03. September 2020: Mit dem aktuellen Referentenentwurf des BMU zur BeV 2022 drohen Unternehmen, die bereits vom Treibhausemissionshandelsgesetz erfasst sind, nach Berechnungen von enplify innerhalb von 18 Monaten Liquiditätsnachteile in Höhe von € 2 Mrd. Von Dennis Becher.

Der vom Bundesumweltministerium (BMU) vorgelegte Referentenentwurf zur „Verordnung über die Emissionsberichterstattung nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz für die Jahre 2021 und 2022“ (kurz: BeV 2022) soll Details zur Einführung des von der Bundesregierung beschlossenen nationalen Emissionshandels im nächsten Jahr regeln. Nach unseren Berechnungen wird die BeV 2022 diejenigen Unternehmen, die bereits vom Treibhausemissionshandelsgesetz erfasst sind, 2 Mrd. € Liquidität innerhalb von 18 Monaten kosten, wie die F.A.Z. exklusiv berichtete. Im Laufe der Folgejahre wird der negative Cash-Effekt bis Ende 2025 aufgrund des steigenden CO₂-Preises und der Ausweitung des nationalen Emissionshandels auf weitere Brennstoffe, wie z.B. Kohle, auf über 6 Mrd. € steigen. Noch hat das zuständige Bundesumweltministerium nicht auf die Berechnungen reagiert – die Zeit drängt allerdings.

Hintergrund der drohenden Liquiditätsbelastungen sind die vom BMU im Verordnungsentwurf vorgesehenen Regelungen, nach denen Unternehmen zunächst für den CO₂-Ausstoß der sowohl vom europäischen als auch vom nationalen Emissionshandel betroffenen Anlagen doppelt zahlen müssen und sich anschließend auf Antrag den zu viel gezahlten Betrag zurückholen können – wohlgemerkt rund anderthalb Jahre später, nach Einreichung des im Rahmen des europäischen Emissionshandels zu erstellenden Emissionsberichtes. Bereits im Januar droht den betroffenen Unternehmen nach der enplify-Analyse branchenübergreifend ein negativer Liquiditätseffekt aus der möglichen Doppelbelastung von rund 100 Mio. € – pro Monat. Besonders betroffen sind die Branchen Chemie, Stahl / Eisen sowie die mineralverarbeitende Industrie. Aber auch die Papier- sowie die Kalkindustrie und Raffinerien müssen mit Cash-Einbußen rechnen.

Hoffen auf vertragliche Vermeidung der Doppelbelastung ist realitätsfremd.

Die BeV 2022 sieht einen Mechanismus zur Vermeidung der Doppelbelastung vor, der sich auf den eigentlichen Inverkehrbringer – also den Lieferanten, nicht den Verbraucher – konzentriert. Der Inverkehrbringer soll damit befähigt werden, für die im Vorjahr erfolgten Brennstofflieferungen an TEHG-Anlagen keine Emissionszertifikate erwerben und übertragen zu müssen. Im Nachgang unserer Veröffentlichung machen Vorschläge die Runde, dass sich Inverkehrbringer, also zum Beispiel der Erdgaslieferant, und Anlagenbetreiber, also das Industrieunternehmen, einvernehmlich auf eine vertragliche Anpassung einigen könnten, um eine Doppelbelastung zu vermeiden. Unabhängig davon, dass dieser Vorschlag das zuständige Bundesumweltministerium (BMU) unverständlicherweise aus der Verantwortung entlässt, basiert er auch auf der irrigen Annahme, dass der Erdgaslieferant freiwillig und kostenfrei das Ausfallrisiko übernimmt. Das erscheint gerade im Kontext der Corona-Krise eher realitätsfremd. Der Erdgaslieferant wäre stets auf den TEHG-Anlagenbetreiber und dessen Emissionsberichtsunterlagen angewiesen. Können diese Nachweise nicht oder nicht ausreichend erbracht werden – z.B. durch eine zwischenzeitlich eingetretene Insolvenz des Anlagenbetreibers – sieht die BeV 2022 für einen solchen Fall keine Entlastungsalternativen des Inverkehrbringers vor.

Bereits heute werden stromkostenintensive Unternehmen, die über einen Begrenzungsbescheid zur Besonderen Ausgleichsregelung verfügen, von vielen (Strom-)Lieferanten als besonders riskant eingestuft. Hier befürchten nach unserer Kenntnis viele EVU Forderungen seitens der Bundesnetzagentur (BNetzA) bzw. Übertragungsnetzbetreiber für ausgebliebene EEG-Umlagezahlungen oder -nachzahlungen, da sie in ihrer Rolle als EVU mit dem belieferten Industrieunternehmen gesamtschuldnerisch haften. Obwohl der Ursprung hierbei ein anderer ist, sind sowohl die Konstellationen als auch die monetären Risiken vergleichbar. Die Politik darf sich also nicht wegducken und auf eine unwahrscheinliche freiwillige Lösung hoffen. Das BMU ist gefordert, die betroffenen Industrieunternehmen durch eine geeignete Regelung zu schützen. Noch hat das Ministerium nicht reagiert. Wir halten Sie zu dem Thema auf dem Laufenden.

Kreative Überlegungen aus der Unternehmenspraxis.

Die betroffenen Industrieunternehmen erwägen bereits heute vielfältige Lösungen, um den auf sie zukommenden Risiken zumindest teilweise entgegenzuwirken. Nach unseren Informationen spielen manche TEHG-Anlagenbetreiber, die für rund 120 Mio. Tonnen der insgesamt 320 Mio. Tonnen industrieller CO₂-Emissionen verantwortlich sind, mit dem Gedanken, selbst als Inverkehrbringer aufzutreten, um die Pflichten und Entlastungsmechanismen aus EU-EHS und nEHS in einer Hand zu vereinen. Zeitgleich beschäftigen sich Betreiber von Anlagen knapp unterhalb des 20 MW-Schwellenwertes, mit den Möglichkeiten einer Kapazitätserhöhung, um in das TEHG-Regime zu kommen. Verbunden mit der Hoffnung, zumindest partiell Zertifikate aus freier Zuteilung zu erhalten, da das BEHG – selbst für Carbon-Leakage-Sektoren – keine freien Zuteilungsquoten vorsieht. Die jeweiligen Optionen helfen allerdings nicht nur dabei, Nachteile und Risiken zu reduzieren, sondern setzen die Inkaufnahme zusätzlicher regulatorischer Pflichten und damit verbundener Kosten voraus. Diese Beispiele zeigen, welche bürokratischen Blüten das BEHG bereits treibt.

Neben den beschriebenen Liquiditätseffekten und Mehrkosten, die in den nächsten Jahren auf große Teile der deutschen Industrie zukommen, müssen vor allen TEHG-Anlagenbetreiber mit weiter steigenden Aufwendungen aus dem CO₂-Handel rechnen. Diese sind zum einen in den zu erwartenden steigenden CO₂-Preisen im EU-EHS als auch in schwindenden Zuteilungsquoten und damit sinkenden Ausstattungsgraden begründet. Neben den bereits angepassten Mechanismen zu Zuteilungskürzungen stehen Entscheidungen und Veröffentlichungen der aktualisierten Emissionsbenchmarks, sektorübergreifenden Korrekturfaktoren und endgültiger Zuteilungsmengen noch aus und werden voraussichtlich im 4. Quartal 2020 bzw. 1. Quartal 2021 erfolgen. All diese Größen haben Einfluss auf die zukünftigen Ausstattungsgrade und damit auf den Eindeckungsbedarf mit und die Nachfrage nach EUAs.

EU will Gratis-Zertifikate drastisch kürzen.

Einem noch nicht veröffentlichten Konzeptpapier zufolge sollen die Klimaauflagen für große Teile der Industrie in den nächsten Jahren deutlich verschärft werden. Hersteller von Eisen, Kokskohle, Papier oder Raffinerien sollen fast ein Viertel weniger Gratisrechte zum CO₂-Ausstoß erhalten, wie die Nachrichtenagentur Reuters am Mittwoch berichtete. Entsprechend müssten sie diese Rechte über den Markt im Rahmen des EU-Emissionshandels zukaufen. Bislang erhalten die Betriebe diese Rechte nahezu vollständig gratis zugeteilt, wenn sie mit ihren Produkten im internationalen Wettbewerb stehen. Von insgesamt 52 solcher Produktgruppen will die EU demnach für 43 die Gratis-Rechte um 24 Prozent zwischen 2021 und 2025 kürzen. Die übrigen Gruppen umfassen vor allem Stahl und Aluminium, wo die Gratis-Rechte um etwa drei Prozent reduziert werden sollen. Deutschland als größtes Industrieland in der EU wäre davon am stärksten betroffen. Allerdings handelt es sich bei dem Papier um einen ersten Entwurf, die EU-Kommission will die endgültige Entscheidung bis Ende des Jahres treffen.In Anbetracht dieser Auslegungsmerkmale sind die Voraussetzungen für eine Zusammenarbeit zwischen öffentlichen Auftraggebern im Sinne der Richtlinie 2014/24/EU nicht erfüllt, wenn ein öffentlicher Auftraggeber eine allein in seiner Verantwortung liegende Aufgabe im öffentlichen Interesse nicht selbst erledigt, sondern gegen Entgelt in Teilen durch einen anderen öffentlichen Auftraggeber erledigen lässt.