Trading System Rohöl

Rohöl-Futures-Kontraktspezifikationen CME Globex: CL CME ClearPort: CL Clearing: CL TAS: CLT TAM: CLS Rohöl-Futures werden neun Jahre nach der folgenden Kotierungsliste aufgeführt: Aufeinanderfolgende Monate sind für das laufende Jahr und die nächsten fünf Jahre aufgeführt Darüber hinaus sind die Juni - und Dezember-Vertragsmonate über das sechste Jahr hinaus aufgeführt. Zusätzliche Monate werden jährlich nach Ablauf des Dezember-Vertrages angefügt, so dass ein weiterer Juni - und Dezember-Vertrag neun Jahre nach vorne hinzugefügt wird und die aufeinanderfolgenden Monate im sechsten Kalenderjahr ausgefüllt werden. Zusätzlich kann der Handel durchgeführt werden Bei einer durchschnittlichen Differenzierung zu den vorherigen Tagen Abrechnungspreise für Perioden von zwei bis 30 aufeinanderfolgenden Monaten in einer einzigen Transaktion. Diese Kalenderstreifen werden während der offenen Aufschrei-Handelsstunden ausgeführt. Die Kündigung des Handelsgeschäfts im laufenden Liefermonat endet am dritten Geschäftstag vor dem fünfundzwanzigsten Kalendertag des Monats, der dem Lieferungsmonat vorausgeht. Ist der fünfundzwanzigste Kalendertag des Monats ein Nicht-Geschäftstag, so endet der Handel am dritten Geschäftstag vor dem letzten Geschäftstag vor dem fünfundzwanzigsten Kalendertag. Für den Fall, dass sich der offizielle Börsengangsplan nach der Notierung eines Rohöl-Futures ändert, bleibt das ursprünglich aufgeführte Verfallsdatum wirksam. Für den Fall, dass der ursprünglich aufgeführte Verfalltag zum Urlaub erklärt wird, geht der Ablauf zum Geschäftstag unmittelbar vor. Handel bei Marker oder Handel bei Abrechnungsregeln Der Handel bei Abwicklung steht für Spot (außer am letzten Handelstag), 2., 3. und 4. Monat und vorbehaltlich der bestehenden TAS-Regeln zur Verfügung. Der Handel in allen TAS-Produkten wird täglich um 14:30 Uhr Eastern Time aufhören. Die TAS-Produkte werden von einem Basispreis von 0 ausgehen, um ein Differential (plus oder minus 10 Ticks) im Vergleich zur Abwicklung des zugrunde liegenden Produkts auf einer 1 bis 1 Basis zu erstellen. Ein Handel, der am Grundpreis von 0 getätigt wird, entspricht einem traditionellen TAS-Handel, der genau zum endgültigen Abrechnungspreis des Tages klar wird. Der TAM-Handel ist analog zu unserem bestehenden Handel bei Abwicklung (TAS), bei dem die Parteien in einem Differential handeln dürfen, der einen noch nicht bekannten Preis darstellt. Der TAM-Handel wird einen Markerpreis verwenden, während der TAS-Handel den umtauschberechneten Abrechnungspreis für den anwendbaren Kontraktmonat verwendet. Wie beim TAS-Handel können die Parteien TAM-Aufträge zum TAM-Preis oder bei einer Differenz zwischen einem und zehn Zecken höher oder niedriger als der TAM-Preis eingeben. Der Handel am Marker steht am letzten Handelstag für den Spotmonat zur Verfügung. Light Sweet Crude Oil (CL) Spot, 2. und 3. Monat und in der Nähe Sekunden Monat, zweiten Drittel Monat und in der Nähe des dritten Monats Kalender Spreads Lieferung erfolgt frei an Bord (FOB) an jeder Pipeline oder Lagerung in Cushing, Oklahoma mit Pipeline Zugang zu Enterprise, Cushing Speicher oder Enbridge, Cushing Lagerung. Die Zustellung erfolgt nach allen anwendbaren Bundesaufträgen und allen anwendbaren Bundes-, Landes - und Landesgesetzen. Bei der Käuferoption erfolgt die Lieferung durch eine der folgenden Methoden: (1) durch Interfacility Transfer (Pumpover) in eine bestimmte Pipeline oder Lagerung mit Zugang zu Verkäufern eingehender Pipeline oder Lagerung (2) per Inline (oder in - Antwort) oder Übernahme des Eigentums an den Käufer oder (3) wenn der Verkäufer einer solchen Überweisung zustimmt und wenn die vom Verkäufer genutzte Einrichtung eine solche Übertragung ohne physische Bewegung des Produkts durch In-Tank-Überweisung ermöglicht Titel an den Käufer. (A) Die Lieferung erfolgt nicht früher als der erste Kalendertag des Liefermonats und spätestens am letzten Kalendertag des Liefermonats. (B) Es ist die Shorts-Verpflichtung, dafür zu sorgen, dass seine Rohöl-Einnahmen, einschließlich jedes spezifischen ausländischen Rohölstroms, falls vorhanden, verfügbar sind, um zu beginnen, in Cushing, Oklahoma bis zum ersten Tag des Liefermonats, im Einklang mit allgemeinem, fließend zu fließen Akzeptierte Pipeline-Planungspraktiken. (C) Eigentumsübertragung - Der Verkäufer gibt dem Käufer Pipeline Ticket, alle anderen quantitativen Zertifikate und alle entsprechenden Unterlagen bei Zahlungseingang. Der Verkäufer hat eine vorläufige Bestätigung der Eigentumsübertragung zum Zeitpunkt der Lieferung per Fernschreiben oder einer anderen geeigneten Unterlagen vorzulegen. Grade und Qualität sehen Sie bitte Regelbuch Kapitel 200Commodities: Rohöl Rohöl ist eine natürlich vorkommende Substanz, die in bestimmten Felsformationen in der Erde gefunden wird. Um den Höchstwert von Rohöl zu extrahieren, muss er in Erdölprodukte verfeinert werden. Das bekannteste ist Benzin oder Benzin. Andere sind verflüssigtes Petroleumgas (LPG), Naphtha, Kerosin, Gasöl und Heizöl. Ölwannen werden verwendet, um das Öl aus der Erde freizugeben. Einige der frühesten entwickelten Ölquellen wurden mit Bambuspole gebohrt. Diese Ölquellen wurden in 347 A. D. zum alleinigen Zweck entwickelt, um genügend Treibstoff zu schaffen, um eine blühende Salzindustrie zu schaffen. In den 1950er Jahren wurde Rohöl zu einer globalen Energiequelle, die in Wirklichkeit die Walfangindustrie getötet hat, indem sie Walöl veraltet hat. In der Rohölindustrie gibt es Ölnamen (wie Brent Light Crude Oil und Bonny Light) und es gibt Ölarten (wie leicht, schwer, süß und sauer). Leichtöl hat eine niedrige Dichte Viskosität, während Schweröl ist von höherer Dichte. Süßes Öl hat weniger Schwefel, und saures Öl hat übermäßigen Schwefel. Der Weltmarkt bevorzugt Licht, süßes Rohöl, vor allem weil es weniger Verfeinerung und Produktionszeit benötigt, bevor es auf den Markt geht. (Finden Sie heraus, wie Sie auf Datenreports bleiben können, die zu einer Volatilität in diesen Märkten führen könnten, um ein Öl - und Gas-Futures-Detektiv zu werden.) In der folgenden Tabelle ist ein Muster-Futures-Futures-Kontrakt für Rohöl angegeben. Rohöl Vertrag Spezifikationen Fässer (42.000 Gallonen) Spezifische häusliche Rohöle mit 0,42 Schwefel nach Gewicht oder weniger, nicht weniger als 37 Grad API Schwerkraft noch mehr als 42 Grad API Schwerkraft. Die folgenden heimischen Rohströme sind lieferbar: West Texas Intermediate, Low Sweet Mix, New Mexican Sweet, North Texas Sweet, Oklahoma Sweet und South Texas Sweet. Spezifische ausländische Rohlinge von nicht weniger als 34 Grad API noch mehr als 42 Grad API. Folgende ausländische Ströme sind lieferbar: UK Brent, für die der Verkäufer einen 30 Cent pro Barrel Rabatt unter dem Schlussabrechnungspreis erhält Norwegian Oseberg Blend wird bei einem 55 Centsperbarrel Rabatt Nigerian Bonny Light, Qua Iboe und Kolumbianischen Cusiana geliefert geliefert 15 Cent Prämien. NYMEX Open Outcry: Montag-Freitag 9.00-230 Uhr EST eCBOT Electronic: Sonntag-Freitag 18.00-15.15 Uhr CST Letzter Trading Day Trading endet am Ende des Geschäftsjahres vor dem 25. Kalendertag des vorangegangenen Monats Der Liefermonat. Ist der 25. Kalendertag des Monats ein Nicht-Geschäftstag, so endet der Handel am dritten Geschäftstag vor dem Geschäftstag vor dem 25. Kalendertag. Letzter Liefertag Alle Lieferungen sind im Laufe des Monats ratbar und müssen am oder nach dem ersten Kalendertag eingeleitet und am letzten Kalendertag des Liefermonats abgeschlossen sein. Dollar und Cent pro Barrel. NYMEX: 1 Cent pro Barrel (10,00 pro Vertrag) Täglicher Preislimit (Nicht anwendbar auf elektronischen Märkten) 13 10 pro Barrel (10.000 pro Vertrag) für alle Monate. Wenn ein Vertrag für fünf Minuten gehandelt, geboten oder angeboten wird, wird der Handel für fünf Minuten angehalten.13 Beim Handel wird die Grenze um 10 pro Barrel in beide Richtungen erweitert. Wenn ein weiterer Stopp ausgelöst würde, würde der Markt nach jedem aufeinanderfolgenden fünfminütigen Handelsstopp in jeglicher Richtung um 10 pro Barrel erweitert werden.13 Es werden keine Höchstpreisschwankungsgrenzen während einer Trading-Session stattfinden. 13 Verständnis von Rohölverträgen Wie jede Ware. Rohöl hat ein eigenes Ticker-Symbol, Vertragswert und Margin-Anforderungen. Um erfolgreich handeln eine Ware, müssen Sie sich bewusst sein, diese Schlüsselkomponenten und verstehen, wie man sie verwenden, um Ihre potenziellen Gewinne und Verlust zu berechnen. Zum Beispiel, wenn Sie sich entscheiden, einen Rohöl-Futures-Vertrag zu kaufen oder zu verkaufen, sehen Sie einen Ticker-Tape-Griff, der so aussieht: Das ist genau wie sagen Crude Oil (CL) 2008 (8) Mai (K) bei 105.52 Barrel ( 105,52). Ein Händler kauft oder verkauft einen Rohölvertrag nach dieser Art von Angebot. Je nach Börsenkurs basiert der Wert eines Rohstoffkontrakts auf dem aktuellen Marktpreis multipliziert mit dem tatsächlichen Wert des Vertrages selbst. In diesem Fall entspricht der Rohölvertrag dem Äquivalent von 1.000 Barrel, multipliziert mit unserem hypothetischen Preis von 105,52, wie in: 105,52 x 1000 Fässer 105.520 Rohstoffe werden auf der Basis der Marge gehandelt. Und die Margenänderungen aufgrund der Marktvolatilität und des aktuellen Nennwertes des Vertrages. Um einen Rohölvertrag an der New York Mercantile Exchange (NYMEX) zu handeln, kann ein Händler eine Marge von 8.775 beibehalten, was etwa 8 des Nennwertes beträgt. Der Margenbetrag wird sich in unterschiedlichen Marktbedingungen ändern, aber die Höhe der Hebelwirkung, die durch die Futures-Märkte bereitgestellt wird, macht es attraktiv für Investoren, die sich mit dem Ölpreis auseinandersetzen möchten. Berechnung einer Preisänderung Da Rohstoffverträge angepasst sind, hat jede Preisbewegung ihren eigenen Wert. In einem Rohölvertrag ist eine Ein-Cent-Bewegung gleich 10. Bei der Ermittlung der Rohöl-Gewinn - und Verlustzahlen von NYMEXs berechnen Sie den Unterschied zwischen dem Vertragspreis und dem Ausstiegspreis und multiplizieren Sie das Ergebnis mit 10. Wenn sich die Preise von 105,52 auf 110,83 bewegen, multiplizieren Sie die Differenz, die 5,31 beträgt, um 10, um eine Auftragswertänderung von 5.310 zu ergeben. Rohöl-Vertragspreis (1 Cent bewegen 10) 531 Cent oder 5.310 Rohöl-Börsen Futures-Kontrakte für Rohöl werden an der New York Mercantile Exchange (NYMEX), Intercontinental Exchange (ICE), Dubai Mercantile Exchange (DME), Multi Commodity Exchange gehandelt (MCX), Indias National Commodity und Derivatives Exchange (NCDEX) und der Tokyo Commodity Exchange (TOCOM). Fakten über die Produktion Ein Fass Rohöl ist das Äquivalent von 42 Gallonen. Nach dem Fass Öl wird verfeinert, es liefert etwa 20 Gallonen Motor Benzin und sieben Gallonen Diesel. Mit zusätzlichen 17 Gallonen Petroleum-Nebenprodukten, wie Propan, Ammoniak und Kunststoff, hat die gesamte Raffinerie-Prozess einen Nettogewinn von zwei Gallonen - 42 Gallonen gehen in 44 Gallonen kommen aus. Wie erwähnt, sind die Rohölarten leicht und sauer sauer. Feuerzeug, süßeres Rohöl ist weltweit mehr Nachfrage, wird aber immer schwieriger zugänglich. Dies hat viele Investoren an der Wall Street in Frage gestellt, wie viel Öl tatsächlich aus Reserven gepumpt wird, im Vergleich zu wieviel Öl verwendet wird. Schwellenländer in China und haben diese intensive Debatte hinzugefügt. Im Jahr 2004 betrug der weltweite Ölverbrauch 30 Milliarden Barrel. Das wäre nicht umstritten gewesen, außer daß neue Entdeckungen zur gleichen Zeit auf acht Milliarden Barrel gefallen waren. Bis 2005 hatte die weltweite Ölnachfrage 31 Milliarden Barrel erreicht, so dass die weltweiten Notlagerungen für 37 Tage fast erschöpft waren. Während Saudi-Arabien. Russland. Und die sind die oberste Öl produzierenden Länder in der Welt, sie haben Schwierigkeiten, die Forderungen zu erfüllen. Derzeit sind 62 der weltweit zugänglichen Öl im Nahen Osten zu finden, die sich auf fünf Länder konzentriert: Saudi-Arabien. Vereinigte Arabische Emirate. Katar. Der Irak und die Tatsache, dass ein langwieriger Krieg gegen den Terrorismus die Produktion auf einen Bruchteil dessen gestoppt hat, was es früher war, ist wichtig zu berücksichtigen. Auch verstehen, dass Katar ein Erdgasfeld mit dem Iran teilt. Von den U. S. als Teil der Achse des Bösen betrachtet, so dass zwei der fünf Länder nicht mit voller Kapazität produzieren. (Wenn der Ölpreis steigt, machen Sie sich keine Sorgen darüber, wie viel Gas wird zu kostet bekommen sogar, indem Sie ein Spiel auf dem kanadischen Dollar zu machen. Finden Sie heraus, wie in Canadas Commodity Währung: Öl und die Loonie.) Faktoren, die beeinflussen Rohöl Preis Der Preis wird durch folgende Faktoren beeinflusst: In den vergangenen 50 Jahren wurde der Rohölpreis in US-Dollar lauten. Mit der Schwankung des Wertes des US-Dollar und der Bedeutung, die neuere Währungen wie der Euro gewinnen, erwägt die OPEC, das Rohöl von einem US-Dollar-Zinssystem entweder in den Euro oder in einen Korb mit mehreren Währungen umzuwandeln. Dies könnte sich kurzfristig negativ auf die Ölpreise auswirken. Im Jahr 1956 machte der Geophysiker M. King Hubbert die Vorhersage, dass das Öl ein Spitzenproduktionsniveau erreichen würde, das nach einem Glockenkurvenmuster der Verteilung abgeflacht und schließlich abnimmt. Irgendwann würde die Welt das gesamte Öl abbauen. Der von Hubbert berechnete Gipfel wurde angeblich im Jahr 1970 getroffen. Seither wurden die Spitzenölvorhersagen neu eingestellt, um den gegenwärtigen Gebrauch zu berücksichtigen, und zwar aus dem, was aus dem Boden gepumpt wird. (Für mehr über dieses Phänomen siehe Peak Oil: Was zu tun, wenn die Wells Trocken laufen.) Alternative Methoden der Ölentwicklung gewinnen an Bedeutung. Ölschiefer und Teersand werden zu lebensfähigen Öl produzierenden Quellen. Wenn der Preis der Technik abnimmt, werden diese Quellen für Raffinerien besser zugänglich. Methoden zur Drehung von Methan und Kohle in Ölsubstitute, die erstmals in den 1930er Jahren und im Zweiten Weltkrieg entdeckt wurden, werden wieder erforscht. Alle diese Alternativen haben die Möglichkeit, den Rohölpreis zu stören. Die globale Erwärmung gilt als eine unbeabsichtigte Folge der Verwendung von Produkten auf Erdölbasis. Dies hat zu einem aggressiven Schritt geführt, um grüne Energiequellen wie Elektroautos, Brennstoffzellen, Ethanol, flüssiges Erdgas und andere zu entwickeln, in der Hoffnung, dass sie die weltweite Abhängigkeit von Rohöl möglicherweise reduzieren können. Da diese Technologien auf dem Markt immer häufiger auftreten, haben sie die Fähigkeit, Rohöl zu verdrängen. 13 Schlussfolgerung Rohöl ist eine Ware, die das 21. Jahrhundert aus dem 19. Jahrhundert mit all seinen Vorteilen und Nachteilen erbte. Von allen gehandelten Waren hat es die breiteste Wirkung. Wie die Welt in den kommenden Jahren mit der Rohölindustrie interagiert, wird weitreichende Auswirkungen auf die Umwelt, die Weltwirtschaft und unser tägliches Leben haben. Commodities: Feeder CattleThe EU Emissions Trading System (EU ETS) Das EU Emissionshandelssystem (EU ETS) ist ein Eckpfeiler der EU-Politik zur Bekämpfung des Klimawandels und ein wichtiges Instrument zur Senkung der Treibhausgasemissionen. Es ist der weltweit erste große Kohlenstoffmarkt und bleibt der größte. Das Unternehmen betreibt in 31 Ländern (alle 28 EU-Länder plus Island, Liechtenstein und Norwegen) die Emissionen von mehr als 11.000 schweren Energieverbrauchsanlagen (Kraftwerke Ampere Industrieanlagen) und Fluggesellschaften zwischen diesen Ländern rund 45 der EU-Treibhausgasemissionen. Ein Cap - und Trade-System Das EU-EHS arbeitet nach dem Cap - und Trade-Prinzip. Eine Kappe wird auf die Gesamtmenge bestimmter Treibhausgase gesetzt, die von den vom System abgedeckten Anlagen emittiert werden können. Die Kappe wird im Laufe der Zeit reduziert, so dass die Gesamtemissionen fallen. Innerhalb der Mütze erhalten Unternehmen Emissionszertifikate, die sie bei Bedarf handeln können. Sie können auch begrenzte Mengen an internationalen Kredite aus emissionssparenden Projekten weltweit kaufen. Die Begrenzung der Gesamtzahl der verfügbaren Zertifikate stellt sicher, dass sie einen Wert haben. Nach jedem Jahr muss ein Unternehmen genügend Zertifikate abgeben, um alle Emissionen abzudecken, sonst werden starke Geldbußen verhängt. Wenn ein Unternehmen seine Emissionen reduziert, kann es die Reservegelder für seine zukünftigen Bedürfnisse halten oder sie an ein anderes Unternehmen verkaufen, das knapp an Zertifikaten liegt. Der Handel bringt Flexibilität, die die Emissionen sorgt, wo es am wenigsten kostet. Ein robuster CO2-Preis fördert auch Investitionen in saubere, kohlenstoffarme Technologien. Hauptmerkmale der Phase 3 (2013-2020) Die EU-ETS befindet sich nun in ihrer dritten Phase deutlich von den Phasen 1 und 2. Die wichtigsten Änderungen sind: Eine einzige, EU-weite Mütze auf Emissionen gilt anstelle des bisherigen Systems der nationalen Caps Versteigerung ist die Standardmethode für die Zuteilung von Zertifikaten (anstelle der freien Zuteilung) und harmonisierte Zuteilungsregeln gelten für die noch vorhandenen Zertifikate For free Mehr Sektoren und Gase enthalten 300 Millionen Zulagen in der Neuen Einstiegsreserve, um den Einsatz innovativer Technologien für erneuerbare Energien und die CO2-Abscheidung und - Speicherung durch das NER 300-Programm zu finanzieren. Sektoren und Gase abgedeckt Das System umfasst die folgenden Sektoren und Gase mit dem Fokus auf Emissionen, die mit hoher Genauigkeit gemessen, gemeldet und verifiziert werden können: Kohlendioxid (CO 2) aus Energie - und Wärmeerzeugung energieintensive Industriezweige, einschließlich Ölraffinerien, Stahlwerk und Herstellung von Eisen, Aluminium, Metallen, Zement , Kalk, Glas, Keramik, Zellstoff, Papier, Pappe, Säuren und Bulk-organische Chemikalien kommerzielle Luftfahrt Stickoxide (N 2 O) aus der Produktion von Salpetersäure, Adipin und Glyoxylsäuren und Glyoxal-Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC) aus der Aluminiumproduktion Teilnahme am EU-EHS Ist verpflichtend für Unternehmen in diesen Sektoren. Aber in einigen Sektoren sind nur Anlagen oberhalb einer bestimmten Grösse enthalten, wobei einige kleine Anlagen ausgeschlossen werden können, wenn die Regierungen fiskalische oder andere Maßnahmen ergreifen, die ihre Emissionen um einen entsprechenden Betrag im Luftverkehrssektor senken werden, bis 2016 gilt das EU-ETS nur für Flüge Zwischen Flughäfen im Europäischen Wirtschaftsraum (EWR). Emissionsreduzierung liefern Das EU-EHS hat bewiesen, dass ein Preis für Kohlenstoff und Handel in ihm funktionieren kann. Die Emissionen aus Anlagen in der Regelung fallen um etwa 5 gegenüber dem Beginn der Phase 3 (2013) (siehe 2015). 2020 Emissionen aus Sektoren, die unter das System fallen, werden 21 niedriger als im Jahr 2005 sein. Entwicklung des CO2-Marktes Im Jahr 2005 ist das EU-EHS das weltweit erste und größte internationale Emissionshandelssystem, das mehr als drei Viertel des internationalen Kohlenstoffhandels ausmacht. Das EU-EHS inspiriert auch die Entwicklung des Emissionshandels in anderen Ländern und Regionen. Die EU zielt darauf ab, das EU-EHS mit anderen kompatiblen Systemen zu verknüpfen. Wichtigste EU-EHS-Gesetzgebung Kohlenstoffmarktberichte Überarbeitung des EU-EHS für Phase 3 Umsetzung Gesetzgebungsgeschichte der Richtlinie 200387DE Arbeit vor dem Kommissionsvorschlag Vorschlag der Kommission vom Oktober 2001 Reaktion der Kommission auf die Lesung des Vorschlags im Rat und im Parlament (einschließlich des gemeinsamen Standpunkts des Rates) Offen Alle Fragen Fragen und Antworten zum überarbeiteten EU-Emissionshandelssystem (Dezember 2008) Was ist das Ziel des Emissionshandels Ziel des EU-Emissionshandelssystems (EU-EHS) ist es, den EU-Mitgliedstaaten zu helfen, ihre Verpflichtungen zur Begrenzung oder Verringerung von Treibhausgasen zu erreichen Emissionen kostengünstig. Den teilnehmenden Unternehmen zu erlauben, Emissionszertifikate zu kaufen oder zu verkaufen, bedeutet, dass Emissionskürzungen zumindest kostengünstig erreicht werden können. Das EU-EHS ist der Eckpfeiler der EU-Strategie zur Bekämpfung des Klimawandels. Es ist das erste internationale Handelssystem für CO 2 - Emissionen in der Welt und ist seit 2005 in Betrieb. Ab 1. Januar 2008 gilt dies nicht nur für die 27 EU-Mitgliedstaaten, sondern auch für die anderen drei Mitglieder des Europäischen Wirtschaftsraums Norwegen, Island und Liechtenstein. Es umfasst derzeit über 10.000 Installationen in den Energie - und Industriebereichen, die gemeinsam für nahezu die Hälfte der EU-Emissionen von CO 2 und 40 ihrer gesamten Treibhausgasemissionen verantwortlich sind. Eine im Juli 2008 verabschiedete Änderung der EU-ETS-Richtlinie wird den Luftverkehrssektor ab 2012 in das System bringen. Wie funktioniert der Emissionshandel Das EU-EHS ist ein Cap - und Trade-System, dh es kapselt das Gesamtniveau der Emissionen , Innerhalb dieser Grenze, ermöglicht es den Teilnehmern des Systems zu kaufen und zu verkaufen Zertifikate, wie sie benötigen. Diese Zulagen sind die gemeinsame Handelswährung im Herzen des Systems. Eine Vergütung gibt dem Inhaber das Recht, eine Tonne CO 2 oder die äquivalente Menge eines anderen Treibhausgases zu emittieren. Die Kappe auf die Gesamtzahl der Zertifikate schafft Knappheit auf dem Markt. In der ersten und zweiten Handelsperiode im Rahmen der Regelung mussten die Mitgliedstaaten nationale Zuteilungspläne (NAP) erarbeiten, die ihre Gesamtnote der ETS-Emissionen bestimmen und wie viele Emissionszertifikate jede Anlage in ihrem Land erhält. Am Ende eines jeden Jahres müssen die Anlagen Zulagen, die ihren Emissionen entsprechen, übergeben. Unternehmen, die ihre Emissionen unter dem Niveau ihrer Zulagen halten, können ihre überschüssigen Zertifikate verkaufen. Die Schwierigkeiten, ihre Emissionen im Einklang mit ihren Zulagen zu halten, haben die Wahl zwischen Maßnahmen zur Reduzierung ihrer eigenen Emissionen wie Investitionen in effizientere Technologien oder mit weniger kohlenstoffintensiven Energiequellen oder dem Kauf der zusätzlichen Vergütungen, die sie auf dem Markt benötigen, oder Eine Kombination der beiden. Solche Entscheidungen werden wahrscheinlich durch relative Kosten bestimmt. Auf diese Weise werden die Emissionen überall dort reduziert, wo es am kostengünstigsten ist. Wie lange das EU-EHS in Betrieb war Das EU-ETS wurde am 1. Januar 2005 aufgelegt. Die erste Handelszeit lief für drei Jahre bis Ende 2007 und war ein Lernen, indem sie Phase für die entscheidende zweite Handelsperiode vorbereitete. Die zweite Handelszeit begann am 1. Januar 2008 und läuft für fünf Jahre bis Ende 2012. Die Bedeutung der zweiten Handelsperiode ergibt sich aus der Tatsache, dass sie mit der ersten Verpflichtungsperiode des Kyoto-Protokolls zusammenfällt, in der die EU und andere Die Industrieländer müssen ihre Ziele erfüllen, um die Treibhausgasemissionen zu begrenzen oder zu reduzieren. Für die zweite Handelsperiode wurden die EU-Emissionsemissionen auf rund 6,5 unter dem Niveau von 2005 begrenzt, um sicherzustellen, dass die EU als Ganzes und die Mitgliedstaaten einzeln ihre Kyoto-Verpflichtungen erfüllen. Was sind die bisherigen Erfahrungen aus der bisherigen Erfahrung Das EU-EHS hat einen Preis auf Kohlenstoff gebracht und bewiesen, dass der Handel mit Treibhausgasemissionen funktioniert. Die erste Handelsperiode hat erfolgreich den freien Handel von Emissionszertifikaten in der gesamten EU etabliert, die notwendige Infrastruktur eingeführt und einen dynamischen CO2-Markt entwickelt. Der Umweltnutzen der ersten Phase kann aufgrund einer übermäßigen Zuteilung von Zertifikaten in einigen Mitgliedstaaten und einigen Sektoren begrenzt werden, was vor allem auf die Abhängigkeit von Emissionsprojektionen zurückzuführen ist, bevor die verifizierten Emissionsdaten im Rahmen des EU-EHS vorliegen. Als die Veröffentlichung der verifizierten Emissionsdaten für 2005 diese Überbewertung verdeutlichte, reagierte der Markt, wie man erwarten würde, indem der Marktpreis der Zertifikate gesenkt würde. Die Verfügbarkeit der verifizierten Emissionsdaten hat es der Kommission ermöglicht, sicherzustellen, dass die Kappe auf die nationalen Zuweisungen im Rahmen der zweiten Phase auf ein Niveau gesetzt wird, das zu einer tatsächlichen Emissionsreduktion führt. Neben der Unterstreichung der Notwendigkeit nach verifizierter Daten hat die bisherige Erfahrung gezeigt, dass eine stärkere Harmonisierung innerhalb des EU-EHS zwingend erforderlich ist, um sicherzustellen, dass die EU ihre Emissionsreduktionsziele zumindest mit Kosten und mit minimalen Wettbewerbsverzerrungen erreicht. Die Notwendigkeit einer stärkeren Harmonisierung ist am deutlichsten, wie die Deckung der Gesamtemissionszertifikate festgelegt ist. Die ersten beiden Handelsperioden zeigen auch, dass weitgehende nationale Methoden für die Zuteilung von Zulagen für Anlagen einen fairen Wettbewerb im Binnenmarkt bedrohen. Darüber hinaus sind eine stärkere Harmonisierung, Klärung und Verfeinerung in Bezug auf den Geltungsbereich des Systems, den Zugang zu Kredite aus Emissionsreduktionsprojekten außerhalb der EU, die Bedingungen für die Verknüpfung des EU-EHS mit Emissionshandelssystemen anderweitig und die Überwachung, Überprüfung und Berichtsanforderungen. Was sind die wichtigsten Änderungen am EU-EHS und ab wann werden sie angewendet. Die vereinbarten Konstruktionsänderungen gelten ab dem dritten Handelstag, dh im Januar 2013. Während die Vorbereitungsarbeiten sofort eingeleitet werden, werden sich die geltenden Regeln erst im Januar 2013 ändern Um sicherzustellen, dass die Regulierungsstabilität beibehalten wird. Das EU-ETS in der dritten Periode wird ein effizienteres, harmonisierteres und faireres System sein. Durch eine längere Handelsperiode (8 Jahre statt 5 Jahre) wird eine erhöhte Effizienz erreicht, eine robuste und jährlich rückläufige Emissionskapitalisierung (21 Reduktion im Jahr 2020 gegenüber 2005) und eine deutliche Erhöhung der Versteigerung (von weniger als 4 Jahren) In Phase 2 auf mehr als die Hälfte in Phase 3). In vielen Bereichen wurde mehr Harmonisierung vereinbart, unter anderem in Bezug auf die Cap-Einstellung (eine EU-weite Cap statt der nationalen Caps in den Phasen 1 und 2) und die Regeln für die Übergangsfreiheit. Die Fairness des Systems wurde durch den Übergang zu EU-weiten Freizügigkeitsregeln für Industrieanlagen und durch die Einführung eines Umverteilungsmechanismus, der neue Mitgliedstaaten berechtigt, mehr Zulagen zu vergeben, erheblich erhöht. Wie verhält sich der endgültige Text mit dem ursprünglichen Kommissionsvorschlag Die von der Frühjahrstagung des Europäischen Rates von 2007 vereinbarten Klima - und Energieziele wurden beibehalten und die Gesamtarchitektur des Kommissionsvorschlags zum EU-EHS bleibt erhalten. Das heißt, es wird eine EU-weite Kappe auf die Anzahl der Emissionszertifikate geben, und diese Kappe wird jährlich entlang einer linearen Trendlinie sinken, die über das Ende der dritten Handelsperiode (2013-2020) hinausgehen wird. Der Hauptunterschied im Vergleich zu dem Vorschlag ist, dass die Versteigerung von Zertifikaten in langsamer ablaufen wird. Was sind die wesentlichen Änderungen gegenüber dem Kommissionsvorschlag Zusammenfassend sind die wichtigsten Änderungen, die an dem Vorschlag vorgenommen wurden, wie folgt: Bestimmte Mitgliedstaaten sind eine fakultative und vorübergehende Abweichung von der Regel zulässig, dass keine Zulagen kostenlos zugewiesen werden dürfen An Stromerzeuger ab 2013. Diese Option zur Abweichung steht den Mitgliedstaaten zur Verfügung, die bestimmte Voraussetzungen für die Zusammenschaltung ihres Stromnetzes, den Anteil eines einzigen fossilen Brennstoffs an der Stromerzeugung und die GDPcapita im Verhältnis zum EU-27-Durchschnitt erfüllen. Darüber hinaus ist die Höhe der freien Zulagen, die ein Mitgliedstaat Kraftwerken zuordnen kann, auf 70 Kohlendioxid-Emissionen relevanter Pflanzen in Phase 1 beschränkt und in den darauffolgenden Jahren zurückgegangen. Darüber hinaus kann die freie Zuteilung in Phase 3 nur für Kraftwerke erfolgen, die bis spätestens Ende 2008 in Betrieb sind oder im Bau sind. Siehe Antwort auf Frage 15 unten. In der Richtlinie werden weitere Einzelheiten in Bezug auf die Kriterien für die Bestimmung der Sektoren oder Teilsektoren, die als ein erhebliches Risiko für CO2-Leckagen ausgesetzt sind, verwendet. Und einen früheren Zeitpunkt der Veröffentlichung der Kommissionsliste dieser Sektoren (31. Dezember 2009). Darüber hinaus erhalten die Anlagen in allen exponierten Branchen, wenn eine zufriedenstellende internationale Vereinbarung getroffen wird, 100 Freibeträge, soweit sie die effizienteste Technologie nutzen. Die freie Zuteilung an die Industrie beschränkt sich auf den Anteil dieser Emissionen in den Emissionen der Emissionen in den Jahren 2005 bis 2007. Die Gesamtzahl der Zulagen, die den Anlagen in den Industriezweigen zugänglich gemacht werden, wird jährlich im Einklang mit dem Rückgang der Emissionsobergrenze sinken. Die Mitgliedstaaten können auch bestimmte Anlagen für CO 2 - Kosten, die in den Strompreisen verabschiedet werden, entschädigen, wenn die CO 2 - Kosten ansonsten die Gefahr von CO2-Leckagen aussetzen könnten. Die Kommission hat sich verpflichtet, die gemeinschaftlichen Leitlinien für staatliche Beihilfen für den Umweltschutz in dieser Hinsicht zu ändern. Siehe Antwort auf Frage 15 unten. Das Niveau der Versteigerung von Zulagen für nicht exponierte Industrie wird in einer linearen Weise, wie von der Kommission vorgeschlagen, zunehmen, aber anstatt 100 bis 2020 zu erreichen, wird es 70 erreichen, um 100 bis 2027 zu erreichen. Wie im Kommissionsvorschlag vorgesehen Werden 10 der Zulagen für die Versteigerung aus den Mitgliedstaaten mit hohem Pro-Kopf-Einkommen an diejenigen mit niedrigem Pro-Kopf-Einkommen verteilt, um die finanzielle Leistungsfähigkeit der letzteren zu stärken, um in klimafreundliche Technologien zu investieren. Es wurde eine Rückstellung für einen weiteren Umverteilungsmechanismus von 2 von Versteigerungsbeihilfen hinzugefügt, um die Mitgliedstaaten zu berücksichtigen, die im Jahr 2005 eine Verringerung der Treibhausgasemissionen von mindestens 20 in Bezug auf das im Kyoto-Protokoll festgelegte Referenzjahr erreicht hatten. Der Anteil der Versteigerungserlöse, den die Mitgliedstaaten zur Bekämpfung und Anpassung an den Klimawandel vor allem in der EU, aber auch in den Entwicklungsländern empfiehlt, wird von 20 auf 50 angehoben. Der Text sieht eine Ergänzung der vorgeschlagenen zulässigen Ebene vor Der Verwendung von JICDM-Credits in den 20 Szenarien für bestehende Betreiber, die die niedrigsten Budgets für die Einfuhr und Nutzung solcher Kredite in Bezug auf Zuweisungen und Zugang zu Krediten im Zeitraum 2008-2012 erhielten. Neue Sektoren, neue Marktteilnehmer in den Zeiträumen 2013-2020 und 2008-2012 können auch Kredite nutzen. Der Gesamtbetrag der Kredite, die verwendet werden können, wird jedoch 50 der Verringerung zwischen 2008 und 2020 nicht überschreiten. Auf der Grundlage einer strengeren Emissionsreduktion im Rahmen eines zufriedenstellenden internationalen Abkommens könnte die Kommission einen zusätzlichen Zugang zu CER und ERUs ermöglichen Betreiber im Gemeinschaftssystem. Siehe Antwort auf Frage 20 unten. Die Erlöse aus der Versteigerung von 300 Millionen Zulagen aus der Neueinsteigerreserve werden zur Unterstützung von bis zu 12 CO2-Capture - und Storage-Demonstrationsprojekten und - projekten verwendet, die innovative Technologien für erneuerbare Energien demonstrieren. Eine Reihe von Bedingungen sind diesem Finanzierungsmechanismus beigefügt. Siehe Antwort auf Frage 30 unten. Die Möglichkeit, kleine Verbrennungsanlagen auszuschließen, sofern sie gleichwertigen Maßnahmen unterzogen wurden, wurde auf alle kleinen Anlagen unabhängig von der Tätigkeit ausgedehnt, die Emissionsgrenze wurde von 10.000 auf 25.000 Tonnen CO 2 pro Jahr und die Kapazitätsgrenze erhöht Die Verbrennungsanlagen müssen zusätzlich von 25MW bis 35MW erreicht werden. Mit diesen erhöhten Schwellenwerten wird der Anteil der abgedeckten Emissionen, die möglicherweise aus dem Emissionshandelssystem ausgeschlossen wären, erheblich, und folglich wurde eine Rückstellung hinzugefügt, um eine entsprechende Verringerung der EU-weiten Deckung auf Zertifikate zu ermöglichen. Gibt es noch nationale Zuteilungspläne (NAPs) Nein. In ihren NAPs für die ersten (2005-2007) und die zweiten (2008-2012) Handelsperioden haben die Mitgliedstaaten die Gesamtmenge der Zertifikate festgelegt, die die Kappe ausgestellt werden sollen und wie diese Den betroffenen Anlagen zugewiesen werden. Dieser Ansatz hat erhebliche Unterschiede in den Zuteilungsregeln hervorgebracht, die für jeden Mitgliedstaat einen Anreiz schaffen, seine eigene Industrie zu begünstigen und zu großer Komplexität geführt zu haben. Ab dem dritten Handelstag wird es eine einzige EU-weite Deckung geben, und die Zulagen werden auf der Grundlage harmonisierter Regeln vergeben. Nationale Zuteilungspläne werden daher nicht mehr benötigt. How will the emission cap in phase 3 be determined The rules for calculating the EU-wide cap are as follows: From 2013, the total number of allowances will decrease annually in a linear manner. The starting point of this line is the average total quantity of allowances (phase 2 cap) to be issued by Member States for the 2008-12 period, adjusted to reflect the broadened scope of the system from 2013 as well as any small installations that Member States have chosen to exclude. The linear factor by which the annual amount shall decrease is 1.74 in relation to the phase 2 cap. The starting point for determining the linear factor of 1.74 is the 20 overall reduction of greenhouse gases compared to 1990, which is equivalent to a 14 reduction compared to 2005. However, a larger reduction is required of the EU ETS because it is cheaper to reduce emissions in the ETS sectors. The division that minimises overall reduction cost amounts to: a 21 reduction in EU ETS sector emissions compared to 2005 by 2020 a reduction of around 10 compared to 2005 for the sectors that are not covered by the EU ETS. The 21 reduction in 2020 results in an ETS cap in 2020 of a maximum of 1720 million allowances and implies an average phase 3 cap (2013 to 2020) of some 1846 million allowances and a reduction of 11 compared to the phase 2 cap. All absolute figures indicated correspond to the coverage at the start of the second trading period and therefore dont take account of aviation, which will be added in 2012, and other sectors that will be added in phase 3. The final figures for the annual emission caps in phase 3 will be determined and published by the Commission by 30 September 2010. How will the emission cap beyond phase 3 be determined The linear factor of 1.74 used to determine the phase 3 cap will continue to apply beyond the end of the trading period in 2020 and will determine the cap for the fourth trading period (2021 to 2028) and beyond. It may be revised by 2025 at the latest. In fact, significant emission reductions of 60-80 compared to 1990 will be necessary by 2050 to reach the strategic objective of limiting the global average temperature increase to not more than 2C above pre-industrial levels. An EU-wide cap on emission allowances will be determined for each individual year. Will this reduce flexibility for the installations concerned No, flexibility for installations will not be reduced at all. In any year, the allowances to be auctioned and distributed have to be issued by the competent authorities by 28 February. The last date for operators to surrender allowances is 30 April of the year following the year in which the emissions took place. So operators receive allowances for the current year before they have to surrender allowances to cover their emissions for the previous year. Allowances remain valid throughout the trading period and any surplus allowances can now be banked for use in subsequent trading periods. In this respect nothing will change. The system will remain based on trading periods, but the third trading period will last eight years, from 2013 to 2020, as opposed to five years for the second phase from 2008 to 2012. For the second trading period Member States generally decided to allocate equal total quantities of allowances for each year. The linear decrease each year from 2013 will correspond better to expected emissions trends over the period. What are the tentative annual ETS cap figures for the period 2013 to 2020 The tentative annual cap figures are as follows: These figures are based on the scope of the ETS as applicable in phase 2 (2008 to 2012), and the Commissions decisions on the national allocation plans for phase 2, amounting to 2083 million tonnes. These figures will be adjusted for several reasons. Firstly, adjustment will be made to take into account the extensions of the scope in phase 2, provided that Member States substantiate and verify their emissions accruing from these extensions. Secondly, adjustment will be made with respect to further extensions of the scope of the ETS in the third trading period. Thirdly, any opt-out of small installations will lead to a corresponding reduction of the cap. Fourthly, the figures do not take account of the inclusion of aviation, nor of emissions from Norway, Iceland and Liechtenstein. Will allowances still be allocated for free Yes. Industrial installations will receive transitional free allocation. And in those Member States that are eligible for the optional derogation, power plants may, if the Member State so decides, also receive free allowances. It is estimated that at least half of the available allowances as of 2013 will be auctioned. While the great majority of allowances has been allocated free of charge to installations in the first and second trading periods, the Commission proposed that auctioning of allowances should become the basic principle for allocation. This is because auctioning best ensures the efficiency, transparency and simplicity of the system and creates the greatest incentive for investments in a low-carbon economy. It best complies with the polluter pays principle and avoids giving windfall profits to certain sectors that have passed on the notional cost of allowances to their customers despite receiving them for free. How will allowances be handed out for free By 31 December 2010, the Commission will adopt EU-wide rules, which will be developed under a committee procedure (Comitology). These rules will fully harmonise allocations and thus all firms across the EU with the same or similar activities will be subject to the same rules. The rules will ensure as far as possible that the allocation promotes carbon-efficient technologies. The adopted rules provide that to the extent feasible, allocations are to be based on so-called benchmarks, e. g. a number of allowances per quantity of historical output. Such rules reward operators that have taken early action to reduce greenhouse gases, better reflect the polluter pays principle and give stronger incentives to reduce emissions, as allocations would no longer depend on historical emissions. All allocations are to be determined before the start of the third trading period and no ex-post adjustments will be allowed. Which installations will receive free allocations and which will not How will negative impacts on competitiveness be avoided Taking into account their ability to pass on the increased cost of emission allowances, full auctioning is the rule from 2013 onwards for electricity generators. However, Member States who fulfil certain conditions relating to their interconnectivity or their share of fossil fuels in electricity production and GDP per capita in relation to the EU-27 average, have the option to temporarily deviate from this rule with respect to existing power plants. The auctioning rate in 2013 is to be at least 30 in relation to emissions in the first period and has to increase progressively to 100 no later than 2020. If the option is applied, the Member State has to undertake to invest in improving and upgrading of the infrastructure, in clean technologies and in diversification of their energy mix and sources of supply for an amount to the extent possible equal to the market value of the free allocation. In other sectors, allocations for free will be phased out progressively from 2013, with Member States agreeing to start at 20 auctioning in 2013, increasing to 70 auctioning in 2020 with a view to reaching 100 in 2027. However, an exception will be made for installations in sectors that are found to be exposed to a significant risk of carbon leakage. This risk could occur if the EU ETS increased production costs so much that companies decided to relocate production to areas outside the EU that are not subject to comparable emission constraints. The Commission will determine the sectors concerned by 31 December 2009. To do this, the Commission will assess inter alia whether the direct and indirect additional production costs induced by the implementation of the ETS Directive as a proportion of gross value added exceed 5 and whether the total value of its exports and imports divided by the total value of its turnover and imports exceeds 10. If the result for either of these criteria exceeds 30, the sector would also be considered to be exposed to a significant risk of carbon leakage. Installations in these sectors would receive 100 of their share in the annually declining total quantity of allowances for free. The share of these industries emissions is determined in relation to total ETS emissions in 2005 to 2007. CO 2 costs passed on in electricity prices could also expose certain installations to the risk of carbon leakage. In order to avoid such risk, Member States may grant a compensation with respect to such costs. In the absence of an international agreement on climate change, the Commission has undertaken to modify the Community guidelines on state aid for environmental protection in this respect. Under an international agreement which ensures that competitors in other parts of the world bear a comparable cost, the risk of carbon leakage may well be negligible. Therefore, by 30 June 2010, the Commission will carry out an in-depth assessment of the situation of energy-intensive industry and the risk of carbon leakage, in the light of the outcome of the international negotiations and also taking into account any binding sectoral agreements that may have been concluded. The report will be accompanied by any proposals considered appropriate. These could potentially include maintaining or adjusting the proportion of allowances received free of charge to industrial installations that are particularly exposed to global competition or including importers of the products concerned in the ETS. Who will organise the auctions and how will they be carried out Member States will be responsible for ensuring that the allowances given to them are auctioned. Each Member State has to decide whether it wants to develop its own auctioning infrastructure and platform or whether it wants to cooperate with other Member States to develop regional or EU-wide solutions. The distribution of the auctioning rights to Member States is largely based on emissions in phase 1 of the EU ETS, but a part of the rights will be redistributed from richer Member States to poorer ones to take account of the lower GDP per head and higher prospects for growth and emissions among the latter. It is still the case that 10 of the rights to auction allowances will be redistributed from Member States with high per capita income to those with low per capita income in order to strengthen the financial capacity of the latter to invest in climate friendly technologies. However, a provision has been added for another redistributive mechanism of 2 to take into account Member States which in 2005 had achieved a reduction of at least 20 in greenhouse gas emissions compared with the reference year set by the Kyoto Protocol. Nine Member States benefit from this provision. Any auctioning must respect the rules of the internal market and must therefore be open to any potential buyer under non-discriminatory conditions. By 30 June 2010, the Commission will adopt a Regulation (through the comitology procedure) that will provide the appropriate rules and conditions for ensuring efficient, coordinated auctions without disturbing the allowance market. How many allowances will each Member State auction and how is this amount determined All allowances which are not allocated free of charge will be auctioned. A total of 88 of allowances to be auctioned by each Member State is distributed on the basis of the Member States share of historic emissions under the EU ETS. For purposes of solidarity and growth, 12 of the total quantity is distributed in a way that takes into account GDP per capita and the achievements under the Kyoto-Protocol. Which sectors and gases are covered as of 2013 The ETS covers installations performing specified activities. Since the start it has covered, above certain capacity thresholds, power stations and other combustion plants, oil refineries, coke ovens, iron and steel plants and factories making cement, glass, lime, bricks, ceramics, pulp, paper and board. As for greenhouse gases, it currently only covers carbon dioxide emissions, with the exception of the Netherlands, which has opted in emissions from nitrous oxide. As from 2013, the scope of the ETS will be extended to also include other sectors and greenhouse gases. CO 2 emissions from petrochemicals, ammonia and aluminium will be included, as will N2O emissions from the production of nitric, adipic and glyocalic acid production and perfluorocarbons from the aluminium sector. The capture, transport and geological storage of all greenhouse gas emissions will also be covered. These sectors will receive allowances free of charge according to EU-wide rules, in the same way as other industrial sectors already covered. As of 2012, aviation will also be included in the EU ETS. Will small installations be excluded from the scope A large number of installations emitting relatively low amounts of CO 2 are currently covered by the ETS and concerns have been raised over the cost-effectiveness of their inclusion. As from 2013, Member States will be allowed to remove these installations from the ETS under certain conditions. The installations concerned are those whose reported emissions were lower than 25 000 tonnes of CO 2 equivalent in each of the 3 years preceding the year of application. For combustion installations, an additional capacity threshold of 35MW applies. In addition Member States are given the possibility to exclude installations operated by hospitals. The installations may be excluded from the ETS only if they will be covered by measures that will achieve an equivalent contribution to emission reductions. How many emission credits from third countries will be allowed For the second trading period, Member States allowed their operators to use significant quantities of credits generated by emission-saving projects undertaken in third countries to cover part of their emissions in the same way as they use ETS allowances. The revised Directive extends the rights to use these credits for the third trading period and allows a limited additional quantity to be used in such a way that the overall use of credits is limited to 50 of the EU-wide reductions over the period 2008-2020. For existing installations, and excluding new sectors within the scope, this will represent a total level of access of approximately 1.6 billion credits over the period 2008-2020. In practice, this means that existing operators will be able to use credits up to a minimum of 11 of their allocation during the period 2008-2012, while a top-up is foreseen for operators with the lowest sum of free allocation and allowed use of credits in the 2008-2012 period. New sectors and new entrants in the third trading period will have a guaranteed minimum access of 4.5 of their verified emissions during the period 2013-2020. For the aviation sector, the minimum access will be 1.5. The precise percentages will be determined through comitology. These projects must be officially recognised under the Kyoto Protocols Joint Implementation (JI) mechanism (covering projects carried out in countries with an emissions reduction target under the Protocol) or Clean Development Mechanism (CDM) (for projects undertaken in developing countries). Credits from JI projects are known as Emission Reduction Units (ERUs) while those from CDM projects are called Certified Emission Reductions (CERs). On the quality side only credits from project types eligible for use in the EU trading scheme during the period 2008-2012 will be accepted in the period 2013-2020. Furthermore, from 1 January 2013 measures may be applied to restrict the use of specific credits from project types. Such a quality control mechanism is needed to assure the environmental and economic integrity of future project types. To create greater flexibility, and in the absence of an international agreement being concluded by 31 December 2009, credits could be used in accordance with agreements concluded with third countries. The use of these credits should however not increase the overall number beyond 50 of the required reductions. Such agreements would not be required for new projects that started from 2013 onwards in Least Developed Countries. Based on a stricter emissions reduction in the context of a satisfactory international agreement . additional access to credits could be allowed, as well as the use of additional types of project credits or other mechanisms created under the international agreement. However, once an international agreement has been reached, from January 2013 onwards only credits from projects in third countries that have ratified the agreement or from additional types of project approved by the Commission will be eligible for use in the Community scheme. Will it be possible to use credits from carbon sinks like forests No. Before making its proposal, the Commission analysed the possibility of allowing credits from certain types of land use, land-use change and forestry (LULUCF) projects which absorb carbon from the atmosphere. It concluded that doing so could undermine the environmental integrity of the EU ETS, for the following reasons: LULUCF projects cannot physically deliver permanent emissions reductions. Insufficient solutions have been developed to deal with the uncertainties, non-permanence of carbon storage and potential emissions leakage problems arising from such projects. The temporary and reversible nature of such activities would pose considerable risks in a company-based trading system and impose great liability risks on Member States. The inclusion of LULUCF projects in the ETS would require a quality of monitoring and reporting comparable to the monitoring and reporting of emissions from installations currently covered by the system. This is not available at present and is likely to incur costs which would substantially reduce the attractiveness of including such projects. The simplicity, transparency and predictability of the ETS would be considerably reduced. Moreover, the sheer quantity of potential credits entering the system could undermine the functioning of the carbon market unless their role were limited, in which case their potential benefits would become marginal. The Commission, the Council and the European Parliament believe that global deforestation can be better addressed through other instruments. For example, using part of the proceeds from auctioning allowances in the EU ETS could generate additional means to invest in LULUCF activities both inside and outside the EU, and may provide a model for future expansion. In this respect the Commission has proposed to set up the Global Forest Carbon Mechanism that would be a performance-based system for financing reductions in deforestation levels in developing countries. Besides those already mentioned, are there other credits that could be used in the revised ETS Yes. Projects in EU Member States which reduce greenhouse gas emissions not covered by the ETS could issue credits. These Community projects would need to be managed according to common EU provisions set up by the Commission in order to be tradable throughout the system. Such provisions would be adopted only for projects that cannot be realised through inclusion in the ETS. The provisions will seek to ensure that credits from Community projects do not result in double-counting of emission reductions nor impede other policy measures to reduce emissions not covered by the ETS, and that they are based on simple, easily administered rules. Are there measures in place to ensure that the price of allowances wont fall sharply during the third trading period A stable and predictable regulatory framework is vital for market stability. The revised Directive makes the regulatory framework as predictable as possible in order to boost stability and rule out policy-induced volatility. Important elements in this respect are the determination of the cap on emissions in the Directive well in advance of the start of the trading period, a linear reduction factor for the cap on emissions which continues to apply also beyond 2020 and the extension of the trading period from 5 to 8 years. The sharp fall in the allowance price during the first trading period was due to over-allocation of allowances which could not be banked for use in the second trading period. For the second and subsequent trading periods, Member States are obliged to allow the banking of allowances from one period to the next and therefore the end of one trading period is not expected to have any impact on the price. A new provision will apply as of 2013 in case of excessive price fluctuations in the allowance market. If, for more than six consecutive months, the allowance price is more than three times the average price of allowances during the two preceding years on the European market, the Commission will convene a meeting with Member States. If it is found that the price evolution does not correspond to market fundamentals, the Commission may either allow Member States to bring forward the auctioning of a part of the quantity to be auctioned, or allow them to auction up to 25 of the remaining allowances in the new entrant reserve. The price of allowances is determined by supply and demand and reflects fundamental factors like economic growth, fuel prices, rainfall and wind (availability of renewable energy) and temperature (demand for heating and cooling) etc. A degree of uncertainty is inevitable for such factors. The markets, however, allow participants to hedge the risks that may result from changes in allowances prices. Are there any provisions for linking the EU ETS to other emissions trading systems Yes. One of the key means to reduce emissions more cost-effectively is to enhance and further develop the global carbon market. The Commission sees the EU ETS as an important building block for the development of a global network of emission trading systems. Linking other national or regional cap-and-trade emissions trading systems to the EU ETS can create a bigger market, potentially lowering the aggregate cost of reducing greenhouse gas emissions. The increased liquidity and reduced price volatility that this would entail would improve the functioning of markets for emission allowances. This may lead to a global network of trading systems in which participants, including legal entities, can buy emission allowances to fulfil their respective reduction commitments. The EU is keen to work with the new US Administration to build a transatlantic and indeed global carbon market to act as the motor of a concerted international push to combat climate change. While the original Directive allows for linking the EU ETS with other industrialised countries that have ratified the Kyoto Protocol, the new rules allow for linking with any country or administrative entity (such as a state or group of states under a federal system) which has established a compatible mandatory cap-and-trade system whose design elements would not undermine the environmental integrity of the EU ETS. Where such systems cap absolute emissions, there would be mutual recognition of allowances issued by them and the EU ETS. What is a Community registry and how does it work Registries are standardised electronic databases ensuring the accurate accounting of the issuance, holding, transfer and cancellation of emission allowances. As a signatory to the Kyoto Protocol in its own right, the Community is also obliged to maintain a registry. This is the Community Registry, which is distinct from the registries of Member States. Allowances issued from 1 January 2013 onwards will be held in the Community registry instead of in national registries. Will there be any changes to monitoring, reporting and verification requirements The Commission will adopt a new Regulation (through the comitology procedure) by 31 December 2011 governing the monitoring and reporting of emissions from the activities listed in Annex I of the Directive. A separate Regulation on the verification of emission reports and the accreditation of verifiers should specify conditions for accreditation, mutual recognition and cancellation of accreditation for verifiers, and for supervision and peer review as appropriate. What provision will be made for new entrants into the market Five percent of the total quantity of allowances will be put into a reserve for new installations or airlines that enter the system after 2013 (new entrants). The allocations from this reserve should mirror the allocations to corresponding existing installations. A part of the new entrant reserve, amounting to 300 million allowances, will be made available to support the investments in up to 12 demonstration projects using the carbon capture and storage technology and demonstration projects using innovative renewable energy technologies. There should be a fair geographical distribution of the projects. In principle, any allowances remaining in the reserve shall be distributed to Member States for auctioning. The distribution key shall take into account the level to which installations in Member States have benefited from this reserve. What has been agreed with respect to the financing of the 12 carbon capture and storage demonstration projects requested by a previous European Council The European Parliaments Environment Committee tabled an amendment to the EU ETS Directive requiring allowances in the new entrant reserve to be set aside in order to co-finance up to 12 demonstration projects as requested by the European Council in spring 2007. This amendment has later been extended to include also innovative renewable energy technologies that are not commercially viable yet. Projects shall be selected on the basis of objective and transparent criteria that include requirements for knowledge sharing. Support shall be given from the proceeds of these allowances via Member States and shall be complementary to substantial co-financing by the operator of the installation. No project shall receive support via this mechanism that exceeds 15 of the total number of allowances (i. e. 45 million allowances) available for this purpose. The Member State may choose to co-finance the project as well, but will in any case transfer the market value of the attributed allowances to the operator, who will not receive any allowances. A total of 300 million allowances will therefore be set aside until 2015 for this purpose. What is the role of an international agreement and its potential impact on EU ETS When an international agreement is reached, the Commission shall submit a report to the European Parliament and the Council assessing the nature of the measures agreed upon in the international agreement and their implications, in particular with respect to the risk of carbon leakage. On the basis of this report, the Commission shall then adopt a legislative proposal amending the present Directive as appropriate. For the effects on the use of credits from Joint Implementation and Clean Development Mechanism projects, please see the reply to question 20. What are the next steps Member States have to bring into force the legal instruments necessary to comply with certain provisions of the revised Directive by 31 December 2009. This concerns the collection of duly substantiated and verified emissions data from installations that will only be covered by the EU ETS as from 2013, and the national lists of installations and the allocation to each one. For the remaining provisions, the national laws, regulations and administrative provisions only have to be ready by 31 December 2012. The Commission has already started the work on implementation. For example, the collection and analysis of data for use in relation to carbon leakage is ongoing (list of sectors due end 2009). Work is also ongoing to prepare the Regulation on timing, administration and other aspects of auctioning (due by June 2010), the harmonised allocation rules (due end 2010) and the two Regulations on monitoring and reporting of emissions and verification of emissions and accreditation of verifiers (due end 2011).