[pic] | COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES |

Bruxelles, le 22.12.2005

COM(2005) 703 final

COMMUNICATION DE LA COMMISSION

«Orientations complémentaires relatives aux plans d'allocation de la période 2008-2012 du système d'échange de quotas d'émission»

COMMUNICATION DE LA COMMISSION

«Orientations complémentaires relatives aux plans d'allocation de la période 2008-2012 du système d'échange de quotas d'émission» (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

1. INTRODUCTION

1. La présente communication vise à donner aux États membres des orientations sur la préparation des plans nationaux d'allocation pour la deuxième période d'échange de quotas d'émission (2008 à 2012). Elle ne fait pas partie de l'examen, actuellement en cours, de la directive relative au système d'échange de quotas d'émission[1] (ci-après «la directive»), qui doit faire l'objet d'un rapport de la Commission au Parlement européen et au Conseil en juin 2006, rapport comprenant, le cas échéant, des propositions en vue d’améliorer le fonctionnement du système communautaire d'échange de quotas d'émission («SCEQE»). La Commission tient compte, durant cet examen, de l'avis des parties intéressées sur un grand nombre d'aspects relatifs au fonctionnement et aux incidences du système communautaire d'échange de quotas d'émissions.

2. Les présentes orientations complètent les orientations destinées à mettre en œuvre les critères de l'annexe III de la directive, publiées par la Commission le 7 janvier 2004[2]. Les orientations précédentes contiennent notamment une analyse technique de l'interprétation et de l'interaction des divers critères de l'annexe III et expliquent leur rôle dans l'évaluation des plans d'allocation par la Commission. L'annexe 3 ci-jointe en résume les principales conclusions.

3. La Commission estime que des orientations supplémentaires sont nécessaires pour assimiler de manière cohérente les leçons tirées de la première période d'allocation. Elle observe que le caractère général des critères indiqués à l'annexe III de la directive laisse une marge de manœuvre en matière d'application, et partage le point de vue des États membres et de nombreuses parties intéressées selon lequel des orientations supplémentaires sont nécessaires[3] pour renforcer la cohérence des prochains plans d'allocation.

4. Les États membres et les parties intéressées souhaitent généralement une plus grande harmonisation des règles d'allocation. La Commission estime que la deuxième période d'échange doit être plus cohérente, pour autant que cela soit possible, compte tenu de la situation variable des États membres en ce qui concerne la réalisation de leurs objectifs individuels au titre du protocole de Kyoto. L'harmonisation doit par ailleurs être poursuivie au-delà de 2012. La Commission reviendra sur ces points dans le cadre du réexamen stratégique du SCEQE. Sur la base de ce réexamen, la Commission présentera le cas échéant des propositions afin d’améliorer le fonctionnement du système d’échange tout en veillant à préserver la stabilité réglementaire.

5. La Commission invite instamment les États membres à simplifier les plans destinés à la deuxième période d'échange. Des plans simples rendent l'instrument plus compréhensible aux parties intéressées, tout en renforçant la transparence et la prévisibilité. Les États membres doivent s'efforcer de préparer des plans nationaux d'allocation aussi simples que possible, notamment en ce qui concerne les méthodes d'allocation et les règles relatives aux nouveaux venus sur le marché et aux fermetures d'installations. Les États membres doivent évaluer d'un œil critique la nécessité et l'efficacité des règles contenues dans les premiers plans nationaux d'allocation et ne conserver que celles qu'ils jugent absolument nécessaires.

6. Afin d'améliorer la transparence des plans, la Commission a préparé une série de tableaux[4] qui résument sous une forme harmonisée certaines des données de base contenues dans un plan national d'allocation. La Commission considère que ces tableaux font partie intégrante de la deuxième série de plans nationaux d'allocation et attend des États membres qu'ils s'en servent. Elle insiste par ailleurs auprès des États membres pour qu'ils continuent à utiliser la présentation commune[5] préparée pour la première série de plans et effectuera, comme dans la première phase, une évaluation harmonisée de tous les plans.

2. RÉSUMÉ DE L'EXPÉRIENCE TIRÉE DES PLANS D'ALLOCATION DE LA PREMIÈRE PÉRIODE (2005-2007) ET ENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX EN VUE DE LA DEUXIÈME PHASE (2008-2012)

7. La première période d'allocation a duré 15 mois, depuis le délai de notification, le 31 mars 2004, jusqu'à la dernière décision de la Commission, le 20 juin 2005, ce qui est beaucoup plus long que ce que la directive avait prévu. La procédure d'autorisation a empiété largement sur la première période d'échange, qui a démarré le 1er janvier 2005. Les retards pris dans la notification, l'approbation et la finalisation de certains plans au niveau national ont entraîné des incertitudes, non seulement pour les autorités nationales et les entreprises concernées, mais aussi pour tous les participants au marché des quotas en Europe. Cela montre qu'il est important que des plans nationaux d'allocation complets soient notifiés dans les délais lors de la deuxième phase d'allocation. La Commission estime que le délai de trois mois prévu à l'article 9, paragraphe 3, ne doit commencer à courir qu'à partir du moment où un plan national d'allocation complet a été remis. Elle rappelle donc aux États membres leur obligation de respecter la date du 30 juin 2006 afin que la deuxième phase d'allocation, y compris la décision finale relative aux plans nationaux d'allocation, s'achève bien avant le début de la deuxième période d'échange, le 1er janvier 2008. La Commission n'acceptera pas que des modifications soient apportées aux plans nationaux d'allocation notifiés après la date du 31 décembre 2006 indiquée à l'article 11, paragraphe 2, de la directive, à l'exception de celles demandées par la Commission dans la décision relative au plan concerné.

8. Reconnaissant que la première période constitue une phase d'apprentissage, la Commission a évalué celle-ci avec pragmatisme. Certains éléments caractéristiques, qui sont résumés ci-après, ressortent de la première phase d'allocation et expliquent la similitude de choix et d'approches adoptés par les États membres (voir l'annexe 4 pour plus de détails):

- Il convient de recourir davantage aux échanges de quotas d'émission pour atteindre de manière rentable les objectifs de Kyoto.

- Les allocations ont généralement été plus restrictives dans le secteur de la production d'électricité que dans les autres secteurs couverts par le système d'échange.

- Les États membres dont les émissions effectives sont beaucoup trop élevées par rapport aux objectifs de Kyoto envisagent d'acheter d'importantes quantités d'unités de Kyoto.

- Le refus des ajustements rétroactifs est indispensable au développement du marché des quotas.

- Quelques plans d'allocation sont plus complexes qu'ils ne le devraient et manquent de transparence.

3. ORIENTATIONS COMPLÉMENTAIRES SUR CERTAINS POINTS RELATIFS AUX PLANS NATIONAUX D'ALLOCATION DE LA DEUXIÈME PÉRIODE

3.1. Progrès réalisés par rapport aux objectifs de Kyoto

9. La Commission a évalué dans le rapport d'avancement 2005[6] les progrès réalisés par les États membres vis-à-vis des objectifs de Kyoto. La comparaison des émissions effectives en 2003 et des émissions autorisées au cours de la période 2008-2012 montre des écarts, parfois importants, dans un très grand nombre d'États membres. À l'heure actuelle, l'Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, l'Allemagne, l'Irlande, l'Italie, Luxembourg, les Pays-Bas, le Portugal, la Slovénie et l'Espagne notamment ne sont pas sur la bonne voie pour respecter leurs objectifs de Kyoto. Ces pays devront faire davantage d'efforts au cours de la deuxième période d'échange pour atteindre ces objectifs, ce qui ne signifie pas que des mesures complémentaires ne seront pas également nécessaires dans d’autres Etats membres. Étant donné qu'il est peu probable que ces écarts puissent être comblés uniquement en demandant au secteur non concerné par le système d'échange de réduire ses émissions ou en achetant des unités de Kyoto, il convient de recourir davantage au SCEQE pour exploiter pleinement cet instrument.

3.2. Fixation de plafonds nationaux

10. Conformément au critère 3 de l'annexe III de la directive (voir l'annexe 2 ci-jointe), les quantités de quotas à allouer doivent être cohérentes avec le potentiel, y compris le potentiel technologique, de réduction des émissions des activités couvertes par le système de réduction des émissions, ce qui veut dire que la combinaison du potentiel économique et technologique à réduire les émissions détermine le plafond au niveau national.

11. Deux des principaux facteurs stimulant les émissions sont la croissance économique (PIB, les émissions augmentant avec la croissance) et l'intensité en carbone (émissions par unité de PIB, sachant que les réductions de l'intensité en carbone abaissent les émissions). En principe, plus la croissance économique, l'introduction de nouvelles technologies et la rotation du capital sont rapides, plus la productivité augmente et plus l'intensité en carbone diminue. La part croissante du secteur tertiaire et le déclin concomitant du secteur secondaire dans les économies européennes contribuent également à cet effet. Par ailleurs, l'introduction du SCEQE et le prix du carbone appliqué dans l'UE dans le secteur soumis au système d'échange vont aussi permettre de réduire encore davantage l'intensité en carbone.

12. Historiquement (c.-à-d. au cours de la période 1990-2000), la diminution de l'intensité en carbone a équilibré, voire compensé, la croissance économique, ce qui veut dire que les émissions de gaz à effet de serre sont restées stables ou qu'elles ont régressé. Le tableau ci-après indique que cette tendance devrait rester stable au cours de la décennie actuelle (2000 à 2010). Il convient de souligner que les estimations pour la période 2000-2010 ne tiennent pas compte des incitations mises en œuvre lors de la première période d'échange de quotas d'émission et qu'elles devraient donc sous-estimer la réduction réelle de l'intensité en carbone atteinte pendant cette période.

Tableau A: Taux de croissance réel et estimé du PIB et évolution de l'intensité en carbone[7]:

Évolution annuelle du PIB en % | Amélioration annuelle (en %) de l'intensité en carbone* | Effet combiné net (en %) sur les émissions annuelles |

Évolution réelle entre 1990 et 2000 |

UE 25 | 2,0 | 2,3 | -0,3 |

UE 15 | 2,0 | 1,9 | 0,1 |

Nouveaux États membres | 1,7 | 3,9 | -2,2 |

Évolution estimée entre 2000 et 2010 |

UE 25 | 2,5 | 2,2 | 0,3 |

UE 15 | 2,4 | 2,1 | 0,3 |

Nouveaux États membres | 3,8 | 3,6 | 0,2 |

Note: * L'intensité en carbone exprime le rapport des émissions de CO2 au PIB.

13. Pour analyser le potentiel économique et technique de réduction des émissions, la Commission prend en compte la croissance annuelle du PIB et la diminution annuelle de l'intensité en carbone. Ces deux paramètres combinés donnent le taux de réduction annuel potentiel des émissions. En partant des émissions réelles émises au cours d'une année donnée (2003, p. ex.), en supposant que les émissions du secteur couvert par le système d'échange sont constantes et que le potentiel de réduction des émissions de ce secteur est similaire à celui de l'économie dans son ensemble, on peut déduire un plafond indicatif conforme au critère 3 de l'annexe III.

14. Le plafond fixé pour la première phase sert donc de point de départ pour déterminer et évaluer la quantité totale pour la deuxième phase, tant au niveau de l'UE que des États membres. En raison du critère 1, certains États membres doivent abaisser les plafonds de la première période afin de respecter les objectifs de Kyoto. D'autres doivent les maintenir pour que le plan coïncide avec le potentiel de réduction des émissions (critère 3). Il en résulte que le plafond annuel moyen fixé au niveau de l'UE pour le secteur couvert par le système d'échange au cours de la deuxième période devrait être inférieur à celui de la première période.

15. Plusieurs États membres ont un écart à combler entre leurs émissions effectives enregistrées en 2003 et les émissions autorisées au titre de l'objectif de Kyoto. L'écart total pour ces États membres est de 296,5 millions de tonnes équivalent CO2. Ce chiffre représente donc les émissions excédentaires que ces États membres doivent réduire avec les instruments disponibles pour respecter les objectifs de Kyoto.

16. Les États membres dans cette situation doivent panacher les mesures ci-après: i) diminuer les quotas alloués pendant la deuxième phase, ii) adopter des mesures supplémentaires dans le secteur non concerné par l'échange de quotas et éventuellement iii) acheter des unités de Kyoto. Avec des mesures bien dosées, les réductions de quotas se font plus aisément et elles sont plus efficaces.

17. Le tableau de l'annexe 1 indique le taux d'émission du secteur relevant du système d'échange de quotas, exprimé en pourcentage des quotas alloués au cours de la première période par rapport aux émissions réelles de 2003. Celui-ci représente environ 45 % au niveau de l'UE. Si le secteur d'activités soumis à l'échange de quotas devait participer de manière proportionnée à la réduction des émissions dans les États membres ayant un écart à combler, la quantité totale de quotas alloués au cours de la deuxième phase dans l'UE des 25 serait inférieure d'environ 6% par rapport à la phase antérieure, ce qui amènerait la quantité annuelle moyenne de quotas à 2,063 milliards. Afin d’atteindre les objectifs de Kyoto, une réduction de moins de 6% impliquerait davantage d’efforts de la part des secteurs non marchands.

3.3. Justification de l'achat d'unités de Kyoto par les États membres

18. Étant donné la situation du marché et les contraintes liées à la fourniture d'unités de Kyoto, il est extrêmement difficile pour les États membres d'acheter la quantité d'unités voulue. L'achat par un État membre d'unités de Kyoto avec des fonds publics (de même que l'achat par des entreprises en application de la directive de liaison) lui permet de moins réduire ses émissions.

19. Il est essentiel, pour les raisons précitées, que les gouvernements motivent leur intention d'acheter des unités de Kyoto afin que le plan national d'allocation soit conforme au critère 1 de l'annexe III. Cet aspect occupait déjà une place importante lors de l'évaluation des plans de la première période. Certains plafonds ont ainsi été abaissés parce que plusieurs États membres n'avaient pas totalement justifié leur intention d'acheter des unités de Kyoto dans les plans d'allocation de la première période. Tout État membre qui se fonde sur l'achat d'unités de Kyoto par le gouvernement doit motiver plus précisément ses intentions et donner des preuves des progrès réalisés dans l'achat des unités, même si les intentions d'achat figurent déjà dans le plan d'allocation de la première période. La Commission fondera son évaluation sur l'ensemble des critères présentés à l'annexe 5 et examinera ces aspects avec toute la rigueur requise. Si un État membre ne respecte pas l'ensemble des critères, la Commission demandera une réduction proportionnelle du plafond proposé.

3.4. Justification d'autres politiques et mesures

20. Il est essentiel que les États membres motivent les effets des politiques et mesures mises en œuvre et de celles adoptées en supplément pour que le plan national d'allocation soit conforme au critère 1 de l'annexe III de la directive. Les États membres ont indiqué dans les plans d'allocation de la première période un certain nombre de politiques et mesures en vigueur et adoptées en supplément. Tout État membre qui se fonde sur ces politiques et mesures doit justifier leurs effets et démontrer les progrès réalisés en matière de mise en œuvre ou d'adoption, même si elles figurent déjà dans le plan d'allocation de la première période[8]. La Commission fondera son évaluation sur l'ensemble des critères présentés à l'annexe 6 et examinera ces aspects avec toute la rigueur requise. Si un État membre ne respecte pas l'ensemble des critères, la Commission demandera une réduction proportionnelle du plafond proposé.

3.5. Orientations relatives au critère 12 - limitation par les exploitants du recours à la MOC et au MDP à des fins de mise en conformité

21. Le critère 12 de l'annexe III de la directive telle que modifiée par la directive de liaison[9] dispose que: «Le plan fixe la quantité maximale de REC et d'URE que les exploitants peuvent utiliser dans le système communautaire, sous forme de pourcentage des quotas alloués à chaque installation. Ce pourcentage est conforme aux obligations de supplémentarité des États membres découlant du protocole de Kyoto et aux décisions adoptées en vertu de la CCNUCC ou du protocole de Kyoto.»

22. Le critère 12 est obligatoire dans la mesure où le plan national d'allocation doit indiquer la quantité maximale de REC et d'URE que les exploitants peuvent utiliser à des fins de mise en conformité.

23. Le critère 12 dispose que le pourcentage fixé doit être conforme aux obligations de supplémentarité des États membres découlant du protocole de Kyoto et aux décisions adoptées en vertu de la CCNUCC ou du protocole de Kyoto. Les accords de Marrakech disposent que « les mécanismes devront être utilisés en complément des mesures prises au plan interne » [10] . Ni le protocole de Kyoto, ni la CCNUCC, ni les décisions adoptées à ce titre ne donnent une définition quantitative des obligations de supplémentarité[11]. Il y a lieu de noter que la réunion des parties au protocole de Kyoto à Montréal a pris une série de décisions importantes pour stimuler l’utilisation du MDP, à laquelle le système communautaire d'échange de quotas d'émissions pourra contribuer.

24. L'obligation de supplémentarité s'applique aux émissions totales de gaz à effet de serre d'un État membre, et non aux émissions individuelles par secteur.L'intention d'un gouvernement d'acheter des unités de Kyoto doit donc également être prise en compte lors de l'évaluation du respect de cette obligation.

25. La Commission estime que les États membres sont libres de choisir d'appliquer la limite de manière individuelle, c'est-à-dire à chaque installation, ou collective, c'est-à-dire à toutes les installations. Il est cependant recommandé, pour une plus grande souplesse, que les États membres appliquent la limite pour toute la période d'échange et à toutes les installations.

3.6. Aspects concernant les nouveaux venus sur le marché et les fermetures d'installations

26. La Commission estime qu'il est prématuré de tirer des conclusions et de définir des meilleures pratiques en ce qui concerne les nouveaux arrivants et les fermetures d'installation. De plus amples détails sont donnés à l'annexe 7.

3.7. Autres orientations sur les allocations au niveau du secteur d'activité et de l'installation

27. Lors de la fixation des allocations de la deuxième phase, la Commission estime que les États membres ne doivent pas se fonder sur les émissions de la première phase ou sur d'autres données enregistrées au cours de cette phase. Si tel n'était pas le cas, les installations ayant activement réduit leurs émissions au cours de la première période seraient désavantagées en recevant, lors de la deuxième phase, une quantité moindre de droits d'émission que les installations n'ayant pas réduit leurs émissions au cours de la première période.

28. Le fait de ne pas se fonder sur les émissions de la première phase ou sur d'autres données portant sur cette période permet de reconnaître les mesures précoces prises par certaines installations, ce qui évite de constituer une réserve ou d'adopter d'autres types de mesures pour tenir compte des actions précoces.

29. Par souci de simplicité et afin d'alléger le travail administratif, la Commission estime qu'il n'est pas nécessaire de conserver au niveau de l'installation des dispositions spéciales pour les émissions de procédé.

30. Comme cela a été dit plus haut, on ne saurait trop insister sur la nécessité de simplifier les plans nationaux d'allocation de la deuxième période. La simplification des règles d'attribution au niveau du secteur d'activité et de l'installation accroît la transparence de la procédure d'attribution et abaisse les coûts, notamment pour les petites et moyennes entreprises couvertes par le système d'échange.

3.8. Orientations complémentaires sur d'autres aspects de l'allocation

31. L'analyse comparative au niveau de l'UE n'est pas une méthode encore suffisamment au point pour être utilisée dans la deuxième phase. Les États membres peuvent néanmoins effectuer une telle analyse au niveau national pour l'allocation aux installations dans certains secteurs et aux nouveaux venus dans le secteur de l'électricité, par exemple. La Commission examinera les résultats de ces expériences dans le cadre du réexamen du système d'échange. Elle souhaite notamment voir si le fait de devoir fournir des données supplémentaires pour effectuer l'analyse comparative est bien géré et si les États membres considèrent que la surcharge administrative en vaut la peine.

32. La Commission insiste sur le fait que les États membres peuvent pratiquer la vente aux enchères, dans la limite des 10 % autorisés à l'article 10 de la directive, au cours de la deuxième période d'échange. Un recours plus fréquent à cette pratique devrait permettre aux États membres et à la Commission d'acquérir davantage d'expérience dans la mise en œuvre de cette méthode d'allocation et de tenir compte de l'expérience pratique dans le cadre du réexamen stratégique. La Commission rappelle aux États membres que les recettes de la vente aux enchères peuvent notamment servir à couvrir les coûts administratifs du système et à acheter des unités de Kyoto. La Commission encourage les États membres qui décident de vendre des quotas aux enchères, de préciser les détails de la procédure assez longtemps à l'avance, de préférence dans le plan national d'allocation, et d'indiquer en particulier les délais et les quantités concernées.

33. En ce qui concerne la consultation publique prévue à l'article 9, paragraphe 1, à l'article 11, paragraphe 2 et à l'annexe III (critère 9) de la directive, la Commission demande aux États membres d'indiquer des délais qui permettent d'organiser une consultation publique plus efficace sur la préparation des plans nationaux d'allocation de la deuxième phase. Les États membres doivent veiller à organiser en temps voulu la consultation publique prévue à l'article 11, paragraphe 2 et à l'annexe III (critère 9) de la directive, afin de respecter le délai du 31 décembre 2006. Les contraintes de temps étant moindres pour préparer la deuxième phase qu'elles ne l'étaient lors de la phase précédente, la Commission est convaincue que les États membres respecteront dûment cette exigence.

4. INTERPRÉTATION DU CHAMP D'APPLICATION DE L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE

4.1. Installations de combustion

34. En ce qui concerne l'interprétation de la notion d'«installation de combustion» mentionnée à l'annexe I de la directive, la Commission remarque que certains États membres avaient compris, lors de la première phase, que tous les procédés de combustion présentant la capacité spécifiée étaient inclus, qu'ils produisent de l'énergie de manière indépendante ou en tant qu'éléments d'un autre procédé de production. D'autres États membres, partant d'une interprétation plus étroite, ont exclu totalement ou partiellement des procédés de combustion faisant partie d'un autre procédé de production.

35. La Commission estime que cette situation n'est pas du tout satisfaisante. Sur le plan du marché intérieur, il convient d'éviter que le même type d'installation soit couvert dans certains États membres et pas dans d'autres, alors que la même directive est appliquée. Il est indispensable, au cours de la deuxième période, que la directive soit interprétée de manière uniforme par les États membres et qu'il y ait une cohérence d'ensemble dans le choix des installations de combustion couvertes par le système d'échange, afin d'éviter des distorsions de concurrence importantes sur le marché intérieur.

36. La Commission estime que c'est l'interprétation donnée à l'annexe 8 au concept d'installation de combustion qui est la bonne. Elle comprend que certains États membres devront inclure d'autres installations, c'est-à-dire de grandes installations produisant d'importantes émissions et des installations qui en émettent très peu. Compte tenu du chapitre qui suit, la Commission estime toutefois qu'il n'est pas nécessaire d'inclure également des procédés de combustion utilisés par les petites installations. Afin de supprimer les incohérences au cours de la deuxième période d'échange, tous les États membres devraient donc inclure également des procédés de combustion tels que le craquage, la production de noir de carbone, le torchage[12], le séchage, les procédés de fabrication au four[13] et la production d'acier intégrée[14], qui sont utilisés dans les grandes installations qui produisent des émissions très importantes. La Commission se réserve le droit de prendre toutes les mesures nécessaires pour éviter des divergences importantes. L'annexe 8 donne des informations sur l'interprétation par la Commission de la notion d'«installation de combustion».

4.2. Le cas des installations les plus petites

37. Certains États membres et parties intéressées ont exprimé leur inquiétude à propos de la prise en compte des petites installations par la directive, avançant notamment que le coût de participation au système d'échange est supérieur au bénéfice qu'elles peuvent en retirer. La Commission reconnaît que la question du rapport coûts-bénéfices concernant certaines petites installations doit être prise en considération lors du réexamen du SCEQE prévu par l'article 30 de la directive.

38. La Commission précise qu'une partie des coûts de participation endossés par les petites installations constitue des coûts uniques versés en vue de la première période d'échange, qui n'apparaîtront plus par la suite. En ce qui concerne les coûts récurrents, qui sont principalement les coûts annuels liés à la surveillance, à la déclaration et à la vérification des émissions, la Commission s'efforce tout particulièrement, dans le cadre de la révision des lignes directrices relatives à la surveillance et à la déclaration des émissions, de concrétiser les économies de coûts potentielles pour les installations les plus petites. La Commission s'est donné comme objectif de faire entrer en vigueur les lignes directrices révisées le 1er janvier 2008, c'est-à-dire le jour du démarrage de la deuxième période d'échange.

39. La Commission souligne à nouveau combien il est important, pour le bénéfice des petites installations, d'appliquer des règles d'attribution simples pendant la deuxième période d'échange et de considérer des aspects autres que la surveillance et l'allocation de quotas pour alléger les coûts de participation de ces installations. La Commission est convaincue que l'on pourra ainsi améliorer encore le rapport coûts-bénéfices pour les petites installations qui participent au système d'échange.

40. La Commission invite les États membres à exploiter les possibilités décrites à l'annexe 9 lors de la préparation des plans nationaux d'allocation de la deuxième phase. Elle étudiera plus en détail, lors de la révision de la directive, le champ d'application relatif à la couverture des petites installations. Ceci inclût la possibilité de proposer un amendement qui permette d'exclure certaines petites installations du SCEQE au cours de la deuxième période d'échange. Elle évaluera à ce propos la possibilité de ne pas tenir compte des activités de combustion ayant une capacité de production inférieure à un certain seuil, 3 MW par exemple, dans le cumul des capacités. La Commission est également en train d'examiner la possibilité de supprimer la clause qui consiste à additionner les capacités d'activités mises en œuvre par le même exploitant sur un seul site.

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

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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] Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans la Communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil, JO L 275 du 25.10.2003, p. 32-46, modifiée par la directive 2004/101/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 octobre 2004 modifiant la directive 2003/87/CE établissant un système d'échange de quotas démission de gaz à effet de serre dans la Communauté, au titre des mécanismes de projet du protocole de Kyoto, JO L 338 du 13.11.2004, p. 18-23.

[2] COM(2003) 830 final.

[3] Le 1er décembre 2005, le Conseil a invité la Commission à faire son possible pour que les orientations soient prêtes à temps pour la préparation de la deuxième série de plans nationaux d'allocation.

[4] Voir l'annexe 10 ci-jointe.

[5] COM(2003) 830 final, p. 25-29.

[6] Rapport de la Commission sur les progrès réalisés dans la mise en œuvre de l'objectif assigné à la Communauté par le protocole de Kyoto, 15 décembre 2005, COM(2005) 655.

[7] Source: Commission européenne, direction générale Energie et Transport, European Energy and Transport Trends to 2030 (Évolution de l'énergie et des transports en Europe jusqu'en 2030), appendice 2, janvier 2003, consulter le site web ci-après:http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/figures/trends_2030/index_en.htm

[8] La Commission insiste à ce propos sur le fait que les plans nationaux d'allocation doivent respecter totalement les obligations incombant aux États membres en vertu de la directive 2001/77/CE relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité, JO L 283 du 27.10.2001, p. 33.

[9] Directive 2004/101/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 octobre 2004 modifiant la directive 2003/87/CE établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans la Communauté, au titre des mécanismes de projet du protocole de Kyoto, JO L 338 du 13.11.2004, p. 18.

[10] Décision 15/CP.7, article premier.

[11] La proposition de la Commission pour la directive de liaison fournissait une telle définition quantitative (COM(2003) 403).

[12] Y compris en mer.

[13] Y compris de laine de verre.

[14] Ce qui englobe les laminoirs, les réchauffeurs, les fours de recuit et les unités de décapage.

[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)