탄소시장 양 춘 승 상임부위원장 CDP 한국위원회

Contents 쿄토메카니즘 탄소시장의 구조 탄소시장 거래 현황

Ⅰ. 쿄토메카니즘 개관 배출권 거래(Emission Trading) 청정개발체제(Clean Development Mechanism) 공동 이행(Joint Implementation)

쿄토 메커니즘 - 개관 배출권 거래(ET) 공동 이행(JI) 청정개발체제(CDM) 근거 의정서 제17조 의정서 제6조   배출권 거래(ET) 공동 이행(JI) 청정개발체제(CDM) 근거 의정서 제17조 의정서 제6조 의정서 제12조 참여자 ANNEX B 국가 ANNEX I 국가 선진국 및 개도국 시행시기 2008 2000 거래단위 Assigned Amount Units, AAUs  Emission Reduction  Units, ERUs Certified Emission Reduction, CERs 거래방식 국가간 잉여 배출권 (allowance) 거래 프로젝트를 통한 배출감소분 (credit)의 이전 혹은 취득 개도국 프로젝트를 통한 공인된 배출 감축분(credit)의 취득 c.f) LULUCF – RMU(removal unit)

쿄토 메커니즘 – 배출권 거래제(ET) 1) 개념 : 일정 기간 온실 가스를 배출할 수 있는 양(allowances)을 할당하고 이를 자국의 의무감축량을 달성하기 위해 사고 팔 수 있게 한 제도. 2) 거래 참가자 :의무 감축 목표가 설정된 부속서 B 국가들 간. 3) 거래 단위 :   AAU (Assigned Amount Unit). 4) 이행 기간 유보(commitment period reserve) : 과다 매각(overselling) 방지 목적으로 결정된 할당량의 90%나 최근 국가 온실가스 재고 목록(national inventory)의 배출량에 5를 곱한 것 중 적은 것. 거래 가능한 AAU는 할당량에서 유보량을 뺀 나머지.         1년차 2년차 3년차 초기 할당량 500 국가 목록 85 89 94 유보량 (1) 500x90%=450 450 유보량 (2) 85x5=425 89x5=445 94x5=470 확정 유보량 425 445

쿄토 메커니즘 – 배출권 거래제

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 개념 부속서I국가들이 개발도상국(비부속서 I 국가)에서 온실가스 감축사업을 수행하여 달성 한 감축 실적의 일부를 선진국의 감축량으로 허용하는 것으로  거래 단위는 CER (Certified Emission Reduction) 2) 사업 승인 기준 사업이 없을 경우 발생하는 온실가스 배출보다 낮은 배출을 가져온다는 추가성의 원칙 과 지속가능 발전에 기여하는가 여부임. 단, 조림사업(LULUCF) 으로 생기는 CER이 부 속서 I 국가 할당량의 1%를 넘지 않아야 함. 그리고 원자력의 경우 CER 발생 불허 3) 목적 개도국의 지속 가능한 발전과 부속서 I 국가들이 의정서에 정한 온실가스 의무 감축량의 달성 지원. 4) 기구 - 감독 기구 = 집행위원회(Executive Board, EB) :10명으로 구성. 산하 기관으로 방법론 패널(Methodological Panel), LULUCF 실무 그룹(Working Group on afforestation and reforestation project activities, AR-WG), 소규모 시업 실무 그룹(Small-scale Working Group, SSC WG), 위임사항  패널(Accreditation Panel, CDM-AP) 등이 있음. - 실무 기구 = ‘지명된 운영기구(Designated Operational Entity, DOE)' : 독립된 인증기관으로서 CDM사업계획에 대한 타당성확인(Validation)과 사업에 의한 감축실적을 검증(Verification)하는 역할. - 지정 국가 기구(Designated National Authority, DNA) : CDM 사업 유치국의 사업 인허가 담당 기구로 한국은 총리실 CDM 위원회(CDM Review Committee)가 담당.

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM)

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 추가성(additionality)의 개념도 1. 타당성 확인 (Validation) 온실가스배출량 (tCO2eq) 1. 타당성 확인 (Validation) 2. 검증 및 증명(Verification / Certification) 기준선(Emissions baseline) 배출 감축량 Slide 13 – Baselines The baseline for a CDM project is the scenario that reasonably represents the anthropogenic emissions by sources of greenhouse gases that would occur in the absence of the proposed project. The method for calculating the baseline is a key challenge for many CDM and JI projects, and each new baseline methodology need to be approved by the Executive Board for CDM and the JI Supervisory Committee (JISC) for JI when JISC has been established. As for now the baseline methodologies accepted for CDM projects are also accepted for JI projects. In principle, each type of project has to have its own baseline methodology. Once this methodology is developed and approved, other projects of the same type can use the same baseline methodology to calculate their baseline emissions. Refer to session 5 on CDM for more information about baselines and baseline methodologies. 사업 이후 배출량곡선 Years 사업 시행

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 5) 사업시행 절차 CDM 프로젝트 계획수립 프로젝트 계획문서 작성 CDM 참여자들의 CDM 프로젝트 활동을 위한 문서 작성 각 관련부처의 승인 획득 프로젝트 참여자들은 지정 국가기관의 각 관련부처의 문서화된 승인을 받아야 함 프로젝트 참여자들은 1,2 단계 또는 4단계까지의 절차로 승인을 받을 수 있음 타당성 검토 프로젝트 계획 문서를 바탕으로 하여 CDM 사업의 요청사항을 기준으로 프로젝트에 대해 독립적인 평가하는 것 등록 등록은 CDM 프로젝트 활동으로서 유효한 사업이라고 공식적으로 받아들이는 것

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 5) 사업시행 절차 확인과 인증 확인은 온실가스 배출 감축의 전후 확인과 주기적인 독립 평가 인증은 프로젝트 활동이 온실가스 감축에 성공하였다고 인증기관에서 증서를 발행하는 것 CER의 발행 이사회는 확인된 온실가스 감축량과 상응하는 CER을 발행 발행된 CER중에서 2%는 기후변화의 역효과 적응에 드는 비용을 마련하기 힘든 개발국을 지원하는 과정에서 부담해야 하는 부분을 일부 감축해줌 CER 분배 CER이 프로젝트 참여자들 사이에 분배됨

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 6) 부과금(share of proceeds, SOP) 7) CER 유효 기간 총 발행된 CER 금액의 2%에 상당하는 CER과 CER 당 0.20달러의  행정 비용을 공제. (15,000톤 이하 사업은 0.10달러) 7) CER 유효 기간 7년으로 2회에 걸쳐 최장 21년까지 연장될 수 있는 경우와 연장 없이 10년 유효한 경우 중 하나를 선택. 등록할 때에 결정. (A/R 경우 20년에 2회 연장 혹은 30년 1회) 8)  일방적 CDM (Unilateral CDM) 9) LULUCF : - afforestation(50년간 나무 없던 지역의 조림사업)과 reforestation(1989년 12월 31일 현재 숲이 없던 지역의 재조림)만 허용 - 조림 사업 중 revegetation, forest management, cropland management, grazing land management 등은 CDM 사업으로는 불가함. 다만 JI로는 가능. - small scale LULUCF : 8ktCO2/year 이하의 온실가스 제거, 저소득층 사업자인 경우에 인정 - crediting period : 20년 2회 연장 혹은 30년 1회 - tCERs와 lCERs : 약정 기간(commitment period, 통상 5년)과 함께 CER 소멸하는 것, 유효기간(crediting period) 말에 소멸하는 것

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 10) Bundling/Debundling : - Bundling은 여러 작은 규모의 CDM 사업을 하나의 사업 계획서로 모으는 일로 거래 비용을 줄이는 효과가 있음. - Debundling은 하나의 큰 프로젝트를 여러 작은 프로젝트로 나누는 일로 전체 규모가 소규모 CDM의 규모보다 크면 소규모 CDM의 혜택을 받지 못함. - 이미 등록된 소규모 CDM 사업이 존재하고 다음의 조건을 갖춘 다른 소규모 사업이 등록을 요청하는 경우 debundling으로 간주함. 동일한 사업 시행자, 동일한 사업 분야와 동일한 기술 적용, 2년 이전에 등록한 사업, 사업 경계가 1km이내 존재 등 4가지 조건   11) Programme of activities (PoA - All types) : 개인 및 공공 기관의 자발적 행동으로 온실가스 감축을 가져오는 정책이나 조치 또는 목표를 설정하고 실행하는 일련의 프로그램으로 유효 기간은 최장 28년 (조림 사업은 60년) 12) 조기 감축 활동(early action) : 2000년부터 허용

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 13) 거래 비용 (대형 CDM 사업의 경우) 방법론 20,000-50,000$ PDD 30,000-60,000$ Validation 15,000-25,000$ Monitoring/Verification 10,000-20,000$/year CDM Administration Fee 0.20$ per CER (0.10$ on first 15,000CERs in each year) SOP 2% of CERs issued 14

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 14)소규모 사업(Small-scale CDM projects) 약식 절차 적용 이유 대형 프로젝트를 위한 파이롯(pilot) 단계의 사업으로 기능 사업 시기를 단축 개도국의 지속 가능한 발전을 지원 거래비용 저감 투자 및 기술 장벽 완화 재정 운영 능력 미비 Type I 재생에너지 Type II 에너지효율 향상 Type III 기타 요건 발전용량 최대 15 MW 이하 에너지 소비 감축량 연간 15 GWh 이하 온실가스 직접 배출 감소량 연간 15,000 t-CO2 이하 최대 총배출 감축량 18-13.5 kt-CO2/yr 12-9 kt-CO2/yr 109 kt-CO2/yr Slide 14 – Small-scale projects in JI Definition of small-scale projects (SSP): > Renewable energy project activities with a maximum output capacity equivalent of up to 15 megawatts (or an appropriate equivalent); > Energy efficiency improvement project activities which reduce energy consumption, on the supply and/or demand side, by up to the equivalent of 15 gigawatt/hours per year; > Other project activities that both reduce anthropogenic emissions by sources and directly emit less than 15 kilotonnes of CO2eq annually.

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 15) 현황 (2009년 6월 18일 현재)

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 15) 현황 (2009년 6월 18일 현재)   Annual Average CERs* Expected CERs until end of 2012** CDM project pipeline: >4200 of which: N/A  > 2,900,000,000 --- 1677 are registered 305,060,536  > 1,610,000,000 --- 82 are requesting registration 9,097,581  > 30,000,000 * Assumption: All activities deliver simultaneously their expected annual average emission reductions ** Assumption: No renewal of crediting periods Title Number of CERs Issued CERs 297,881,938 Total CERs Requested 310,566,449 한국은 27개 사업 등록 완료 총 발행된 CER의 13.44%인 40,034,838톤 (세계 3위)

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 15) 현황 (2009년 6월 18일 현재)

쿄토 메커니즘 – 청정개발체제(CDM) 16) CDM 문제점 - 지역 편중 (중국, 인디아, 한국, 브라질 등에 편중) - 지속가능성 발전에 대한 기여도 평가 미비 (하방 경쟁, race to the bottom) - 지대 편취 (특히 HFC, N2O 사업의 경우) - 개도국 투자로 선진국 감축 노력 소홀

쿄토 메커니즘 – 공동이행(JI) 1) 개념 : 부속서 I 국가들 간에 온실가스 감축 사업을 공동으로 수행하는 것으로, 한 국가가 다른 국가에 투자하여 감축한 온실가스 감축량의 일부분을 투자국의 감축실적으로 인정하는 체제이고 거래 단위는 ERU (Emission Reduction Unit) 2) 목적 : 부속서 B 국가들이 시장 전환 국가(EIT)들의 프로젝트에 쉽게 참여할 수 있게 하여 프로젝트 유치국의 지속 가능한 개발을 지원할 목적. 3) 2008년부터 적용 4) 기구 - 감독 기구 : 공동이행 감독 위원회 (Joint Implementation Supervisory Committee) 10명으로 구성 - 실무 기구 : 위임 독립기구 (Accredited Independent Entity, AIE) 5) 투자 유치국 요건 ①교토의정서 당사국일 것, ② AAU가 할당된 나라일 것 ③국가 등록제가 실시 중일 것 ④ 온실가스 측정 체계를 갖추고 있을 것 ⑤ 국가 목록(inventory)를 제출한 나라일 것 ⑥AAU의 변동에 대한 보충적 정보를 제출할 것 등 6) ERU 발행 절차 - 투자 유치국(host Party)이 일정한 자격 요건을 갖춘 경우 이 프로젝트로 인한 온실가스 감축량이나 흡수량이 자신의 본래 감축 노력에 “부가적(additionally)"으로 일어난 것임을 인증(verification)하면 규정에 따라 ERUs의 발행이 가능하고(”Track 1”), - 자격 요건 미달인 경우는 감독위원회가 별도로 정한 절차를 따르게 되어 있고. (“Track 2") ”위임 독립기구 (Accredited Independent Entity, AIE)”가 주관. (http://ji.unfccc.int/Ref/Documents/Procedure_Accrediting_IE.pdf)

쿄토 메커니즘 – 공동이행(JI)

TWO TRACKS Track 1 (자격조건충족) Track 2 (일부충족) 자격 조건 a. 쿄토 의정서 당사국. b. AAU 배정 및 계산. c. 국가 배출 목록 완비. AAU 국가 등록 완비 최근 배출 정보 보고. f. AAU 정밀 계산 및 정보 보고 완료. a. 쿄토 의정서 당사국. b. AAU 배정 및 계산. d. AAU 국가 등록 완비 Slide 6 – Eligibility requirements Since JI activities are limited to Annex I parties with quantitative GHG emissions reduction targets, and the ERUs generated by JI activity are issued from the host Party’s assigned amount, there is an incentive for the host Party to ensure that emission reductions are real. (This is frequently referred to as the zero sum nature of JI.) For this reason, an external supervising body is not always needed. Track I and Track II are the common terms used to describe the conditions under which Article 6 operates – i.e. when the Article 6 Supervisory Committee and Accredited Independent Entities will not be involved in the JI project cycle (Track I) and when their involvement is required (Track II).

TWO TRACKS Track 2 step-by-step (1) 사업 계획 국면 부정적 긍정적 INDEPENDENT ENTITY (IE) JI SUPERVISORY COMMITTEE (SC) 사업시행자 투자유치국 국내 국제 행정 기관 사업 계획 국면 Step 1: 사업 아이디어 및 개념 제안 사업의 적격성 검토 부정적 Step 2: 사업초안 (Project Idea Note ,PIN) 작성 자격요건 사전확인 긍정적 Step 3: 초안에 대한 의견 Slide 8 – Track 2 step-by-step (1) This and the next slide describes the steps to develop and implement a Track 2 project. Step 6-7: 사업계획서 등 관련 서류 확인 (Determination) Step 4-5: 사업계획서( PDD) 작성 AIE로 이관 사업계획서 검토 Step 8: 보고서 검토 SC에 보고서 제출 투자유치국 사업 등록 사업 등록 Step 9: 사업 최종 승인 (confirmation )

TWO TRACKS Track 2 step-by-step (2) 사업 수행국면 INDEPENDENT ENTITY (IE) JI SUPERVISORY COMMITTEE (SC) 사업시행자 투자유치국 국내 국제 행정기관 사업 수행국면 Step 1-2: 사업 시행 감독 및 보고서 제출 Step 3: 인증(Verification) 인증보고서 제출 Step 4: 보고서 검토 Slide 9 – Track 2 step-by-step (2) 유치국 국가등록서에 인증된 ERU 기재 Step 5: 배출 감축인증서 확인 ERUs 발행 ERU 이전 내역 국가등록서에 기재

II. 탄소 시장의 구조

탄소 시장의 구조 역사 : 오염의 권리를 비교 가능한 정량 개념으로 정의하고 이의 거래를 허용하는 배출권 거래제도에 기원함. 탄소 시장은 온실가스를 배출할 권한이 정량화된 상품으로서 거래되는 배출권 거래의 특수한 형태를 지칭. 배출권 거래는 1975년 미국에서 시작. 1994년 시작한 미국 California 주의 RECLAIM(regional clean air incentives market)이 가장 성공적. 2) 특징 - 세계성 - 상품인 탄소는 사실 온실가스 배출할 권리(the right to emit GHGs)로서 정량화되고 이전 가능한 것으로 현금이나 주식 등과 교환 가능해야. - 정치적으로 결정되고 유지되는 시장 3) 거래 품목 > Emission allowance (AAU) > Project-based emissions reductions (credits like CER, ERU, RMU) Slide 4 – Introduction to the carbon market There are two types of emission allowances (“commodities”) that can be traded between countries with emission reduction commitments in the Kyoto Protocol (Annex B countries). Both commodities can be used to meet obligations under the Kyoto Protocol. - Emissions allowances: The volume of emissions that each Annex B country is assigned under the Kyoto Protocol is distributed as emissions allowances to companies and other GHG emitters by the government in each country. These companies and stakeholders are committed to not exceed these emission allowances, or if they do, to purchase additional emission allowances from other companies/stakeholders. These allowances are not the result of emission reduction projects, but are part of the total allowance that each country has been assigned. A buyer can purchase allowances such as Assigned Amount Unit (AAUs) or EU Allowances (EUAs) under the “cap-and-trade” regime of the Kyoto Protocol or the EU Emissions Trading Scheme (ETS). Project-based emissions reductions: generated by projects that reduce greenhouse gas emissions below what would have occurred otherwise. These reductions can only be traded after verification and certification by a third party. Once certificates have been issued, they are called either Certified Emissions Reductions – CER (from CDM projects) or Emissions Reduction Units – ERU (from Joint Implementation projects). Both CER and ERU can be traded. There are four different major markets for trading with GHG emission allowances/reductions (and a number of smaller domestic markets as well). Kyoto Protocol: Industrialised country AAUs can be traded. These countries can also purchase project-based emissions reductions through JI and CDM. EU Emissions Trading Scheme: limits emissions of 12.000 large-scale emitters within the EU by allocating allowances (EUAs) which can be traded on a Europe-wide market. A Linking Directive relates the EU-ETS to the Kyoto protocol, and allows emitters under the EU-ETS to purchase CER and ERU from JI and CDM. Canada Greenhouse Gas Offset System: it includes a domestic trading system for large-scale emitters and allows the purchase of CERs/ERU. Japan (voluntary trading system): A voluntary trading system but Japan intends to purchase large volumes of CERs/ERUs. Involvement of buyers/investors in CDM (and JI) projects from Annex 1 Parties : > Most common: purchase CER or ERU from project proponent once they have been generated (long-term forward purchase agreement); > Less common: Invest in a CDM or JI project and receive (part of) CER as return on investment.

Certified Emission Reduction (CERs) Emission Reduction Units (ERUs) 탄소 시장의 구조 4) 참가자 자격 ⅰ) 부속서 I 국가는 먼저 교토의정서 당사국일 것,  ⅱ) 부속서 B에 따라 할당된 배출 허용치를 계산하고,  ⅲ) 배출량을 측정하는 국가 체제를 구축하고,  ⅳ) 국가등록제(national registry)를 시행하고,  ⅴ) 온실가스 배출과 흡수에 관한 정보를 매년 보고할 것  5) 시장의 종류 EU Emissions Trading Scheme Canada Greenhouse Gas Offset System Japan (voluntary trading system) Chicago Climate Exchange RGGI (Regional Greenhouse Gas Initiatives) New South Wales Slide 4 – Introduction to the carbon market There are two types of emission allowances (“commodities”) that can be traded between countries with emission reduction commitments in the Kyoto Protocol (Annex B countries). Both commodities can be used to meet obligations under the Kyoto Protocol. - Emissions allowances: The volume of emissions that each Annex B country is assigned under the Kyoto Protocol is distributed as emissions allowances to companies and other GHG emitters by the government in each country. These companies and stakeholders are committed to not exceed these emission allowances, or if they do, to purchase additional emission allowances from other companies/stakeholders. These allowances are not the result of emission reduction projects, but are part of the total allowance that each country has been assigned. A buyer can purchase allowances such as Assigned Amount Unit (AAUs) or EU Allowances (EUAs) under the “cap-and-trade” regime of the Kyoto Protocol or the EU Emissions Trading Scheme (ETS). Project-based emissions reductions: generated by projects that reduce greenhouse gas emissions below what would have occurred otherwise. These reductions can only be traded after verification and certification by a third party. Once certificates have been issued, they are called either Certified Emissions Reductions – CER (from CDM projects) or Emissions Reduction Units – ERU (from Joint Implementation projects). Both CER and ERU can be traded. There are four different major markets for trading with GHG emission allowances/reductions (and a number of smaller domestic markets as well). Kyoto Protocol: Industrialised country AAUs can be traded. These countries can also purchase project-based emissions reductions through JI and CDM. EU Emissions Trading Scheme: limits emissions of 12.000 large-scale emitters within the EU by allocating allowances (EUAs) which can be traded on a Europe-wide market. A Linking Directive relates the EU-ETS to the Kyoto protocol, and allows emitters under the EU-ETS to purchase CER and ERU from JI and CDM. Canada Greenhouse Gas Offset System: it includes a domestic trading system for large-scale emitters and allows the purchase of CERs/ERU. Japan (voluntary trading system): A voluntary trading system but Japan intends to purchase large volumes of CERs/ERUs. Involvement of buyers/investors in CDM (and JI) projects from Annex 1 Parties : > Most common: purchase CER or ERU from project proponent once they have been generated (long-term forward purchase agreement); > Less common: Invest in a CDM or JI project and receive (part of) CER as return on investment. 부속서 1 국가 EU – 25 캐나다 일본 기타 OECD CDM JI 개도국 중동부 유럽 Certified Emission Reduction (CERs) Emission Reduction Units (ERUs)

탄소 시장의 구조 6) 거래량 기준의 설정 Cap-and-Trade Rate-based Trading   Cap-and-Trade Rate-based Trading Project-based credit 적용대상 배출 총량을 대상 어떤 기준(GDP 등)대비 배출량 기준선 대비 감축량 거래대상 배출허용권 (allowances) 삭감인증권 (credit) 식감인증권 (credits) 배출권  배정 할당 기준보다 배출 저감이 이루어지면 발행 합의된 기준선보다 배출 저감 있으면 발행 유연성 시장 기구 필요 시장 기구의 유연한 운영 자체로 규제 기구가 필요하지 않으나 수요를 창출할 시장 필요 참여자 매매 가능 사업유치국만 매도 가능 강제성 강제적 자발적 Slide 4 – Introduction to the carbon market There are two types of emission allowances (“commodities”) that can be traded between countries with emission reduction commitments in the Kyoto Protocol (Annex B countries). Both commodities can be used to meet obligations under the Kyoto Protocol. - Emissions allowances: The volume of emissions that each Annex B country is assigned under the Kyoto Protocol is distributed as emissions allowances to companies and other GHG emitters by the government in each country. These companies and stakeholders are committed to not exceed these emission allowances, or if they do, to purchase additional emission allowances from other companies/stakeholders. These allowances are not the result of emission reduction projects, but are part of the total allowance that each country has been assigned. A buyer can purchase allowances such as Assigned Amount Unit (AAUs) or EU Allowances (EUAs) under the “cap-and-trade” regime of the Kyoto Protocol or the EU Emissions Trading Scheme (ETS). Project-based emissions reductions: generated by projects that reduce greenhouse gas emissions below what would have occurred otherwise. These reductions can only be traded after verification and certification by a third party. Once certificates have been issued, they are called either Certified Emissions Reductions – CER (from CDM projects) or Emissions Reduction Units – ERU (from Joint Implementation projects). Both CER and ERU can be traded. There are four different major markets for trading with GHG emission allowances/reductions (and a number of smaller domestic markets as well). Kyoto Protocol: Industrialised country AAUs can be traded. These countries can also purchase project-based emissions reductions through JI and CDM. EU Emissions Trading Scheme: limits emissions of 12.000 large-scale emitters within the EU by allocating allowances (EUAs) which can be traded on a Europe-wide market. A Linking Directive relates the EU-ETS to the Kyoto protocol, and allows emitters under the EU-ETS to purchase CER and ERU from JI and CDM. Canada Greenhouse Gas Offset System: it includes a domestic trading system for large-scale emitters and allows the purchase of CERs/ERU. Japan (voluntary trading system): A voluntary trading system but Japan intends to purchase large volumes of CERs/ERUs. Involvement of buyers/investors in CDM (and JI) projects from Annex 1 Parties : > Most common: purchase CER or ERU from project proponent once they have been generated (long-term forward purchase agreement); > Less common: Invest in a CDM or JI project and receive (part of) CER as return on investment.

탄소 시장의 구조 7) 배출권 초기 분배 방식 8) 거래 형태 1)무상 분배(grandfathering) : 국가가 과거 배출 실적이나 연료 사용량에 근거하여 무상 분배 2) 유상 경매(auction) : 배출권을 유상으로 분배. 정부는 분배로 인한 수익으로 재정 부담 감소하나 업계는 초기 재정 부담이 큼. EU의 경우 2013년부터 경매제 도입하여 2030년까지 100% 경매를 추진 중 3) 직접 판매(direct sales) : 정부가 일정한 가격으로 배출권을 직접 판매 8) 거래 형태 1) banking : 차기 년도에 사용하기 위하여 남는 배출권을 예치하는 것 2) borrowing : 차기년도 배출권을 미리 사용하는 것 3) offsetting : 한 부문에서 생긴 감축으로 다른 부문의 과잉 배출을 상쇄하는 것 4) crediting : 장래에 일어날 배출 감축분을 미리 빌려 쓰는 것 ** 쿄토 의정서 체제에서는 banking과 offsetting만 제한적으로 인정하고 있음.

탄소 시장의 구조 9) 기타 사항 1) 거래 시기 : 2008-2012년 2) 대상 온실가스 : 6개 온실가스(CO2, N2O, CH4, HFC, PFC, SF6) 3) 기준 년도 : EU의 경우 1990년 4) 계좌 관리 및 국내 국제간 연계 : 모든 거래는 국제거래목록(international transactions log, ITL)에 기록되어야 함. 5) compliance 체제 : 이월(carry-over) :AAU는 100% CER과 ERU는 총 배출 허용량의 2.5% 범위 내에서 이월 가능. 단 RMU는 ERU로 전환해야 이월 가능 의무감축기간 마지막에 배출량이 확보한 배출권보다 많으면 non-compliance로 처리 차기 감축기간에 초과배출량의 130%에 해당되는 양만큼 AAU 차감. 감축목표 달성 위한 행동 계획 수립 JI 사업 시행 자격 상실

III. 탄소 시장 운영 현황

탄소 시장의 구분 32 32

시장의 성장 연도 거래 액 거래 량 2003 330 - 2004 570 126 2005 10,864 704 2006 31,235 1,745 2007 63,007 2,984 2008 126,345 4,811 * 시장 확대의 원인 – 제1차 의무 감축 기간의 시작 * 시장 참여의 요인 : 규제, 투자 수익, 위험 관리, 투기, CSR, SRI의 engagement, 지구온난화 방지, 지속가능한 발전 33

Allowance Market 시장 2006 2007 2008 물량 가격 EU ETS 1,104 24,436 2,060 49,065 3,093 91,910 GGAS 20 225 25 224 31 183 CCX 10 38 23 72 69 309 RGGI na 65 246 AAUs 18 211 총계 1,134 24,699 2,108 49,361 3,276 92,859 단위: 물량은 백만톤CO2, 가격은 백만불 * AAU의 거래 –녹색투자 정책(green investment scheme, GIS)의 일환. (GIS- hot air의 판매 허용. 단 수익금은 온실가스를 저감하는 사업이나 필요한 제도를 갖추는 데 사용해야 함) 34

EU ETS (EU Emission Trading Scheme) * 2003년 10월 25일 발효한 EU Directive 2003/87/EC에 근거로 2005년 1월1일 출범 * 2005-2007년의 Phase I 단계를 지나 현재는 Phase II (2008-2012) 단계임. * 최초 할당은 grandfathering (무상 분배) 방식으로 먼저 EU가 각 개별국가에 배출량을 할당(national allocation plan, NAP). 제2단계에서는 총 18억5927만톤의 CO2를 할당 (2005년보다 7% 감축) * 에너지 및 산업 부문 10,000개 사업장을 관장. 총 EU 배출량의 40%에 해당 * 거래 배출권 단위는 AAU와 같은 가치를 지닌 EUA * 제1단계 시행 결과 4.3% 과다 할당으로 오히려 1.9%의 배출 순증가 기록 * 무상할당제와 부당이익(windfall) 문제 * 제3단계(2013-2017)부터는 경매제 채택, 항공 부문 추가 등의 대책 * 가격 기준 87% 성장 그러나 경제 위기의 영향으로 자금난 해소를 위한 EAU 투매(sell-off)와 현물(spot)거래가 활발해짐. 2008년 4분기 spot 거래 비중은 19% (1분기의 1%와 대비) * 미래 위험 hedge를 위한 options market은 2008년 240MtCO2e로 5배 성장 (2009년에는 두 배 성장 예상) 35

New South Wales Greenhouse Gas Reduction Scheme (GGAS) *1995년 전기공급법(Electricity Supply Act of 1995)에 의거 2003년 1월 1일 출범 2005년 1월 1일부터 Australian Capital Territory(ACT)로 확대 실시 * 발전 업자 혹은 대량 전력소비자에게 감축량 할당. 프로젝트 통해 감축확인서(abatement certificates) 발급. 이를 거래하는 시장 * penalty for shortfall : 12 AU$ * Independent Pricing and Regulatory Tribunal of NSW(IPART)라는 기구가 관장. * 참여자는 Benchmark Participants(BP)와 Abatement Certificate Provider(ACP)로 구분. BP는 할당량을 받아 이를 준수하기 위해 NGAC(greenhouse gas abatement certificates)를 제출해야 하는 자(전기 소매업자와 100GWh 이상의 대규모 전기 사용자 등 배출권 수요측 ), ACP는 감축 프로젝트를 통해 NGAC를 획득하여 이를 BP에 파는 자(배출권 공급측)로 구분 * 감축확인서 등록 비용 0.15AU $ per certificate * 2003-2007년 총 204건의 ACP 인가 6,900만톤의 NGAC 발행 36

RGGI (Regional Greenhouse Gas Initiatives) * 미국 10개 주(Connecticut, Delaware, Maine, Maryland, Massachusetts, New Hampshire, New Jersey, New York, Rhode Island, and Vermont )에서 2018년까지 발전 부문에서 10% 온실가스 감축을 목표로 시행 * 각 주마다 CO2 Budget Trading Programs을 가지고 배출권을 할당 * cap-and-trade 방식 * 경매 방식으로 초기 할당 2008년 9월부터 분기별로 경매 진행. 약3100만톤 정도씩 경매. 낙찰가는 $3.07-3.51(2009년분 기준). 경매 수익은 재생에너지 등 저탄소 해결 방안에 투입 * 발전 분야 외의 영역에서 감축한 경우 offset 인정 * 모든 관리는 RGGI CO2 Allowance Tracking System(COATS)에서 이루어짐. * 2008년 상반기 132,000톤 605,000유로의 거래 실적 37

Chicago Climate Exchange (CCX) * 미국과 브라질 대상 * 2003년 10월 자발적 시장으로 출발. 2010년까지 기준선(1998-2001)의 6% 감축을 목표 * 400여개 회사 및 지자체 참여. 226백만톤의 baseline으로 출발(영국 1년치, 미국 연간 배출의 4%에 해당) * 6개 가스 취급 * 2007년 11월 28일 현재 총 44 offset projects (20.82 million metric tonnes of CO2e) 발행됨. * 거래 가격은 2008년 5월 초 $7/tCO2 상승 9월 $2로 하락 현재는 $1-2 수준 38

Project Market 구분 2006 2007 2008 물량 가격 pCDM 537 5,804 552 7,433 389 6,519 JI 16 141 41 499 20 294 voluntary 14 70 43 263 54 397 sCDM 25 445 240 5,451 1,072 26,277 others 19 76 총계 611 6,536 876 13,646 1,535 33,487 단위: 물량은 백만톤CO2, 가격은 백만불 * project market의 특징 – risk hedging이 가장 중요 Delivery risk, price risk, country risk, regulatory risk, counter party risk 등등 39

Project Market 거래 형태 * 선물거래(futures trading) – 거래소를 통한 미래에 인도되는 표준화된 자산의 거래로 put option(되팔 권리)와 call option(되살 권리) 같은 다양한 거래 기법의 동원이 가능 * 현물거래(spot trading) * 선도거래(forwards trading) – 장외거래(over-the-counter, OTC)에서 이루어지는 미래 인도 자산의 거래로 거래 당사자간의 특수한 요구를 반영 40

Project Market * 전반적 저조 그러나 sCER은 큰 폭(350%) 증가 – 원인 분석 * pCER 거래 물량기준 30% 가격 기준 12%감소. JI도 감소 – 등록 기간 지연, 프로젝트 파이낸스의 어려움(금융 위기) ERPA(emission reduction purchase agreement)를 통하지 않은 거래의 증가, AAU/GIS의 대두 등이 원인 * 전반적 저조 그러나 sCER은 큰 폭(350%) 증가 – 원인 분석 - sCER은 가격 구조가 더 투명하고 유동성이 높으나 직접적 배출 감축과 무관 -2008년 감축분 정산 시점에서 2008년 하반기 금융위기 때 필아넘긴 EUA 보충을 위해 sCER 긴급 구매 증가 : EAU 가격을 거의 따라잡는 양상 (Compliance) - 가격 risk와 인도 risk 회피 목적 특히 인도가 gurantee된 것, 수력보다는 풍력 사업, 중국 이외의 sCER 선호하는 경향 - 주요 거래 참가자 : 유럽의 금융, 에너지 마켓 참여자. 미국 금융권, 펀드, 투기세력, 헷지펀드 등 다양. 가격 리스크가 크면 되살 권리(put option), 감축의무가 가격보다 더 중요하면 되살 권리(call option) 설정 *경제 위기로 voluntary market 도 영향. 전년 대비 증가하였으나 기대치 이하 41

구매자 분석 42

지역별 분포 * 중국은 2002-2008 기간 CER의 66%를 공급 (floor price 제도 풍력 10유로/톤, 소수력은 8유로/톤) - 인도와 브라질의 대두 (2008년 인도 1580만톤 브라질 1010만톤 CER 공급) - JI는 러시아 1위(68%) 이어 우크라이나(18%) 43

Project Type * 재생에너지, 연료 전환, 에너지 효율의 3대 분야가 323MtCO2e (총 거래의 82%) * 2008년 1월부터 2009년 3월까지 수력, 풍력, 바이오매스, 에너지 효율이 사업 건수의 70%, 물량의 65% 차지 * 청정에너지 투자를 유도 (410억 달러가 2008년에만 pCDM과 관련하여 투자됨. 2002년 이후 청정에너지 투자 추정액 950억달러의 43%가 2008년도 재생에너지, 에너지효율, 연료전환 사업에 투입. 상대적으로 청정에너지에 투입되는 ODA 자금 유입 위축 2000-2006년간 200억 달러 수준) * LULUCF로 인한 거래는 1% 미만 (지속성, 모니터링 정확성, EU ETS 등 공적 시장의 외면, 정부 구매 거의 전무 등) 44

가격 동향 2005 2006 2007 2,008 2008.10전 2008.10.후 pCER 6.99 11.12 13.47 16.76 11.7-17.5 9.0-12.0 sCER 22.1 17.8 22.71 25 EAU 24.7 22.13 23.82 29.71 40 12 (단위: US$) 45

가격 동향 46

가격 동향 47

가격 동향 *금융 위기 전후의 명암이 뚜렷 (seller’s market → buyer’s market) *EUA의 가격 변동이 심함(volatility) : 2008년 7월 29유로 수준에서 세계 금융 위기 예상되면서 2008년 가을부터 하락(기업의 현금 확보 수단) 2009년 2월 8유로 현재는 14-15유로 수준 pCER과 sCER의 가격차가 점차 축소되면서 pCER 수요 급감. EAU와 sCER의 가격차도 축소. 위험성이 낮은 EAU와 sCER 선호 경향 (sCER의 증가 350%) green CER vs grey CER (HFC, N2O, 대규모 수력) * 인도 중국산 CER에 대한 경계 (2012년 이후 협상에 대한 우려) 48

전망 (1) 단기적으로는 비관적 *금융위기 → 경제활동 위축 → 배출량 감소 → 의무 감축량 달성 용이 → CER/JI 수요 감소 * 금융위기 → CDM/JI 자금 공급 어려움 → CER/ERU 공급 지연 * 미국/호주의 구매 활동 아직은 활발하지 않음 * AAU/GIS 공급 시작 * 2012 이후 협상 미타결 * 결론적으로 2009년은 거래 위축 전망 49

전망 (2) 수요 추정 *정부측 EU와 일본 중심 2008-2012간 수요 570MtCO2e * 민간 수요 원래 수요 1,775MtCO2e에서 40% 줄어든 1,065MtCO2e EU : 2008-2012 기간 중 의무 감축 수요는 0~440MtCO2e. 그러나 2013-2017년(phase III)에 대비하여 예치할 수요까지 감안하면 실제 수요는 400-900MtCO2e. 평균 750MtCO2e 일본 : 경단련 자율협약으로 인한 수요 300MtCO2e 기타 : 약15MtCO2e * 추가적 수요 정부간 AAU/GIS 수요 약 250MtCO2e * 총 1,635MtCO2e 50

전망 (3) 공급 추정 * CDM – 이론상 2012년까지 29억톤 그러나 금융 위기, 엄격한 심사 기준, 2012년 이후에 대한 불확실성 등의 요인으로 증가세는 주춤. 전문가 예측은 평균 14억8900만톤 * JI – 현재 193 개 사엄 2012년까지 3억2200만톤 공급 능력 러시아 정부의 사업 승인이 늦어지고 있어 사실상 가능한 공급량은 1억7200만톤 * AAU/GIS 9억3000만톤 정도 예상 * 총 공급 2,651MtCO2e 51

전망 (3) 공급 추정 * CDM – 이론상 2012년까지 29억톤 그러나 금융 위기, 엄격한 심사 기준, 2012년 이후에 대한 불확실성 등의 요인으로 증가세는 주춤. 전문가 예측은 평균 14억8900만톤 * JI – 현재 193 개 사엄 2012년까지 3억2200만톤 공급 능력 러시아 정부의 사업 승인이 늦어지고 있어 사실상 가능한 공급량은 1억7200만톤 * AAU/GIS 9억3000만톤 정도 예상 * 총 공급 2,651MtCO2e 52

전망 (4) 수요 vs 공급 현재 등록된 CDM/JI 사업의 공급 능력은 총 2,034백만톤. 이중 50%가 실제로 공급된다고 가정하면 약 525만톤의 수요 초과. 만약 57%로 보면 387백만톤 수요 초과 53

전망 (5) 주요국의 감축 목표 54

전망 (6) EU ETS * 20-20-20 by 2020 (온실가스 20% 감축, 재생에너지 비중 20%, 에너지 효율 20% 증가) * 배출권 할당제의 변화 (무상분배에서 경매제로) : 2013년 50% 경매하기로. 250-400억 유로의 경매 수익 발생. 12개CCS 공장 건설 등에 사용 * 항공 등 적용 부문의 확대 * 제3단계 banking 허용 * 시장 개입에는 원칙적으로 반대하나 가격이 과거 2년 평균 가격의 3배 이상 폭등하면 개입하기로 55

전망 (7) 미국 W-M 법안 * The Clean Energy and Security Act. (Henry Waxman과 Ed Markey가 발의. * 제3장 온실가스 감축 목표 설정 2005년 기준 * -3% (2012) * -20% (2020) * -42% (2030) * -83% (2050) * 2012년 배출량 할당 (2005년 기준 85%에 해당되는 배출원에게) * 배출권 수요 예측 2020년에 959백만-1,054백만톤 * 예치 허용, 차입은 연 8% 이자로 가능 *국내외 배출권 offset 허용 국내 10억톤 국제 10억톤 * RED (Reduction Emission from Deforestation) 조항 * 가격 폭등하면 정부 개입 조항 56

전망 (8) 일본과 호주 -일본 : 2008년 10월 자발적 배출권 거래시장 출범. 500개 기업 참여. Carbon intensity를 2012년까지 1990년 수준의 20%(발전) - 30%(제철) 감축하기로 자발적 목표 설정. 그러나 일본 제철 등 대기업 반발. 장기적으로는 의무적 cap-and-trade거래 시장으로 만들 계획 -호주 : 2009년 3월 호주오염감축계획(안) (Plans for the Australian Pollution Reduction Scheme, CPRS) 제출 그러나 반발로 인해 2011년 7월 1일로 시행 연기. 배출권 가격은 첫 해에는 AU$10(US$7)로 확정. 2020년까지 감축 목표는 1990년 대비 25%로 제안되었었으나 미정. - 캐나다 : Alberta 주 100개 업체 참여 2003-2005년 평균 carbon intensity를 12% 낮추기로. 2008년 상반기 940만 유로 거래 57