Sistema de comércio de emissões canada

Sistema de comércio de emissões do Canadá
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Esquemas Nacionais - Canadá.
O Canadá ratificou o Protocolo de Kyoto em 17 de dezembro de 2002. No entanto, o governo do Canadá não implementou uma política nacional ou um esquema nacional de comércio de emissões até o momento e depois saiu de Kyoto no final de 2011.
O Primeiro Ministro Stephen Harper anunciou que a resposta do Canadá às Mudanças Climáticas e ao Protocolo de Kyoto será considerada na Lei C-30 "Clean Air Act". que foi lançado em outubro de 2006 e que constitui uma abordagem integrada para os GEE, NOx e SO2 e outros poluentes atmosféricos. O governo do Canadá anunciou algumas metas amplas de curto, médio e longo prazo como parte do Projeto de Lei C-30. No entanto, Bill C-30 foi encaminhado para um Comitê Legislativo especial da Câmara dos Comuns do Canadá. Espera-se que este Comitê forneça suas conclusões à Câmara dos Comuns até 30 de março de 2007.
O governo do Canadá planeja emitir um documento de discussão em abril de 2007, que conterá metas e que terá três opções de conformidade & # 8211; um fundo de investimento em tecnologia, comércio de emissões e um sistema interno de compensação. Prevê-se que o sistema nacional de comércio de licenças de emissão para LFEs apoiado por metas reguladas esteja operacional no Canadá em 2010. Prevê-se que um sistema de compensação surgirá antes de 2010, começando no nível provincial e expandindo para o nível nacional. Até o momento, o governo do Canadá não declarou que fornecerá quaisquer mecanismos de habilitação para o acesso aos mercados internacionais de comércio de emissões, embora se preveja que uma posição sobre isso será proposta em um futuro próximo.
Uma série de regulamentações provinciais e esquemas de comércio estão surgindo no Canadá, incluindo:
A Colúmbia Britânica divulgou uma estratégia abrangente que pedia uma redução de 33% nas emissões de GEE até 2020 & # 8211; com metas intermediárias para 2012 e 2016. A posição inicial do BC é que ele pretende adotar o sistema regulatório federal para LFEs e compensações. Alberta anunciou alvos específicos baseados em intensidade (12%) que começam em 1º de julho de 2007 e incluem um programa de negociação de compensação baseado na província. Ontário divulgou um documento de discussão no início de 2013 que sugeria um limite de comércio em 2015 com regulamentações federais em 2016. Quebec concluiu sua ordem de regulamentação de limitação e comércio em dezembro de 2012 e o programa entrou em vigor em 2013 com planos para ligar para a Califórnia em algum momento ainda este ano.
Em 2007, o Governo do Canadá anunciou a criação de US $ 1,5 bilhão (CAD) "Eco-Trust Fund & rdquo; para ser distribuído às províncias baseadas na população e que será apontado para iniciativas provinciais para abordar a mudança climática & # 8211; infraestrutura, tecnologia e suporte para energia limpa.
Ontário também tem regulamentações provinciais para NOx e SO2 sob o Código de Comércio de Emissões 397.
Por fim, as questões emergentes de comércio e mudança climática dos EUA também podem ter um impacto significativo sobre a futura orientação política do Canadá.

Esquemas de comércio de emissões de gases de efeito estufa: uma perspectiva global.
Uma visão geral das regras e desenvolvimentos nas principais jurisdições em todo o mundo, incluindo os EUA, o Canadá, o México, o Japão, o Reino Unido e a UE.
Navegando em esquemas de emissões de gases de efeito estufa em todo o mundo.
À medida que os sistemas globais de comércio de emissões passam por mudanças fundamentais, a compreensão das políticas e regras em torno deles pode alertá-lo para oportunidades e desafios.
Os impactos das emissões de gases de efeito estufa (GEE) continuam sendo uma grande preocupação globalmente. Inovações ocorreram em soluções baseadas no mercado, desenvolvimento de tecnologia e direito internacional, e existem 17 esquemas de comércio de emissões de GEE que foram estabelecidos globalmente, operando em 35 países, 12 estados e sete cidades.
Esses esquemas de negociação apresentam uma abordagem baseada no mercado para controlar as emissões de GEE e mitigar os efeitos das mudanças climáticas, limitando a quantidade de descargas industriais de GEEs, seja pela alocação ou compra de licenças de emissão de uma autoridade central ou pela compra de créditos de emissões participantes do mercado. Por exemplo, uma empresa que emite mais GEEs do que suas permissões permite comprar créditos de outras pessoas dispostas a vendê-los. As unidades de crédito de emissões de GEE são geralmente conhecidas como créditos de carbono ou créditos de redução de emissões de GEE.
Com o término do período de cumprimento do Protocolo de Kyoto de 2013 - 2020, o cumprimento das contribuições determinadas a nível nacional sob o Acordo de Paris abriu novos desafios, e as mudanças resultantes estão confrontando o comércio mundial de emissões de GEE. Essas mudanças incluem a dinâmica econômica, que reduziu o valor dos créditos de redução de emissões e afetou o mercado, a oposição política potencial às políticas subjacentes ao comércio de emissões de GEE e o aumento de inovações econômicas na redução das emissões de GEE.
Este relatório oferece aos leitores uma visão geral do status dos esquemas de comércio de emissões de GEE nas principais jurisdições em todo o mundo, incluindo os Estados Unidos, o Canadá, o México, o Japão, o Reino Unido e a União Européia. Ele ilustra o status atual dos sistemas globais de comércio de emissões de GEE e também oferece insights sobre onde o sistema global de comércio de emissões de GEE está se dirigindo, alertando os leitores sobre potenciais oportunidades e desafios.
Estados Unidos.
Espera-se que estados individuais assumam a liderança na regulamentação das emissões de gases de efeito estufa.
Estados Unidos: esquemas de comércio de emissões de gases de efeito estufa.
Espera-se que estados individuais assumam a liderança na regulamentação das emissões de gases de efeito estufa.
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Nos EUA, o comércio de créditos de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) está em andamento em um grande grupo de estados na costa leste e na Califórnia. No nordeste dos EUA, os estados da Nova Inglaterra e um grupo de estados do Meio Atlântico uniram-se para criar um regime de limite e comércio de dióxido de carbono (CO 2) que cobre as emissões de CO2 das usinas desses estados. Na costa oeste, o regime comercial mais amplo da Califórnia, que abrange uma ampla gama de GEEs de uma variedade de emissores da Califórnia, busca se expandir para mercados fora do estado.
No nível federal, no entanto, os sinais apontam para uma regulamentação mais leve das emissões de GEE. Isso resulta de uma combinação de fatores, incluindo as ações da administração Trump e desafios legais pendentes aos planos da Agência de Proteção Ambiental federal para a regulamentação das emissões de GEE. Portanto, espera-se que estados individuais - em vez do governo federal - assumam a liderança com o desenvolvimento da regulamentação de emissões de GEE nos próximos quatro anos.
O comércio de créditos de redução de emissão de gases de efeito estufa está em andamento em um grande grupo de estados na costa leste e na Califórnia.
Nova Inglaterra, Nova York, Maryland e Delaware.
Os nove estados de Connecticut, Delaware, Maine, Maryland, Massachusetts, Nova Hampshire, Nova York, Rhode Island e Vermont operam conjuntamente um sistema regional de limite e comércio de CO 2 conhecido como Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI). Este sistema foi o primeiro programa de limitação e comércio obrigatório dos EUA para emissões de GEE.
O esquema de negociação RGGI, que entrou em vigor em 2009, aplica-se apenas às emissões de CO 2 de usinas geradoras de combustível fóssil com capacidade de gerar 25 MW ou mais nos nove estados da RGGI. O sistema RGGI é, portanto, mais restrito do que alguns outros sistemas regionais de comércio de emissões de GEE que cobrem GEEs além do CO 2 e que se aplicam a outros emissores além de usinas de energia.
O RGGI aplica-se a reduções de emissões dentro de uma estrutura regional, consistente com a forma como o sistema de energia nos EUA opera. Juntos, os estados da RGGI estabelecem um teto para as emissões totais de CO 2 de usinas de energia cobertas na região. Cada estado implementa o programa através de limites de emissões em estados participantes individuais da RGGI que são iguais às ações do limite regional. O limite RGGI diminui ao longo do tempo, diminuindo gradualmente os limites de emissões. As usinas cobertas nos estados participantes devem obter uma permissão para cada tonelada de CO 2 emitida anualmente (licenças de leilões RGGI, em vez de alocá-las gratuitamente). As usinas de energia da região podem cumprir com a compra de licenças em leilões trimestrais, a compra de licenças de outros geradores dentro da região que tenham licenças excedentes ou apoiem projetos de compensação. A RGGI administrou seu primeiro leilão de permissões de CO 2 em 2008.
Até 2020, o limite de RGGI CO 2 é projetado para contribuir para uma redução de 45% nas emissões anuais de CO2 do setor de energia da região a partir dos níveis de 2005. Recentemente, o RGGI propôs mudanças no programa após 2020, segundo as quais o limite de CO2 da região diminuiria 2,275 milhões de toneladas de CO 2 por ano após 2021, resultando em uma redução do limite regional de CO 2 em 30% em relação aos níveis de 2020. 2030. Os estados da RGGI realizarão uma reunião pública sobre esta proposta em 25 de setembro de 2017. Embora a Virgínia não seja membro da RGGI, seu governador recentemente orientou reguladores ambientais naquele estado a limitar as emissões de GHG na Virginia e estabelecer um comércio de emissões de GEE. sistema no estado em que os créditos podem ser usados ​​e negociados em sistemas de comércio similares em outros estados. Isso poderia incluir os estados RGGI. Se a Virgínia estabelece sua conexão comercial com seus vizinhos RGGI da Costa Leste ou com o sistema de comércio regional da Califórnia, ainda não se sabe. Além disso, os dois principais candidatos a governador de partidos políticos que competem nas próximas eleições de New Jersey favorecem o retorno de Nova Jersey à RGGI. O atual governador de Nova Jersey retirou o estado do programa em 2011.
CALIFÓRNIA.
O Estado da Califórnia opera um dos mercados de comércio de GEE mais ativos do mundo, cobrindo uma parte signifcativa da economia do estado. O programa da Califórnia é o segundo em tamanho para o Sistema de Comércio de Emissões da União Européia. As regras de limitação e comércio da Califórnia entraram em vigor em 2013.
Após uma expansão em 2015, o esquema de comércio de GEE da Califórnia se aplica a usinas de energia e instalações industriais que emitem 25.000 toneladas métricas ou mais de co2 equivalente e distribuidores de combustível que atendem ao limite de 25.000 toneladas métricas. As emissões cobertas incluem valores equivalentes ponderados de metano, óxido nitroso, hexafluoreto de enxofre, perfluorcarbonetos e trifluoreto de nitrogênio, juntamente com Co 2. Isso torna o sistema cap-and-trade da Califórnia mais amplo do que o sistema RGGI da Costa Leste, porque o sistema da Califórnia cobre outros emissores além de usinas de energia e GEEs além do CO 2.
Emissores cobertos na Califórnia devem ter licenças de emissão suficientes para cobrir suas emissões, e estão livres para comprar e vender permissões no mercado aberto. Sob o programa da Califórnia, algumas licenças são leiloadas, enquanto outras são alocadas ou doadas gratuitamente. As entidades cobertas na Califórnia também podem usar compensações em vez de subsídios para cobrir uma porcentagem limitada de seus limites de emissões. A percentagem de licenças gratuitas atribuídas aos emissores foi reduzida ao longo do tempo.
O programa cap-and-trade da Califórnia é um elemento da maior iniciativa climática do estado, o California Global Warming Solutions Act de 2006, que visa reduzir as emissões de GEE do estado para os níveis de 1990 até 2020 e para 40 por cento abaixo dos níveis de 1990 até 2030. Em 25 de julho de 2017, o governador da Califórnia, Jerry Brown, assinou uma lei estendendo o programa de comércio de GEE do estado até 2030. Em particular, a lei de extensão inclui tetos e pisos de preços e novos limites ao uso de compensações. Além disso, proíbe que os distritos aéreos locais imponham limites adicionais às emissões de CO 2 de instalações sujeitas às regras de limite e comércio.
O sistema cap-and-trade de GHG da Califórnia também superou recentemente um desafio legal no tribunal. Um painel dividido de juízes do Tribunal Distrital de Apelação do Terceiro Distrito da Califórnia recentemente confirmou o programa, rejeitou as alegações de que as receitas do leilão equivalem a um imposto inconstitucional e, em vez disso, constatou que os custos de compra ou venda de permissões de emissões são direitos de propriedade que podem ser negociados. Se o tribunal considerasse as receitas como impostos, o sistema teria sido invalidado porque os aumentos de impostos deviam ser aprovados por uma maioria de dois terços do Legislativo estadual, e o programa não tinha esse nível de apoio quando foi aprovado. A Suprema Corte da Califórnia recusou-se a ouvir uma apelação desta decisão.
O sistema cap-and-trade da Califórnia está conectado a um esquema semelhante de redução de carbono no Québec, Canadá, que é discutido na seção Canadá na página 4. Essa conexão representa a primeira conexão multissetorial do programa cap-and-trade na América do Norte. Sob ela, as permissões podem ser negociadas entre as jurisdições. Ontário planeja se juntar ao programa no próximo ano também.
No entanto, algumas organizações não-governamentais ambientalistas se opõem às conexões do sistema de comércio transfronteiriço por acreditarem que as reduções de emissões de GEE devem ocorrer diretamente na fonte das emissões, e não fora da jurisdição onde a fonte está localizada.
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Ontário e Québec lideram o desenvolvimento de esquemas de comércio.
Canadá: esquemas de comércio de emissões de gases do efeito estufa.
Ontário e Québec lideram o desenvolvimento de esquemas de comércio.
O governo federal do Canadá firmou recentemente um acordo com oito províncias canadenses e três territórios canadenses, o que provavelmente acelerará o desenvolvimento de sistemas de comércio provincial e territorial de gases de efeito estufa (GEE). A Estrutura Pan-canadense de dezembro de 2016 sobre Crescimento Limpo e a Estrutura de Mudanças Climáticas delineia uma referência federal para a precificação de carbono no Canadá. As jurisdições signatárias podem implementar (1) um sistema explícito baseado em preços como um imposto sobre carbono ou (2) um sistema de limitação e comércio de GEE semelhante à conexão Québec-Califórnia, como discutido na página 3. O Canadá está seguindo a liderança de Québec. o desenvolvimento de seu próprio esquema de comércio de emissões de GEE.
O esquema de comércio de emissões de GEE da Província de Québec é mais parecido com o sistema da Califórnia do que com a iniciativa cap-and-trade da RGGI. Como resultado, o esquema de Québec foi harmonizado com o sistema da Califórnia desde 2014.
Após uma expansão em 2015, o sistema de limitação e comércio de Québec agora se aplica a usinas de energia, instalações industriais e distribuidores de combustível. Enquanto os distribuidores de combustível estão sujeitos a um limite mais baixo, as usinas e instalações industriais que emitem 25.000 toneladas métricas ou mais de dióxido de carbono (CO 2) são equivalentes ao regime provincial.
O sistema de Québec abrange o mesmo amplo conjunto de GEEs que o sistema da Califórnia cobre. As entidades abrangidas devem devolver licenças equivalentes às suas emissões. Geralmente, usinas de energia e distribuidores de combustível têm que comprar 100% de suas permissões em leilões ou no mercado secundário. As permissões são leiloadas em conjunto com a Califórnia através do Programa Cap-and-Trade da Califórnia e do Leilão Conjunto de Licenciamento de Gases de Efeito Estufa do Québec Cap-and-Trade. Certos setores industriais sujeitos à concorrência internacional - como alumínio, cimento, produtos químicos, petroquímicos, mineração, papel e celulose e refino - recebem algumas concessões gratuitas. No entanto, esta atribuição de licenças gratuitas continuará a diminuir ao longo do tempo. As compensações são permitidas, sujeitas a limitações quantitativas e qualitativas. Exemplos de compensações do programa de Quebec incluem a coleta e a destruição de substâncias que destroem a camada de ozônio em espuma isolante ou usadas como refrigerantes removidos de equipamentos de refrigeração, freezer e ar-condicionado.
Até 2020, o sistema de Québec pretende apoiar uma redução de 20% nas emissões de GEE dos níveis de 1990.
As compensações emitidas pela Califórnia, e qualquer jurisdição relacionada com o Quebec no futuro, são reconhecidas para cumprimento.
O Programa Cap and Trade de Ontário é relativamente novo, tendo entrado em vigor somente em janeiro de 2017.
O esquema de comércio de emissões de GEE de Ontário aplica-se a distribuidores de gás natural e emissores industriais que emitem 25.000 toneladas métricas ou mais de equivalente CO2, suprimentos de combustível que fornecem 200 litros ou mais de produtos petrolíferos e importadores de eletricidade que importam eletricidade para Ontário para consumo nos casos em que as instalações de geração recebem combustível diretamente dos gasodutos inter-provinciais ou internacionais.
O sistema de Ontário abrange o mesmo amplo conjunto de GEEs que os sistemas da Califórnia e Québec cobrem. Os emissores devem cobrir suas emissões em cada período de conformidade com um número equivalente de créditos de emissões. Esses créditos podem ser obtidos através de alocações ou leilões provinciais, ou através de compras no mercado secundário. Créditos podem ser negociados entre emissores e outros participantes do mercado. As compensações podem ser usadas para ajudar a atender parte dos requisitos de emissão de uma entidade coberta no programa cap-and-trade.
O primeiro leilão de permissões de emissões do Ontário foi em março de 2017. No primeiro período de conformidade (1º de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020), a maioria dos grandes emissores receberá a maior parte das permissões necessárias gratuitamente. Após 2017, o número de créditos emitidos pela província diminuirá ao longo de um período de três anos para apoiar uma redução das emissões de GEE do Ontário para 15 por cento abaixo dos níveis de 1990 até o final de 2020.
Como discutido acima, o Ontário pretende conectar seu esquema de comércio de GEE com os regimes da Califórnia e Québec até 2018. Uma vez que essa conexão ocorra, as três jurisdições realizarão leilões conjuntos de licenças de emissão. Emissores de qualquer uma das três jurisdições poderão adquirir créditos no mercado secundário de entidades cobertas em qualquer uma das três jurisdições.
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Meio Ambiente & amp; Das Alterações Climáticas.
A implementação de um programa de cap-and-trade e mercado de conformidade está prevista para 2021.
México: esquemas de comércio de emissões de gases do efeito estufa.
A implementação de um programa de cap-and-trade e mercado de conformidade está prevista para 2021.
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Em 2012, o México promulgou a Lei Geral sobre Mudanças Climáticas (GCCL), que exigiu a criação de um registro nacional de gases de efeito estufa e forneceu orientação às autoridades federais, estaduais e municipais para estabelecer um esquema voluntário de comércio de emissões (ETS).
Em 2014, o Regulamento do GCCL para a Criação e Operação do Registro de Emissões (o Regulamento GCCL) foi publicado, seguido por um decreto de implementação em 2015, reconhecendo que o primeiro passo para estabelecer um mercado de conformidade eficiente foi implementar um registro preciso de emissões de gases de efeito estufa (GEEs) e compostos.
O Regulamento GCCL estabelece um limite de relatório de 25.000 toneladas de dióxido de carbono (CO 2) equivalente, gerado anualmente em todas as instalações cobertas operadas por uma empresa. As instalações cobertas incluem emissores nos setores de energia, industrial, transporte, agrícola, resíduos, comercial e de serviços. Embora os relatórios devam ser arquivados por instalação, a soma de todas as instalações cobertas é considerada para determinar se a notificação é necessária. Por exemplo, se uma empresa tiver seis instalações cobertas diferentes que emitem apenas 5.000 toneladas / equivalente a CO 2, ela deverá apresentar um relatório para cada instalação, uma vez que suas emissões totais (30.000 toneladas / equivalente a CO 2) excederão as 25.000 toneladas / CO Limiar 2 - equivalente.
Espera-se que os governos da Califórnia, Québec e Ontário participem como observadores durante o ETS-piloto.
Os Regulamentos GCCL listam os GEEs e compostos que devem ser registrados. Isso inclui o seguinte:
CO 2 Metano Óxido nitroso Negro de fumo Clorofluorocarbonos Hidroclorofluorocarbonos Hidrofluorocarbonetos Perfluorocarbonetos Hexafluoreto de enxofre Trifluoreto de nitrogênio Éteres halogenados Halocarbonos Misturas dos GHGs e compostos acima mencionados pelo Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas e que o Ministério Federal do Meio Ambiente e Recursos Naturais do México (SEMARNAT) pode publicar.
Em 2016, a SEMARNAT, a Bolsa Mexicana de Valores (BMV) e o MexiCO 2 (uma plataforma voluntária de carbono do BMV) assinaram um acordo para implementar um piloto ETS voluntário para várias grandes empresas pertencentes aos setores de geração, fabricação e transporte de energia. A implementação de tal projeto piloto está sendo discutida atualmente, e sua finalidade é preparar as empresas para criar um projeto de regulamento do ETS até 2018, o que levaria a um programa de cap-and-trade e mercado de conformidade (previsto para ser implementado até 2021).
Espera-se que os governos da Califórnia, Québec e Ontário participem como observadores durante o ETS-piloto, com o objetivo de colaborar na potencial ligação entre esses ETSs. O México assinou um Memorando de Entendimento em 2015 com o Quebec que inclui cooperação sobre o comércio de emissões e, em 2016, México, Québec e Ontário emitiram uma declaração conjunta sobre a colaboração nos mercados de carbono. Essa colaboração seria atraente para a implementação de projetos de redução de emissões com custos potencialmente mais baixos no México, que podem ser reconhecidos pelo cumprimento dessas províncias canadenses, e já é uma possibilidade no mercado voluntário da Califórnia, administrado pela Climate Action Reserve, que implementou vários protocolos para projetos que podem ser implementados no México.
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Reino Unido.
A estrutura do esquema de comércio da UE domina, mas o Brexit traz incerteza.
Reino Unido: regimes de comércio de emissões de gases com efeito de estufa.
A estrutura do esquema de comércio da UE domina, mas o Brexit traz incerteza.
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Já em 2002, o Reino Unido começou a se preparar para o comércio internacional de emissões. Iniciou um esquema piloto de comércio de emissões (UK ETS) em antecipação da sua contribuição obrigatória para os objetivos do Protocolo de Quioto da UE.
O ETS do Reino Unido foi o primeiro esquema de comércio de emissões de gás de efeito estufa (GEE) de comércio cruzado do setor de seu tipo no mundo. Ele se aplicava a certas instalações nomeadas que recebiam limites de emissões e permitia que essas instalações comprassem emissões no caso de um déficit, ou vendesse qualquer excesso àquelas instalações que precisassem delas para cumprir suas obrigações sob o ETS do Reino Unido. No momento em que a Diretiva de Comércio de Emissões da UE entrou em vigor em 2003, o Reino Unido tinha ampla experiência com preços, leilões e outras mecânicas do comércio de emissões. Hoje, o comércio de emissões no Reino Unido é predominantemente refletido no quadro da UE, conforme incorporado à lei doméstica pelo Acto de Mudança Climática do Reino Unido de 2008 (CCA) e os Regulamentos do Esquema de Comércio de Emissões de Gases de Efeito de Estufa de 2009, que foram atualizados para o atual período de comércio 2013 a 2020.
O CCA é a principal base estatutária do Reino Unido para medidas de mitigação das mudanças climáticas. Ela compromete o Reino Unido a uma meta de redução das emissões de GEE no ano 2050 a 80% abaixo dos níveis de 1990 (o que se traduz em 160 emissões equivalentes a MtCO2). De 2008 a 2012, o Reino Unido foi limitado a 3.018 MtCO2, diminuindo para 2.782 MtCO2 entre 2013 e 2017. Isso diminuirá ainda mais para 2.544 MtCO2 entre 2018 e 2022, e fornece mecanismos pelos quais essa meta pode ser alcançada. Especificamente, confere poderes para estabelecer esquemas de comércio com o propósito de limitar as emissões de GEE e incentivar atividades que reduzam as emissões ou removam os GEE da atmosfera. Teoricamente, portanto, o Reino Unido poderia participar de qualquer esquema de comércio de emissões, ou de múltiplos, em todo o mundo.
Em novembro de 2015, o Reino Unido reafirmou seu compromisso de mitigar as mudanças climáticas no cenário mundial como signatário do Acordo de Paris. O Reino Unido desenvolveu e submeteu sua Contribuição Nacionalmente Desenvolvida (CND) para atingir as metas do Acordo de Paris.
A Reserva de Estabilidade do Mercado é outro mecanismo introduzido para resolver o problema de EUAs excedentes, causando um desincentivo à redução das emissões de GEE.
O que é coberto
A CCA cobre as emissões líquidas totais de GEE do Reino Unido a cada ano, e as autoridades nacionais emitem um número fixo de permissões de emissão (EUAs) que podem ser usadas ou comercializadas conforme necessário e autorizam as instalações relevantes a emitirem uma quantidade correspondente de GEE. O ETS do Reino Unido se aplica a uma gama de GEEs - metano, óxido nitroso, hidrofluorcarbonos, perfluorcarbonos e hexafluoreto de enxofre. Independentemente do GHG específico, os EUAs são calculados como emissões equivalentes de CO 2, portanto os volumes de cada GEE são convertidos em uma tonelada de CO 2. Um EUA autoriza o detentor a emitir uma tonelada de GEE.
As instalações que realizam "atividades reguladas" além de um valor limite devem obter uma permissão e comprar ou ser alocadas EUAs sob o ETS. O limite para instalações cobertas é a entrada térmica em mais de 20 MW (isto é, através da combustão de combustível fóssil), ou a produção de certas substâncias listadas, como amônia ou ácido nítrico, dado que o GEE é inerentemente liberado durante a produção dessas substâncias. .
As atividades cobertas estão listadas no Anexo A do Regulamento de Orientação para Instalações. Mil das 11 mil instalações cobertas que participam do EU ETS estão no Reino Unido. Estes incluem centrais eléctricas, refinarias de petróleo, plataformas offshore e indústrias que produzem ferro e aço, cimento e cal, papel, vidro, cerâmica e produtos químicos.
O que é necessario.
O princípio do "poluidor-pagador" aplica-se aos requisitos de proteção ambiental no Reino Unido. Para licenças de emissão de ar, a liberação de GEEs é permitida desde que as instalações "poluidoras" paguem pelo direito de criar emissões de GEE; isto é, as instalações só podem executar atividades reguladas até o número de suas EUAss alocadas. Uma parte desses EUAs é alocada gratuitamente e outros devem ser comprados em leilão. As EUAs devem ser usadas para conformidade ou podem ser negociadas se a instalação tiver um excedente delas.
Dado que o objetivo do ETS é reduzir progressivamente as emissões de GEE, a posição padrão é que as EUAs devem ser adquiridas em leilões, com concessões sendo feitas para que certos setores continuem a ter uma alocação gratuita. Sob o ETS do Reino Unido, a cada ano menos EUAs são alocados gratuitamente e mais devem ser comprados em leilão. Em 2013, as instalações que receberam uma alocação receberam 80% dela gratuitamente. Em 2020, as instalações cobertas receberão apenas 30% de suas EUAs gratuitamente e, até 2027, todas as EUAs devem ser compradas em leilão. Os leilões são conduzidos através de um agente (a ICE Futures Europe é atualmente a bolsa indicada pelo governo como agente de leilão).
As instalações devem ser capazes de entregar EUAs correspondentes à quantidade de GEE que emitem a cada ano. Se eles têm EUAs insuficientes para igualar suas emissões, eles devem cortar suas emissões ou adquirir mais EUAs no "mercado de carbono" aberto. Se eles tiverem excesso, podem salvar os EUAs por períodos contábeis futuros ou vendê-los a outras instalações. Isso garante que as emissões sejam reduzidas onde é o menor custo.
Perspectiva futura.
O Reino Unido introduziu o Piso de Preços do Carbono em 2013 para complementar a eficácia do seu sistema de comércio de emissões. Desde a crise financeira global em 2007/2008, a produção industrial no Reino Unido diminuiu acentuadamente e, como resultado, muitas das instalações cobertas acabaram com EUAs excedentes. Esses excedentes fizeram com que o preço de mercado das permissões caísse, além de retirar a pressão das instalações para reduzir a emissão de GEE. O esquema Carbon Price Floor, que entrou em vigor em 1º de abril de 2013, garante que não fique mais barato para as instalações poluir, em vez de melhorar a eficiência e limpeza energética, impondo uma sobretaxa anual crescente sobre o preço de mercado das EUAs para instalações que são usinas de queima de combustíveis fósseis. De acordo com a maioria das contas, o piso de preço de carbono do Reino Unido obteve sucesso na produção de reduções de emissões de baixo custo. Ao facilitar a mudança do petróleo para o gás, também contribuiu para reduções de emissões em grande escala (80% de 2012 a 2016).
A Reserva de Estabilidade do Mercado é outro mecanismo introduzido para resolver o problema de EUAs excedentes, causando um desincentivo à redução das emissões de GEE. Esse mecanismo, que entrará em vigor a partir de 2019, visa retirar automaticamente uma proporção de EUAs disponíveis no mercado de carbono e colocá-las em uma reserva quando o número de permissões livremente disponíveis atingir um determinado limite. Em teoria, isso aumentará a demanda por permissões e estabilizará seu preço. Se o número de permissões disponíveis for inferior a um limite definido, algumas licenças serão liberadas da reserva.
O Acordo de Paris provavelmente também terá um impacto considerável sobre o futuro do comércio de emissões no Reino Unido e em todo o mundo. O acordo prevê a conexão internacional de sistemas de comércio de emissões para facilitar o cumprimento do compromisso de cada país sob o Acordo através dos chamados "resultados de mitigação transferidos internacionalmente". O Acordo de Paris não fornece nenhum detalhe, no entanto, sobre como esse mecanismo seria desenvolvido, e no atual mercado de emissões em todo o mundo falta a uniformidade para os vários sistemas se tornarem interconectados.
Negociação através das fronteiras.
O RCE do Reino Unido está indissoluvelmente ligado e, na verdade, é um ramo do esquema de toda a UE previsto na Diretiva EU ETS. Como o mercado de carbono é de toda a UE e existe um reconhecimento mútuo das EUAs em toda a UE, as licenças do RCLE do Reino Unido podem ser livremente negociadas por instalações em toda a UE.
Tendo uma das maiores economias da UE, o Reino Unido é um importante participante no EU ETS, tanto em termos de influenciar a política quanto as atividades de mercado. O EU ETS é, em essência, um veículo que ajuda tanto o Reino Unido quanto a UE como um todo a reduzir suas emissões de GEE e cumprir compromissos internacionais, em particular o Protocolo de Kyoto e o Acordo de Paris. Através da Directiva de Ligação de 2004, o EU ETS está ligado a outros sistemas de redução de emissões previstos no Protocolo de Quioto, nomeadamente a Implementação Conjunta e o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo. Os créditos obtidos com esses esquemas (unidades de redução de emissões (UREs) e reduções de emissão certificadas (RCEs), respectivamente) podem ser usados ​​em vez de EUAs para conformidade com o EU ETS.
Não está claro qual será o efeito do Brexit no Reino Unido.
Efeito do Brexit.
Não está claro qual será o efeito do Brexit no ETS do Reino Unido, dada sua conexão com o esquema mais amplo da UE. Se, ao deixar a UE, o Reino Unido optar por deixar o EU ETS, mas buscar acesso contínuo ao mercado de carbono da UE, isso precisaria ser negociado. Os termos de acesso podem estar contidos em um acordo de livre comércio (caso haja acordo) com a UE.
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.
Esta publicação é fornecida para sua conveniência e não constitui aconselhamento legal. Esta publicação é protegida por direitos autorais.

Canada : Canadian Emissions Trading Schemes: Thought For Investors.
By Gray E. Taylor, Chair, Climate Change & Emissions Trading Group and Corporate Law Partner, Bennett Jones LLP 1.
This is a chapter extracted from one of Thomson Reuters Marketing Intelligence Report's: Managing Risk in Global Carbon Markets . For more information or to read the full report, please visit ifrmarketintelligence.
Canada is due to launch an emission intensity-based emissions trading scheme on 1 January 2010, a scheme that permits access to offsets produced in Canada and/or, on a limited basis, of non-forestry CDM CERS. Risks include the prospect of a US cap-and-trade scheme, likely to be enacted under the first term of the next US president, overtaking and possibly replacing the proposed Canadian scheme, as well as new interest in carbon taxes in the opposition Liberal party. Other planned schemes include an initiative partly implemented in British Columbia and membership in and support for the California-centred WCI from most large Canadian provinces. Alberta, the largest GHG-emitting province, already has the first North American emissions trading scheme.
Speculative investment opportunities are already emerging, for example acquiring futures contracts for credits from the proposed federal scheme on the Montreal Climate Exchange or acquiring cheap GHG emission reductions currently usable only for voluntary purposes, but which may be eligible as compliance instruments in the federal and sub-national schemes.
Canada and market mechanisms.
Investors have seen significant volatility in the price of GHG emission allowances under the EU ETS and of related credits from the Kyoto Protocol CDM. In addition, prices for voluntary GHG credits by aircraft travellers and others encompass a broad range, including some surprisingly high levels. Recognising that 'carbon' investing, like other green investment, offers the prospect of an exceptional ROI, investors are interested in opportunities that may exist outside of Europe and the CDM, including in Canada.
Canada is a 'less developed country' (compared to the EU) when it comes to GHG emissions trading and carbon investment structures and entities. However, it should be remembered that Canada was for many years the leading participant in voluntary GHG trading, leaving behind a strong residue of expertise. Support for dealing with climate change through an emission reduction programme built around market mechanisms (rather than a command and control approach) is strong in Canada.
Regulamento.
It is important to understand the GHG background against which any Canadian GHG investments would be made.
The Canadian federal government has proposed through its two 'Turning the Corner' policy announcements in 2007 and 2008 a GHG emission intensity reduction system that would be supported by emissions trading between regulated entities and in offsets produced in Canada and/or, on a limited basis, of non-forestry CDM-certified CERS. The scheme is proposed to be launched effective 1 January 2010. Although investors, probably rightly, are concerned about the commitment of the federal government to its plan and fear that the attractiveness of the US-based system likely to be rolled out during the first term of the next US president may deter the 'Turning the Corner' proposals from being implemented. However, the determination of the Canadian public to effect GHG emission reductions and the similarity of the federal government's proposal to the original plan of the official opposition party (which is now enamoured with carbon taxes, however) makes the likelihood of implementation of federal government proposal significant.
For investors, one opportunity tied closely to the 'Turning the Corner' proposal is the ability to trade carbon futures contracts on the Montreal Climate Exchange (MCX). The four MCX-created futures require the delivery in June, September or December, 2011 or March 2012 of one tonne of CO 2 equivalent emission reductions usable in the proposed federal system.
The federal 'Turning the Corner' system also allows entities forced to cut emission intensity to obtain credits by contribution to a technology fund or to invest in CCS technology and projects. However, the credits available from the federal technology investment fund is limited to 70% of a firm's regulatory obligation in 2010, declining to zero by 2018, and prices increase from the same C$15.00/tonne CO 2 e in 2010 to C$20.00 per tonne CO 2 e in 2012 and escalate with the nominal growth in GDP thereafter; the CCS opportunity will be available only until 2018. Consequently a rise in federal offset credit prices would not be surprising over the next decade, including a major jump in 2018 when required reductions in the oil sands will increase dramatically for many facilities, and when credits for CCS and the technology fund are gone.
Alberta, British Columbia and the WCI.
Other opportunities exist in Canada as a result of provincial initiatives.
Alberta implemented in 2007 a system similar to the federal government's 'Turning the Corner' system, through a legally binding regulation enacted in June 2007, the Specified Gas Emitters Regulation. It is expected that this emissions intensity regulation will be in place for the foreseeable future and it authorises the use of offset credits created by projects in Alberta outside of the regulated industries as well as emissions trading between regulated entities that reduce their emissions intensity to below the target prescribed by the regulation – i. e., 12% below the emission intensity on average in 2003, 2004 and 2005. As Alberta also permits regulated entities to purchase offset credits by contributing C$15.00 per tonne of CO 2 e to a technology investment fund (which the government indicates will then invest in technology that will reduce GHG emissions), the practical limit on Alberta offset credit prices is C$15.00 per tonne CO 2 e; it would not be surprising, however, to see that price forced higher by the public over time.
British Columbia has an entirely different system built on a carbon tax which applied as of 1 July 2008 and which is soon to incorporate a cap-and-trade system which permits offsets and other initiatives, some of which have trading elements.
British Columbia, Manitoba, Ontario and Quebec all belong to the WCI, an initiative centred on California but being aggressively implemented in British Columbia and publicly strongly supported by Ontario and Quebec. The WCI calls for hard caps on GHG emissions and a trading system amongst the members (seven US states and the four Canadian provinces) with the intent of reducing GHG emissions on an absolute basis by 15% below 1990 levels by 2015. A first draft of the design requirements for an emissions trading system for the WCI was published in July 2008 and there is some cause for optimism that the WCI programme will be rolled out effective in 2012, perhaps in addition to or even in substitution for the 'Turning the Corner' sistema. Under the draft WCI design, offset credits and allowances from other WCI and non-WCI jurisdictions will be usable to meet WCI requirements.
Market participants.
The uncertainty related to the actual implementation of the 'Turning the Corner' plan and the levels of emission reductions to be required in Alberta have made rational decision-making by affected businesses difficult. However 'first-mover' advantage, particularly if flexibility can be built in and capital costs minimised, has been sufficient to ensure that those businesses that know they have a long-term GHG emission problem (e. g. oil sands producer Suncor, fossil fuel producer Encana and coal-fired electricity generators like TransAlta, Ontario Power Generation and SaskPower) as well as aggressive niche players (e. g. financial institutions like Front Street Capital and RBC, credit aggregators and on-sellers like Terra Verde, Zerofootprint and Blue Source and service providers like Deloitte, PWC, ICF, and the MCX) and a few informed industrial entities like Invista have been prepared to take some steps to participate.
Yet where massive amounts of capital are required such as for CCS and clean coal, initiatives have been slow (e. g. the plans of ICON and ASAP), halting (SaskPower's cancellation and then recommencement of its CCS project) or delayed (the announcements by Sherritt and Nexen of their coal-fired electricity generator and upgrader, respectively, being put on hold, pending resolution of the GHG regulatory issues). RBC Capital Markets recently announced that it has opened a carbon trading desk, thereby presumably giving access to Canadians who wish to participate in GHG trading markets wherever they may be. As indicated, to date that is largely a European (EU ETS and CER/ERU) phenomenon but with the MCX in existence and other exchanges such as Nymex and BlueNext perhaps coming on line to permit trading in carbon credits, access to the Canadian markets should be broadened.
Investment opportunities.
Investors should be open to the possibility that by purchasing good-quality GHG emission reductions before these are accepted as credits in any regulatory system, they may have the opportunity to convert the emission reductions into a higher value compliance credit or, if not converted, still be able to sell the reductions in the voluntary market to corporates that want to be 'green', or to air passengers, etc.
It is getting easier to predict what reductions can be made acceptable as compliance credits. For example, the WCI's draft system design identifies a priority list of offset project types for development as follows:
Agriculture (soil sequestration and manure management); Forestry (afforestaton/reforestation, forest management, forest preservation/conservation, forest products); and Waste management (landfill gas and wastewater management).
Alberta has approved (or is close to approving) protocols for the following types of projects: acid gas injection; afforestation; beef feeding (edible oils); beef feeding (reducing days-on-feed); beef lifecycle; biofuel; biogas; biomass; compost; energy efficiency; enhanced oil recovery; landfill bioreactor; landfill gas; modal freight shift; pork; solar thermal; industrial and commercial green building projects; waste (non-incineration); low-impact water-powered electrical energy; road rehabilitation; run-of-the-river electricity; solar electricity; tillage; waste heat recovery and wind-powered electricity.
The Canadian federal government on 9 August 2009 indicated that 40 protocols for offset projects would be eligible to be 'fast-tracked' to facilitate their use in 2009 (with credits issuable back to 1 January 2008 for projects operating before protocol approval as follows: edible oils in cattle feeding regimes; reducing days on feed of cattle; reducing the slaughter age of cattle; decomposition of agricultural materials; capturing and combusting methane from manure management systems; manure management systems; innovative feeding of swine and storing and spreading of swine manure; tillage system management; waste gas or waste heat or waste pressure-based energy systems; energy efficiency for buildings – commercial; energy efficiency for buildings – residential; waste heat recovery; energy efficiency; afforestation; forest management; industrial fuel switching from coal or petroleum fuels to natural gas; switching from coal and/or petroleum fuels to natural gas in existing power plants for electricity generation; acid gas injection; enhanced oil recovery; coal-bed methane; coal mine methane and ventilation air methane capture and use for power (electrical or motive) and heat and/or destruction by flaring or catalytic oxidation; aerobic composting; aerobic landfill bioreactor; water treatment methane capture and destruction; biomass to energy from biomass combustion facilities; electricity generation from biomass residues; run-of-river power generation; solar power generation; wind power generation; new primary district heating systems; grid-connected electricity generation from renewable sources; gravel and lightly surfaced road resurfacing; freight modal shifting; recovery and utilisation of gas from oil wells that would otherwise be flared; non-incineration thermal waste management; catalytic reductions of N 2 O inside the ammonia burner of nitric acid plants; biofuels productions and usage.
Finding projects to invest in is not particularly easy. One source of information is the CleanProjects Registry of the Canadian Standards Association where frequently projects are listed. Although the Clean Projects Registry is not an exchange, the opportunity to identify buying opportunities and to make arrangements outside of the Clean Projects Registry to acquire the GGH emission reductions is substantial. Given the growth of willingness of investment dealers and others to acquire such credits, a 'buy-and-hold' or 'buy-and-flip' strategy could be a good one.
Public markets.
GHG Emission Credit Participation Corp filed a preliminary prospectus in 2007 seeking to raise approximately $100m in Canada to invest in carbon credits and projects. Its failure to close may have been the result of attempting to market in the summer but may also have been a result of the very limited understanding of carbon investing in Canada. In the current circumstances, does another opportunity exist?
Given that there is a significant risk of the federal plan not being implemented, could investors play that risk by shorting MCX futures (which are likely to be significantly diminished in value if the system does not succeed), particularly if hedged by the acquisition of low-cost offsets which could be converted into credits through the 'Turning the Corner' offset system in the event the federal plan is implemented.
Direct participation in public companies with carbon upside but with attractive value even in the absence of carbon credits is also an option. Renewable energy, biofuels, energy efficiency, waste management and agricultural technology improvements may make sense in any event and the carbon credit component could thus be seen as icing on an already sweet cake. For example, the market may place little value on the carbon sequestration opportunity available to large timber companies which can increase the CO 2 sequestration aspect of their assets through forest management and thereby generate value. Faced with the market price and the mountain pine beetle epidemic (an insect infestation that is causing widespread mortality of commercial pine tree species) that is causing CO 2 emissions from forests in Canada to increase regularly, investors might find such entities as deserving of attention.
Conclusão.
While Canada is clearly in a risky early stage of GHG emissions control regulation and market development, the above may show that shrewd investors have opportunities to apply their hard-won knowledge and skills learned from other GHG systems and in other jurisdictions in Canada and profit from the exercise.
1 Article completed 23 September 2008.
O conteúdo deste artigo destina-se a fornecer um guia geral sobre o assunto. Aconselhamento especializado deve ser procurado sobre suas circunstâncias específicas.
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JP-2: Esquema Voluntário de Negociação de Emissões Japonesa (JVETS)
Descrição da Política.
O Esquema Voluntário de Comércio de Emissões (JVETS) foi introduzido em setembro de 2005 pelo Ministério do Meio Ambiente do Japão (MOEJ) para apoiar atividades de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) por empresas japonesas não incluídas no Plano de Ação Voluntário Keidanren (VAP). O JVETS é um sistema voluntário de cap-and-trade, que concluiu recentemente sua quarta fase (período 2008-2010).
Descrição.
O regime de comércio de emissões voluntárias japonês (JVETS) foi introduzido em Setembro de 2005 pelo Ministério do Ambiente do Japão (MOEJ) para apoiar as actividades de redução das emissões de gases com efeito de estufa por empresas japonesas não incluídas no VAP [1], [3] . O JVETS é um sistema voluntário de cap-and-trade, que concluiu recentemente sua quarta fase (período 2008-2010).
O número total de participantes nas quatro fases foi de cerca de 250, dos quais 80 adotaram uma meta. Durante a 5ª fase, cerca de 80 participantes com alvos permanecem (* 3). Os participantes adotam metas absolutas de redução de emissões (em vez de baseadas em intensidade) e recebem permissões de emissão - permissões de emissão japonesas (APs) - do governo correspondentes ao nível de emissões no ano de cumprimento (* 2). Os subsídios emitidos podem ser negociados e usados ​​para conformidade. Os créditos de MDL, conhecidos como j-CERs no esquema, também podem ser usados ​​sem limite, mas não como o principal meio de alcançar os alvos comprometidos. O banco é permitido sob o esquema, enquanto o empréstimo não é.
O chamado Comitê de Autoridade Competente do Ministério do Meio Ambiente administra o JVETS. O Comitê elabora diretrizes, aprova planos de monitoramento e relatórios de verificação, e avalia as realizações dos verificadores.
Um terço do custo das medidas de redução de emissões de GEE é subsidiado pelo governo como um incentivo. No entanto, subsídios não estão mais disponíveis desde abril de 2009. Em caso de não cumprimento, o subsídio deve ser devolvido ao governo.
Um esquema nacional de negociação de emissões de limite máximo e comércio internacional foi proposto em 2009 (após vários anos de discussão), que se baseia na experiência adquirida no JVETS. Esse sistema obrigatório é, no entanto, fortemente contestado por partes interessadas japonesas e, em dezembro de 2010, o governo adiou oficialmente os planos para um esquema nacional de comércio de emissões.