[pic] | EUROPEISKA GEMENSKAPERNAS KOMMISSION |

Bryssel den 22.12.2005

KOM(2005) 703 slutlig

MEDDELANDE FRÅN KOMMISSIONEN

Kompletterande riktlinjer för fördelningsplaner för EU:s system för handel med utsläppsrätter - perioden 2008–2012

.

MEDDELANDE FRÅN KOMMISSIONEN

Kompletterande riktlinjer för fördelningsplaner för EU:s system för handel med utsläppsrätter - perioden 2008–2012 (Text av betydelse för EES)

1. INLEDNING

1. Det här meddelandet innehåller riktlinjer för hur medlemsstaterna skall upprätta sina nationella fördelningsplaner för 2008–2012, som är den andra handelsperioden i ordningen. Meddelandet ingår inte som en del av den pågående översyn av direktivet om handel med utsläppsrätter[1] (i fortsättningen kallat ”direktivet”) som skall utmynna i en rapport från kommissionen till Europaparlamentet och rådet i juni 2006. I den kommer eventuellt också att ingå förslag till förbättringar av funktionen hos EU:s system för handel med utsläppsrätter (”EU ETS – EU Emissions Trading Scheme”). Under arbetet med denna översyn har kommissionen tagit emot underlag från aktörer i en mängd olika frågor om funktionen och effekten hos systemet för handel med utsläppsrätter.

2. De här riktlinjerna kompletterar kommissionens riktlinjer av den 7 januari 2004[2] om tillämpningen av de kriterier som är upptagna i bilaga III till direktivet. 2004 års riktlinjer består framför allt av en teknisk analys av tolkningen av och samspelet mellan de olika kriterierna i bilaga III. Deras roll i kommissionens bedömning av fördelningsplanerna förklaras också. De viktigaste punkterna i 2004 års riktlinjer sammanfattas i bilaga 3.

3. Enligt kommissionen behövs ytterligare riktlinjer för att på ett sammanhängande och konsekvent sätt integrera den kunskap som vunnits under den första fördelningsfasen. Kommissionen framhåller att kriterierna i bilaga III till direktivet är av allmän karaktär och därför lämnar spelrum för tillämpningen. Kommissionen delar åsikten hos medlemsstaterna och många aktörer att det behövs mer vägledning[3] för att sörja för enhetligare och bättre sammanhållna fördelningsplaner för den andra handelsperioden.

4. I allmänhet betonar medlemsstaterna och aktörerna också att man bör prioritera en ökad harmonisering av fördelningsreglerna. Kommissionen anser att man måste uppnå bättre enhetlighet och sammanhållning under den andra handelsperioden i den utsträckning det är möjligt med hänsyn till hur olika långt respektive medlemsstat har nått i fråga om uppfyllandet av sina Kyotomål. Dessutom är det önskvärt med ytterligare harmonisering efter 2012. Kommissionen kommer att behandla den här frågan i samband med sin strategiska översyn av EU:s system för handel med utsläppsrätter. Vid behov kommer kommissionen att på grundval av översynen lägga fram förslag till förbättringar av funktionen hos systemet och samtidigt säkerställa ett stabilt regelverk.

5. Kommissionen anmodar medlemsstaterna att arbeta för enklare planer för den andra handelsperioden. Enklare fördelningsplaner leder till ökade kunskaper om systemet hos aktörerna. Genom förenkling uppnår man också bättre överskådlighet, genomblickbarhet och förutsägbarhet. Medlemsstaterna bör sträva efter att hålla den andra periodens fördelningsplaner så enkla som möjligt. Det gäller framför allt fördelningsmetoder samt regler för anläggningar som läggs ned och för nya deltagare. Medlemsstaterna bör kritiskt utreda behovet och utvärdera verkan av de regler som fanns i den första periodens fördelningsplaner. Enbart regler som bedöms vara absolut nödvändiga bör behållas.

6. För att göra planerna mer överskådliga och genomblickbara har kommissionen tagit fram en serie tabellformulär[4], där grundläggande uppgifter ur en nationell fördelningsplan sammanfattas i standardiserad form. Kommissionen betraktar dessa tabellformulär som en integrerad del av den andra handelsperiodens nationella fördelningsplaner och förväntar sig att medlemsstaterna kommer att använda sig av dem. Kommissionen uppmanar också medlemsstaterna att fortsätta att använda den gemensamma mall för uppställning av uppgifterna (”det gemensamma formatet”)[5] som togs fram för den första fasens fördelningsplaner. Kommissionen kommer – liksom i den första fasen – att sörja för att bedömningen av samtliga planer kommer att göras på ett fullständigt enhetligt och konsekvent sätt.

2. SAMMANFATTNING AV ERFARENHETERNA FRÅN FÖRDELNINGSPLANERNA FÖR DEN FÖRSTA HANDELSPERIODEN (2005–2007) OCH GENERELLA LÄRDOMAR FÖR DEN ANDRA HANDELSPERIODEN (2008–2012)

7. Arbetet med fördelningen för den första perioden varade omkring 15 månader – från den 31 mars 2004, som var sista datum för anmälan av planerna, till fördelningsfasens sista beslut som kommissionen antog den 20 juni 2005. Detta var mycket längre än vad som avsågs i direktivet. Godkännandeprocessen fortsatte en bra bit in i den första handelsperioden som startade den 1 januari 2005. Att en del planer anmäldes, godkändes och färdigställdes på nationell nivå först i ett sent skede ledde till osäkerhet inte bara för berörda nationella myndigheter och näringslivet, utan också för aktörer på marknaden för utsläppsrätter i hela Europa. Detta understryker hur viktigt det är för den andra fördelningsfasen att kompletta nationella fördelningsplaner anmäls i tid. Kommissionen anser att den tremånadersperiod som föreskrivs i artikel 9.3 kan börja löpa först när en fullständig nationell fördelningsplan har lämnats in. Kommissionen erinrar därför medlemsstaterna om skyldigheten att iaktta tidsfristen 30 juni 2006 så att arbetet med den andra fördelningen kan slutföras och det nationella fördelningsbeslutet fattas i god tid innan den andra handelsperioden startar den 1 januari 2008. Ändringar av nationella fördelningsplaner som anmäls efter tidsfristen 31 december 2006, som framgår av artikel 11.2 i direktivet, kommer inte att godtas av kommissionen, med undantag för sådana ändringar som krävs på grund av kommissionens beslut beträffande en nationell fördelningsplan.

8. Kommissionen betraktar den första fördelningsfasen som ett inkörningsskede och har därför gjort en pragmatisk bedömning av den första handelsperiodens fördelningsplaner. Vissa viktiga resultat framkom ur arbetet med den första fördelningen. De sammanfattas nedan. De leder till att val och angreppssätt mer eller mindre kommer att sammanfalla inom hela EU (se vidare bilaga 4):

- Ökad handel med utsläppsrätter behövs för att Kyotomålen skall uppfyllas på ett kostnadseffektivt sätt.

- Tilldelningarna har i allmänhet varit mer restriktiva för kraftverk än för andra sektorer som systemet omfattar.

- Medlemsstater som har betydande överskott av faktiska utsläpp jämfört med sina Kyotomål avser att köpa in en betydande mängd Kyotoenheter.

- Att efterhandsjusteringar inte godtas är av avgörande betydelse för utvecklingen av marknaden för utsläppsrätter.

- En del fördelningsplaner är mer komplicerade än de behöver vara, och de är inte tillräckligt överskådliga och genomblickbara.

3. KOMPLETTERANDE RIKTLINJER FÖR ETT URVAL PUNKTER FÖR DEN ANDRA PERIODENS NATIONELLA FÖRDELNINGSPLANER

3.1. På väg mot Kyotomålen

9. I 2005 års lägesrapport[6] gör kommissionen en utvärdering av hur långt medlemstaterna har nått på vägen mot uppfyllandet av Kyotomålen. I jämförelsen av de faktiska utsläppen 2003 med de tillåtna utsläppen för perioden 2008–2012 har ett stort antal medlemsstater stora gap att överbrygga, en del väldigt stora. I nuläget är bedömningen att det framför allt är Belgien, Danmark, Finland, Irland, Italien, Luxemburg, Nederländerna, Portugal, Spanien, Tyskland och Österrike som hamnat för långt på efterkälken när det gäller att uppnå sina Kyotomål. I dessa medlemsstater måste man åstadkomma mer under den andra handelsperioden. Det betyder dock inte att det inte behövs ytterligare åtgärder också i andra medlemsstater. Eftersom det är osannolikt att gap kan överbryggas enbart genom att kräva utsläppsminskningar i den icke handlande sektorn – dvs. den sektor som inte omfattas av handelssystemet – eller genom att förlita sig på inköp av Kyotoenheter, behöver systemet användas i större utsträckning för att potentialen hos handeln med utsläppsrätter skall kunna utnyttjas fullt ut.

3.2. Att fastställa nationella utsläppstak

10. Enligt kriterium 3 i bilaga III skall mängden utsläppsrätter stämma överens med den potential – med beaktande av vad som är tekniskt möjligt – som finns att minska utsläppen från de anläggningar som omfattas av systemet (kriterierna i bilaga III till direktivet återfinns i bilaga 2 till detta meddelande). Det innebär att det är kombinationen av den ekonomiska och tekniska potentialen att minska utsläppen som sätter en övre gräns för taket på nationell nivå.

11. Två av de mest betydelsefulla pådrivande faktorerna för utsläppstrender är a) ekonomisk tillväxt (BNP) – ju större tillväxt, desto mer utsläpp, och b) kolintensiteten, dvs. utsläppsmängden per BNP-enhet – ju lägre kolintensitet, desto mindre utsläpp. I princip gäller att ju snabbare tillväxt en ekonomi har, desto snabbare tas ny teknik i bruk och desto snabbare förnyas anläggningskapitalet. Resultatet blir ökad produktivitet och lägre kolintensitet. I Europas näringsliv växer tjänstesektorn, samtidigt som tillverkningsindustrin minskar. Det bidrar ytterligare till denna positiva effekt. Införandet av EU:s system för handel med utsläppsrätter, och ett EU-omfattande kolpris i den handlande sektorn – dvs. den sektor som omfattas av handelssystemet – kommer att bidra till ytterligare minskad kolintensitet.

12. Längre tillbaka i tiden, under perioden 1990–2000, följde minskningarna i kolintensitet med eller var till och med större än den ekonomiska tillväxten. Det innebär att de sammanlagda utsläppen av växthusgaser låg på samma nivå eller sjönk. Följande tabell visar att denna trend sannolikt kommer att vara stabil under detta decennium (2000–2010). Det bör understrykas att uppskattningarna för perioden 2000–2010 inte tar hänsyn till de positiva effekterna av den första perioden av handel med utsläppsrätter. Det är därför mycket troligt att minskningarna i kolintensitet under den perioden i själva verket är högre.

Tabell A: Historiska och uppskattade BNP-ökningar och trender för kolintensitet[7]:

Årlig BNP-ökning (i %) | Årlig minskning av kolintensitet* (i %) | Nettoeffekt för den årliga utsläppstrenden (i %) |

1990–2000 |

EU25 | 2,0 | 2,3 | –0,3 |

EU15 | 2,0 | 1,9 | 0,1 |

Nya medlems-stater | 1,7 | 3,9 | –2,2 |

2000–2010 (uppskattningar) |

EU25 | 2,5 | 2,2 | 0,3 |

EU15 | 2,4 | 2,1 | 0,3 |

Nya medlems-stater | 3,8 | 3,6 | 0,2 |

Anm.: *Kolintensitet uttrycker förhållandet mellan CO2-utsläppp och BNP.

13. I sin analys av den ekonomiska och tekniska potentialen för minskade utsläpp tar kommissionen hänsyn till två parametrar – den årliga BNP-ökningen och den årliga minskningen av kolintensiteten. Nettoeffekten av dessa två parametrar ger storleken på den årliga potentialen för minskade utsläpp. Om man utgår från de faktiska utsläppen ett visst år, t.ex. 2003, och antar att den handlande sektorn svarar för en konstant andel av utsläppen och att dess potential för minskade utsläpp är i nivå med ekonomin som helhet, kommer man fram till ett tak som överensstämmer med kriterium 3 i bilaga III till direktivet.

14. Taket för den första handelsperioden är därför en referenspunkt för fastställandet av den sammanlagda mängden för den andra perioden, både på EU-nivå och på medlemsstatsnivå. Kriterium 1 gör att en del medlemsstater måste sänka den första periodens tak för att uppfylla Kyotomålet. Andra medlemsstater måste behålla den första periodens tak för att planen skall överensstämma med potentialen för minskade utsläpp (kriterium 3). Det årliga genomsnittliga EU-taket för systemet med utsläppsrätter i den andra perioden bör därför vara lägre i den andra perioden än i den första.

15. Flera medlemsstater har ett gap att överbrygga mellan de faktiska utsläppsmängderna 2003 och de tillåtna mängderna enligt Kyotomålet. Den sammanlagda skillnaden mellan faktiska och tillåtna utsläppsmängder för dessa medlemsstater är 296,5 milj. ton CO2-ekvivalenter. Den siffran representerar således den överskjutande mängd utsläpp som dessa medlemsstater behöver få bort med hjälp av de styrmedel de förfogar över för att uppfylla Kyotomålen.

16. De medlemsstater som fortfarande har en bit kvar till Kyotomålet bör rikta in sig på en väl avvägd kombination av följande åtgärder: 1) minskad mängd utsläppsrätter för den andra handelsperioden, 2) ytterligare åtgärder i den icke handlande sektorn, eventuellt kompletterade med 3) statliga inköp av Kyotoenheter. Med en sådan mix skulle minskningarna kunna genomföras lättare, samtidigt som de skulle bli ekonomiskt effektivare.

17. Tabellen i bilaga 1 visar den handlande sektorns andel av de sammanlagda utsläppen uttryckt som den första periodens mängd av fördelade utsläppsrätter dividerad med de sammanlagda utsläppen 2003. På EU-nivå uppgår andelen till omkring 45 %. Om den handlande sektorn skulle bidra med sin proportionella andel i de medlemsstater som har en bit kvar till Kyotomålet, skulle den andra periodens sammanlagda fördelning i EU-25 bli omkring 6 % lägre än den första periodens. Det skulle innebära en årlig genomsnittlig fördelning av 2 063 miljarder utsläppsrätter. För att uppfylla Kyotomålen skulle en minskning som är mindre än 6 % innebära att den icke handlande sektorn måste göra större insatser.

3.3. Medlemsstaternas planerade inköp av Kyotoenheter måste vara väl underbyggda

18. Med hänsyn till marknadsläget och begränsningarna av tillgången på Kyotoenheter, är det mycket svårt för medlemsstaterna att köpa in det önskade antalet enheter. Om en medlemsstat köper in Kyotoenheter med offentliga medel – på samma sätt som företag köper enligt det s.k. länkdirektivet – minskar dess behov av att reducera utsläppen.

19. Av ovanstående skäl är det mycket viktigt att medlemsstaterna underbygger sina planerade inköp av Kyotoenheter för att de nationella fördelningsplanerna skall uppfylla kriterium 1 i bilaga III till direktivet. Detta var ett viktigt inslag redan i bedömningen av den första periodens planer. Eftersom flera medlemsstater i den första perioden lade fram fördelningsplaner där inköpen inte var helt och hållet underbyggda, sänktes en del tak i motsvarande mån. En medlemsstat som förlitar sig på statliga inköp av Kyotoenheter måste därför bättre underbygga sin fördelningsplan och uppvisa goda resultat när det gäller att genomföra inköpen, även om inköpen är upptagna redan i den första periodens fördelningsplan. Kommissionen kommer att grunda sina bedömningar på den uppsättning kriterier som anges i bilaga 5, och bedömningarna kommer att ske rigoröst. Om en medlemsstat inte uppfyller alla kriterier kommer kommissionen att kräva en motsvarande sänkning av det föreslagna taket.

3.4. Att påvisa effekter av andra strategier och åtgärder

20. Det är viktigt att medlemsstaterna påvisar effekterna av genomförda och kompletterande strategier och åtgärder, liksom av sådana strategier och åtgärder som skall komplettera dem för att de nationella fördelningsplanerna skall överensstämma med kriterium 1 i bilaga III till direktivet. I den första periodens nationella fördelningsplaner listade medlemsstaterna en rad genomförda och kompletterande strategier och åtgärder. Alla medlemsstater, som förlitar sig på genomförda och kompletterande strategier och åtgärder, måste påvisa deras effekter och uppvisa goda resultat när det gäller att genomföra och införa dem, även om de var upptagna redan i den första periodens fördelningsplan.[8] Kommissionen kommer att grunda sina bedömningar på den uppsättning kriterier som anges i bilaga 6 och bedöma dessa aspekter rigoröst. Om en medlemsstat inte uppfyller alla kriterier kommer kommissionen att kräva en motsvarande sänkning av det föreslagna taket.

3.5. Riktlinjer för kriterium 12 – begränsning av verksamhetsutövares användning av JI och CDM för att uppfylla kraven i EU:s system för handel med utsläppsrätter

21. Kriterium 12 i bilaga III till direktivet, i dess ändrade lydelse enligt länkdirektivet[9], lyder så här: ”I planen skall anges den maximala mängden CER och ERU som verksamhetsutövare får använda i gemenskapssystemet, i form av en procentandel av fördelningen av utsläppsrätter till varje anläggning. Procentandelen skall vara förenlig med medlemsstatens förpliktelser rörande supplementaritet enligt Kyotoprotokollet och beslut som antas i enlighet med UNFCCC eller Kyotoprotokollet.”

22. Kriterium 12 är obligatoriskt såtillvida att man i de nationella fördelningsplanerna måste ange det största antal CER och ERU som verksamhetsutövare får använda för att uppfylla kraven i direktivet.

23. Den fastställda procentsatsen skall vara förenlig med medlemsstatens skyldigheter i fråga om supplementaritet enligt Kyotoprotokollet och med beslut som antas med stöd av UNFCCC eller Kyotoprotokollet. I Marrakeshavtalen sägs att ”användningen av mekanismerna skall vara supplementär till nationella åtgärder.” [10] Någon kvantitativ bestämning av åtagandena i fråga om supplementaritet finns varken i Kyotoprotokollet eller UNFCCC eller i de beslut som fattats inom ramen för det sistnämnda dokumentet.[11] Det bör också framhållas att man under de överläggningar som parterna till Kyotoprotokollet hade under sitt möte i Montreal fattade en hel rad viktiga beslut för att främja användningen av CDM, något som EU:s handel med utsläppsrätter kan bidra till.

24. Kravet på supplementaritet är tillämpligt på de samlade utsläppen av växthusgaser i en medlemsstat och inte på enskilda näringslivssektorer var för sig. När man bedömer huruvida detta krav är uppfyllt måste man även beakta statens planerade inköp av Kyotoenheter.

25. Kommissionen anser att medlemsstaterna själva kan välja om gränsen skall gälla för varje anläggning för sig, eller om den skall tillämpas på alla anläggningar tillsammans. För att åstadkomma större flexibilitet rekommenderas medlemsstaterna att tillämpa gränsen för hela handelsperioden och för alla anläggningar i klump.

3.6. Nya deltagare samt nedläggning av anläggningar

26. Kommissionen anser att det är för tidigt att dra några slutsatser och bestämma vad som är bästa praxis i fråga om nytillkomna marknadsaktörer och vid nedläggning av anläggningar. Se vidare bilaga 7.

3.7. Ytterligare riktlinjer för fördelning på sektor- och anläggningsnivå

27. För fastställandet av tilldelningar till enskilda anläggningar i den andra fördelningsfasen anser kommissionen att medlemsstaterna som utgångspunkt inte får använda sig av utsläpp eller andra data från den första handelsperioden. Annars skulle anläggningar som genom aktiva åtgärder har minskat sina utsläpp under den första perioden bli orättvist behandlade genom att de under den andra perioden skulle få en mindre andel utsläppsrätter än anläggningar som inte har minskat utsläppen under den första perioden.

28. Genom att inte utgå från utsläpp eller andra data från den första perioden tar man på ett rättvist sätt hänsyn till insatser som gjorts på ett tidigt stadium. På så sätt slipper man upprätta en reserv för tidiga insatser eller vidta andra åtgärder för att ta hänsyn till dem.

29. För att förenkla systemet och minska administrationen anser kommissionen att man bör upphäva särbestämmelser om processutsläpp på anläggningsnivå.

30. Som redan påpekats ovan kan man inte nog betona betydelsen av att den andra handelsperiodens fördelningsplaner får en enklare utformning än den första periodens. Genom enklare fördelningsregler på sektor- och anläggningsnivå blir fördelningsprocessen mer överskådlig och genomblickbar, samtidigt som kostnaderna sänks för de små och medelstora företag som omfattas av systemet.

3.8. Ytterligare riktlinjer för andra fördelningsaspekter

31. Riktmärken (”benchmarking”) är inte någon tillräckligt beprövad metod att använda för den andra perioden. Medlemstaterna kan emellertid finna det ändamålsenligt att använda metoden med jämförande analys på det nationella planet i fråga om fördelning på anläggningsnivå inom vissa sektorer och för nya deltagare, t.ex. inom elsektorn. Kommissionen kommer i samband med översynen att studera erfarenheterna från användning av riktmärken. Kommissionen vill veta om man klarar av att skaffa fram de ytterligare data som behövs och om medlemsstaterna anser att de extra administrativa insatserna är värda priset.

32. Kommissionen vill framhålla att medlemsstaterna under den andra handelsperioden får använda sig av auktionering inom tioprocentsgränsen enligt artikel 10 i direktivet. En mer omfattande användning av auktioner skulle ge medlemsstaterna och kommissionen möjlighet att skaffa sig mer kunskap om tillämpningen av denna fördelningsmetod och att underbygga den strategiska översynen med praktiska erfarenheter. Kommissionen vill erinra medlemsstaterna om att intäkter från auktioner bl.a. kan användas till att täcka de administrativa kostnaderna för handelssystemet och statliga inköp av Kyotoenheter. Om medlemsstater väljer att auktionera ut utsläppsrätter anmodar kommissionen dem att i god tid på förhand lämna närmare uppgifter om auktionsförfarandet. Det skall helst göras i den nationella fördelningsplanen. Särskilt viktigt är att ange vilka tidpunkter och mängder som är aktuella.

33. Enligt artiklarna 9.1 och 11.2 samt kriterium 9 i bilaga III till direktivet skall allmänheten ha möjlighet att inkomma med synpunkter. Här förväntar sig kommissionen att medlemsstaterna fastställer tillräckliga tidsfrister så att samrådet med allmänheten kan genomföras effektivare för upprättandet av de nationella fördelningsplanerna för den andra handelsperioden än vad som var fallet för den första. Medlemsstaterna bör avsluta samrådet i god tid så att tidsfristen 31 december 2006 kan hållas. Eftersom det inte bör vara lika stor tidspress i förberedelsearbetet för den andra handelsperioden som för den första, är kommissionen övertygad om att medlemsstaterna kommer att uppfylla detta krav.

4. TOLKNING AV TILLÄMPNINGSOMRÅDET FÖR BILAGA I TILL DIREKTIVET

4.1. Förbränningsanläggningar

34. När det gäller hur begreppet ”förbränningsanläggning” i bilaga I till direktivet skall tolkas, konstaterar kommissionen att en del medlemsstater baserade fördelningsplanerna för den första handelsperioden på en tolkning, där alla förbränningsprocesser med en effekt större än den angivna ingick, oberoende av om förbränningsprocessen producerade energi självständigt eller som en integrerad del av en annan produktionsprocess. Andra medlemsstater tillämpade däremot olika varianter av en snävare tolkning där en del eller alla förbränningsprocesser uteslöts eftersom de ingick som led i andra produktionsprocesser.

35. Kommissionen anser att situationen är högst otillfredsställande. Med hänsyn till den inre marknaden måste man undvika att samma typ av anläggning omfattas i vissa länder, men inte i andra, trots att det är samma direktiv som tillämpas. Under den andra handelsperioden är det av avgörande betydelse att inom hela EU ha en enhetlig och konsekvent tolkning av begreppet ”förbränningsanläggning” och en enhetlig och konsekvent tillämpning av direktivet när det gäller vilka anläggningar som skall omfattas, annars går det inte att undvika betydande snedvridningar av konkurrensen på hela den inre marknaden.

36. Enligt kommissionen är den tolkning av ”förbränningsanläggning” som återfinns i bilaga 8 den riktiga. Den innebär att en del medlemsstater skulle behöva låta systemet omfatta ytterligare ett antal anläggningar, däribland större anläggningar med stora utsläpp liksom en del av de minsta utsläppskällorna. Med hänvisning till följande avsnitt konstaterar kommissionen emellertid att det inte är ändamålsenligt att inkludera ytterligare förbränningsprocesser som huvudsakligen körs i små anläggningar. För att åstadkomma bättre enhetlighet och konsekvens i den andra handelsperioden bör alla medlemsstater därför under alla omständigheter även ta med förbränningsprocesser som är knutna till krackning, kimrök, avfackling[12], ugnar[13] och integrerade stålverk[14] och som huvudsakligen körs i större anläggningar och förorsakar stora utsläpp. Kommissionen förbehåller sig rätten att vidta alla erforderliga åtgärder för att undvika mer betydande snedvridningar av konkurrensen. Kommissionens tolkning av begreppet ”förbränningsanläggning” beskrivs närmare i bilaga 8.

4.2. De minsta anläggningarnas deltagande i systemet

37. Medlemsstater och aktörer har uttryckt vissa farhågor när det gäller att inrymma mycket små anläggningar i direktivet. Man hävdar framför allt att deras kostnader för att delta i systemet är större än nyttan. Kommissionen håller med om att frågan bör utredas närmare vid den översyn av systemet med handelsrätter som skall göras enligt artikel 30 i direktivet.

38. Kommissionen vill framhålla att vissa kostnader som deltagandet innebär för små anläggningar enbart är engångsutgifter som uppkom i starten av den första handelsperioden och att de inte kommer att uppstå igen. I sin pågående översyn av riktlinjerna för övervakning och rapportering fäster kommissionen särskild vikt vid att genomföra de kostnadsbesparingar som är möjliga för de minsta anläggningarna i fråga om löpande kostnader, som huvudsakligen rör övervakning, rapportering och kontroll av utsläpp. Kommissionen siktar på att de reviderade riktlinjerna skall träda i kraft senast den 1 januari 2008, som är det datum då den andra handelsperioden startar.

39. Kommissionen vill på nytt betona hur viktigt det är att använda enklare fördelningsregler för den andra handelsperioden. Det skulle hjälpa de minsta anläggningarna. Man bör även ta upp andra aspekter – vid sidan av övervakning och fördelning – för att göra det mindre kostsamt för små anläggningar att delta i systemet. Kommissionen är övertygad om att detta ytterligare kommer att förbättra balansen mellan nytta och kostnader för dessa anläggningars deltagande i systemet.

40. Kommissionen anmodar medlemsstaterna att vid upprättandet av den andra periodens nationella fördelningsplaner titta närmare på de möjligheter till flexibilitet som beskrivs i bilaga 9. Kommissionen avser att i sin översyn mer ingående pröva direktivets tillämpningsområde i fråga om små anläggningar, bl.a. möjligheten att föreslå en ändring av direktivet så att vissa mindre anläggningar får undantas från systemet under loppet av den andra handelsperioden. I samband med detta utreder kommissionen möjligheten att förbränningsverksamhet under en viss effektgräns, t.ex. 3 MW, inte skall räknas in vid tillämpning av den s.k. sammanräkningsregeln . Kommissionen undersöker också möjligheten att stryka den del av denna regel som säger att kapaciteterna hos verksamheter som bedrivs av samma utövare på samma anläggningsområde skall räknas samman.

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] Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/87/EG av den 13 oktober 2003 om ett system för handel med utsläppsrätter för växthusgaser inom gemenskapen och om ändring av rådets direktiv 96/61/EG (EUT L 275, 25.10.2003, s. 32–46), i dess ändrade lydelse enligt Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/101/EG av den 27 oktober 2004 om ändring av direktiv 2003/87/EG om ett system för handel med utsläppsrätter för växthusgaser inom gemenskapen, i överensstämmelse med Kyotoprotokollets projektbaserade mekanismer (EUT L 338, 13.11.2004, s.18).

[2] KOM(2003) 830 slutlig.

[3] Den 1 december 2005 anmodade rådet kommissionen att göra sitt yttersta för att presentera riktlinjer i god tid för utarbetandet av de nationella fördelningsplanerna för den andra handelsperioden(2008–2012).

[4] Se bilaga 10.

[5] KOM(2003) 830 slutlig, s. 25–29.

[6] Kommissionens rapport om vägen mot uppfyllandet av gemenskapens Kyotomål, 15 december 2005 [KOM(2005) 655].

[7] Källa: Europeiska kommissionen, Generaldirektoratet för energi och transport, ”European energy and transport – Trends to 2030” (Europeiska trender på energi- och transportområdet till 2030), bilaga 2, januari 2003. Se webbplatsen http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/figures/trends_2030/index_en.htm

[8] Här understryker kommissionen betydelsen av att fördelningsplanerna fullt ut uppfyller medlemsstaternas skyldigheter enligt direktiv 2001/77 (om främjande av el producerad från förnybara energikällor på den inre marknaden för el; EGT L 283, 27.10.2001, s. 33).

[9] Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/101/EG av den 27 oktober 2004 om ändring av direktiv 2003/87/EG om ett system för handel med utsläppsrätter för växthusgaser inom gemenskapen, i överensstämmelse med Kyotoprotokollets projektbaserade mekanismer (EUT L 338, 13.11.2004, s. 18).

[10] Beslut 15/CP. 7, artikel 1.

[11] I kommissionens förslag till länkdirektivet fanns en sådan kvantitativ bestämning [KOM(2003) 403].

[12] Inklusive off-shore-anläggningar.

[13] Inklusive ugnar för produktion av mineralull (rockwool).

[14] Inklusive valsverk, återvärmare, glödgningsugnar och betningsanläggningar.

[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)