Bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe wie Kohle, Heizöl und Erdgas entsteht klimaschädliches Kohlendioxid. Um den Ausstoß von Treibhausgasemissionen massiv zu reduzieren, ist das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) mit dem 20. Dezember 2019 in Kraft getreten. Doch zahlreiche Industriezweige sind bisher und gewiss noch geraume Zeit auf fossile Energieträger angewiesen. Was also bedeutet das BEHG für deutsche Industrieunternehmen?
Einführung
Bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe wie Kohle, Heizöl oder auch Erdgas entsteht klimaschädliches Kohlendioxid.
Die Bundesregierung hat sich mit dem 2016 verabschiedeten Klimaschutzplan als mittelfristiges Ziel vorgenommen, bis 2030 den Ausstoß von Treibhausgasemissionen um 55 % zu reduzieren. Mit dem am 20. Dezember 2019 in Kraft getretenen Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) leitet die Bundesregierung nun weitere konkrete Maßnahmen ein, dieses Ziel zu erreichen.
Das BEHG soll für die bisher vom Europäischen Emissionshandel nicht betroffenen Bereiche die Grundlagen für einen Handel mit Emissionszertifikaten schaffen und für eine Bepreisung der CO2-Emissionen sorgen. Der Einsatz fossiler Energieträger soll durch die Regelungen des BEHG kontinuierlich verteuert werden.
Was bedeutet das BEHG konkret für die Industrie und welche Aspekte müssen Unternehmen beachten?
Das BEHG soll mit der Schaffung eines nationalen Emissionshandelssystems für eine Bepreisung von Emissionen aus Brennstoffen sorgen, die bisher nicht vom EU-Emissionshandel erfasst wurden, und dafür die Grundlagen schaffen.
Die Regelungen des BEHG sollen einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele, einschließlich des langfristigen Ziels der Treibhausgasneutralität bis 2050, und zur Erreichung der Minderungsziele nach der EU-Klimaschutzverordnung sowie zur Verbesserung der Energieeffizienz beitragen.
Es ist einvernehmliches Ziel des Gesetzes, durch Bepreisung der CO2-Emissionen aus Brennstoffen den Einsatz fossiler Brennstoffe sukzessive zu verteuern und den Umstieg auf andere Energiesysteme attraktiver zu machen. Deshalb werden jegliche Verbraucher fossiler Energieträger finanziell belastet.
Welche Auswirkungen auf Industrieunternehmen sind zu erwarten?
Zunächst einmal werden nun auch Anlagen kleiner 20 MW Feuerungsleistung (die bisherige Grenze für die Teilnahme am EU-ETS-Zertifikatshandel gemäß TEHG) in die Bepreisung von Emissionen einbezogen. Zudem sind mit der Verordnung über die Emissionsberichterstattung nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz für die Jahre 2021 und 2022 (EBeV 2022) ex-ante anwendbare Entlastungsregelungen für Anlagen, die im TEHG bereits dem europäischen Handel unterliegen, eingeführt worden, die eine Doppelbelastung solcher Anlagen verhindern sollen.
Der wichtigste Punkt für Industrieunternehmen sind die zu erwartenden Steigerungen der Brennstoffkosten durch den CO2-Zertifikatepreis. Für die Jahre 2021 bis 2025 sind die Zertifikatspreise durch das Gesetz festgelegt, wobei eine jährliche Preissteigerung definiert wird.
Abbildung 1: Zertifikatspreise (netto) gemäß BEHG für die Jahre 2021 bis 2025 (Quelle: Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen)
Ab dem Jahr 2026 wird dann der freie Zertifikatshandel gestartet, bei dem sich in einem gesetzlich vorgegebenen Rahmen der Preis im Markt über Angebot und Nachfrage bilden wird. Die Preisentwicklung für diesen Zeitraum lässt sich derzeit nicht vorhersagen.
Es ist zu erwarten, dass gemäß Zielstellung des BEHG Brennstofflieferanten die Kosten für die Zertifikate an ihre Kunden weitergeben. Für das Jahr 2021 und einem Zertifikatspreis von 25 €/tCO2 ergibt sich dabei für folgende Energieträger eine rechnerische Nettomehrbelastung von
Tabelle 1: Rechnerische Nettomehrbelastung verschiedener flüssiger Brennstoffe durch das BEHG am Beispiel des Zertifikatspreises für das Jahr 2021 von 25 €/tCO2 (Quelle: Referentenentwürfe der EBeV 2022)
Die Beschaffung, Bereitstellung und der Nachweis von Zertifikaten obliegt dem Inverkehrbringer des fossilen Brennstoffes. Das BEHG bezieht sich dabei auf das Energiesteuerrecht wonach derjenige als Inverkehrbringer gilt, der die Energiesteuer abführt. Für Erdgas ist das in der Regel der Erdgaslieferant. Somit muss sich der Endverbraucher des unter das BEHG fallenden Brennstoffs nicht um Mengenermittlung, Beschaffung und Nachweis der CO2-Zertifikate kümmern.
https://www.youtube.com/watch?v=2K3UI6s0KbE&feature=youtu.be
Grundsätzliche Funktionsweise der Beschaffung und des Nachweises von Zertifikaten
Der Erdgaslieferant eines Letztverbrauchers hat gegenüber der deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) für die in einem Jahr emittierte Menge an CO2 die äquivalente Menge an Zertifikaten nachzuweisen. Die Zertifikatsmenge berechnet sich dabei aus dem Emissionsfaktor und der Erdgas-Liefermenge. Bezugnehmend auf die Standardwerte zur Berechnung von Brennstoffemissionen gemäß EBeV 2022 ist dabei als heizwertbezogener Emissionsfaktor für Erdgas 0,056 tCO2/GJ = 0,1820 kgCO2/kWh anzusetzen.
Die Erdgasliefermenge wird dabei auf Basis der Energiesteuermeldungen ermittelt. Die für diese Erdgasliefermenge erforderlichen Zertifikate sind im Laufe des Jahres bei der durch die DEHSt beauftragten Verkaufsstelle, konkret der EEX zu beziehen. Neben der EEX als primäre Bezugsquelle kann der Lieferant auch mit anderen Marktteilnehmern handeln, um sein Zertifikatportfolio auszugleichen. Bis zum 30. September des jeweiligen Folgejahres muss der Lieferant die der tatsächlich emittierten CO2-Menge entsprechende Menge an Zertifikaten an das Umweltbundesamt abführen.
Für den Inverkehrbringer ist die Beschaffung der Zertifikate risikobehaftet, da er den Großteil der Zertifikate nur im Laufe des Jahres beschaffen kann und er die genaue Liefermenge erst nach dem Kalenderjahr kennt. Nach Ablauf des Jahres bleibt ihm dann nur die Möglichkeit der Nachbeschaffung von gerade einmal zusätzlichen 10% der im Jahr erworbenen Menge oder der Sekundärhandel mit anderen Marktteilnehmern.
https://www.youtube.com/watch?v=z3vVzlCUn-0
Zusammenfassung
Das Brennstoffemissionshandelsgesetz wird deutsche Industrieunternehmen in den kommenden Jahren wirtschaftlich belasten. Inwieweit es gelingt, die zusätzlichen Kosten für CO2-Zertifikate über den Produktpreis an die Kunden weiterzugeben, wird sich zeigen. Hierbei sei auch auf den aktuellen Entwurf der sogenannten Carbon-Leakage-Verordnung (Quelle: https://www.bmu.de/gesetz/referentenentwurf-einer-verordnung-ueber-massnahmen-zur-vermeidung-von-carbon-leakage-durch-den-nation/) verwiesen.
Die kontinuierliche Verteuerung fossiler Energieträger durch die Bepreisung der CO2-Emissionen soll den Anreiz verstärken, Konzepte für den rationellen Energieeinsatz zu entwickeln und umzusetzen sowie insbesondere Energieanlagen auf andere, nichtfossile Brennstoffe umzurüsten. Inwieweit die Umstellung von Anlagen im Einzelfall überhaupt möglich ist, muss je nach Unternehmen geprüft werden.
Der Autor
Felix Müller ist bei der VNG Handel & Vertrieb GmbH Fachverantwortlicher Regulierungsmanagement und seit vielen Jahren in den Verbänden BDEW (u. a. als Vorsitzender des FA Marktdesign Handel Gas, der Projektgruppe nationales Emissionshandelssystem und als Mitglied der Verhandlungsdelegation zur Kooperationsvereinbarung Gas) sowie EFET sehr aktiv.