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Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) – ab 2021 wird CO2 teuer

CO2-Emissionen der Sektoren Wärme und Verkehr, soweit sie nicht bereits vom europäischen Emissionshandel (EU-ETS) erfasst sind, werden durch das BEHG ab 2021 kostenpflichtig. Auf große Verbraucher kommen hohe Belastungen zu, abhängig von den eingesetzten Brennstoffen. Teilnehmer am nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) sind die Inverkehrbringer der Brenn- und Kraftstoffe; sie werden die Kosten an die Letztverbraucher weitergeben. Das nEHS erfasst die Emissionen aus der Verbrennung fossiler Brenn- und Kraftstoffe (z. B. Heizöl, Flüssiggas, Erdgas, Kohle, Benzin, Diesel). Die Netto-Einnahmen fließen in den Energie- und Klimafonds (EKF) und belaufen sich 2021 ca. auf 3,6 Mrd. € (2022 auf 6,9 Mrd. €; 2023 auf 8,275 Mrd. €).

Hintergrund: Mit der Europäischen Klimaschutzverordnung von 2018 hat Deutschland im Zeitraum 2021 bis 2030 verbindliche nationale Jahresziele für die Reduzierung der Treibhausgasemissionen außerhalb des EU-ETS übernommen. Werden diese Ziele nicht eingehalten, wird es für den Steuerzahler teuer, da dann von anderen EU-Staaten erforderliche Emissionszuweisungen im Rahmen der effort-sharing-decision (Lastenteilungsentscheidung) erworben werden müssen; die Kosten hierfür können sich - je nach Zielverfehlung - jährlich im Milliardenbereich bewegen.

Der nEHS-Zertifikatepreis beträgt in 2021: 10 €/t, 2022: 20 €/t, 2023: 25 €/t, 2024: 30 €/t und 2025: 35 €/t. Ab 2026 wird ein Preiskorridor von 35 bis 60 €/t zur Auktionierung festgelegt. Somit stehen bereits in 2021 je 10 GWh/a Brennstoffeinsatz folgende Zusatzkosten auf der Energierechnung: Erdgas ca. 20.000 €; Heizöl HEL ca. 27.000 €; Braunkohlenstaub: ca. 35.000 €. Diese Kosten erhöhen sich in den Folgejahren entsprechend dem nEHS-Zertifikatspreis bis auf das 6-fache. Zwei Rechenbeispiele: Ein Verbraucher zahlt in 2025 mit ca. 40 GWh/a Erdgas ca. 280.000 €, einer mit ca. 100 GWh/a Braunkohlenstaub ca. 1,225 Mio. € zusätzlich (ab 2026 bis zu 60 €/t bzw. 2,1 Mio. €).

Finanzielle Entlastungen sind zum jetzigen Zeitpunkt nur für Unternehmen vorgesehen, „sofern die Brennstoffkosten eines Unternehmens, auch unter Berücksichtigung der durch die Einführung des Brennstoffemissionshandels verursachten direkten und indirekten zusätzlichen Kosten, [...] mehr als 20 Prozent der betriebswirtschaftlichen Gesamtkosten ausmachen oder wenn der Anteil der Zusatzkosten durch die Einführung des Brennstoffemissionshandels an der Bruttowertschöpfung […] mehr als 20 Prozent beträgt.“ Das ist ein strenger Maßstab. Für Carbon-Leakage gefährdete Unternehmen kann zudem nachträglich eine Kompensation eingeführt werden. Diese soll jedoch vorrangig durch Zuschüsse für klimafreundliche Investitionen erfolgen.

Fazit: Die Daumenschrauben sind angelegt, die Uhr läuft. Jetzt gilt es entsprechende Strategien zu entwickeln, um die Auswirkungen abzumildern. Vom Brennstoffwechsel bis hin zu Energieeinsparungen sollte alles auf den Prüfstand. Derzeit existieren noch viele Förderprogramme, die diesen Prozess deutlich vereinfachen können.

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