Sistemas de comércio de emissões ao redor do mundo

Sistemas de comércio de emissões ao redor do mundo
O relatório de 2015 da Parceria Internacional para Ação de Carbono destaca o sucesso do comércio de emissões.
Aqui estão os pontos de entrega:
Negociação de Emissões Vê Desenvolvimento Rápido em Todo o Mundo.
Este ano não é apenas um ano crítico para a ação das mudanças climáticas globais, com a Conferência da UNFCCC em Paris em dezembro, mas também representa um marco significativo para o comércio de emissões. A partir de 2015, há agora 17 ETS distintos em vigor em quatro continentes. Jurisdições com o comércio de emissões agora representam 40% do PIB global.
Ásia: o novo ponto quente para o comércio de emissões.
Com nove novos ETS lançados nos últimos três anos, a Ásia está se estabelecendo como o novo centro de comércio de emissões. Não só a República da Coréia lançou seu ETS nacional em janeiro, mas a China também está tomando medidas ousadas no desenvolvimento de seu mercado nacional de carbono, previsto para 2016. Seguindo os passos do Acordo Conjunto EUA-China sobre Mudança Climática, novo ímpeto para as negociações da UNFCCC sobre um acordo global sobre mudanças climáticas.
Os sistemas estão amadurecendo e conectando.
Os sistemas atuais estão amadurecendo e se expandindo, desempenhando um papel cada vez maior na luta contra a mudança climática. Califórnia e Québec ligaram seus mercados de carbono em 2014, e com a inclusão do setor de transportes em janeiro, seu sistema interligado tornou-se o terceiro maior do mundo. O EU ETS também iniciou um processo de reforma estrutural para estabilizar seu mercado de carbono e proporcionar reduções ambiciosas de emissões.
Uma ferramenta flexível para os decisores políticos.
A partir de 2015, existem sistemas operando em jurisdições que variam amplamente em seu escopo geográfico, perfil econômico e mix de energia. De fato, quando se trata de ETS, não existe uma abordagem única para todos os casos. “Este relatório mostra a grande diversidade de contextos econômicos e políticos nos quais o ETS tem sido aplicado”, afirma o presidente do ICAP, Jean-Yves Benoit, chefe dos mercados de carbono do Ministério do Meio Ambiente do Québec, e Marc Allessie, chefe das Emissões Holandesas. Autoridade, “e a flexibilidade é certamente uma das razões pelas quais o comércio de emissões é uma ferramenta tão atraente para os formuladores de políticas”.
Ação climática ambiciosa em múltiplos níveis.
O comércio de emissões está proliferando em todo o mundo, com ações que ocorrem em muitos níveis diferentes, independentemente das negociações internacionais sobre o clima. O maior sistema, o EU ETS, abrange 31 países e mais de 500 milhões de pessoas. Os Estados também estão cooperando na ação das mudanças climáticas por meio de sistemas como a Iniciativa Regional de Gases do Efeito Estufa, composta por nove estados do Nordeste e Meio-Atlântico. Mais amplamente, o debate sobre a precificação do carbono também foi revigorado nos Estados Unidos. Com os estados considerando como irão reduzir as emissões de acordo com o proposto Plano Federal de Energia Limpa, o RGGI e o sistema californiano são modelos atrativos. Ao mesmo tempo, o programa cap-and-trade de Tóquio é pioneiro no instrumento em nível de cidade desde 2010. O comércio de emissões permite que estados menores tomem medidas e estejam na vanguarda da política climática, criando uma dinâmica para um acordo climático global significativo. de baixo para cima.
Não custa ao mundo salvar o planeta.
Ao colocar um preço no carbono, o ETS incentiva as empresas a reduzir as emissões onde é mais barato fazê-lo. Além disso, como os sistemas na América do Norte e na Europa exibem, as receitas geradas por esses sistemas podem ser reinvestidas para garantir que as emissões sejam reduzidas de maneira ambiciosa e eqüitativa.
O crescimento e diversificação dos mercados de carbono é uma história de sucesso, possibilitada pela dedicação dos decisores políticos num processo contínuo de diálogo e consulta, para o qual fóruns como o ICAP dão um contributo importante.
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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, transparência e 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, adoptada na Cimeira UE-China em 29 de Junho de 2015, a UE e a China acordaram em "reforçar 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 as mudanças climáticas.
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 para as 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 - Adenda 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 e 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)?
O Regulamento n. º 389/2013 entrou em vigor em 4 de maio de 2013.
O que significam metas de emissões quantificadas "juridicamente vinculativas" de 2013 a 2020 no contexto do artigo 58.º, n. º 2, do novo Regulamento de Registo?
O termo "legalmente vinculante" refere-se à entrada em vigor da emenda ao Protocolo de Quioto sob o direito internacional (ou seja, uma vez que três quartos das Partes do Protocolo de Quioto tenham depositado instrumentos de ratificação).
Qual é o impacto do Artigo 58 (2) sobre os projetos das Partes do Anexo B em países terceiros (ou seja, Partes do RCLE não pertencentes à UE)?
Em conformidade com o artigo 58.º, n. º 2, do novo Regulamento do Registo, as URE emitidas após 31 de dezembro de 2012 relativamente às reduções de emissões ocorridas até 31 de dezembro de 2012 a partir do Anexo B do Anexo UE não podem ser detidas em contas do ETS no Registo da União. providenciou que:
A emenda ao Protocolo de Quioto, incluindo um compromisso para tal Parte entrou em vigor OU A Parte depositou um instrumento de ratificação OU Os créditos são emitidos sob a pista 2 OU Onde a emissão da via 2 não é possível, a data de redução (pré - 2013) é certificada por um AIE.
Quais outros créditos não podem ser mantidos em contas do ETS no Registro da União?
As participações de unidades nas contas do RCLE no Registo da União são harmonizadas em conformidade com o Anexo I do Regulamento do Registo. Deve notar-se que, para as contas de depósito de pessoas nos registos dos protocolos de Quioto dos Estados-Membros, os Estados-Membros podem determinar as unidades de participação. As contas de detenção de pessoas nos Registos do Protocolo de Quioto dos Estados-Membros podem ser identificadas pelo seu tipo de conta 121 (por exemplo, PT-121-1234567 para uma conta de depósito pessoal na parte portuguesa do Registo da União).
Se um crédito não pode ser mantido numa conta do ETS no Registo da União, em conformidade com o Anexo I, onde pode ser mantido no Registo?
Estes créditos podem ser detidos nos Registos dos Protocolos de Quioto dos Estados-Membros que fazem parte do Registo da União, depositando pessoalmente contas, se permitido pelo Estado-Membro.
Como o usuário pode saber se um crédito é elegível para troca e retenção em uma conta ETS, uma vez que os números de série não são visíveis no Registro da União?
O próprio aplicativo do Registro sinalizará créditos internacionais como elegíveis ou inelegíveis. Este status será claramente visível no aplicativo. Nesta base, um titular de conta poderá distinguir os créditos elegíveis detidos numa conta KP daqueles que estão pendentes de elegibilidade (porque são necessárias outras medidas) ou inelegíveis (de acordo com a legislação relevante).
Existe uma data limite para o uso de créditos internacionais emitidos para o primeiro período de compromisso do Protocolo de Quioto (créditos CP1)?
Sim, em conformidade com o artigo 60 do Regulamento do Registo, os créditos emitidos em relação às reduções de emissões ocorridas no primeiro período de compromisso do Protocolo de Quioto podem ser trocados até 31 de março de 2015. Estes créditos não podem ser trocados após essa data, mesmo que sejam "transferido" ou depositado no segundo período de compromisso do Protocolo de Quioto. Após 31 de março de 2015, esses créditos serão marcados como "inelegíveis" no Registro da União.
Como podem os titulares de créditos internacionais identificar se os seus créditos devem ser trocados antes de 31 de março de 2015, em conformidade com o artigo 60.º do Regulamento de Registo?
O número de série de cada crédito contém tanto o período de compromisso original (o período de compromisso para o qual a unidade foi emitida) quanto o período de compromisso aplicável (o período no qual a unidade pode ser retirada). O período de compromisso original é visível no Registro da União. Após 31 de março de 2015, os créditos internacionais com um período de compromisso original de 1 (ou seja, as unidades emitidas para reduções CP1) deixarão de ser elegíveis para troca. Ou seja, após 31 de março de 2015, esses créditos serão marcados como "inelegíveis" no Registro da União.
É importante notar que, mesmo se esses créditos forem "transferidos" ou mantidos entre os períodos de compromisso do Protocolo de Quioto, o período de compromisso original permanecerá inalterado e esses créditos continuarão a ser inelegíveis para o intercâmbio no RCLE-UE.
E se os créditos internacionais cuja posse é proibida de acordo com o Anexo I forem considerados em contas do ETS no Registo da União após a entrada em vigor do Regulamento do Registo ou após 31 de março de 2015 (para créditos CP1)?
Os créditos internacionais emitidos após os respetivos prazos previstos no artigo 58.º e no artigo 60.º do Regulamento de registo tornaram-se inelegíveis após a entrada em vigor do regulamento ou, para as unidades CP1, após 31 de março de 2015.
De acordo com o Artigo 58 (3), e o Artigo 115, a chamada "operação de limpeza", os Administradores Nacionais solicitaram aos titulares de contas destes créditos que os transferissem para uma conta apropriada do Protocolo de Quioto.
Uma operação semelhante será realizada após 31 de março de 2015 para implementar o artigo 60 do Regulamento do Registo relativamente a créditos CP1.
Quando ocorre a troca de créditos internacionais por subsídios?
A troca pode ocorrer a qualquer momento durante o ano civil.
Os quadros internacionais de direitos creditórios contêm direitos calculados para cada instalação e operadores de aeronaves pelos Estados-Membros, em conformidade com o regulamento relativo aos direitos de crédito internacionais (RICE).
Como a troca funcionará?
O processo para o intercâmbio é descrito em detalhe no Regulamento do Registo (artigos 59º a 61º). Um representante da conta pode solicitar uma troca de créditos internacionais elegíveis de uma conta de depósito de operador ou de uma conta de depósito de operador de aeronave no registo da União. A solicitação de troca precisa ser aprovada por uma segunda pessoa nomeada como representante de conta adicional ou, se nenhum representante de conta adicional for nomeado para a conta, por um segundo representante de conta diferente daquele que iniciou a solicitação. O processo de troca é automatizado: após os créditos internacionais serem transferidos para uma conta central, um número equivalente de licenças será transferido automaticamente para a conta da qual a troca foi solicitada.
Um operador pode solicitar tantas trocas de créditos para licenças, conforme necessário, desde que não exceda seus direitos creditórios internacionais. Uma vez que os créditos são trocados por permissões, eles não podem ser trocados de volta em créditos.
O status do crédito, conforme marcado no registro (por exemplo, elegível ou inelegível) está fixo ou está sujeito a alterações?
As informações no Registro da União sobre a elegibilidade de créditos internacionais estão sujeitas a alterações ao longo do tempo com base nas melhores informações disponíveis.
Se o crédito for um CER, será importante verificar a data efetiva do registro do projeto. Se a Parte anfitriã não for um PMD e a data efetiva de registro for posterior a 2012, as RCEs do projeto não serão elegíveis para troca no RCLE-UE, de acordo com as disposições do Artigo 11a (8) da Diretiva RCLE-UE.
Se o crédito for um CER e a data efetiva do registro for anterior a 2013, também é importante verificar se ele não é inelegível na fase 3 do EU ETS, de acordo com o Regulamento 550/2011 (por exemplo, não é um projeto do HFC-23). nem um projeto de ácido N2O-adípico).
Se o crédito for uma ERU da faixa 1 emitida por uma Parte não pertencente à UE antes de 2013, as informações no Registro da União são, a nosso conhecimento, precisas com relação às disposições da Diretiva EU ETS e do Regulamento do Registro.
Da mesma forma, para as RCEs, rastrear 2 UREs e UREs emitidas por um Estado-Membro da UE, as informações no Registro da União são, a nosso conhecimento, precisas com relação às disposições da Diretiva RCLE-UE e ao Regulamento do Registro.
Um crédito em minha conta é marcado como inelegível, mas deve ser uma participação de crédito internacional (ICH). Como devo proceder?
No primeiro caso, verifique as listas de elegibilidade publicadas em nosso site.
Se o crédito tiver sido marcado incorretamente com base nos critérios publicados, entre em contato com o administrador nacional.
Se a ERU foi emitida após 31 de dezembro de 2012, o status do crédito será atualizado após a conclusão bem sucedida da certificação referida no Q16.
Em todos os casos, se uma mudança de status for garantida, o status de um crédito será alterado no dia seguinte à atualização das informações no Registro da União.
Se meu crédito estiver marcado como pendente / inelegível, qual será o impacto?
O impacto imediato é que tais créditos não podem ser transferidos para outra conta do ETS no Registro da União. Esses créditos podem, no entanto, ser transferidos para uma conta do KP.
Depois de concluída a operação de "limpeza" referida no artigo 58.º, n. º 3 (ver Q9), deixará de ser possível deter créditos marcados como inelegíveis nas contas do RCLE-UE e estes créditos terão de ser movimentados em conformidade.
Quando serão os créditos inelegíveis retirados das contas do RCLE no Registo da União (em conformidade com o artigo 58.º, n. º 3)?
Uma operação inicial já ocorreu e o seu administrador nacional já deve ter contatado os representantes da conta. Uma outra operação de "limpeza" será realizada para gerenciar as unidades emitidas no primeiro período de compromisso do Protocolo de Quioto. Esta operação está prevista para além do prazo de troca dos créditos, a 31 de março de 2015, nos termos do artigo 60.º do Regulamento n. º 389/2013.
Quando os participantes no mercado serão informados sobre a certificação exigida no artigo 58.º, n. º 2?
Estão disponíveis orientações sobre a certificação aplicável em conformidade com o artigo 58.º, n. º 2, do Regulamento de registo.
Perguntas e amp; respostas sobre o uso de créditos internacionais na terceira fase de negociação do EU ETS (janeiro de 2012)
Terminologia.
Lista dos Países Menos Desenvolvidos (LDCs): Como não houve nenhum acordo internacional no final de 2010, nem houve acordos da UE com países terceiros, o artigo 11a (4-5) prevê uma situação padrão de proibição do uso de novos projetos. CERs para além de 2013, a menos que sejam de LDCs ou possam ser trocados por CERs de LDCs. O que acontece se um país perde seu status de LDC: se o projeto está em fase de validação, se o projeto está registrado, se já foram emitidas RCEs?
A orientação na página da web da DG CLIMA explica que "Um projeto em um PMD que está incluído na lista da ONU quando o projeto é registrado pelo Conselho Executivo do MDL pode continuar a gerar créditos até 2020, independentemente do que acontecer à lista.
Renovação do período de obtenção de créditos: A data de registo dos «projectos registados antes de 2013» referidos no artigo 11.º-A (2-4) corresponde à data de início do primeiro período de crédito do projecto ou à data de início de qualquer período de crédito?
A data de início refere-se à data de início do primeiro período de crédito. Assim, os créditos de projetos que foram registrados antes de 2013 e que tiveram seu período de obtenção de créditos renovado após 2012 continuarão a ser utilizáveis ​​(na ausência de restrições de uso).
Data de registro: Qual será a data limite aplicável para o registro de projetos de MDL para a capacidade de produzir CERs elegíveis ao EU-ETS após 2012.
Sujeito a nenhuma outra restrição de qualidade, os créditos de projetos registrados antes de 2013 serão elegíveis para uso no EU ETS. A data de registro será a data de registro determinada pelo CE, incluindo a data efetiva de registro de acordo com a Decisão 3 / CMP.6, ou seja, "a data na qual uma solicitação completa de registro foi submetida pela entidade operacional designada onde o A atividade do projeto foi registrada automaticamente ".
Implementação de provisões.
Processo de troca: A partir de 2013, os créditos internacionais reconhecidos devem ser trocados por licenças de emissão (fase 3) antes de serem entregues para cumprimento.
a) Quais são as modalidades para este processo de troca? Quem vai fazer, quando vai começar?
A troca de créditos terá início a partir de 1 de janeiro de 2013 ou assim que a próxima revisão do Regulamento do Registo tiver sido adotada, o que ocorrer por último. As modalidades serão desenvolvidas nesta revisão. Apenas os "operadores", tal como definidos na Diretiva RCLE, podem trocar as RCE / URE por licenças de emissão.
b) Este será um processo instantâneo ou haveria um atraso no recebimento de um subsídio em troca de um CER na mesma conta de usuário?
Detalhes a esse respeito serão determinados em uma alteração futura do regulamento de registro.
c) Pode um pedido de troca ser recusado por motivos que não o crédito não sendo um crédito de conformidade e se sim em que circunstâncias?
Os pormenores a este respeito serão determinados numa próxima alteração do Regulamento do Registo. Dado que a rota de troca é apenas para os operadores, uma troca será recusada se o operador tiver esgotado o limite dos seus direitos de troca de créditos, conforme refletido nos artigos 11.a (2-4) e (8) da Diretiva RCLE.
d) A troca pode ser feita a qualquer momento durante o ano, ou os operadores têm que esperar até o prazo de entrega?
Os pormenores a este respeito serão determinados numa próxima alteração do Regulamento do Registo. A Comissão prevê que o intercâmbio tenha lugar durante todo o ano civil e não se limite à data anual de cumprimento. A autoridade competente efectuará o intercâmbio a pedido dos operadores.
Limites quantitativos: o n. º 8 do artigo 11.º-A prevê opções para os operadores poderem utilizar volumes adicionais de créditos para além da quantidade que foram autorizados a utilizar entre 2008 e 2012. Quais são os passos e o calendário do processo de comitologia para «especificar o montante exacto? percentagens de volumes de crédito adicionais permitidos?
A Diretiva RCLE não especifica o momento em que esses volumes devem ser determinados. A Comissão prevê que as regras necessárias devem estar em vigor antes de serem utilizados créditos em relação à fase 3.
Regras de transferência da UNFCCC: As regras de Marraquexe (Decisão 13 / CMP.1) estabelecem que as Partes estão autorizadas a transportar RCEs e UREs 2,5% de suas AAUs de Kyoto iniciais para o período de compromisso subseqüente em potencial. Este montante será confirmado após o período em vigor em 2015.
a) Uma empresa de conformidade ou um agente de não conformidade pode transferir créditos internacionais "como créditos" para o período pós-2012? Em outras palavras, será possível depositar RCEs / UREs?
Para a fase 3, os créditos só podem ser usados ​​para conformidade no EU ETS, se trocados por subsídios da fase 3. Essa troca de créditos internacionais com um primeiro identificador de período de compromisso em permissões só será permitida até março de 2015, ou seja, antes do final do período de vigência do Protocolo de Kyoto. Sobre as dificuldades da banca sob o protocolo de Kioto CP1 seletivo para o futuro, veja o capítulo 6.2.4. «Transição e previsibilidade» da avaliação de impacto de 2008 que acompanha a revisão do RCLE-UE.
b) Todos os detentores de contas ETS da UE conseguem transitar créditos dentro dos limites?
Sob o EU ETS, todos os compradores de conformidade (ou seja, nem todos os titulares de conta) podem trocar créditos não utilizados dentro dos limites previstos no artigo 11a e esta troca é garantida até o final de março de 2015.
Desenvolvimento de políticas futuras.
Acordos bilaterais:
a) Dada a contínua ausência de um acordo internacional, que medidas tomou a Comissão para negociar acordos bilaterais com os principais países de acolhimento?
A Comissão prevê que a principal preocupação de potenciais acordos bilaterais seja a criação de procura de créditos a partir de novos mecanismos de mercado e a criação de um piloto para o estabelecimento de tais novos mecanismos de mercado. A Comissão contribui e participa ativamente no Programa de Preparação para o Mercado do Banco Mundial para promover essas iniciativas.
b) Acordos bilaterais: como as partes interessadas interessadas podem contribuir para a implementação e implementação de acordos bilaterais?
As partes interessadas são incentivadas a ajudar os países em desenvolvimento a apoiar e explicar a posição da UE sobre o futuro do mercado de carbono, partilhar as lições aprendidas com o comércio de emissões, a implementação conjunta, as atividades implementadas conjuntamente e o MDL e explorar áreas para testar novos mecanismos de mercado.
c) Acordos bilaterais: os acordos bilaterais serão de natureza ampla (por exemplo, para todos os setores do país anfitrião) ou direcionados a setores específicos?
A legislação da UE é muito aberta no que diz respeito ao alcance dos acordos bilaterais que podem ser alcançados.
Processo para restrições qualitativas: A partir de 1 de janeiro de 2013, poderão ser aplicadas medidas para restringir “a utilização de créditos específicos de tipos de projetos”, de acordo com o artigo 11.º-A, n. º 9.
a) Qual é a definição de 'tipo'? Qual é a definição de 'créditos específicos'?
Em "tipo", a Comissão compreende créditos que foram gerados usando uma ou várias metodologias aprovadas pelo Conselho Executivo do MDL da UNFCCC e pelo Comitê de Supervisão de JI. 'Créditos específicos' podem se referir a todos os créditos sob um tipo de projeto ou créditos de um tipo de projeto gerado em um conjunto de países.
b) Quaisquer restrições qualitativas foram adotadas até agora?
Desde o início do EU ETS, em 2005, já foram aplicadas restrições de uso pleno no ETS da UE a RCEs de projetos em instalações nucleares e de projetos na agricultura e silvicultura (os chamados LULUCF). A partir de 1 de janeiro de 2013, RCE e URE provenientes de projetos que envolvam a destruição das emissões de trifluorometano (HFC-23) e de óxido nitroso (N2O) da produção de ácido adípico serão proibidas no RCLE-UE. Uma exceção é feita até 30 de abril de 2013 para a destruição de projetos existentes que são creditados antes de 1º de janeiro de 2013, para cumprimento dos compromissos de 2012.
c) Existem outras propostas em consideração para aplicar restrições qualitativas a qualquer tipo de projeto específico?
A Diretiva RCLE revista prevê a introdução de restrições de utilização como parte das disposições de execução para os créditos utilizáveis ​​de outra forma durante a fase 3 do RCLE-UE, entre 2013 e 2020. Embora a legislação permita a introdução de outras restrições de utilização adicionais àquelas adoptada no início de 2011, a Comissão Europeia não está actualmente a considerar quaisquer restrições de utilização adicionais.
d) Como as restrições qualitativas serão rastreadas e controladas?
As restrições qualitativas serão rastreadas e controladas através da introdução de verificações automáticas no registro da União, com base nas informações relativas ao ID do projeto e ao identificador do período de compromisso dos créditos internacionais relevantes.
e) Uma lista positiva de créditos irrestritos é possível?
A legislação da UE não prevê tal lista.
f) Tipo de restrições qualitativas: Que tipo de restrições poderiam ser invocadas de acordo com o artigo 11a (9)?
A directiva não limita os tipos de restrições que podem ser introduzidas. Estes dependerão das circunstâncias do tipo de projeto, econômicas, ambientais, estratégicas e administrativas.
Programa de atividades (PoAs): De acordo com o artigo 11.º-A, n. º 2, os créditos de projetos registados antes de 2013 são elegíveis para conformidade no RCLE-UE.
a) Isso implica que as atividades de projeto de MDL (CPAs) incluídas após 2012 nos PoAs registrados antes de 2013 também são elegíveis?
O n. º 3 do artigo 11. ° da Directiva RCLE-UE estabelece que "as autoridades competentes autorizam os operadores a trocar RCE e URE de projectos registados antes de 2013, relativos a reduções de emissões a partir de 2013 para licenças válidas a partir de 2013". Esta formulação indicaria que o momento do registro de um projeto deve ser considerado como uma data limite para determinar se as RCEs futuras seriam elegíveis para uso no EU ETS. Um PoA é registrado apenas uma vez e os CPAs são adicionados a um PoA sem um registro separado. Por conseguinte, é a interpretação da Comissão que as RCE de CPA adicionadas após 2012 a um PoA registado antes de 2013 podem ser utilizadas para fins de conformidade no RCLE-UE.
A Comissão está, no entanto, também ciente de que esta interpretação do artigo 11.a (3) pode aumentar a oferta de RCEs de não-LDCs. Isso contradiz o espírito da diretiva de permitir apenas RCEs de projetos registrados após 2012, se forem provenientes de países menos desenvolvidos. A Comissão continuará, por conseguinte, a acompanhar a evolução dos PdA, incluindo o seu impacto no desenvolvimento de novos mecanismos setoriais. A Comissão observa que a diretiva permite à Comissão propor medidas regulamentares adequadas nos termos do artigo 11.º-A, n. º 9, do RCLE-UE, se a situação assim o exigir.
b) As restrições (se adotadas de acordo com o artigo 11a (9)) seriam aplicáveis ​​aos PoAs?
Quaisquer restrições de uso para créditos específicos dos tipos de projetos acordados nos termos do artigo 11.a (9) também seriam aplicáveis ​​aos PoAs.
c) As RCEs de CPAs em países menos desenvolvidos seriam elegíveis para EU ETS, se o PoA (em qualquer data de registro) também incluísse países não-LDCs (os chamados PoAs de cross-country)?
Isto dependerá da possibilidade de distinguir claramente o país de origem de cada CER, e se esse filtro pode ser facilmente introduzido na CITL. Se for esse o caso, a Comissão não vê objecções.
Projectos JI registados antes de 2012: o n. º 3 do artigo 11.º-A permite o intercâmbio de créditos de projectos registados antes de 2013, emitidos a título de reduções de emissões a partir de 2013. Isso se aplica tanto a CERs quanto a ERUs. No entanto, no caso de UREs, a emissão e a transferência pela Parte Anfitriã estão sujeitas à conversão prévia de UQAs. Significa isto que a ausência de um segundo período de compromisso ao abrigo do Protocolo de Quioto não implicaria a continuação dos projectos de IC após 2012. Foi considerado o modo de aplicar o artigo 11.º-A, n. º 3, no que respeita às URE, na ausência de um segundo período de compromisso. 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 e 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 luidity in the carbon market?
Overall luidity 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 luidity 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.

Sistema de Comércio de Emissões da UE (EU ETS)
O Sistema de Comércio de Emissões da UE foi explicado.
O sistema de comércio de emissões da UE (EU ETS) é uma pedra angular da política da UE para combater as alterações climáticas e o seu instrumento fundamental para reduzir as emissões de gases com efeito de estufa de forma rentável. É o primeiro grande mercado de carbono do mundo e continua sendo o maior deles.
opera em 31 países (todos os 28 países da UE mais a Islândia, Liechtenstein e Noruega) limita as emissões de mais de 11.000 instalações que utilizam energia pesada (centrais elétricas e plantas industriais) e as companhias aéreas que operam entre esses países cobrem cerca de 45% das emissões de gases com efeito de estufa da UE emissões.
Para uma visão geral detalhada, consulte:
Um sistema 'cap and trade'.
O EU ETS trabalha no princípio do limite e comércio.
Um limite é definido na quantidade total de certos gases de efeito estufa que podem ser emitidos pelas instalações cobertas pelo sistema. O limite é reduzido ao longo do tempo para que as emissões totais caiam.
Dentro do limite, as empresas recebem ou compram licenças de emissão que podem negociar umas com as outras conforme necessário. Eles também podem comprar quantidades limitadas de créditos internacionais de projetos de redução de emissões em todo o mundo. O limite do número total de permissões disponíveis garante que elas tenham um valor.
Após cada ano, uma empresa deve entregar licenças suficientes para cobrir todas as suas emissões, caso contrário, multas pesadas são impostas. Se uma empresa reduz suas emissões, ela pode manter as licenças de reposição para cobrir suas necessidades futuras ou então vendê-las para outra empresa que não possui licenças.
O comércio traz flexibilidade que garante que as emissões sejam cortadas onde custa menos. Um preço robusto de carbono também promove investimentos em tecnologias limpas e de baixo carbono.
Principais características da fase 3 (2013-2020)
O EU ETS está agora em sua terceira fase - significativamente diferente das fases 1 e 2.
As principais mudanças são:
Aplica-se um único limite de emissões à escala da UE em vez do anterior sistema de limites nacionais O leilão é o método por defeito para atribuição de licenças (em vez de atribuição a título gratuito) e as regras de atribuição harmonizadas aplicam-se às licenças ainda gratuitas. os gases incluíram 300 milhões de licenças reservadas na New Entrants Reserve para financiar a implantação de tecnologias inovadoras de energia renovável e captura e armazenamento de carbono por meio do programa NER 300.
Setores e gases cobertos.
O sistema cobre os seguintes setores e gases com foco nas emissões que podem ser medidas, reportadas e verificadas com um alto nível de precisão:
dióxido de carbono (CO 2) da geração de energia e calor - setores intensivos em energia, incluindo refinarias de petróleo, siderúrgicas e produção de ferro, alumínio, metais, cimento, cal, vidro, cerâmica, polpa, papel, papelão, ácidos e produtos químicos orgânicos a granel Óxido nitroso de aviação comercial (N2O) da produção de ácidos nítrico, adípico e glioxílico e de perfluorocarbonetos de glioxal (PFCs) provenientes da produção de alumínio.
A participação no EU ETS é obrigatória para empresas nestes setores, mas.
Em alguns setores, apenas plantas acima de um certo tamanho são incluídas. Algumas pequenas instalações podem ser excluídas se os governos implementarem medidas fiscais ou outras medidas que reduzirão suas emissões em um valor equivalente no setor de aviação. Até 2016, o EU ETS se aplica apenas a vôos entre aeroportos situados no Espaço Económico Europeu (EEE).
Entregando reduções de emissões.
O EU ETS provou que colocar um preço no carbono e comercializá-lo pode funcionar. As emissões das instalações do regime estão a diminuir como previsto - cerca de 5% em comparação com o início da fase 3 (2013) (ver dados de 2015).
Em 2020, as emissões dos setores abrangidos pelo sistema serão 21% menores do que em 2005.
Desenvolvendo o mercado de carbono.
Criado em 2005, o EU ETS é o primeiro e maior sistema internacional de comércio de emissões do mundo, respondendo por mais de três quartos do comércio internacional de carbono.
O EU ETS também está inspirando o desenvolvimento do comércio de emissões em outros países e regiões. A UE pretende ligar o EU ETS a outros sistemas compatíveis.
Legislação principal do EU ETS.
30/04/2014 - Versão consolidada da Directiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho, relativa à criação de um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade e que altera a Directiva 96/61 / CE do Conselho 23/04/2009 - Diretiva 2009/29 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho que altera a Diretiva 2003/87 / CE no sentido de melhorar e tornar extensivo o regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa da Comunidade 19/11/2008 - Diretiva 2008/101 / CE do o Parlamento Europeu e o Conselho que altera a Directiva 2003/87 / CE de modo a incluir as actividades da aviação no regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade 27/10/2004 - Directiva 2004/101 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho o Conselho que altera a Directiva 2003/87 / CE, relativa à criação de um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade, no âmbito dos mecanismos de projecto do Protocolo de Quioto 13/10/2003 - Directiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho ncil que estabelece um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade e altera a Directiva 96/61 / CE do Conselho.
Relatórios do mercado de carbono.
23/11/2017 - COM (2017) 693 - Relatório sobre o funcionamento do mercado europeu do carbono 01/02/2017 - COM (2017) 48 - Relatório sobre o funcionamento do mercado europeu do carbono 18/11/2015 - COM ( 2015) 576 - Relatório sobre o funcionamento do mercado europeu do carbono 14/11/2012 - COM (2012) 652 - A situação do mercado europeu do carbono em 2012.
Revisão do EU ETS para a fase 3.
04/02/2011 - Conclusões do Conselho Europeu de 4 de fevereiro de 2011 (ver conclusões 23 e 24) 18/03/2010 - Orientações sobre a interpretação do anexo I da Diretiva RCLE-UE (excluindo atividades de aviação) 18/03/2010 - Orientação documento para identificação dos geradores de electricidade 06/04/2009 - Comunicado de imprensa do Conselho sobre a adopção do pacote clima-energia 12/12/2008 - Conclusões da Presidência do Conselho Europeu (11 e 12 de Dezembro de 2008) 12/12/2008 - Conselho Europeu Declaração sobre a utilização das receitas dos leilões 23/01/2008 - Proposta de Directiva do Parlamento Europeu e do Conselho que altera a Directiva 2003/87 / CE de modo a melhorar e alargar o sistema de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa da Comunidade 23 / 01/2008 - Documento de trabalho dos serviços da Comissão - Documento de acompanhamento da proposta de diretiva do Parlamento Europeu e do Conselho que altera a Diretiva 2003/87 / CE no sentido de melhorar e alargar o sistema de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa - Avaliação de impacto.
Implementação.
04/07/2013 - Projecto de Regulamento Alterado relativo à determinação dos direitos creditórios internacionais 05/06/2013 - Projecto de Regulamento sobre a determinação dos direitos creditórios internacionais 05/05/2013 Regulamento (UE) n. º 389/2013 da Comissão, de 2 de maio de 2013, que cria um Registo da União nos termos do à Diretiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho, Decisões n. º 280/2004 / CE e n. º 406/2009 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho e que revoga os Regulamentos (UE) n. º 920/2010 da Comissão e N. ° 1193/2011 Texto relevante para efeitos do EEE 18/11/2011 - Regulamento da Comissão que estabelece um Registo da União para o período de negociação com início em 1 de janeiro de 2013 e os períodos de comércio subsequentes do regime de comércio de emissões da União nos termos da Diretiva 2003/87 / CE Parlamento Europeu e do Conselho e Decisão 280/2004 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho e que altera os Regulamentos (CE) n. º 2216/2004 e (UE) n. º 920/2010 - ainda não publicados no Jornal Oficial 07 / 10/2010 - Regulamento da Comissão (UE) no 920/2010 relativa a um sistema de registos normalizado e protegido, em conformidade com a Directiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho e a Decisão no 280/2004 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho - versão não incluindo as alterações introduzidas pelo Regulamento de 18 de novembro de 2011 08/10/2008 - Regulamento (CE) n. o 994/2008 da Comissão relativo a um sistema de registos normalizado e protegido, nos termos da Diretiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho e Decisão n. º 280/2004 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho - versão aplicável até 31 de Dezembro de 2011 26/10/2007 - Decisão Misto do Comité Misto do EEE n. º 146/2007, que liga o RCLE-UE à Noruega, à Islândia e ao Liechtenstein 13/11 / 2006 - Decisão 2006/780 / CE da Comissão, relativa à redução da duplicação das emissões de gases com efeito de estufa no âmbito do regime comunitário de comércio de licenças de emissão no âmbito do Protocolo de Quioto, nos termos da Directiva 2003/87 / CE do Parlamento Europeu e do Conselho (n sob nº C (2006) 5362) 21/12/2004 - Versão consolidada do Regulamento (CE) nº 2216/2004 da Comissão para um sistema de registos normalizado e protegido, com a redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) nº 916/2007 da Comissão, de 31 de Julho 2007, Regulamento (CE) n. o 994/2008 da Comissão, de 8 de Outubro de 2008, e Regulamento (UE) n. o 920/2010 da Comissão, de 7 de Outubro de 2010 - versão sem alterações introduzidas pelo Regulamento de 18 de Novembro de 2011.
Aplicação do IVA.
História da Legislação da Directiva 2003/87 / CE.
Trabalhar antes da proposta da Comissão.
08/02/2000 - COM (2000) 87 - Livro Verde sobre comércio de emissões de gases com efeito de estufa na União Europeia Mandato e resultados do Grupo de Trabalho 1 da ECCP: Mecanismos flexíveis 04/09/2001 - Resumo Resumido do Presidente da reunião de consulta das partes interessadas (com a indústria ONG ambientais e ambientais 19/05/1999 - COM (1999) 230 - Preparação da aplicação do Protocolo de Quioto 03/06/1998 - COM (1998) 353 - Alterações climáticas - Rumo a uma estratégia pós-Quioto da UE Âmbito do RCLE UE : 07/2007 - Pequenas Instalações dentro do Sistema de Comércio de Emissões da UE 10/2006 - Inclusão de atividades e gases adicionais no Sistema de Comércio de Emissões da UE Maior harmonização e maior previsibilidade: 12/2006 - A abordagem para novos entrantes e encerramentos 10/2006 - Leilão de licenças de emissão de CO2 na EU ETS 10/2006 - Harmonização de metodologias de alocação 12/2006 - Relatório sobre a competitividade internacional Grupo de trabalho da ECCP sobre o comércio de emissões na revisão do EU ETS 15/06/2007 - Relatório final da 4ª reunião Ligação em Sistemas de Comércio de Emissões em Terceiros Países 22/05/2007 - Relatório final da 3ª reunião sobre Harmonização Adicional e Previsibilidade Aumentada 26/04/2007 - Relatório Final da 2ª reunião sobre Cumprimento e Cumprimento Robustos 09/03/2007 - Relatório final da primeira reunião sobre o âmbito da directiva.
Proposta da Comissão de Outubro de 2001.
22/01/2002 - Não-documento sobre sinergias entre a proposta de comércio de emissões da CE (COM (2001) 581) e a Directiva IPPC 23/10/2001 - COM (2001) 581 - Proposta de directiva-quadro relativa ao comércio de emissões de gases com efeito de estufa na Comunidade Europeia.
Reacção da Comissão à leitura da proposta no Conselho e no Parlamento (incluindo a posição comum do Conselho)
18/07/2003 - COM (2003) 463 - Parecer da Comissão sobre as alterações do Parlamento Europeu à posição comum do Conselho respeitante à proposta de directiva do Parlamento Europeu e do Conselho 20/06/2003 - COM (2003) 364 - Comunicação da Comissão ao Parlamento Europeu relativa à posição comum do Conselho sobre a adopção de uma directiva que estabelece um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade e altera a Directiva 96/61 / CE 18/03/2003 - Posição Comum ) 28.2003 - Posição Comum do Conselho sobre a adopção de uma directiva que estabelece um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade e altera a Directiva 96/61 / CE do Conselho 27/11/2002 - COM (2002) 680 - Proposta alterada de directiva do Parlamento Europeu e do Conselho que estabelece um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa na Comunidade e altera a Directiva 96/61 / CE do Conselho.
Abra todas as perguntas.
Perguntas e Respostas sobre o Sistema de Comércio de Emissões da UE revisado (dezembro de 2008)
Qual é o objetivo do comércio de emissões?
O objetivo do Sistema de Comércio de Emissões da UE (EU ETS) é ajudar os Estados Membros da UE a cumprir seus compromissos de limitar ou reduzir as emissões de gases de efeito estufa de maneira econômica. Permitir que as empresas participantes comprem ou vendam licenças de emissão significa que os cortes de emissões podem ser alcançados pelo menos pelo custo.
O EU ETS é a pedra angular da estratégia da UE para combater as alterações climáticas. É o primeiro sistema internacional de comércio de emissões de CO 2 no mundo e está em funcionamento desde 2005. A partir de 1 de Janeiro de 2008, aplica-se não só aos 27 Estados-Membros da UE, mas também aos outros três membros do Espaço Económico Europeu. - Noruega, Islândia e Liechtenstein. Actualmente, abrange mais de 10 000 instalações nos sectores da energia e da indústria, que são colectivamente responsáveis ​​por quase metade das emissões de CO 2 da UE e por 40% das suas emissões totais de gases com efeito de estufa. Uma emenda à Diretiva EU ETS, acordada em julho de 2008, trará o setor da aviação para o sistema a partir de 2012.
Como funciona o comércio de emissões?
O EU ETS é um sistema de limite e comércio, ou seja, ele limita o nível geral de emissões permitidas, mas, dentro desse limite, permite que os participantes do sistema comprem e vendam licenças conforme necessário. Essas permissões são a "moeda" de negociação comum no coração do sistema. Uma licença concede ao titular o direito de emitir uma tonelada de CO2 ou a quantidade equivalente de outro gás com efeito de estufa. O teto do número total de permissões cria escassez no mercado.
No primeiro e segundo período de comércio no âmbito do regime, os Estados-Membros tiveram de elaborar planos nacionais de atribuição (NAP) que determinam o nível total de emissões do RCLE e o número de licenças de emissão que cada instalação recebe no seu país. No final de cada ano, as instalações devem devolver licenças equivalentes às suas emissões. As empresas que mantêm suas emissões abaixo do nível de suas permissões podem vender seus excedentes de licenças. Aqueles que enfrentam dificuldades em manter suas emissões alinhadas com seus subsídios têm uma escolha entre tomar medidas para reduzir suas próprias emissões - como investir em tecnologia mais eficiente ou usar fontes de energia menos intensivas em carbono - ou comprar as permissões extras necessárias no mercado. , Ou uma combinação de ambos. Tais escolhas são provavelmente determinadas por custos relativos. Dessa forma, as emissões são reduzidas onde quer que seja mais econômico fazê-lo.
Há quanto tempo o EU ETS está operando?
O EU ETS foi lançado em 1 de janeiro de 2005. O primeiro período de comércio durou três anos até o final de 2007 e foi uma fase de 'aprender fazendo' para se preparar para o segundo período de comércio crucial. O segundo período de comércio teve início em 1 de janeiro de 2008 e durará cinco anos até o final de 2012. A importância do segundo período de comércio decorre do fato de coincidir com o primeiro período de compromisso do Protocolo de Kyoto, durante o qual a UE e outras os países industrializados devem cumprir suas metas para limitar ou reduzir as emissões de gases de efeito estufa. Para o segundo período de comércio, as emissões do RCLE-UE foram limitadas em cerca de 6,5% abaixo dos níveis de 2005 para ajudar a garantir que a UE como um todo, e os Estados-Membros individualmente, cumpram os seus compromissos de Quioto.
Quais são as principais lições aprendidas com a experiência até agora?
O EU ETS colocou um preço no carbono e provou que o comércio de emissões de gases de efeito estufa funciona. O primeiro período de comércio estabeleceu com êxito a livre negociação de licenças de emissão em toda a UE, criou a infraestrutura necessária e desenvolveu um mercado dinâmico de carbono. Os benefícios ambientais da primeira fase podem ser limitados devido à atribuição excessiva de licenças em alguns Estados-Membros e alguns sectores, devido principalmente a uma dependência das projecções das emissões antes de os dados das emissões verificadas se tornarem disponíveis no âmbito do RCLE-UE. Quando a publicação dos dados de emissões verificadas para 2005 destacou essa “superalocação”, o mercado reagiu como seria esperado, baixando o preço de mercado das permissões. A disponibilidade de dados de emissões verificadas permitiu à Comissão assegurar que o limite para as dotações nacionais na segunda fase seja estabelecido a um nível que resulte em reduções reais das emissões.
Para além de sublinhar a necessidade de dados verificados, a experiência até à data demonstrou que uma maior harmonização no âmbito do RCLE-UE é imperativa para garantir que a UE atinja os seus objetivos de redução de emissões pelo menor custo e com distorções de concorrência mínimas. A necessidade de mais harmonização é mais clara no que diz respeito ao modo como é estabelecido o limite para as licenças de emissão globais.
Os dois primeiros períodos de comércio mostram também que os métodos nacionais amplamente divergentes de atribuição de licenças a instalações ameaçam a concorrência leal no mercado interno. Além disso, é necessária uma maior harmonização, clarificação e aperfeiçoamento no que diz respeito ao âmbito do sistema, ao acesso a créditos de projectos de redução de emissões fora da UE, às condições de ligação do RCLE-UE aos sistemas de comércio de emissões noutros locais e à monitorização, verificação e requisitos de relatórios.
Quais são as principais mudanças no EU ETS e a partir de quando elas serão aplicadas?
As alterações de projeto acordadas serão aplicadas a partir do terceiro período de comércio, ou seja, janeiro de 2013. Embora o trabalho preparatório seja iniciado imediatamente, as regras aplicáveis ​​não serão alteradas até janeiro de 2013 para assegurar que a estabilidade regulatória seja mantida.
O EU ETS no terceiro período será um sistema mais eficiente, mais harmonizado e mais justo.
O aumento da eficiência é conseguido através de um período comercial mais longo (8 anos em vez de 5 anos), um limite de emissões robusto e decrescente anual (redução de 21% em 2020 comparado a 2005) e um aumento substancial na quantidade de leilões. 4% na fase 2 para mais da metade na fase 3).
Foi harmonizada mais harmonização em muitos domínios, incluindo no que diz respeito à fixação de limites (limite máximo à escala da UE em vez dos limites nacionais nas fases 1 e 2) e às regras para a atribuição gratuita a título transitório.
A equidade do sistema foi substancialmente aumentada pela passagem para regras de atribuição de licenças de emissão em toda a UE para instalações industriais e pela introdução de um mecanismo de redistribuição que permite aos novos Estados-Membros leiloar mais licenças.
Como o texto final se compara à proposta inicial da Comissão?
As metas climáticas e energéticas acordadas pelo Conselho Europeu da Primavera de 2007 foram mantidas e a arquitectura global da proposta da Comissão sobre o RCLE-UE permanece intacta. Ou seja, haverá um limite máximo a nível da UE sobre o número de licenças de emissão e este limite diminuirá anualmente ao longo de uma linha de tendência linear, que continuará para além do final do terceiro período de comércio (2013-2020). A principal diferença em relação à proposta é que o leilão de licenças será introduzido gradualmente.
Quais são as principais alterações em relação à proposta da Comissão?
Em resumo, as principais alterações feitas na proposta são as seguintes:
Alguns Estados-Membros podem beneficiar de uma derrogação facultativa e temporária à regra segundo a qual não devem ser atribuídos licenças de emissão a geradores de eletricidade a partir de 2013. Esta opção de derrogação está à disposição dos Estados-Membros que preencham determinadas condições relacionadas com a interconexão da sua eletricidade. rede, quota de um único combustível fóssil na produção de electricidade e PIB / capita em relação à média da UE-27. Além disso, o montante de licenças gratuitas que um Estado-Membro pode atribuir às centrais eléctricas está limitado a 70% das emissões de dióxido de carbono das instalações pertinentes na fase 1 e diminui nos anos seguintes. Além disso, a atribuição a título gratuito na fase 3 só pode ser concedida a centrais eléctricas em funcionamento ou em construção, o mais tardar no final de 2008. Ver resposta à pergunta 15 abaixo. A directiva conterá mais pormenores sobre os critérios a utilizar para determinar os sectores ou subsectores considerados expostos a um risco significativo de fuga de carbono e uma data anterior de publicação da lista da Comissão sobre esses sectores (31 de Dezembro). 2009). Além disso, sujeito a revisão quando for alcançado um acordo internacional satisfatório, as instalações em todas as indústrias expostas receberão 100% de licenças gratuitas na medida em que usem a tecnologia mais eficiente. A alocação gratuita à indústria é limitada à participação das emissões dessas indústrias no total de emissões em 2005 a 2007. O número total de permissões alocadas gratuitamente a instalações em setores industriais declinará anualmente de acordo com o declínio do limite de emissões. Os Estados-Membros podem igualmente compensar certas instalações por custos de CO 2 repercutidos nos preços da electricidade se os custos do CO 2 os pudessem expor ao risco de fuga de carbono. A Comissão comprometeu-se a alterar as orientações comunitárias em matéria de auxílios estatais a favor do ambiente. Veja a resposta à questão 15 abaixo. O nível de leilões de licenças para a indústria não exposta aumentará de forma linear, como proposto pela Comissão, mas, em vez de atingir 100% até 2020, atingirá 70%, tendo em vista atingir 100% até 2027. Tal como previsto Na proposta da Comissão, 10% dos subsídios para leilões serão redistribuídos dos Estados Membros com alta renda per capita para aqueles com baixa renda per capita, a fim de fortalecer a capacidade financeira destes últimos de investir em tecnologias amigas do clima. Foi adicionada uma provisão para outro mecanismo redistributivo de 2% das licenças de emissão em leilão, a fim de ter em conta os Estados-Membros que, em 2005, conseguiram uma redução de pelo menos 20% das emissões de gases com efeito de estufa em comparação com o ano de referência estabelecido pelo Protocolo de Quioto. A percentagem de receitas leiloadas que os Estados-Membros devem utilizar para combater e adaptar-se às alterações climáticas, principalmente na UE, mas também nos países em desenvolvimento, é aumentada de 20% para 50%. O texto prevê um complemento para o nível de uso permitido de créditos de IC / MDL no cenário de 20% para operadores existentes que receberam os orçamentos mais baixos para importar e usar tais créditos em relação a alocações e acesso a créditos no período 2008-2012. Novos setores, novos entrantes nos períodos 2013-2020 e 2008-2012 também poderão usar créditos. O montante total de créditos que poderão ser utilizados não excederá, no entanto, 50% da redução entre 2008 e 2020. Com base numa redução de emissões mais rigorosa no contexto de um acordo internacional satisfatório, a Comissão poderá permitir acesso adicional a RCE e URE. para os operadores do regime comunitário. Veja a resposta à questão 20 abaixo. O produto do leilão de 300 milhões de permissões da reserva de novos operadores será usado para apoiar até 12 projetos e projetos de demonstração de captura e armazenamento de carbono, demonstrando tecnologias inovadoras de energia renovável. Várias condições estão associadas a este mecanismo de financiamento. Veja a resposta à questão 30 abaixo. A possibilidade de optar por pequenas instalações de combustão, desde que sujeitas a medidas equivalentes, foi alargada a todas as pequenas instalações independentemente da actividade, o limiar de emissões aumentou de 10.000 para 25.000 toneladas de CO 2 por ano e o limiar de capacidade que instalações de combustão tem que cumprir, além disso foi elevado de 25MW para 35MW. Com estes limiares aumentados, a percentagem de emissões abrangidas que potencialmente seriam excluídas do sistema de comércio de emissões torna-se significativa e, consequentemente, foi adicionada uma provisão para permitir uma redução correspondente do limite de licenças a nível da UE.
Ainda haverá planos nacionais de alocação (NAPs)?
Não. Nos seus PAN nos primeiros (2005-2007) e no segundo (2008-2012) períodos de comércio, os Estados-Membros determinaram a quantidade total de licenças a emitir - o limite - e como estas seriam atribuídas às instalações em causa. Esta abordagem gerou diferenças significativas nas regras de alocação, criando um incentivo para que cada Estado-Membro favoreça o seu próprio setor e tenha levado a uma grande complexidade.
A partir do terceiro período de comércio, haverá um único limite para toda a UE e as licenças serão atribuídas com base em regras harmonizadas. Os planos nacionais de atribuição não serão, portanto, mais necessários.
Como será determinado o limite de emissões na fase 3?
As regras para o cálculo do limite a nível da UE são as seguintes:
A partir de 2013, o número total de licenças diminuirá anualmente de maneira linear. O ponto de partida desta linha é a quantidade total média de licenças (fase 2 limite) a ser emitida pelos Estados Membros para o período 2008-12, ajustada para refletir o escopo ampliado do sistema a partir de 2013, bem como quaisquer instalações pequenas que os Membros Estados optaram por excluir. O fator linear pelo qual a quantidade anual deve diminuir é de 1,74% em relação ao limite da fase 2.
O ponto de partida para determinar o fator linear de 1,74% é a redução geral de 20% dos gases de efeito estufa em relação a 1990, o que equivale a uma redução de 14% em relação a 2005. No entanto, uma redução maior é exigida do EU ETS porque é mais barato reduzir as emissões nos sectores do RCLE. A divisão que minimiza o custo total de redução é:
uma redução de 21% nas emissões do setor RCLE-UE em relação a 2005 até 2020; uma redução de cerca de 10% em relação a 2005 para os sectores não abrangidos pelo RCLE-UE.
A redução de 21% em 2020 resulta em um teto ETS em 2020 de um máximo de 1720 milhões de permissões e implica um limite médio de 3ª fase (2013 a 2020) de cerca de 1846 milhões de permissões e uma redução de 11% em comparação com o limite da fase 2.
Todos os números absolutos indicados correspondem à cobertura no início do segundo período de negociação e, portanto, não levam em conta a aviação, que será adicionada em 2012, e outros setores que serão adicionados na fase 3.
Os valores finais para os limites anuais de emissões na fase 3 serão determinados e publicados pela Comissão até 30 de Setembro de 2010.
Como será determinado o limite de emissões além da fase 3?
O fator linear de 1,74% usado para determinar o limite da fase 3 continuará a ser aplicado além do final do período de comércio em 2020 e determinará o limite para o quarto período de comércio (2021 a 2028) e além. Pode ser revisto até 2025, o mais tardar. De fato, reduções significativas de emissão de 60% -80% em relação a 1990 serão necessárias até 2050 para alcançar o objetivo estratégico de limitar o aumento da temperatura média global a não mais que 2 ° C acima dos níveis pré-industriais.
Um limite de licenças de emissão para toda a UE será determinado para cada ano. Isto reduzirá a flexibilidade das instalações em causa?
Não, a flexibilidade para instalações não será reduzida de forma alguma. Em qualquer ano, as licenças de emissão a serem leiloadas e distribuídas devem ser emitidas pelas autoridades competentes até 28 de fevereiro. A última data para os operadores devolverem licenças é 30 de abril do ano seguinte ao ano em que as emissões ocorreram. Assim, os operadores recebem licenças para o ano em curso antes de terem de devolver as licenças para cobrir as suas emissões do ano anterior. As tolerâncias permanecem válidas durante todo o período de negociação e quaisquer provisões excedentes podem agora ser "depositadas" para uso em períodos de negociações subseqüentes. Nesse aspecto, nada mudará.
O sistema permanecerá com base nos períodos de negociação, mas o terceiro período de negociação durará oito anos, de 2013 a 2020, em oposição a cinco anos para a segunda fase, de 2008 a 2012.
Para o segundo período de comércio, os Estados-Membros decidiram geralmente atribuir quantidades totais iguais de licenças para cada ano. A redução linear a cada ano a partir de 2013 corresponderá melhor às tendências esperadas de emissões no período.

Emissions Trading Systems.
ICF provides strategic technical assistance, research, evaluation, and support for the design and implementation of emissions trading systems in Asia, the European Union, and North America.
Leaders from around the world came together in April 2016 to sign the Paris Agreement, the first-ever universal, legally binding global climate deal. The agreement sets out a global action plan to put the earth on track to limit global warming to well below 2°C. The actions in the agreement will be implemented starting in 2020. ICF is supporting countries around the world as they work to meet the goals of the Paris Agreement by designing and implementing climate policies including emissions trading systems.
Since 1987, ICF has been at the forefront of preparing leading-edge climate-related technical and strategic analyses, and building real-world management tools. The continuous need to understand and manage GHG emissions allows ICF to fully apply expertise in providing technical assistance, research, and evaluation. ICF’s experience with climate science, climate policies, economic and market analysis, and emissions reduction strategies enables us to provide integrated and holistic climate services to clients around the world.

Estado & amp; Trends Report Charts Global Growth of Carbon Pricing.
DESTAQUES DA HISTÓRIA
The world’s emissions trading schemes are valued at about $30 billion, with China now housing the world's second largest carbon market, covering the equivalent of 1,115 million tons of carbon dioxide emissions.
The share of greenhouse gas emissions covered by domestic carbon pricing initiatives increased significantly over the past year, led by the launch of six carbon markets in China. Today, 39 national and 23 sub-national jurisdictions – responsible for almost a quarter of the global greenhouse gas emissions – have implemented or are scheduled to implement carbon pricing instruments, including emissions trading schemes and taxes, building the momentum for a bottom-up approach to climate action.
The State and Trends of Carbon Pricing 2014 report launched today at the 11th Carbon Expo in Cologne, Germany, shows that while international negotiations may be slow, countries and cities are moving on climate pricing.
A total of eight new carbon markets opened in 2013, and another launched in early 2014. With these additions, the world’s emissions trading schemes are valued at about US$30 billion. China now houses the second largest carbon market in the world, covering the equivalent of 1,115 million tons of carbon dioxide, after the EU ETS, with its 2,039 MtCO 2 e cap in 2013.
Carbon taxation is also gaining ground. New carbon taxes were introduced in Mexico and France in 2013. In North America, the states of Oregon and Washington are exploring carbon pricing options to join California, Québec, and British Columbia in concerted efforts to tackle climate change.
Alexandre Kossoy.
The International Context.
This is a decisive year for climate action. In September, UN Secretary-General Ban Ki-moon will host a climate summit in New York to build the political momentum and ambition needed to reach a global climate change agreement in 2015. The World Bank Group and others are encouraging countries, sub-national jurisdictions, and companies to join a growing coalition of first movers supporting carbon pricing.
The lengthy discussions inherent in complex climate negotiations have been reflected in the international market. Countries with emission reduction targets under the second commitment period of the Kyoto Protocol represent about 12 percent of global greenhouse gas emitters.
A robust global solution and greater use of carbon pricing could strengthen private sector confidence to invest in low-carbon solutions and technology. Private sector action is essential to any solution: A substantial technological, economic, institutional, and behavioral shift to low-carbon development is necessary to avoid global temperatures rising more than 2 degrees Celsius above pre-industrial levels, and time is of the essence.
“It is clear that carbon pricing policies are here to stay – the widespread use of these policies in all corners of the globe is striking,” said Alyssa Gilbert, head of market-based mechanisms at Ecofys and lead author of the State & Trends reportfrom Ecofys and the World Bank Group. “The diversity of approaches will help policy-makers learn what works and what doesn't and will contribute to our ability to improve the effectiveness of this tool in combating climate change."
Carbon Pricing Approaches.
Given the size and urgency of the climate challenge, a full range of carbon pricing policies and instruments will be required to bring down emissions and address climate change.
The report examines the different approaches to carbon pricing and where each is in use. Carbon taxes guarantee a carbon price in the economic system, while emissions trading systems provide certainty about the environmental impact through a cap on emissions. Both have a positive impact on economic decision-making by internalizing the cost of climate change through a price on carbon and bringing down greenhouse gas emissions. They also help raise revenues that may provide additional incentives to invest in low-carbon growth.
The reach of carbon pricing is steadily increasing: the world’s two largest emitters are now home to carbon pricing instruments.
Carbon pricing systems are now in operation in sub-national jurisdictions of the United States and China. For example, California’s cap-and trade program was launched in December 2012 and entered into its first compliance period on Jan. 1, 2013. In 2015, is will increase to 85 percent coverage of the state’s greenhouse gas emissions. China’s six pilot emissions trading systems, in Shenzhen, Shanghai, Beijing, Guangdong, Hubei, and Tianjin, are up and running, and a national ETS is anticipated in China sometime during the 13 th Five Year Plan (2016-2020).
In addition, the discussions between these two countries on climate action raise promising perspectives at the global level.
"While overall progress at the national level in China and the United States may take some time, it is remarkable that the world’s two largest emitters are now home to carbon pricing instruments," said Alexandre Kossoy, senior financial specialist at the World Bank and team leader of the report. "In fact, with the six Chinese pilots operational, China now houses the second largest carbon market in the world, covering the equivalent of over 1.1 billion tons of CO2, just behind the EU ETS."
Domestic action has the potential to overcome the international regulatory gap by fostering targeted, low-carbon investments. The continued activity at the regional, national and sub-national levels is showing promise for the future.

Greenhouse gas emissions trading schemes: A global perspective.
An overview of rules and developments in major jurisdictions globally, including the US, Canada, Mexico, Japan, the UK and the EU.
Navigating greenhouse gas emissions schemes worldwide.
As global emissions trading systems undergo fundamental changes, understanding the policies and rules around them can alert you to opportunities as well as challenges.
The impacts of greenhouse gas (GHG) emissions continue to be of great concern globally. Innovations have occurred in market-based solutions, technology development and international law, and there are 17 GHG emissions trading schemes that have been established globally, operating in 35 countries, 12 states and seven cities.
These trading schemes present a market-based approach to controlling GHG emissions and mitigating the effects of climate change by limiting the quantity of industrial discharges of GHGs, either through the allocation or purchase of emissions allowances from a central authority or the purchase of emissions credits from market participants. For example, a company that emits more GHGs than its permits allow can buy credits from others willing to sell them. GHG emissions credit units are often known as carbon credits or GHG emission-reduction credits.
With the 2013 – 2020 Kyoto Protocol compliance period coming to an end, meeting intended nationally determined contributions under the Paris Agreement has opened up new challenges, and the resulting changes are confronting GHG emissions trading globally. These changes include economic dynamics, which have lowered the value of emission-reduction credits and have affected the marketplace, potential political opposition to the policies underlying GHG emissions trading and the rise of cost-effective innovations in fnancing GHG emissions reductions.
This report offers readers an overview of the status of GHG emissions trading schemes in major jurisdictions globally, including the United States, Canada, Mexico, Japan, the United Kingdom and the European Union. It illustrates the current status of global GHG emissions trading systems and also offers insights into where the global GHG emissions trading system is headed, alerting readers to potential opportunities and challenges.
Estados Unidos.
Individual states are expected to take the lead in regulating greenhouse gas emissions.
United States: Greenhouse gas emissions trading schemes.
Individual states are expected to take the lead in regulating greenhouse gas emissions.
Stay current on your favorite topics.
In the US, the trading of greenhouse gas (GHG) emission-reduction credits is underway in a large group of states on the East Coast and in California. In the northeast US, New England states and a group of Mid-Atlantic states joined together to set up a carbon dioxide (CO 2 ) cap-and-trade regime that covers CO 2 emissions from power plants in those states. On the West Coast, California's broader trading regime, which covers a wide range of GHGs from a variety of California emitters, is looking to expand to markets outside of the state.
On the federal level however, signs are pointing to lighter regulation of GHG emissions. This results from a combination of factors, including the actions of the Trump administration and pending legal challenges to the federal Environmental Protection Agency’s plans for regulation of GHG emissions. Therefore, individual states—rather than the federal government—are expected to take the lead with the development of GHG emissions regulation over the next four years.
The trading of greenhouse gas emission reduction credits is underway in a large group of states on the East Coast and in California.
NEW ENGLAND, NEW YORK, MARYLAND AND DELAWARE.
The nine states of Connecticut, Delaware, Maine, Maryland, Massachusetts, New Hampshire, New York, Rhode Island and Vermont jointly operate a regional CO 2 cap-and-trade system known as the Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI). This system was the frst US mandatory cap-and-trade program for GHG emissions.
The RGGI trading scheme, which became effective in 2009, applies only to CO 2 emissions from fossil fuel-fred power plants with capacities to generate 25 MWs or more in the nine RGGI states. The RGGI system is therefore narrower than some other regional GHG emissions trading systems that cover GHGs other than CO 2 and that apply to emitters other than power plants.
RGGI applies to emissions reductions within a regional framework, consistent with how the power system in the US operates. Together, the RGGI states set a cap for total emissions of CO 2 from covered power plants in the region. Each state implements the program through emissions caps in individual RGGI-participating states that are equal to shares of the region-wide cap. The RGGI cap declines over time, gradually tightening emissions limits. Covered power plants in participating states must obtain an allowance for each ton of CO 2 emitted annually (RGGI auctions allowances, rather than allocating them for free). Power plants within the region may comply by purchasing allowances at quarterly auctions, purchasing allowances from other generators within the region that have excess allowances or supporting offset projects. RGGI administered its frst auction of CO 2 allowances in 2008.
By 2020, the RGGI CO 2 cap is projected to contribute to a 45 percent reduction in the region's annual power-sector CO 2 emissions from 2005 levels. The RGGI states recently proposed changes to the program after 2020, whereby the region's CO 2 cap would decline by 2.275 million tons of CO 2 per year after 2021, resulting in a reduction in the regional CO 2 cap by 30 percent relative to 2020 levels through 2030. The RGGI states will host a public meeting on this proposal on September 25, 2017. Although Virginia is not an RGGI member, its governor recently directed environmental regulators in that state to cap power plant GHG emissions in Virginia and establish a GHG emissions trading system in the state where credits can be used in, and traded across, similar trading systems in other states. This could potentially include RGGI states. Whether Virginia establishes its trading connection with its East Coast RGGI neighbors or California's regional trading system remains to be seen. Additionally, both major political party gubernatorial candidates competing in New Jersey's upcoming election favor New Jersey's return to RGGI. New Jersey's current governor pulled the state out of the program in 2011.
CALIFORNIA.
The State of California operates one of the most active GHG trading markets in the world, covering a signifcant portion of the state's economy. California's program is second in size to the European Union's Emissions Trading System. The California cap-and-trade rules came into effect in 2013.
Following a 2015 expansion, California's GHG trading scheme applies to power plants and industrial facilities that emit 25,000 metric tons or more of Co 2 - equivalent, and fuel distributors that meet the 25,000 metric ton threshold. The covered emissions include weighted equivalent values of methane, nitrous oxide, sulfur hexafluoride, perfluorocarbons and nitrogen trifluoride, along with Co 2 . This makes the California cap-and-trade system broader than the East Coast's RGGI system because the California system covers emitters other than power plants and GHGs other than CO 2 .
Covered emitters in California must hold enough emissions allowances to cover their emissions, and are free to buy and sell allowances on the open market. Under the California program, some allowances are auctioned, while others are allocated or given away for free. Covered entities in California can also use offsets rather than allowances to cover a limited percentage of their emissions limits. The percentage of free allowances allocated to emitters has been reduced over time.
California's cap-and-trade program is one element of the state's larger climate change initiative, the California Global Warming Solutions Act of 2006, which aims to reduce the state's GHG emissions to 1990 levels by 2020 and to 40 percent below 1990 levels by 2030. On July 25, 2017, California Governor Jerry Brown signed into law legislation extending the state's GHG trading program through 2030. Notably, the extension law includes price ceilings and floors and new limits on the use of offsets. Furthermore, it prohibits local air districts from imposing additional limits on CO 2 emissions from facilities subject to the cap-and-trade rules.
California's GHG cap-and-trade system also recently overcame a legal challenge in court. A split panel of judges in California's Third District Court of Appeals recently upheld the program, rejected claims that the state’s auction revenues equate to an unconstitutional tax, and instead found that the costs of buying or selling emissions allowances are property rights that can be traded. Had the court found the revenues to be taxes, the system would have been invalidated because tax increases must be approved by a two-thirds majority of the state Legislature, and the program did not have that level of support when it passed. The California Supreme Court declined to hear an appeal of this decision.
California's cap-and-trade system is connected to a similar carbon reduction scheme in Québec, Canada, which is discussed in the Canada section on page 4. This connection represents the first multi-sector cap-and-trade program connection in North America. Under it, allowances can be traded across jurisdictions. Ontario plans to join the program by next year as well.
Nevertheless, some environmental non-governmental organizations oppose cross-border trading system connections because of their belief that GHG emissions reductions should occur directly at the source of the emissions, rather than outside of the jurisdiction where the source is located.
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Canada: Greenhouse gas emissions trading schemes.
Ontario and Québec lead the way in developing trading schemes.
Canada's federal government recently entered into an agreement with eight Canadian provinces and three Canadian territories that is likely to accelerate the development of provincial and territorial greenhouse gas (GHG) trading systems. The December 2016 Pan-Canadian Framework on Clean Growth and Climate Change Framework outlines a federal benchmark for carbon pricing in Canada. Signatory jurisdictions can implement either (1) an explicit price-based system like a carbon tax or (2) a GHG cap-and-trade system similar to the Québec-California connection, as discussed on page 3. Ontario is following Québec's lead with the development of its own GHG emissions trading scheme.
The Province of Québec's GHG emissions trading scheme is more similar to the California system than it is to the RGGI cap-and-trade initiative. As a result, the Québec scheme has been harmonized with the California system since 2014.
Following an expansion in 2015, Québec's cap-and-trade system now applies to power plants, industrial facilities and fuel distributors. While fuel distributors are subject to a lower threshold, power plants and industrial facilities that emit 25,000 metric tons or more of carbon dioxide (CO 2 )-equivalent are subject to the provincial regime.
The Québec system covers the same broad suite of GHGs that the California system covers. Covered entities must surrender equivalent allowances to their emissions. Generally, power plants and fuel distributors have to buy 100 percent of their allowances at auction or on the secondary market. Allowances are auctioned jointly with California through the California Cap-and-Trade Program and the Québec Cap-and-Trade System Joint Auction of Greenhouse Gas Allowances. Certain industrial sectors subject to international competition—such as aluminum, cement, chemical, petrochemicals, mining, pulp and paper, and refning—receive some free allowances. However, this allocation of free allowances will continue to diminish over time. Offsets are allowed, subject to quantitative and qualitative limitations. Examples of Québec program offsets include landfll gas collection and destruction of ozone-depleting substances in insulating foam or used as refrigerants removed from refrigeration, freezer and air-conditioning appliances.
By 2020, Québec's system is intended to support a 20 percent provincial reduction in GHG emissions from 1990 levels.
Offsets issued by California, and any jurisdiction connected with Québec in the future, are recognized for compliance.
The Ontario Cap and Trade Program is relatively new, having only come into effect in January 2017.
The Ontario GHG emissions trading scheme applies to natural gas distributors and industrial emitters that emit 25,000 metric tons or more of CO 2 - equivalent, fuel supplies that supply 200 liters or more of petroleum products, and electricity importers who frst import electricity into Ontario for consumption in cases where generation facilities receive fuel directly from inter-provincial or international gas pipelines.
The Ontario system covers the same broad suite of GHGs that the California and Québec systems cover. Emitters must cover their emissions in each compliance period with an equivalent number of emissions credits. These credits can be obtained through provincial allocations or auctions, or through purchases in the secondary market. Credits can be traded among emitters and other market participants. Offsets can be used to help meet part of a covered entity’s emission requirements under the cap-and-trade program.
The first auction of Ontario emissions allowances was in March 2017. In the first compliance period (January 1, 2017, to December 31, 2020), most large emitters will receive most of the allowances they require free of charge. Following 2017, the number of credits issued by the province will decrease over a three-year period to support a reduction of Ontario's GHG emissions to 15 percent below 1990 levels by the end of 2020.
As discussed above, Ontario intends to connect its GHG trading scheme with the California and Québec regimes by 2018. Once this connection occurs, the three jurisdictions will hold joint auctions of emissions allowances. Emitters in any of the three jurisdictions will be able to purchase credits on the secondary market from covered entities in any of the three jurisdictions.
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Environment & Das Alterações Climáticas.
Implementation of a cap-and-trade program and compliance market is expected by 2021.
Mexico: Greenhouse gas emissions trading schemes.
Implementation of a cap-and-trade program and compliance market is expected by 2021.
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In 2012, Mexico enacted the General Law on Climate Change (GCCL), which required the creation of a national registry for greenhouse gases and provided orientation to federal, state and municipal authorities toward the authority to establish a voluntary emissions trading scheme (ETS).
In 2014, the Regulations of the GCCL for the Creation and Operation of the Emissions Registry (the GCCL Regulations) were published, followed by an implementing decree in 2015, recognizing that the first step in establishing an effcient compliance market was implementing an accurate registry of emissions of greenhouse gases (GHGs) and compounds.
The GCCL Regulations establish a reporting threshold of 25,000 tons of carbon dioxide (CO 2 )-equivalent, generated annually in all covered facilities operated by a company. Covered facilities include emitters in the energy, industrial, transport, agricultural, waste, commercial and services sectors. Although reports must be filed per facility, the sum of all covered facilities is considered for determining if reporting is required. For example, if a company has six different covered facilities emitting only 5,000 tons/CO 2 - equivalent, it must file a report for each facility, since their total emissions (30,000 tons/CO 2 - equivalent) would exceed the 25,000 tons/ CO 2 - equivalent threshold.
The governments of California, Québec and Ontario are expected to participate as observers during the pilot ETS.
The GCCL Regulations list the GHGs and compounds that must be recorded. This includes the following:
CO 2 Methane Nitrous oxide Carbon black Chlorofluorocarbons Hydrochlorofluorocarbons Hydrofluorocarbons Perfluorocarbons Sulphur hexafluoride Nitrogen trifluoride Halogenated ethers Halocarbons Mixtures of the above GHGs and compounds that the Intergovernmental Panel on Climate Change lists as such and that Mexico's Federal Ministry of Environment and Natural Resources (SEMARNAT) may further publish.
In 2016, SEMARNAT, the Mexican Stock Exchange (BMV) and MexiCO 2 (a voluntary carbon platform of the BMV) signed an agreement to implement a voluntary pilot ETS for several major companies pertaining to the power generation, manufacturing and transport sectors. Implementation of such a pilot project is currently being discussed, and its purpose is to prepare companies to create a draft ETS regulation by 2018, which would lead to a cap-and-trade program and compliance market (expected to be implemented by 2021).
The governments of California, Québec and Ontario are expected to participate as observers during the pilot ETS, with the purpose of collaborating in the potential linkage between these ETSs. Mexico signed a Memorandum of Understanding in 2015 with Québec that includes cooperation on emissions trading, and in 2016, Mexico, Québec and Ontario issued a joint declaration on carbon markets collaboration. This collaboration would be attractive for implementing emission-reduction projects with potential lower costs in Mexico, which may be recognized for compliance in these Canadian provinces, and it is already a possibility in the voluntary market of California, managed by the Climate Action Reserve, which has implemented several protocols for projects that may be implemented in Mexico.
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Environment & Das Alterações Climáticas.
Reino Unido.
EU's trading scheme framework dominates, but Brexit brings uncertainty.
United Kingdom: Greenhouse gas emissions trading schemes.
EU's trading scheme framework dominates, but Brexit brings uncertainty.
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As early as 2002, the UK began preparing for international emissions trading. It initiated a pilot emissions trading scheme (UK ETS) in anticipation of its mandatory contribution toward the EU Kyoto Protocol targets.
The UK ETS was the first cross-industry cap-and-trade greenhouse gas (GHG) emissions trading scheme of its kind in the world. It applied to certain named installations that were given caps on emissions and allowed these installations to purchase emissions in the event of a shortfall, or sell any excess to those installations that needed them to comply with their obligations under the UK ETS. By the time the EU Emissions Trading Directive came into effect in 2003, the UK had ample experience with pricing, auctions and other mechanics of emissions trading. Today, emissions trading in the UK is predominantly refected in the EU framework, as incorporated into domestic law by the UK Climate Change Act 2008 (CCA) and the Greenhouse Gas Emissions Trading Scheme Regulations 2009, which have been updated for the current trading period of 2013 to 2020.
The CCA is the core UK statutory basis for climate change mitigation measures. It commits the UK to a target of lowering GHG emissions by the year 2050 to 80 percent below 1990 levels (which translates to 160 MtCO 2 - equivalent emissions). From 2008 to 2012, the UK was capped at 3,018 MtCO 2 , decreasing to 2,782 MtCO 2 between 2013 and 2017. This will further decrease to 2,544 MtCO 2 between 2018 and 2022, and it provides mechanisms by which this target can be achieved. Specifcally, it confers powers to establish trading schemes for the purposes of limiting GHG emissions and encouraging activities that reduce emissions or remove GHG from the atmosphere. In theory, therefore, the UK could participate in any, or multiple, emissions trading schemes worldwide.
In November 2015, the UK reaffirmed its commitment to mitigating climate change on the world stage as a signatory to the Paris Agreement. The UK has developed and submitted its Nationally Developed Contribution (NDC) to achieving the targets of the Paris Agreement.
The Market Stability Reserve is another mechanism introduced to solve the problem of surplus EUAs causing a disincentive to reduce GHG emissions.
What is covered.
The CCA caps the UK's total net GHG emissions each year, and national authorities issue a fixed number of emissions allowances (EUAs) that may be used or traded as required and entitle relevant installations to emit a corresponding quantity of GHG. The UK ETS applies to a range of GHGs—CO 2 methane, nitrous oxide, hydrofluorocarbons, perfluorocarbons and sulphur hexafluoride. Regardless of the specifc GHG, EUAs are calculated as CO 2 - equivalent emissions, so volumes of each GHG are converted to one ton of CO 2 . One EUA entitles the holder to emit one ton of GHG.
Installations that carry out "regulated activities" beyond a threshold amount must obtain a permit and either buy or be allocated EUAs under the ETS. The threshold for covered installations is thermal input in excess of 20 MWs (i. e., through the combustion of fossil fuel), or the production of certain listed substances such as ammonia or nitric acid, given that GHG is inherently released during the production of such substances.
Covered activities are listed in Annex A of the Regulatory Guidance for Installations. One thousand of the 11,000 covered installations participating in the EU ETS are in the UK. These include power stations, oil refneries, offshore platforms and industries that produce iron and steel, cement and lime, paper, glass, ceramics and chemicals.
What is required.
The "polluter pays" principle applies to environmental protection requirements in the UK. For air emissions permits, the release of GHGs is permitted so long as the "polluting" installations pay for the right to create GHG emissions; that is, installations may only carry out regulated activities up to the number of their allocated EUAs. A proportion of those EUAs are allocated for free, and others must be purchased by auction. EUAs must be used for compliance or may be traded if the installation has a surplus of them.
Given that the aim of the ETS is to progressively reduce GHG emissions, the default position is that EUAs must be acquired at auction, with concessions being made for certain sectors to continue to have a free allocation. Under the UK ETS, each year fewer EUAs are allocated for free and more must be bought at auction. In 2013, installations that received an allocation received 80 percent of it for free. In 2020, covered installations will receive only 30 percent of their EUAs for free, and by 2027 all EUAs must be purchased at auction. Auctions are conducted through an agent (ICE Futures Europe is currently the exchange appointed by the government as the auction agent).
Installations must be able to surrender EUAs corresponding to the amount of GHG they emit each year. If they have insuffcient EUAs to match their emissions, they must either cut their emissions or acquire more EUAs on the open "carbon market." If they have excess, they may save the EUAs for future accounting periods or sell them to other installations. This ensures that emissions are reduced where it costs the least to do so.
Future outlook.
The UK introduced the Carbon Price Floor in 2013 to complement the effectiveness of its emissions trading system. Since the global financial crisis in 2007/2008, industrial output in the UK markedly decreased and, as a result, many of the covered installations ended up with surplus EUAs. These surpluses caused the market price for allowances to plummet, in addition to taking the pressure off installations to shift toward reducing GHG. The Carbon Price Floor scheme, which came into effect April 1, 2013, ensures that it does not become cheaper for installations to pollute rather than improve energy effciency and cleanliness by imposing an annually increasing surcharge on top of the market price of EUAs for installations that are fossil fuel-burning power stations. By most accounts, the UK’s carbon price floor has been successful in producing cost-effective emissions reductions. By facilitating the switch from oil to gas, it has also contributed to large-scale emissions reductions (80 percent from 2012 to 2016).
The Market Stability Reserve is another mechanism introduced to solve the problem of surplus EUAs causing a disincentive to reduce GHG emissions. This mechanism, which will be in force from 2019, is designed to automatically withdraw a proportion of EUAs available on the carbon market and place them into a reserve once the number of freely available allowances reaches a certain threshold. In theory, this will increase the demand for allowances and stabilize their price. If the number of available allowances should drop below a set threshold, some allowances will be released from the reserve.
The Paris Agreement will also likely have a considerable impact on the future of emissions trading in the UK and around the world. The agreement provides for the international connection of emission trading systems to facilitate the meeting of each country’s commitment under the Agreement via so-called "internationally transferred mitigation outcomes." The Paris Agreement provides no detail, however, on how such a mechanism would be developed, and at present emissions trading around the world lacks the uniformity for the various systems to become interconnected.
Trading across borders.
The UK ETS is inextricably linked to, and indeed a branch of, the EU-wide scheme provided for in the EU ETS Directive. As the carbon market is EU-wide and there is mutual recognition of EUAs across the EU, UK ETS allowances may be freely traded by installations throughout the EU.
Having one of the biggest economies in the EU, the UK is a major player in the EU ETS both in terms of influencing policy and market activity. The EU ETS is in essence a vehicle that helps both the UK and the EU as a whole reduce their GHG emissions and meet international commitments, in particular the Kyoto Protocol and the Paris Agreement. Through the 2004 Linking Directive, the EU ETS is linked to other emissions reduction schemes provided for under the Kyoto Protocol, namely Joint Implementation and the Clean Development Mechanism. Credits earned under these schemes (emission reduction units (ERUs) and certifed emission reductions (CERs) respectively) may be used in lieu of EUAs for compliance with the EU ETS.
It is unclear what the effect of Brexit will be on the UK ETS.
Effect of Brexit.
It is unclear what the effect of Brexit will be on the UK ETS given its connection to the wider EU scheme. If, upon leaving the EU, the UK chooses to leave the EU ETS but seeks continued access to the EU carbon market, this would need to be negotiated. The terms of access may be contained in a free trade agreement (should one be agreed to) with the EU.
Although Brexit's immediate effects are not known, it is predicted that for the UK ETS, the effects are not likely to be dramatic, as many of the legal bases for the UK ETS are now derived directly from domestic law. Nonetheless, new policies will be needed to ensure continued efforts at reducing GHG emissions where previous policies were mandated through the EU, and the government has declared its intention to do this. The UK's targets as part of the global transition to a low-carbon economy and to combat the effects of climate change will remain independent of the EU stance. The UK is a participant in the United Nations Framework Convention on Climate Change and a signatory to the Kyoto Protocol and the Paris Agreement in its own capacity as well as in its role as part of the EU; therefore, its obligations under these agreements are not dependent on its membership in the EU.
Through the 2008 Climate Change Act, the UK is required to establish carbon budgets to ensure progress in GHG emissions reduction and other climate change-related commitments. Although the UK's 2050 GHG reduction targets and the legislated carbon budgets (including the recent fifth carbon budget, which runs from 2028 to 2032) remain intact, going forward the UK's carbon budgets need to be adaptable to the reality of an uncertain future if the UK is to meet its global commitments. This includes addressing the prediction that one of Brexit's consequences and the uncertainty during negotiations will be an economic downturn for the UK. This may potentially lead to a reduction in GHG emissions, simply as a result of reductions in industrial output, lower energy consumption and other economic consequences. Having ratifed the Paris Agreement, the UK will need to submit its own commitments and targets for carbon reduction actions into 2050. The UK's access to the low-cost emission reduction market of the EU ETS is an important mechanism for achieving targets set by the UK. Whether Brexit means that the UK cannot continue to participate in the EU ETS after leaving the EU is an open question.
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10 passos práticos para criar um sistema de comércio de emissões.
A precificação do carbono está sendo cada vez mais utilizada por governos e empresas em todo o mundo como uma estratégia-chave para impulsionar ações climáticas, mantendo a competitividade, criando empregos e incentivando a inovação. A importância do preço do carbono foi ampliada no período que antecedeu o acordo global sobre mudanças climáticas em Paris em dezembro passado.
O Grupo do Banco Mundial, por meio de várias iniciativas, fornece assistência financeira e técnica a vários países, liderando o caminho para colocar um preço em suas emissões. Parte desse apoio são conselhos práticos sobre como projetar e implementar instrumentos específicos de redução de emissões, como um sistema de comércio de emissões ou um imposto sobre carbono.

Factbox: Carbon taxes and emission trading schemes around the world.
Which countries have introduced a carbon tax or emissions trading scheme? Check our quick guide.
Prime Minister Malcolm Turnbull on Thursday criticised South Australian Premier Jay Weatherill for suggesting that states could go it alone on an emissions intensity scheme.
South Australia is already threatening to separately set up a carbon scheme for the electricity sector, ahead of a meeting of federal and state leaders.
Premier Jay Weatherill's warning comes after the federal government ruled one out a carbon tax and an emissions intensity scheme as part of its review into climate change policy, following criticism from some of its own MPs.
Mr Turnbull said this week: "We will not be imposing a carbon tax and we will not be imposing an emissions trading scheme, however it is called."
His comments contrast his Environment Minister Josh Frydenberg's stance on Monday when he told the ABC an emissions intensity scheme was being looked at as part of the inquiry.
A report by Chief Scientist Alan Finkel to be presented at Friday's Council of Australian Governments meeting in Canberra is expected to recommend such a scheme.
Turnbull slams call for state-based carbon emissions scheme.
The Climate Change Authority released a report in 2015 that described Australia’s 2020 carbon emissions reduction target as "inadequate" and recommended targets of at least 15 per cent.
If Australia is not be one of them, what does that mean? And how do we compare on a world scale?
SBS News looks at how the carbon tax works and which countries have measures in place.
How does carbon pricing work in Australia?
Australia implemented a carbon tax in 2012 under the Labor government.
The tax also imposed climate-equivalent fees on nitrous oxide, perfluorocarbons and methane.
However, two years later, on July 17, 2014 it was repealed.
The former federal government said a price tag on pollution was the most efficient way to discourage business and industry from emitting greenhouse gases, which are contributing to climate change.
Carbon pricing roughly applied to Australia's largest 500 emitters, which are companies that emit more than 25,000 tonnes of carbon dioxide or supply or use natural gas.
The tax was introduced at $23 per tonne of CO2.
From July 2015, the number of units issued by the government each year will to be capped by regulators.
Under the Carbon Farming Initiative (CFI), farmers and land managers could earn carbon credits by storing carbon or reducing greenhouse gas emissions on the land. These credits could be sold to people and businesses wishing to offset their emissions.
This scheme also included credits earned from activities such as reforestation, savannah fire management and reductions in emissions from livestock and fertiliser use.
Australia has a legislated renewable energy target designed to ensure that 20 per cent of electricity comes from renewable sources by 2020.