[pic] | EUROOPAN YHTEISÖJEN KOMISSIO | Bryssel 22.12.2005 KOM(2005) 703 lopullinen KOMISSION TIEDONANTO ”EU:n päästökauppajärjestelmän vuosien 2008–2012 päästökauppakauden jakosuunnitelmia koskevat lisäohjeet” . KOMISSION TIEDONANTO ”EU:n päästökauppajärjestelmän vuosien 2008–2012 päästökauppakauden jakosuunnitelmia koskevat lisäohjeet” (ETA:n kannalta merkityksellinen teksti) 1. JOHDANTO 1. Tässä tiedonannossa annetaan jäsenvaltioille ohjeita toista päästökauppakautta (vuosia 2008–2012) koskevien kansallisten jakosuunnitelmien laatimiseksi. Tiedonanto ei ole osa käynnissä olevaa päästökauppadirektiivin[1] (jäljempänä ’direktiivi’) uudelleentarkastelua, jonka osalta komissio laatii Euroopan parlamentille ja neuvostolle kesäkuussa 2006 kertomuksen, johon sisältyy ehdotuksia EU:n päästökauppajärjestelmän toimivuuden parantamiseksi. Valmistellessaan uudelleentarkastelua komissio ottaa huomioon sidosryhmien kannanotot useisiin EU:n päästökauppajärjestelmän toimintaa ja vaikutuksia koskeviin kysymyksiin. 2. Tiedonanto täydentää direktiivin liitteessä III lueteltujen perusteiden täytäntöönpanosta 7. tammikuuta 2004 annettuja komission ohjeita[2]. Edellisiin ohjeisiin sisältyy erityisesti tekninen analyysi liitteessä III lueteltujen eri perusteiden tulkinnasta ja vuorovaikutuksesta. Kyseisissä ohjeissa selvitetään lisäksi näiden perusteiden merkitystä jakosuunnitelmia koskevassa komission arviossa. Ensimmäisten ohjeiden keskeisestä sisällöstä on laadittu yhteenveto liitteeseen 3. 3. Komissio katsoo, että lisäohjeiden laatiminen on tarpeen ensimmäisestä jakovaiheesta saatujen kokemusten huomioon ottamiseksi johdonmukaisella tavalla. Komissio kiinnittää huomiota siihen, että liitteessä III lueteltujen perusteiden yleinen luonne jättää liikkumavaraa niiden täytäntöönpanolle. Komissio on yhtä mieltä jäsenvaltioiden ja useiden sidosryhmien kanssa siitä, että lisäohjeita tarvitaan[3] yhdenmukaisempien jakosuunnitelmien varmistamiseksi toista päästökauppakautta varten. 4. Jäsenvaltiot ja sidosryhmät korostavat yleisesti ottaen tarvetta jakosääntöjen laajempaan yhdenmukaistamiseen. Komissio katsoo, että toisella päästökauppakaudella on saavutettava laajempi yhdenmukaisuus niiden rajojen puitteissa, jotka eri jäsenvaltioiden vaihteleva edistyminen niiden yksilöllisten Kioto-tavoitteiden saavuttamisessa sallii. Yhdenmukaistamiskehityksen jatkaminen on toivottavaa myös vuoden 2012 jälkeen. Komissio tutkii näitä kysymyksiä EU:n päästökauppajärjestelmää koskevan strategisen tarkastelun yhteydessä. Se tekee tarkastelun perusteella tarvittaessa ehdotuksia järjestelmän toimivuuden parantamiseksi ja sääntelyn vakauden turvaamiseksi. 5. Komissio kehottaa jäsenvaltioita laatimaan yksinkertaisempia suunnitelmia toiselle päästökauppakaudelle. Yksinkertaisilla jakosuunnitelmilla lisätään välineen tuntemusta sidosryhmien keskuudessa sekä edistetään avoimuutta ja ennustettavuutta. Jäsenvaltioiden olisi pyrittävä pitämään toisen kauden kansalliset jakosuunnitelmansa mahdollisimman yksinkertaisina erityisesti jakomenetelmien sekä uusia osallistujia ja päästöoikeustilien sulkemista koskevien sääntöjen osalta. Jäsenvaltioiden olisi arvioitava kriittisesti ensimmäisen kierroksen kansallisiin jakosuunnitelmiin sisältyvien sääntöjen tarpeellisuutta ja tehokkuutta, ja niiden olisi säilytettävä ainoastaan ehdottoman välttämättömiksi katsotut säännöt. 6. Suunnitelmien avoimuuden parantamiseksi komissio on kehittänyt ja liittänyt oheen taulukoita[4], joissa tehdään vakiomuotoinen yhteenveto kansallisen jakosuunnitelman perustiedoista. Komissio pitää kyseisiä taulukoita erottamattomana osana toisen kierroksen kansallisia jakosuunnitelmia ja edellyttää, että jäsenvaltiot hyödyntävät niitä. Lisäksi komissio kehottaa jäsenvaltioita käyttämään edelleen ensimmäisiä jakosuunnitelmia varten kehitettyä yhteistä muotoa[5], jolla varmistetaan ensimmäisen vaiheen tavoin kaikkien suunnitelmien yhdenmukainen arviointi. 2. YHTEENVETO ENSIMMÄISEN VAIHEEN (2005–2007) JAKOSUUNNITELMISTA SAADUISTA KOKEMUKSISTA JA TOISTA VAIHETTA (2008–2012) KOSKEVAT YLEISET HUOMAUTUKSET 7. Ensimmäisen vaiheen jakomenettely kesti noin 15 kuukautta, ilmoittamiselle asetetusta määräajasta 31. maaliskuuta 2004 komission viimeiseen päätökseen 20. kesäkuuta 2005. Tämä oli huomattavasti pidempi aika kuin direktiivissä ennakoitiin. Hyväksymismenettely jatkui ensimmäiselle päästökauppakaudelle, joka alkoi 1. tammikuuta 2005. Ilmoitusten tekeminen, hyväksyntöjen antaminen ja joidenkin suunnitelmien valmistuminen kansallisella tasolla myöhäisessä vaiheessa aiheuttivat epävarmuutta sekä asianomaisille kansallisille viranomaisille ja yrityksille että päästöoikeusmarkkinoiden toimijoille Euroopassa. Tämä osoittaa, miten tärkeää toisessa jakovaiheessa on ilmoittaa kansalliset jakosuunnitelmat kokonaisuudessaan määräaikojen puitteissa. Komissio katsoo, että 9 artiklan 3 kohdan mukainen kolmen kuukauden ajanjakso voi alkaa vasta silloin, kun kansallinen jakosuunnitelma on toimitettu kokonaisuudessaan. Näin ollen se muistuttaa jäsenvaltioita niiden velvollisuudesta noudattaa kesäkuun 30. päivälle 2006 asetettua määräaikaa, jotta toinen jakomenettely, mukaan luettuna lopullinen kansallinen jakopäätös, voidaan saattaa loppuun hyvissä ajoin ennen toisen päästökauppajakson alkamista 1. tammikuuta 2008. Komissio ei hyväksy muutoksia kansallisiin jakosuunnitelmiin, joista on ilmoitettu direktiivin 11 artiklan 2 kohdan mukaisesti joulukuun 31. päivälle 2006 asetetun määräajan jälkeen; tästä ovat poikkeuksena muutokset, joiden tekemistä edellytetään kansallisesta jakosuunnitelmasta tehdyssä komission päätöksessä. 8. Komissio pitää ensimmäistä vaihetta opettelujaksona, ja se on arvioinut kyseisen vaiheen jakosuunnitelmia käytännönläheisellä tavalla. Ensimmäisessä jakomenettelyssä on käynyt ilmi tiettyjä merkillepantavia seikkoja, joista esitetään yhteenveto seuraavassa. Nämä näkökohdat ovat myös vaikuttaneet siihen, että jäsenvaltioiden valinnat ja lähestymistavat ovat olleet tietyssä määrin yhdenmukaisia (ks. asiasta tarkemmin liite 4): - Päästökaupan lisääminen on välttämätöntä Kioto-tavoitteiden saavuttamiseksi kustannustehokkaasti. - Päästöoikeudet ovat yleisesti ottaen rajoittaneet enemmän energiantuottajien toimintaa kuin muiden järjestelmään kuuluvien alojen toimintaa. - Ne jäsenvaltiot, joiden toteutuneet päästöt ylittävät selvästi niiden Kioto-tavoitteet, pyrkivät ostamaan huomattavan osan Kioton päästöyksiköistä. - Jälkitarkistuksien kieltäminen on olennaista päästöoikeuksien kaupan kehittymiselle. - Jotkin jakosuunnitelmat eivät ole riittävän yksinkertaisia ja avoimia. 3. TOISEN JAKSON KANSALLISIIN JAKOSUUNNITELMIIN LIITTYVIÄ TIETTYJÄ SEIKKOJA KOSKEVIA LISÄOHJEITA 3.1. Kioto-tavoitteiden saavuttaminen 9. Komissio on arvioinut vuoden 2005 seurantakertomuksessa[6] jäsenvaltioiden edistymistä Kioto-tavoitteiden saavuttamisessa. Kun verrataan vuonna 2003 toteutuneita päästöjä vuosina 2008–2012 sallittaviin päästöihin, suurella osalla jäsenvaltioista on puutteita korjattavana, ja joillakin nämä puutteet ovat huomattavia. Tällä hetkellä vaikuttaisi siltä, että erityisesti Itävalta, Belgia, Tanska, Suomi, Saksa, Irlanti, Italia, Luxemburg, Alankomaat, Portugali, Slovenia ja Espanja eivät ole ehtineet riittävän pitkälle Kioto-tavoitteiden saavuttamisessa. Näiden jäsenvaltioiden on ponnisteltava enemmän toisella päästökauppajaksolla tavoitteiden saavuttamiseksi. Tällä ei kuitenkaan tarkoiteta sitä, ettei muiden jäsenvaltioiden tarvitsisi ryhtyä lisätoimenpiteisiin. Koska on epätodennäköistä, että puutteita voidaan korjata yksinomaan vaatimalla päästövähennyksiä sektorilla, jolla ei käydä päästökauppaa, tai luottamalla Kioton päästöyksiköiden ostoon, EU:n päästökauppajärjestelmää on käytettävä enemmän päästökaupan mahdollisuuksien hyödyntämiseksi kokonaisuudessaan. 3.2. Kansallisten enimmäismäärien asettaminen 10. Liitteessä III olevan perusteen 3 mukaan (ks. tämän asiakirjan liite 2 direktiivin liitteessä III esitetyistä perusteista) päästöoikeusmäärän on vastattava suunnitelman kattamien toimintojen edellytyksiä, myös teknisiä edellytyksiä, vähentää päästöjä. Tämä tarkoittaa sitä, että päästöjen vähentämistä koskevien taloudellisten ja teknisten edellytysten yhdistelmä asettaa ylärajan enimmäismäärille kansallisella tasolla. 11. Päästökehitystä ohjaavat kaksi tärkeintä tekijää ovat taloudellinen (BKT:n) kasvu (nopeampi kasvu johtaa suurempiin päästöihin) ja hiili-intensiteetti (päästöt BKT-yksikköä kohti; matalammasta hiili-intensiteetistä aiheutuu vähemmän päästöjä). Mitä nopeampaa talouskasvu on, sitä nopeammin uudet teknologiat otetaan periaatteessa käyttöön ja pääomakanta uusitaan. Tämän seurauksena tuottavuus lisääntyy ja hiili-intensiteetti vähenee. Euroopan taloudessa tapahtuva palvelualan kasvu ja samanaikainen valmistusalan pienentyminen tukevat tätä kehitystä. Lisäksi EU:n päästökauppajärjestelmän käyttöönotto ja EU:n kattava hiilen hinta päästökauppaa käyvällä sektorilla edistävät hiili-intensiteetin vähentymistä. 12. Aikaisemmin (vuosina 1990–2000) hiili-intensiteetti vähentyi siinä määrin, että se tasapainotti ja jopa kompensoi taloudellista kasvua; tämä tarkoittaa sitä, että kasvihuonekaasupäästöt pysyivät muuttumattomina tai pienenivät. Seuraava taulukko osoittaa, että kyseinen suuntaus jatkuu todennäköisesti vakaana kuluvalla vuosikymmenellä (2000–2010). On huomattava, että vuosia 2000–2010 koskevissa arvioissa ei ole otettu huomioon EU:n päästökauppajärjestelmän ensimmäisessä vaiheessa luotuja kannustimia, joten niissä aliarvioidaan hyvin todennäköisesti hiili-intensiteetin todelliset vähennykset kyseisenä ajanjaksona. Taulukko A: Aikaisempi ja arvioitu BKT:n kasvu ja hiili-intensiteetin muutokset[7]: Vuosittainen BKT:n muutos prosentteina | Vuosittainen hiili-intensiteetin* vähentyminen prosentteina | Yhdistetty nettovaikutus vuosittaiseen päästöjen muutokseen prosentteina | Toteutunut kehitys vuosina 1990–2000 | EU25 | 2,0 | 2,3 | -0,3 | EU15 | 2,0 | 1,9 | 0,1 | Uudet jäsenvaltiot | 1,7 | 3,9 | -2,2 | Arvioitu kehitys vuosina 2000–2010 | EU25 | 2,5 | 2,2 | 0,3 | EU15 | 2,4 | 2,1 | 0,3 | Uudet jäsenvaltiot | 3,8 | 3,6 | 0,2 | Huomautus: * Hiili-intensiteetti ilmaisee CO2-päästöjen suhteen BKT:hen. 13. Päästöjen vähentämistä koskevien taloudellisten ja teknisten edellytysten analysoinnissa komissio tarkastelee vuosittaista BKT:n kasvua ja hiili-intensiteetin vähentymistä. Näiden kahden muuttujan yhdistelmästä saadaan päästöjen vuosittainen vähentämispotentiaali. Kun lähtökohdaksi otetaan asianomaisen vuoden (esimerkiksi vuoden 2003) toteutuneet päästöt ja kun oletetaan, että päästökauppaa käyvän sektorin osuus päästöistä on muuttumaton ja että sen edellytykset vähentää päästöjä vastaavat koko talouden edellytyksiä, liitteessä III olevan perusteen 3 mukainen enimmäismäärä voidaan määrittää. 14. Ensimmäistä vaihetta varten asetettu enimmäismäärä muodostaa näin ollen lähtökohdan toisen vaiheen kokonaismäärän määrittämiselle ja arvioinnille sekä EU:n että jäsenvaltioiden tasolla. Joidenkin jäsenvaltioiden on perusteen 1 vuoksi alennettava ensimmäisen vaiheen enimmäismääriä Kioto-tavoitteen saavuttamiseksi. Muiden jäsenvaltioiden on säilytettävä ensimmäisen vaiheen enimmäismääränsä, jotta suunnitelma olisi yhdenmukainen päästöjen vähentämiseen liittyvien edellytysten kanssa (peruste 3). Koko EU:n kattavan vuosittaisen päästökauppajärjestelmälle asetetun keskimääräisen enimmäismäärän olisi oltava vastaavasti toisessa vaiheessa alhaisempi kuin ensimmäisen vaiheen enimmäismäärä. 15. Useilla jäsenvaltioilla on puutteita korjattavana niiden vuonna 2003 toteutuneiden päästöjen ja Kioto-tavoitteen mukaisesti sallittujen päästöjen välillä. Kokonaisvaje näiden jäsenvaltioiden osalta on 296,5 miljoonaa tonnia CO2-ekvivalenttia. Tämä määrä osoittaa sen ylijäämän, joka kyseisten jäsenvaltioiden on vielä vähennettävä hyödyntämällä käytössään olevia välineitä Kioto-tavoitteiden noudattamiseksi. 16. Niiden jäsenvaltioiden, joilla on puutteita korjattavanaan Kioto-tavoitteen saavuttamiseksi, olisi pyrittävä toteuttamaan seuraavien toimenpiteiden yhdistelmä: i) toisessa vaiheessa jaettavien päästöoikeuksien vähentäminen, ii) lisätoimenpiteiden käyttöönotto niillä aloilla, joilla ei käydä päästökauppaa, ja mahdollisesti iii) valtioiden suorittamat Kioton päästöyksiköiden ostot. Näiden toimenpiteiden harkitulla yhdistelmällä vähennykset voidaan toteuttaa helpommin ja taloudelliselta kannalta tehokkaammin. 17. Liitteen 1 taulukossa esitetään päästökauppaa käyvän sektorin osuus vertaamalla ensimmäisen vaiheen päästöoikeuksia vuonna 2003 toteutuneisiin päästöihin. EU:n tasolla tämä osuus on noin 45 prosenttia. Jos päästökauppaa käyvä sektori toteuttaisi suhteellisen osan lisävähennysten tekemisestä niissä jäsenvaltioissa, joilla on puutteita korjattavanaan, toisen vaiheen päästöoikeuksien kokonaismäärä 25 jäsenvaltion EU:ssa alittaisi noin 6 prosentilla ensimmäisen vaiheen päästöoikeuksien määrän. Tämän seurauksena päästöoikeuksien vuosittainen lukumäärä olisi keskimäärin 2,063 miljardia. Jos päästöoikeuksien kokonaismäärää vähennettäisiin alle 6 prosentilla, olisi sektorilla, jolla ei käydä päästökauppaa, ponnisteltava enemmän Kioto-tavoitteiden saavuttamiseksi. 3.3. Jäsenvaltioiden on perusteltava hyvin suunnittelemansa Kioton päästöyksiköiden ostot 18. Markkinakehityksen ja Kioton päästöyksiköiden kauppaa koskevien rajoitusten vuoksi jäsenvaltioiden on vaikea ostaa päästöyksiköitä aiotussa määrin. Jos jäsenvaltio ostaa Kioton päästöyksikköjä julkisin varoin (kuten yritykset tekevät ostoja ns. kytkösdirektiivin 2004/101/EY mukaisesti), se vähentää jäsenvaltion tarvetta omien päästöjen vähentämiseen. 19. Edellä mainittujen syiden vuoksi Kioton päästöyksiköiden ostoa koskevien jäsenvaltioiden aikeiden perusteleminen on välttämätöntä kansallisen jakosuunnitelman ja liitteessä III olevan perusteen 1 välisen yhdenmukaisuuden varmistamiseksi. Tämä oli näin ollen tärkeä osatekijä jo ensimmäisen kauden suunnitelmia arvioitaessa. Useat jäsenvaltiot perustelivat puutteellisesti aiottuja ostoa ensimmäisen kauden kansallisissa jakosuunnitelmissa ja joitakin enimmäismääriä alennettiin vastaavasti. Jokaisen hallituksen suorittamiin Kioton päästöyksiköiden ostoon nojaavan jäsenvaltion on siten perusteltava aikeet paremmin ja osoitettava ostojen toteuttamistapa, vaikka aikeet olisi ilmaistu jo ensimmäisen kierroksen kansallisessa jakosuunnitelmassa. Komissio arvioi tarkasti näitä seikkoja liitteessä 5 hahmoteltujen kumulatiivisten perusteiden nojalla. Jos jäsenvaltio ei täytä tyydyttävästi kaikkia perusteita, komissio edellyttää ehdotetun enimmäismäärän suhteellista vähentämistä. 3.4. Muiden toimintalinjojen ja toimenpiteiden perusteleminen 20. Jäsenvaltioiden käyttöön ottamien ja täydentävien toimintalinjojen ja toimenpiteiden vaikutusten perusteleminen on välttämätöntä kansallisen jakosuunnitelman ja direktiivin liitteessä III olevan perusteen 1 välisen yhdenmukaisuuden varmistamiseksi. Ensimmäisen kauden kansallisissa jakosuunnitelmissa jäsenvaltiot luettelivat useita käytössä olevia ja täydentäviä toimintalinjoja ja toimenpiteitä. Jokaisen käyttöön otettuihin ja täydentäviin toimintalinjoihin ja toimenpiteisiin nojaavan jäsenvaltion on osoitettava niiden vaikutukset ja täytäntöönpanon edistyminen, vaikka ne olisi ilmaistu jo ensimmäisen vaiheen kansallisessa jakosuunnitelmassa[8]. Komissio arvioi tarkasti näitä seikkoja liitteessä 6 hahmoteltujen kumulatiivisten perusteiden nojalla. Jos jäsenvaltio ei täytä tyydyttävästi kaikkia perusteita, komissio edellyttää ehdotetun enimmäismäärän suhteellista vähentämistä. 3.5. Perustetta 12 koskevat ohjeet – toiminnanharjoittajien vaatimustenmukaisuuden täyttämiseksi käyttämään yhteistoteutukseen ( Joint Implementation , JI ) ja puhtaan kehityksen mekanismiin ( Clean Development Mechanmism , CDM ) liittyvät rajoitukset 21. Direktiivin, sellaisena kuin se on muutettuna ns. kytkösdirektiivillä[9], liitteessä III olevassa perusteessa 12 säädetään: ”Suunnitelmassa on määritettävä se sertifioitujen päästövähennysten ja päästövähennysyksiköiden enimmäismäärä, jonka toiminnanharjoittajat saavat käyttää yhteisön järjestelmässä, prosenttiosuutena kullekin laitokselle jaetuista päästöoikeuksista. Prosenttiosuuden on oltava yhdenmukainen Kioton pöytäkirjan sekä UNFCCC:n tai Kioton pöytäkirjan perusteella tehtyjen päätösten mukaisten jäsenvaltioiden täydentävyyttä koskevien velvoitteiden kanssa.” 22. Perusteen 12 soveltaminen on pakollista, koska kansallisessa jakosuunnitelmassa on määritettävä se sertifioitujen päästövähennysten ja päästövähennysyksiköiden enimmäismäärä, jonka toiminnanharjoittajat saavat käyttää EU:n päästökauppajärjestelmässä vaatimustenmukaisuuden täyttämiseksi. 23. Perusteessa 12 säädetään, että prosenttiosuuden on oltava yhdenmukainen Kioton pöytäkirjan sekä UNFCCC:n tai Kioton pöytäkirjan perusteella tehtyjen päätösten mukaisten jäsenvaltioiden täydentävyyttä koskevien velvoitteiden kanssa. Marrakeshin sopimuksissa todetaan, että mekanismien käytöllä täydennetään kotimaisia toimia[10]. Kioton pöytäkirjassa, UNFCCC:ssä tai näiden perusteella tehdyissä päätöksissä ei ole täydentävyyttä koskevien velvoitteiden kvantitatiivista määritelmää[11]. On myös huomattava, että Kioton pöytäkirjan sopimuspuolten kokouksessa Montrealissa tehtiin useita tärkeitä päätöksiä puhtaan kehityksen mekanismin käytön tehostamiseksi, jota voidaan tukea EU:n päästökaupalla. 24. Täydentävyyden vaatimusta sovelletaan jäsenvaltioiden kasvihuonekaasupäästöjen kokonaismäärään, eikä siis yksittäisiin aloihin. Sen vuoksi jäsenvaltion aikomus ostaa Kioton päästöyksiköitä on otettava huomioon, kun arvioidaan kyseisen vaatimuksen täyttymistä. 25. Komissio katsoo, että jäsenvaltiot voivat vapaasti valita, sovelletaanko rajoituksia yksilöllisesti jokaiseen laitokseen vai yhteisesti kaikkiin laitoksiin. Paremman joustavuuden varmistamiseksi jäsenvaltioita kehotetaan soveltamaan rajoituksia koko päästökauppakaudelle ja yhteisesti kaikkiin laitoksiin. 3.6. Uusia osallistujia ja päästöoikeustilien sulkemista koskevat kysymykset 26. Uusien osallistujien ja päästöoikeustilien sulkemisen osalta komissio katsoo, että on vielä liian varhaista tehdä johtopäätöksiä ja määritellä parhaita toimintatapoja. Tätä kysymystä käsitellään tarkemmin liitteessä 7. 3.7. Lisäohjeet päästöoikeuksien jakamisesta ala- ja laitoskohtaisesti 27. Kun laitoskohtaisia päästöoikeuksia vahvistetaan toista vaihetta varten, komissio katsoo, että jäsenvaltiot eivät saa tehdä ratkaisujaan ensimmäisen vaiheen päästöjen tai muiden sitä koskevien tietojen perusteella. Muussa tapauksessa laitokset, jotka ovat aktiivisesti vähentäneet päästöjä ensimmäisellä päästökauppakaudella, joutuvat perusteettomasti huonompaan asemaan saadessaan toisessa vaiheessa vähemmän päästöoikeuksia kuin laitokset, jotka eivät ole vähentäneet päästöjä ensimmäisellä kaudella. 28. Kun ratkaisujen perusteeksi ei oteta ensimmäisen vaiheen päästöjä tai muita sitä koskevia tietoja, varhaiset toimet tunnistetaan riittävällä tavalla, joka tarjoaa vaihtoehdon varhaisten toimien reservin luomiselle tai niitä koskeville muille toimenpiteille. 29. Päästökauppajärjestelmän yksinkertaistamisen ja hallinnollisen taakan vähentämisen vuoksi komissio katsoo, että prosessipäästöjä koskevat erityissäännökset laitosten tasolla eivät ole tarkoituksenmukaisia. 30. Kuten edellä on jo esitetty, toisen vaiheen kansallisten jakosuunnitelmien yksinkertaistamista ensimmäiseen vaiheeseen verrattuna ei voida korostaa liikaa. Yksinkertaisemmat jakosäännöt ala- ja laitoskohtaisella tasolla lisäävät jakomenettelyn avoimuutta ja vähentävät erityisesti päästökauppajärjestelmään kuuluvien pienten ja keskisuurten yritysten kustannuksia. 3.8. Muita jakokysymyksiä koskevat lisäohjeet 31. EU:n laajuinen vertailuanalyysi ei ole riittävän kehittynyt jakomenetelmä käytettäväksi toisessa vaiheessa. Vertailuanalyysi voi kuitenkin osoittautua kansallisella tasolla tarkoituksenmukaiseksi keinoksi silloin, kun jäsenvaltiot käsittelevät laitoskohtaisia päästöoikeuksia ja esimerkiksi sähköntuotantoalan uusia osallistujia koskevia kysymyksiä. Komissio tutkii näitä vertailuanalyysin käytöstä saatuja kokemuksia tulevan uudelleentarkastelun yhteydessä. Komissio on kiinnostunut siitä, miten vertailuanalyysiin liittyvät lisätietovaatimukset kyetään käsittelemään, ja pitävätkö jäsenvaltiot hallinnollisia lisäponnisteluja tarkoituksenmukaisina. 32. Komissio korostaa sitä, että jäsenvaltiot voivat käyttää huutokaupalla toteutettavaa jakomenettelyä direktiivin 10 artiklassa sallitun 10 prosentin rajoituksen puitteissa toisella päästökauppakaudella. Huutokaupan aiempaa laajamittaisempi hyödyntäminen tarjoaisi jäsenvaltioille ja komissiolle mahdollisuuden hankkia enemmän kokemuksia kyseisen menettelyn soveltamisesta ja laajentaa strategista tarkastelua käytännön kokemuksilla. Komissio muistuttaa jäsenvaltioita siitä, että huutokaupalla tapahtuvasta jakomenettelystä saatavalla tuotolla voidaan kattaa muun muassa päästökauppajärjestelmästä aiheutuvia hallinnollisia kuluja ja jäsenvaltioiden suorittamia Kioton päästökauppayksiköiden ostoja. Jos jäsenvaltiot päättävät ryhtyä huutokaupalla tapahtuvaan jakomenettelyyn, komissio kehottaa niitä yksilöimään huutokauppamenettelyn ehdot hyvissä ajoin ennakolta, mieluummin kansallisessa jakosuunnitelmassa, erityisesti aikataulun ja määrien osalta. 33. Direktiivin 9 artiklan 1 kohdan ja 11 artiklan 2 kohdan sekä liitteessä III olevan perusteen 9 mukaisen julkisen kuulemisen osalta komissio edellyttää, että jäsenvaltiot vahvistavat tarkoituksenmukaiset määräajat, joilla varmistetaan se, että julkinen kuuleminen toisen vaiheen kansallisen jakosuunnitelman käyttöönoton osalta toteutetaan tehokkaammin. Direktiivin 11 artiklan 2 kohdan ja liitteessä III olevan perusteen 9 mukaisesti jäsenvaltioiden olisi pyrittävä saattamaan julkinen kuuleminen päätökseen ajallaan, jotta joulukuun 31. päivälle 2006 asetettua määräaikaa voidaan noudattaa. Koska toisen päästökauppajakson valmisteluun liittyvien aikarajoitusten paineet eivät tällä kertaa ole yhtä suuret, komissio luottaa siihen, että jäsenvaltiot vastaavat kyseisen vaatimuksen noudattamisesta asianmukaisella tavalla. 4. DIREKTIIVISSÄ OLEVAN LIITTEEN I SOVELTAMISALA 4.1. Polttolaitokset 34. Direktiivissä olevan liitteen I mukaista polttolaitosta koskevan tulkinnan osalta komissio toteaa, että joidenkin jäsenvaltioiden ensimmäisen vaiheen kansalliset jakosuunnitelmat perustuivat tulkinnalle, johon sisältyivät kaikki määrätyn kapasiteetin täyttävät polttomenetelmät huolimatta siitä, tuottiko polttomenetelmä energiaa itsenäisesti vai toisen tuotantomenetelmän kiinteänä osana. Muut jäsenvaltiot sovelsivat suppeampia tulkintavaihtoehtoja jättämällä pois jotkin tai kaikki toisen tuotantomenetelmän kiinteänä osana olevat polttomenetelmät. 35. Komissio pitää tätä tilannetta erittäin epätyydyttävänä. Sisämarkkinoiden kannalta on vältettävä sellaista tilannetta, jossa samantyyppinen laitos kuuluu toisissa jäsenvaltioissa tietyn direktiivin soveltamisalaan ja toisissa ei. Polttolaitoksia koskevien tulkintojen tekeminen ja direktiivin soveltaminen niiden osalta yhdenmukaisesti kaikissa jäsenvaltioissa on välttämätöntä toisella päästökauppajaksolla, jotta vältytään kilpailun huomattavalta vääristymiseltä sisämarkkinoilla. 36. Komissio katsoo, että polttolaitoksen käsitettä koskeva tulkinta liitteessä 8 on oikea. Se on tietoinen siitä, että joidenkin jäsenvaltioiden olisi lisäksi sisällytettävä käsitteeseen muita laitoksia mukaan luettuna suuret laitokset, jotka tuottavat huomattavia päästöjä, sekä joitakin pienimmistä päästöjen tuottajista. Kuten seuraavassa luvussa esitetään, komissio katsoo kuitenkin, ettei tyypillisesti pienissä laitoksissa käytettyjen polttomenetelmien sisällyttäminen direktiivin soveltamisalaan ole tarpeellista. Jotta epäjohdonmukaisuudet poistettaisiin toisella päästökauppakaudella, kaikkien jäsenvaltioiden olisi sisällytettävä direktiivin soveltamisalaan joka tapauksessa sellaiset polttomenetelmät, joissa käytetään krakkaamoja, nokimustaa, soihdutusta[12], uuneja[13] ja integroituja terästehtaita[14], ja joita käytetään tavallisesti huomattavia päästöjä aiheuttavissa suurissa laitoksissa. Komissio varaa oikeuden ryhtyä kaikkiin tarpeellisiin toimenpiteisiin, jotta vältytään kilpailun huomattavalta vääristymiseltä. Komission tulkinta polttolaitoksista esitetään tarkemmin liitteessä 8. 4.2. Pienimmät laitokset 37. Jäsenvaltiot ja sidosryhmät ovat ilmaisseet huolensa direktiivin soveltamisesta pienimpiin laitoksiin. Ne ovat erityisesti korostaneet, että pienimpien laitosten osallistumiskustannukset ylittävät päästökappajärjestelmään kuulumisesta aiheutuvat hyödyt. Komissio on tietoinen siitä, että tiettyjen pienten laitosten osallistumisesta aiheutuvia hyötyjä ja kustannuksia on tutkittava edelleen direktiivin 30 artiklan nojalla suoritettavan EU:n päästökauppajärjestelmän uudelleentarkastelun yhteydessä. 38. Komissio korostaa sitä, että jotkin pienimpien yritysten osallistumiskustannuksista ovat olleet kertasuorituksia valmistauduttaessa ensimmäiseen päästökauppajaksoon, eikä niihin liity enää lisäsuorituksia. Niiden toistuvien kustannusten osalta, joita aiheutuu vuosittain pääasiassa päästöjen valvonnasta, raportoinnista ja toteamisesta, komissio tutkii meneillään olevassa valvonta- ja raportointiohjeiden tarkastelussa erityisen tarkasti pienimpien laitosten kustannussäästöjen mahdollisuutta. Komissio pyrkii saattamaan tarkistetut ohjeet voimaan 1. tammikuuta 2008 mennessä, jolloin voimaantulo ajoittuisi samaan ajankohtaan toisen päästökauppajakson alkamisen kanssa. 39. Komissio viittaa uudelleen myös siihen, että toisella päästökauppajaksolla olisi käytettävä yksinkertaisempia jakosääntöjä, mikä hyödyttäisi pienimpiä laitoksia, ja tarkasteltava valvonnan ja päästöoikeuksien jakamisen lisäksi myös muita näkökohtia kyseisten laitosten osallistumiskustannusten vähentämiseksi. Komissio uskoo, että tällä parannetaan edelleen näille laitoksille EU:n päästökauppajärjestelmään osallistumisesta aiheutuvien hyötyjen ja kustannusten suhdetta. 40. Komissio kehottaa jäsenvaltioita ottamaan huomioon liitteessä 9 kuvatut joustomahdollisuudet niiden laatiessa toisen vaiheen kansallisia jakosuunnitelmiaan. Komissio pyrkii uudelleentarkastelun yhteydessä tutkimaan kattavammin direktiivin soveltamista pienimpiin laitoksiin; tämä sisältäisi mahdollisuuden ehdottaa direktiivin muuttamista siten, että osa pienlaitoksista voidaan poistaa EU:n päästökauppajärjestelmästä toisella päästökauppajaksolla. Tässä yhteydessä komissio tutkii myös mahdollisuutta jättää ns. kertymäsääntöä sovellettaessa pois polttotoiminnot, jotka alittavat tietyn, esimerkiksi 3 MW:n, kynnysarvon. Komissio tarkastelee myös mahdollisuutta sen kertymäsäännön osan poistamiseksi, jossa säädetään saman toiminnanharjoittajan samassa paikassa suorittamien toimintojen kapasiteetin yhteen laskemisesta. ANNEX Annex 1: Background data Member State | 2003 national greenhouse gas emissions | Allowed emissions annual average 2008-12 under Kyoto Protocol | ETS share[15] | First phase cap annual average 2005-07 according to Commission decisions[16] | Austria | 91.6 | 68.3 | 36.0% | 33.0 | Belgium | 147.7 | 135.8 | 42.6% | 62.9 | Cyprus | 9.2 | n.a. | 62.0% | 5.7 | Czech Republic | 145.4 | 176.8 | 67.1% | 97.6 | Denmark | 74.0 | 55.0 | 45.3% | 33.5 | Estonia | 21.4 | 40.0 | 88.6% | 19.0 | Finland | 85.5 | 70.4 | 53.2% | 45.5 | France | 557.2 | 568.0 | 28.1% | 156.5 | Germany | 1017.5 | 986.1 | 49.0% | 499.0 | Greece | 137.6 | 139.6 | 54.1% | 74.4 | Hungary | 83.2 | 114.3 | 37.6% | 31.3 | Ireland | 67.6 | 61.0 | 33.0% | 22.3 | Italy | 569.8 | 477.2 | 40.8% | 232.5 | Latvia | 10.5 | 23.3 | 43.4% | 4.6 | Lithuania | 17.2 | 46.9 | 71.2% | 12.3 | Luxembourg | 11.3 | 9.2 | 29.8% | 3.4 | Malta | 2.9 | n.a. | n.a. | 2.9 | Netherlands | 214.8 | 200.3 | 44.4% | 95.3 | Poland | 384.0 | 531.3 | 62.3% | 239.1 | Portugal | 81.2 | 75.4 | 47.0% | 38.2 | Slovakia | 51.7 | 66.0 | 59.0% | 30.5 | Slovenia | 19.8 | 18.8 | 44.3% | 8.8 | Spain | 402.3 | 329.0 | 43.4% | 174.4 | Sweden | 70.6 | 75.2 | 32.5% | 22.9 | UK | 651.1 | 657.4 | 37.7% | 245.3 | Total | 2190.8 | Note: All emission figures are in million tonnes CO2 equivalent. Annex 2: Criteria for national allocation plans referred to in Articles 9, 22 and 30 of Annex III of the Directive 1. The total quantity of allowances to be allocated for the relevant period shall be consistent with the Member State's obligation to limit its emissions pursuant to Decision 2002/358/EC and the Kyoto Protocol, taking into account, on the one hand, the proportion of overall emissions that these allowances represent in comparison with emissions from sources not covered by this Directive and, on the other hand, national energy policies, and should be consistent with the national climate change programme. The total quantity of allowances to be allocated shall not be more than is likely to be needed for the strict application of the criteria of this Annex. Prior to 2008, the quantity shall be consistent with a path towards achieving or over-achieving each Member State's target under Decision 2002/358/EC and the Kyoto Protocol. | 2. The total quantity of allowances to be allocated shall be consistent with assessments of actual and projected progress towards fulfilling the Member States' contributions to the Community's commitments made pursuant to Decision 93/389/EEC. | 3. Quantities of allowances to be allocated shall be consistent with the potential, including the technological potential, of activities covered by this scheme to reduce emissions. Member States may base their distribution of allowances on average emissions of greenhouse gases by product in each activity and achievable progress in each activity. | 4. The plan shall be consistent with other Community legislative and policy instruments. Account should be taken of unavoidable increases in emissions resulting from new legislative requirements. | 5. The plan shall not discriminate between companies or sectors in such a way as to unduly favour certain undertakings or activities in accordance with the requirements of the Treaty, in particular Articles 87 and 88 thereof. | 6. The plan shall contain information on the manner in which new entrants will be able to begin participating in the Community scheme in the Member State concerned. | 7. The plan may accommodate early action and shall contain information on the manner in which early action is taken into account. Benchmarks derived from reference documents concerning the best available technologies may be employed by Member States in developing their National Allocation Plans, and these benchmarks can incorporate an element of accommodating early action. | 8. The plan shall contain information on the manner in which clean technology, including energy efficient technologies, are taken into account. | 9. The plan shall include provisions for comments to be expressed by the public, and contain information on the arrangements by which due account will be taken of these comments before a decision on the allocation of allowances is taken. | 10. The plan shall contain a list of the installations covered by this Directive with the quantities of allowances intended to be allocated to each. | 11. The plan may contain information on the manner in which the existence of competition from countries or entities outside the Union will be taken into account. | 12. The plan shall specify the maximum amount of CERs and ERUs which may be used by operators in the Community scheme as a percentage of the allocation of the allowances to each installation. The percentage shall be consistent with the Member State’s supplementarity obligations under the Kyoto Protocol and decisions adopted pursuant to the UNFCCC or the Kyoto Protocol. | Annex 3: Key messages from the first allocation guidance document In January 2004, the Commission provided guidance to assist Member States in the preparation of the national allocation plans[17]. The guidance contained in that document on the implementation of the then eleven[18] criteria in Annex III to the Directive remainsrelevant for the second trading period 2008-2012. The Commission therefore wishes to reiterate the main elements. Criterion (1) – Kyoto commitments The Commission understands “likely to be needed” as forward-looking and linked to the projected emissions of covered installations as a whole, given that this criterion refers to the total quantity of allowances to be allocated. The Commission understands the reference to the “strict application of the criteria in this annex” to comprise the criteria with a mandatory character or containing mandatory elements - i.e. criteria 1, 2, 3, 4 and 5. In order to satisfy this requirement and fulfil all mandatory criteria and elements, a Member State should not allocate more than is needed, or warranted, by the most constraining of these criteria. It follows that any application of the optional elements of Annex III may not lead to an increase in the total quantity of allowances. | Criterion (2) – Assessments of emissions developments Pursuant to Decision 280/2004/EC concerning a mechanism for monitoring Community greenhouse gas emissions and for implementing the Kyoto Protocol , the Commission undertakes an annual assessment of each Member State’s actual emissions and projected emissions for the period 2008-2012, in total and by sector and by gas. Criterion 2 requires the total quantity of allowances to be allocated to be consistent with these assessments. Consistency will be deemed as ensured, if the total quantity of allowances to be allocated to covered installations is not more than would be necessary taking into account actual emissions and projected emissions contained in those assessments. | Criterion (3) – Potential to reduce emissions A Member State should determine the total quantity of allowances resulting from the application of criterion 3 by comparing the potential of activities covered by the scheme to reduce emissions with the potential of activities not covered. The criterion will be deemed as fulfilled if the allocation reflects the relative differences in the potential between the total covered and non-covered activities. | Criterion (4) – Consistency with other legislation Criterion 4 concerns the relationship between allocations under Directive 2003/87/EC and other Community legislative and policy instruments. Consistency between allowance allocations and other legislation is introduced as a requirement in order to ensure that the allocation does not contravene the provisions of other legislation. In principle, no allowances should be allocated in cases where other legislation implies that covered emissions had or will have to be reduced even without the introduction of the emissions trading scheme. Similarly, consistency implies that if other legislation results in increased emissions or limits the scope for decreasing emissions covered by the Directive account should be taken of this increase. | Criterion (6) – New entrants Under criterion 6, the national allocation plan should contain information on the manner in which new entrants will be able to begin participating in the emissions trading scheme in a Member State. The guidance proposes three ways in which new entrants can begin participating in the emissions trading scheme: by buying allowances in the market, by buying them in an auction, or by receiving them for free from a reserve set aside by the Member State. Having new entrants buy allowances in the market or in an auction is in accordance with the principle of equal treatment. | Criterion (10) – List of installations This criterion will be deemed as fulfilled, if a Member State has respected its obligation to list all the installations covered by the Directive. A Member State has to indicate the total quantity of allowances intended to be allocated to each installation. | Annex 4: Summary of experience gained from allocation plans for the first phase (2005-2007) and general lessons for the second phase (2008-2012) 1. More use of emissions trading is necessary to meet the Kyoto targets cost-effectively. Some Member States rely to a large degree on reductions in the non-trading sectors or on government purchase of Kyoto unit credits in the pursuit of their Kyoto targets. The intended government purchase of Kyoto units and the foreseen reduction efforts in the non-trading sectors have served in the first allocation phase as buffers resulting in moderate use of emission trading. In some Member States too much of the reduction effort may have been shifted to the non-trading sectors. Maintaining this imbalance would make Kyoto compliance more costly than necessary. Given that emissions trading is the most cost-effective instrument at hand, it should be used more in the second allocation round and beyond. 2. Allocations have in general been more restrictive for power generators than other sectors covered by the scheme. In most Member States, the allocation to the power generating sector, in relation to projected needs, has been more restrictive, i.e. more environmentally ambitious, than the allocations to the other sectors covered by the scheme. 3. Member States experiencing considerable excess in actual emissions with respect to their Kyoto targets intend to purchase a substantial amount of Kyoto units. Eight Member States announced in the first phase national allocation plans their intention to purchase with government funds in total some 500 to 600 million Kyoto units. Given the general outlook for Joint Implementation (JI) and Clean Development Mechanism (CDM), the envisaged volume will be very challenging to realise. Furthermore, the Linking Directive will add private-sector demand to government demand for such credits. The Commission considers it as a matter of priority to improve the functioning of these mechanisms. 4. The non-acceptance of ex-post adjustments is essential for the allowance market development. The Commission did not approve the so-called ex-post adjustments envisaged by a number of Member States for the first trading period. This plays a vital role in the development of an efficient and liquid allowance market. The good functioning of the allowance market depends crucially on a stable and predictable allocation for the entire trading period in order to create stable incentives for installations to reduce emissions. For compliance purposes, companies can use the full flexibility of the scheme, be it via the allowance market or via company-internal transfers across borders. 5. Some allocation plans are more complex than necessary and not sufficiently transparent. In the first national allocation plans, some Member States created a complex set of special allocation rules: all Member States provided for a new entrants reserve and most also for some kind of administrative provision in the case of closure of an installation (i.e. no further allocation of allowances for the remainder of the ongoing trading period once an installation is closed). The design of new entrants and closure rules differs in detail. This contributes to a high degree of complexity and intransparency in the internal market and may result in unnecessary distortions of competition. Member States should consider simplifying all rules which they have added themselves and which are not essential for the functioning of the scheme. Simpler rules will help make national allocations plans more transparent. Annex 5: Information requested to assess substantiation of intended government purchase of Kyoto units Member States must substantiate the intended government purchase of Kyoto units and are requested to provide the following information in the national allocation plan: (1) indicate the amount of Kyoto units planned to be purchased for compliance with the Kyoto target and any changes in this amount compared to the first national allocation plan; (2) indicate the type of Kyoto units planned to be purchased, along with their respective projected or contracted purchase price; (3) demonstrate the existence of relevant national legislation and budget allocations; (4) provide information on the progress to date in realising the planned purchases, in particular the quantity of Kyoto units for which emission reduction purchase contracts have been signed at the time of notification of the second national allocation plan; (5) indicate the envisaged time schedule of still to be effected purchases; (6) outline the administrative arrangements put in place for realising the planned purchases, such as national programmes or purchase tenders for purchasing Kyoto units; (7) indicate details about the contributions of multilateral or private carbon purchase funds and the expected delivery of credits; (8) demonstrate the existence of contingency measures applicable in the event that planned purchases and signed purchase agreements result in the delivery of a lower than expected amount of Kyoto units. Annex 6: Information requested to assess substantiation of other policies and measures Member States must substantiate the effects of implemented and additional policies and measures and are requested to provide the following information in the national allocation plan: (1) indicate the implemented policies and measures it considers as significant in sectors not covered by the EU ETS. For sectoral framework policies implemented (e.g. rural development plan, waste management plan) the plan has to provide the individual measures included that are considered to lead to greenhouse gas emission reductions. For cross-sectoral policies and measures, the plan has to indicate in which way those measures affect emissions in the trading and non-trading sectors. The information provided has to include the year in which the implementation showed full effect; (2) indicate additional policies and measures not yet implemented at the time of notification which the Member State considers as significant. The plan has to present information on the status of planning or adoption of relevant legislation, agreements, incentive programmes, etc. and has to address the period for which full additional reduction effects are expected; (3) indicate the approximate level of current greenhouse gas emissions represented by the activity targeted by each policy or measure and include quantified annual emissions reductions for the period 2008 to 2012 for the policies and measures indicated under the two preceding bullets. If no quantitative estimation of effects is available, the plan should explain why this information could not be provided and should include additional information why the policy or measure is considered to provide significant emission reduction effects; (4) provide assumptions and methodologies used for the quantification of the effects of indicated policies and measures and provide references to sources for this information; (5) present quantitative indicators to demonstrate the effectiveness of the policy or measure under the first requirement; (6) indicate how policies and measures presented under the first two requirements are reflected in the greenhouse gas emissions projections presented in the plan; (7) indicate any developments and trends of the activities targeted by the policies and measures provided under the first two requirements that could potentially counteract the reduction effects, e.g. increased production capacities or growing trends in consumption patterns; (8) indicate any overlapping effects among important measures (e.g. effects of cross-sectoral measures and sectoral measures on the same activity) and how such double-counting effects have been eliminated in the estimation of quantitative reduction effects. Annex 7: Issues related to new entrants and closures 1. The Commission notes that in the first trading period all Member States have set aside allowances for new entrants in a reserve and most adopted some form of closure provisions. The Commission did not raise objections to these administrative provisions and rules to the extent that they were not tantamount to ex-post adjustments. 2. The Commission notes further a multitude of detailed provisions governing new entrants reserves and closures, including transfer rule arrangements, adopted by Member States in the first allocation phase. This contributes to a high degree of complexity and intransparency in the internal market and may result in distortions of competition. At this stage, there is however insufficient practical experience with regard to the practical application of these rules. 3. For this reason, the Commission considers it premature to draw conclusions and identify best practice. In the case of new entrants’ reserves and closure and transfer provisions being maintained in the second trading period, the Commission recommends Member States ensure in particular that the new entrants reserve not be replenished upon exhaustion, that allowances not allocated to closed installations be cancelled or auctioned, and that there be no allocation at projected needs to new installations. 4. In the review report in June 2006[19], the Commission will consider alternative options (including the set-up of an EU-level new entrant reserve accompanied by EU-wide administrative rules on closure and cross-border transfer) to achieve further harmonisation with respect to new entrants and closure provisions. Annex 8: Definition of combustion installation 1. The Commission considers the interpretation including all combustion processes, i.e oxidation of fuels, fulfilling the specified capacity to be the correct interpretation of Annex I of the Directive, for the following notable reasons: 2. Firstly, the term “combustion” is used in a wide range of Community legislation including not only the Emissions Trading Directive and the IPPC-Directive, but also the LCP-Directive[20] and the Sulphur in Liquid Fuels-Directive[21]. The meaning of combustion in the context of the Emissions Trading Directive has to be interpreted within the framework of other Community legislation where definitions are included. 3. The Sulphur in Liquid Fuels-Directive in its Article 2(5) and the LCP-Directive in its Article 2(7) define ‘combustion plant’ as “any technical apparatus in which fuels are oxidised in order to use the heat thus generated”. The LCP-Directive lists in the same Article a range of combustion plants which are specifically excluded from the scope of the LCP-Directive. The Emissions Trading Directive does not provide for such exclusion.[22] 4. Given that the Emissions Trading Directive makes no similar specific exclusions, the types of combustion installations excluded by Article 2(7) of the LCP-Directive are included within the scope of the Emissions Trading Directive where the threshold is met or exceeded. 5. Further guidance in support of this conclusion comes from Annex I of the Emissions Trading Directive itself. Annex I specifically excludes municipal and hazardous waste incineration facilities from the scope of the scheme. The combustion of e.g. hazardous waste is clearly an integrated part of the normal process undertaken by hazardous waste incinerators. If, in the absence of this specific exclusion, the Directive were to be interpreted as not applying to such installations where combustion takes place as an integrated part of the installation’s processes, municipal and hazardous waste installations would not need to have been specifically excluded as they would in any case have fallen outside its scope. Their specific exclusion is further confirmation that it is the presence of a combustion process with a rated thermal input exceeding 20MW that determines the Directive’s coverage of stationary combustion installations. 6. It is also commonly accepted that the term “combustion installation” for the purposes of the IPPC-Directive covers not just the power generation industry but also other industries where fuels are burned. Thus the heading “Energy industries” in the context of the IPPC Directive does not imply a narrow restriction of coverage of the term “combustion installations” to combustion processes that produce energy independently, but rather also includes combustion processes taking place as an integrated part of another production process. The heading “Energy activities” used in the Emissions Trading Directive, if anything, would be broader, so at least the same conclusion would apply. This therefore provides additional support for the argument that “combustion installations” in the Emissions Trading Directive not only covers combustion installations that are part of the energy industry, but also combustion installations in other industry sectors, including sectors that are not explicitly listed in its Annex I. 7. It is well-established that industries can fall under more than one activity category of the IPPC-Directive. Integrated steel works for example carry out several Annex I activities, and refineries include combustion installations of more than 50MW. Considering the similarities between the IPPC-Directive and the Emissions Trading Directive, there is no reason to take a different approach to the interpretation of the latter in this respect. In particular, a different approach cannot be justified by the separate listing of the steel and cement industries, given that both produce substantial CO2 emissions from (chemical) processes in addition to their emissions from combustion. 8. In the light of the above points, any installation, which includes one or more piece of stationary technical apparatus in which a combustion process takes place and that together on the same site and under the responsibility of the same operator has a rated thermal input exceeding 20MW, is therefore subject to the Emissions Trading Directive. This includes apparatus where the heat is used in another piece of apparatus, through a medium such as electricity or steam, and apparatus where the heat resulting from combustion is used directly within that apparatus, for example, for melting, drying, flares or units providing heat input to chemical reactors. The purpose to which the product of an activity is put should not be a determining characteristic as to whether or not an installation is subject to the Directive, as this would introduce subjectivity into its scope. Energy produced by combustion may be in the form of electricity, heat, hot water or steam, and the distance between the production of energy and its eventual use is not relevant for competent authorities to decide whether or not an installation is subject to the Emissions Trading Directive. Annex 9: Interpretation issues related to the smallest installations 1. The Commission draws Member States’ attention to the fact that the so-called aggregation clause[23] contained in the second paragraph of Annex I of the Directive should be interpreted carefully so as to not cover certain small installations, without prejudice to the interpretation of such or similar wording in other Community legislation. In particular, the wording “under the same subheading” contained in this clause should be understood in the sense that a single activity falling simultaneously under several subheadings, e.g. both under “energy activities” and under a specific sectoral activity covered by Annex I of the Directive, such as “mineral industry”, is considered under the more specific sectoral subheading. Multiple activities of the same type should then be aggregated on the basis of that specific sectoral subheading, and not on the basis of all of the different possible activity descriptions that could apply. There is no basis for aggregating activities that fall under a different subheading, even though they may be part of the same installation. 2. Furthermore, flexibility at the discretion of Member States comes also from the wording “and/or” in the provision governing the manufacture of ceramic products in Annex I of the Directive. If Member States want to use this flexibility the Commission notes that this provision can be interpreted in a restrictive way so as to require the simultaneous presence of all mentioned sub-elements for the second trading period, again without prejudice to the interpretation of such or similar wording in other Community legislation. In this context, the Commission draws the attention of Member States to the Declaration of the Council and the Commission of 4 September 1996[24] supporting an interpretation of the same wording contained in Annex I of the IPPC-Directive, that it is up to Member States to decide as to whether one of the two criteria or both criteria need to be fulfilled at the same time. Annex 10: Set of NAP common format summary tables [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] Explanatory comments on NAP Common Format summary tables Note: Grey fields are filled in automatically when using the Excel spreadsheets. Table I: NAP summary table – target calculation General description: The purpose of this table is to provide an overview of key data relevant for NAP assessment. The gap (row C) between the Kyoto target (row A) and actual greenhouse gas emissions in 2003 (row B) is presented with necessary corresponding reduction measures (quantified in the fourth column of rows F-H, and totalled in row I). The gap is also expressed as the difference between the Kyoto target (row A) and the projected annual average total greenhouse gas emissions from 2008-2012 (row D). This figure is indicated in row E. Specific remarks: The second column makes a cross-reference to other data tables. The fourth column refers to emissions or effects on emissions from measures recorded in the third column. All rows with the exception of rows B and C contain annual averages relating to the second trading period 2008 to 2012. Table IIa: NAP Summary table – Basic data General description: Table IIa gives an overview of historic and expected trends in various factors crucial to the calculation of a Member State’s potential to reduce emissions: namely, real GDP (row A), greenhouse gas emissions (row B) and carbon intensity (row C). All three factors are expressed both in absolute numbers and in a trend index, with 2003 being the base year (2003=100). Specific remarks: In order to have a complete picture, the Commission invites Member States to provide annual data from 1990 to 2012. While re-stating some date in the public domain, Table IIa is of added value as an integral part of the NAP ensuring transparency and easy access to this information for stakeholders and other Member States. Member States are required to indicate the sources of the information used, separately per year where relevant. For the period 2008 to 2012, the Commission prefers annual data to better understand the development of these figures over time. In case a Member State can justify why such annual data are not available, the Commission would also accept the submission of only annual averages for the period 2008 to 2012, to be indicated in the respective column. Table IIb: NAP Summary table – Basic data on electricity sector General description: Table IIb indicates the basic data for the electricity sector. The purpose is to obtain a comprehensive picture of total domestic electricity production (row A), imports (row B) and exports (row C), the electricity trade balance (row D, constituting the difference between rows B and C) as well as the shares of different fuels (gas, oil, coal, nuclear energy, and renewable energy) in total domestic electricity production (rows E-I). Specific remarks: Imports and exports (rows B and C) need to be disaggregated into the most important countries to/from which the export/import takes place, as well as a row with the remainder to other countries, and the total figure. These figures will allow the Commission to cross-check the plausibility of indications by individual Member States of their respective exports and imports, which would naturally need to be compatible with each other. Member States are required to indicate the sources of the information used (separately per year where relevant) and are encouraged to provide annual data also for the period 2008 to 2012. If a Member State can justify why such annual data are not available, the Commission requires explanation and at least the submission of data for a recent year and annual averages for the period 2008 to 2012. Similarly, Member States should provide data on the fuel mix as accurately as possible. Naturally, the future fuel mix will depend on estimates, amongst others, of the allowance price. Member States are requested to indicate their respective estimates in the explanations in the NAP and also in Table X. Member States should introduce also the target pursuant to Directive 2001/77/EC in Table 2b for the year 2010. Table III: NAP Summary table – Recent and projected greenhouse gas emissions per common reporting format sector (without taking into account additional policies and measures in Table VI) General description: Table III relates recent and projected greenhouse gas emissions per common reporting format sector, as further specified by the numbers for the respective sub-sectors in the second column. Where indicated, the emissions should be indicated for total greenhouse gases and CO2 in the EU ETS. The Commission recognises the technical difficulty to complete this table but stresses the importance of bringing together the categories in the UNFCCC-based common reporting format with the categories under EU ETS reporting. Specific remarks: The second column indicates the sub-sectoral reference under the Common Reporting Format (CRF). The Commission recognises that some Member States may not have all the data available to complete Table III. If a Member State can justify why such annual or sectoral data is not available, the Commission requires at least the submission of data for a recent year and annual averages for the period 2008 to 2012 for as many sectors as possible, as well as aggregate figures (total and total in ETS). CO2 emissions in the ETS sector depend on estimates, amongst others, on the allowance price. Member States are requested to indicate their respective estimates in the explanations in the NAP and also in Table X. Table IV: NAP Summary table – Recent and projected CO 2 emissions in sectors covered by the EU emissions trading scheme General description: Table IV looks more specifically at the recent and projected CO2 emissions by installation or sector covered by the EU ETS, relating them to the activities mentioned in Annex I of the Directive. Certain activities have been aggregated where separate information is likely not to be available or necessary for the Commission’s assessment. Specific remarks: Emissions from combustion installations shall be calculated without emissions from installations also covered under the specific sectors of Annex I of the Directive being indicated in rows B-J. As a matter of example, where a combustion installation is also covered by the category “installations for the production of cement clinker …” under the subheading “mineral industry” of Annex I of the Directive, emissions from that installation should fall under the entry “cement producing installations” in row E of Table IV, and should be omitted from row A “combustion installations”. Moreover, emissions from these combustion installations shall be disaggregated into the most important activities to be identified by each Member State, including flaring, integrated steelworks, crackers and furnaces. For the period 2008 to 2012, the Commission prefers annual data to better understand the development of all sectors. Where a Member State can justify the absence of such annual data for certain sectors, the Commission requires at least the submission of data for a recent year and annual averages for the period 2008 to 2012 in as many sectors as possible. If a Member State can show this to be appropriate, certain sectors may be (dis-)aggregated; in particular coke ovens (row C) with metal ore roasting, sintering, pig iron and steel producing installations (row D). Where such data are not available on an annual basis, the Commission requires a justification and at least the submission of data for a recent year as well as annual averages for the period 2008 to 2012 for as many sectors as possible, as well as aggregate figures (total and total in ETS). The amount entered in row J, column XI correlates to Table III, row O, last column. The amount entered in row K, column XI correlates to Table III, row N, last column. Table V: NAP Summary table – Proposed allocation in relation to first period allocation (without additional policies and measures) in the sectors covered by the EU emissions trading scheme General description: For installations or sectors covered by the EU ETS, Table V indicates 2003 and 2004 actual emissions (columns i and ii) as well as the proposed second period allocation in relation to first trading period allocation (columns iii and iv). Column v indicates the proposed second period allocation as a percentage of the first period allocation. The same sectoral specification is used as in Table IV. Specific remarks: Emissions from combustion installations shall be calculated without emissions from installations covered also under the specific sectors of Annex I of the Directive being indicated in rows B-J. As a matter of example, where a combustion installation is also covered by the category “installations for the production of cement clinker …” under the subheading “mineral industry” of Annex I of the Directive, emissions from that installation should fall under the entry “cement producing installations” in row E of Table IV, and should be omitted from row A “combustion installations”. Moreover, emissions from these combustion installations shall be disaggregated into the most important activities to be identified by each Member State, including flaring, integrated steelworks, crackers and furnaces. For the period 2008 to 2012, the Commission prefers annual data to better understand the development of all sectors. Where a Member State can justify why such annual data is not available for all sectors, the Commission requires at least the submission of data for a recent year and annual averages for the period 2008 to 2012 in as many sectors as possible, as well as aggregate figures (total and total in ETS). If a Member State can show it to be appropriate, certain sectors may be (dis-)aggregated; in particular coke ovens (row C) with metal ore roasting, sintering, pig iron and steel producing installations (row D). Table VI: NAP Summary table – Reductions expected by policies and measures other than the EU emissions trading scheme and which have not been taken into account for the "with measures" projection presented in Table III (Mt CO 2 eq) General description: Table VI gives account of greenhouse gas emissions reductions expected by policies and measures other than the EU ETS, which have not been taken into account for the “with measures” projection presented in Table III. It classifies such measures into three categories: “under implementation” (columns i-iii), “adopted” (columns iv-vi), and “planned” (columns vii-ix). “Under implementation” means that the implementation is ongoing, and that the measure is not taken into account for the "with measures" projections presented in Table III. “Adopted” means that the measure has been adopted by the final instance at the relevant local, regional or national level, but it is not yet implemented. “Planned” means that the measure is at least mentioned in a formal government document, but not adopted. Each of these three categories is again subdivided into three columns: the expected average annual reduction (2008-12), on the one hand, in ETS sectors (columns i, iv and vii), and, on the other hand, in non-ETS sectors (columns ii, v and viii). The third sub-column (iii, vi and ix, respectively) indicates the year, in which the full or a substantial part of the effects of the respective measure can be expected (not necessarily the first year of implementation). The rows shall contain the measures to be specified in the second column. Specific remarks: The Commission recognises that for some measures the disaggregation of the expected reductions into those occurring outside and inside the ETS presents a technical difficulty. It is however an important element for the Commission’s assessment. Table VII: NAP Summary table – Government’s planned use of Kyoto units (Mt CO 2 eq) and status of implementation General description: Table VII gives a detailed overview on the government’s planned use of Kyoto units and the status of their implementation. It subdivides the Kyoto units into ERUs from JI projects, CERs from CDM projects, and AAUs and other units from international emissions trading. The last column indicates the total of the three types combined. The status of implementation is presented in the rows, as follows. Rows A and B indicate the sum across the various degrees of implementation, with row A giving the total amount in the period 2008 to 2012 and row B the annual average in that period per type of Kyoto unit and as a total. The total annual average across all three forms of Kyoto units is equal to row H of Table I. Row C indicates the most advanced degree of implementation, i.e. the quantity of units already paid for. Row D gives a lesser degree of implementation, which is the quantity of units contracted, but yet unpaid (delivery pending start of UN ITL). Units partially paid for should be proportionally distributed between rows C and D. Row E relates to the quantity with the lowest degree of implementation, i.e. the units neither bought nor contracted by the date of notification (Row E = Row A – Row C – Row D). Rows F and G give additional information on the full budget appropriated to the first commitment period (2008-12), both the one currently available for 2006 (row F) and the one committed up to 2012 (row G). Row H indicates the implied future price of Kyoto units, which is the sum of rows F and G, divided by the total planned purchase in row A. Specific remarks: The Commission prefers Member States to specify the breakdown into ERUs, CERs, and AAUs and others. In case a Member State can justify why such a breakdown is not feasible, the Commission requires at least the submission of separate figures for ERUs and CERs on the one hand and AAUs and others on the other hand. Table VIII: NAP Summary table – Details on new entrants, closures and auctioning Table VIII contains various questions relating to important information on new entrants, auctioning and closures. The questions should be self-explanatory. Table IX: NAP Summary table – Further details on new entrants Table IX asks for further details on a selected new entrant, e.g. a power plant with a rated thermal input of 100 MW. In one scenario (second column) the fuel used is coal, while in the other (third column) it is gas. Member States are then requested to fill in row 4 (forecast number of operating hours/year in the period 2008 to 2012), where such a forecast is relevant for the allocation under the new entrants rule of the Member State, and row 5 (annual allowance allocation in 2008 to 2012). This information will allow the Commission to better assess the standards used in the allocation to new entrants and at the same time provide for more transparency. Table X: NAP Summary table – Important assumptions on annual averages In Table X, Member States are requested to quantify for the years 2005-12 their key assumptions on annual average figures underlying the establishment of the NAP, in particular for: - the EU allowance price (in Euro); - the price for crude oil (Brent); - the price for natural gas; - the coal price; and - the exchange rate (for those Member States outside the Euro-zone). Member States should use and specify common market standards for fuel prices, including the currency used. They should indicate in detail sources of data and methodologies. This information is necessary in order to ensure comparability of data and transparency. Member States are invited to indicate further assumptions considered important and useful for the Commission’s assessment. [1] Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivi 2003/87/EY, annettu 13 päivänä lokakuuta 2003, kasvihuonekaasujen päästöoikeuksien kaupan järjestelmän toteuttamisesta yhteisössä ja neuvoston direktiivin 96/61/EY muuttamisesta, EUVL L 275, 25.10.2003, s. 32–46, sellaisena kuin se on muutettuna Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivillä 2004/101/EY, annettu 27 päivänä lokakuuta 2004, kasvihuonekaasujen päästöoikeuksien kaupan järjestelmän toteuttamisesta yhteisössä annetun direktiivin 2003/87/EY muuttamisesta Kioton pöytäkirjan hankemekanismien osalta,EUVL L 338, 13.11.2004, s. 18. [2] KOM(2003) 830 lopullinen. [3] Neuvosto kehotti 1. joulukuuta 2005 komissiota tekemään kaiken voitavansa antaakseen ohjeita riittävän ajoissa toisen vaiheen kansallisten jakosuunnitelmien valmistelemiseksi. [4] Ks. liite 10. [5] KOM(2003) 830 lopullinen, s. 25–29. [6] Komission kertomus edistymisestä yhteisön Kioto-tavoitteiden saavuttamisessa, 15. joulukuuta 2005, KOM(2005) 655. [7] Lähde: Euroopan komissio, energian ja liikenteen pääosasto, European Energy and Transport – Trends to 2030 , liite 2, tammikuu 2003, ks. www-sivusto: http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/figures/trends_2030/index_en.htm [8] Tämän osalta komissio korostaa sitä, että jakosuunnitelmien on oltava täysin yhdenmukaiset niiden velvoitteiden kanssa, jotka kuuluvat jäsenvaltioille sähköntuotannon edistämisestä uusiutuvista energialähteistä tuotetun sähkön sisämarkkinoilla annetun direktiivin 2001/77/EY nojalla,EYVL L 283, 27.10.2001, s. 33. [9] Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivi 2004/101/EY, annettu 27 päivänä lokakuuta 2004, kasvihuonekaasujen päästöoikeuksien kaupan järjestelmän toteuttamisesta yhteisössä annetun direktiivin 2003/87/EY muuttamisesta Kioton pöytäkirjan hankemekanismien osalta,EUVL L 338, 13.11.2004, s. 18. [10] Päätös 15/CP.7, 1 artikla. [11] Komission ns. kytkösdirektiiviä koskeneeseen ehdotukseen sisältyi tällainen kvantitatiivinen määritelmä (KOM(2003) 403). [12] Myös offshore-toiminta. [13] Myös kivivilla. [14] Myös valssaamot, toistokuumentimet, hehkutusuunit ja peittaus. [15] The ETS share is calculated as the first period cap divided by 2003 national greenhouse gas emissions. [16] These figures do not account for changes to the number of installations subsequent to the respective Commission decision (e.g. opt-ins or opt-outs of installations). [17] Commission Communication COM (2003) 830 final, 7.1.2004. [18] Directive 2004/156/EC (“the Linking Directive”) added a criterion 12 to Annex III to Directive 2003/87/EC. [19] As provided for by Article 30(2) of the Directive [20] Directive 2001/80/EC on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants, OJ L 309, 27.11.2001, p. 1. [21] Directive 1999/32/EC relating to a reduction in the sulphur content of certain liquid fuels, OJ L 121, 11.05.1999, p. 13. [22] Certain activities that are specifically excluded by the LCP-Directive are also excluded from the Emissions Trading Directive, such as “(h) any technical apparatus used in the propulsion of a vehicle, ship or aircraft” because the Emissions Trading Directive only applies to stationary technical units (Article 3(e)). The Emissions Trading Directive therefore covers neither transportation in general nor greenhouse gas emissions arising from traffic on the site of an installation. [23] “2. The threshold values given below generally refer to production capacities or outputs. Where one operator carries out several activities falling under the same subheading in the same installation or on the same site, the capacities of such activities are added together.” [24] Council Declaration of 4 September 1996 on Directive 96/61/EC of the Council on Integrated Pollution Prevention and Control, 9388/96, Interinstitutional dossier No. 00/0526 (SYN)