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).

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

Emissionshandel: Hohe Hürden in Karlsruhe

Ein Kernbestandteil des Klimapakets der Bundesregierung ist die CO2-Bepreisung auch für Verkehr und Wärme, die an fossile Brennstoffe wie Benzin, Heizöl und Gas anknüpft. Geregelt werden soll dies in einem in Entwurfsfassung vorliegenden “Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen”. In einem Wort, es geht um ein zu erlassendes Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG), das neben das bereits bestehende Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) für die Bereiche Strom und Industrie treten würde. Dadurch soll durch den Verkauf von Emissionszertifikaten an Inverkehrbringer oder Lieferanten der Brenn-und Kraftstoffe auch für den Verkehrs- und Wärmesektor ein Preis für CO2-Emissionen gebildet werden, der zunächst sehr moderat sein, später aber stärker anziehen soll. Was aus politischer Hinsicht schon auf geteilte Meinungen stößt, ist nun auch aus rechtlicher Sicht in die Kritik geraten. Um das Ergebnis vorweg zu nehmen: Der Regierungsentwurf kommt dabei nicht gut weg.

In einem Gutachten, das vom Klimaschutzinstituts IKEM und von Prof. Michael Rodi verfasst wurde, ist der Gesetzesentwurf einer Analyse aus verfassungsrechtlicher Sicht unterzogen worden. Wir fassen die wichtigsten Argumentationsschritte für Sie zusammen:

#Die Bundesregierung stand vor der grundsätzlichen Entscheidung, den CO2-Preis finanzverfassungsrechtlich als Steuer oder als Emissionshandel, das heißt: eine nichtsteuerliche Abgabe auszugestalten, für die jeweils unterschiedliche rechtliche Anforderungen gelten. Die Bundesregierung hat sich mit dem Emissionshandel für eine nichtsteuerliche Abgabe entschieden.

#Allerdings hat wurde das Emissionshandelssystem des BEHG-Entwurfs nicht in der Form ausgestaltet, die für eine nicht-steuerliche Abgabe erforderlich wäre: Denn in Frage käme eine sogenannte Vorteilsabschöpfungsabgabe. Diese setzt aber nach der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts (BVerfG) voraus, dass es eine klare mengenmäßige Obergrenze an Zertifikaten gibt, einen sogenannten “Cap”. Nach dem gegenwärtigen Entwurf kann aber weder in der sechsjährigen Einführungsphase noch danach eine verbindliche Emissionsbegrenzung garantiert werden.

#Die Alternative, das BEHG als (verkappte) Steuer anzusehen und als solche finanzverfassungsrechtlich zuzulassen, ist auch nicht möglich. Denn nach der neueren Rechtsprechung des BVerfG können der Bund und die Ländern Steuern nicht beliebig erfinden. Zumindest müsste die CO2-Bepreisung als Verbrauchssteuer an einen Verbrauchsgegenstand anknüpfen. Da die Zertifikate nicht “verbraucht” werden, sind sie kein tauglicher Steuergegenstand.

#Das Gutachten bringt als Alternative die ausdrückliche CO2-Steuer ins Spiel, die sich rechtskonform ausgestalten ließe und bei der Umsetzung voraussichtlich weniger Probleme bereiten würde.

#Bereits jetzt empfiehlt das Gutachten unmittelbar nach Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens die Normenkontrolle in Karlsruhe zu betreiben.

Mit dieser Ansicht steht das IKEM auch alles andere als allein da: Die Stiftung Umweltenergierecht kommt zur gleichen Frage ebenfalls zu diesem Ergebnis.

Was bedeutet das nun für die Praxis? Unternehmen, die abgabeverpflichtet sind, könnten Widerspruch einlegen und darauf warten, was das Bundesverfassungsgericht sagt, welches bestimmt angerufen werden wird. Ist die Abgabe wirklich verfassungswidrig, so können die Unternehmen die Rückabwicklung verlangen. Doch damit ist es nicht getan: Die Kosten für die Zertifikate werden an die Verbraucher weiterbelastet. Doch Mieter, Autofahrer oder auch Gewerbetreibende können kaum unter Vorbehalt tanken o. ä. Das absehbare Durcheinander, das eine problematische Norm hervorruft, sollte der Gesetzgeber vermeiden (Olaf Dilling/Miriam Volllmer)

Sie möchten einen Überblick über die Gesetzgebungspläne? Melden Sie sich gern bei uns.

2019-11-07T17:11:18+01:007. November 2019|Emissionshandel, Energiepolitik, Gas, Industrie, Strom, Wärme|

Fernwärme: Preisanpassung und Emissionshandel

Die rechtssichere Gestaltung von Preisanpassungsklauseln in Fernwärmeverträgen wurde in den letzten Jahren zunehmend komplexer. Ausgehend von einer Reihe von Entscheidungen des Bundesgerichtshofs in den Jahren 2011 und 2014 (einen Einblick gibt es hier)  haben viele Fernwärmeversorger ihre Verträge umgestaltet, müssen aber in den nächsten Jahren weiter am Ball bleiben, um Anpassungen der Preise an gestiegene oder auch nur strukturell veränderte Kosten wirksam weitergeben zu können.

Aber warum kann nicht alles bleiben, wie es ist? Ursache des Veränderungszwanges ist § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV. Diese Regelung gibt für Preisanpassungsklauseln in der Fernwärme das Gebot der Kostenorientierung vor. Das bedeutet praktisch: Die Preise müssen sich nicht centgenau, aber doch recht eng an der Kostenentwicklung des konkreten Unternehmens halten. Hieraus resultiert: Wer Gas verfeuert, darf keinen Heizölindex verwenden, es sei denn, dieser wäre für seine Kostenentwicklung wegen einer Vorlieferantenklausel maßgeblich. Wer 50% Kohle einsetzt, darf nicht zu 100% Gas in seine Klausel stellen. Und wessen Kosten in zunehmend wesentlichem Maße vom Emissionshandel abhängen, darf diese Lasten nicht losgelöst von der tatsächlichen Kostenentwicklung weiterreichen. Dies bedeutet für die spezielle Kostenposition Emissionshandel:

=> Wer die Kosten des Emissionshandels für seine TEHG-Anlage in Form von Zertifikatkosten in seine Klausel einstellt, muss wegen der hohen Volatilität dieses Postens besonders darauf achten, dass die in der Formel berücksichtigten Kurse sich nicht komplett von den Ausgaben entfernen, die das Unternehmen hat. Vor allem sollten die Zeitpunkte, zu denen gekauft wird, sich nicht völlig von den vertraglichen Bezugszeiträumen entfernen.

=> Emissionshandel verursacht nicht nur Kosten, sondern Fernwärmeversorger erhalten auch Zuteilungen. Diese müssen in der Formel einen nachvollziehbaren Niederschlag finden. Problem: Ein okkulter, nur dem Verwender bekannter Abzugsposten für erhaltenen Zuteilungen dürfte dem ebenfalls in § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV hinterlegten Transparenzgebot zuwiderlaufen. Hier ist eine vernünftige Verweisung nötig!

=> Nicht alle Fernwärmemengen sind emissionshandelspflichtig erzeugt worden. Die meisten Versorger haben neben emissionshandelspflichtigen Anlagen weitere Anlagen, die (bisher) nicht am Emissionshandel teilnehmen, weil sie nicht im Anhang 1 zum TEHg aufgeführt sind. Dies betrifft kleine Anlagen <20 MW FWL oder Anlagen, die gefährliche Abfälle oder Siedlungsabfälle verbrennen. Hier ist sorgfältig und begründet eine Aufteilung zu treffen und alle paar Jahre zu überprüfen, denn auch eine rechtmäßige Klausel wird rechtswidrig und damit unwirksam, wenn sich die Verhältnisse ändern!

=> Ab 2021 erfasst der geplante nationale Emissionshandel auf Grundlage des BEHG (wir erläuterten) die Brennstoffmengen, die nicht in den ohnehin schon emissionshandelspflichtigen Anlagen verbrannt werden. Die entstehenden Kosten von 10 – 35 EUR pro t CO2 in den ersten Jahren müssen in die individuelle Klausel sinnvoll eingestellt werden. Achtung: Es soll wohl teilweise Kompensationen geben, möglicherweise gar Zuteilungen. Wenn das Unternehmen weniger ausgibt, kann es natürlich auch nur weniger weiterreichen.

Insgesamt müssen Fernwärmeerzeuger heute mehr Vorlauf einplanen als früher. Denn ausgehend von einer Entscheidung des OLG Frankfurt dürfen Fernwärmeversorger Fernwärmelieferverträge nicht über Veröffentlichungen ändern und damit auch Preisanpassungsklauseln an neue Umstände anpassen. Sondern brauchen die Unterschriften der Kunden, was naturgemäß mehr Zeit in Anspruch nimmt als die schlichte Publikation der Neuerungen. (Miriam Vollmer)

Sie möchten sich über Grundlagen und Neuerungen rund um das Recht der Fernwärme informieren? Wir schulen am 12.11.2019 bei uns im Büro. Informationen, Programm und Anmeldeformular finden Sie hier.

2019-11-04T10:43:42+01:004. November 2019|Emissionshandel, Wärme|