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Carbon Leakage und BEHG: Studie der DEHSt

Vor wenigen Tagen hat die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) als administrierende Behörde für den Vollzug des Brennstoff-Emissionshandelsgesetzes (BEHG) eine Studie von Verena Graichen und Katja Schumacher vom Öko-Institut vorgelegt, die sich mit der Vermeidung von Carbon Leakage im Anwendungsbereich des BEHG beschäftigt. Hinter dem Schlagwort „Carbon Leakage“ verbirgt sich die Sorge, Unternehmen könnten wegen der mit Klimaschutzmaßnahmen verbundenen Belastungen ins nicht regulierte Ausland ausweichen und dort sogar mehr emittieren, was dem Klima einen Bärendienst erweisen würde, weil es nicht relevant ist, wo, sondern nur, wie viel insgesamt emittiert wird.

Im BEHG sind Maßnahmen, um dies zu vermeidne, zwar in § 11 Abs. 3 BEHG vorgesehen, Details finden sich hier aber noch nicht. Dies hat die DEHSt zum Anlass genommen, fünf verschiedene Ansätze herausarbeiten zu lassen, wie die begünstigten Sektoren identifiziert werden können:

Eine einfache Übernahme der CL-Liste aus dem EU-Emissionshandel, eine ausgehend von den qualitativen und quantitativen CL-Indikatoren aus der Emissionshandelsrichtlinie eigene, deutsche Liste, oder eine Liste ausgehend von deutschen Handelsdaten werden genannt. Denkbar sei es auch, die EU-Leitlinien für Umweltbeihilfen heranzuziehen. Abschließend wird eine Liste entlang der Härtefallregelung des BEHG angedacht.

Alle Herangehensweisen haben nach Erkenntnissen der Verfasserinnen Stärken und Schwächen. Diskutiert werden u. a. denkbare Wettbewerbsverzerrungen, Akzeptanz bei der Kommission, die die Beihilfenknformität prüfen soll, die Berücksichtigung der Lage in anderen EU-Staaten und der sinkenden EEG-Belastung, die Transparenz, die Trennschärfe wegen des eingeschränkten Anwendungsbereichs bis 2022 und die Berücksichtigung der steigenden Preise. Die Studie unterstreicht, dass es am Ende eine Frage der politischen Schwerpunktsetzung darstellt, wie die Sektoren identifiziert werden.

In einem ersten, hier bereits erläuterten Referentenentwurf hat die Bundesregierung sich indes für einen weniger filigranen Ansatz entschieden und sich der CL-Liste der EU angeschlossen. Zur Begründung führt der Entwurfsverfasser aus:

„Die Orientierung am Carbon-Leakage-Schutzsystem des EU-Emissionshandels sichert die Anschlussfähigkeit an ein bereits EU-weit eingeführtes Schutzkonzept und die möglichst weitgehende Gleichbehandlung gleichartiger Produkte unabhängig davon, ob sie in großen Anlagen, die dem EU-Emissionshandel unterliegen, oder in kleineren Anlagen, die nicht dem EU-Emissionshandel unterfallen und entsprechend von der CO2-Bepreisung durch das BEHG be-troffen sind, hergestellt werden.“

Doch ob dies wirklich der beste Weg ist? Die Studie benennt auch Nachteile sehr klar. Zwar macht sich die verbreitete Kritik am Entwurf (die auch zu einer Verschiebung der an sich geplanten Beschlussfassung führen soll) nicht in erster Linie an diesem Punkt fest, aber die Zweifel bleiben, ob der gewählte Ansatz wirklich der beste ist, um abwanderungsbedrohte Sektoren zu erkennen (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2021-02-02T21:20:14+01:002. Februar 2021|Emissionshandel|

Carbon Leakage und BEHG

Das BEHG führt zu Kostensteigerungen für Brenn- und Kraftstoffe und verzerrt damit den Wettbewerb von Unternehmen in Deutschland mit Unternehmen in Staaten, die die Emission von CO2 außerhalb des EU-ETS nicht durch ein vergleichbares Klimaschutzinstrument verteuern. Um Abwanderungen von Unternehmen in andere Staaten zu verhindern, hat der Gesetzgeber deswegen in § 11 Abs. 3 BEHG den Verordnungsgeber mit dem Erlass von Maßnahmen beauftragt, die das verhindern.

Nachdem im Herbst erst ein Eckpunktepapier vorgelegt wurde, liegt inzwischen ein Referentenentwurf vor, der allerdings wohl erst im Februar verabschiedet werden soll. Nach gegenwärtigem Stand der Dinge sieht es folgendermaßen aus:

# Unternehmen erhalten Hilfen, wenn die Branche einem beihilfeberechtigten Sektor angehört, die in einer Anlage zur Verordnung aufgeführt sind. Tatsächlich handelt es sich nach § 4 Abs. 2 des Entwurfs um (nachvollziehbarerweise) die Sektoren, die auch im EU-ETS als abwanderungsbedroht gelten und deswegen privilegiert sind. Weitere Branchen können nach Abschnitt 6 des Entwurfs anerkannt werden. Zusätzlich muss ein Unternehmen aber auch individuell nachweisen, dass es eine branchenspezifische Mindestemissionsintensität erreicht, also weniger vornehm ausgedrückt: Dass das BEHG es wegen seiner Produktionsprozesse wirklich stark belastet.

# Die Unterstützung erfolgt in Geld, also nachträglich und nicht durch einen direkten Abzug. Nach § 9 des Entwurfs beruht die konkrete Summe auf der dem BEHG unterliegenden Emissionsmenge, dem Kurs der Zertifikate und einem branchenspezifischen Kompensationsgrad, der sich aus der Anlage ergibt. Stromkostenentlastungen sind anzurechnen.

# Einfach so gibt es die Entlastung aber nicht. Unternehmen müssen ein Energiemanagementsystem und nach § 12 des Entwurfs Klimaschutzinvestitionen nachweisen. Diese müssen der Dekarbonisierung der Produktion oder der Erhöhung der Energieeffizienz dienen. Diese Invstitionen müssen mindestens 80% des Entlastungsbetrags ausmachen. Mit anderen Worten: Der Bund bezahlt Unternehmen Klimaschutzmaßnahmen, damit die Emissionen nachhaltig sinken.

Zuständig wird die DEHSt, die bereits den EU-Emissionshandel und die nicht ganz unähnliche Stromkostenkompensation und das BEHG administriert. Losgehen soll es 2022. Nun bleibt abzuwarten, wie die endgültige Ausgestaltung der Verordnung ausfällt, die allerdings wohl erst im Februar kommt (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2021-01-19T21:33:12+01:0019. Januar 2021|Emissionshandel, Umwelt, Verwaltungsrecht|

Die Berichterstattung nach dem BEHG (EBeV)

Nun ist sie also beschlossen, die Emissionsberichterstattungsverordnung 2022 (EBeV 2022), an deren Entwurf im Sommer es viel Kritik gab, die nur teilweise aufgenommen wurde. Auf den ersten Blick sieht es folgendermaßen aus:

# Die Definitionen in § 2 haben teilweise den Platz getauscht, weggefallen ist der Bezug auf die 38. BImSchV.

# Die Entbehrlichkeit des Überwachungsplans in § 3 wurde neu formuliert, es bleibt aber dabei, dass es bis 2022 keine genehmigten Überwachungspläne gibt.

# § 4 wurde nur redaktionell neu gefasst.

# Neu ist § 5 Abs. 4, der die lückenlose Berichterstatter des Einlagerers betrifft.

# In § 6 Abs. 1 taucht die im Vorfeld vielfach kritisierte Obergrenze nun offenbar nicht mehr auf.

# § 6 Abs. 5 ist entfallen.

# Die amtliche Begründung unterstreicht ausdrücklich, dass bisher keine Regelung für strombasierte synthetische Kraftstoffe besteht, diese aber auch nicht erfasst sein sollen.

# Die nach redaktionellen Änderungen nächsten interessante Passage betrifft § 10, die Vermeidung von Doppelerfassungen. Die neue Formulierung ist deutlich detaillierter und schließt Lücken und Inkonsistenzen zum Energiesteuerrecht.

# Interessant die Neufassung von § 11, der Doppelbelastungen bei Lieferung von Brennstoffen an TEHG-Anlagen vermeiden soll. Hier ist nun das Erfordernis eines direkten Lieferverhältnisses nicht mehr enthalten. Gelieferte, aber noch nicht verbrannte Brennstoffe können im Folgejahr verbrannt, aber im Lieferjahr abgezogen werden, wenn das nachgewiesen wird. Detaillierter sind nun die Regelungen für den Nachweis: Um zu vermeiden, dass TEHG-Anlagenbetreiber doppelt Kosten tragen und der Brennstofflieferant die Entlastung behält, ist in § 10 Abs. 2 eine Erklärungspflicht vorgesehen. Der BEHG-Verantwortliche muss den Emissionsbericht des TEHG-Verantwortlichen nicht vorlegen, denn dieser liegt ja zum Abgabezeitpunkt schon vor. Die Vorlagepflichten beiben trotzdem stattlich.

# Im Teil 4 fehlt nun der Standardwert für Benzin E 85.

# Heizöl zu Heizzwecken hat nun auch den Standardwert 0,0799 t CO2/GJ.

Die ebenfalls nun vorliegende BEHV schauen wir uns am Montag genauer an. Wenn Sie mit uns diskutieren möchten, was das nun bedeutet, bieten wir Ihnen diese Möglichkeit per Webinar am 17.12.2020. (Miriam Vollmer)

Von Miriam Vollmer|2020-12-11T12:06:50+01:0011. Dezember 2020|Emissionshandel|

BEHG: Der schwierige Verzicht auf den Überwachungsplan

Wer am nationalen Emissionshandel teilnehmen muss, muss jedes Jahr zum 31. Juli einen Emissionsbericht bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) einreichen, der ausweist, wie viel CO2 auf die in Verkehr gebrachten Brennstoffe entfällt. Die Methodik dieser Berichterstattung soll sich laut § 6 Abs. 1 BEHG aus einem Überwachungsplan ergeben, den die Verantwortlichen vor Beginn jeder Handelsperiode erstellen und den die Behörde genehmigt oder – im Falle der Berichterstattung allein anhand von Standardemissionsfaktoren – sich nicht innerhalb von zwei Monaten meldet.

Da am 1. Januar 2021 die erste Handelsperiode des nationalen Emissionshandels beginnt, müssten also jetzt Überwachungspläne erstellt und genehmigt werden. Doch aktuell ist noch nicht einmal die Berichterstattungsverordnung 2022 (BEV 2022) in Kraft. Damit ist die Erstellung von Überwachungsplänen aktuell nicht einmal möglich, mal abgesehen, dass dies auch schon reichlich spät wäre.

Das federführende Umweltministerium reagierte auf die schon im Sommer absehbare zeitliche Enge mit einem Trick: In § 3 des Entwurfs der BEV 2022 vom 7. Juli 2020 heißt es:

„Die Vorgaben zur anzuwendenden Überwachungsmethodik für die Ermittlung von Brennstoffemissionen in der Periode 2021 und 2022 sind in dieser Verordnung abschließend geregelt. Daher entfällt für diese Periode die Pflicht nach § 6 Absatz 1 Satz 1 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes zur Übermittlung und Genehmigung eines Überwachungsplans.“

Man braucht also keinen Überwachungsplan. Grund zur Freude? Für viele Verantwortliche ja. Die Überwachung ist absehbar einfach und ein Überwachungsplan nur eine lästige, weil überflüssige Pflicht. Doch das gilt nicht für alle. Wer etwa TEHG-Anlagen beliefert und abgrenzen muss oder einen Bioenergieanteil abziehen will, profitiert von einer Genehmigung des Überwachungsplan, weil er rechtsverbindlich erfährt, dass die Behörde seine Methodik für ordnungsgemäß hält. Insofern ist es nicht nur ein Vorteil für Verantwortliche, wenn die DEHSt keine Überwachungspläne sehen will.

Doch darf das BMU überhaupt auf die Überwachungspläne und ihre Genehmigungen verzichten? Dies wäre der Fall, wenn der Verzicht auf den Überwachungsplan von der gesetzlichen Verordnungsermächtigung gedeckt wäre. Denn im Verhältnis von Gesetz- und Verordnungsgeber gilt: Der Verordnungsgeber darf den ihm gesetzten Rahmen nicht überschreiten.

Hier sieht es nun fragwürdig aus. § 6 Abs. 5 BEHG ermächtigt die Bundesregierung, Fristen und Anforderungen an den Mindestinhalt des Überwachungsplans in einer Verordnung zu regeln. Es geht also um Verfahren und Methodik. Doch dass die Bundesregierung das „Wie“ des Überwachungsplans regeln darf, bedeutet nicht, dass sie auch über das „Ob“ bestimmen dürfte. Hiervon ist hier keine Rede.

Doch was bedeutet das? U. U. wäre die Verordnung in diesem Punkt nichtig. Wenn dem so wäre, könnte die Abgabepflicht für den Überwachungsplan aber nicht einfach wieder aufleben, weil die Verordnung nach § 6 Abs. 2 BEHG erforderlich ist, um überhaupt einen Genehmigungsmaßstab zu haben. Der nationale Emissionshandel wäre schon vor Beginn in einer juristisch schwierigen Situation, nicht nur wegen der schon von Anfang an schwierigen verfassungsrechtlichen Lage (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2020-11-03T22:38:30+01:003. November 2020|Emissionshandel|

Nicht nur höhere Preise: Die erste Novelle zum BEHG

So, nun haben Bundestag und Bundesrat also endlich entschieden: Die im Vermittlungsausschuss im Dezember beschlossene Änderung des BEHG ist durch. Wir wissen nun also ganz sicher, dass die Zertifikate 2021 mit 25 EUR starten und können die Preisanpassungen zum 1. Januar 2021 nun schnell auf den Weg bringen.

Über dieser entscheidenden Änderung soll allerdings nicht vergessen werden, dass die erste Novelle des BEHG noch weitere Punkte enthält:

# Wer Emissionszertifikate erst kurz vor Abgabe am 30. September des Folgejahres kauft, handelt zwar zulässig, aber ökonomisch unvernünftig. Nur 10% kann der Verantwortliche im Folgejahr des Berichtsjahrs noch zum Ausgangspreis kaufen. Für den Rest wird der teurere Preis des Folgejahrs fällig. Immerhin: Statt bis zum 28. Februar besteht die Möglichkeit des Zukaufs von 10% zum Vorjahrespreis nun bis zum 30. September, also bis zur Abgabe. Das ist positiv, denn es erlaubt eine bessere Feinsteuerung.

# Eine Detailregelung erleichtert die Handhabung, wenn der Einlagerer von Kraftstoffen nicht Steuerlagerinhaber bzw. Tanklagerinhaber ist, aber das Tanklager wie ein Inhaber nutzt.

# Gut: Es war umstritten und viel diskutiert, ob Klärschlamm nun etwa auch BEHG-Abgabepflichten nach sich zieht, was die Wasserkosten kräftig in die Höhe getrieben hätte. Nun hat der Gesetzgeber durch Ergänzung von § 7 Abs. 4 BEHG klargestellt, dass Klärschlämme mit null berichtet werden.

Was bedeutet das nun? Wer sein Playbook für das BEHG schon fertig hat, sollte v. a. die Verschiebung der 10%-Grenze noch aufnehmen. Und wer die Briefe an die Kunden bzw. die Veröffentlichung der neuen Gaspreise schon fertig vorbereitet hat, kann nun aktiv werden. Für alle anderen gilt: Nun aber schnell: Vertragsänderungen vorbereiten, Zuständigkeiten im Unternehmen klären, Mitarbeiter schulen, ggfls. Dienstleister einbinden (Miriam Vollmer).

Sie stehen noch am Anfang Ihrer Vorbereitung für das BEHG oder möchten weitere, bisher noch nicht involvierte Mitarbeiter schulen lassen? Wir wiederholen unser aktualisiertes Grundlagenwebinar zum BEHG am 29.10.2020, 10.00 Uhr bis 12.30 Uhr.

Von Miriam Vollmer|2020-10-12T11:54:17+02:0012. Oktober 2020|Emissionshandel, Gas, Umwelt, Wärme|

Novellierung des BEHG gefährdet fristgerechte Kalkulation der Gaslieferpreise

Das BEHG und seine Umsetzung war schon häufiger ein Thema auf diesem Blog. Es ist bereits am 20. Dezember 2019 in Kraft getreten, mit der Folge, dass unter anderem Energieversorgungsunternehmen, die Erdgas an Letztverbraucher liefern, ab dem Jahr 2021 hierfür Zertifikate bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) kostenpflichtig beschaffen müssen (wir berichteten). Aber noch bevor das Gesetz insoweit zur Anwendung kommen konnte befindet es sich auch schon wieder in einem Novellierungsprozess, bei dem unter anderem der Preis für die Tonne CO2 Emission von 10,00 EUR auf 25,00 EUR deutlich erhöht werden soll (wir berichteten hier und hier).
Für die hiervon betroffenen Energieversorger in Gestalt der Erdgaslieferanten ist das insoweit misslich, als dass das Novellierungsverfahren deutlich länger gedauert hat als geplant und noch keine endgültige Klarheit über die tatsächlich ab Januar 2021 anstehende zusätzliche Kostenbelastung besteht. Zwar soll das Gesetz morgen den Bundestag passieren, aber die Bundesratsbefassung und die endgültige Ausfertigung werden sich voraussichtlich bis in den November ziehen. Sollen diese Belastungen aber in die ordnungsgemäße Kalkulation der Gaspreise des Jahres 2021 einfließen, müssen die gesetzlichen und vertraglichen Informationsfristen für Preisanpassungen gegenüber den belieferten Kunden gleichwohl eingehalten werden.

Diese Fristen betragen in der Regel sechs Wochen – für den Grundversorger gem. § 5 Abs. 2 GasGVV gesetzlich vorgeschrieben und als vertragliche Frist in die Lieferbedingungen für Sonderkunden hieraus häufig übernommen. Die der Ankündigung vorausgehende interne Preiskalkulation und die Vorbereitung der Kundeninformationsschreiben benötigt ebenfalls noch Zeit, so dass Erdgaslieferanten eigentlich ca. 8 bis 10 Wochen vor einer anstehenden Änderung der Kostenstruktur die Eckpunkte bekannt sein müssten.

Was aber wenn nicht? Bereits die in diesem Jahr sehr kurzfristig beschlossene Senkung der Umsatzsteuer auf 16 % warf bei vielen Versorgern die Frage, auf wie am besten mit kurzfristigen gesetzlichen Änderungen der Preisstruktur umzugehen sei, die innerhalb der benötigten Frist nicht rechtzeitig formal umgesetzt werden können. Für die Umsatzsteuer stellte der Gesetzgeber dann im Rahmen des neuen § 41 Abs. 3a EnWG klar, dass Änderungen der Umsatzsteuer nicht der Informationspflichtt für Preisanpassungen unterfallen. Ein Ausweg der im Rahmen des BEHG leider nicht zu erwarten ist. Gleichwohl gibt es auch hier Möglichkeiten das Problem pragmatisch zu lösen. Uns sind dazu insgesamt vier verschiedene Ansätze eingefallen. Sprechen Sie uns dazu gerne an (Christian Dümke).

Von Miriam Vollmer|2020-10-06T17:25:59+02:006. Oktober 2020|Gas, Umwelt|

Geld gegen Klimaschutz: Das Eckpunktepapier zur BEHG-Kompensation

Der nationale Emissionshandel (nEHS) nach dem BEHG wird die Energiepreise deutlich verteuern. Deswegen hat die Bundesregierung gem. § 11 Abs. 3 BEHG den Auftrag, per Verordnung ab 2022 eine Kompensation für diejenigen Unternehmen vorzusehen, die ansonsten abwandern könnten. Hierfür gibt es nun ein aktuelles Eckpunktepapier der Bundesregierung, aus der hervorgeht, was sie für die betroffenen Unternehmen plant:

# Während im Gesetz von 2022 die Rede ist, sollen die Unternehmen nun doch schon 2021 entlastet werden.

# Die Regelung soll der Stromkostenkompensation im EU-Emissionshandel ähneln. Es wird also auf eine Rückzahlung hinauslaufen: Die Unternehmen zahlen erst einmal BEHG-Kosten ganz normal als Teil ihrer Brennstoffkosten. Und im nächsten Jahr stellen sie einen Antrag und bekommen Geld zurück.

# Die Bundesregierung plant, auf die Carbon-Leakage-Liste der EU zurückzugreifen. Auf dieser Liste stehen die Unternehmen, die von Klimaschutzaßnahmen so erheblich betroffen sind, dass sie unterstützt werden sollen, damit sie in der EU bleiben, statt andernorts unreguliert mehr zu emittieren.

# Wie bei der Stromkostenkompensation soll auch bei dieser Beihilfe auf Basis von Benchmarks gezahlt werden, so dass Unternehmen einen Anreiz haben, effizienter zu werden, weil die Beihilfe nur die Mehrkosten abdeckt, die ein energetisch optimal aufgestelltes Unternehmen hätte.

# Einfach so gibt es kein Geld: Wer in den Genuss der Beihilfe kommen will, muss nachweisen, dass er Dekarbonisierungsmaßnahmen durchführt oder Maßnahmen zur Energieeffizienz ergreift.

Insgesamt macht das Eckpunktepapier einen vernünftigen Eindruck: Geld gibt es nur, wenn Unternehmen auch etwas tun, um klimafreundlicher zu werden. Das ist nicht nur fair gegenüber denen, die schon viel investiert haben. Sondern wird es auch der Europäischen Kommission hoffentlich erleichtern, die Beihilfe zu notifizieren (Miriam Vollmer)

Von Miriam Vollmer|2020-10-02T22:57:27+02:002. Oktober 2020|Allgemein, Emissionshandel, Industrie, Strom, Verwaltungsrecht|

Neues zum BEHG: Ausschussanhörung im Bundestag

Das Brennstoff-Emissionshandels-Gesetz (BEHG) wurde zwar bereits im Dezember verabschiedet, aber weil es nach einer Einigung im Vermittlungsausschuss umgehend wieder geändert werden soll, fand am 16. September nochmals eine Anhörung im Umweltausschuss des Bundestages statt. Zwar war der Anlass die Erhöhung der Zertifikatpreise von einer Spanne von 10 bis 35 EUR von 2021 bis 2025 auf 25 bis 55 EUR. Aber die Sachverständigen beschränkten sich keineswegs auf diesen ja nun auch an sich wenig ergiebigen Punkt. Statt dessen ging es um Folgendes:

Für viel Ärger sorgt die bestehende Rechtsunsicherheit rund um Siedlungsabfälle und Klärschlamm. Hier gehen die Ansichten auseinander, ob und unter welchen Bedingungen es sich um Brennstoffe nach dem BEHG handelt oder eben nicht. Diese Rechtsunsicherheit wird als Problem empfunden, denn eine Kostenwälzung setzt ja naturnotwendig voraus, dass es überhaupt Einigkeit darüber gibt, ob Kosten entstehen. Zudem stellt auch die Berichterstattung ein Problem dar, weil nicht standardisierte Brennstoffe stets aufwändiger berichtet werden müssen als Standardbrennstoffe wie zB Erdgas. Innerhalb der Verbandslandschaft wünscht man sich partiell zudem, dass nicht der, der den Brennstoff in Verkehr bringt, die Pflichten nach dem BEHG erfüllen muss, sondern (wie im EU-Emissionshandel) der Emittent. Da dies möglicherweise noch bei der Abfallverbrennung vorstellbar ist, nicht aber bei der Verbrennung praktisch aller anderen erfassten Brennstoffe wie Erdgas oder Benzin, ist aber kaum anzunehmen, dass der Gesetzgeber dies so aufgreift.

Der Trierer Professor Tappe äußert sich überraschend positiv zur Frage der Verfassungskonformität des BEHG. Diese wird in der Literatur bisher weitgehend verneint (hier auch), weil bis 2025 keine Knappheit an Zertifikaten herrscht, die das BVerfG bisher als Voraussetzung einer wirksamen nichtsteuerlichen Sonderabgabe qualifiziert hat. Tappe verweist hier auf einen weiten Gestaltungsspielraum des Gesetzgebers und – etwas überraschend – auf den Umstand, dass es bis 2025 gar keinen Marktmechanismus gebe. Aber spricht das wirklich für eine verfassungskonforme nichtsteuerliche Sonderabgabe und nicht etwa für eine verfassungswidrigerweise nicht gegenleistungslose Steuer? Prof. Wernsmann, der für die FDP auch ein entsprechendes Gutachten verfasst hat, vertrat – entsprechend wenig überraschend – die Gegenposition.

Dass Teile der Industrie (viele aber auch nicht) den kommenden CO2-Preis für zu hoch halten, überrascht nicht. Auch die Gewerkschaften wünschen sich eine in Summe gleichbleibende, besser kompensierte Belastungssituation. Dem gegenüber weist Dr. Graichen von der AGORA darauf hin, dass auch die erhöhten Zertifikatkosten nicht ausreichen, auch nur den Wechsel von Heizöl auf Erdgas zu motivieren und regt an, die Zertifikatkosten zu verdoppeln.

Doch wie wahrscheinlich ist es, dass die Politik die Positionen noch einmal aufgreift? Die Erhöhung der Zertifikatpreise ist vom Bundeskabinett beschlossen. Unwahrscheinlich, dass die Koalition es sich noch einmal neu überlegt. Das bedeutet: Kleinere Korrekturen wird es vielleicht noch auf Verordnungsebene geben, vor allem rund um die Berichterstattung. Eine grundlegende Neuordnung sowohl des Mechanismus an sich als auch in Hinblick auf die Preise ist wohl erst frühestens nach der nächsten Bundestagswahl zu erwarten (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2020-09-17T21:18:43+02:0017. September 2020|Emissionshandel, Umwelt|

Preisgarantie im Gasliefervertrag und das BEHG

Im Sonderkundenvertrag Gas sind sie alltäglich: Mehr oder weniger lange Preisgarantien. Bei den Kunden sind sie beliebt, denn das Risiko plötzlicher Preissprünge liegt dann nicht bei Ihnen, sondern beim Versorger.

Oft – wenn auch nicht immer – gilt diese Preisgarantie aber nicht uneingeschränkt. Änderungen der Umsatzsteuer etwa sind so gut wie immer von der Preisgarantie ausgenommen, auch andere Steuern und Umlagen werden meistens dem Kunden auferlegt. Doch wie sieht es mit den Kosten für Zertifikate aus, die der Gaslieferant für die ab dem 1. Januar 2021 ausgelieferten Gasmengen nach dem neuen BEHG erwerben und bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) abgeben muss?

Überraschend verbreitet ist der Irrtum, hoheitlich veranlasste Belastungen dürften immer weitergereicht werden und Preisgarantien bezögen sich stets nur auf den beeinflussbaren Teil des Kostenblocks eines Produkts. Dies trifft ganz eindeutig nicht zu. Hier übertragen offenbar viele die Rechtslage beim grundversorgten Kunden auf den Sondervertragskunden, doch dessen Vertrag gehorcht anderen Gesetzen (zur generellen Weitergabe von BEHG-Kosten hier). Hier gilt die Vertragsfreiheit: Worauf Versorger und der Kunde sich geeinigt haben, das gilt.

Damit rückt der genaue Wortlaut des Vertrags in den Fokus. Was genau steht in der Steuer- und Abgabeklausel? Gibt es vielleicht sogar eine Regelung, die sich mit neuen Belastungen beschäftigt? Bei Verträgen, die zu einem Zeitpunkt abgeschlossen wurden, bevor der neue nationale Emissionshandel Gestalt annahm: Lässt das Gesamtgepräge des Vertrags einen Rückschluss darauf zu, wie sich die Parteien auch bezogen auf diese neue Belastung die Verteilung vorgestellt haben?

Doch über die Vertragsauslegung hinaus ergibt sich bei den Lasten nach dem BEHG ein weiteres Problem: Worum handelt es sich eigentlich? Diese Frage ist hier keineswegs rein akademischer Natur. Wenn der Vertrag ausweist, dass Steuern stets beim Kunden bleiben, gilt das natürlich nur dann für das BEHG, wenn die Zertifikate nach dem BEHG als Steuern zu betrachten sind. Doch worum es sich beim BEHG eigentlich handelt, ist hochumstritten. Das neue Instrument könnte eine verfassungswidrige Steuer darstellen oder eine verfassungskonforme nichtsteuerliche Sonderabgabe (hierzu mehr hier), und damit ist zumindest bei manchen Verträgen nunmehr höchst unklar, ob die Kosten gewälzt werden dürfen oder nicht.

Was bedeutet das nun für Gasversorger, aber auch für Gaskunden? Sofern der Sonderkundenvertrag nicht glasklar ausweist, wie mit den Kosten nach dem BEHG umzugehen ist, bedarf dies unbedingt der Prüfung, dies um so dringlicher, wenn der Gaskunde Vermieter ist. Hat der Versorger Zweifel, wie es mit seinem Sonderkundenvertrag aussieht, sollte er zumindest für die Zukunft schleunigst seine AGB anpassen. Denn ist eine echte Festpreisvereinbarung erst einmal in der Welt, bezahlt er für die Zukunft möglicherweise das BEHG sonst in viel zu vielen Fällen aus der eigenen Tasche (Miriam Vollmer)

Von Miriam Vollmer|2020-08-21T19:32:41+02:0021. August 2020|Emissionshandel, Gas, Vertrieb|

BEHG: Warum auch die Biogenen?

Irgendwann waren wir mal bei einer Veranstaltung, auf der ein Oppositionspolitiker sprach. Es ging um Umweltpolitik. Der Politiker sprach etwas länglich, es war sehr warm im Raum, kurz: Wir schauten versonnen aus dem Fenster, als der Politiker auf einmal konkret wurde und forderte, Umweltschutz müsse unbürokratischer werden, man müsse weg von der Verbotspolitik, und deswegen sei der Emissionshandel drastisch auszuweiten. Schlagartig waren wir wach.

Tatsächlich sieht es nämlich so aus: Wir mögen den Emissionshandel. Aber unbürokratisch ist er nicht. Vom Überwachungsplan über die jährlichen Emissionsberichte, vom Zuteilungsverfahren mal ganz abgesehen, verlangt der Emissionshandel den Adressaten eine Menge ab. Man hat definitiv mehr mit der Behörde zu tun als in den meisten ordnungsrechtlich geregelten Materien.

Derzeit spricht alles dafür, dass das auch für den neuen Brennstoff-Emissionshandel gilt, der ab 2021 eine flächendeckende Bepreisung von CO2 gewährleisten soll. Zwar werden in den ersten beiden Jahren erst einmal nur Standardbrennstoffe – vor allem Benzin und Erdgas – einbezogen, aber ab 2023 praktisch alles, was brennt. Wie die DEHSt in ihrem Hintergrundpapier inzwischen klargestellt hat: Auch biogene Brennstoffe, wie etwa Holz. Wer Holzpellets in Verkehr bringt, muss also einen Überwachungsplan erstellen und auch Emissionsberichte abgeben. Emissionszertifikate muss er dagegen nicht abführen, denn absehbarerweise werden biogene Kohlendioxidemissionen mit „null“ veranschlagt, so, wie beim „großen Bruder“ EU-Emissionshandel auch.

Gleichwohl: Viele kleine Händler wird das nicht freuen. Sie brauchen ab 2023 eine ganz neue Infrastruktur. Ökologischer Nutzen? Nicht nur auf den ersten Blick nicht erkennbar. Dafür gibt es ein nicht unerhebliches Risiko, etwas falsch zu machen und ein Sanktionsverfahren zu riskieren. Ob das wirklich sinnvoll ist, lassen wir mal dahinstehen. Ganz sicher ist es aber nicht das, was erwähnter Politiker meinte, als er vom unbürokratischen, marktwirtschaftlichen Umweltschutzinstrument Emissionshandel sprach (Miriam Vollmer).

Sie möchten sich über den nationalen Emissionshandel informieren? Wir wiederholen unser Webinar zum BEHG am 23. Juni 2020 von 10.00 Uhr bis 12.15 Uhr. Mehr Infos und Anmeldung gibt es hier.

Von Miriam Vollmer|2020-06-05T18:59:52+02:005. Juni 2020|Emissionshandel, Umwelt, Verwaltungsrecht|

BEHG: Was heisst der Kabinettsbeschluss?

Am 20. Mai 2020 hat das Bundeskabinett die im Vermittlungsausschuss im Dezember 2019 gefundene Lösung für das Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) beschlossen und so die Voraussetzung für eine schnelle Verabschiedung geschaffen. Die Preise für Emissionszertifikate sollen damit drastisch steigen, schon 2021 sind 25 EUR statt 10 EUR geplant. 2026, im ersten Versteigerungsjahr, sollen 55 – 65 EUR erlöst werden. Das Geld soll u. a. die EEG-Umlage senken. Die für diese Senkung erforderliche Änderung der Erneuerbare-Energien-Verordnung hat das Kabinett gleichfalls beschlossen, sie muss nun auch in den Bundestag.

Was heisst das nun für die Lieferanten von Gas und Fernwärme? Da es eine gefestigte Rechtsprechung gibt, nach der nur solche hoheitlichen Belastungen über allgemeine Steuer- und Abgabeklauseln gewälzt werden können, die zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses noch nicht absehbar waren, ist es gerade für neue Gas-Sonderkundenverträge nun allerhöchste Eisenbahn. Mit viel gutem Willen konnte bisher noch argumentiert werden, dass nach Inkrafttreten eines Gesetzes, aber vor einer schon politisch angekündigten Änderung noch die endgültige Regelung abgewartet werden sollte, aber wer nicht am Ende bei Neuverträgen aus dem laufenden Jahr auf Kosten für das BEHG sitzenbleiben will, sollte nun spätestens seine Verträge angehen. Auch bei Bestandskunden sollten die Verträge zumindest noch einmal gründlich daraufhin geprüft werden, wie die Weitergabe abgesichert ist.

Ähnlich sieht es in der Fernwärme aus. Hier gibt es kein gesetzliches Recht, neuartige Kosten einfach ohne Vertragsänderung weiterzureichen, weil weder das neue Gesetz noch die AVBFernwärmeV eine solche Regelung enthält. Es bedarf also einer vertraglichen Änderung. Diese Änderung, die nach aktueller obergerichtlicher Rechtsprechung auch nicht ohne das Einverständnis der Kunden zustande kommen dürfte. Wenn die ab 2021 anfallenden Kosten nun weitergereicht werden sollen, bedarf es also einer Überarbeitung der Kundenverträge mit erfahrungsgemäß einigem Vorlauf. Unternehmen, die neben BEHG-Kosten etwa aus nicht emissionshandelspflichtige Anlagen, auch TEHG-Wärme liefern, sollten zudem auch in Ansehung des Kostenorientierungsgebots nach § 24 Abs. 4 AVBFernwärneV darüber nachdenken, auch das TEHG endlich in ihrer Formel unterzubringen, weil eine asymmetrische Berücksichtigung der unterschiedlichen Klimaschutzinstrumente die Preisentwicklung mindestens verzerrt (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2020-05-22T10:38:13+02:0022. Mai 2020|Emissionshandel, Gas, Vertrieb, Wärme|

BEHG: Und wenn die ganze Welt zusammenfällt

Am 1. Januar 2021 geht der nationale Emissionshandel nach dem Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) los: Wer Brennstoffe in Verkehr bringt, muss im Jahr 2022 über die Vorjahresemissionen berichten und Emissionszertifikate abgeben. Das bedeutet, dass auch ab 2021 zusätzliche Kosten ausgelöst werden, die weitergegeben werden müssen, wenn der Versorger sie nicht selbst übernehmen möchte.

Doch bis jetzt ist von den vielen Durchführungsverordnungen, die die Unternehmen für die Vorbereitung brauchen, nichts zu sehen. Das mag mit der durch die Corona-Pandemie bedingten Änderungen im Arbeitsalltag auch eines Ministeriums zu tun haben. Aber kann das wirklich allein den beteiligten Unternehmen zur Last fallen? Die sind ohnehin gerade damit beschäftigt, den alltäglichen Betrieb aufrecht zu halten. Teilweise ist immer nur ein Teil der Mitarbeiter vor Ort, damit im Falle des Falles nicht die gesamte örtliche Versorgung zusammenbricht. Teilweise wird aus dem Home Office gearbeitet, was Abstimmungen über so sensible Punkte wie Allgemeine Versorgungsbedingungen der Grundversorgung, Sonderkundenverträge inklusive der Preisgarantien und die interne Organisation der mit dem neuen Gesetz einhergehenden Verpflichtungen deutlich erschwert. Schließlich muss nicht nur geklärt werden, wer künftig was zu erledigen hat, und wer ihn dabei vertritt. Die künftig zuständigen Mitarbeiter müssen sich auch einarbeiten und fortbilden können, was schwierig ist, wenn parallel viele Fortbildungsangebote auf Eis gelegt werden.

Planen Unternehmen, die künftigen Aufgaben mit einem Dienstleister zu bewältigen, wird die Sache erst recht schwieriger als in gewöhnlichen Zeiten. Es kann ja nicht einmal ein Ortstermin stattfinden. Abstimmungen sind deutlich erschwert, wenn nur ein Teil der für die Abstimmung erforderlichen Mitarbeiter überhaupt im Büro sein kann. Schon ohne die gerade für kritische Infrastrukturen fordernde Corona-Krise war der Zeitplan für die Umsetzung des BEHG fordernd. Nun wäre es schön gewesen, wenn das BEHG um 12 Monate nach hinten verschoben werden würde. So bleibt es dabei: Unternehmen dürfen die Beschäftigung mit dem BEHG nicht nach hinten verschieben (Miriam Vollmer).

Wir unterstützen Sie auch in schwierigen Zeiten: Am Mittwoch, den 8. April 2020 um 10.00 Uhr bis 12.00 Uhr gibt es ein Webinar zum BEHG. Der Teilnahmebetrag beträgt 125 EUR zzgl. USt. (Mandanten 75 EUR zzgl. USt.). Anmeldung bitte per Mail.

Von Miriam Vollmer|2020-03-30T11:51:44+02:0030. März 2020|Emissionshandel, Gas|

BEHG: Flucht in den Emissionshandel

Am 1.1.2021 geht es los: Der nationale Emissionshandel nach dem Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) belastet jede Tonne CO2 in Form eines vom Gaslieferanten (oder anderen Inverkehrbringer flüssiger oder gasförmiger Brennstoffe) mit zunächst 25 €. Die Zertifikate erwerben muss der Brennstofflieferant, am Ende landet die Kosten zumindest bis 2025 über Steuer– und Abgabeklauseln beim Letztverbraucher.

Von dieser flächendeckenden Bepreisung klimaschädlicher Emissionen sollen nur diejenigen ausgenommen werden, die bereits über den „großen“ Europäischen Emissionshandel belastet werden. Dies ergibt sich aus § 7 Abs. 5 BEHG. Der Gesetzgeber stellt sich hier vor, dass der Betreiber der EU–emissionshandelspflichtigen Anlage seinem Lieferanten mithilfe seines Emissionsberichts nachweist, dass er den Brennstoff in einer ETS–Anlage verbrannt hat. Für diese Mengen sollen dann keine Zertifikate nach dem nationalen Emissionshandel abgegeben werden.

Damit ist insgesamt (bzw. ab 2023, wenn alle Brennstoffe erfasst sind) eine an sich lückenlose Erfassung von Emissionen gewährleistet: Zertifikate abführen muss jeder. Trotzdem kann es sinnvoll sein, zwischen den beiden Welten zu wechseln. Denn im BEHG ist keine Zuteilung kostenloser Zertifikate vorgesehen. Es gibt zwar eine Härtefallklausel. Aber eine regelmäßige Ausstattung von Teilnehmern mit Gratiszertifikaten kennt das BEHG nicht. Im TEHG sieht es aber anders aus.

Dies bietet Chancen für die Betreiber von Anlagen, die die Schwellenwerte für die Teilnahme am Emissionshandel bisher – absichtlich oder nicht – knapp verfehlen. Diese ergeben sich aus Anhang 1 zum TEHG. Insbesondere dann, wenn sie abwanderungsbedrohten Branchen angehören (etwa Papier) oder Fernwärme liefern, können sie von kostenlosen Zuteilungen auf Grundlage der Zuteilungsverordnung 2030 (ZuVO) auf Antrag profitieren. Vielen – nicht allen – Anlagen, die nach dem TEHG emissionshandelspflichtig sind, stehen danach nämlich kostenlose Zertifikate auf Antrag zu.

Doch wie wird man emissionshandelspflichtig? Hier kommt es nicht nur auf die schiere Größe der Anlage an, denn mit ausschlaggebend ist gem. § 2 Abs. 4 TEHG die immissionsschutzrechtliche Genehmigungslage. Es ist damit durchaus eine Prüfung im Einzelfall wert, ob durch geschickte Änderung der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung die finanziellen Belastungen verringert werden können. Insbesondere angesichts der in den nächsten Jahren drastisch steigenden Preise für Emissionsberechtigungen ergibt es Sinn, diese Möglichkeiten zumindest einmal auszuloten (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2020-02-26T16:58:53+01:0026. Februar 2020|Emissionshandel, Industrie, Strom, Umwelt|

Emissionshandel: BEHG-Änderung in letzter Minute

Hoppla: Hatte der Bundesrat nicht noch gerade beschlossen, wegen des Brennstoff-Emissionshandelsgesetzes (BEHG) nicht dem Vermittlungsausschuss anzurufen, und diesen nur mit den steuerlich relevanten Teilen des Klimapakets zu befassen? Wo kommt denn nun auf einmal die Erhöhung der Preise für Zertifikatpreise her?

Tatsächlich verhält es sich: Man unterscheidet Zustimmungs- und Einspruchsgesetze. Bei Zustimmungsgesetzen muss der Bundesrat – die Ländervertretung – aktiv zustimmen. Bei Einspruchsgesetzen kann der Bundesrat letztlich ein Gesetz nicht verhindern. Er kann nur Einspruch einlegen, der aber durch den Bundestag überstimmt werden kann. Bevor er zu diesem Mittel greift, muss er aber den Vermittlungsausschuss anrufen (Artikel 77 Absatz 3 Satz 1 GG). Dieser besteht aus 32 Personen, die je zur Hälfte dem Bundestag und dem Bundesrat angehören. Der Vermittlungsausschuss versucht nach seiner Anrufung – wie der Name schon sagt – zu vermitteln und eine Lösung zu finden, die alle zufrieden stellt. Oder zumindest alle gleich unzufrieden.

So ist es auch beim BEHG gelaufen: Angerufen wurde der Vermittlungsausschuss wegen der – gar nicht vom BEHG erfassten – steuerrechtlichen Regelungen, u. a. zur Pendlerpauschale. Diese gehört nicht zu den „Lieblingen“ der Grünen, denn sie fördert Landschaftszersiedelung und erhöht die gefahrenen Autokilometer. Die Grünen waren aber bereit, die ungeliebte Pauschalenerhöhung zu akzeptieren, wenn sie dafür an anderer Stelle einen Wunsch frei hatten: Der CO2-Preis war ihnen zu niedrig, was viele in SPD und auch der Union ebenso sahen. Am Ende einigte man sich auf ein Mehr ist mehr: Eine höhere Pauschale und ein höherer CO2-Preis von 25 EUR im Jahr 2021 (statt nur 10 EUR), der dann bis 2025 auf 55 EUR (statt 35 EUR) steigt.

Damit ist die am 29.11.2019 im Bundesrat eigentlich schon geschlossene „Schatztruhe“ der Gesetzgebung für das BEHG also wieder offen. Dies ist auch möglich und läuft der Beschlussfassung im Bundesrat, den Vermittlungsausschuss nicht anzurufen, auch nicht zuwider. Denn durch erneute Beschlussfassungen kann auch das einmal schon „durchgewunkene“ Gesetz noch einmal geändert werden.

Und so soll nun noch morgen, am 19. Dezember um 13.15 Uhr, im Bundestag erneut über das BEHG abgestimmt werden (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2019-12-20T20:48:37+01:0018. Dezember 2019|Emissionshandel, Energiepolitik, Umwelt|

Emissionshandel: Wie Doppelbelastungen aus BEHG und TEHG vermieden werden sollen

Es ist ein Dilemma: Weil der nationale Emissionshandel (nEHS) nach dem am 15. November 2019 verabschiedeten Brennstoff–Emissionshandels Gesetz (BEHG) das In-Verkehr-Bringen von Brennstoffen wie Erdgas oder Benzin mit einer Abgabepflicht belegt, gibt es Überschneidungen mit dem europäischen Emissionshandel, der die Abgabepflicht an die Emission von Treibhausgasen, also an die Verbrennung, knüpft. Um zu verhindern, dass die selben Emissionen, einmal in Form von zur Verbrennung bestimmtem Kohlenstoff, einmal in bereits oxidierter Gestalt, doppelt erfasst werden, hat der Gesetzgeber in BEHG mehrere Regelungen eingefügt, die dies verhindern sollen.

In § 7 Abs. 5 BEHG ist bestimmt, dass Doppelbelastungen zu vermeiden sind. Der Gesetzgeber stellt sich hier vor, dass der Betreiber der EU–emissionshandelspflichtigen Anlage seinem Lieferanten mithilfe seines Emissionsberichts nachweist, dass er den Brennstoff in einer ETS–Anlage verbrannt hat. Für diese Mengen sollen dann keine Zertifikate nach dem nationalen Emissionshandel abgegeben werden. Das genaue Procedere soll die Bundesregierung im Laufe des nächsten Jahres mit Hilfe einer Rechtsverordnung regeln. Wie hierüber gegenüber der Behörde zu berichten ist, wird nach § 7 Abs. 4 Nummer 5 BEHG ebenfalls per Verordnung geregelt.

Viele Fälle können so sicherlich befriedigend gelöst werden. In direkten Lieferverhältnissen wüsste der Brennstofflieferant, in welchem Verhältnis die von ihm gelieferten Mengen eigene Abgabepflichten nach dem BEHG auslösen, in welchem Verhältnis aber sein Abnehmer schon zum 30. April Emissionsberechtigungen nach dem TEHG abgeführt hat. Je komplexer sich die Lieferbeziehungen darstellen und je mehr Anlagen und Unternehmen beteiligt sind, umso eher ergeben sich aber Gemengelagen, die insbesondere im Hinblick auf die Weitergabe entstehender Kosten nicht trivial sind. Schließlich soll nur derjenige Kosten weiterreichen können, dem sie auch entstehen.

Spürbar sind immerhin die Bemühungen der Bundesregierung, Ungerechtigkeiten im System zu vermeiden. § 11 Abs. 2 BEHG sieht eine Verordnung vor, die eine finanzielle Kompensation für diejenigen Anlagenbetreiber regeln soll, bei denen das erwähnte Procedere eines Abzugs von der Abgabepflicht nicht greift. Doch auch wenn die beiden angekündigten Verordnungen tatsächlich lückenlos Doppelbelastungen vermeiden: Es bleibt ein erheblicher Aufwand sowohl im Hinblick auf eine präzise Berichterstattung als auch bei den Nachweispflichten, die voraussichtlich mit einem Antrag auf finanzielle Kompensation verbunden sein werden. Hier ist auf eine pragmatische Vorgehensweise des Verordnungsgebers zu hoffen, der im besten Fall auf ohnehin vorliegende Daten zurückgreift, und Korrekturmöglichkeiten einräumen sollte, wenn diese Daten aus irgendwelchen Gründen die Realität nicht zutreffend abbilden (Miriam Vollmer).

Von Miriam Vollmer|2019-12-06T13:27:47+01:006. Dezember 2019|Emissionshandel, Industrie, Strom, Umwelt, Verwaltungsrecht|

Der nationale Emissionshandel (nEHS): Was steht im BEHG-Entwurf?

Seit Samstag liegt der Entwurf eines Gesetzes über ein nationales Emissionshandelssystem für Brennstoffemissionen (BEHG) auf dem Tisch. Erneut blieben den Verbänden nur zwei Tage Zeit, sich den Entwurf anzusehen. Schon Mittwoch soll er im Kabinett verabschiedet werden.

An der Konzeption des nationalen Emissionshandels (nEHS) gibt es – aus unserer Sicht berechtigte – Kritik. Wir halten das Risiko einer Aufhebung durch das Bundesverfassungsgericht (BVerfG) gleichfalls für hoch, weil das Instrument zwischen 2021 und 2026 in der aktuellen Entwurfsfassung dem finanzverfassungsrechtlichen Steuererfindungsverbot zuwiderlaufen könnte. Abseits der Frage, ob das BVerfG den geplanten Emissionshandel wider aufhebt, ist es aber interessant, was der Gesetzgeber genau plant. Der aktuell vorliegende Referentenentwurf des BEHG vom Wochenende sieht in groben Zügen und mit vielen Leerstellen, in denen auf noch zu erlassende Verordnungen verwiesen wird, Folgendes vor:

# Erfasst werden Erdgas, Heizöl, Flüssiggas, Benzin und Gasöle (Anlage 1 zum BEHG)

# Der Entwurf verknüpft die Abgabepflicht mit der Entstehung der Energiesteuerpflicht (§ 2 Abs. 2 BEHG. Das ist nachvollziehbar, aber alle Vollzugsfragen des – keineswegs trivialen – EnergieStG spielen damit auch in den nEHS.

# Es ist ein Cap vorgesehen, das die Bundesregierung berechnen soll. In den ersten Jahren bis 2026 wird das Cap aber aufgefüllt, wenn es ausgeschöpft sein sollte. Eine echte Knappheitssituation existiert in dieser Phase noch nicht (§ 5 BEHG).

# Verantwortlich sind diejenigen, die die Brennstoffe in den Verkehr bringen oder als Lieferanten fungieren, nicht die Unternehmen oder Verbraucher, die sie verbrennen. Auch hier kommt es auf das EnergieStG an.

# Die Verantwortlichen müssen einen Überwachungsplan erstellen, § 6 BEHG. Jedes Jahr muss danach bis zum 31. Juli ein Brennstoffemissionsbericht erstellt werden, § 7 BEHG. Für die berichteten Emissionen muss bis zum 1. August eine entsprechende Menge an Zertifikaten abgegeben werden.

# Die Zertifikate sind handelbar. In der Einführungsphase gelten sie nur für ein Kalenderjahr, später gilt diese Beschränkung nicht mehr, § 9 BEHG. Die Zertifikate werden elektronisch in einem Register vorgehalten, das die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) betreibt, § 12 BEHG. Sie fungiert auch als zuständige Behörde, § 13 BEHG.

# 2021 bis 2025 werden die Zertifikate zu einem pro Jahr festgelegten Festpreis beginnend mit zehn und endend mit 35 EUR verkauft. Ab 2026 wird innerhalb eines Korridors versteigert, § 11 BEHG.

# § 11 Abs. 5 BEHG sieht eine Kompensationsmöglichkeit bei Vorliegen einer unbilligen Härte vor. Eine solche Regelung kannte bereits der „alte“ Emissionshandel in den ersten Handelsperioden.

# Die Bundesregierung plant in § 11 Abs. 6 BEHG, Anlagenbetreiber von TEHG-Anlagen zu kompensieren, wenn sie ansonsten zweimal für ihre Emissionen zahlen müssten. Die Abgrenzung wird absehbar ein erhebliches Problem, der Entwurf bietet hierzu noch keine plausible Lösung.

# Um die Abwanderung belasteter Industriezweige zu verhindern, plant die Bundesregierung Beihilfen, § 11 Abs. 7 BEHG.

# Die jährlichen Emissionsberichte sind durch Sachverständige zu verifizieren, § 15 BEHG.

# Das Sanktionssystem ähnelt dem des europäischen Emissionshandels nach dem TEHG: Bei fehlerhaften Berichten wird das Konto gesperrt, § 20 BEHG. Bei Verletzungen der Abgabepflicht greift eine Zahlungspflicht, die pro fehlendem bzw, verspäteten Zertifikat mit dem Dreifachen des Festpreises beginnt, später greift eine Zahlungspflicht wie beim TEHG-Emissionshandel.

# Verstoße werden mit scharfen Bußgeldern geahndet: Falsche oder fehlende Berichte ziehen bis zu 500.000 EUR Bußgeld nach sich, alle anderen Pflichtverstöße können mit bis zu 50.000 EUR belegt werden.

Insgesamt ähnelt der neue nEHS – wie nicht weiter erstaunlich – dem bekannten Emissionshandel, nur ohne die Zuteilung von Zertifikaten. Möglicherweise ändert sich das im Gesetzgebungsverfahren noch einmal. Viele praktische Fragen sind bisher noch völlig ungeklärt. Hier steht zu hoffen, dass der Gesetzgeber noch pragmatische Lösungen nachliefert.

Sie haben Fragen rund um das neue Emissionshandelssystem? Bitte melden Sie sich per E‑Mail oder rufen Sie uns unter 030 403 643 62 0 an.

Von Miriam Vollmer|2019-10-22T01:27:13+02:0022. Oktober 2019|Allgemein, Emissionshandel, Energiepolitik, Gas, Industrie, Umwelt, Verwaltungsrecht|

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Dr. Miriam Vollmer ist Rechtsanwältin und Fachanwältin für Verwaltungsrecht. Sie vertritt seit 2006 rund um die Themen Klima, Umwelt, Wettbewerb und Energie. Frau Dr. Vollmer ist Lehrbeauftragte der Universität Bielefeld, leidenschaftliche Prozessanwältin, Vortragsrednerin mit breiter Erfahrung von Fortbildungsveranstaltungen bei Unternehmen und Verbänden bis zur re:publica und Verfasserin zahlreicher Publikationen.

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Dr. Olaf Dilling ist Rechtsanwalt. Er blickt auf eine lange Wissenschaftskarriere zurück. So hat er am Umweltforschungszentrum (UFZ) Leipzig zu Stickstoffemissionen geforscht, hat nach einer Promotion über grenzüberschreitende Produktverantwortung eine Vertretungsprofessur in Oldenburg wahrgenommen, in Georgien und Mazedonien die Regierung beraten, einen Lehrauftrag an der Uni Bremen und eine Station beim Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) absolviert.
Er hat breite Erfahrungen als Sprecher und Berater, kennt sich vom Umweltrecht bis zu Digitalthemen wie der Wikipedia aus und hat umfangreich publiziert.

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Dr. Christian Dümke ist seit 2007 als Rechtsanwalt im Energierecht tätig. Sein Schwerpunkt liegt dabei in der Vertragsgestaltung und der zivilgerichtlichen Prozessführung, einschließlich der Durchsetzung wettbewerbsrechtlicher Ansprüche mit energierechtlichem Bezug. Zudem ist Herr Dr. Dümke spezialisiert in dem sich ständig fortentwickelnden Recht der erneuerbaren Energien (EEG/KWK) und der passenden rechtlichen Ausgestaltung von dezentralen Energieversorgungskonzepten in geschlossenen Verteilernetzen und Quartieren. Herr Dr. Dümke berät überwiegend kommunale Energieversorgungsunternehmen, Anlagenbetreiber und Industrieunternehmen aber auch Vertreter der Immobilienwirtschaft.

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Dirk Buchsteiner ist Rechtsanwalt seit 2019 und seit über zehn Jahren im Umweltrecht aktiv. Er begleitet Unternehmen und die öffentliche Hand vor allem im Immissionsschutz- und Kreislaufwirtschaftsrecht, hat aber auch reiche Erfahrung im Planungs‑, Wasser- und Bergrecht. Buchsteiner führt Infrastrukturprojekte von der ersten Machbarkeitsstudie bis zur Inbetriebnahme und kämpft die Belange seiner Mandanten auch vor den Verwaltungsgerichten zum Erfolg. Dirk Buchsteiner ist auch ein gefragter Referent, der auch regelmäßig Immissionsschutz- und Abfallbeauftragte schult.

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