Energierecht

Altholz-Verbrennung im BEHG

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Emissionshandel,Energierecht,Kreislaufwirtschaft 0 Kommentare
Altholz-Verbrennung im BEHG

Seit 2024 unterfällt unter bestimmten Voraussetzungen auch die thermische Verwertung von Abfällen einschließlich Biomasse (insbesondere Altholz) dem nationalen Emissionshandelssystem nach BEHG. Doch wann genau unterliegt die Verbrennung von Altholz dem BEHG? Welcher Emissionswert ist anzusetzen, und bezogen auf welche Brennstoffmenge?

Wann unterliegt die Verbrennung von Altholz dem BEHG?

Das BEHG gilt gemäß § 2 Abs. 1 BEHG „für die Emission von Treibhausgasen aus den in Anlage 1 genannten Brennstoffen, die gemäß den Absätzen 2 und 2a in Verkehr gebracht werden.“ Anlage 1 BEHG listet abschließend die Warenklassen auf, die als „Brennstoffe“ im Sinne des BEHG gelten. In der Liste in Satz 1 der Anlage ist Altholz zwar nicht als Warenklasse aufgeführt. Nach Satz 2 gelten aber als Brennsstoffe „auch andere als die in Satz 1 genannten Waren, sofern sie im Falle des § 2 Absatz 2a in den dort genannten Anlagen eingesetzt werden.“ Nach § 2 Abs. 2 a Nr. 1 BEHG gelten Brennstoffe auch als in Verkehr gebracht, „wenn sie in Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung von Abfällen verwendet werden, die nach Nummer 8.1.1 [des Anhangs der 4. BImSchV] einer Genehmigung bedürfen, und diese Anlagen nicht dem EU-Emissionshandel unterliegen.“

Nach dieser Systematik wird ein Stoff also auch dadurch zum Brennstoff im Sinne des BEHG (und als solcher zugleich in Verkehr gebracht), wenn er in einer genehmigungsbedürftigen, nicht dem EU-Emissionshandel (EU-ETS) unterliegenden Anlage zur thermischen Abfallverwertung oder -beseitigung eingesetzt wird.

Die thermische Verwertung von Holz ist genehmigungsbedürftig, wenn sie einen Durchsatz von 3 Tonnen pro Stunde überschreitet, Altholz aus anderen Altholzkategorien als A I und A II nutzt oder die Feuerungswärmeleistung 1 Megawatt oder mehr beträgt. Dem EU-ETS unterliegt ein Biomasseheizwerk gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG dann nicht, wenn die Gesamtfeuerungswärmeleistung unter 20 MW beträgt.

In welcher Höhe sind die CO2-Emissionen abgabepflichtig?

Die Emissionen lassen sich (außer durch kontinuierliche Messung nach § 12 EBeV) auf zwei Wegen rechnerisch ermitteln:

Der einfachere Weg ist die Multiplikation der eingesetzten Brennstoffmengen mit den Standardfaktoren aus Anlage 2 Teil 5 EBeV. Der Input ist dabei in der Regel mit geeichten Messgeräten zu bestimmen, wovon aber Ausnahmen möglich sind (§ 6 Abs. 4 Satz 3 EBeV). Als Standardwerte sind gemäß § 7 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 EBeV die Werte aus Anlage 2 Teil 5 Nummer 6a EBeV zu nutzen. 

Keine Berücksichtigung fand bei den Regeln zur Mengenermittlung die Frage des Feuchtigkeitsgehalts. Diese wurde nur für die Nutzung nachhaltiger Brennstoffe in konventionellen Anlagen geregelt (§ 8 Abs. 6 EBeV), die hier nicht einschlägig ist. Es ist davon auszugehen, dass die Masse der Brennstoffe unmittelbar vor Verwertung maßgeblich ist, nicht jene bei Liefereingang (vgl. auch der Leitfaden von August 2023, Seite 40 („Auftrocknung“)).

Alternativ zur Nutzung der Standardfaktoren kann der Verantwortliche selbst Emissionsfaktoren für das Holz bestimmen (§ 7 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 EBeV). Das bietet sich vor allem dann an, wenn der Biomasseanteil mehr als die bei den Standardwerten vorgesehenen 95 % beträgt.

Welcher Anteil gilt als Biomasse?

Dem Biomasseanteil des Brennstoffs (bei Nutzung der Standardwerte also 95 % des Inputstoffs) kann bei der Berechnung der CO2-Emissionen ein CO2-Faktor von Null zugeordnet werden. Hierzu ist (a) eine Dokumentation der AVV-Nummern der Inputstoffe nach Masse und (b) eine Berechnung der Treibhausgasminderung nach § 6 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) erforderlich. Die BioSt-NachwV fordert, dass die Emissionen aus Aufbereitung und Transport der Biomasse 70 % niedriger sind als die Emissionen, die bei der Nutzung fossiler Brennstoffe entstehen würden. Ob das der Fall ist, braucht nicht eigens ermittelt werden; vielmehr dürfen die Standardwerte in Anhang VI Teil D der Europäischen Richtlinie (EU) 2018/2001 (die sog. RED II) herangezogen werden.

Einigen Abfallbrennstoffen ordnet die DEHSt sogar einen Biomasseanteil von 100% zu. Bei ausschließlicher Nutzung der entsprechenden Anfallkategorien lässt sich also die Zertifikatebeschaffung sparen, die erfahrungsgemäß erhebliche Ressourcen im Unternehmen binden kann.  Voraussetzung ist, dass die Input-Stoffe in der von der DEHSt hier veröffentlichten “Liste mit Festwerten für sonstige naturbelassene Holzabfälle und Frischholz” enthalten sind.

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Neue EU Gasrichtlinie für Wasserstoff

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Die Kommission hat den Entwurf einer neuen EU Gasrichtlinie veröffentlich, der für Wasserstoff klare Regeln vorsieht. Damit wird sich die 2021 ins EnWG eingefügte H2-Regulierung weitgehend erledigen. Die wichtigsten Elemente der neuen Richtlinie:

Spätestens ab 2030 werden H2-Tarife einheitlich, öffentlich, diskriminierungsfrei und vorab genehmigungsbedürftig sein; bis dahin können MS den verhandelten Netzzugang erlauben (wie im EnWG bislang vorgesehen).

Bestandsschutz: Für Bestandsnetze können Mitgliedsstaaten bis 2030 von den Regeln zu Drittnetzzugang und Entflechtung abweichen. Bei lokalen industriellen Netzen mit nur einem Einspeiser gilt auch nach 2030 eine Ausnahme; sobald weitere Quellen hinzutreten, entfällt das Privileg.

Für den grenzüberschreitenden Transport sollen die relevanten NRAs grenzüberschreitend abgestimmte H2-Tarife festlegen; ab 2030 müssen sich die betroffenen Betreiber auf eine ITC einigen.

Die Entflechtung von H2 Netzen soll sehr streng gehandhabt werden: Ownership Unbundling ist die klare Regel. Eine Ausnahme gibt es für Netze, die schon Teil eines vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens sind: Dies können ihr Eigentum am Netz erhalten, müssen den Betrieb aber an einen ISO übertragen. Die ISO-Dienstleistung anbieten dürfen nur eigentumsrechtlich entflochtene H2- oder Erdgastransporteure. Bis 2030 steht außerdem eine ITO-ähnliche Ausnahme zur Verfügung, die wegen der Kürze der Zeit aber wenig attraktiv erscheint.

Selbst in einer eigentumsrechtlich entflochtenen Struktur muss der Betrieb von Wasserstoffnetzen durch eigene Gesellschaft erfolgen, wenn in dem Konzern auch Erdgas transportiert wird; Personal etc darf sich aber überschneiden. Dies konnte die deutsche Gasindustrie bei der 2021 EnWG Novelle noch verhindern. Der Wasserstoff-Betrieb benötigt eine getrennte Buchhaltung. Insoweit gibt es keine Veränderung gegenüber dem EnWG-Rechtsrahmen.

Eine Präsentation der neuen EU Gasrichtlinie für Wasserstoff steht hier zum Download bereit.

IPCEI-Förderung und Regulierung für H2-Netze

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff 0 Kommentare

Ich wurde unlängst mit der Frage konfrontiert, ob eine Wasserstoff-Infrastruktur (z.B. H2-Netze) zwingend der neuen, freiwilligen Regulierung zu unterwerfen ist, wenn es eine finanzielle Förderung als Important Project of Common European Interest (IPCEI) erhält.

Begriffe und Hintergründe

Bei IPCEI handelt es sich um Projekte, die von der Europäischen Kommission als so förderungswürdig angesehen werden, dass eine Subventionierung nicht gegen das innerhalb der EU grundsätzlich geltende Verbot staatlicher Hilfen verstößt. Das Verbot soll ein level playing field unter den Mitgliedsstaaten gewährleisten, sodass die Länder nicht mit Staatshilfen um die Ansiedelung von Unternehmen wetteifern – was letztlich zum Nachteil aller ginge. Hat ein Projekt aber IPCEI-Status von der Kommission erhalten, gilt eine Förderung durch den jeweiligen Staat als unionsrechtlich unbedenklich.

Die freiwillige Regulierung von H2-Netzen wurde in Deutschland im Sommer 2021 in den §§ 28j ff. EnWG eingeführt. Betreiber von Wasserstoffnetzen können sich einer Zugangs- und Entgeltregulierung ähnlich jener für Strom- und Erdgasnetze unterwerfen und somit geringere, aber planbarere Profite erwirtschaften. Über die Regulierung hatte ich bereits während des Gesetzgebungsverfahrens berichtet; von der damaligen Fassung unterscheidet sich die endgültige Fassung des Gesetze nur marginal.

Regulierung als Voraussetzung für IPCEI?

In den Kriterien der Europäischen Kommission zur Vergabe des IPCEI-Labels findet sich in Ziffer 4.2 Nr. 43 nun folgender Satz (2):

„Vorhaben, die den Bau einer Infrastruktur(1) umfassen, müssen einen offenen und diskriminierungsfreien Zugang zur Infrastruktur und eine diskriminierungsfreie Preisgestaltung gewährleisten(2).“

Die entsprechende Fußnote 2 ließt sich wie folgt:

„Umfasst das Vorhaben eine Energieinfrastruktur, unterliegen die Vorhaben der Tarif- und Zugangsregulierung sowie den Entflechtungs­anforderungen gemäß den Rechtsvorschriften für den Binnenmarkt.„

Hieraus lässt sich ableiten, dass Infrastrukturvorhaben nur dann als IPCEI gefördert werden können, wenn sie der europäischen Tarif- und Zugangsregulierung unterworfen sind. Dies kann zu der Annahme führen, dass deutsche H2-Netze der Regulierung gemäß §§ 28j ff. EnWG bedürfen, um den IPCEI-Kriterien zu genügen.

Argumente sprechen gegen Verknüpfung von Regulierung und IPCEI

Mehrere gewichtige Gründe sprechen jedoch dagegen. Die Kriterien der EU-Kommission sprechen ausdrücklich von „Rechtsvorschriften für den Binnenmarkt“, beziehen sich also auf europäische Regulierung. Die §§ 28j ff. EnWG gelten jedoch nur innerhalb Deutschlands, lassen sich also bereits nicht unter den Begriff der Rechtsvorschrift für den Binnenmarkt subsumieren. Auch würde die Anwendung der deutschen H2-Regulierung für Projekte in Deutschland eine Ungleichbehandlung mit Projekten in Mitgliedsstaaten ohne H2-Regulierung bedeuten. Außerdem stammen die Kriterien von 2014, als das EnWG noch keine Regulierung für Wasserstoffnetze vorsah.

Ein letztes Argument ergibt sich aus dem Wortlaut von § 28p Abs. 3 Satz 1 EnWG:

„Bei Wasserstoffnetzinfrastruktur, für die ein positiver Förderbescheid nach den Förderkriterien der nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung ergangen ist, liegt in der Regel eine Bedarfsgerechtigkeit vor.“

Die Vorschrift besagt, dass Projekte in der Regel die für die Regulierung erforderliche Bedarfsprüfung bestehen werden, wenn sie unter der nationalen Wasserstoffstrategie für IPCEI nominiert wurden. Die Formulierung impliziert jedoch Raum für Ausnahmen – ein IPCEI-Projekt kann also in der Bedarfsprüfung scheitern, und somit nicht der Regulierung unterfallen. Daraus folgt zwangsläufig, dass die Regulierung nicht Bedingung der IPCEI sein kann.

Im Ergebnis ist eine Wasserstoff-Infrastruktur nicht zwingend der freiwilligen Regulierung gemäß §§ 28j ff. EnWG zu unterwerfen, wenn es eine finanzielle Förderung als IPCEI-Projekt erhält.

Gesetzesentwurf Wasserstoffregulierung

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff

Vor drei Wochen berichtete ich an dieser Stelle über den Referentenentwurf des Wirtschaftsministeriums zur Wasserstoffregulierung. In leicht veränderter Fassung hat das Kabinett den Entwurf nun als Gesetzesentwurf beschlossen. Dieser wird nun dem Bundesrat und Bundestag zugehen, bevor er Gesetz werden kann. Die Änderungen gegenüber dem Referentenentwurf betreffen vor allem die gesellschaftsrechtliche Entflechtung. Hiergegen waren die Energieverbände in der Anhörung Sturm gelaufen.

Der Gesetzesentwurf steht auf der Seite des Ministeriums (hier!) zum Download bereit.

EnWG auch nach Ansicht des EuGH-Generalanwalts unionsrechtswidrig

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht

Schon im Oktober 2019 hatte ich berichtet, dass die EU-Kommission gegen die Bundesrepublik vor den Europäischen Gerichtshof (EuGH) gezogen ist (C-718/18). Grund: Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ist ihrer Ansicht nach unionsrechtswidrig, da es die Gasrichtlinie 2009/73/EG (GasRL) nicht korrekt in nationales Recht umsetzt. Nun sprang ihr in seiner schriftlichen Stellungnahme auch der Generalanwalt bei. In seinem Schlussantrag fordert er den EuGH auf, der Klage der Kommission in allen vier Punkten stattzugeben. Auch seiner Auffassung nach ist das EnWG unionsrechtswidrig.

In meinem letzten Beitrag hatte ich mich auf die Rüge konzentriert, dass die Definition des Fernleitungsnetzbetreibers (FNB) in § 3 Nr. 5 EnWG von jener in Art. 2 Nr. 4 GasRL abweicht. Viel heißer von der Öffentlichkeit diskutiert wird jedoch die Rüge, dass die Bundesnetzagentur (BNetzA) nicht so unabhängig sei, wie von Art. 41 GasRL gefordert. Stattdessen räume § 24 EnWG der Bundesregierung Regelungskompetenzen ein, die sie mit der NZV, NEV und ARegV auch genutzt habe.

Eine weitere Rüge betrifft den räumlichen Anwendungsbereich der Entflechtungsvorgaben. Sie dürfte insbesondere auf Gazprom und die deutsche FNB-Tochter Gascade abzielen. Die vierte Rüge betrifft den personellen Anwendungsbereich der Entflechtung. Denn gemäß Art. 19 GasRL dürfen die Angehörigen eines FNB keine Anteile des Mutterkonzerns halten, wenn dieser mit Energie handelt. In Deutschland gilt dieses Verbot jedoch nur für Mitglieder der Unternehmensleitung.

In nachfolgender Slide habe ich die vier Rügen einmal kompakt und übersichtlich dargestellt. Sie steht hier auch als PDF zur Verfügung. Für die Rüge der mangelhaften Unabhängigkeit der BNetzA habe ich außerdem die wichtigsten Argumente der beiden Seiten dargestellt.

C-718/18 COM vs GER EnWG

Referentenentwurf zur Wasserstoffregulierung

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff

Ein brandneuer Referentenentwurf aus dem Wirtschaftsministerium widmet sich der Regulierung von Wasserstoffnetzen im EnWG. Neben weiteren Änderungen (unter anderem zur netzdienlichen Anbindung von Elektrofahrzeugen) definiert der Entwurf den Begriff der Wasserstoffnetze (und ihrer Betreiber), und führt sie einer Regulierung zu. Der Entwurf kann hier abgerufen werden. In Kürze die maßgeblichen Exzerpte:

Wasserstoff und Gas (§ Nr. 14 n.F. und 19a EnWG)

Die von der Industrie bevorzugte Einbeziehung von Wasserstoff in den Gasbegriff ist nicht in dem Referentenentwurf zur Wasserstoffregulierung vorgesehen. Stattdessen wird Wasserstoff in der Definition der Energie in § 3 Nr. 14 EnWG selbständig neben Elektrizität und Gas stehen. Das ist deshalb kurios, weil aus Elektrolyse gewonnener Wasserstoff ja bereits Gas im Sinne des § 3 Nr. 19a EnWG darstellt, und diese Vorschrift auch nicht angepasst werden soll.

Wasserstoffnetz und Betreiber (§ 3 Nr. 39a und 10b EnWG n.F.)

Ein Wasserstoffnetz ist „ein Netz zur Versorgung von Kunden mit Wasserstoff, das von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt ist, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offensteht“.

Betreiber von Wasserstoffnetzen ist jede „natürliche oder juristische Personen, die die Aufgabe des Transports von Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffnetzes“.

Energiespeicheranlagen (§§ 11a und 11b EnWG n.F.)

„Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes kann die Errichtung, die Verwaltung und den Betrieb einer Energiespeicheranlage, die elektrische Energie erzeugt [z.B. ein Elektrolyseur mit H2-Speicher und Brennstoffzelle], in einem offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren ausschreiben … [er] darf abweichend von Teil 2 Abschnitt 2 und 3 ausnahmsweise Eigentümer von Energiespeicheranlagen, die elektrische Energie erzeugen, sein oder solche Anlagen errichten, verwalten oder betreiben, wenn er dies bei der Regulierungsbehörde beantragt hat und diese ihre Genehmigung erteilt hat…“

Regulierung von Wasserstoffnetzen (§§ 28j ff. EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen können gegenüber der Bundesnetzagentur schriftlich erklären, dass ihre Wasserstoffnetze der Regulierung nach diesem Teil unterfallen sollen. Die Erklärung wird wirksam, wenn erstmalig eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p vorliegt. Die Erklärung gilt ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit unbefristet für den gesamthaften Betreiber von Wasserstoffnetzen …

§ 6b [die buchhalterische Trennung im vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen] gilt entsprechend. [redundant, siehe § 28l EnWG n.F.] …

Betreiber von Wasserstoffnetzen, die neben dem Betrieb von Wasserstoffnetzen weitere Tätigkeiten ausüben, haben zur Vermeidung von Diskriminierung und Quersubventionierung in ihrer internen Rechnungslegung ein eigenes Konto für die Tätigkeit des Betriebs von Wasserstoffnetzen so zu führen, wie dies erforderlich wäre, wenn diese Tätigkeit von rechtlich selbständigen Unternehmen ausgeführt würde. …“

Entflechtung (§ 28 l EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen sind zur Gewährleistung von Transparenz sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet. Um dieses Ziel zu erreichen, haben sie die Unabhängigkeit des Netzbetriebs von der Wasserstofferzeugung, der Wasserstoffspeicherung sowie vom Wasserstoffverbrauch sicherzustellen. Betreibern von Wasserstoffnetzen ist es nicht gestattet, Eigentum an Anlagen zur Wasserstofferzeugung, zur Wasserstoffspeicherung, zum Wasserstoffverbrauch und Anlagen zur Einspeisung von Gas in Gasversorgungsnetze zu halten oder diese zu errichten oder zu betreiben.

Energieversorgungsunternehmen haben sicherzustellen, dass Betreiber von Wasserstoffnetzen, die mit ihnen vertikal oder horizontal verbunden sind, hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sind.

Unbeschadet gesetzlicher Verpflichtungen zur Offenbarung von Informationen haben Betreiber von Wasserstoffnetzen sicherzustellen, dass die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen gewahrt wird, von denen sie in Ausübung ihrer Geschäftstätigkeit Kenntnis erlangen. Legt ein Betreiber von Wasserstoffnetzen Informationen über die eigenen Tätigkeiten offen, haben sie zu gewährleisten, dass dies diskriminierungsfrei erfolgt. Sie stellen insbesondere sicher, dass wirtschaftlich sensible Informationen gegenüber verbundenen Unternehmen vertraulich behandelt werden.“

Anschluss und Zugang (§ 28m EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen haben Dritten den Anschluss und den Zugang zu ihren Wasserstoffnetzen zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren, sofern dies für Dritte erforderlich ist. Der Netzzugang, einschließlich der damit zusammenhängenden Fragen des Netzanschlusses, ist im Wege des verhandelten Zugangs zu gewähren.

Betreiber von Wasserstoffnetzen können den Anschluss oder den Zugang nach Absatz 1 verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen der Anschluss oder der Zugang aus betriebsbedingten oder sonstigen Gründen nicht möglich oder nicht zumutbar ist …“

Entgelte (§ 28n EnWG n.F.)

„Für die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu Wasserstoffnetzen gilt § 21 [angemessen, diskriminierungsfrei, transparent, marktüblich, effizient] nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 entsprechend. Die Anreizregulierung nach § 21a sowie die Genehmigung von Entgelten nach § 23a findet auf Betreiber von Wasserstoffnetzen keine Anwendung. Die Kosten werden jährlich anhand der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz zwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten des jeweiligen Vorjahres ermittelt und über Entgelte erlöst. Kosten dürfen nur insoweit geltend gemacht werden, als eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p vorliegt. Die Kosten nach Satz 3 werden durch die Bundesnetzagentur nach § 29 Absatz 1 festgelegt oder genehmigt…“

Umrüstung von Erdgas- zu Wasserstoffleitungen (§ 113b EnWG n.F.)

„Die Umrüstung bestehender Erdgasleitungen, die in einem nach § 43 durchgeführten Planfeststellungsverfahren genehmigt wurden, auf den Transport von Wasserstoff bedarf einer Zulassung im Wege eines Anzeigeverfahrens nach Maßgabe des § 43f. Eine Umweltverträglichkeitsprüfung ist nicht durchzuführen …

Die nach § 4 des Bundesimmissionsschutzgesetzes für Verdichterstationen erlassenen Genehmigungen, die im Zuge der Umrüstung des Netzes oder einer Leitung auf den Transport von Wasserstoff nicht ausgetauscht werden müssen, gelten nach einer solchen Umrüstung fort. Der Betreiber zeigt die Änderung des Mediums der zuständigen Behörde spätestens einen Monat vor der Umrüstung an.“

Emissionsfaktor von Biogas im ETS

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Emissionshandel,Energierecht

CO2 zu emittieren ist teuer. Der Spotpreis für EUA, also für Europäische Allowances für die Emission von Treibhausgasen, beträgt derzeit rund 80€/t. Mit dem Einsatz von Biogas anstelle von Erdgas lässt sich daher Geld sparen. Denn anders als bei Erdgas mit seinem Emissionsfaktor von 56,1 t/TJ zählt die Verbrennung von chemisch fast identischem Biogas als CO2-neutral – für seinen Einsatz müssen Betreiber daher keine EUAs abzugeben. So lassen sich mit Biogas pro GWh eingesetzter Energie über 16.000 € ETS-Kosten sparen. Dies ist umso interessanter, als der Preis von Biogas sich inzwischen kaum noch von jenem für Erdgas unterscheidet (sie sind beide extrem hoch, das Bio-Zertifikat fällt mir einem Aufschlag von rund 1€ kaum ins Gewicht).

2022: Normales Biogas zählt noch als CO2-neutral

Ab 2022 sollten die zu beachtenden Anforderungen aber eigentlich deutlich strenger werden. Infolge einer Änderung der Monitoring and Reporting Regulation (MRR) sollte künftig nur noch solches Biogas als CO2-neutral gelten, das unter Einhaltung der strengen Nachhaltigkeitskriterien der RED2 produziert wurde – siehe sogleich weiter unten. Allerdings gibt es kaum Anlagen im Markt, die diese Kriterien überhaupt erfüllen. Das dort produzierte Biomethan wäre seinerseits sehr teuer; man könnte zwar ETS-Kosten sparen mit Biogas, müsste bei der Commodity aber wiederum draufzahlen.

Erfreulicherweise hat die EU-Kommission den Mangel an zertifizierten Betrieben erkannt und die MMR geändert: Im Jahr 2022 dürfen die Mitgliedsstaaten von der Anwendung der strengen RED2 Anforderungen noch einmal absehen. In Deutschland macht die DEHSt für feste und gasförmige Biomasse von diesem Recht Gebrauch. Das bedeutet: In diesem Jahr können noch auch mit normalem, d.h. nicht RED2-zertifiziertem Biogas ETS-Kosten gespart werden.

Ab 2023: Biogas muss RED2-konform sein

Ab 2023 gelten die Regeln der MMR, also der Monitoring and Reporting Regulation (EU) 2018/2066 über die Ermittlung der Emissionen von dem Europäischen Emissionshandel (ETS) unterliegenden Anlagen, in neuer Gestalt. Neben dem üblichen Feintuning kümmert sich die Änderung vor allem um den Emissionsfaktor von Biogas und anderer Biomasse. Diesen regelt die MRR künftig deutlich umfangreicher, leider aber keinesfalls klarer.

Der Verweis auf Herkunftsnachweise wird nun zwar nicht mehr auf das System für grüne(n) Strom, Wärme und Kälte eingeschränkt; ein unionsweites System von Herkunftsnachweisen für Biogas wurde aber nicht eingeführt. Stattdessen kamen neue Anforderungen hinzu, die die Anerkennung von Null-Emissionen-Biogas weiter verkomplizieren: Der neue Art. 39 Abs. 4 MRR wird wie folgt lauten:

Der Anlagenbetreiber kann den Biomasseanteil anhand von Rechnungsunterlagen über den Erwerb von Biogas mit gleichem Energiegehalt bestimmen, sofern er der zuständigen Behörde glaubhaft nachweist, dass

a) ein und dieselbe Biogasmenge nicht doppelt gezählt wird, insbesondere, dass niemand anderes angibt, das erworbene Biogas zu verwenden; dieser Nachweis kann durch die Vorlage eines Herkunftsnachweises im Sinne von Artikel 2 Nummer 12 der Richtlinie (EU) 2018/2001 [RED II] erbracht werden [elektronisches Dokument, das ausschließlich als Nachweis gegenüber einem Endkunden dafür dient, dass ein bestimmter Anteil oder eine bestimmte Menge an Energie aus erneuerbaren Quellen produziert
wurde];

b) der Anlagenbetreiber und der Produzent des Biogases an dasselbe Gasnetz angeschlossen sind. [es dürfte sich um kumulative Voraussetzungen handeln, da die Vermeidung einer Doppelzählung systemisch unverzichtbar ist; der Begriff des Gasnetzes ist leider nicht definiert, sodass die grenzübergreifende Anerkennungsfähigkeit sich nur mittelbar aus Art. 38 Abs. 5 UAbs. 4 MRR ergibt]

Zum Nachweis der Einhaltung dieses Absatzes kann der Anlagenbetreiber auf die Daten zurückgreifen, die in einer von einem oder mehreren Mitgliedstaaten eingerichteten Datenbank gespeichert sind, die die Rückverfolgung der Weiterleitung von Biogas ermöglicht.“

Emissionsfaktor geknüpft an Nachhaltigkeitskriterien

Zumindest die Grundidee blieb unverändert: Biogas ist klimaneutral: Art. 38 MRR wird weiterhin in Abs. 2 die Regelung enthalten, dass der Emissionsfaktor von Biomasse Null beträgt – nun aber ergänzt durch einen Verweis auf folgenden Absatz 5:

Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, müssen Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die für die Verbrennung verwendet werden, die Nachhaltigkeitskriterien und die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 [RED II] erfüllen.

Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die aus Abfällen und Reststoffen — mit Ausnahme von Reststoffen aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei oder Forstwirtschaft — hergestellt werden, müssen jedoch lediglich die Kriterien gemäß Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen. Dieser Unterabsatz gilt auch für Abfälle und Reststoffe, die vor ihrer Weiterverarbeitung zu Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen zuerst zu einem anderen Produkt verarbeitet werden.

Strom, Wärme und Kälte, die aus festen Siedlungsabfällen erzeugt werden, unterliegen nicht den in Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien für Treibhausgaseinsparungen.

Die in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien gelten unabhängig von der geografischen Herkunft der Biomasse.

Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 gilt für Anlagen im Sinne von Artikel 3 Buchstabe e der Richtlinie 2003/87/EG [diese kryptische Formulierung dürfte auf die in der ETS-RL weit gezogenen Anlagengrenzen Bezug nehmen, die auch  verbundene Aktivitäten umfassen].

Die Einhaltung der in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien wird gemäß Artikel 30 und Artikel 31 Absatz 1 dieser Richtlinie bewertet.

Entspricht die für die Verbrennung verwendete Biomasse nicht diesem Absatz, so gilt ihr Kohlenstoffgehalt als fossiler Kohlenstoff.

Betreiben Sie eine industrielle Anlage und haben Fragen zum Emissionsfaktor von Biogas im ETS? Sprechen Sie mich gerne an!

EnWG unionsrechtswidrig

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht

Schon im vergangenen Jahr leitete die Europäische Kommission beim EuGH ein Vertragsverletzungsverfahren gegen die Bundesrepublik Deutschland ein, weil Teile des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) ihrer Ansicht nach gegen Unionsrecht verstoßen (Az. C-718/18). Die Kommission wirft Deutschland vor, die Vorgaben der Gasrichtlinie 2009/73/EG zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde sowie zur personellen Entflechtung in vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen (viEVU) nicht hinreichend umgesetzt zu haben.

FNB-Definition im EnWG weicht vom Unionsrecht ab

Nun droht neues Ungemach. Im Zuge des Zertifizierungsverfahrens der Ferngas Netzgesellschaft mbH, Deutschlands einzigem Kombinationsnetzbetreiber mit Fernleitungs- und Verteilergasnetz, nahm sie zu den Voraussetzungen der Definition des Ferngasnetzbetreibers (FNB) Stellung (Stellungnahme der Kommission vom 22. Juli 2019 – C(2019) 5524 final). Hintergrund ihrer Positionierung ist, dass sich die Bundesnetzagentur (BNetzA) ausdrücklich den Widerruf der Zertifizierung für den Fall vorbehielt, dass die Ferngas ihren einzigen (buchbaren) Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkt (GÜP/MÜP) verliert. Sie hält sich dabei streng an das deutsche Gesetz, welches für das Vorliegen eines FNB in § 3 Nr. 5 EnWG den Betrieb eines Netzes mit GÜP oder MÜP voraussetzt.

Das Problem: Art. 2 Nr. 4 GasRL sieht eine derartige Einschränkung des FNB-Begriffs nicht vor. Nach europäischer Definition ist ein FNB jede

„natürliche oder juristische Person, die die Funktion der Fernleitung wahrnimmt und verantwortlich ist für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Fernleitungsnetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen sowie für die Sicherstellung der langfristigen Fähigkeit des Netzes, eine angemessene Nachfrage nach Transport von Gas zu befriedigen.“

Gravierende Folgen der EnWG-Defintion

Die Kommission befürchtet zurecht, dass Netzgesellschaften bei künftigen Marktgebietsfusionen, die den Verlust von MÜP nach sich ziehen werden, die FNB-Eigenschaft verlieren und aus der Regulierung fallen könnten. Damit würden sie insbesondere von den Entflechtungsvorschriften befreit, obwohl das Risiko einer Diskriminierung zwischen Transportkunden zugunsten des eigenen viEVU fortbestünde.

Auch im Übrigen wären die Folgen des Verlusts der FNB-Eigenschaft gravierend. Die betroffene Gesellschaft wäre nicht länger Teil des Marktgebiets, Transporte durch ihr Netz müssten also wieder – wie noch vor 10 Jahren – bei ihr selbst gebucht werden. Die Entgelte wären nicht durch die in der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) geregelte Erlösobergrenze (EOG) gedeckelt. Die Netzentwicklungsplanung (NEP) könnte das Netz der betroffenen Gesellschaft nicht länger berücksichtigen.

Unionsrechtskonforme Auslegung möglich

Wie ich in einem bald erscheinenden Artikel darlege, bietet der Wortlaut des § 3 Nr. 5 EnWG aber hinreichend Spielraum für eine unionsrechtskonforme Auslegung. Zwar lässt sich das GÜP/MÜP-Erfordernis wegen des klaren Wortlauts nicht einfach weginterpretieren. Anknüpfen lässt sich aber an die Begriffe Netz bzw. Netzbetrieb. Denn anders als das Immissionsschutzrecht ordnet das EnWG keine Betreiberidentität an (bei der eine Anlage nur einen Betreiber haben kann). Es sollte daher ohne weiteres möglich sein, auch den Betrieb nur eines GÜP/MÜP-losen Teils eines größeren Netzes, das als ganzes über GÜP oder MÜP verfügt, ausreichen zu lassen.