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|

Emissionshandel: Zu den Voraussetzungen einer Kapazitätsverringerung

Den Regelungen über Kapazitätsverringerungen sowie ganz oder teilweise stattfindende Betriebseinstellungen in der laufenden dritten Handelsperiode des Emissionshandels von 2013 bis 2020 im 4. Abschnitt der Zuteilungsverordnung 2020 wird voraussichtlich niemand eine Träne nachweinen: Sie gehören zu den kompliziertesten Regelungen, die das Emissionshandelsrecht jemals hervorgebracht hat. So nachvollziehbar die Motivation ist, nach der niemand 2014 zugeteilte Emissionsberechtigungen behalten soll, die er z. B. 2019 oder 2020 nicht mehr braucht: Der Mechanismus, den die Europäische Kommission vorgegeben hat, ist so komplex, dass es für Anlagenbetreiber oftmals kaum möglich ist, die Anzahl von Emissionsberechtigungen auch nur grob abzuschätzen, die ihnen nach Veränderungen der Anlage bzw. Verringerung der Anlagenauslastung noch bleiben.

Doch die Regelungen über die Kürzung der Zuteilung nach baulichen Verkleinerungen emissionshandelspflichtiger Anlagen sind nicht nur schwer zu berechnen.  Auch ihre Anwendung ist umstritten. Eine der strittigen Rechtsfragen hat das Verwaltungsgericht (VG) Berlin am 5. September 2019 nun immerhin zugunsten der Betreiberseite entschieden (10 K 372.17).

Im zugrunde liegenden Sachverhalt geht es um ein Industriekraftwerk, das 2014 eine Zuteilung erhalten hat. Im Zuteilungsantrag hatte die Betreiberin – wie alle Anlagenbetreiber – die “installierte Anfangskapazität” angegeben. Hinter diesem Begriff verbirgt sich abweichend vom üblichen Sprachgebrauch der Durchschnitt der zwei höchsten Monatsproduktionsmengen in den Kalendermonaten im Zeitraum vom 1. Januar 2005 bis 31. Dezember 2008, hochgerechnet auf ein Kalenderjahr, § 4 Abs. 1 ZuV 2020. Aus dieser Definition folgt, dass die emissionshandelsrechtliche “installierte Anfangskapazität” in aller Regel deutlich niedriger ist als die “echte” Anlagenkapazität, also das rechtliche und technische Können.

2014 baute die Anlagenbetreiberin die Anlage um. Ihre technische Kapazität sank deutlich. Die neue technische Kapazität unterschritt aber dabei nicht die “installierte Anfangskapazität” nach § 4 Abs. 1 und 4 ZuV 2020. Auch die Auslastung sank nicht, weil die Anlagenbetreiberin nur ohnehin nicht genutzte Überkapazitäten abgebaut hatte.

Die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) kürzte die Anlagenzuteilung gleichwohl basierend auf § 19 ZuV 2020 und wies auch den gegen die Kürzung der Zuteilung eingelegten Widerspruch zurück.

Diese Kürzung der Zuteilung hob das VG Berlin nun auf. Nach Ansicht der Richter liegt keine Kapazitätsverringerung nach § 2 Nr. 25 ZuV 2020 vor. Die Verkleinerung der Anlage im technischen Sinne könne nämlich schon im Ansatz keine Verringerung der installierten Anfangskapazität auslösen, wenn – wie hier – die neue technische Kapazität immer noch über der installierten Anfangskapazität liegt. Die Behörde durfte deswegen die Zuteilung nicht beschneiden.

Interessantes prozessrechtliches Detail am Rande: Rein nach deutschem Recht wäre ein solches Klagebegehren per Anfechtungsklage gegen den Kapazitätsverringerungsbescheid zu verfolgen. Weil aber die Europäische Kommission seit 2013 notwendigerweise mitwirken muss, wenn Zuteilungen geändert werden (bzw. wie hier eine Änderung rückabgewickelt werden soll), musste das Gericht die DEHSt verpflichten, neu zuzuteilen, und zwar an die Bedingung geknüpft, dass die Kommission dem zustimmt.

Sie fürchten eine Kürzung Ihrer Zuteilung von Emissionsberechtigungen? Sprechen Sie uns gern an, wir prüfen die Rechtslage vorab, begleiten von Anfang an im Verfahren und verfolgen die notwendige Beschleunigung.

2019-10-30T23:14:41+01:0030. Oktober 2019|Emissionshandel|