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Nationaler Emissionshandel
Ab 1. Januar 2021 gibt es neben dem Europäischen Emissionshandel (EU-ETS) auch einen nationalen Emissionshandel in Deutschland.
Dieser wird weitreichende Auswirkungen haben: Bundesweit rechnet die Regierung mit etwa 4000 betroffenen Unternehmen.
Wer sind die Betroffenen? Und was müssen diese Unternehmen leisten?
Durch das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) entstehen Monitoring- und Berichtspflichten. Die Verifizierung dieser (Emissions-)Berichte ist unser Spezialgebiet. Wir bringen mehr als 15 Jahre Erfahrung aus dem europäischen Emissionshandel mit. Warum das eine Rolle spielt? Dazu und zu den weiteren Neuerungen durch den nEHS finden Sie hier alles was es derzeit zu wissen gilt. Und ein umfassendes Angebot.
1. Worum geht es?
Im Rahmen ihres Klimaschutzprogramm 2030 hat die Bundesregierung im Herbst 2019 die Einführung eines CO2-Preises für das „Inverkehrbringen“ von Brennstoffen beschlossen. Ziel ist es zusätzlich zu den Emissionen der energieintensiven Industrie (Europäischer Emissionshandel) auch die Sektoren Verkehr und Wärme (Wärmeerzeugung in Gebäuden und kleinen Industrieanlagen) mit einem CO2-Preis zu belegen.
Rund ein Drittel der in Deutschland verursachten Emissionen entstammen diesen Sektoren. Durch den CO2-Preis sollen Anreize zur Reduktion des Verbrauchs fossiler Brennstoffe erzeugt und gleichzeitig klimaschonende Technologien und erneuerbare Energieträger gefördert werden.
1. WORUM GEHT ES?
Im Rahmen ihres Klimaschutzprogramm 2030 hat die Bundesregierung im Herbst 2019 die Einführung eines CO2-Preises für das „Inverkehrbringen“ von Brennstoffen beschlossen. Ziel ist es zusätzlich zu den Emissionen der energieintensiven Industrie (Europäischer Emissionshandel) auch die Sektoren Verkehr und Wärme (Wärmeerzeugung in Gebäuden und kleinen Industrieanlagen) mit einem CO2-Preis zu belegen.
Rund ein Drittel der in Deutschland verursachten Emissionen entstammen diesen Sektoren. Durch den CO2-Preis sollen Anreize zur Reduktion des Verbrauchs fossiler Brennstoffe erzeugt und gleichzeitig klimaschonende Technologien und erneuerbare Energieträger gefördert werden.
Geregelt wird der CO2-Preis durch ein nationales Emissionshandelssystem (nEHS), welches ab 2021 in Ergänzung zum Europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) bestehen wird. Doppelbelastungen der betroffenen Unternehmen werden im Gesetzestext ausdrücklich ausgeschlossen (§ 7 Abs. 5 BEHG). Laut Bundesregierung sind für betroffene Unternehmen zudem Kompensationen und weitere Entlastungen vorgesehen.
Grundlage des nationalen Emissionshandels ist das Brennstoffemissionshandelsgesetz, das am 12.12.2019 in Kraft getreten ist. Das BEHG schafft die Grundlagen für Erwerb und Handel von Emissionszertifikaten aus Brennstoffen in Deutschland. Darüber hinaus legt das Gesetz eine Gesamtmenge jährlicher Emissionen fest (das sogenannte Cap), welche kontinuierlich reduziert werden wird, um die Einhaltung der Sektorziele für Verkehr und Wärme zu gewährleisten.
Anders als im EU-ETS werden im nationalen Emissionshandel die indirekten Emissionen (Upstream) aus der Verbrennung von Brennstoffen mit einem CO2-Preis bedacht (insbesondere Heizöl, Flüssiggas, Erdgas, Benzin, Diesel, sowie ab 2023 Kohle, vgl. Anhang 1 BEHG).
Das heißt, dass die Unternehmen, die mit diesen Brennstoffen handeln, verpflichtet werden Verschmutzungsrechte in Form von Zertifikaten zu erwerben. Der CO2-Preis fällt also vor der tatsächlichen Verbrennung an.
Die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt), die im nEHS die verantwortliche Behörde für den Vollzug sein wird, nennt diese Unternehmen Inverkehrbringer oder Lieferanten von Brenn- und Kraftstoffen (§ 2 BEHG).
Das formulierte Ziel des Gesetzgebers ist es, dass die Inverkehrbringer der Brennstoffe die Kosten aus dem nEHS an ihre Kundinnen und Kunden weitergeben und so für die zuvor genannten Anreize zur Minderung der Emissionen sorgen.
Im ersten Entwurf der Koalition war ein Einstiegspreis von 10 Euro pro ausgestoßener Tonne CO2 vorgesehen. Im Vermittlungsausschuss einigte sich die Bundesregierung darauf, den Startpreis auf 25 Euro pro Tonne anzuheben. Weitere Infos siehe unten.
Einige interessante Fragen sind derzeit noch offen:
2. Für wen ist dieses Thema interessant?
Und warum ist diese Frage wichtig?
Gesetzgeber und Behörde nennen – recht unspezifisch – als Betroffene vom nationalen Emissionshandel alle Unternehmen, die mit Brenn- und Kraftstoffen handeln (z.B. Heizöl, Flüssiggas, Erdgas, Benzin, Diesel, Kohle, tierische und pflanzliche Öle, insofern sie als Kraft- oder Heizstoff verwendet werden). Dabei ist es zunächst irrelevant, in welchem Sektor diese Stoffe später eingesetzt werden.
Gerechnet wird mit rund 4.000 betroffenen Unternehmen – vom Großhändler bis zum Baumarkt. Die DEHSt nennt hier als Beispiele „[…] Gaslieferanten oder Unternehmen der Mineralölwirtschaft, die nach dem Energiesteuergesetz verpflichtet sind, Energiesteuer zu zahlen.“
Hinsichtlich des Inverkehrbringens wird also die Pflicht zur Teilnahme am nEHS an die Entstehung der Energiesteuer nach dem Energiesteuergesetz (EnergieStG) angeknüpft.
KOHLE ERST AB 2023
Darüber hinaus sind ab 2023 zusätzlich die durch Kohle verursachten Emissionen, also das Inverkehrbringen von Kohle als Brennstoff betroffen. Das gilt auch dann, wenn Steuerbefreiungstatbestände nach dem Energiesteuergesetz (§37 Abs. 3 und 4) vorliegen.
MÖGLICHERWEISE WESENTLICH GRÖSSERER BETROFFENENKREIS ZU ERWARTEN
So weit so klar. Bei genauerer Betrachtung des Gesetztextes im Anhang des BEHG wird allerdings offensichtlich, dass weit mehr Brennstoffe und Stoffströme vom nEHS betroffen sein könnten:
In Anlage 1 listet der Gesetzgeber eine Reihe von nEHS-pflichtigen Produkten anhand der Kombinierten Nomenklatur (KN) auf. Hier finden Sie eine Liste mit allen aufgeführten Brennstoffen.
Darüber hinaus findet sich an der gleichen Stelle im Gesetz folgender Satz:
„Als Brennstoffe im Sinne dieses Gesetzes gelten […] auch andere als die in Satz 1 [siehe kombinierte Nomeklatur] genannten Waren, die zur Verwendung als Kraftstoff oder als Zusatz oder Verlängerungsmittel von Kraftstoffen bestimmt sind, oder als solche zum Verkauf angeboten oder verwendet werden […].“
Eine Formulierung, die es in sich hat. Wie weitreichend die Folgen daraus für einige Unternehmen sein könnten, möchten wir Ihnen anhand folgendes Beispiels zeigen:
Angenommen Sie sind Betreiber eines Unternehmens, in dem unter anderem die industrielle Lackierung von Stahlblechen in einer Bandbeschichtungsanlage durchgeführt wird. Zu den besten verfügbaren Technologie für diesen Lackierprozess gehört die Verbrennung der Trocknungsabgase zusammen mit Erdgas in einem zentralen Heizkessel. Und genau hier kommt das BEHG ins Spiel:
Die Trocknungsabgase verlängern hier den Kraftstoff Erdgas und können damit als nEHS-pflichtiger Brennstoff erfasst werden.
Hinsichtlich der solchermaßen zu erwartenden Präzedenzfälle besteht nun die Erwartung, dass im Rahmen der Verordnungsermächtigungen durch die Bundesregierung die notwendige Präzisierung erfolgen wird.
3. Grundlagen des nEHS
Wie eingangs beschrieben, sieht das nationale Emissionshandelssystem vor, die CO2-Emissionen, die aus der Verbrennung von Brenn- und Kraftstoffen entstehen und die nicht durch das europäische Emissionshandelssystem abgedeckt werden, mit einem CO2-Preis zu versehen. Hierbei handelt es sich um die Bereiche Gebäude(-wärme) und Verkehr.
Die Kostenlast fällt zu Beginn bei den energiesteuerpflichtigen Lieferanten von Brenn- und Kraftstoffen (Inverkehrbringer) an. Sie sind in der Pflicht Verschmutzungsrechte (Emissionszertifikate / t CO2) bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) des Umweltbundesamtes für die CO2-Emissionen zu erwerben, die durch ihr Inverkehrbringen zukünftig erzeugt werden. Im Rahmen der jährlichen Berichterstattung (Emissionsbericht) über die Menge der in den Verkehr gebrachten Brenn- und Kraftstoffe müssen Emissionszertifikate wieder abgegeben werden.
VOM FIXPREIS ZU EINEM NACHFRAGEORIENTIERTEN PREISKORRIDOR
Die Bepreisung der CO2-Emissionen im nEHS wird in zwei Phasen umgesetzt. In der Einführungsphase im Zeitraum 2021 bis 2025 gelten jährlich ansteigende Festpreise (Festpreissystem). Der nEHS beginnt im Jahr 2021 mit einem Preis von 25 Euro pro t CO2. Dieser Preis steigt bis zum Jahr 2025 auf 55 Euro an. Ab dem Jahr 2026 werden Emissionszertifikate zu variablen Preisen versteigert. Allerdings wurde durch den Gesetzgeber für dieses Jahr (2026) noch ein Preiskorridor von 55 bis 65 Euro festgesetzt. Ab 2027 bildet sich der Preis frei am Markt.KEINE DOPPELBELASTUNG FÜR EU-ETS PFLICHTIGE ANLAGEN
Im nEHS ist es vorgesehen, dass die Kosten der CO2-Bepreisung von den Inverkehrbringern an die Endkunden weitergegeben werden. Bei den möglichen Endkunden handelt es sich auch um Anlagen, die bereits im Rahmen des EU-ETS einer CO2-Bepreisung unterliegen. Hier legt das BEHG klar fest, dass eine Doppelbelastung für emissionshandelspflichte Anlagen nicht erfolgen darf (§ 7 Abs. 5 BEHG). Die Einzelheiten zur Vermeidung oder Kompensation von Doppelerfassungen, bzw. Doppelbelastungen sind in der Emissionsberichterstattungsverordnung 2022 (EBeV 2022, §10 & § 11) geregelt.BEGRENZUNG DER VERFÜGBAREN EMISSIONSZERTIFIKATE FÜR DAS KLIMASCHUTZZIEL 2030
Wie bereits erwähnt wird die jährliche verfügbare Zertifikatsmenge für den nEHS anhand eines Emissionsbudgets festgelegt. Dieses Budget orientiert sich an der EU-Klimaschutzverordnung (Verordnung (EU) 2018/1999), welche für Europa eine Minderung der Emissionen bis 2030 von mindestens 40 Prozent gegenüber 1990 vorsieht. Sollte das nationale Emissionsbudget nicht ausreichen, bieten Flexibilisierungsinstrumente gemäß EU-Klimaschutzverordnung den Zukauf von Emissionsberechtigungen von anderen EU- Mitgliedstaaten.4. Welche Aufgaben erwarten nEHS-pflichtige Unternehmen?
Die Betreiberpflichten für nEHS-pflichtige Unternehmen entsprechen weitestgehend denen des europäischen Emissionshandelssystems. Jedes teilnehmende Unternehmen erhält auf Antrag bei der DEHSt ein Konto im nationalen Emissionshandelsregister. In diesem Konto sind alle Informationen über den Besitz, Kauf, Verkauf und die Abgabe von Emissionszertifikaten verzeichnet (§ 12 BEHG).
Auf Basis der derzeitigen Rechtslage (Stand: 30.06.2020) ergeben sich folgende Aufgaben und Pflichten:
Ein verbindlicher Überwachungsplan wird erst ab 2023 zur Genehmigung bei der zuständigen Behörde einzureichen sein.
Im Überwachungsplan wird die unternehmenseigene Methodik zur Erfassung der Emissionen dargestellt, die aus den in Verkehr gebrachten Brennstoffen entstehen (§ 6 BEHG). Hierzu muss aufgezeigt werden, wie die Menge des Brennstoffs ermittelt und überwacht wird (z.B. über ein geeichtes Messgerät und Rechnungsbelege).
Um die Emissionsmenge zu bestimmen, bedarf es der Kenntnis der relevanten Stoffdaten. Hier spielt der Emissionsfaktor eines Brennstoffs die Hauptrolle. Mit Hilfe von Emissionsfaktoren werden Verbrauchsmengen eines Brennstoffs z.B. in t CO2 umgerechnet. Dafür können Standardfaktoren, oder durch Inverkehrbringer selbst mit Hilfe von Labortests der Brennstoffe bestimmte Emissionsfaktoren, angewendet werden. Sofern Standardfaktoren angewendet werden dürfen, kann ein vereinfachter Überwachungsplan eingereicht werden. Es ist davon auszugehen, dass in Anlehnung an den Europäischen Emissionshandel, Unternehmen in Abhängigkeit der Menge ihrer Emissionen, dazu verpflichtet sein werden spezifische, individuelle Emissionsfaktoren zu bestimmen. In diesen Fällen sind Probenahmen und Analysehäufigkeiten im Überwachungsplan dazustellen.
Des Weiteren können je nach rechtlicher Ausgestaltung der Heizwert und der biogene Anteil der Brennstoffe berichtsrelevant sein. Auch hierbei bleibt noch eine Rechtsverordnung für die weitere Präzisierung abzuwarten.
Der Überwachungsplan wird einmalig für die gesamte Handelsperiode angefertigt und durch die DEHSt genehmigt. Eine Aktualisierung des Überwachungsplans hat nach § 6 Abs. (4) BEHG nur dann zu erfolgen, wenn
- sich relevante Änderungen in den Rechtsverordnungen ergeben,
- sich die in Verkehr zu bringenden Brennstoffen ändern und dies Auswirkungen auf die Überwachungsmethodik hat (andere Messgeräte, Emissionsfaktoren, etc.),
- oder wenn von Standardemissionsfaktoren auf individuell ermittelte Emissionsfaktoren gewechselt wird.
Solche Änderungen des Überwachungsplans müssen erneut durch die DEHSt genehmigt werden.
Die Mindestanforderungen an den Inhalt von Überwachungsplänen und vereinfachten Überwachungsplänen werden in einer weiteren noch zu verabschiedenden Rechtsverordnung geregelt werden.
Im Emissionsbericht geben Unternehmen gegenüber der DEHSt Auskunft über die jährlichen Emissionen der durch sie in Verkehr gebrachten Brennstoffe (§7 Abs. 1 BEHG). Unter Anwendung des Überwachungsplans werden die Brennstoffmengen und – sofern zutreffend – die individuellen Emissionsfaktoren ermittelt. Hierbei spricht man auch von Tätigkeits- und Stoffdaten.
Der Bezugszeitraum umfasst ein Kalenderjahr (01.01. bis 31.12.). Die Berichtspflicht beginnt bereits mit den Emissionen für das Jahr 2021 (§7 Abs. 2 BEHG). Für die Berichtsjahre 2021 und 2022 wurde mit Anlage 2 BEHG die Berichterstattung und Abgabe von Zertifikaten auf die Brennstoffe Benzin, Gasöle, Heizöle, Erdgas und Flüssiggase beschränkt.
Der Emissionsbericht muss vor der Abgabe an die DEHSt durch eine Prüfstelle verifiziert werden (§7 Abs. 3 BEHG).
Die Verifizierung des Emissionsberichts ist erst ab 2023 verpflichtend.
Die Aufgabe der Prüfstelle ist es die Angaben im Emissionsbericht unabhängig zu prüfen und die Einhaltung der relevanten Rechtsvorschriften, als auch der Methoden aus dem genehmigten Überwachungsplan zu bestätigen. Hierzu sind seitens des Unternehmens Nachweise vorzulegen (z.B. Rechnungsbelege, Tankquittungen, Eichprotokolle, etc.), die es dem Prüfer ermöglichen, ein positives und zweifelsfreies Testat auszustellen.
Gemäß § 15 Abs. 1 BEHG sind folgende Prüfstellen zur Prüfung der Emissionsberichte berechtigt:
- Prüfstellen mit einer Akkreditierung für die Tätigkeitsgruppen 1a (Verbrennung von Brennstoffen) bis 2 (Raffination von Mineralöl) im Europäischen Emissionshandel gemäß des Anhangs 1 der Akkreditierungs- und Verifizierungsverordnung (Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067)
- Umweltgutachter gemäß dem Umweltauditgesetz mit einer branchenspezifischen Zulassung
- Weitere Prüfstellen nach Maßgabe weiterer zu verabschiedender Rechtsverordnungen
Als Prüfstelle für die Verifizierung von Emissionsberichten im Europäischen Emissionshandel verfügt die Müller-BBM Cert Umweltgutachter GmbH über eine Akkreditierung in den Tätigkeitsgruppen 1a bis 2 (Akkreditierungsurkunde).
Unsere Erfahrungen aus dem Europäischen Emissionshandel haben gezeigt, dass eine frühzeitige und vertrauensvolle Abstimmung zwischen Unternehmen und Prüfstelle den gesamten Verifizierungsprozess erleichtert. Sollten Sie Fragen haben, nehmen Sie gerne Kontakt zu uns auf.
Die Frist für die Abgabe des verifizierten Emissionsberichts an die DEHSt ist der 31. Juli des Folgejahres. Es ist zu erwarten, dass die Abgabe der Emissionsberichte, wie im EU-ETS, über eine virtuelle Poststelle erfolgen wird. Nähere Informationen finden Sie auf der Informationsseite der DEHSt.
Nach der Einreichung des verifizierten Emissionsberichts bei der DEHSt erfolgt als letzter Schritt die Abgabe der Emissionszertifikate. Die Menge an Zertifikaten entspricht der Gesamtmenge der im Emissionsbericht ermittelten Brennstoffemissionen in t CO2 (§ 8 BEHG). Die Abgabefrist ist der 30. September des Folgejahres, also 3 Monate nach Einreichung des Emissionsberichts. Alle abgegeben Zertifikate werden von DEHSt gelöscht und stehen in der Folge dem Markt nicht mehr zur Verfügung.
5. Zusätzliche Infos
Erleichterungen in den Jahren 2021 und 2022:
In den ersten beiden Jahren des nEHS besteht die Berichtspflicht nur für die Brennstoffe Benzin, Diesel, Heizöl, Erdgas und Flüssiggase. Darüber hinaus sieht das Gesetz in diesem Zeitraum Vereinfachungen bei Überwachung und Berichterstattung vor. Dazu gehören:
- Verzicht auf einen Überwachungsplan
- Die Ermittlung der Emissionen ausschließlich auf Basis von Standardwerten (Emissionsfaktor und Heizwert)
- Eine Reduzierte Verifizierung des Emissionsberichtes, nur Verifizierung bestimmter Sachverhalte
SCHON MIT DER VERÖFFENTLICHUNG DES ERSTEN GESETZESENTWURFS WURDEN VERFASSUNGSRECHTLICHE BEDENKEN LAUT
Da der nEHS bis einschließlich 2025 einen festen Preis pro Tonne CO2 vorsieht, besitzt er große Ähnlichkeit zu einer Besteuerung. Kommt ein Gericht zum Schluss, dass es sich beim nEHS um eine Form von Steuer handelt, besteht das Risiko, dass die Bundesregierung sich mit diesem Gesetz außerhalb der durch das Grundgesetz vorgegebenen Kompetenzordnung bewegt (Steuererfindungsrecht). Mit anderen Worten: Das Gesetz würde für ungültig befunden.
Auch die Existenz einer Obergrenze in der zweiten Phase könnte bewirken, dass die vorgesehenen Gestaltungsmöglichkeiten der Sonderabgabe nicht zulässig sind.
Die Auswirkungen dürften dann ähnlich wie bei der Kernbrennstoffsteuer ausfallen: Die bereits an die Kunden weitergegebenen Kosten müssten vom Staat erstattet werden. Jedoch nicht an die Verbraucher, sondern an die Unternehmen, die am Emissionshandel teilnehmen.
Diese Unsicherheiten im Gesetz werden wohl durch das Bundesverfassungsgericht zu klären sein.
…UND NOCH MEHR UNKLARHEITEN
Eine namenhafte Kanzlei in Energie- und Infrastrukturwirtschaft sieht außer der fraglichen Vereinbarkeit mit der Finanzverfassung des Grundgesetzes ein weiteres gravierendes Problem in der derzeitigen Form des Emissionshandelsgesetztes:
Die Fixierung der Abgabepflicht der Zertifikate an der Menge der Emissionen, die die in Verkehr gebrachten Brennstoffe verursachen, ist nicht unproblematisch. Denn es stellt sich die Frage, wie dieses umzusetzen ist, ohne die Verwendung der Brennstoffe einzubeziehen. Die Emissionshandelspflicht lediglich an den Kohlenstoffgehalt der Brennstoffe zu knüpfen, würde ja außer Acht lassen, wo (zum Beispiel in welchem Staat) und wofür diese verwendet werden. Denn das nEHS gilt ja nur in Deutschland und außerhalb des EU-ETS. Hier wird die Praxis wohl zeigen, wie die Gesetzgebung auslegbar ist, bzw. welche Präzedenzfälle juristische Klärung erfordern werden.
6. Unsere Leistung
Die Müller-BBM Cert Umweltgutachter GmbH ist durch die Deutsche Akkreditierungsstelle (DAkkS) nach DIN EN ISO 14065:2013 und VO (EU) 2018/2067 u.a. für die Tätigkeitsbereiche 1a, 1b und 2 akkreditiert.
Unsere Arbeitsweise ist so angelegt, dass unsere Prüfung effektiv und individuell auf die Bedürfnisse jedes unserer Kunden angepasst wird. Durch die Verbindung verschiedener Auditierungstechniken wird so eine effiziente Prüfung sichergestellt. Unsere Prüfung umfasst dazu sofern relevant die Wirksamkeit Ihrer Kontrollsysteme, eine analytische Prüfung der logischen Integrität Ihrer Daten und eine rationelle Anzahl von Stichproben, um die systematische Integrität Ihres Berichtes sicherzustellen. Diesen Auditkomfort bieten wir Ihnen gerne für Ihre Emissionsberichterstattung an.
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