Fernwärmepreisgleitklauselverbesserungsneuigkeiten

Preisgleitklauseln in Fernwärmelieferverträgen müssen den Vorgaben des § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV entsprechen, sich also an den Kosten orientieren und den Wärmemarkt berücksichtigen. Zu den Kosten gehören auch bei Wärmeerzeugungsanlagen, die nicht dem EU-Emissionshandel unterliegen, seit Anfang des Jahres auch die Ausgaben für Emissionszertifikate nach dem BEHG.

Ein Problem dabei: Das Kostenelement muss die eigenen Beschaffungskosten wiederspiegeln. Oft wird die eigene Beschaffungsstruktur aber durch einen Index repräsentiert, der zu einem gewissen Teil CO2-Kosten enthält. Der Index für Erdgas bei Abgabe an Kraftwerke etwa wird zwar nur wenig Kosten für CO2 enthalten, weil Kraftwerke oberhalb der 20 MW-Grenze dem EU-Emissionshandel und nicht dem BEHG unterliegen. Aber Erdagsabgabe an kleine Anlagen ist künftig doch erfasst. Das bedeutet ein Dilemma: Eine vollständige Abdeckung der eigenen BEHG-Kosten ist nicht gewährleistet, so dass ein Zusatzfaktor aufgenommen werden muss. Für einen vermutlich sehr geringen, aber eben auch nicht null betragenden Teil kann es aber künftig zu einer – wenn auch wohl unerheblichen bis moderaten – Überdeckung kommen.

Auf dieses Problem hat das Statistische Bundesamt nun spät, aber immerhin, reagiert. Es gibt nunmehr drei Subindizes, die ausdrücklich ganz ohne BEHG-Kosten berechnet werden, Erdgas bei Abgabe an die Industrie in großen und kleineren Mengen sowie Kraftwerksgas. Damit existiert nun endlich eine gute Grundlage für eine sowohl kostenorientierte als auch sauber zum BEHG abgegrenzte Preisgleitung, die das BEHG über einen gesonderten Faktor wälzt (Miriam Vollmer)

Sie wollen mehr über den neuen CO2-Preis erfahren? Wir schulen per Webinar am 25.02.2021  von 10.00 Uhr bis 12.15 Uhr. Infos und Anmeldung gibt es hier.

 

2021-01-29T21:10:16+01:0029. Januar 2021|Emissionshandel, Gas, Verwaltungsrecht, Wärme|

Der nationale CO2-Preis: Leitfaden der DEHSt

Kurz nach Beginn des nationalen Emissionshandels (nEHS) hat die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) einen Leitfaden zum Anwendungsbereich sowie zur Überwachung und Berichterstattung von CO2-Emissionen im nationalen Emissionshandelssystem 2021 und 2022 veröffentlicht.

Die Jahre 2021 und 2022 stellen bekanntlich die Einführungsphase nEHS nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) dar. Für diese Zeit bestehen einige gesetzliche Sonderregelungen für den Anwendungsbereich und die Emissionsermittlung und -berichterstattung. Der Leitfaden erläutert diese in Anlage 2 des BEHG sowie die in der EBeV 2022 enthaltenen Bestimmungen.

Der Leitfaden enthält im Wesentlichen nur erläuternde Erklärungen, die nicht über den Inhalt des BEHG oder der EBeV 2022 hinausgehen. Insbesondere wird umfangreich die Berichtspflicht und die Berechnungsmethoden zur Emissionsermittlung erörtert. Dazu werden einige veranschaulichende Beispiele vorgestellt, die anzusehen sich für den Praktiker auf jeden Fall lohnt.

Ein interessantes Detail fällt in Zusammenhang mit der Vermeidung von Doppelbelastungen gemäß § 11 EBeV 2022 auf, vgl. Seite 36. Da das BEHG bei der Person ansetzt, die die Brennstoffe in Verkehr bringt, kann es zu Überschneidungen mit dem europäischen Emissionszertifikatshandel (EU-ETS) kommen, da dieser bei den Endverbrauchern anknüpft. Ein BEHG-Verantwortlicher kann ein Unternehmen mit dem Brennstoffen beliefern, die in einer EU-ETS-pflichtigen Anlage verwendet werden. Damit diese Brennstoffe nicht doppelt belastet werden, müssen Nachweise über die Verwendung erbracht werden. Da die DEHSt mit Abweichungen zwischen den Emissionsberichten der EU-ETS-Anlagebetreibern und dem BEHG-Verantwortlichen rechnet, wird eine Abweichungstoleranz von 5% von der durchschnittlichen jährlichen Einsatzmenge in der Anlage eingeführt. Nur wenn die Abweichung diese Schwelle überschreitet, wird eine ausführliche Prüfung der Unterlagen vorgenommen. Diese Abweichungstoleranz ist im Wortlaut des § 11 EBeV 2022 nicht angelegt, sie entspricht aber einem praktische Bedürfnis und ist zu begrüßen.

Zudem kündigt die DEHSt an, dass Kleinemittenten nach §§ 16ff. der EHV 2030 analog zu anderen EU-ETS-Anlagenbetreibern behandelt werden. Dies wird damit begründet, dass jene zu gleichwertigen Maßnahmen wie EU-ETS-Anlagenbetreiber verpflichtet sind, aber von einigen Pflichten des EU-ETS befreit sind. Sie sollen aber deshalb nicht schlechter dastehen und können daher von den Abzugsmöglichkeiten nach § 11 EBeV 2022 analog auch profitieren.

An einigen Stellen wird darauf hingewiesen, dass es noch zu Veränderungen des Leitfadens kommen wird, insbesondere was die Verkaufsplattform und die Dateneingaben und Funktionen des IT-Datenerfassungstools angeht. Mit einer aktualisierten Version sei im Frühjahr 2021 zu rechnen, welche hoffentlich die noch offenen Fragen zum konkreten Ablauf klärt (Miriam Vollmer/Meret Trapp).

Sie wollen mehr über den neuen CO2-Preis erfahren? Wir schulen per Webinar am 25.02.2021  von 10.00 Uhr bis 12.15 Uhr. Infos und Anmeldung gibt es hier.

2021-01-22T21:56:49+01:0022. Januar 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).

 

 

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