Mit dem Brennstoffemissionshandel, als zentraler Baustein des "Klimaschutzprogramms 2030", weitet die Bundesregierung die CO2-Bepreisung über die bisherigen Sektoren Industrie und Energiewirtschaft hinaus auf die Bereiche Verkehr und Gebäude aus. Das "Gesetz über ein nationales Emissionshandelssystem (nEHS) für Brennstoffemissionen (BEHG)" legt hierzu den rechtlichen Rahmen.
Das nEHS erfasst die Emissionen aus der Verbrennung fossiler Brenn- und Kraftstoffe (insbesondere Heizöl, Flüssiggas, Erdgas, Kohle, Benzin und Diesel). Dabei umfasst das System im Sektor Wärme die Emissionen der Wärmeerzeugung des Gebäudesektors sowie der Energie- und Industrieanlagen außerhalb des EU-Emissionshandelssystems (EU-EHS). Im Verkehrssektor werden Emissionen aus der Verbrennung fossiler Kraftstoffe, jedoch nicht dem Luftverkehr, der dem EU-ETS unterliegt, erfasst.
2.1 Nationale CO2-Bepreisung ab dem 1.1.2021
Ab dem 1.1.2021 besteht somit die Pflicht zur Abgabe von Emissionszertifikaten: Unternehmen, die Heiz- und Kraftstoffe in Verkehr bringen, werden gesetzlich verpflichtet Zertifikate (als Verschmutzungsrechte) in Höhe des im Verbrauch verursachten CO2 Ausstoßes zu erwerben. Für jede Tonne CO2, die bei der Verbrennung der Brennstoffe freigesetzt werden kann, muss ein Zertifikat abgegeben werden.
Die Zertifikate und damit der Ausstoß von CO2 werden zwischen 2021 und 2025 zunächst mit einem Festpreissystem ausgestattet, das eine schrittweise Erhöhung der Zertifikatspreise und damit eine kontinuierliche Verteuerung der Brennstoffe vorsieht. Zum Start gilt ein Preis von 25 EUR/t CO2, der bis zum Jahr 2025 auf 55 EUR/t CO2 steigt. Ab 2026 tritt eine dynamische Regelung per Auktion in Kraft, mit einem festgelegten Preiskorridor von 55 EUR bis 65 EUR/t CO2 (vgl. Abb. 1).
Abb. 1: Entwicklung CO2-Preis
Während die Auswirkungen des EU-EHS und dessen Reform bereits deutlich erkennbar sind und in der energieintensiven Industrie Wirkung zeigen, sind die Auswirkungen der nationalen CO2-Bepreisung durch das BEHG für Unternehmen häufig noch unklar.[1]
Nachfolgend werden der durch das BEHG gesetzte Rahmen aufgezeigt und die Auswirkungen für Unternehmen analysiert. Hierbei ist anzumerken, dass das BEHG viele Detailfragen, die sich auf die Ausgestaltung und Umsetzung des Systems beziehen, unbeantwortet lässt. Die bis dato vorliegenden zwei Rechtsverordnungen werden kontinuierlich ergänzt und damit die notwendigen Konkretisierungen geliefert.[2]
2.2 Sechs mögliche Formen der Betroffenheit
Grundsätzlich setzt das nEHS – im Gegensatz zum EU-EHS – bei den Inverkehrbringern von fossilen Brennstoffen an (sog. Upstream-Ansatz) und verpflichtet diese zur Abgabe von Zertifikaten für die Emissionen der in Verkehr gebrachten und später verbrannten Brennstoffe. Neben den Inverkehrbringern dieser Brennstoffe sind aber auch alle anderen Unternehmen, die Brennstoffe nutzen, indirekt betroffen. Sie nehmen nicht am nationalen Emissionshandel teil, tragen aber die zusätzlichen Kosten, die durch die Inverkehrbringer über einen Preisaufschlag an die Endkunden weitergeben werden. Zudem sind durch steigende Preise in den Lieferketten auch Unternehmen, die selbst keine Brennstoffe verbrauchen, indirekt betroffen. Folglich sind sämtliche Unternehmen – ob direkt oder indirekt – durch das System in unterschiedlichem Ausmaß betroffen. Im Wesentlichen lässt sich die Betroffenheit in sechs Fälle differenzieren (vgl. Abb. 2).
Abb. 2: Auswirkungen der nationalen CO2-Bepreisung
2.2.1 Fall 1: Direkte Auswirkungen durch das nEHS
Von den Berichts- und Abgabepflichten direkt betroffene Unternehmen sind Unternehmen, die als Erzeuger bzw. Inverkehrbringer von Brennstoffen agieren. Diese müssen ab dem Jahr 2021 am nationalen Emissionshandel teilnehmen und damit Zertifikate erwerben bzw. abgeben, Emissionen berichten sowie ein Registerkonto einrichten und führen. Inverkehrbringer von Brennstoffen gemäß Anlage 1 des BEHG sind rund 4000 Unternehmen – Erdgaslieferanten, Importeure von Heizölen und Kraftstoffen, Großhändler von Kraftstoffen und Heizölen sowie Raffinerien, wenn die dort hergestellten Produkte direkt in den Verkehr gebracht werden.[1]
Diese Unternehmen tragen je nach Verschmutzungsgrad (in CO2/kWh) ihrer Energieträger den politisch festgelegten Preis (EUR/t CO2) für die Zertifikate, die zunächst auch dort in der Ergebnisrechnung aufschlagen. Die entstehenden Zusatzkosten werden jedoch regelmäßig per Preisaufschlag an die Kunden weitergereicht werden. Inwieweit dies bei bestehenden Lieferverträgen möglich ist, hängt von der konkreten Vertragsgestaltung ab. Enthalten Verträge sog. Steuern- und Abgabenklauseln, auch für entstehende Kosten durch Emissionszertifikate, so ist eine Umlage auf die Kunden zulässig. Bestehende Lieferverträge, die die Mehrheit bei Brennstofflieferungen bilden dürften, müssen daher geprüft und ggf. entsprechend angepasst werden. Abgesehen von den Zertifikatskoste...
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