LULUCF-Emissionen ab 2021 verboten

Von der Verpflichtungsperiode 2021-2025 an sind Nettoemissionen aus den Sektoren Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF-Emissionen) in der EU verboten. Dies sieht die Verordnung (EU) 2018/841 vom 30. Mai 2018 vor. Global betrachtet geht laut IPCC knapp ein Viertel der anthropogenen Treibhausgas-Emissionen auf den LULUCF-Sektor zurück. In der EU ist dieser Anteil zwar bedeutend geringer. Dennoch müssen diese Emissionen adressiert werden; dies nicht zuletzt, weil der im Europäischen Emissionshandel für Biomasse-Energie angesetzte Emissionsfaktor von 0 nur dann mit den IPCC-Leitlinien vereinbar ist, wenn die mit der Biomasse-Gewinnung verbundenen Emissionen anderweitig berücksichtigt werden (vgl. Erwägungsgrund 15). Allerdings behandelt die Verordnung nur solche Emissionen als verbotene Netto-Emissionen, die über das Niveau einer bestimmten Baseline hinausgehen. Tatsächlich werden die Sektoren also weiterhin Emissionen verursachen. Der vorliegende Beitrag stellt die Verordnung und ihre Bedeutung für die Bundesrepublik Deutschland vor.

Geltungsbereich und Verpflichtung

Die Verordnung findet Anwendung auf die Treibhausgase CO2, CH4 und N2O (vgl. Art. 2 Abs. 1 Satz 1 iVm Anhang I Abschnitt A). Während der ersten Verpflichtungsperiode 2021-2025 sind nur Emissionen und Abbau aus Aufforstung, Entwaldung, bewirtschaftete Acker- und Waldflächen sowie von bewirtschaftetem Grünland zu berücksichtigen. Bewirtschaftete Feuchtgebiete sind erst in der zweiten Verpflichtungsperiode 2026-2030 verpflichtend einzubeziehen, können aber freiwillig schon früher berücksichtigt werden (Art. 2 Abs. 1 und 2).

Die zentrale Verpflichtungsnorm findet sich in Art. 4. Danach dürfen in den beiden Verpflichtungsperioden jeweils nicht mehr Treibhausgase aus den genannten Kategorien emittiert als abgebaut werden. Eine Verrechnung zwischen verschiedenen LULUCF-Sektoren ist aber möglich. So können Emissionen aus der Landwirtschaft gegen Forst-Senken gerechnet werden. Veränderungen des Kohlenstoffbestands in den Kohlenstoffspeichern sind ebenfalls zu berücksichtigten (Art. 5 Abs. 4). Zu den Kohlenstoffspeichern im Sinne dieser Vorschrift zählen unter anderem unterirdische Biomasse, organischer Kohlenstoff im Boden und Holzprodukte (in den Kategorien aufgeforstete Flächen und bewirtschaftete Waldflächen), vgl. Anhang I Abschnitt B.

Ermittlung der Netto-Emissionen

Ackerflächen und Grünland

Doch wenn LULUCF-Emissionen – wie geplant – ab 2021 verboten sein sollen, muss man sie auch ermitteln können. Die Netto-Emissionen aus bewirtschafteten Ackerflächen und bewirtschaftetem Grünland sind gemäß Art. 7 wie folgt zu bestimmen:

Zunächst ermitteln die Mitgliedsstaaten die Emissionen des jeweiligen Sektors über die gesamte Verpflichtungsperiode hinweg. Hiervon ziehen sie die Emissionen ab, die während der Baseline-Periode 2005 bis 2009 von dem Sektor ausgingen. In der Bundesrepublik gingen während der Baseline-Periode durchschnittlich 13.232,5 kt CO2e pro Jahr auf bewirtschaftetes Ackerland zurück, im Jahr 2017 (letzte verfügbare Daten) dagegen 15.115,3 kt. Würde sich dieser Wert halten, müssten die Bundesrepublik sich jährlich 1.882,8 kt THG-Emissionen aus der Bewirtschaftung von Ackerflächen ins Buch schreiben. Bei bewirtschaftetem Grünland fand mit 22.548 kt im Jahr 2017 dagegen eine Verbesserung gegenüber dem Durchschnitt der Baseline-Periode (24.305 kt) in Höhe von 1.757 kt statt.

Bewirtschaftete Waldflächen

Komplizierter ist die Verbuchung bei bewirtschafteten Waldflächen. Denn der Vergleich mit einer unionsweiten Baseline-Periode würde den natürlichen Umständen, dynamischen altersbedingten Waldstrukturen und der früheren und gegenwärtigen Bewirtschaftungspraktiken nicht gerecht (Erwägungsgrund 16). Die Netto-Emissionen aus der jeweiligen Verpflichtungsperiode werden daher nicht mit jenen aus einer Baseline-Periode verglichen, sondern mit einem hypothetischen Emissionenszenario für die Verpflichtungsperiode (Art. 8 Abs. 1). Dieser „Referenzwert für Wälder“ beruht auf einer Extrapolierung nachhaltiger Waldbewirtschaftungspraxis während der Jahre 2005 bis 2009 im jeweiligen Mitgliedsstaat und bildet so dessen spezifische Waldstruktur ab (Art. 8 Abs. 4).

LULUCF-Emissionen sind ab 2021 verboten. Die Bewirtschaftung von Waldflächen bietet bilanzielles Potential

Der vorläufige Referenzwert für die Bundesrepublik beträgt -10.022,4 kt/a und wird bis Ende Oktober 2020 durch den finalen Wert ersetzt (Art. 8 Abs. 10). Das ist deshalb verwunderlich, weil die Nettoemissionen in den Jahren 2005-2009 mit durchschnittlich -47.592,9 kt deutlich niedriger lagen. Hintergrund könnte insbesondere ein alternder – und somit immer weniger CO2 bindender – Baumbestand sein. Allerdings betrugen die Nettoemissionen im Jahr 2017 sogar -57.590,5 kt – also stattliche 47.568,2 kt unter dem Referenzwert! Auch im nationalen Anrechnungsplan für die Forstwirtschaft von Dezember 2018 wurde noch ein Referenzwert von -39.217 kt vorgeschlagen. Die um Erläuterung gebetene Expertengruppe in der EU-Kommission verwies mich an das Bundesumweltministerium, da der neue Referenzwert gemäß Art. 8 Abs. 7 von dieser vorgeschlagen wurde. Ich habe meine Anfrage daher dort wiederholt. Die Antwort wird voraussichtlich mit der immensen Trockenheit der vergangenen beiden Sommer zu tun haben.

Übersteigt der THG-Abbau durch bewirtschaftete Waldflächen deren THG-Emissionen, kann das Delta gemäß Art. 8 Abs. 2 indes nur in begrenztem Umfang zum Ausgleich anderer LULUCF-Emissionen herangezogen werden. Der Abzug beträgt maximal (jährlich) 3,5% der forstwirtschaftlichen Emissionen aus dem landesspezifischen Basisjahr (für Deutschland gemäß Anhang III: 1990). Da die Emissionen damals -75.256,3 kt betrugen, kann die Bundesrepublik für die gesamte erste Verpflichtungsperiode maximal 5×3.5% von diesem Wert, mithin -13.170 kt als negative Emissionen aus diesem Sektor ausweisen.

Zusammenfassung

Emissionen aus den Sektoren Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF-Emissionen) sind ab 2021 in der EU formal verboten. Als Netto-Emissionen zählen aber nur Emissionen, die über eine bestimmte Baseline hinausgehen. Diese bestimmt sich bei Ackerflächen und Grünland nach den Emissionen in den Jahren 2005-2009, und bei Wäldern nach einem hypothetischen Referenzwert. Gerade in Deutschland übersteigt der Abbau daher bei weitem die Emissionen. Der Effekt wird durch eine nur teilweise Berücksichtigung der vom Wald verursachen negativen Emissionen begrenzt. Dennoch ist die Frage erlaubt, ob hier wirklich Netto-Emissionen vermieden werden, oder ob nicht einfach – wie bei CORSIA für den internationalen Flugverkehr – Emissionen auf hohem Niveau dauerhaft festgeschrieben werden.

Mit Biogas die ETS-Pflicht vermeiden?

Die Verbrennung von Biogas unterliegt nicht dem Europäischen Emissionshandel (EU-ETS). Beim gegenwärtigen der EU-Allowances (EUA) von rund 25 EUR lohnt sich sein Einsatz finanziell aber nur, wenn es höchstens 5 EUR / MWh teurer ist als konventionelles Gas. Dessen Preis bewegt sich bei langfristigen Lieferverträgen um die 20 EUR/MWh, Biogas kostet dagegen um die 60 EUR/MWh.

Erdgas hat gemäß Anhang VI Monitoring-Verordnung (EU 601/2012) einen Treibgas-Faktor von 56,1 t CO2/TJ, d.h. 0,2 t/MWh. Beim derzeitigen EUA-Preis von ca. 25 EUR sind für seine Verbrennung unter dem EU-ETS also ca. 5 EUR pro MWh zu bezahlen. Der Arbeitspreis langfristiger Gaslieferverträge bewegt sich um 20 EUR/MWh.

Biogas (d.h. Gas mit Herkunftsnachweis) hat einen Emissionsfaktor von 0 (Art. 38 Abs. 3 Monitoring-VO). Der Einsatz von Biogas kann Betreibern also 5 EUR/MWh für ihre Verpflichtungen unter dem EU-ETS ersparen. Ein eigenes dena-Konto ist dafür nicht erforderlich, da der Lieferant ausweislich einer telefonischen Auskunft der dena den Erwerb und die Löschung der Herkunftsnachweise selbst vornehmen würde.

Allerdings ist Biogas mit rund 60 EUR pro MWh signifikant teurer als normales Erdgas; der Bio-Aufschlag übertrifft den EUA-Aufschlag also weitem.

Doppelbelastung nach BEHG und EU-ETS

Durch das Nebeneinander von BEHG und EU-ETS droht eine Doppelbelastung von Betreibern von dem EU-ETS unfallenden Anlagen.

Am 20. Dezember 2019 trat das Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen (BEHG) in Kraft. Das BEHG wird künftig den Erwerb von Brennstoffen mit einer zusätzlichen nationalen Abgabe im Rahmen eines nationalen Emissionshandelssystems (nEHS) belasten. Ziel ist, auch CO2-Emissionen aus Sektoren einem Cap&Trade-System zu unterwerfen, die nicht dem Anwendungsbereich des Europäischen Emissionshandels (EU-ETS) unterfallen.

Der Gesetzgeber hat sich dabei für einen sog. Upstream-Ansatz entschieden, bei dem – anders als beim EU-ETS – nicht an die CO2-verursachende Tätigkeit selbst (downstream) angeknüpft wird, sondern an die Bereitstellung der hierfür erforderlichen Brennstoffe. Dies ist vergleichbar mit der Bekämpfung von Schusswaffenverletzungen durch Regulierung des Schusswaffenverkaufs und stellt grundsätzlich ein effektives und legitimes Policy-Tool dar.

BEHG und ETS überschneiden sich teilweise. Eine Doppelbelastung sollte aber vermieden werden.

Problematisch ist, dass Betreiber von ETS-Anlagen durch diese Regelungstechnik Gefahr laufen, doppelt belastet zu werden – zunächst durch einen nEHS-Aufschlag beim Erwerb der Brennstoffe, und ein weiteres mal bei deren Einsatz in den ETS-relevanten Prozessen selbst. Laut § 7 Abs. 5 BEHG wird die Bundesregierung bis Ende des Jahres eine Verordnung veröffentlichen, die eine Doppelbelastung von Unternehmen durch nEHS und EU-ETS verhindern soll. Allerdings steht aufgrund des Wortlauts von Gesetz und Gesetzesbegründung zu befürchten, dass viele Fälle der Doppelbelastung nicht als solche erkannt, und daher nicht vermieden, werden.

Diese Gefahr besteht insbesondere dann, wenn der wirtschaftliche Träger der nEHS-Kosten nicht mit dem juristisch Verpflichteten nach EU-ETS identisch ist. Das ist beispielsweise bei Konzernen mit Kraftwerksgesellschaften und einer zentralen Beschaffungsgesellschaft der Fall. Die rechtliche ETS-Verpflichtung knüpft an den unmittelbaren Betreiber (die Kraftwerksgesellschaft) an, während die nEHS-Verpflichtung die Einkaufsgesellschaft treffen wird.

Hinweise, dass der Gesetzgeber nur an die rechtliche, nicht aber auch an die „bloß“ wirtschaftliche Doppelbelastung gedacht hat und daher nur rechtlich doppelt betroffene Unternehmen schützen wird, ergeben sich aus verschiedenen Stellen des Gesetzes und der Gesetzesbegründung:

  • „insbesondere im Falle einer Direktlieferung von Brennstoffen an ein Unternehmen und deren Einsatzes in einer dem [ETS] unterliegenden Anlage“ (§ 7 Abs. 5 BEHG)
  • „Befreiung von der Abgabepflicht für Lieferungen an ETS-Anlagen“ (BT-Drs. 19/14746, Seite 20)
  • „Doppelbelastungen von Anlagenbetreibern zu vermeiden“ (Seite 35)
  • „direkte Lieferbeziehung zwischen dem Verantwortlichen und dem Betreiber der ETS-Anlage“ (Seite 36)
  • „erhalten ETS-Anlagenbetreiber nachträglich eine Kompensation“ (Seite 38)

Ein Entwurf der Verordnung liegt bislang nicht vor. Es steht jedoch zu hoffen, dass der Verordnungsgeber (die Bundesregierung) das Problem erkennen und entsprechen berücksichtigen wird.

ETS-Zertifikate und Finanzmarktregulierung (MiFiD II)

Anlagenbetreiber als Finanzmarkthändler? ETS und MiFiD II

Über 11.000 Anlagen in 31 Ländern unterfallen dem Europäischen Emission Trading Scheme (ETS). Für ihre Treibhausgas-Emissionen müssen die Betreiber sogenannte EU-Allowances (EUA, also Zertifikate) erwerben und löschen. Seit 2014 zählen EUAs aber als Finanzinstrumente, ihr Handel unterliegt den Regeln der Finanzmarktrichtlinie 2014/65/EU (MiFiD II). Diese sieht für Finanzmarktakteure etliche Zumutungen vor, um Finanzkrisen wie jene von 2008 weniger wahrscheinlich bzw. besser kontrollierbar zu machen. Auch ETS-Zertifikate wurden der Finanzmarktregulierung unterworfen, nachdem an den entsprechenden Spot-Sekundärmärkten zunehmend betrügerische Prakti­ken zu beobachten waren.

Was bedeutet das für die Anlagenbetreiber? Gerade noch Geschäftsführer eines mittelständischen Industriebetriebs mit Sicherheitshandschuhen im Schrank – und plötzlich Wertpapierhändler à la Gordon Gecko?

Definitionen

Um Licht in die Sache zu bringen, ist zunächst zu klären, ob Anlagenbetreiber in den in Art. 1 Abs. 1 und 2 lit. a genannten Hauptanwendungsfall der MiFiD II fallen – die sog. Wertpapierfirmen.

Eine Wertpapierfirma ist gemäß Art. 4 Abs. 1 Nr. 1 jede juristische Person, die im Rahmen ihrer üblichen beruflichen oder gewerblichen Tätigkeit gewerbsmäßig eine oder mehrere Wertpapierdienstleistungen für Dritte erbringt und/oder eine oder mehrere Anlage­tätigkeiten ausübt. Das Wort „gewerbsmäßig“ kommt in der englischen Fassung der Richtlinie übrigens nicht vor und darf neben der „üblichen beruflichen oder gewerblichen Tätigkeit“ als überflüssige Doppelung ignoriert werden.

Als Wertpapierdienstleistung oder Anlagetätigkeit gilt gemäß Anhang I Abschnitt A Ziffer (1) bis (3) unter anderem die Annahme und Übermittlung von Aufträgen, die ein oder mehrere Finanzinstrument(e) zum Gegenstand haben, die Ausführung von Aufträgen im Namen von Kunden sowie der Handel für eigene Rechnung.

Der Begriff der Finanzinstrumente umfasst gemäß Anhang I Abschnitt C Ziffer (11) auch Emissionszertifikate, die aus Anteilen bestehen, deren Übereinstimmung mit den Anforderungen der Richtlinie 2003/87/EG (Emissionshandelssystem) anerkannt ist – also EUAs und CERs.

Und als Handel für eigene Rechnung gilt gemäß Art. 4 Abs. 1 Nr. 6 der Handel unter Einsatz des eigenen Kapitals, der zum Abschluss von Geschäften mit einem oder mehreren Finanzinstrumenten führt.

Zwischenergebnis: Eine Kapitalgesellschaft, die im Rahmen ihrer üblichen gewerblichen Tätigkeit aus eigenem Kapital EUAs oder CERs erwirbt, gilt also als Wertpapierfirma. Das dürfte auf die meisten ETS-pflichtigen Anlagenbetreiber zutreffen.

Ausnahmen

Glücklicherweise gibt es für ETS-Anlagen eine Ausnahme. Wer EUAs und CERs nicht als Finanzprodukte nutzt, sondern lediglich für die eigene Compliance-Pflicht erwerben will, ist gemäß Art. 2 Abs. 1 lit e vom Anwendungsbereich der Richtlinie ausgenommen.

Danach gilt sie nicht für Anlagenbetreiber mit Verpflichtung zur Einhaltung der Anforderungen der Richtlinie 2003/87/EG [d.h. der ETS-RL], die beim Handel mit Emissionszertifikaten keine Kundenaufträge ausführen und die keine anderen Wertpapierdienstleistungen erbringen oder Anlagetätigkeiten ausüben als den Handel für eigene Rechnung unter der Voraussetzung, dass diese Personen keine hochfrequente algorithmische Handelstechnik anwenden.

Auch das dürfte auf die meisten ETS-pflichtigen Anlagenbetreiber zutreffen. Der gewöhnliche Erwerb von Treibhausgaszertifikaten zur Erfüllung der ETS-Pflichten macht aus einem Industriebetrieb also noch keine der Richtlinie unterworfene Wertpapierfirma.

Erfreulich ist, dass der zentrale Einkauf von Zertifikaten durch Holding-Gesellschaften für die Anlagengesellschaften im Konzern ebenfalls ausgenommen ist. Gemäß Art. 2 Abs. 1 lit. b gilt die Richtlinie nicht für Personen, die Wertpapierdienstleistungen ausschließlich für ihr Mutterunternehmen, ihre Tochterunternehmen oder andere Tochterunternehmen ihres Mutterunternehmens erbringen.

ETS-Pflicht wegen Co-Generation von Strom

Europäischer Gerichtshof: Wenn in einer eigentlich nicht dem Europäischen Emissionshandel (ETS) unterfallenden Anlage nebenher Strom erzeugt und dieser zumindest teilweise ins Netz eingespeist wird, unterfällt die Anlage dem ETS – und zwar als Stromerzeuger, d.h. sie erhält keine kostenlose Zuteilung.

Damit wollte das Gericht vermutlich Umgehungen vorbeugen, denen sich sonst Tür und Tor geöffnet hätte. Allerdings wäre es sicher möglich gewesen, die ETS-Pflicht an den Umfang der Stromerzeugung zu knüpfen. Das aber ist den Leitsätzen nicht zu entnehmen. Diese sagen „wenn“, nicht „soweit“.

Das wird man wohl so lesen müssen, dass wegen der Erzeugung und Vermarktung einiger kWh Strom plötzlich für die gesamte Aktivität der Anlage Zertifikate erworben müssen.

Die Entscheidung könnte in vielen Fällen den Business Case für die effiziente Cogeneration von Strom vernichten – und die Betreiber davon abhalten, so auf effiziente Weise Elektrizität zu erzeugen, ohne zusätzliche Emissionen zu verursachen.

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/en/TXT/PDF/?uri=CELEX:62017CA0682&from=EN