Dipl.-Kffr. Andrea Kämmler-Burrak

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 Zertifikatskosten verbleibt der bürokratische Aufwand in Verbindung mit dem Emissionshandel bei den Inverkehrbringern.[2]

Die größere Kostenbelastung wird allerdings bei den verbrauchenden Unternehmen erwartet – besonders bei denen, die einen hohen Anteil an fossilen Brennstoffen im Energiemix aufweisen. Hier sind allerdings einige Sonderregelungen zu beachten.

[1] Im Jahr 2021 und 2022 sind diese Brennstoffe beschränkt auf Benzine, Gasöle, Heizöle, Erdgas und Flüssiggase. Siehe auch: http://www.gesetze-im-internet.de/behg/anlage_2.html.
[2] Unternehmen müssen ein Registerkonto anlegen und führen, einen Überwachungsplan und Emissionsbericht beim Umweltbundesamt (voraussichtlich DEHSt) einreichen und auf Basis der jährlich ermittelten Emissionen entsprechend Zertifikate abgeben. Vgl. hierzu: https://www.dehst.de/SharedDocs/downloads/DE/nehs/nehs-hintergrundpapier.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

2.2.2 Fall 2: Indirekte Betroffenheit, aber "Ausschluss" aufgrund von Doppelbelastung (§ 11 Abs. 2 BEHG)

Doppelbelastungen aus dem EU-EHS und dem nEHS sollen grundsätzlich vermieden werden. Wird ein Brennstoff im Anwendungsbereich des BEHG an eine dem EU-EHS unterliegende Anlage geliefert und dort eingesetzt, fallen die Emissionen dieses Brennstoffs unter beide Systeme. Zur Vermeidung einer solchen Doppelbelastung sieht das BEHG aktuell zwei Mechanismen vor:

  • Ex ante Vermeidung: Vorzugsweise können Inverkehrbringer ihre Abgabeverpflichtung um die an EU-EHS­Anlagen gelieferten und dort eingesetzten Brennstoffmengen reduzieren. Damit fällt der nationale CO2-Preis für den Brennstoffverbrauch der EHS-Anlage gar nicht erst an. Dies funktioniert allerdings nur bei direkten Lieferbeziehungen (z. B. bei Erdgas als Brennstoff). Hierfür muss der EU-EHS-Anlagenbetreiber sowohl die Brennstoffmenge als auch die Berücksichtigung der Anlage im EU-EHS glaubhaft darlegen können und zudem im Jahr darauf den Nachweis für die erfolgte Einbringung der EU-EHS-Zertifikate liefern.
  • Ex post Kompensation: Kann eine Doppelbelastung im Vorhinein nicht vermieden werden, so sieht das BEHG eine nachträgliche, vollständige finanzielle Kompensation vor.[1] Diese ist durch den Betreiber einer EU-EHS­Anlage entsprechend zu beantragen.

Die konkrete Ausgestaltung dieser Mechanismen ist noch durch eine Rechtsverordnung zu regeln.[2]

[1] § 11 Abs. 2 BEHG.

2.2.3 Fall 3: Indirekte Betroffenheit, aber Nutzung der Härtefallregelung (§ 11 Abs. 1 BEHG)

Führt das BEHG und die damit verbundene CO2-Kostenbelastung zu einer unzumutbaren Härte kann in Ausnahmefällen die vorgesehene Härtefallregelung genutzt werden. Betroffene Unternehmen, die fossile Brennstoffe verbrauchen, können hier einen Antrag auf finanzielle Kompensation in einer zur Vermeidung der unzumu...

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