Am 20. Dezember 2019 hat der Gesetzgeber mit Inkrafttreten des Brennstoffemissions­handelsgesetz (BEHG) ein nationales Emissionshandelssystem eingeführt. Das BEHG soll ab 2021 als zentrales Klimaschutzinstrument der Bundesregierung CO2-Emissionen insb. in den Bereichen Wärme und Verkehr auf nationaler Ebene bepreisen.

Zur Teilnahme am nationalen Emissionshandel (nEHS) verpflichtet sind durch den Upstream-Ansatz des BEHG die Inverkehrbringer von bestimmten Brennstoffen nach Anlage 1 BEHG. Demgegenüber bindet der europäische Emissionshandel die direkten Emittenten von Emissionen. Dieser andere Ansatz des BEHG ist den einbezogenen Sektoren geschuldet: Im Sektor Verkehr bspw. würde andernfalls eine große Anzahl an PKW-Fahrern als Emittenten verpflichtet werden müssen.

Tatbestandlich knüpft das BEHG gem. § 2 Abs. 2 an die Steuerentstehungstatbestände des Energiesteuerrechts an. Deswegen gilt: Wer Brennstoffe wie bspw. Benzin, Diesel, Heizöl, Erdgas oder Flüssiggas in Deutschland in Verkehr bringt, benötigt ab 2021 Emissionszertifikate für den nEHS. Aber auch Brennstoffe wie Holz, pflanzliche Öle und Fette sowie Siedungsabfälle, die als Heiz- oder Kraftstoff verwendet werden, sind ab 2023 vom BEHG umfasst. Das BEHG verpflichtet in erster Linie Hersteller, Großhändler und Importeure von Brennstoffen, die die Brennstoffe aus dem sog. Steuerlager entnehmen.

Konsequenterweise müssen viele Industrieunternehmen als Verbraucher von Brennstoffen, da die Inverkehrbringer die finanzielle Mehrbelastung weitergeben werden, ab 2021 z. B. mit steigenden Erdgaspreisen bis zu einem Cent pro Kilowattstunde in 2025 rechnen. Auch private Verbraucher dürfen sich auf höhere Benzin- und Dieselpreise von 6 bzw. 7 Cent in 2021 einstellen.

Quelle: Eigene Darstellung nach DEHSt Hintergrundpapier, Nationales Emissionshandelssystem, 2020, S. 8.

Gem. § 7 Abs. 1 BEHG ist der Verantwortliche (Inverkehrbringer) verpflichtet, bis zum 31. Juli des Folgejahres über die in Verkehr gebrachten Brennstoffemissionen zu berichten (Emissionsbericht). Basis des Emissionsberichts ist der Überwachungsplan, der die Methodik und das Datenmanagement zur Ermittlung von Brennstoffemissionen enthält. Der Überwachungsplan ist nach neuer Berichterstattungsverordnung 2022 (BeV 2022), die am 07.07.2020 als Referentenentwurf von der Bundesregierung veröffentlicht wurde, erstmalig für die Periode 2023 zu erstellen. Zuständige Behörde ist die deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt), die bereits den EU-Emissionshandel verwaltet.

In zeitlicher Hinsicht haben die Verantwortlichen folgende Pflichten:

1. Jährliche Abgabe eines von einer Prüfstelle verifizierten Emissionsberichts bei der DEHSt zum 31.07. Die Pflicht zur Verifizierung entfällt in den Perioden 2021 und 2022.
2. Für jede Handelsperiode ist ein Überwachungsplan zu erstellen und an die DEHSt zu übermitteln. In den Jahren 2021 und 2022 entfällt die Pflicht zur Erstellung eines Überwachungsplans.
3. Darüber hinaus soll die Ermittlung der Brennstoffmengen gem. § 5 Abs. 3 BeV 2022 in den ersten beiden Perioden (also ab 2021) nach Standardwerten erfolgen.
4. Zum 30.09. eines jeden Jahres sind die Zertifikate abzugeben, die der Menge der berichteten Brennstoffemissionen entsprechen.

Diese „Entbehrlichkeit“ des Überwachungsplans für die Perioden 2021 und 2022 nach § 3 BeV 2022 könnte einige Verantwortliche in Schwierigkeiten bringen. Der Überwachungsplan bildet das Grundgerüst der Methodik über die Ermittlung von Brennstoffemissionen und damit das Fundament des jährlich einzureichenden Emissionsberichts. Die BfU empfiehlt aus diesem Grund und, um empfindliche Sanktionen sowie Fehlkalkulationen bei den Berichtsmengen zu vermeiden, möglichst frühzeitig einen Überwachungsplan zu erstellen bzw. vorzulegen.

Interessant könnte für viele Verantwortliche die Regelung zur Vermeidung von Doppelbelastungen sein, wenn sie Brennstoffe, die dem nEHS unterliegen, an eine dem EU-Emissionshandel unterliegende Anlage liefern. Gem. § 7 Abs. 5 S. 1 BEHG sind Doppelbelastungen infolge des Einsatzes von Brennstoffen in dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlagen zu vermeiden. Vor diesem Hintergrund gibt die Bundesregierung gem. § 11 BeV 2022 den Verantwortlichen die Möglichkeit, diese zu berichtende Brennstoffmenge abzuziehen. Für die abzuziehende Menge müssen letztendlich keine Zertifikate mehr erworben werden und es kommt beim EU-EHS-Anlagenbetreiber zu keiner Doppelbelastung durch einerseits Weitergabe der Kosten aus dem nEHS und dem Erwerb von Zertifikaten aus dem EU-EHS.

Alternativ kann der Betreiber einer EU-EHS-Anlage gem. § 11 Abs. 2 BEHG eine finanzielle Kompensation bei der DEHSt beantragen, wenn er Brennstoffe bezieht, die dem nEHS unterliegen und für deren Menge entsprechend Zertifikate vom Verantwortlichen im nEHS erworben werden und somit eine finanzielle Mehrbelastung beim Anlagenbetreiber (EU-EHS) entsteht. Die Bundesregierung wird ermächtigt, auch in diesem Fall eine Rechtsverordnung zu erlassen.

Seit 2005 betreuen unsere Experten eine Vielzahl von Unternehmen im EU-Emissionshandel. Sofern Sie Unterstützung bei der Erstellung eines Überwachungsplans sowie der jährlichen Berichterstattung im nationalen Brennstoffemissionshandel benötigen, sprechen Sie uns gerne an!

Stefan Hüsemann
– Sachverständiger für Genehmigungsverfahren im Umweltbereich, Umweltgutachter –
T: +49 172 9286144
E: huesemann@energon-ag.de

Marktstammdatenregister – Pflichten und Hintergrund

Im März 2017 ist die Marktstammdatenregisterverordnung in Kraft getreten. Auf dieser Grundlage baut die Bundesnetzagentur das Marktstammregister(MaStR) auf. Mit dem Register wird eine für jedermann nutzbare einheitliche Datenbasis der leitungsgebundenen Energieversorgung geschaffen.

Das MaStR löst das Anlagenregister und das PV-Meldeportal ab und bündelt viel energiewirtschaftliche Meldepflichten im Strom- und Gasbereich. Start des Webportals wurde mehrfach verschoben, geplant ist nun der 4.12.2018.

Adressat: Nach dem Start des Portals müssen sich Marktakteure selbst sowie, wenn vorhanden, ihre Einheiten zur Erzeugung, Speicherung und Energieverbrauch eintragen.

Wen trifft die Registrierungspflicht im Einzelnen?

• Betreiber von Erzeugungseinheiten (Strom und Gas) müssen sich selbst ins Register eintragen, damit sie dort die Daten ihrer Einheiten registrieren und pflegen können.
• Stromverbraucher müssen sich und ihre Stromverbrauchseinheiten nur eintragen, wenn ihre Einheiten an das Höchst- oder Hochspannungsnetz angeschlossen sind.
• Gasverbraucher müssen sich und ihre Gasverbrauchseinheiten nur eintragen, wenn ihre Einheiten an das Fernleitungsnetz angeschlossen sind.
• Organisierte Marktplätze: Dazu gehören Strombörsen, wenn Sie Produkte für den deutschen Markt handeln, aber auch Handelsplattformen etwa für OTC-Geschäfte oder für Netz- oder Gasspeicherkapazitäten.
• Unter der Bezeichnung „Akteur im Strommarkt“ und „Akteur im Gasmarkt“ müssen sich Energiehändler, Lieferanten und Messestellenbetreiber etc. registrieren, sobald das Webportal gestartet ist.
• Netzbetreiber (von Netzen der allgemeinen sowie von geschlossenen Verteilernetzen)

Verbindlichkeit: Eine Registrierung ist Pflicht. Die Nichtregistrierung erfüllt den Tatbestand einer Ordnungswidrigkeit (vgl. § 21 Nr. 1 iVm § 3 Abs. 1 MaStRV). Bei den Betreibern von EEG- und KWKG-Anlagen setzt die Förderung eine Registrierung voraus. Betreiber von Bestandsanlagen erhalten ab dem 1. Juli 2019 keine Förderung mehr nach dem EEG und KWKG, wenn sie die Pflicht zur Registrierung nicht erfüllt haben. Die Netzbetreiber übernehmen die Überprüfung der registrierten Daten.

Besonders schwierig ist die Frage, wann man als Stromlieferant von der Registrierungspflicht erfasst ist. Ausgangspunkt ist die Gesetzesformulierung in § 2 Nr. 12 MaStRV. Danach ist Stromlieferant „jede natürliche oder juristische Person, die Strom an andere liefert“. Letztverbraucher scheiden folglich aus. Meist wird eindeutig sein, wer den Strom verbraucht und wer ihn liefert. Allerdings sind Einzelfälle denkbar, in denen unklar ist, wem der Verbrauch zuzurechnen ist. Die Bundesnetzagentur grenzt anhand von drei Kriterien ab, wer Letztverbraucher ist, da er Betreiber der Verbrauchseinrichtung ist:

• Wer übt die tatsächliche Herrschaft über die elektrischen Verbrauchsgeräte aus?
• Wer hat die Handlungsbefugnis über die Arbeitsweise der Geräte?
• Wer trägt das wirtschaftliche Risiko?

Werden die Kriterien nicht kumulativ erfüllt, spricht dies dafür, dass eine Personenverschiedenheit und damit eine Stromlieferung an einen anderen Letztverbraucher vorliegt. In diesem Fall besteht eine Registrierungspflicht. Reine Weiterverteiler werden von der Meldepflicht nicht betroffen sein, wenn der gelieferte Strom in Gänze aus dem Netz der allgemeinen Versorgung bezogen wird und der Strom komplett aus der Kundenlage stammt, in der selbst verbraucht wird. Ob Entgelt gezahlt wird, hat keine Relevanz. Selbstverständlich kann die beschriebene Prüfung nur ein Indiz sein, das nicht alle Einzelfälle löst.

Treten Sie gerne in Kontaktmit uns, wenn Sie weiterführende Fragen haben.

Verfasst von Super User am 14. Dezember 2016.

Die sog. fP-Gutachter der ENERGON AG erstellen Bescheinigungen über die energetische Bewertung von Fernwärme nach FW 309

Die Energieeinsparverordnung begrenzt den Jahresprimärenergiebedarf (fP) von Gebäuden. Zur Ermittlung des Jahresprimärenergiebedarfs von Fernwärme versorgten Gebäuden muss der Primärenergiefaktor der Fernwärme bekannt sein. Eine Bescheinigung über den nach FW 309-1 des AGFW ermittelten Primärenergiefaktor darf nur von einem „fp-Gutachter FW 609“ ausgestellt werden, der die Prüfung nach dem AGFW-Arbeitsblatt FW 609 bestanden und eine gültige Prüfbescheinigung hat. Umweltgutachter der Energon AG sind hierzu von vom Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK (AGFW) zugelassen und stellen für Sie die entsprechenden Bescheinigungen über die energetische Bewertung von Fernwärme aus. Darüber hinaus können Deckungsanteile oder Ersatzmaßnahmen nach EEWärmeG geprüft und bestätigt werden. Weitere Informationen erhalten Sie auch unter www.agfw.de/erzeugung/energetische-bewertung/enev-und-fernwaerme/

Verfasst von Super User am 28. Juli 2016.

Am 08. Juli hat der Bundestag die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) beschlossen. Das neue EEG 2017 enthält eine Reihe von Änderungen in Bezug auf die laufende Vergütung von EEG-Anlagen. Daneben ergeben sich zudem Änderungen im Bereich der Besonderen Ausgleichsregelung, d.h. der EEG-Umlagebegrenzung.

Durch diese Änderungen besteht nun ggf. für weitere Unternehmen die Möglichkeit von einer verringerten EEG-Umlage für den verbrauchten Strom zu profitieren. Dies ergibt sich aus dem geänderten § 64 EEG. Bereits das EEG 2014 sah hier eine komplizierte Begrenzung der EEG-Umlage vor, in Abhängigkeit von Branchenzuordnung und Stromkostenintensität. Durch die Anhebung des Schwellenwertes der Stromkostenintensität auf 17% bzw. 20%, drohten zunächst einige Unternehmen aus der Besonderen Ausgleichsregelung herauszufallen. Diesen wurde bisher durch Härtefallregelungen eine weitere EEG-Umlagebegrenzung ermöglicht.

Diese Härtefallregelungen laufen zum Jahresende aus, werden jedoch im EEG 2017 nicht nur aufgegriffen, sondern sogar erweitert. Damit können künftig auch Unternehmen ab einer Stromkostenintensität von 14% regulär von einer reduzierten EEG-Umlage profitieren. Weiterhin fallen bestimmte Obergrenzen für die Begrenzungssumme weg. Die Voraussetzungen sind jedoch nicht immer eindeutig und müssen für jeden Unternehmensfall explizit geprüft werden.

Das EEG 2017 soll zum 01. Januar 2017 in Kraft treten. Dabei müssen die neuen Regelungen zur Besonderen Ausgleichsregelungen jedoch noch durch die EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt werden.

Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung!

Verfasst von Super User am 28. März 2014.

Die sognannte „Seveso-III-Richtlinie“ (Richtlinie 2012/18/EU des Europäischen Parlaments und des Rates zur Beherrschung der Gefahren schwerer Unfälle mit gefährlichen Stoffen zur Änderung und anschließender Aufhebung der Richtlinie 96/82/EG) ist bisher nicht in deutsches Recht umgesetzt worden, obwohl die europäische Fristvorgabe für die Umsetzung bereits im Mai ausgelaufen ist.

Aus der nicht fristgemäßen Umsetzung der Seveso-III-Richtlinie ergeben sich folgende Konsequenzen:

• Die Seveso-III-Richtlinie kann von den zuständigen Behörden im Regelfall nicht direkt angewendet werden, wenn dies zu Nachteilen für den Betreiber einer Anlage führen kann.
  Eine belastende, unmittelbare Wirkung auf die Bürger darf sich aus der Nicht-Umsetzung einer europäischen Richtlinie grundsätzlich nicht ergeben. Dies ergibt sich aus Art. 288 Abs. 3 AEUV i.V.m. der Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofes.

• Ergeben sich für den Betreiber einer Anlage positive Konsequenzen, so kann er von der Behörde die Umsetzung der Seveso-III-Richtlinie im Regelfall für seinen Betrieb fordern.