviso de informação prévia e a publicação do anúncio de contrato correspondente.
Nenhum pedido ou pedido de informação deve ser enviado nesta fase.

Coreia do Sul.
Avaliação.
Embora o novo governo da Coréia do Sul esteja mostrando sinais bem-sucedidos de tomar medidas firmes para enfrentar a mudança climática, seu compromisso com o Acordo de Paris é muito fraco, permitindo que as emissões de gases do efeito estufa em 2030 sejam mais do que o dobro dos níveis de 1990. Com emissões já acima desse nível, e em um país com algumas das emissões que mais crescem na OCDE, o novo governo tem muito trabalho a fazer.
A meta da Contribuição Nacional Determinada da Coréia do Sul (NDC) para reduzir suas emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo das emissões atuais substitui sua promessa anterior de Copenhague de 2020.
Dado que o compromisso de 2020 era mais ambicioso - apontando para um nível de emissões similar dez anos antes -, o NDC na verdade representa um enfraquecimento dos planos climáticos da Coréia do Sul. A Coréia do Sul pretende atingir sua meta de NDC através de uma combinação de reduções de emissões domésticas e compra de créditos através de mecanismos do mercado internacional. Classificamos a meta de NDC da Coréia "Altamente Insuficiente".
O novo governo da Coréia do Sul foi eleito em maio de 2017 e está mostrando sinais de que buscará reformas políticas mais ambiciosas do que seu antecessor. Em junho de 2017, o novo governo, liderado pelo presidente Moon Jae-in, anunciou que iria fechar dez usinas existentes a carvão, não construir novas usinas termoelétricas a carvão e não buscar estender a vida de suas usinas nucleares.
O Presidente Moon também quer aumentar a participação da geração de eletricidade renovável em 2030 a 20%, com base na participação de 10% até 2024 atualmente visada pelo padrão de portfólio de energia renovável. No entanto, ele também está planejando uma nova geração a gás considerável na matriz energética da Coréia do Sul. Se implementadas, esses anúncios levariam a reduções de emissão de cerca de 69 a 84 MtCO 2 e (9 & ndash; 11%) abaixo do atual nível de projeção de política em 2030, elevando a Coréia do Sul para o nível de NDC a ser alcançado internamente.
A classificação CAT de & ldquo; Alta Insuficiência & rdquo; significa que os compromissos com este rating estão fora do intervalo de justa cota e não são consistentes com a manutenção do aquecimento abaixo de 2 ºC e muito menos a limitação de 1,5 ºC como exigido pelo Acordo de Paris, e é consistente com o aquecimento entre 3 & deg C e 4º C: se todos os países seguirem a Coreia do Sul; abordagem, o aquecimento pode atingir mais de 3 ºC e até 4 ºC.
A meta da NDC permite que as emissões domésticas de gases de efeito estufa (excluindo as emissões do setor de uso da terra) mais que dobrem até 2030 em comparação com os níveis de 1990. Dado que os níveis atuais de emissão já estão acima do nível-alvo de 2030, as emissões precisariam atingir um pico e começar a declinar para estarem no caminho certo para a meta do NDC. Para conseguir isso, são necessárias políticas mais rigorosas, mesmo para um alvo fraco.
A Coréia do Sul pretende atingir parte de sua meta usando "créditos de carbono de mecanismos do mercado internacional". (República da Coreia, 2015). O Governo esclareceu que uma redução de 25,7% abaixo do BAU será alcançada internamente e uma redução adicional de 11,3% será alcançada pelos mecanismos do mercado internacional (Ministério do Meio Ambiente, 2015).
Promessas e metas.
Objetivos do Acordo de Paris.
A Coreia do Sul assinou o Acordo de Paris em 2016 e o ​​ratificou em 3 de novembro de 2016. O NDC propõe uma meta de redução de emissões de GEE em 37% das emissões de 850,6 MtCO 2 e em 2030 (BAU). República da Coreia, 2015). Em termos absolutos, esta é uma meta de 536 MtCO 2 e excluindo o uso da terra, a mudança do uso da terra e a silvicultura (LULUCF) (equivalente a 81% acima dos níveis de emissão de 1990).
A Coreia do Sul pretende alcançar uma redução de 25,7% das emissões abaixo de BAU no mercado interno (equivalente a 115% acima dos níveis de emissões de 1990, excluindo o LULUCF), uma das quatro opções que variam de 14,7% a 31,3% abaixo de BAU até 2030 antes da submissão em junho de 2015 (Korea Herald, 2015). Os 11,3% restantes serão alcançados por meio de mecanismos de mercado internacional (Korea Herald, 2015).
A NDC da Coréia do Sul é uma promessa que cobre toda a economia e cobre todos os gases do efeito estufa. Afirma que uma decisão sobre a inclusão do setor LULUCF, e as regras contábeis para usá-lo, será feita "em uma etapa posterior". (República da Coreia, 2015). Nossa análise atual trata a meta da Coréia do Sul como excludente LULUCF. O setor LULUCF da Coreia do Sul tem sido um pequeno sumidouro de entre 32 e 59 MtCO 2 e no período de 1990-2012 (UNFCCC, 2015) e prevê-se que continue a ser um sumidouro de 24 MtCO 2 e até 2020 (República da Coreia, 2012).
Promessa 2020.
Sob o Acordo de Copenhague, a Coréia do Sul concordou em reduzir suas emissões em 30% abaixo das emissões de negócios até 2020. Ele propôs essa meta incondicional em novembro de 2009 e a submeteu ao Acordo de Copenhague em 25 de janeiro de 2010.
Sob as projeções BAU da Terceira Comunicação Nacional, essa promessa resultaria em emissões de 543 MtCO 2 e em 2020, excluindo o uso da terra, mudança no uso da terra e florestas (LULUCF). Isso representa um aumento de 84% nos GEEs em relação aos níveis de emissões de 1990.
No entanto, a Coréia do Sul substituiu a promessa de 2020 pela meta 2030 NDC mais fraca em sua Lei de Crescimento Verde atualizada (República da Coréia, 2016). Embora a promessa de Copenhague não tenha sido oficialmente retirada, ela não é mais ativamente buscada. Portanto, não levamos mais em consideração essa meta ao calcular o aumento da temperatura global resultante das promessas atuais de todos os países.
Quota justa.
Classificamos a meta da Coréia do Sul para 2030 "Altamente insuficiente". O & ldquo; Altamente insuficiente & rdquo; rating indica que o compromisso climático da Coréia do Sul em 2030 não é consistente com a manutenção do aquecimento abaixo de 2 ºC, limitando-o a 1,5 ° C conforme exigido pelo Acordo de Paris, e é consistente com o aquecimento entre 3 & C; 4 & deg; C: se todos os países seguissem a abordagem da Coreia do Sul, o aquecimento poderia atingir mais de 3 ºC e até 4 ºC. Isso significa que o compromisso climático da Coréia do Sul não está de acordo com qualquer interpretação de uma lei "justa & rdquo; Abordagem da antiga meta de 2 & C, sem falar no limite de 1.5 & C do Acordo de Paris.
As classificações CAT baseiam-se em compromissos climáticos em (I) NDCs. Em particular, o CAT classifica a meta geral (I) de NDC, que poderia ser atingida através de uma combinação de reduções de emissões domésticas e a compra de créditos através de mecanismos do mercado internacional. A NDC da Coréia do Sul indica que pretende atingir sua meta dessa maneira.
Se o CAT classificar os níveis de emissões projetados da Coréia do Sul em 2030 sob as políticas atuais - o que não inclui as mudanças propostas pela nova administração para o mix de geração de eletricidade -, classificamos a Coréia do Sul como "Criticamente insuficiente," indicando que as atuais políticas da Coreia do Sul em 2030 são consistentes com um aquecimento de mais de 4º C: se todos os países seguissem a abordagem da Coreia do Sul, o aquecimento seria superior a 4º C. Isso significa que as atuais políticas da Coréia do Sul não estão de acordo com qualquer interpretação de uma lei "justa". Abordagem da antiga meta de 2 & C, sem falar no limite de 1.5 & C do Acordo de Paris.
Para mais informações sobre os riscos e impactos associados aos níveis de temperatura de cada uma das categorias, clique aqui.
Projeções atuais de políticas.
Entre 1990 e 2012, as emissões da Coréia do Sul mais do que dobraram. As emissões aumentaram acentuadamente no início dos anos 90, com o crescimento continuando a um ritmo mais lento, e o CAT prevê que o crescimento das emissões de GEE continuará a desacelerar. Os níveis reais de emissões no período de 2010 a 2012 estavam acima das projeções do BAU da Terceira Comunicação Nacional.
A Coréia do Sul é um dos países com as emissões que mais crescem na OCDE. As altas taxas de exportação da indústria de manufatura da Coréia desempenham um papel crítico nos crescentes níveis de emissão da Coréia (Kim et al., 2015). Nas economias mais desenvolvidas da APEC (Cooperação Econômica Ásia-Pacífico), o consumo de energia per capita está diminuindo à medida que as economias se direcionam para o setor de serviços e melhoram a eficiência energética. No entanto, a Coréia é uma exceção: a energia per capita continua a aumentar à medida que aumenta o uso de energia industrial e diminui a população (APERC, 2016).
Estima-se que as políticas atualmente implementadas levem a um nível de emissões de 728 & 744 MtCO 2 e em 2030 (147 & ndash; 153% acima dos níveis de 1990), excluindo as emissões do uso da terra, mudanças no uso da terra e florestas (LULUCF). Para alcançar sua meta de 2030 NDC, a Coréia do Sul terá que fortalecer suas políticas climáticas.
A Coréia do Sul implementou sua Estratégia de Crescimento Verde, um pacote abrangente de políticas voltado para todas as áreas de políticas, incluindo a mudança climática. Uma de suas principais políticas é o esquema de limite e comércio introduzido em janeiro de 2015.
Antes da implementação do ETS, a Coréia do Sul introduziu o Sistema de Gerenciamento de Metas (TMS) em 2012, que era um precursor do ETS e cobria 60% do total de emissões. Na Fase I (2015 & ndash; 2017) do ETS, todas as licenças foram alocadas livremente. Os leilões serão realizados apenas para 3% das licenças na Fase II (2018 & ndash; 2020) e para 10% das licenças na Fase III (2021 & ndash; 2025) (IETA, 2015). Os setores com alto consumo de energia e expostos ao comércio receberão licenças gratuitas para todas as suas emissões nas três fases.
O ETS abrange 525 entidades empresariais de 23 sub-setores dos setores de aço, cimento, petroquímica, refinaria, energia, edifícios, resíduos e aviação; Isso inclui todas as instalações nos setores industrial e de energia, com emissões anuais superiores a 25 ktCO2e. O sistema ETS inclui emissões diretas e indiretas (emissões do uso de eletricidade).
Na Fase I do ETS (2015 & ndash; 2017), o limite absoluto de emissões foi planejado para diminuir de 573 MtCO 2 e em 2015 para 562 MtCO 2 e em 2016 e 551 MtCO 2 em 2017 (Carbon Market Watch, 2015). Além do limite geral, o ETS também define limites setoriais que refletem as metas de redução de emissões com base em setores (ICAP, 2016). Os setores foram selecionados com base no tamanho de sua contribuição para as emissões globais do país. Esperava-se que eles desempenhassem um papel importante no cumprimento da antiga meta da Coréia do Sul de reduzir as emissões para 30% abaixo da linha de base até 2020, com reduções setoriais variando de 17,5% para resíduos a 34,3% para transporte. Os limites para a Fase II (2018 & ndash; 2020) e Fase III (2021 & ndash; 2025) não foram anunciados.
Em 2016, a responsabilidade pelo ETS passou do Ministério do Meio Ambiente para o Ministério da Estratégia e Finanças (pulso de carbono, 2016) e o ETS foi ajustado para aliviar a pressão sobre os participantes do mercado (ICAP, 2017). Como parte dessas medidas de ajuste, um adicional de 17 MtCO 2 e de permissões foi adicionado ao limite anual em 2016 (República da Coreia, 2017). Além disso, a parcela de permissões que as empresas têm permissão para contrair empréstimos para fins de conformidade foi dobrada de 10% para 20%.
Fornecimento de energia.
A demanda de energia da Coréia do Sul aumentou em 162% no período de 1990 a 2013 e é dominada por geração a carvão (43% em 2015) e geração nuclear (30% em 2015) (IEA, 2016). A Coreia do Sul introduziu um Padrão de Portfólio Renovável (RPS) em 2012, substituindo um esquema anterior de tarifas feed-in. A nova norma obriga os fornecedores a atingir as metas anuais de geração de energia renovável e nova, começando em 2% e aumentando para 10% em 2024 (IEEJ, 2014). Nesta meta, as usinas do Ciclo Combinado de Gaseificação Integrada (IGCC) também são consideradas como “nova energia”. No entanto, o CAT não considera esta tecnologia como sendo energia renovável.
Após a eleição de maio de 2017, o novo governo sul-coreano anunciou que pretende transferir a geração de eletricidade do carvão e do nuclear para mais gás natural e renováveis. Especificamente, o novo governo anunciou que impulsionará a geração a gás de cerca de 18% em 2015 para 27% até 2030 e aumentará a participação da geração de eletricidade renovável em 2030 para 20% (Reuters, 2017), acima dos 10% alvejado pelo RPS em 2024.
O governo também anunciou que irá antecipar o fechamento de dez antigas usinas termoelétricas movidas a carvão - originalmente programadas para 2025 - até 2022, para coincidir com o término do mandato do governo (VOA News, 2017). ). Finalmente, o governo anunciou uma mudança de sua atual política energética centrada em energia nuclear, que reduzirá a participação da geração de eletricidade nuclear de 30% em 2015 para 21,6% em 2030 e eliminará a energia nuclear a longo prazo (POWER, 2017). ). Em resumo, o mix de geração de eletricidade resultante em 2030 desses anúncios é: 21,6% nuclear, 21,8% carvão (Reuters, 2017), 27% gás natural, 20% de energia renovável e 9,6% não especificado.
O impacto desses anúncios não é quantificado na análise de CAT das atuais projeções de políticas da Coréia do Sul, devido à falta de leis ou medidas para implementá-las. O CAT estima que, se totalmente implementados, esses anúncios levariam a uma redução de 68 a 84 MtCO 2 e (26% -30%) nas emissões relacionadas à eletricidade sob as políticas atuais. Isso equivale a uma redução de 9% nas emissões totais de GEE, excl. LULUCF em 2030, em comparação com a atual projeção política.
Esses anúncios representam uma mudança substancial em relação à política de energia do governo anterior, que planejava construir 20 novas usinas a carvão até 2022 (Reuters, 2016) e anunciou planos para a construção de dois novos reatores nucleares (Reuters, 2015). ).
Em 2009, a Coreia do Sul estabeleceu um padrão de emissão de veículos leves de 140 gCO 2 / km em 2015. Em dezembro de 2014, este foi reforçado para 97 gCO 2 / km até 2020 (TransportPolicy, 2015). O governo sul-coreano também está impulsionando a adoção de veículos elétricos (EV), com a meta de ter 250.000 VEs na estrada até 2020, por meio de subsídios de até US $ 12.000 por veículo; As autoridades locais também oferecem um subsídio adicional de até US $ 10.000 por veículo (Financial Times, 2017). O governo também está investindo em um programa para melhorar a infraestrutura de cobrança. O número de vendas anuais de veículos elétricos dobrou de 2015 para 2016 para quase 6.000.
Premissas.
Emissões históricas.
As emissões históricas na Coreia do Sul foram retiradas dos inventários nacionais submetidos à UNFCCC (2015). A meta de 2030 NDC foi calculada com base no cenário de BAU de acompanhamento (República da Coreia, 2015). A meta é calculada excluindo as emissões LULUCF.
Promessa e contribuição pós-2020.
As projeções BAU para a promessa de 2020 foram retiradas da Terceira Comunicação Nacional (República da Coréia, 2012), enquanto o BAU para NDC é retirado diretamente do compromisso NDC. Não consideramos mais o compromisso de 2020 ao calcular o aumento da temperatura global associado às promessas agregadas de todos os países.
Projeções atuais de políticas.
As projeções atuais de tendência baseiam-se no cenário de BAU da 6ª edição das projeções de emissões de demanda e emissão de energia da APEC (APERC, 2016) e das projeções de emissões de E2 dos EUA até 2030 (USEPA, 2012). Presume-se que as emissões de CO 2 não relacionadas com energia permaneçam constantes ao nível de 2012. Para o extremo superior do intervalo, usamos diretamente o cenário APERC BAU. Este cenário alcança 3,7% da geração de energia renovável em 2024, crescendo para 4,7% em 2030. Para o limite inferior da faixa, ajustamos o cenário com base no Renewable Portfolio Standard (RPS), assumindo que 10% da geração de energia renovável seja alcançada até 2024 e sustentada até 2030.
Para estimar o impacto da intenção anunciada do Presidente Moon de mudar o mix de geração de eletricidade, as ações anunciadas de geração por tecnologia foram primeiramente ampliadas para cobrir os 9,6% da geração que não foi alocada a uma tecnologia de geração específica. Essas ações foram multiplicadas pela geração total no cenário BAU em 2030 (APERC, 2016). A geração por tecnologia foi multiplicada pelos fatores de emissão para cada tecnologia de geração de combustível fóssil em 2014 (IEA, 2017) (os fatores de emissão em 2030 usados ​​no cenário APERC BAU não estão disponíveis) para obter uma primeira estimativa de emissões relacionadas à eletricidade sob a geração anunciada misturar.
O nível de emissões da primeira estimativa foi então comparado com os níveis de emissão calculados resultantes dos dois cenários do setor elétrico descritos acima (APERC BAU e 10% de cenários de energia renovável). Os níveis de emissão relacionados à eletricidade nesses cenários foram reavaliados com os fatores de emissão de 2014 da IEA (2017) (estes parecem ser ligeiramente superiores aos fatores de emissão em 2030 usados ​​na APERC (2016)) para obter uma linha de base atualizada nível a partir do qual o impacto relativo do mix de geração anunciado foi comparado. Esse impacto relativo foi então convertido em uma estimativa final das emissões relacionadas à eletricidade sob o mix de geração anunciado, multiplicando esse impacto relativo pelos níveis absolutos de emissão nos cenários APERC BAU e 10% de energia renovável.
ICAP (2016). Esquema de Comércio de Emissões da Coréia.
IEA (2014). Emissões de CO2 da combustão de combustível. Agência Internacional de Energia (IEA), Paris, França.
IEA (2016). IEA Energy Data Balances (IEA), Paris, França.
IEA (2017). IEA Energy Data Balances (IEA), Paris, França.
IETA (2015). República da Coréia: um estudo de caso de comércio de emissões.
Kim, Y., Yoo, J. e Oh, W. (2015). Forças motrizes do rápido crescimento do CO2: um caso da Coréia. In: Energy Policy 82 (2015).

Mercado internacional de carbono.
Os mercados internacionais de carbono podem desempenhar um papel fundamental na redução das emissões globais de gases de efeito estufa de maneira econômica.
O número de sistemas de comércio de emissões ao redor do mundo está aumentando. Além do sistema de comércio de emissões da UE (EU ETS), sistemas nacionais ou sub-nacionais já estão operando ou estão em desenvolvimento no Canadá, China, Japão, Nova Zelândia, Coréia do Sul, Suíça e Estados Unidos.
Mercados de carbono no Acordo de Paris.
O Acordo de Paris prevê uma base robusta e ambiciosa para o uso de mercados internacionais e reforça as metas internacionais, a transparência e a responsabilidade das Partes.
Reconhecendo a importância dos mercados internacionais de carbono, artigo 6 do acordo.
permite que as Partes utilizem o comércio internacional de licenças de emissão para ajudar a atingir as metas de redução de emissões estabelece um quadro para regras contabilísticas robustas comuns, e.
cria um novo mecanismo de mercado mais ambicioso.
Cooperação bilateral.
Em 2014, um projeto de três anos foi iniciado pela Comissão Europeia em estreita cooperação com a China para apoiar o projeto e a implementação do comércio de emissões na China.
O projeto fornece assistência técnica para capacitação. Apoia os 7 sistemas-piloto regionais já criados e o estabelecimento de um sistema nacional de comércio de emissões.
Na declaração conjunta UE-China sobre as alterações climáticas, adotada na Cimeira UE-China em 29 de junho de 2015, a UE e a China acordaram em "reforçar ainda mais a cooperação bilateral existente nos mercados de carbono, desenvolvendo e expandindo a UE-China em curso". projeto de capacitação em comércio de emissões e trabalhar juntos nos próximos anos sobre as questões relacionadas ao comércio de emissões de carbono. "
Neste contexto, a Comissão e a China estão a considerar outras actividades.
O sistema de comércio de emissões da Coreia (KETS), lançado em 2015, cobre cerca de 66% do total das emissões de gases com efeito de estufa da Coreia. É o primeiro sistema obrigatório de comércio de emissões entre países não-Anexo I sob a UNFCCC.
O KETS poderia desencadear a expansão do comércio de emissões entre economias emergentes e países em desenvolvimento.
A Comissão Europeia apoia a Coreia através de um projecto de assistência técnica centrado na criação da capacidade necessária para implementar o KETS.
Cooperação multilateral.
A Comissão Européia é membro fundador da International Carbon Action Partnership (ICAP), que reúne países e regiões com sistemas obrigatórios de limite e comércio. O ICAP oferece um fórum para compartilhar experiências e conhecimentos e organiza cursos regulares de treinamento.
A Comissão apoia igualmente o desenvolvimento dos mercados nacionais de carbono através da Parceria para a Preparação dos Mercados (PMR). O PMR é uma plataforma para o intercâmbio de experiências sobre instrumentos do mercado de carbono e auxilia cerca de 17 países na preparação e implementação destes.
Vinculação com outros sistemas de limite e comércio.
Ligar sistemas de comércio de emissões compatíveis entre si permite que os participantes de um sistema usem unidades de outro sistema para fins de conformidade.
A ligação oferece vários benefícios potenciais, incluindo:
reduzir o custo de reduzir as emissões, aumentando a liquidez do mercado, tornando o preço do carbono mais estável, nivelando o cenário internacional, harmonizando os preços do carbono em todas as jurisdições e apoiando a cooperação global sobre a mudança climática.
A legislação EU ETS prevê a possibilidade de ligar o EU ETS com outros sistemas de comércio de emissões compatíveis no mundo a nível nacional ou regional.
Condições para vinculação incluem:
compatibilidade do sistema (os sistemas têm a mesma integridade ambiental básica e uma tonelada de CO 2 em um sistema é uma tonelada no outro sistema), a natureza obrigatória do sistema e a existência de um teto absoluto nas emissões.
A UE e a Suíça assinaram um acordo para vincular seus sistemas. Assim que o acordo entrar em vigor, a ligação resultaria no reconhecimento mútuo das licenças de emissão da UE e da Suíça. A Suíça manteria um sistema separado do EU ETS.
A UE e a Austrália também consideraram a possibilidade de ligar os seus sistemas. No entanto, devido à revogação do sistema australiano em 2014, as negociações de ligação não foram prosseguidas.
Elegibilidade de créditos internacionais.
08/11/2013 - Regulamento (UE) n. o 1123/2013 da Comissão relativo à determinação dos direitos creditórios internacionais 07/06/2011 - Regulamento (UE) n. o 550/2011 da Comissão que determina determinadas restrições aplicáveis ​​à utilização de créditos internacionais de projetos que envolvem gases industriais Lista positiva e negativa de créditos Lista positiva geral Lista negativa geral Nota explicativa sobre as listas de créditos Normas harmonizadas relativas aos grandes projetos de centrais hidroelétricas: 27/10/2004 - Diretiva 2004/101 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho que altera a Diretiva 2003/87 / CE no que respeita aos mecanismos de projecto do Protocolo de Quioto Orientações relativas à aplicação do artigo 11.º, alínea b), n. º 6 da Directiva 2004/101 / CE Questionário de conformidade do projecto.
Ligação com outros sistemas de comércio de emissões de gases com efeito de estufa.
Incentivar novos mecanismos de mercado.
31/08/2012 - Estudo: Opções de design para mecanismos de mercado sectorial do carbono Argumentos da UE sobre o novo mecanismo de mercado 11/04/2012 - Opiniões sobre o novo mecanismo baseado no mercado 13/08/2012 - Addendum 26/05/2010 - COM ( 2010) 265 - Comunicação: Análise das opções para ir além de 20% das reduções das emissões de gases com efeito de estufa e avaliação do risco de fuga de carbono 09/03/2010 - COM (2010) 86 - Comunicação: Política internacional do clima pós-Copenhaga.
Abra todas as perguntas.
Perguntas & amp; respostas sobre a implementação de regras relativas à elegibilidade de créditos internacionais no EU ETS (10/2014)
Quando entrou em vigor o novo Regulamento do Registo (Regulamento n. º 389/2013)?
Regulation No. 389/2013 entered into force on 4 May 2013.
What does 'legally binding' quantified emission targets from 2013 to 2020 mean in the context of Article 58(2) of the new Registry Regulation?
The term 'legally binding' refers to the entry into force of the amendment to the Kyoto Protocol under international law (i. e. once three quarters of Parties to the Kyoto Protocol have deposited instruments of ratification).
What is the impact of Article 58(2) on projects from Annex B Parties in third countries (i. e. non-EU ETS Parties)?
In accordance with Article 58(2) of the new Registry Regulation, ERUs issued after 31 December 2012 in respect of emission reductions taking place until 31 December 2012 from non-EU ETS Annex B Parties can only be held in ETS accounts in the Union Registry provided that:
The amendment to the Kyoto Protocol including a commitment for such a Party has entered into force OR The Party has deposited an instrument of ratification OR The credits are issued under track 2 OR Where track 2 issuance is not possible, the date of reduction (pre-2013) is certified by an AIE.
What other credits cannot be held in ETS accounts in the Union Registry?
Unit holdings in ETS accounts in the Union Registry are harmonised in accordance with Annex I of the Registry Regulation. It should be noted that for person holding accounts in Member States' Kyoto Protocol Registries, Member States can determine unit holdings. Person holding accounts in Member States' Kyoto Protocol Registries can be identified by their 121 account type (e. g. PT-121-1234567 for a person holding account in the Portuguese part of the Union Registry).
If a credit cannot be held in an ETS account in the Union Registry in accordance with Annex I, where can it be held in the Registry System?
These credits can be held in Member States' Kyoto Protocol Registries part of the Union Registry, in person holding accounts if allowed by the Member State.
How can the user know if a credit is eligible for exchange and holding in an ETS account, since serial numbers are not visible in the Union Registry?
The Registry application itself will flag international credits as eligible or ineligible . This status will be clearly visible in the application. On this basis, an account holder will be able to distinguish eligible credits held on a KP account from those that are either pending eligibility (because further steps are required) or ineligible (in accordance with relevant legislation).
Is there a cut-off date for the use of international credits issued for the Kyoto Protocol's first commitment period (CP1 credits) ?
Yes, in Accordance with Article 60 of the Registry Regulation, credits issued in respect of emission reductions occurring in the first commitment period of the Kyoto Protocol can be exchanged until 31 March 2015. These credits cannot be exchanged after this date, even if they are "carried-over" or banked into the second commitment period of the Kyoto Protocol. After 31 March 2015, these credits will be marked as "ineligible" in the Union Registry.
How can holders of international credits identify whether their credits need to be exchanged before 31 March 2015 in accordance with Article 60 of the Registry Regulation?
The serial number of each credit contains both the original commitment period (the commitment period for which the unit was issued) and the applicable commitment period (the period in which the unit can be retired). The original commitment period is visible in the Union Registry. After 31 March 2015, those international credits with an original commitment period of 1 (i. e. those units issued for CP1 reductions) will no longer be eligible for exchange. That is, after 31 March 2015, these credits will be marked as "ineligible" in the Union Registry.
It is important to note, that even if these credits are "carried-over" or banked between commitment periods of the Kyoto Protocol, the original commitment period will remain unchanged and these credits will continue to be ineligible for exchange in the EU ETS.
What if international credits for which ETS holdings are prohibited according to Annex I are held in ETS accounts in the Union Registry after entry into force of the Registry Regulation or after 31 March 2015 (for CP1 credits)?
International credits issued after the respective deadlines set out in Article 58 and Article 60 of the Registry Regulation have become ineligible following the entry into force of the Regulation or, for CP1 units, after 31 March 2015.
In accordance with Article 58(3), and Article 115, the so-called "cleaning" operation, the National Administrators have requested the account holders of these credits to transfer them to an appropriate Kyoto Protocol account.
A similar operation will be undertaken after 31 March 2015 to implement Article 60 of the Registry Regulation in respect of CP1 credits.
When does the exchange of international credits for allowances take place?
The exchange can take place at any point during the calendar year.
The international credit entitlement tables contain entitlements calculated for each installation and aircraft operator by Member States in accordance with the Regulation on international credit entitlements (RICE).
How will the exchange work?
The process for the exchange is described in detail in the Registry Regulation (Articles 59-61). An account representative can request an exchange of eligible international credits from an operator holding account or an aircraft operator holding account in the Union registry. The exchange request needs to be approved by a second person nominated as additional account representative or, if no additional account representative is nominated for the account, by a second account representative different than the one who initiated the request. The exchange process is automated: after the international credits are transferred to a central account, an equivalent number of allowances will be transferred automatically to the account from which the exchange was requested.
An operator can request as many exchanges of credits for allowances as needed, provided it does not exceed its international credit entitlement. Once credits are exchanged for allowances, they cannot be exchanged back into credits.
Is the status of the credit as marked in the registry (e. g. eligible or ineligible ) fixed or subject to change?
The information in the Union Registry regarding the eligibility of international credits is subject to change over time based on the best information available.
If the credit is a CER, it will be important to check the effective registration date of the project. If the host Party is not an LDC and the effective registration date is after 2012, CERs from the project will not be eligible for exchange in the EU ETS in accordance with the provisions of Article 11a(8) of the EU ETS Directive.
If the credit is a CER and the effective registration date is before 2013 , it is also important to check that it is not ineligible in phase 3 of the EU ETS in accordance with Regulation 550/2011 (e. g. it is not an HFC-23 project nor an N2O-adipic acid project).
If the credit is a track 1 ERU issued by a non-EU Party before 2013 , the information in the Union Registry is, to our knowledge, accurate with respect to the provisions in the EU ETS Directive and the Registry Regulation.
Likewise, for CERs, track 2 ERUs and ERUs issued by an EU Member State the information in the Union Registry is, to our knowledge, accurate with respect to the provisions in the EU ETS Directive and the Registry Regulation.
A credit in my account is marked as ineligible but, it should be eligible International Credit Holdings (ICH). How should I proceed?
In the first instance, check the eligibility lists published on our website.
If the credit has been incorrectly marked based on the published criteria, please contact your National Administrator.
If the ERU was issued after 31 December 2012 , the status of the credit will be updated upon successful completion of the certification referred to in Q16.
In all cases, if a change of status is warranted, the status of a credit will be changed the day after the information is updated in the Union Registry.
If my credit is marked as pending/ineligible , what is the impact?
The immediate impact is that such credits cannot be transferred to another ETS account in the Union Registry. These credits can, however, be transferred to a KP account.
After a "cleaning" operation referred to in Article 58 (3) (see Q9) has been completed, it will no longer be possible to hold credits marked as ineligible in EU ETS accounts and these credits will need to be moved accordingly.
When will the ineligible credits need to be moved out of ETS accounts in the Union Registry (in accordance with Article 58(3))?
An initial operation has already taken place and your national administrator should have already contacted account representatives. A further "cleaning" operation will take place to manage units issued in the first commitment period of the Kyoto Protocol. This operation is foreseen after the deadline for the exchange of the credits, 31 March 2015, in accordance with Article 60 of the Regulation 389/2013.
When will market participants be informed about the certification required under Article 58(2)?
Guidance on the certification which applies in accordance with Article 58(2) of the Registry Regulation is available.
Perguntas & amp; answers on use of international credits in the third trading phase of the EU ETS (January 2012)
Terminologia.
Least Developed Countries (LDCs) list: As there had been no international agreement at the end of 2010, nor had there been any EU agreements with third countries, article 11a(4-5) provides a default situation of prohibition on using new-project CERs beyond 2013, unless they are from LDCs or can be swapped for CERs from LDCs. What happens if a country loses its LDC status: if the project is at validation stage, if the project is registered, if CERs have already been issued?
The guidance on the DG CLIMA webpage explains that "A project in an LDC that is included in the UN list when the project is registered by the CDM Executive Board may continue to generate credits up to 2020, whatever happens to the list.
Crediting period renewal: Does the registration date pertaining to 'projects that were registered before 2013' referred to in Article 11a(2-4) correspond to the start date of the first crediting period of the project, or to the start date of any subsequent crediting period?
The start date refers to the start date of the first crediting period. Hence credits from projects that were registered prior to 2013 and that have their crediting period renewed after 2012 will continue to be usable (in the absence of use restrictions).
Date of registration: What will be the applicable cut-off date for the registration of CDM projects for being able to produce EU-ETS-eligible CERs post 2012.
Subject to no other quality restrictions, credits from projects registered before 2013 will be eligible for use in the EU ETS. The date of registration shall be the registration date determined by the EB, including the effective date of registration in accordance with Decision 3/CMP.6 i. e. "the date on which a complete request for registration has been submitted by the designated operational entity where the project activity has been registered automatically".
Implementation of provisions.
Swapping process: As from 2013, recognised international credits must be exchanged into (phase 3) allowances before surrendering them for compliance.
a) What are the modalities for this swapping process? Who will do it, when will it start?
The exchange of credits will start from 1 January 2013 onwards or as soon as a forthcoming revision of the Registry Regulation has been adopted, whatever is latest. The modalities will be developed in this revision. Only "operators" as defined in the ETS Directive can exchange CERs/ERUs for allowances.
b) Will this be an instant process or would there be a delay in receiving an allowance in return for a CER on the same user account?
Details in this regard will be determined in a forthcoming amendment of the registry regulation.
c) Can a request for a swap be refused on grounds other than the credit not being a compliance credit and if yes under which circumstances?
Details in this regard will be determined in a forthcoming amendment of the Registry Regulation. Given that the exchange route is only for operators, an exchange will be declined if an operator has exhausted the limit of its entitlements for exchanging credits, as reflected in articles 11.a(2-4) and (8) of the ETS Directive.
d) Can swapping be done at any time during the year, or do operators have to wait until the surrender deadline?
Details in this regard will be determined in a forthcoming amendment of the Registry Regulation. The Commission envisages for the exchange to take place throughout the calendar year and not limited to the annual compliance date. The competent authority will make the exchange on request from operators.
Quantitative limits: Article 11a(8) provides for options whereby operators would be able to use additional volumes of credits beyond the quantity they were allowed to use between 2008 and 2012. What are the steps and timeline of the comitology process to 'specify the exact percentages' of additional allowed credit volumes?
The ETS Directive does not specify the time by which these volumes should be determined. The Commission foresees that the necessary rules should be in place before credits are used in respect of phase 3.
UNFCCC carry-over rules: The Marrakesh rules (Decision 13/CMP.1) state that Parties are allowed to carry over CERs and ERUs 2.5% of their initial Kyoto AAUs to the potential subsequent commitment period. This amount will be confirmed after the true up period in 2015.
a) Can a compliance company, or a non-compliance actor carry over international credits "as credits" to the post-2012 period? In other words, will it be possible to bank CERs/ERUs?
For phase 3, credits can only be used for compliance in the EU ETS if exchanged for phase 3 allowances. This exchange of international credits with a first commitment period identifier into allowances will only be allowed until March 2015, which is before the end of the Kyoto Protocol's true-up period. On the difficulties of banking under the Kyoto protocol of selective CDM CP1 into the future, see chapter 6.2.4. 'Transition and predictability' of the 2008 impact assessment accompanying the revision of the EU ETS.
b) Are all EU ETS account holders able to carry over credits within limits?
Under the EU ETS, all compliance buyers (i. e. not all account holders) can exchange unused credits within the limits provided in article 11a and this exchange is guaranteed until the end of March 2015.
Future policy development.
Bilateral agreements:
a) Given the continuing absence of an international agreement, what action has the Commission taken to negotiate bilateral agreements with major host countries?
The Commission envisages the primary focus of potential bilateral agreements to be on creating demand for credits from new market mechanisms and to pilot the establishment of such new market mechanisms. The Commission contributes and actively participates in the World Bank's Programme for Market Readiness to promote such initiatives.
b) Bilateral agreements: How can interested stakeholders contribute to the set-up and implementation of bilateral agreements?
Stakeholders are encouraged to reach out to developing countries to support and explain the EU's position on the future of the carbon market, share lessons learned from emissions trading, Joint Implementation, Activities Implemented Jointly, and the CDM and explore areas for testing new market mechanisms.
c) Bilateral agreements: Will bilateral agreements be broad in nature (e. g. for all sectors in the host country) or targeted to specific sectors?
EU legislation is very open with regard to the scope of bilateral agreements that might be reached.
Process for qualitative restrictions: From 1 January 2013, measures may be applied to restrict 'the use of specific credits from project types' according to article 11a(9).
a) What is the definition of 'type'? What is the definition of 'specific credits'?
Under 'type' the Commission understands credits that were generated using one or several methodologies approved by the UNFCCC CDM Executive Board and JI Supervisory Committee. 'Specific credits' could refer to all credits under a project type or credits from a project type generated in a set of countries.
b) Have any such qualitative restrictions been adopted so far?
From the start of the EU ETS in 2005 full use restrictions have already been applied in the EU ETS to CERs from projects at nuclear facilities and from projects in agriculture and forestry (so-called LULUCF). As of 1 January 2013 CERs and ERUs from projects involving the destruction of trifluoromethane (HFC-23) and nitrous oxide (N2O) emissions from adipic acid production will be prohibited in the EU ETS. An exception is made until 30 April 2013 for destruction from existing projects that is credited before 1 January 2013, for compliance with 2012 commitments.
c) Are there further proposals under consideration to apply qualitative restrictions to any specific project type?
The revised ETS Directive provides for use restrictions to be introduced as part of the implementing provisions for credits which are otherwise usable during phase 3 of the EU ETS, running from 2013 to 2020. While the legislation allows putting in place further use restrictions adding to those adopted in early 2011, the European Commission is currently not considering any additional use restrictions.
d) How will qualitative restrictions be tracked and controlled?
Qualitative restrictions will be tracked and controlled through the introduction of automatic checks in the Union registry, based on the information regarding the project ID and the commitment period identifier of relevant international credits.
e) Is a positive list of unrestricted credits possible?
EU legislation does not foresee such a list.
f) Type of qualitative restrictions: What type of restrictions could be invoked according to article 11a(9)?
The Directive does not limit the types of restrictions that can be introduced. These will depend on project-type, economic, environmental, strategic and administrative circumstances.
Programme of Activities (PoAs): According to Article 11a(2) credits from projects registered pre-2013 are eligible for compliance in the EU ETS.
a) Does this imply that CDM Project Activities (CPAs) included after 2012 to PoAs registered pre-2013 are also eligible?
Article 11.a(3) of the EU ETS Directive states that "…competent authorities shall allow operators to exchange CERs and ERUs from projects that were registered before 2013 issued in respect of emission reductions from 2013 onwards for allowances valid from 2013 onwards". This wording would indicate that the moment of registration of a project is to be taken as a cut-off date for determining whether future CERs would be eligible for use in the EU ETS. A PoA is only registered once and CPAs are added to a PoA without a separate registration. It is therefore the Commission's interpretation that CERs from CPAs added after 2012 to a PoA registered prior to 2013 can be used for compliance in the EU ETS.
The Commission is, however, also aware that this interpretation of article 11.a(3) may increase the supply of CERs from non-LDCs. This contradicts the spirit of the Directive to allow only CERs from projects registered after 2012, if they come from LDCs. The Commission will therefore continue to monitor the evolution of PoAs, including their impact on the development of new sectoral mechanisms. The Commission notes that the Directive allows the Commission to propose appropriate regulatory measures under article 11.a(9) of the EU ETS, if the situation would require this.
b) Would restrictions (if adopted according to article 11a(9)) be applicable to PoAs?
Any use restrictions for specific credits from project-types agreed under article 11.a(9) would also be applicable to PoAs.
c) Will CERs from CPAs in LDCs be EU ETS eligible, if the PoA (no matter date of registration) also includes non-LDCs (so called cross country PoAs)?
This will depend on the possibility to clearly distinguish the country of origin of each CER, and whether such a filter can easily be introduced in the CITL. If this is the case, the Commission sees no objections to this.
JI projects registered before 2012: Article 11a(3) allows exchange of credits from projects registered before 2013 issued in respect of emission reductions from 2013 onwards. This applies both to CERs and ERUs. However, in the case of ERUs, issuance and transfer by the Host Party is subject to prior conversion of AAUs. This means that the absence of a second commitment period under the Kyoto Protocol would imply no continuation of JI projects after 2012. Has it been considered how to implement Article 11a(3) with regard to ERUs, in the absence of a second commitment period under the Kyoto Protocol: Continuation of JI project baselines beyond 2012 via a bilateral agreement – would this be a bilateral agreement signed between the EU as a block and various host countries to allow continuation of projects within that country?
a) Continuation of JI project baselines beyond 2012 via a bilateral agreement – would this be a bilateral agreement signed between the EU as a block and various host countries to allow continuation of projects within that country?
As explained in relation to question 6, bilateral agreements are envisaged to focus on the promotion of sectoral market mechanisms.
b) In the event that projects fall outside the EU ETS: Can such projects use commitment period 1 (CP1) AAUs to back ERUs generated January 2013 – March 2015?
The Commission considers that this is not in line with the Kyoto Protocol, according to which AAUs have been created in respect of emissions from 2008 to 2012 (CP1). In line with the principle of the Kyoto Protocol, the continuation of JI after 2012 is subject to new quantified emission targets being in place (CP2). This is also referred to in the recitals of the EU legislation (recital 28 of Directive 2009/29/EC). Using CP1 AAUs for backing ERUs generated between January 2013 and March 2015 is opposed to this, as it would allow the conversion of CP1 AAUs (not usable in the EU ETS) into a CP1 ERUs on behalf of post 2013 reductions (usable in the EU ETS). This would mix up the accounting system under which these units are created. Also, the UNFCCC Secretariat's advice on CDM accounting goes in the opposite direction, thereby creating an inconsistency that should not be supported. The CDM Executive Board have advised that "CERs may be used by Annex I Parties in complying with their emission targets for the first commitment period, as long as they have been issued for emission reductions or removals taking place up to the end of 2012". If nothing else, the continuation of crediting CDM projects is less of an issue as these projects do not impact on the inventories of Annex I Parties.
Sectoral crediting / trading: The EU intends to develop new mechanisms to scale up the use of carbon markets for climate finance and to provide better incentives for own mitigation action in developing countries.
a) Has the Commission assessed the actual possibility of sectoral mechanisms to meet demand for international credits in the EU ETS in the near future?
Under existing commitments there is currently no shortage of supply to accommodate the maximum possible EU demand for international credits. In fact, one of the main challenges for the introduction of sectoral mechanisms is to ensure sufficient demand for such credits. The speed by which new mechanisms can be implemented will also depend on other factors, including progress made in the international negotiation on their establishment, the geographical and sectoral scope of the first application, and the level of interest from developing countries.
b) How does the Commission intend to address possible disruptions in the market (due to the combined effect of possible CDM restrictions and new crediting mechanisms)?
The Commission does not share the view that the market would be disrupted by a (temporary) shortage of supply of international credits. The flexible nature of the EU ETS design would simply result in the allowance price incentivising more reductions in installations covered by the EU ETS and a reduced reliance on international credits for compliance purposes.
c) Does the Commission have plans to consult with stakeholders on the practical implementation of sectoral crediting?
No specific stakeholder consultation is planned on this issue, as the Commission regularly interacts with interested stakeholders and always welcomes ideas and input from stakeholders on practical implementation of sectoral crediting.
d) How could the private sector get involved with sectoral crediting?
Implementation of sectoral crediting will require a considerably more important role of the host country governments. They offer host governments to implement sectoral policies that achieve structural transformations of targeted sectors. The role of the private sector, in particular current project developers and consultants, is likely to change significantly. Instead of directly receiving credits from an international body as it is the case with CDM, project developers will need to interact with national governments. This provides for a more proactive role of national governments to introduce appropriate regulatory frameworks for blending of public and private sources of finance. The incentives for the private sector to invest in GHG emissions reductions will depend on the chosen policy mix, and will be country-specific. The proactive interaction between developing country host governments and the private sector on how to best put an incentive structure in place to attract private capital should be encouraged.
e) Could the emerging international REDD+ mechanism qualify as a sectoral mechanism?
No, for reasons of liability, non-permanence and capacity to monitor emissions with sufficient level of accuracy credits from a possible REDD+ mechanism will not be considered for compliance use in the EU ETS before the end of phase 3.
Stepping up the EU reduction target: The CDM pipeline would imply that CERs from projects registered pre-2013 could be sufficient to cover the demand from the current CER/ERU import limits in phases two and three.
a) Could potential rules on credit eligibility (except where bilateral agreements) be relaxed in a move beyond the current 20% reduction target?
The impact assessment accompanying the introduction of use restrictions on industrial gas credits in the EU ETS has identified significant economic and environmental shortcomings of such credits. These would not disappear with more stringent EU targets. Therefore there are no reasons to reconsider the ban on such credits. But more generally, under a stricter cap strategic decisions will have to be made whether to allow for more credits, and if so which types of credits this would be (new market mechanisms, CDM, etc.).
b) In case of a 30% reduction target with increased access to credits, what would be the share of use of these credits between ETS and non ETS sectors.
This would have to be determined through an appropriate impact assessment, if and when such an increased target is politically decided.
Is the adoption of a 2nd commitment period under the Kyoto Protocol an " international agreement on climate change" in the sense of Art. 11a(7) of the EU ETS Directive and Art. 5(3) of the Effort Sharing Decision?
The ETS Directive (Directive 2009/29) and the Effort Sharing Decision (Decision 406/2009) make clear that the term "international agreement on climate change" refers to the "future" agreement that was expected to be reached at COP15 in Copenhagen and that would apply for the period "beyond 2012". This, however, did not happen in Copenhagen.
Negotiations have continued ever since, resulting in the decision in Durban in December 2011 to "launch a process to develop a protocol, another legal instrument or an agreed outcome with legal force under the Convention applicable to all Parties", to be adopted by 2015 and to come into effect and be implemented from 2020.
The adoption of a second commitment period of the Kyoto Protocol without a legally binding agreement for the period beyond 2012 under which other developed countries commit themselves to comparable emission reductions and economically more advanced developing countries commit themselves to contributing adequately according to their responsibilities and capabilities is therefore not an international agreement as referred to in Article 11a(7) of the EU ETS Directive and Article 5(3)of the Effort Sharing Decision.
Would reaching an international agreement pursuant to Article 11a(7) of the EU ETS Directive and Article 5(3) of the Effort Sharing Decision (ESD) reopen the EU ETS and ESD to CDM credits from projects registered post-2012 other than in Least Developed Countries (LDCs)? What would an agreement mean for eligibility of credits from LDCs?
Articles 11a(7) of the EU ETS Directive and Article 5(3) of the ESD limit the acceptance of CDM credits to those from countries that have ratified the new "international agreement on climate change". They do not "broaden" access in any way.
Thus, once an international agreement pursuant to Article 11a(7) of the EU ETS Directive and Article 5(3) of the ESD is reached, the limitation to CDM credits from new projects from the LDCs for the period starting in 2013 continues to apply. Any broadening of the eligibility criteria to allow new credits from other countries, with the exception of credits used under Article 11a(5), would require an amendment of the ETS Directive. Credits from projects in LDCs and other countries started before 2013 will only be accepted if they originate from countries that have ratified the agreement.
How many international credits will be allowed in the EU ETS after 2020?
The magnitude and nature of international credits for which a demand may be created in the EU ETS from 2021 onwards is yet to be defined. The European Parliament and Council would, on the basis of a proposal from the Commission, decide how much demand the EU should create for international credits and of what types at a later stage and in the light of various factors, including the level of ambition of countries in the post-2020 climate regime.
Perguntas & amp; answers on use restrictions for certain industrial gas credits as of 2013 (November 2010)
What types of credits are restricted, what kind of restriction will apply and when will the use restrictions enter into force?
The use of international credits from the Clean Development Mechanism (CDM) and Joint Implementation (JI) from projects involving the destruction of trifluoromethane (HFC-23) and nitrous oxide (N2O) from adipic acid production in the EU Emission Trading System (EU ETS) will be prohibited as of 1 January 2013. An exception is made until 30 April 2013 for projects taking place before 1 January 2013, complying with 2012 commitments.
Are these the first use restrictions applied in the EU ETS?
No. Full use restrictions have already been applied in the EU ETS to credits generated from projects at nuclear facilities and from credits generated from agriculture and forestry (so-called LULUCF) activities.
Why were use restrictions focused on industrial gas credits?
There are a number of reasons for adopting use restrictions on some industrial gas projects. The acceptance of credits from industrial gas projects has been controversial for some time. Certain gases have a very high global warming potential and abatement is very cheap. This can create huge financial rewards for project developers. The main concerns about these projects are:
a) Additionality – is production and subsequent destruction of the gas higher than what would have happened without a CDM project?
HFC-23 is produced as a by-product during production of another greenhouse gas, HCFC-22, principally in air conditioners and refrigerators. HFC-22 is a powerful ozone depleting substance, which is covered by the Montreal Protocol. Crediting the abatement of HFC-23 can create a perverse incentive to produce more HCFC-22 than would have happened without the CDM, and consequently produce credits that are not additional.
Also, the EU considers that cheap emission reductions in developing countries, such as those from certain industrial gas projects, should not be realised through the carbon market, but instead should be the responsibility of developing countries as part of their own efforts. Alternatively, these reductions could still be in part or fully funded by developed countries based on the actual costs for their abatement.
b) Obstacles to development of sectoral crediting mechanisms.
Due to the big quantity of cheap credits available from HFC-23 and N2O from adipic acid production, there is insufficient demand for credits from sectoral mechanisms. The EU favours these mechanisms above HFC-23 and N2O projects, because they stimulate domestic climate policy action in developing countries across broad segments of the economy, generate higher volume of credits at lower transaction costs, facilitate a move to multi-sectoral cap-and-trade system, and scale up additional international carbon finance flows to Developing countries.
c) Obstacles to phase out of gases under the Montreal Protocol.
The current incentive structures for HFC-23 undermine attempts under the Montreal Protocol to accelerate the phase-out of HCFC-22 for non-feedstock use, and to consider financing the destruction of HFC-23 on an via contributions to the Multilateral Fund.
d) Imbalance in the geographical distribution of projects.
The dominance of industrial gas projects distorts the geographical distribution of projects under the Kyoto Protocol's flexible mechanisms in favour of some advanced developing economies. The EU has called for a better geographical distribution of projects in the CDM, in particular for Least Developed Countries (LDCs). Use restrictions can encourage investment in projects in LDCs.
How could stakeholders contribute?
During the preparations of the Commission proposal and accompanying impact assessment, stakeholders were invited to submit their views on the design of use restrictions for industrial gas credits. Many stakeholders responded and provided valuable written input.
How can use restrictions improve value for money?
Revenues from the sale of HFC-23 credits in the EU ETS represent up to 78 times the initial capital investment and operational costs of these projects. In other words, the rates of return of these projects are excessive. These projects are not reducing global emissions in an efficient manner. The EU considers that cheap emission reductions, such as those from industrial gas projects, should not be done through the carbon market, but instead should be the responsibility of developing countries as part of their appropriate own action to keep global warming below 2 degrees Celsius.
Which countries are the main suppliers of industrial gas credits?
80% of HFC-23 credits and 60% of N2O credits under the CDM come from China. The remainder of these projects are mostly generated in India and some advanced developing countries (some of them OECD-members). Use restrictions are therefore fully in line with an increasing focus of the CDM on LDCs. The EU considers that OECD countries, such as South Korea and Mexico, should contribute to mitigation through measures such as sectoral market mechanisms or emissions trading, rather than through CDM projects.
Are the use restrictions "retroactive"?
No. The EU ETS Directive (2009/29/EC) allows for restricting the use in the EU ETS of credits from certain project types. This by no means affects the issuance of units, which is managed by the CDM Executive Board. The Directive foresees a notice period of 6 months to 3 years for the application of restrictions from the time they are formally adopted in order to allow sufficient time for market participants to adapt.
What will be the market impacts of these use restrictions?
The EU considers there will be enough credits available from the 3300 other projects (non HFC-23, non-adipic acid N2O) registered so far to supply the EU ETS up to the limit allowed over the next 10 years, even without any new credits from sectoral crediting. Therefore allowance prices should be relatively unaffected.
The market was given early notice of the use restrictions, so as to enhance investment in alternative projects that can deliver credits for the EU ETS from 2013 to 2020. The impact assessment shows that even if developed and developing countries fully implement their pledges under the Copenhagen Accord; there would still be sufficient reduction potential in developing countries in areas other than industrial gases at prices below the current European carbon price. This is confirmed by e. g., a recent study by Bloomberg New Energy Finance [1] .
Are HFC-23 projects not crucial to create sufficient liquidity in the carbon market?
Overall liquidity is guaranteed by the fungibility between CERs/ERUs and EU allowances. The economic recession has produced a situation where many EU companies accumulate and hold sizeable surpluses of allowances. In the light of this, there will be sufficient liquidity in the market for the coming years.
Will the restrictions lead to a fragmentation of the international carbon market?
No, because the EU makes up the vast majority of the international carbon market. In addition, other (developed) countries are likely to follow the EU's lead in not accepting industrial gas credits,.
Is this not a matter for the UNFCCC?
As the largest purchaser of JI and CDM credits in the world, and to safeguard the integrity of its Emissions Trading System, the EU takes the lead in the UNFCCC process in trying to reform the CDM in order to improve its environmental integrity, effectiveness, efficiency, regional distribution and contribution to sustainable development. The EU will continue to work in the UNFCCC process towards this end. Nonetheless, it is for the EU to ensure the integrity of the EU Emission Trading System and to decide which international credits it allows for compliance, in accordance with the EU ETS Directive (2009/29/EC).
The restrictions proposed would not replace the function of the CDM Executive Board or the Joint Implementation Supervisory Committee. The restrictions apply only to the use of these units for compliance purposes in the EU ETS.
Isn't the CDM Executive Board also investigating HFC-23 credits?
The Board is assessing allegations of non-additionality of HFC-23 credits. We strongly support action of the CDM Executive Board to eliminate these allegations, but this is not the only reason for restrictions in the EU ETS. There are other concerns related to the environmental merits, cost-effectiveness and competitive distortions of these projects. The EU must also reconcile the domestic use of CDM credits and its demands internationally to move away from the CDM towards sectoral mechanisms. Finally, the same concerns apply to JI projects of these categories.
Will the European Commission propose to apply further use restrictions beyond industrial gases for phase 3?
The ban on credits from these industrial gases is one of the implementing provisions of the revised ETS Directive for the third phase of the EU ETS, from 2013 to 2020. There may be further use restrictions in the future. However, the European Commission is currently not considering any specific use restrictions beyond industrial gases.
What is the "major overhaul" of the CDM that the EU is envisaging?
The European Union advocates creating a new generation of sectoral market mechanisms in more advanced developing countries, as a first step towards cap-and-trade systems. In addition, the environmental integrity of the CDM should be improved and the system should focus on Least Developed Countries. The CDM is a pure offsetting mechanism, where a tonne of greenhouse gas emissions reduced in a developing country creates a right to emit a tonne of greenhouse gases in a developed country. The EU believes that such a system cannot deliver the emission reductions needed to keep global warming below 2°C. To achieve this goal, commitments by industrialised countries should be complemented by appropriate mitigation actions by developing countries, in particular the most advanced developing countries.
Do these restrictions bind also Member States when they buy international credits for compliance with non-ETS emissions?
No. Use restrictions applied in accordance with the revised EU ETS Directive are only applicable to companies covered by the EU ETS. However, if Member States intend to use credits which are restricted in the EU ETS, for compliance with their 2013-2020 targets outside the EU ETS, they will have to motivate this to the European Commission. Several Member States have already decided not to use such credits for non-ETS compliance.

Research on the Energy and Economic Impacts of Multi-region Linked Emissions Trading System ☆
Emissions Trading Systems (ETSs) as cost-effective methods to facilitate emission abatement are raising more concerns. This paper implements different scenario analysis and simulates the establishing of a conceivable global emission trading system with China, USA, Europe, Australia, Japan and South Korea included using the computable general equilibrium model——CGEM. To investigate the interaction between China and global emission trading system, we analyse the impact on industrial structure, energy structure and international trade of China and clarify the role of China in context of global emission trading system.
Peer-review under responsibility of Applied Energy Innovation Institute.