Emission Trading Europeo

Clean Development Mechanism (CDM)

Joint Implementation (JI)

 A cura di

Giovanni Bartucci

Luca Cidonio

Articolo fornito da: Studio Bartucci

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ABSTRACT

• All’inizio degli anni ’90 l’ONU dimostra che l’aumento della concentrazione di alcuni gas nell’atmosfera provoca un aumento del naturale effetto serra con conseguente surriscaldamento del pianeta. 

• Nel 1992 l’ONU adotta una Convenzione Quadro sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC) che viene sottoscritta da 166 paesi, che si impegnano, su base volontaria, secondo quanto stabilito dalla convenzione, a ridurre le emissioni di gas serra in atmosfera.

• Nel 1997, presso Kyoto in Giappone, viene adottato un Protocollo che prevede, per i paesi industrializzati, un obbligo di riduzione delle emissioni di gas serra del 5,2% rispetto a quelle emesse nel 1990. Tale riduzione verrà verificata nel quinquennio 2008-2012

• Il Protocollo di Kyoto è entrato in vigore il 16 Febbraio 2005. Ad oggi è stato ratificato da 163 paesi le cui emissioni sono pari al 61,6% delle emissioni totali.

• Per non rendere l’impegno di riduzione troppo gravoso per governi ed imprese, il Protocollo prevede l’utilizzo di 3 meccanismi flessibili:

1.  Emissions Trading

2. Joint Implementation 

3. Clean Development Mechanism

 Il primo meccanismo flessibile prevede la creazione di un mercato per lo scambio delle quote di emissione, mentre il secondo ed il terzo permettono la generazione di crediti di emissione attraverso l’implementazione di progetti realizzati rispettivamente in paesi industrializzati ed in paesi via di sviluppo.

 1.  Il Protocollo di Kyoto

L’atmosfera terrestre funziona come una gigantesca serra, intrappola i raggi del sole e permette di mantenere una temperatura mite sulla superficie.

I gas serra sono i gas atmosferici che assorbono la radiazione infrarossa e che per questo causano l’effetto serra. Questi possono essere di due tipi: naturali come il vapore d’acqua (H2O), l’anidride carbonica (CO2), il metano (CH4), l’ossido nitrico (N2O) e l’ozono (O3) o generati da processi industriali, come gli idrofluorocarburi (HFC), i perfluorocarburi (PFC) e l’esafluoruro di zolfo (SF6).

Come conseguenza della combustione di combustibili fossili (carbone, petrolio) per usi industriali, domestici e per i mezzi di trasporto; e di alcune attività industriali, l’uomo ha contribuito ad aumentare la concentrazione dei gas serra intensificando il naturale effetto serra. Ciò ha comportato un graduale aumento della temperatura del pianeta. In particolare la quantità di CO2 presente in atmosfera è aumentata del 26% tra il 1860 ed il 1986.

Con il fine di combattere questo aumento di temperatura, nel Maggio del 1992 le Nazioni Unite adottano una “Convenzione Quadro sui Cambiamenti Climatici” (UNFCCC).
Nel 1997, alla terza Conferenza delle Parti (COP3 – Conference of the Parties) presso Kyoto, viene adottato un protocollo nel quale si delineano chiaramente gli impegni, in termini di riduzione di emissioni di gas serra, che devono essere assunti dai paesi industrializzati, sottoscrittori del Protocollo per contrastare gli effetti del cambiamento climatico. La riduzione media viene fissata al 5,2% rispetto ai livelli di emissione del 1990. Tale riduzione verrà verificata nel quinquennio 2008-2012.

Per non rendere l’impegno di riduzione troppo gravoso per Governi ed Imprese, il Protocollo di Kyoto prevede 3 meccanismi flessibili per mezzo dei quali è possibile contenere il costo della riduzione, garantendo quindi uno sviluppo economico sostenibile: Joint Implementation (JI – articolo 6 del PK), Clean Development Mechanism (CDM – articolo 12 del PK) ed Emission Trading (ET – articolo 17 del PK).

 2. Il Clean Development Mechanism

 Il CDM permette la generazione di crediti di emissione attraverso l’implementazione di progetti, che riducono le emissioni di gas serra in atmosfera, realizzati in paesi via di sviluppo. Questo meccanismo è basato sul sistema “baseline and credit”. Tale sistema calcola la riduzione delle emissioni ottenuta attraverso l’implementazione del progetto come differenza tra le emissioni della baseline (scenario che non prevede la realizzazione del progetto) e quelle dovute al progetto.

 Come stabilito dall’articolo 12 del Protocollo di Kyoto, gli obiettivi di un progetto CDM sono due: fornire supporto ai paesi in via di sviluppo per contribuire al raggiungimento di uno sviluppo sostenibile nel più breve tempo possibile, e permettere ai paesi industrializzati di rispettare l’impegno di riduzione delle emissioni di gas serra limitando i costi.

Per favorire una rapida attuazione di questo meccanismo la COP, durante l’ottava conferenza delle parti, stabilisce una serie di procedure (decisione 17/CP.7) volte a semplificarne la gestione.

Essenzialmente il ciclo di un progetto CDM si può distinguere in due fasi. La fase progettuale inizia con la preparazione, da parte del proponente, di un documento di progetto (Project Design Document – PDD). Il documento, contenente una descrizione del progetto ed altre informazioni, viene sottoposto ad un ente accreditato (DOE – Designated Operational Entity) che ha il compito di validarlo in base ai requisiti previsti dal CDM Executive Board. La fase progettuale si conclude con la registrazione formale del progetto in un apposito registro internazionale. La seconda fase è la fase realizzativa e consiste nella realizzazione del progetto e nello stesso tempo nell’attività di monitoraggio delle emissioni prodotte (o assorbite). I risultati del monitoraggio devono essere sottoposti alla verifica di un ente accreditato al fine di verificare la reale riduzione delle emissioni rispetto allo scenario di riferimento (baseline). Se la verifica è positiva, i crediti di emissione denominati CERs (Certified Emission Reduction) vengono rilasciati dal CDM Executive Board.

Nel PDD (Project Design Document) il promotore del progetto dovrà dimostrare che il progetto è addizionale e presentare una metodologia da utilizzare per il calcolo delle emissioni della baseline e del leakage.

Un progetto CDM è addizionale quando le emissioni di gas serra, in conseguenza alla sua implementazione, risultano ridotte rispetto a quelle che si sarebbero verificate in assenza del progetto stesso.

Dietro questa definizione in realtà si nasconde un concetto complesso: la valutazione dell’addizionalità dipende molto da come si stabilisce il futuro scenario in assenza del progetto e questo è spesso difficile da prevedere, occorrerà basarsi sulla storia del paese ospitante, sul quadro normativo e sulle sue condizioni geografiche, politiche ed economiche attuali.

La baseline di un progetto CDM è definita come lo scenario che, ragionevolmente, rappresenta le emissioni di gas serra che si sarebbero verificate senza l’implementazione del progetto. La baseline risulta quindi importante ai fini della dimostrazione dell’addizionalità. Questa dovrà coprire tutti i gas serra e le sorgenti di emissione nell’area nella quale sarà implementato il progetto, potrà prevedere una crescita delle emissioni in quest’area dovute a circostanze specifiche del paese ospitante.

Il leakage si definisce come l’aumento (o la diminuzione) delle emissioni di gas serra che avvengono al di fuori dei limiti territoriali del progetto, la cui variazione è riconducibile al progetto stesso.

Immaginiamo per esempio un progetto di fuel-switching, per il quale si preveda di passare da olio combustibile a metano con il fine di ridurre le emissioni di CO2 in atmosfera. Il leakage di progetto è pari alla differenza delle emissioni relative al trasporto dei due combustibili dal punto di produzione fino a quello di utilizzo. Questo potrà essere negativo o positivo e dipenderà dai sistemi di approvvigionamento del combustibile utilizzati dal gestore dell’impianto.

Il promotore del progetto, nel PDD, dovrà inoltre presentare una procedura per il monitoraggio delle emissioni da applicare ogni anno per il calcolo delle effettive riduzioni di gas serra ottenute attraverso l’implementazione del progetto.

La definizione delle metodologie e delle procedure descritte, è abbastanza complessa e costosa, tuttavia esiste la possibilità di utilizzare delle metodologie già approvate dal CDM Executive Board per progetti simili. Per tutte le metodologie approvate infatti è definito un “campo di applicabilità” che ne permette l’utilizzo per differenti progetti che soddisfino determinate condizioni.

Ad oggi sono state approvate 47 metodologie per progetti CDM e 20 per progetti CDM di piccola taglia (quando la riduzione annua delle emissioni dovute al progetto rientra entro un minimo stabilito, si possono utilizzare delle procedure semplificate) ed altre 51 sono in via di approvazione. Queste coprono molti settori, dall’efficienza energetica al fuel switching, alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ecc.

Un ruolo molto importante nell’implementazione di un progetto CDM è ricoperto dalla Designated Operational Entity (DOE). Questo è un ente terzo accreditato dal CDM Executive Board, attraverso una procedura specifica ed ha il compito di validare il progetto e richiederne la registrazione.

Alla DOE inoltre è affidata la responsabilità di verificare la corretta applicazione della procedura di monitoraggio e quella di richiedere all’Executive Board il rilascio dei crediti. 
Inoltre, questo ente ha l’obbligo di rendere pubblica la lista di tutti i progetti CDM completa di tutte le informazioni correlate e di dimostrare l’assenza di conflitti di interesse nella gestione di un determinato progetto.

Ad oggi sono state accreditate 16 DOE, ognuna di esse può validare e/o verificare e certificare progetti solo per i settori per i quali è stato ottenuto l’accredito.

Un altro ente molto importante nel ciclo di un progetto CDM è la Designated National Authority (DNA) cioè la struttura responsabile della gestione del progetto da parte del paese ospitante.

Questa, dopo un’analisi del progetto, dovrà fornire un documento di avvallo allo stesso che evidenzi come il progetto apporti non solamente dei benefici in termini di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, ma contribuisca anche ad apporto di know-how ed allo sviluppo sostenibile del paese. Oggi 108 paesi dei 170 che hanno aderito al Protocollo di Kyoto, hanno una DNA operativa.

Negli ultimi due anni abbiamo assistito ad una grande crescita del numero di progetti CDM implementati in molte regioni in via di sviluppo. Le aree con maggior numero di progetti sono l’America Latina e l’Asia. Purtroppo in Africa sono ancora poco diffusi nonostante le buone potenzialità di questa regione soprattutto per progetti agricoli e forestali.

Ad oggi le CERs rilasciate dal CDM Executive Board sono 16.492.133, con una previsione di 580.000.000 generate, entro il 2012, dai 344 progetti ad oggi registrati.

L’Executive Board ha, attualmente, circa 700 progetti in corso di valutazione, per 80 dei quali è già stata richiesta la registrazione. Considerando che molti di questi progetti saranno registrati a breve, l’UNFCCC si aspetta una generazione di oltre 1.200.000.000 CERs entro il 2012.

3. I progetti JI

Il meccanismo di Joint Implementation (JI) è uno dei meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto che permette alle imprese dei Paesi con vincoli di emissione (allegato I - Paesi industrializzati o ad economia in transizione) di realizzare progetti che mirano alla riduzione delle emissioni in altri paesi con vincoli di emissione. I progetti JI sono "operazioni a somma zero" in quanto le emissioni totali permesse nei due paesi coinvolti nel progetto rimangono le stesse.

Lo scopo del meccanismo di JI è di ridurre il costo complessivo dell’adempimento agli obblighi di Kyoto permettendo l'abbattimento delle emissioni là dove è economicamente più conveniente.

A differenza dei progetti CDM, i JI sono progetti di riduzione delle emissioni di gas serra effettuati da Paesi inclusi nell’Allegato I della UNFCCC e/o da entità pubbliche e private.

I progetti sono effettuati in paesi dove i costi marginali di abbattimento sono inferiori rispetto quelli sostenuti sul territorio nazionale e generano unità di riduzione che possono essere accumulate per esigenze di compliance con obblighi internazionali e/o comunitari, oppure rivendute nel mercato internazionale e/o comunitario delle quote.

L’articolo 6 del protocollo di Kyoto conferisce infatti ai Paesi inclusi nell’Allegato I la possibilità di adempiere “agli impegni assunti a norma dell’articolo 3” attraverso “progetti finalizzati alla riduzione delle emissioni antropiche dalle fonti o all’aumento degli assorbimenti antropici dai pozzi dei gas ad effetto serra in ogni settore dell’economia” effettuati nel territorio di altri paesi inclusi nell’allegato I. Le unità di riduzione delle emissioni ottenute – “Emission Reduction Units” (ERU) – sono emesse dalle autorità del paese ospitante e trasferite nel registro del paese investitore.

La differenza rilevante tra i due meccanismi di progetto (CDM e JI) è quindi la differenza del soggetto autorizzato ad utilizzare i meccanismi:

-          progetti di riduzione dei gas climalteranti tra Paesi inclusi nell’Allegato I, nel caso di JI

-          progetti di riduzione dei gas climalteranti tra 1 Paeso inclusi nell’Allegato I ed un altro Paese non inclusi nell’Allegato I, nel caso di CDM

La differenza fondamentale sta quindi nel fatto che il paese ospitante del progetto sia o meno presente nell’allegato I della UNFCCC.

A differenza tuttavia dei progetti CDM, i crediti ERU (Emission Reduction Units) derivanti da progetti JI possono essere emessi solo a partire dal 2008.

Tutti i paesi industrializzati possono potenzialmente ospitare progetti JI. I paesi con le economie in transizione, caratterizzati da bassi costi marginali di abbattimento, sono i naturali candidati ad ospitare questo tipo di progetto.

Il funzionamento di un progetto JI è semplice: un'azienda privata od un soggetto pubblico realizza un progetto in un altro paese mirato alla limitazione delle emissioni di gas serra; la differenza fra le emissioni di progetto e quelle di riferimento (baseline – scenario di riferimento senza la realizzazione del progetto) viene accreditata sotto forma di crediti ERUs, i quali possono poi essere venduti sul mercato o accumulati.

SCHEMATIZZAZIONE DEL FUNZIONAMENTO DEL MECCANISMO DI DJ

A grandi linee il ciclo di progetto degli interventi di JI può essere suddiviso in due fasi principali:la fase di preparazione, che comprende la pianificazione (preparazione dei documenti iniziali di progetti come la Project Idea Note e il Project Design Document - PDD) e l’approvazione del PDD e quindi del progetto stesso da parte degli organi competenti, e la fase di attuazione che comprende il monitoraggio e la verifica dell’avvenuta riduzione delle emissioni di gas serra in seguito al progetto e il trasferimento delle unità di riduzione ERU certificate da un soggetto all’altro.

Per quanto riguarda la fase di attuazione, gli accordi di Marrakesh hanno istituito due diverse modalità di attuazione dei progetti JI:

-          Track 1: si applica nel caso in cui il paese ospitante e il paese investitore sono in grado di soddisfare tutti i requisiti di idoneità fissati dal Protocollo e dagli accordi di Marrakesh, ovvero gli obblighi di informazione e monitoraggio delle emissioni, requisiti e procedure relative ai progetti JI, addizionalità. In questo caso i criteri e le procedure per l’attuazione del progetto sono definite dal paese ospitante, responsabile della supervisione, verifica e registrazione del progetto per mezzo di un’autorità nazionale, oltre al rilascio dei crediti ERU generati. Non è previsto l’intervento di nessuna parte terza nel processo di attuazione: sono i due paesi che garantiscono la corretta applicazione del progetto.

-          Track 2: si applica nel caso in cui il paese ospitante non è in grado di soddisfare tutti i requisiti di idoneità richiesti dalla normativa internazionale di cui sopra ed è necessario l’intervento del Comitato Supervisore e di enti terzi che assumono il ruolo di garante. Il Comitato Supervisore ha il compito di istituire una procedura per la verifica dei crediti ERU generati al fine di assicurare la corretta attuazione dei progetti. In tal caso, il Comitato Supervisore accredita gli Enti Indipendenti con il compito di verificare le baseline in base alle quali viene determinata la riduzione delle emissioni

4. Il sistema di Emissions Trading

Attraverso l’emanazione della direttiva 2003/87/CE del 13 ottobre 2003 (direttiva Emissions Trading) è stato introdotto per la prima volta su vasta scala un meccanismo basato sullo scambio di quote di emissione, che rappresenta un significativo ampliamento del ventaglio degli strumenti nella battaglia contro i cambiamenti climatici.

 L’utilizzo di strumenti di mercato per il raggiungimento di obiettivi di tutela ambientale è un’idea che risale alla fine degli anni ’70. In alternativa alle tradizionali politiche di tipo “command and control” (stabilisco un limite alle concentrazioni di sostanze inquinanti e verifico che tale limite sia rispettato), che tuttora soprattutto in Italia costituiscono la base della normativa ambientale, sono stati messi a punto strumenti che, coniugando economia ed ecologia, risultassero più accettabili e meno conflittuali da parte dei soggetti inquinatori.

Accanto a misure economiche quali la tassazione ambientale, che hanno tentato la difficile operazione di far gravare le cosiddette “esternalità ambientali” sull’inquinatore (secondo il principio “chi inquina paga”), gli strumenti di mercato fanno leva sul meccanismo di scambio che, grazie all’incontro tra domanda ed offerta, determina prezzi di equilibrio in grado di soddisfare tutti gli operatori.

Nel tempo tali strumenti hanno assunto denominazioni diverse: diritti di inquinamento, permessi trasferibili all’emissione, titoli di emissione, crediti di emissione.

Il loro scambio viene definito appunto “Emissions Trading”.

Il sistema di Emissions Trading, introdotto nella comunità europea dalla direttiva comunitaria 2003/87/CE, prevede la definizione di un livello massimo di emissioni tollerate (“cap”), a fronte del quale vengono assegnati ai soggetti partecipanti al sistema permessi di emissioni, espressi in termini di unità di inquinante (tonnellate di CO2 equivalenti) per anno, che possono essere “scambiati” tra gli stessi soggetti partecipanti (“trading”).

Tale sistema consente di raggiungere l’obiettivo di riduzione delle emissioni di gas climalteranti per i settori coinvolti (impianti di combustione, industria della carta, industria della raffinazione, cokerie, industrie di produzione e trasformazione dei metalli, industrie dei prodotti minerali, ecc.) minimizzando i costi complessivi.

I soggetti inquinatori hanno infatti la possibilità di scegliere il tipo di approccio a loro maggiormente conveniente:

·         intervenire sui propri processi produttivi per ridurre le emissioni di inquinanti al fine di rispettare il livello massimo di emissioni ad essi assegnato,

·         acquistare sul mercato i titoli che rappresentano unità di emissione

·         avviare progetti di trasferimento di tecnologia in paese in via di sviluppo o con economie in transizione per farsi riconoscere crediti di emissione (artt. 6 e 12 del Protocollo di Kyoto – progetti CDM e JI – CERs e ERUs).

Le prime applicazioni di sistemi di tipo “cap and trade” hanno avuto per oggetto l’inquinamento atmosferico con applicazioni soprattutto negli Stati Uniti. Le esperienze americane hanno evidenziato che condizioni fondamentali perché i meccanismi di scambio funzionino sono l’assoluta chiarezza e trasparenza delle regole per l’assegnazione delle quote di emissione e per l’attivazione degli scambi, e uno schema applicabile e adeguato di incentivi/sanzioni per i soggetti partecipanti. E’ poi evidente che alla base di tutto deve esistere un efficace sistema di monitoraggio e controllo sulle emissioni provenienti dalle diverse fonti.

La direttiva 2003/87/CE prevede che, durante il periodo di conformità al sistema, i partecipanti effettuino il monitoraggio e la contabilizzazione delle proprie emissioni, poiché al termine dello stesso essi dovranno restituire all’Autorità Nazionale Competente tanti permessi quante sono state le unità di inquinante emesse nel periodo.

I settori coinvolti nel sistema sono quelli riportati nell’allegato I della direttiva comunitaria e sono:

• attività energetiche (tutti gli impianti di combustione con potenza calorifica di combustione superiore a 20 MW)

• raffinerie di petrolio

• cokerie

• industria del ferro e dell’acciaio

• industria del cemento e della calce

• industria del vetro e della ceramica

• industria della carta e del cartone

L’ambito di applicazione è sostanzialmente analogo a quello dell’IPPC, con l’eccezione dell’estensione agli impianti di combustione tra 20 e 50 MW, che risultano invece esclusi dall’IPPC.

Gli adempimenti a carico delle singole imprese, previsti dal sistema di Emissions Trading secondo quanto stabilito dalla direttiva comunitaria, sono essenzialmente i seguenti :

• all’inizio dell’anno ai singoli impianti partecipanti vengono assegnate quote di emissioni sulla base di specifici criteri di allocazione contenuti nel Piano Nazionale di Assegnazione;

• nel corso dell’anno gli impianti sono tenuti a monitorare e contabilizzare le proprie emissioni secondo criteri che assicurino la massima accuratezza e trasparenza possibile;

• entro il 31 marzo dell’anno successivo gli impianti devono dichiarare le emissioni prodotte nel corso dell’anno precedente e far verificare da soggetti terzi accreditati la veridicità dei dati dichiarati;

• entro il 30 aprile di ogni anno gli impianti devono restituire tante quote quante tonnellate di CO2 hanno effettivamente emesso nel corso dell’anno civile precedente;

• la differenza tra le quote assegnate e le emissioni realmente prodotte potrà essere venduta (se positiva) o dovrà essere comprata sul mercato (se negativa)

Il sistema in Italia è partito ufficialmente il 1° gennaio 2005. Da allora, per poter operare, ogni impianto ricadente nel campo di applicazione della direttiva, ha dovuto ottenere dall’Autorità competente un’autorizzazione ad emettere gas serra a fronte di regolare domanda.

Le caratteristiche principali della direttiva, come strumento Emissions Trading, sono riassunte nella tabella che segue.

SCHEMA DEI REQUISITI PREVISTI DALLA DIRETTIVA 2003/87/CE

In Italia la direttiva è stata recepita, in estremo ritardo, con il Decreto Legislativo del 4 aprile 2006 n. 216.

Il primo Piano Nazionale di Assegnazione, valido per il periodo 2005-2007, tramite il quale sono state assegnate le quote di emissione a livello di singolo impianto, è stato emanato il 23 febbraio 2006.

La dichiarazione, la restituzione e lo scambio delle quote di emissione possono essere effettuate accedendo al Registro Nazionale delle emissioni, gestito dall’APAT con lo scopo di monitorare e registrare le operazioni riguardanti la gestione dei permessi di emissione.

Il Registro Nazionale si inserisce in un sistema europeo dei registri formato dai registri nazionali gestiti dagli Stati Membri e dal registro CITL (Community Independent Transaction Log) gestito dalla Commissione.

E’ attualmente in fase di approvazione il Piano Nazionale di Assegnazione per il periodo 2008-2012, nel quale saranno definite le modalità di assegnazione e il numero di quote assegnate a ciascun impianto dotato di autorizzazione per il quinquennio che va dal 2008 al 2012.