Das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) und seine Folgen für Energieversorgungsunternehmen

Das im Dezember 2019 als Teil des Klimaschutzprogramms in Kraft getretene Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) mit dem darin verankerten nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) bringt für die verschiedenen Sektoren weitreichende Konsequenzen. Mit einem geschätzten Volumen von fast 10 Mrd. EUR/a wird durch die Regelungen zum nEHS die kostenintensivste staatliche Lenkungsmaßnahme im Energiemarkt seit Einführung der Ökosteuer im Jahr 1999 ausgelöst. Ein wesentlicher Teil der vom Staat erzielten Einnahmen soll durch Entlastungen bei staatlichen Abgaben im Strombereich oder durch Steuerentlastungen an die belasteten Unternehmen und Bürger zurückfließen. Trotz gewisser Unsicherheiten hinsichtlich der Umsetzung besteht bereits heute ein dringender Handlungsbedarf bei den betroffenen Unternehmen.

Wer ab dem 1. Januar 2021 mit fossilen Brennstoffen zur Verwendung als Heiz- oder Kraftstoff handelt, ist verpflichtet, im Umfang des bei Verwendung dieser Produkte entstehenden Treibhausgasausstoßes nationale CO2-Zertifikate zu erwerben. Das Inverkehrbringen knüpft dabei an das Entstehen der Energiesteuerpflicht an (§ 2 Abs. 2). Der Zertifikate-Preis ergibt sich bis zum Jahr 2025 zunächst entsprechend eines Festpreissystems, wonach im Jahr 2021 ein Preis von 25 EUR/t CO2 unterstellt und schrittweise auf 55 EUR/t CO2 angehoben wird. Im Jahr 2026 erfolgt die Versteigerung der Zertifikate innerhalb eines Preiskorridors von 55 bis 65 EUR/t CO2 und somit erstmals unter marktähnlichen Bedingungen.

Zukünftig leiten sich aus dem BEHG Pflichten für die Inverkehrbringer von Brennstoffen ab. Diese umfassen sowohl die Aufstellung und Abgabe eines Überwachungsplans, die Ermittlung der jährlich in Verkehr gebrachten Brennstoffemissionen sowie den Erwerb entsprechender Emissionsrechte (§§ 6, 7 und 8 BEHG). Dabei ist die Abgabe eines vereinfachten Überwachungsplans auf Antrag möglich, sofern die Ermittlung der Brennstoffemissionen lediglich durch Anwendung von Standardemissionsfaktoren erfolgt. Für die Kalenderjahre 2021 und 2022 bezieht sich die Berichtspflicht lediglich auf Benzin, Gasöle, Heizöle, Erd- und Flüssiggas nach Anlage 2. Ab 2023 werden weitere Brennstoffe gemäß Anlage 1 des BEHG in den Emissionshandel (insbesondere Braun- und Steinkohle) einbezogen.

In besonderen Fällen sieht der Gesetzgeber einen Ausgleich mittel- und unmittelbarer unternehmerischer Belastungen nach § 11 BEHG vor. Dies beinhaltet zunächst eine Härtefallregelung, wonach Unternehmen die das Gesetz mit einer unzumutbaren Härte trifft finanziell kompensiert werden sollen (§ 11 Abs. 1 BEHG). Eine unzumutbare Härte liegt in der Regel dann vor, wenn die Brennstoffkosten einen Anteil von mehr als 20 Prozent an den betrieblichen Gesamtkosten des Unternehmens ausmachen oder wenn der Anteil der Zusatzkosten, welche mit der Einführung des BEHG verbunden sind, mehr als 20 Prozent an der Bruttowertschöpfung des Unternehmens ausmachen.

Darüberhinausgehende Elemente des Ausgleichs unternehmerischer Belastungen bleiben allerdings vorerst offen. So sollen zwar Doppelbelastungen für Anlagenbetreiber, die aus der Geltung des nationalen sowie des europäischen Emissionshandelssystems resultieren, vermieden und finanziell kompensiert werden (§ 11 Abs. 2), die genaue Ausgestaltung dieser Kompensationsregelung ist allerdings unklar (§ 7 Abs. 5). Wie die Doppelbelastung aus dem europäischen und nationalen Zertifikatehandel im Detail verhindert werden soll, ist nach § 5 Abs. 2 noch durch eine Rechtsverordnung bis zum 31. Dezember 2020 auszugestalten. Ebenfalls ungeklärt sind mögliche Maßnahmen zur Vermeidung von Carbon Leakage (§ 11 Abs. 3) welche ab dem Jahr 2022 gelten können.

Weitere Unklarheiten zur Ausgestaltung des Gesetzes betreffen bspw. die Regelungen des Versteigerungsverfahrens sowie Einzelheiten der Berichtspflicht. Insgesamt sind mehr als ein Dutzend Verordnungsermächtigungen vorgesehen, in denen der entstandene Regelungsbedarf in Rechtsverordnungen nachgelagert festgelegt werden soll.

Entlang der Wertschöpfungskette zeichnen sich für Energieversorger als Inverkehrbringer neben diesen Unsicherheiten bereits jetzt zahlreiche Herausforderungen bei der konkreten Umsetzung und der Weitergabe der ausgelösten Mehrkosten zur Beschaffung von CO2-Zertifikaten ab. Im ersten Schritt steht aus unserer Sicht eine wirtschaftliche und juristische Analyse der Produkte und Verträge im Bestandsgeschäft eines jeden Energieversorgers an. Außerdem sollten die Chancen und Herausforderungen aus dem nationalen Emissionshandel für das Neugeschäft bei Energielieferungen und Contractingverträgen beurteilt werden. Gerne beraten wir Sie, wie Sie Ihr Unternehmen hierbei optimal aufstellen können.

 

Ansprechpartner

Rolf Miljes, Dipl.-Ing.

Tel.: +49 211 981-4499

E-Mail: rolf.miljes@pwc.com

Maik Sinagowitz, Dipl.-Wirt.-Ing.

Tel.: +49 211 981-2521

E-Mail: maik.sinagowitz@pwc.com

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