Entidades Em Sistema Comercial

1. Algo que existe como uma unidade particular e discreta: pessoas e corporações são entidades equivalentes nos termos da lei. 2. O fato da existência ser. 3. A existência de algo considerado além de suas propriedades. Latino medieval latino-americano101s. Do latino x113ns. Ent-. Particípio presente de esse. Para ser visto no Apêndice de raízes indo-européias. 1. (Filosofia) algo que tem existência real ou distinta uma coisa, especialmente quando considerado como independente de outras coisas 2. existência ou ser 3. a essência ou a natureza real C16: da latina medieval significa, de ns ser ver ens en8226ti8226ty (712603n t618 Ti) 1. algo que tem uma coisa de existência real. 2. algo que existe como uma unidade distinta, independente ou autônoma. 3. existência ou existência, esp. Quando considerado como distinto, independente ou autônomo. 159082111600 lt Latin medieval latino-latino-latino-latino-latino. S. De 275ns (extraído de pot275ns potente 1, etc., como particípio presente presumido de esse para ser) - t257s - ty 2 en8242ti8226tative (-716te618 t618v) adj. Thesaurus Antonyms Palavras relacionadas Sinônimos Legend: Ethics amp Independence Código de Ética e Conduta Profissional Integridade é o primeiro de Deloittes quatro valores compartilhados. Nossos valores compartilhados não são uma filosofia ética abstrata, mas uma bússola poderosa e viva destinada a guiar-nos a todos para as decisões certas e as ações corretas, quaisquer que sejam as situações que possamos encontrar, sempre e onde quer que estejamos. Uma mentalidade ética apoia a tomada de decisão baseada em valores ao servir os clientes e durante o curso das nossas vidas diárias. Nós nos orgulhamos de nos concentrar em não apenas o que é bom para os negócios, mas o que é bom para o nosso povo e para as comunidades em que vivemos e trabalhamos. Nosso Código de Ética e Conduta Profissional é inspirado pelos Princípios Globais de Conduta Empresarial que articulam os padrões aos quais nós, como profissionais da Deloitte, precisamos nos manter, onde quer que viva e trabalhe no mundo. Nosso Código inclui e depois expande esses princípios, adicionando requisitos que são únicos para nós nos Estados Unidos. Explore os princípios e valores encontrados no código, parte integrante do compromisso que a Deloitte faz com a nossa crença subjacente comum de que a ética e a integridade são fundamentais e não negociáveis. Código de Ética e Linha de Apoio à Integridade de Conduta Profissional A Linha de Apoio à Integridade é um serviço confidencial, 24 horas por dia, 365 dias por ano, que você pode acessar a partir de qualquer local. É administrado por um terceiro para ajudar a manter a confidencialidade e, quando solicitado, o anonimato. Qualquer pessoa pode iniciar sessão ou ligar para a Linha de Assistência de Integridade para solicitar assistência ou denunciar uma eventual violação. Para saber mais, leia nossas Perguntas frequentes de Integrity Helpline. Você deve relatar problemas relacionados a potenciais violações da lei, regulamentos, padrões profissionais, políticas ou o Código de Ética e Conduta Profissional aplicável que você acredita que não estão sendo tratados adequadamente. Entre em contato com a linha de assistência de integridade Gratuita: 1 866-850-1485 Internacional: 1 503-748-0570 Visite a integridade O que é independência A independência é integridade, ceticismo profissional, honestidade intelectual e objetividade, liberdade de conflitos de interesse. O pessoal da Deloitte deve permanecer imparcial e livre de conflitos de interesse com nossos clientes, de fato e de aparência. Os requisitos de independência da Deloittes são definidos por conjuntos específicos de políticas e regras e regulamentos externos para ajudar você e a organização a permanecerem independentes ao fornecer serviços para atestar clientes (auditoria). Referimo-nos aos nossos clientes de auditoria, dos quais devemos manter a nossa independência, como entidades restritas, porque estamos restritos ao envolvimento em certas atividades com essas organizações. 2017. Consulte os Termos de Uso para obter mais informações. A Deloitte refere-se a uma ou mais da Deloitte Touche Tohmatsu Limited, uma empresa privada do Reino Unido limitada por garantia (quotDTTLquot), sua rede de empresas membros e suas entidades relacionadas. A DTTL e cada uma de suas empresas membros são entidades separadas e independentes. DTTL (também conhecido como quotDeloitte Globalquot) não fornece serviços aos clientes. Nos Estados Unidos, a Deloitte refere-se a uma ou mais empresas membros da DTTL dos EUA, suas entidades relacionadas que operam usando o nome quotDeloittequot nos Estados Unidos e suas respectivas afiliadas. Certos serviços podem não estar disponíveis para atestar clientes de acordo com as regras e regulamentos da contabilidade pública. Por favor, consulte o deloitteabout para saber mais sobre a nossa rede global de empresas membros. O Sistema de Comércio de Emissões da UE (EU ETS) O sistema de comércio de emissões da UE (EU ETS) é uma pedra angular da política da UE para combater as mudanças climáticas e sua ferramenta chave para reduzir a estufa Emissões de gases de forma econômica. É o primeiro mercado de carbono do mundo e continua sendo o maior. Opera em 31 países (todos os 28 países da UE, mais a Islândia, o Liechtenstein e a Noruega) limita as emissões de mais de 11 mil instalações de uso intensivo de energia (centrais eléctricas de amplificadores) e as companhias aéreas que operam entre esses países cobre cerca de 45 das emissões de gases de efeito estufa da UE. Um sistema de capitais e comércio O EU ETS trabalha no princípio da PAC e do comércio. Um limite é fixado na quantidade total de certos gases de efeito estufa que podem ser emitidos por instalações abrangidas pelo sistema. A tampa é reduzida ao longo do tempo para que as emissões totais caírem. Dentro do limite, as empresas recebem ou compram licenças de emissão que podem trocar entre si, conforme necessário. Eles também podem comprar quantidades limitadas de créditos internacionais de projetos de poupança de emissões em todo o mundo. O limite do número total de permissões disponíveis garante que eles tenham um valor. Depois de cada ano, uma empresa deve entregar subsídios suficientes para cobrir todas as suas emissões, caso contrário multas pesadas são impostas. Se uma empresa reduz suas emissões, pode manter as permissões de reposição para cobrir suas necessidades futuras, ou então vendê-las para outra empresa que não possui subsídios. O comércio traz flexibilidade que garante que as emissões sejam reduzidas, quando menos custa. Um preço robusto do carbono também promove o investimento em tecnologias limpas e com baixas emissões de carbono. Principais características da fase 3 (2013-2020) O ETS da UE está agora em sua terceira fase significativamente diferente das fases 1 e 2. As principais mudanças são: Um único limite de emissões da UE em toda a UE aplica-se ao sistema anterior de capitais nacionais. Leilão é o método padrão para alocação de subsídios (em vez de alocação gratuita), e as regras de alocação harmonizadas se aplicam às licenças ainda concedidas De forma gratuita Mais setores e gases incluíram 300 milhões de licenças reservadas na Reserva dos Novos Participantes para financiar a implantação de tecnologias inovadoras de energia renovável e captura e armazenamento de carbono através do programa NER 300 Sectores e gases abrangidos O sistema abrange os seguintes setores e gases com o Concentra-se em emissões que podem ser medidas, reportadas e verificadas com um alto nível de precisão: dióxido de carbono (CO 2) da geração de energia e geração de energia, setores industriais intensivos em energia, incluindo refinarias de petróleo, siderúrgicas e produção de ferro, alumínio, metais, cimento , Limão, vidro, cerâmica, celulose, papel, papelão, ácidos e produtos químicos orgânicos a granel aviação comercial óxido nitroso (N 2 O) de produção De ácidos nítrico, adípico e glioxílico e perfluorocarbonos de glioxal (PFCs) da produção de alumínio. A participação no ETS da UE é obrigatória para as empresas desses setores. Mas em alguns setores, apenas as plantas acima de um certo tamanho estão incluídas, certas pequenas instalações podem ser excluídas se os governos implementarem medidas fiscais ou outras que reduzam suas emissões por um montante equivalente no setor de aviação, até 2016 o ETS da UE se aplica apenas aos vôos Entre os aeroportos situados no Espaço Económico Europeu (EEE). Fornecer reduções de emissões O ETS da UE provou que o preço do carbono e o comércio dele podem funcionar. As emissões das instalações no esquema estão caindo como previsto em cerca de 5 em comparação com o início da fase 3 (2013) (ver figuras de 2015). Em 2020. As emissões dos setores abrangidos pelo sistema serão 21 menores do que em 2005. Desenvolvimento do mercado do carbono Em 2005, o EU ETS é o primeiro e maior sistema internacional de comércio de emissões do mundo, representando mais de três quartos do comércio internacional de carbono. O ETS da UE também está inspirando o desenvolvimento do comércio de emissões em outros países e regiões. A UE pretende ligar o EU ETS a outros sistemas compatíveis. Principais legislações do ETS Relatórios do mercado do carbono Revisão do RCLE da UE para a fase 3 Implementação História legislativa da Directiva 200387EC Trabalho anterior à proposta da Comissão Proposta da Comissão de Outubro de 2001 Reação das comissões à leitura da proposta no Conselho e no Parlamento (incluindo a posição comum dos conselhos) Aberto Todas as perguntas Perguntas e Respostas sobre o Sistema de Comércio de Emissões revisado da UE (dezembro de 2008) Qual o objetivo do comércio de emissões O objetivo do Sistema de Comércio de Emissões da UE (EU ETS) é ajudar os Estados Membros da UE a cumprir seus compromissos de limitar ou reduzir os gases de efeito estufa Emissões de forma econômica. Permitir que as empresas participantes compram ou vendam subsídios de emissão significa que os cortes de emissões podem ser alcançados pelo menos custo. O RCLE da UE é a pedra angular da estratégia da UE para lutar contra as alterações climáticas. É o primeiro sistema de comércio internacional de emissões de CO 2 no mundo e está em operação desde 2005. A partir de janeiro de 2008, aplica-se não apenas aos 27 Estados-Membros da UE, mas também aos outros três membros da Área Econômica Européia Noruega, Islândia e Liechtenstein. Atualmente, abrange mais de 10.000 instalações nos setores de energia e industrial, que são coletivamente responsáveis ​​por cerca de metade das emissões de CO 2 da UE e 40 de suas emissões totais de gases de efeito estufa. Uma alteração à Directiva EU ETS, acordada em Julho de 2008, trará o sector da aviação para o sistema a partir de 2012. Como funciona o comércio de emissões. O ETS da UE é um sistema de capitais e comércio, isto é, indica o nível global de emissões permitido, mas , Dentro desse limite, permite que os participantes no sistema compram e vendam subsídios como eles exigem. Essas provisões são a moeda comum no coração do sistema. Um subsídio dá ao titular o direito de emitir uma tonelada de CO 2 ou a quantidade equivalente de outro gás com efeito de estufa. O limite do número total de licenças cria escassez no mercado. No primeiro e no segundo período de negociação ao abrigo do regime, os Estados-Membros tiveram de elaborar planos nacionais de atribuição (NAP) que determinassem o seu nível total de emissões de ETS e quantos subsídios de emissão cada instalação em seu país recebe. No final de cada ano, as instalações devem render subsídios equivalentes às suas emissões. As empresas que mantêm suas emissões abaixo do nível de seus subsídios podem vender seus excedentes de licenças. Aqueles que enfrentam dificuldade em manter suas emissões de acordo com suas licenças têm a opção de tomar medidas para reduzir suas próprias emissões, como investir em tecnologia mais eficiente ou usar fontes de energia menos intensivas em carbono ou comprar os subsídios extras que precisam no mercado, ou Uma combinação dos dois. Essas escolhas provavelmente serão determinadas por custos relativos. Desta forma, as emissões são reduzidas sempre que é mais rentável fazê-lo. Há quanto tempo o EU ETS está funcionando O ETS da UE foi lançado em 1 de Janeiro de 2005. O primeiro período de negociação foi de três anos até o final de 2007 e foi uma fase de aprendizagem por fase para se preparar para o segundo período de negociação crucial. O segundo período de negociação começou em 1 de Janeiro de 2008 e é executado por cinco anos até o final de 2012. A importância do segundo período de negociação decorre do facto de coincidir com o primeiro período de compromisso do Protocolo de Quioto, durante o qual a UE e outros Os países industrializados devem atingir seus objetivos para limitar ou reduzir as emissões de gases de efeito estufa. No segundo período de comercialização, as emissões do EU ETS foram limitadas em cerca de 6,5 abaixo dos níveis de 2005 para ajudar a garantir que a UE no seu conjunto e os Estados-Membros individualmente cumprem os compromissos de Quioto. Quais são as principais lições aprendidas com a experiência até agora O EU ETS colocou um preço sobre o carbono e provou que o comércio de emissões de gases de efeito estufa funciona. O primeiro período comercial estabeleceu com sucesso a livre negociação de licenças de emissão em toda a UE, implementou a infra-estrutura necessária e desenvolveu um mercado de carbono dinâmico. O benefício ambiental da primeira fase pode ser limitado devido à alocação excessiva de subsídios em alguns Estados-Membros e em alguns setores, devido principalmente à dependência das projeções de emissões antes que os dados de emissão verificados estejam disponíveis no âmbito do ETS da UE. Quando a publicação de dados de emissões verificadas para 2005 destacou essa sobre-alocação, o mercado reagiu como seria esperado pela redução do preço de mercado das provisões. A disponibilidade de dados de emissões verificadas permitiu à Comissão garantir que o limite das dotações nacionais na segunda fase seja estabelecido em um nível que resulte em reduções reais de emissões. Além de sublinhar a necessidade de dados verificados, a experiência até agora demonstrou que uma maior harmonização no âmbito do RCLE da UE é imperativa para garantir que a UE alcance os seus objectivos de redução de emissões pelo menos com custos e com distorções concorrenciais mínimas. A necessidade de mais harmonização é mais clara em relação à forma como o limite das licenças de emissão globais é definido. Os dois primeiros períodos de negociação também mostram que métodos nacionais amplamente diferentes de alocação de licenças para instalações ameaçam uma concorrência leal no mercado interno. Além disso, é necessária uma maior harmonização, esclarecimento e aperfeiçoamento no que se refere ao alcance do sistema, ao acesso a créditos de projetos de redução de emissões fora da UE, às condições para vincular o ETS da UE aos sistemas de comércio de emissões em outros lugares e o monitoramento, verificação e Requisitos de relatórios. Quais são as principais alterações ao ETS da UE e a partir de quando aplicam? As alterações de design acordadas serão aplicadas a partir do terceiro período de negociação, ou seja, janeiro de 2013. Enquanto os trabalhos preparatórios serão iniciados imediatamente, as regras aplicáveis ​​não serão alteradas até janeiro de 2013 Para garantir a manutenção da estabilidade regulatória. O EU ETS no terceiro período será um sistema mais eficiente, mais harmonizado e mais justo. O aumento da eficiência é alcançado por meio de um período de negociação mais longo (8 anos em vez de 5 anos), um limite de emissões robusto e anualmente decrescente (21 redução em 2020 em relação a 2005) e um aumento substancial na quantidade de leilão (de menos de 4 Na fase 2 para mais da metade na fase 3). Mais harmonização foi acordada em muitas áreas, inclusive no que diz respeito à definição de limites (um limite da UE em vez dos limites nacionais nas fases 1 e 2) e as regras para a alocação livre de transição. A equidade do sistema foi substancialmente aumentada pela mudança para as regras de atribuição gratuita da UE para as instalações industriais e pela introdução de um mecanismo de redistribuição que permite aos novos Estados-Membros licitar mais licenças. Como o texto final se compara à proposta inicial da Comissão Os objetivos de clima e energia acordados pelo Conselho Europeu da Primavera de 2007 foram mantidos e a arquitetura geral da proposta da Comissão sobre o ETS da UE permanece intacta. Ou seja, haverá um limite máximo da UE sobre o número de licenças de emissão e este limite diminuirá anualmente ao longo de uma linha de tendência linear, que continuará para além do final do terceiro período comercial (2013-2020). A principal diferença, em comparação com a proposta, é que o leilão de licenças será gradualmente mais lento. Quais são as principais mudanças em comparação com a proposta da Comissão. Em resumo, as principais mudanças que foram feitas na proposta são as seguintes: certos Estados-Membros podem receber uma derrogação opcional e temporária da regra segundo a qual nenhuma alocação deve ser atribuída gratuitamente Para os geradores de eletricidade a partir de 2013. Esta opção de derrogação está disponível para os Estados-Membros que cumpram determinadas condições relacionadas à interconectividade de sua rede elétrica, participação de um único combustível fóssil na produção de eletricidade e GDPcapita em relação à média da UE-27. Além disso, a quantidade de licenças gratuitas que um Estado-Membro pode atribuir a usinas de energia é limitada a 70 de emissões de dióxido de carbono de plantas relevantes na fase 1 e declina nos anos subseqüentes. Além disso, a alocação gratuita na fase 3 só pode ser dada às usinas que estejam operacionais ou em construção até o final de 2008. Veja a resposta à pergunta 15 abaixo. Haverá mais detalhes na Diretiva sobre os critérios a serem utilizados para determinar os setores ou subsectores considerados expostos a um risco significativo de vazamento de carbono. E uma data anterior à publicação da lista das Comissões desses sectores (31 de dezembro de 2009). Além disso, sujeito a revisão quando um acordo internacional satisfatório for alcançado, as instalações em todas as indústrias expostas receberão 100 subsídios gratuitos na medida em que usem a tecnologia mais eficiente. A alocação gratuita para a indústria é limitada à participação dessas emissões nas emissões totais em 2005 a 2007. O número total de licenças atribuídas gratuitamente às instalações nos setores da indústria diminuirá anualmente de acordo com o declínio do limite de emissões. Os Estados-Membros podem também compensar certas instalações para os custos de CO 2 repercutidos nos preços da electricidade se os custos de CO 2 puderem, de outro modo, expô-los ao risco de vazamento de carbono. A Comissão comprometeu-se a alterar as orientações comunitárias relativas aos auxílios estatais a favor do ambiente a este respeito. Veja a resposta à pergunta 15 abaixo. O nível de leilão de licenças de emissão para a indústria não exposta aumentará de forma linear, conforme proposto pela Comissão, mas, em vez de atingir 100 em 2020, chegará a 70, com vista a atingir 100 até 2027. Conforme previsto na proposta da Comissão , 10 dos subsídios de leilão serão redistribuídos de Estados-Membros com alta renda per capita para aqueles com baixa renda per capita, a fim de fortalecer a capacidade financeira destes últimos para investir em tecnologias amigáveis ​​com o clima. Foi adicionada uma provisão para outro mecanismo redistributivo de 2 de licenças de leilão para levar em consideração os Estados membros que em 2005 alcançaram uma redução de pelo menos 20 em emissões de gases de efeito estufa em relação ao ano de referência estabelecido pelo Protocolo de Quioto. A parte das receitas de leilão que os Estados-Membros são recomendados para lutar e se adaptar às mudanças climáticas, principalmente na UE, mas também nos países em desenvolvimento, é aumentada de 20 para 50. O texto prevê um complemento ao nível permitido proposto De uso de créditos JICDM no cenário 20 para operadores existentes que receberam os orçamentos mais baixos para importar e usar esses créditos em relação a alocações e acesso a créditos no período 2008-2012. Novos setores, novos participantes nos períodos 2013-2020 e 2008-2012 também poderão usar créditos. O montante total de créditos que podem ser utilizados não excederá, contudo, 50 da redução entre 2008 e 2020. Com base numa redução de emissões mais rigorosa no contexto de um acordo internacional satisfatório, a Comissão poderia permitir acesso adicional às RCE e URE para Operadores no regime comunitário. Ver resposta à pergunta 20 abaixo. O produto do leilão de 300 milhões de licenças da reserva dos novos participantes será utilizado para apoiar até 12 projetos e projetos de demonstração de captura e armazenamento de carbono demonstrando tecnologias inovadoras de energia renovável. Uma série de condições são anexadas a este mecanismo de financiamento. Ver resposta à pergunta 30 abaixo. A possibilidade de exclusão de pequenas instalações de combustão, desde que estejam sujeitas a medidas equivalentes, tenha sido ampliada para cobrir todas as pequenas instalações, independentemente da atividade, o limite de emissão foi aumentado de 10.000 para 25.000 toneladas de CO 2 por ano e o limite de capacidade que As instalações de combustão têm que cumprir, além disso, foram aumentadas de 25MW para 35MW. Com esses limiares aumentados, a participação das emissões cobertas que poderiam ser excluídas do sistema de comércio de emissões torna-se significativa e, conseqüentemente, uma provisão foi adicionada para permitir uma redução correspondente do limite de licenças de emissão da UE. Ainda haverá planos nacionais de atribuição (NAPs). Nos seus PAN para os primeiros períodos de negociação (2005-2007) e segundo (2008-2012), os Estados-Membros determinaram a quantidade total de licenças a serem emitidas e a forma como estes Seria atribuído às instalações em questão. Esta abordagem gerou diferenças significativas nas regras de alocação, criando um incentivo para cada Estado-Membro para favorecer sua própria indústria e gerou uma grande complexidade. A partir do terceiro período de negociação, haverá um único limite para a UE e as licenças serão alocadas com base em regras harmonizadas. Os planos de alocação nacionais não serão mais necessários. Como determinar o limite de emissão na fase 3 As regras para o cálculo do limite da UE são as seguintes: a partir de 2013, o número total de licenças diminuirá anualmente de forma linear. O ponto de partida desta linha é a quantidade total média de subsídios (limite de fase 2) a ser emitido pelos Estados Membros para o período 2008-12, ajustado para refletir o escopo ampliado do sistema a partir de 2013, bem como quaisquer pequenas instalações que o Membro Os Estados escolheram excluir. O fator linear pelo qual o montante anual deve diminuir é de 1,74 em relação ao limite da fase 2. O ponto de partida para a determinação do fator linear de 1,74 é a redução global de gases com efeito de estufa em relação a 1990, o que equivale a uma redução de 14 em relação a 2005. No entanto, é necessária uma redução maior do ETS da UE porque é mais barato reduzir Emissões nos setores ETS. A divisão que minimiza o custo global de redução equivale a: uma redução de 21 emissões do sistema EU ETS em relação a 2005, em 2020, uma redução de cerca de 10 em relação a 2005 para os setores que não são abrangidos pelo ETS da UE. A redução de 21 em 2020 resulta em um limite de ETS em 2020 de um máximo de 1720 milhões de subsídios e implica um limite médio da fase 3 (2013 a 2020) de cerca de 1846 milhões de licenças e uma redução de 11 em relação ao limite da fase 2. Todos os valores absolutos indicados correspondem à cobertura no início do segundo período de negociação e, portanto, não levam em conta a aviação, que será adicionada em 2012 e outros setores que serão adicionados na fase 3. Os valores finais dos limites anuais de emissão Na fase 3 será determinado e publicado pela Comissão até 30 de setembro de 2010. Como o limite de emissão para além da fase 3 será determinado O fator linear de 1,74 usado para determinar o limite da fase 3 continuará a ser aplicado além do final do período de negociação em 2020 e determinará o limite para o quarto período de negociação (2021 a 2028) e além. Pode ser revisto até 2025, o mais tardar. De fato, as reduções significativas de emissões de 60-80 em relação a 1990 serão necessárias até 2050 para alcançar o objetivo estratégico de limitar o aumento da temperatura média global para não mais do que 2C acima dos níveis pré-industriais. Será estabelecido um limite máximo de licenças de emissão a nível da UE para cada ano. Isso reduziria a flexibilidade para as instalações em questão. Não, a flexibilidade para as instalações não será reduzida. Em qualquer ano, os subsídios a serem leilados e distribuídos devem ser emitidos pelas autoridades competentes até 28 de fevereiro. A última data para os operadores renderem subsídios é 30 de abril do ano seguinte ao ano em que as emissões ocorreram. Assim, os operadores recebem subsídios para o ano em curso antes de terem que entregar subsídios para cobrir suas emissões para o ano anterior. Os subsídios permanecem válidos durante o período de negociação e quaisquer subsídios excedentes agora podem ser depositados para uso em períodos de negociação subsequentes. A este respeito, nada mudará. O sistema permanecerá com base nos períodos de negociação, mas o terceiro período de negociação durará oito anos, de 2013 para 2020, em oposição a cinco anos para a segunda fase de 2008 a 2012. Para o segundo período de negociação, os Estados-Membros geralmente decidiram alocar igual Quantidades totais de licenças para cada ano. A diminuição linear de cada ano a partir de 2013 corresponderá melhor às tendências de emissões esperadas ao longo do período. Quais são os valores iniciais preliminares da ETS para o período de 2013 a 2020 Os valores provisórios da bonificação anual são os seguintes: Estes números são baseados no escopo do ETS aplicável na fase 2 (2008 a 2012) e as decisões da Comissão sobre o Planos nacionais de alocação para a fase 2, no valor de 2083 milhões de toneladas. Estes números serão ajustados por vários motivos. Em primeiro lugar, será feito o ajuste para levar em consideração as extensões do escopo na fase 2, desde que os Estados Membros comprovem e verifiquem suas emissões resultantes dessas extensões. Em segundo lugar, o ajuste será feito com relação a novas extensões do escopo do ETS no terceiro período de negociação. Em terceiro lugar, qualquer opt-out de pequenas instalações levará a uma redução correspondente do limite. Em quarto lugar, os números não levam em conta a inclusão da aviação, nem as emissões da Noruega, da Islândia e do Liechtenstein. Os subsídios ainda serão alocados para livre Sim. As instalações industriais receberão alocação transitória livre. E, nos Estados-Membros elegíveis para a derrogação facultativa, as centrais eléctricas podem, se o Estado-Membro assim o decidir, também receberem licenças gratuitas. Estima-se que pelo menos metade dos subsídios disponíveis a partir de 2013 sejam leiloados. Embora a grande maioria das licenças de emissão tenha sido atribuída gratuitamente às instalações no primeiro e segundo períodos de negociação, a Comissão propôs que o leilão de licenças de emissão se tornasse o princípio básico da alocação. Isso porque o leilão melhor garante a eficiência, transparência e simplicidade do sistema e cria o maior incentivo para investimentos em uma economia de baixo carbono. É melhor cumprir o princípio do poluidor-pagador e evita dar lucros inesperados a certos setores que passaram o custo nocional de subsídios para seus clientes, apesar de recebê-los de graça. Como as remunerações serão entregues gratuitamente Até 31 de dezembro de 2010, a Comissão adotará regras a nível da UE, que serão desenvolvidas no âmbito de um procedimento de comitê (Comitologia). Essas regras harmonizarão totalmente as dotações e, portanto, todas as empresas em toda a UE com as mesmas atividades ou atividades similares estarão sujeitas às mesmas regras. As regras assegurarão, na medida do possível, que a alocação promova tecnologias eficientes em carbono. As regras adotadas estabelecem que, na medida do possível, as alocações devem basear-se nos chamados benchmarks, p. Ex. Uma série de licenças por quantidade de produção histórica. Essas regras recompensam os operadores que tomaram medidas adiantadas para reduzir os gases de efeito estufa, refletem melhor o princípio do poluidor-pagador e dão incentivos mais fortes para reduzir as emissões, já que as alocações não dependerão mais das emissões históricas. Todas as alocações devem ser determinadas antes do início do terceiro período de negociação e não serão permitidos ajustes ex-post. Quais instalações receberão alocações gratuitas e quais não serão Como os impactos negativos sobre a competitividade serão evitados Tendo em vista sua capacidade de repercutir o aumento do custo das licenças de emissão, o leilão completo é a regra a partir de 2013 para geradores de eletricidade. No entanto, os Estados-Membros que cumprem certas condições relativas à sua interconectividade ou à sua quota de combustíveis fósseis na produção de electricidade e ao PIB per capita em relação à média da UE-27 têm a opção de desviar temporariamente esta regra relativamente às centrais eléctricas existentes. A taxa de leilão em 2013 deve ser de pelo menos 30 em relação às emissões no primeiro período e deve aumentar progressivamente para 100 o mais tardar em 2020. Se a opção for aplicada, o Estado-Membro deve comprometer-se a investir na melhoria e atualização de A infra-estrutura, as tecnologias limpas e a diversificação do seu mix energético e as fontes de abastecimento por um montante, na medida do possível, igual ao valor de mercado da alocação gratuita. Em outros sectores, as dotações gratuitas serão progressivamente eliminadas a partir de 2013, e os Estados-Membros concordam em começar em 20 leilões em 2013, aumentando para 70 leilões em 2020 com vista a atingir 100 em 2027. No entanto, será feita uma excepção para Instalações em setores que se encontram expostos a um risco significativo de vazamento de carbono. Este risco poderia ocorrer se o ETS da UE aumentasse tanto os custos de produção que as empresas decidissem deslocar a produção para áreas fora da UE que não estão sujeitas a restrições de emissão comparáveis. A Comissão determinará os sectores em causa até 31 de Dezembro de 2009. Para o efeito, a Comissão avaliará, nomeadamente, se os custos de produção adicionais directos e indirectos induzidos pela aplicação da Directiva ETS em relação ao valor acrescentado bruto excedem 5 e se a O valor total de suas exportações e importações dividido pelo valor total do seu volume de negócios e as importações excedem 10. Se o resultado para qualquer um desses critérios exceder 30, o setor também seria considerado exposto a um risco significativo de vazamento de carbono. As instalações desses setores receberiam 100 da sua participação na quantidade total de licenças de emissão anualmente decrescente gratuitamente. A participação destas emissões das indústrias é determinada em relação às emissões totais de ETS em 2005 a 2007. Os custos de CO 2 repercutidos nos preços da eletricidade também podem expor certas instalações ao risco de vazamento de carbono. A fim de evitar esse risco, os Estados-Membros podem conceder uma compensação em relação a tais custos. Na ausência de um acordo internacional sobre as alterações climáticas, a Comissão comprometeu-se a modificar as orientações comunitárias relativas aos auxílios estatais a favor do ambiente a este respeito. Nos termos de um acordo internacional que garanta que os concorrentes em outras partes do mundo tenham um custo comparável, o risco de vazamento de carbono pode ser insignificante. Por conseguinte, até 30 de Junho de 2010, a Comissão procederá a uma avaliação aprofundada da situação da indústria de consumo intensivo de energia e ao risco de vazamento de carbono, à luz dos resultados das negociações internacionais e também tendo em conta qualquer sector vinculativo Acordos que podem ter sido concluídos. O relatório será acompanhado de quaisquer propostas consideradas apropriadas. These could potentially include maintaining or adjusting the proportion of allowances received free of charge to industrial installations that are particularly exposed to global competition or including importers of the products concerned in the ETS. Who will organise the auctions and how will they be carried out Member States will be responsible for ensuring that the allowances given to them are auctioned. Each Member State has to decide whether it wants to develop its own auctioning infrastructure and platform or whether it wants to cooperate with other Member States to develop regional or EU-wide solutions. The distribution of the auctioning rights to Member States is largely based on emissions in phase 1 of the EU ETS, but a part of the rights will be redistributed from richer Member States to poorer ones to take account of the lower GDP per head and higher prospects for growth and emissions among the latter. It is still the case that 10 of the rights to auction allowances will be redistributed from Member States with high per capita income to those with low per capita income in order to strengthen the financial capacity of the latter to invest in climate friendly technologies. However, a provision has been added for another redistributive mechanism of 2 to take into account Member States which in 2005 had achieved a reduction of at least 20 in greenhouse gas emissions compared with the reference year set by the Kyoto Protocol. Nine Member States benefit from this provision. Any auctioning must respect the rules of the internal market and must therefore be open to any potential buyer under non-discriminatory conditions. By 30 June 2010, the Commission will adopt a Regulation (through the comitology procedure) that will provide the appropriate rules and conditions for ensuring efficient, coordinated auctions without disturbing the allowance market. How many allowances will each Member State auction and how is this amount determined All allowances which are not allocated free of charge will be auctioned. A total of 88 of allowances to be auctioned by each Member State is distributed on the basis of the Member States share of historic emissions under the EU ETS. For purposes of solidarity and growth, 12 of the total quantity is distributed in a way that takes into account GDP per capita and the achievements under the Kyoto-Protocol. Which sectors and gases are covered as of 2013 The ETS covers installations performing specified activities. Since the start it has covered, above certain capacity thresholds, power stations and other combustion plants, oil refineries, coke ovens, iron and steel plants and factories making cement, glass, lime, bricks, ceramics, pulp, paper and board. As for greenhouse gases, it currently only covers carbon dioxide emissions, with the exception of the Netherlands, which has opted in emissions from nitrous oxide. As from 2013, the scope of the ETS will be extended to also include other sectors and greenhouse gases. CO 2 emissions from petrochemicals, ammonia and aluminium will be included, as will N2O emissions from the production of nitric, adipic and glyocalic acid production and perfluorocarbons from the aluminium sector. The capture, transport and geological storage of all greenhouse gas emissions will also be covered. These sectors will receive allowances free of charge according to EU-wide rules, in the same way as other industrial sectors already covered. As of 2012, aviation will also be included in the EU ETS. Will small installations be excluded from the scope A large number of installations emitting relatively low amounts of CO 2 are currently covered by the ETS and concerns have been raised over the cost-effectiveness of their inclusion. As from 2013, Member States will be allowed to remove these installations from the ETS under certain conditions. The installations concerned are those whose reported emissions were lower than 25 000 tonnes of CO 2 equivalent in each of the 3 years preceding the year of application. For combustion installations, an additional capacity threshold of 35MW applies. In addition Member States are given the possibility to exclude installations operated by hospitals. The installations may be excluded from the ETS only if they will be covered by measures that will achieve an equivalent contribution to emission reductions. How many emission credits from third countries will be allowed For the second trading period, Member States allowed their operators to use significant quantities of credits generated by emission-saving projects undertaken in third countries to cover part of their emissions in the same way as they use ETS allowances. The revised Directive extends the rights to use these credits for the third trading period and allows a limited additional quantity to be used in such a way that the overall use of credits is limited to 50 of the EU-wide reductions over the period 2008-2020. For existing installations, and excluding new sectors within the scope, this will represent a total level of access of approximately 1.6 billion credits over the period 2008-2020. In practice, this means that existing operators will be able to use credits up to a minimum of 11 of their allocation during the period 2008-2012, while a top-up is foreseen for operators with the lowest sum of free allocation and allowed use of credits in the 2008-2012 period. New sectors and new entrants in the third trading period will have a guaranteed minimum access of 4.5 of their verified emissions during the period 2013-2020. For the aviation sector, the minimum access will be 1.5. The precise percentages will be determined through comitology. These projects must be officially recognised under the Kyoto Protocols Joint Implementation (JI) mechanism (covering projects carried out in countries with an emissions reduction target under the Protocol) or Clean Development Mechanism (CDM) (for projects undertaken in developing countries). Credits from JI projects are known as Emission Reduction Units (ERUs) while those from CDM projects are called Certified Emission Reductions (CERs). On the quality side only credits from project types eligible for use in the EU trading scheme during the period 2008-2012 will be accepted in the period 2013-2020. Furthermore, from 1 January 2013 measures may be applied to restrict the use of specific credits from project types. Such a quality control mechanism is needed to assure the environmental and economic integrity of future project types. To create greater flexibility, and in the absence of an international agreement being concluded by 31 December 2009, credits could be used in accordance with agreements concluded with third countries. The use of these credits should however not increase the overall number beyond 50 of the required reductions. Such agreements would not be required for new projects that started from 2013 onwards in Least Developed Countries. Based on a stricter emissions reduction in the context of a satisfactory international agreement . additional access to credits could be allowed, as well as the use of additional types of project credits or other mechanisms created under the international agreement. However, once an international agreement has been reached, from January 2013 onwards only credits from projects in third countries that have ratified the agreement or from additional types of project approved by the Commission will be eligible for use in the Community scheme. Will it be possible to use credits from carbon sinks like forests No. Before making its proposal, the Commission analysed the possibility of allowing credits from certain types of land use, land-use change and forestry (LULUCF) projects which absorb carbon from the atmosphere. It concluded that doing so could undermine the environmental integrity of the EU ETS, for the following reasons: LULUCF projects cannot physically deliver permanent emissions reductions. Insufficient solutions have been developed to deal with the uncertainties, non-permanence of carbon storage and potential emissions leakage problems arising from such projects. The temporary and reversible nature of such activities would pose considerable risks in a company-based trading system and impose great liability risks on Member States. The inclusion of LULUCF projects in the ETS would require a quality of monitoring and reporting comparable to the monitoring and reporting of emissions from installations currently covered by the system. This is not available at present and is likely to incur costs which would substantially reduce the attractiveness of including such projects. The simplicity, transparency and predictability of the ETS would be considerably reduced. Moreover, the sheer quantity of potential credits entering the system could undermine the functioning of the carbon market unless their role were limited, in which case their potential benefits would become marginal. The Commission, the Council and the European Parliament believe that global deforestation can be better addressed through other instruments. For example, using part of the proceeds from auctioning allowances in the EU ETS could generate additional means to invest in LULUCF activities both inside and outside the EU, and may provide a model for future expansion. In this respect the Commission has proposed to set up the Global Forest Carbon Mechanism that would be a performance-based system for financing reductions in deforestation levels in developing countries. Besides those already mentioned, are there other credits that could be used in the revised ETS Yes. Projects in EU Member States which reduce greenhouse gas emissions not covered by the ETS could issue credits. These Community projects would need to be managed according to common EU provisions set up by the Commission in order to be tradable throughout the system. Such provisions would be adopted only for projects that cannot be realised through inclusion in the ETS. The provisions will seek to ensure that credits from Community projects do not result in double-counting of emission reductions nor impede other policy measures to reduce emissions not covered by the ETS, and that they are based on simple, easily administered rules. Are there measures in place to ensure that the price of allowances wont fall sharply during the third trading period A stable and predictable regulatory framework is vital for market stability. The revised Directive makes the regulatory framework as predictable as possible in order to boost stability and rule out policy-induced volatility. Important elements in this respect are the determination of the cap on emissions in the Directive well in advance of the start of the trading period, a linear reduction factor for the cap on emissions which continues to apply also beyond 2020 and the extension of the trading period from 5 to 8 years. The sharp fall in the allowance price during the first trading period was due to over-allocation of allowances which could not be banked for use in the second trading period. For the second and subsequent trading periods, Member States are obliged to allow the banking of allowances from one period to the next and therefore the end of one trading period is not expected to have any impact on the price. A new provision will apply as of 2013 in case of excessive price fluctuations in the allowance market. If, for more than six consecutive months, the allowance price is more than three times the average price of allowances during the two preceding years on the European market, the Commission will convene a meeting with Member States. If it is found that the price evolution does not correspond to market fundamentals, the Commission may either allow Member States to bring forward the auctioning of a part of the quantity to be auctioned, or allow them to auction up to 25 of the remaining allowances in the new entrant reserve. The price of allowances is determined by supply and demand and reflects fundamental factors like economic growth, fuel prices, rainfall and wind (availability of renewable energy) and temperature (demand for heating and cooling) etc. A degree of uncertainty is inevitable for such factors. The markets, however, allow participants to hedge the risks that may result from changes in allowances prices. Are there any provisions for linking the EU ETS to other emissions trading systems Yes. One of the key means to reduce emissions more cost-effectively is to enhance and further develop the global carbon market. The Commission sees the EU ETS as an important building block for the development of a global network of emission trading systems. Linking other national or regional cap-and-trade emissions trading systems to the EU ETS can create a bigger market, potentially lowering the aggregate cost of reducing greenhouse gas emissions. The increased liquidity and reduced price volatility that this would entail would improve the functioning of markets for emission allowances. This may lead to a global network of trading systems in which participants, including legal entities, can buy emission allowances to fulfil their respective reduction commitments. The EU is keen to work with the new US Administration to build a transatlantic and indeed global carbon market to act as the motor of a concerted international push to combat climate change. While the original Directive allows for linking the EU ETS with other industrialised countries that have ratified the Kyoto Protocol, the new rules allow for linking with any country or administrative entity (such as a state or group of states under a federal system) which has established a compatible mandatory cap-and-trade system whose design elements would not undermine the environmental integrity of the EU ETS. Where such systems cap absolute emissions, there would be mutual recognition of allowances issued by them and the EU ETS. What is a Community registry and how does it work Registries are standardised electronic databases ensuring the accurate accounting of the issuance, holding, transfer and cancellation of emission allowances. As a signatory to the Kyoto Protocol in its own right, the Community is also obliged to maintain a registry. This is the Community Registry, which is distinct from the registries of Member States. Allowances issued from 1 January 2013 onwards will be held in the Community registry instead of in national registries. Will there be any changes to monitoring, reporting and verification requirements The Commission will adopt a new Regulation (through the comitology procedure) by 31 December 2011 governing the monitoring and reporting of emissions from the activities listed in Annex I of the Directive. A separate Regulation on the verification of emission reports and the accreditation of verifiers should specify conditions for accreditation, mutual recognition and cancellation of accreditation for verifiers, and for supervision and peer review as appropriate. What provision will be made for new entrants into the market Five percent of the total quantity of allowances will be put into a reserve for new installations or airlines that enter the system after 2013 (new entrants). The allocations from this reserve should mirror the allocations to corresponding existing installations. A part of the new entrant reserve, amounting to 300 million allowances, will be made available to support the investments in up to 12 demonstration projects using the carbon capture and storage technology and demonstration projects using innovative renewable energy technologies. There should be a fair geographical distribution of the projects. In principle, any allowances remaining in the reserve shall be distributed to Member States for auctioning. The distribution key shall take into account the level to which installations in Member States have benefited from this reserve. What has been agreed with respect to the financing of the 12 carbon capture and storage demonstration projects requested by a previous European Council The European Parliaments Environment Committee tabled an amendment to the EU ETS Directive requiring allowances in the new entrant reserve to be set aside in order to co-finance up to 12 demonstration projects as requested by the European Council in spring 2007. This amendment has later been extended to include also innovative renewable energy technologies that are not commercially viable yet. Projects shall be selected on the basis of objective and transparent criteria that include requirements for knowledge sharing. Support shall be given from the proceeds of these allowances via Member States and shall be complementary to substantial co-financing by the operator of the installation. No project shall receive support via this mechanism that exceeds 15 of the total number of allowances (i. e. 45 million allowances) available for this purpose. The Member State may choose to co-finance the project as well, but will in any case transfer the market value of the attributed allowances to the operator, who will not receive any allowances. A total of 300 million allowances will therefore be set aside until 2015 for this purpose. What is the role of an international agreement and its potential impact on EU ETS When an international agreement is reached, the Commission shall submit a report to the European Parliament and the Council assessing the nature of the measures agreed upon in the international agreement and their implications, in particular with respect to the risk of carbon leakage. On the basis of this report, the Commission shall then adopt a legislative proposal amending the present Directive as appropriate. For the effects on the use of credits from Joint Implementation and Clean Development Mechanism projects, please see the reply to question 20. What are the next steps Member States have to bring into force the legal instruments necessary to comply with certain provisions of the revised Directive by 31 December 2009. This concerns the collection of duly substantiated and verified emissions data from installations that will only be covered by the EU ETS as from 2013, and the national lists of installations and the allocation to each one. For the remaining provisions, the national laws, regulations and administrative provisions only have to be ready by 31 December 2012. The Commission has already started the work on implementation. For example, the collection and analysis of data for use in relation to carbon leakage is ongoing (list of sectors due end 2009). Work is also ongoing to prepare the Regulation on timing, administration and other aspects of auctioning (due by June 2010), the harmonised allocation rules (due end 2010) and the two Regulations on monitoring and reporting of emissions and verification of emissions and accreditation of verifiers (due end 2011).FACTORS AND ADVANTAGES TO CONSIDER ABOUT CREATING A TRADING ENTITY Asset protection from creditors or litigants Section 475 Election Availability Tax Deductions from Section 419 Plans Tax Savings from Planning Strategies Fringe Benefits Allowable Retirement Planning Every trader is unique with different needs and different fact patterns such as their assets and liabilities, family considerations, state of residence, etc. Your trading business and entity structure must be custom tailored to meet your particular circumstances. A 29 year old single scalper with gains of 300,000 a year has different needs than a 45 year old married Momentum Trader with 3 children and a full-time job. A THOROUGH ANALYSIS IS ESSENTIAL TO DEVELOPING THE PROPER STRUCTURE. The Sole Proprietorship is the most commonly used form of business in America. This is primarily due to the fact that it is the easiest to establish and operate. There are no governmental filings required. Some localities may require you to obtain a local business license or a fictitious name permit if you intend to operate the business in a name other than your personal name. These licenses or permits usually have nominal fees (25-50) and for trading businesses they are often not relevant or necessary. An individual who is a qualified trader and is trading through brokerage accounts in hisher individual name is considered a sole proprietor. You are also considered a sole proprietor if you have a joint account with your spouse or any other individual and have not created a partnership or other entity. The traderproprietor for tax purposes is the individual making the trading decisions. Sole proprietors report their income and expenses on Schedule C which is included within their 1040 Individual Income Tax Return. Traders complete Schedule C differently compared to other businesses. The expenses of your trading business are reported on Schedule C. Income remains capital gains (as opposed to ordinary) income and thus is reported on Schedule D. The exception to this rule is for Traders who make the 475 Mark-to-Market election. If this election is made then your ordinary income from trading is reported on Form 4797. A sole proprietor Trader is allowed to deduct dollar-for-dollar hisher trading expenses. You are exempt from the 2 threshold for investment expenses to which Investors are limited on Schedule A. You can deduct an office in your home and you can expense expenditures for depreciable equipment. While all trading expenses are fully deductible, there are certain limitations on other type of business expenses. For example, a sole proprietor cannot deduct the cost of health and disability insurance. One of the main reasons so many people choose the sole proprietor form of business is the ease of operation. As your own boss you can basically do what you want, when you want. You dont have to answer to shareholders or directors as with corporations, or to partners as with partnerships. Additionally, there are no formalities such as shareholder or board of director meetings, minutes, annual filing requirements, etc. As stated above, sole proprietorships are restricted as to some of the expenses they are able to deduct. Specifically, for Traders, since your income remains capital gains in nature it is not eligible for retirement plan contributions (e. g. IRAs, SEPs, etc.). From my experience, the problem with most sole proprietorships is that due to their informal nature Traders tend to forget that they are actually businesses and fail to operate them in a business-like manner. Failure to have a written business plan, documenting business decisions and commingling business and personal funds - paying personal expenses from the business account can be some of problems. Where two or more people are joined in a business enterprise a partnership is formed. By definition, two or more people (or entities) are necessary in order to form a partnership. The key feature of a General Partnership is that it is an informal arrangement between the partners. Again there are no governmental filing requirements necessary to form a general partnership - a simple handshake will do. Partnerships are considered quotflow throughquot entities for tax purposes. This means that as an entity the partnership does not pay taxes. A partnership tax return is filed for informational purposes only and each partner receives a Schedule K-1 that allocates income and expense to each individual partner. Each partner pays hisher taxes based upon the pro-rata allocation of income and expenses (profitsloss) as indicated on the K-1. As with sole proprietorships, general partnerships are easy to operate. There are no formal requirements for decision making. Management of the company is essentially by mutual assent. While the partners may chose to put the terms of their agreement in writing, this is not legally required. The easiest way to view a partnership is that it is a sole proprietorship among two or more people. The most significant reasons NOT to form a general partnership are the legal implications rather than tax considerations. In a general partnership each partner is deemed to be an agent of the other partner and of the partnership. Thus each individuals is able to bind the other individual. How does this affect Traders If two individuals decide to pool their money and open a brokerage account which both of them are authorized to trade, each partner will be bound by the trading decisions of the other partner. If Partner 1 enters into a losing trade, Partner 2 is out of luck. However, the situation could be even worse. If Partner 1 trades the account on margin and the account is subjected to a margin call, Partner 2 can be required to pay the full amount of the margin call (not just 50) and this is true even if he had no knowledge of Partner 1s actions. Due to this liability factor alone, we do not recommend general partnerships except in very, very limited circumstances. Where a partnership among two or more people is desired the Limited Partnership is typically the preferred entity of choice. Limited Partnerships are the preferred structure for conducting business in partnership form precisely because of the liability issues discussed above. Limited partnerships are comprised of one or more Limited partners whose liability is limited to the amount of their partnership investment, and a General partner who assumes unlimited liability. To take advantage of the separation of liability, the general partner is typically issued a very small percentage of ownership in the entity (perhaps 1-2) so as to further reduce the vulnerability to creditors. To form a limited partnership you must file a certificate of organization in the state in which you desire to form the business. Partnership Agreement Limited Partnerships are creatures of statute. All states have enacted statutes (laws) authorizing the establishment of limited partnerships. A key feature of limited partnerships is that they require a written partnership agreement. These Agreements govern the management and operation of the partnership. Provisions of these agreements determine the manner in which partners may be admitted or withdraw, the method of allocating profit and loss, and the manner in which decisions are made. Thus, they are a bit more complex than general partnerships but the advantages far outweigh the disadvantages. Tax Treatment The IRS requires the filing of an informational return, however, incomeloss is apportioned to each partner on a K-1. As a flow-through entity, the limited partnership itself does not pay taxes. The income allocated to the partners retains the same character as the type of income was earned by the partnership. Thus, if trading income is short - term capital gains to the partnership it will be treated as short term gains to the individual partners. Operation The central feature of the Limited Partnership is that the limited partners liability for debts and obligations of the partnership is limited to their financial investment. This limitation results from the separation of the limited partner from the control of the asset. Control is vested with the General Partner who assumes unlimited liability. By statute and in accordance with the terms of the partnership agreement, the General Partner is responsible for the control of the partnerships assets. That is, the general partner is the one who actually trades the accounts. The general partner can be either an individual or another entity such as a corporation, limited liability company, limited partnership or other entity. Limited Partners must be very careful not to actively participate in the management of the partnership or they might lose their limited liability protection. Since limited partnerships are required to be registered with the state there are governmental reporting regulations and fees involved which vary from state to state. When all or most of the members of a limited partnership are members of the same family a Family Limited Partnership (FLP) can be formed. FLPs are not defined by statute but by the terms of the partnership agreement. They are organized and operated just the same as Limited Partnerships as previously discussed. The distinguishing features of FLPs are found in the terms of the partnership agreement and the tax strategies that they can use. FLPs are most commonly used for estate planning purposes. Key among these is the ability to shift partnership shares (and income) to family members in lower tax brackets, the ability to use discounted valuation, and the asset protection feature of the quotcharging orderquot. With an FLP a parent can transfer shares of stock to children and other family members who are in a lower tax bracket. While the income attributable to the childs shares will be taxable at the childs rate, there need not be any corresponding right of the child to actually receive the cash value of the shares. CAVEAT: Beware of the quotkiddie taxquot under which income over threshold amounts will be taxable at the parents higher rate for children under the age of 14. Due to the partnership agreements restrictions on the transfer of the partnership interests, it is frequently argued that the true present value of the shares are less than the value of the underlying assets. This is important for estate planning purposes as it may effectively allow a parent to transfer to children assets having a value greater than the amount discounted minority partners appraised value. From an asset protection standpoint, the charging order is perhaps the greatest feature of both FLPs and non-family Limited Partnerships. Essentially, while the creditor of a limited partner may be able to acquire a limited partners partnership interest, that alone does not make the creditor a limited partner and does not give himher any rights of a partner. Most importantly, the creditor does not receive the right to force the general partner to make a distribution of income. Even though the creditor does not actually receive cash from the partnership, it can still be required to pay taxes on the distributive share of partnership income. Limited Liability Company Limited Liability Companies (LLC) are essentially a hybrid between corporations and limited partnerships. Similar to corporations and limited partnerships, LLC members interests are limited to the amount of their investments. LLCs are relatively new on the entity scene having made their debut when Wyoming established the first statute in 1977. Currently, they are authorized by nearly every state. An LLC has the choice of being taxed either as a partnership or a corporation. As a partnership the incomeloss flows through to the individual members and is reported on their personal tax returns. As a corporation corporate tax rates and rules apply. LLCs can be either single-member or multi-member in nature. For tax purposes the IRS disregards single member LLCs and some states dont authorize them. The effect is that while a single-member LLC may enjoy asset protection, it will continue to be taxed as a sole proprietorship thus requiring the filing of a Schedule C and in some cases a Schedule SE on which the 15.3 self-employment tax must be reported and paid. A multi-member LLC is taxed more like a limited partnership, in which income is generally not subject to self-employment tax. In the event the LLC is member-managed (as opposed to quotmanager-managedquot), the managing member may be subjected to such tax. A key difference between LLCs and Limited Partnerships is that whereas a limited partner may lose his limited liability protection by participating in the management of the partnership, the member of an LLC is permitted to participate in management. Thus, an LLC can either be quotmember managedquot or quotmanager managedquot. Management is in accordance with the Operating Agreement and state laws. While there are some advantages to utilizing these entities there are also disadvantages. Since the LLC is a relatively new entity structure there have not been a great deal of court cases deciding the tax and non-tax implications of this form of doing business, although the laws are become more defined in this area. While the statutes mirror the Limited Partnership statutes in many respects there are significant differences. Therefore, careful analysis and planning must take place on a case by case basis to determine which is appropriate. There are two type of corporation: S-Corporations and C-Corporations. All corporations when organized begin as C-Corporations. A special election can be made with the IRS on Form 2553 electing S Corporation status for tax purposes and have its incomeloss reported on the individual tax returns of its shareholders. All corporations (both C - and S-Corporations) share similar characteristics. They are created by state statutes and are the only business entity considered and treated as being totally separate and distinct from their owners (i. e. shareholders). They are the most complex structure to formulate and maintain and require the most formalities for their continuation and validity. Though more complex than other forms of doing business, the requirements are by no means unmanageable and in fact, corporations provide the greatest tax advantages for businesses - particularly Traders. C-Corps receive the widest array and highest limits of tax deductions of any business entity. There is far more flexibility in establishing 419 trusts, retirement plans, deducting travel and entertainment and seminar expenses, paying medical and educational expenses with tax deductible dollars and many other benefits which are either unavailable or severely limited in other forms of business. The most frequently heard disadvantage about C-Corps is the double taxation issue. The argument is this: as a separate entity the income of a corporation is subject to taxation at the corporate level and then is taxed again at the individual level when paid as salary or dividends. This is not totally accurate because it fails to take into account that salaries are deducted from the corporations income before the corporation is taxed, thus to the extent salaries are paid there is no double taxation. Dividends, however, are not deductible by the corporation, however, through the use of proper planning and implementation of corporate programs, dividends and double taxation can be avoided or minimized. Even where corporate income is taxed, at all levels the corporate tax rate is lower than individual tax rates on the same income. Compare the corporate tax rate of 15 on the first 50,000 of income, while the single individual tax rate is 15 on the first 25,750 and thereafter jumps to 28. Corporations are created in all states by filing articles of incorporation and paying the required fees. They are governed by by-laws that are the internal documents of the company. Corporations are by far the most complex to manage due to the requirement of annual and special meetings of shareholders and directors and the requirement that all significant decisions be documented in written resolutions. These requirements are by no means unmanageable and companies exist which can assist corporations in complying with these requirements. Although a corporation can transact business in any state of the country, there are complex rules regarding nexus and apportionment of income that must be complied with. Also, of particular importance to Traders, if 60 or more of your C-Corps income is derived from trading it may be considered a Personal Holding Company and subjected to a 35 tax rate. If your sole business is trading, C-Corps should not be used without first consulting with competent accounting and legal professionals to implement strategies to avoid this result. S-Corporations are the same in structure, management and operation in all respects except taxation. Where as a C-Corp is subjected to a separate tax rate structure, a Subchapter-S Corporation is taxed on the individual shareholders personal tax return. The flow-through nature of this entity makes it an ideal vehicle for trading. Since the income remains capital gains in nature it is not subjected to self-employment tax. A second reason for establishing an S corporation is that of asset protection. Anybody suing the individual trader would not generally be able to get to the assets of the S Corporation. On the other hand, anyone suing the S Corporation would not be able to get at the assets of the Trader outside of the corporate entity, provided however, the corporate entity is properly maintained. S-Corps, do, however, have some limitations. Key tax limitations include the non-deductibility of disability premiums, limitations on deductibility of medical insurance premiums for shareholders, and heightened scrutiny on the employment of family members. Additionally, there can be no more than 75 shareholders. As with all corporations it is essential that the quotcorporate veilquot be maintained. If it can be demonstrated by the IRS or other creditors that the corporation is not being conducted as a separate legal entity and is merely the quotalter egoquot of the shareholder, the tax benefits and asset protection features will be lost. Frequently Traders desire to manage the investment portfolios of others. The reasons for such a venture are numerous. A couple of the most often cited reasons are: (1) the Trader has been asked by friends and family members to manage their portfolios or, (2) the Trader desires to increase his profitability by receiving a incentive fee based upon the performance of a much larger trading account. In such situations it becomes ever so important that the venture be structured properly to protect both the Trader and Investor. The first hedge fund was started in 1949 by Alfred W. Jones, who gave the fund its name. Jones hedge fund was novel in combining for the first time three previously available instruments. It used a private partnership as the legal vehicle for maximum flexibility, sold stocks short, and used leverage. Jones reasoned that having both long and short positions in a portfolio could increase returns while at the same time reduce risk due to less market exposure. Leverage could further enhance these effects. While many of the private investment funds today no longer utilize hedging strategies or do so to a lesser degree, the term quothedge fundquot continues to be used today. For the purposes of this explanation, the term hedge fund will be used to describe any private investment fund organized as a partnership and utilizing a performance based fee structure (whether or not hedging strategies are used to protect against market risks). Some of the better known attempts at defining what a hedge funds is include: quotA mutual fund that employs leverage and uses various techniques of hedgingquot. - George Soros quotA limited partnership in which the general partner is typically paid on a performance basis. the manager of a hedge fund has a great deal more flexibility than a traditional money manager, and that is really the key elementquot. - Michael Steinhardt. One of the chief characteristics of hedge funds is their ability to use non-traditional investment instruments and techniques. Hedge funds are lightly regulated pools of investment capital, with no or little restrictions regarding asset classes, investment techniques, or the use of leverage. In contrast, mutual funds are highly regulated and typically fail to have the same breadth of instruments at their disposal (particularly leverage and the ability to go short). Hedge funds provide the money managertrader with a more efficient vehicle for skill-based investment strategies. The typical hedge fund manager has been seasoned for many years as a trader in a top Wall Street firm or mutual fund firm before deciding to go into business for themselves by starting a hedge fund. Hedge fund managers then typically charge a performance related fee focusing on absolute returns, in addition to charging fixed fees for the administrative costs. Hence, investors in hedge funds rely on, and reward, the skill of the manager rather than the movements of underlying markets. Over the past fifty years these private funds have become extremely popular, primarily due to the success and notoriety of fund managers such as George Soros and Michael Steinhardt, coupled with the fact that they have significantly outperformed the market in general and many of the best known mutual funds. Although generally unregulated, there are several federal and state statutes which must be considered in structuring a Hedge Fund. The regulatory framework that generally governs hedge funds includes the following: Securities Act of 1933: Interests in hedge funds are not registered under the Securities Act of 1933 as amended, or any other securities laws, including state securities or blue sky laws - assuming the fund is structured properly to take advantage of applicable securities acts exemptions. Instead, hedge fund interests are offered in reliance upon the exemption from registration provided by Section 4(2) of the Securities Act of 1933 and Regulation D promulgated thereunder. Prospective purchasers are required to represent that they are quotaccredited investorsquot as defined in Regulation D and that they are acquiring the interest for investment purposes only and not for resale or distribution. Investment Company Act of 1940: Hedge funds are subject to the Investment Company Act of 1940. The number of beneficial owners of interest, for purposes of the Investment Company Act of 1940, as amended, is limited to 100 or less so as to qualify for the exemption from the provisions of the Investment Company Act. With respect to the determination of the number of such beneficial owners, hedge funds must obtain and rely on appropriate representations and undertakings from each limited partner in order to assure that the fund meets the conditions of the exemption on an ongoing basis. Investment Advisers Act of 1940: Some general partners of hedge funds choose to register as investment advisors (or are already investment advisors) under the Investment Advisers Act of 1940. Others do not in reliance upon the exemption from the registration requirements of the Act contained in Section 203(b)(3), which exempts from registration any investment adviser who during the course of the preceding 12 months had fewer than 15 clients and who meets certain other requirements. General partners who register may be subject to both various fee restrictions contained in the Investment Advisers Act and more stringent accredited investor requirements. State Blue Sky Laws: In addition to the federal laws, each state has its own statutes and regulations (quotblue sky lawsquot) governing the offer and sale of securities into or from such states or to residents of such states. In many states, filings must be made to qualify for an exemption from registration. While the majority of states have adopted in some form the Uniform Securities Act of 1956, and several states have adopted in some form the Revised Uniform Securities Act of 1985, the particular laws of each state differ, and compliance with a states blue sky laws must be determined before any offer is made into, from or to a resident of such state. Historically, hedge funds for US investors have been formed as limited partnerships. Over the past several years, however, nearly all states have passed legislation approving the limited liability company (LLC) as an entity which provides liability protection to investors as well as flow-through taxation. Funds may be organized using this form as well. It is recommended that the general partner of a limited partnership should be structured as either a corporation or LLC, this is to help protect the general partner who has unlimited liability. It should be noted, however, that due to laws concerning fraud and other securities laws this liability protection may not be absolute.