CO2-Bepreisung nach BEHG bei Kraft-Wärme-Kopplung – Ist die Wettbewerbsfähigkeit von KWK-Wärme gefährdet

​veröffentlicht am 1. März 2021

Seit dem 1.1. 2021 unterliegt der Verbrauch fossiler Brennstoffe, wie z. B. Erdgas, Heizöl und sonstige flüssige oder gasförmige Treibstoffe, den Berichts- und Abgabepflichten des BEHGs (Brennstoffemissionshandelsgesetz). BEHG-pflichtige Unternehmen müssen deshalb dieses Jahr erstmals Emissionszertifikate kaufen, um damit ihre Abgabepflichten erfüllen zu können. Nach Ankündigung
der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) soll der Verkauf von Emissionszertifikaten im nationalen Emissionshandel in der zweiten Jahreshälfte 2021 starten. Die daraus entstehenden Kosten für CO₂-Emissionszertifikate stellen eine zentrale Herausforderung für Versorger, insbesondere für Fernwärmenetzbetreiber und Wärme-Contractoren dar.

Die anfangs gesetzlich festgesetzten Emissionspreise beginnen mit einem Festpreis von 25 Euro pro Tonne CO₂ für das Kalenderjahr 2021, werden jedoch bis 2025 jährlich bis auf 55 Euro pro Tonne CO₂ ansteigen und ab 2026 innerhalb eines Preiskorridors von 55 Euro bis 65 Euro gehandelt und in den Folgejahren im freien Handel bestimmt werden. Da die Zertifikate bis 2025 zu einem Festpreis erworben werden, kann die brennstoffspezifische Belastung bis dahin exakt vorhergesagt werden. Im Jahr 2021 betragen die brennstoffspezifischen Mehrkosten für Erdgas 0,455 ct/kWh und 6,7 ct pro Liter bei Heizöl. Da diese Mehrkosten mit steigender Tendenz einen starken wirtschaftlichen Einfluss auf fossile Erzeugungsanlagen unter 20 MW haben, stehen die betroffenen Wärmeversorgungsunternehmen vor der Frage, ob, wie und in welcher Höhe diese Mehrkosten an Wärmekunden weitergegeben werden können (wir berichteten).

In der Praxis kristallisiert sich dabei ein zentrales Problem heraus: Werden die CO₂-Kosten der gesamten Brennstoffbeschaffung der effizienten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf die Wärmekunden umgelegt, ergeben sich daraus enorme Preissteigerungen. Wärmeversorger stellen sich nun die Frage, ob und wie Preiserhöhungen aus Anlass der BEHG-Kostensteigerungen rechtlich zulässig sind oder wie die Wettbewerbsfähigkeit der Strom- und Wärmevermarktung aus KWK-Anlagen erhalten werden kann. Die Weiterberechnung der neuen CO₂- Kosten an die Endkunden stellt in jedem Fall rechtlich und organisatorisch eine Herausforderung dar, die Instrumente und Möglichkeiten müssen daher genauestens geprüft werden. 

Warum kann es gerade für Kunden aus KWK-Anlagen teuer werden?

Wie bereits diskutiert, wirken sich die Emissionshandelspflichten direkt auf die Beschaffungskosten aus. Das Versorgungsunternehmen kann entweder mittelbar über seine Erdgaslieferverträge oder unmittelbar (eigene emissionshandelspflichtige Gassparte) von den neuen CO₂-Kosten betroffen sein. Je eingesetzter Einheit Brennstoff (nachfolgend am Beispiel Erdgas) lässt sich die Mehrbelastung anhand der erlassenen Rechtsverordnungen (Faktoren gemäß der Standardwerte Anlage 1 Teil 4 Berichterstattungsverordnung (EBeV) 2022) bestimmen:

In unserem oben stehenden Beispiel wird von einer benötigten erzeugten jährlichen Wärmemenge von 15 GWh ausgegangen. Als Wärmeerzeuger vergleichen wir nun einen Gaskessel mit einem BHKW. Beim BHKW gehen wir von einer Stromkennzahl von 1 und bei beiden Erzeugungsanlagen von einem Gesamtwirkungsgrad von 90 Prozent aus. In beiden Fällen müssen die Wirkungsgradverluste einkalkuliert werden. Die wärmespezifischen BEHG-Kosten des Versorgers betragen deshalb im Fall des Erdgaskessels 5,6 Euro/MWh bezogen auf den Wärmeoutput. Um dieselbe Wärmemenge bereitzustellen, muss im Falle des BHKWs allerdings die doppelte Menge an Erdgas eingesetzt werden. Werden nun diese kompletten CO₂-Kosten für den Brennstoffeinsatz allein auf die erzeugte Wärmemenge umgerechnet, ergeben sich damit wärmespezifische BEHG-Kosten in doppelter Höhe, also 11,20 Euro/MWhth. Allerdings tendieren einige Versorger zu dieser Vorgehensweise, da die Zusatzkosten ansonsten zu einer Reduzierung der Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugung bis hin zur Unwirtschaftlichkeit führen.

Innerhalb der nächsten 5 Jahre steigen die wärmespezifischen CO₂-Kosten aus dem BHKW bei dieser Vorgehensweise unter den gegebenen Prämissen allerdings sogar bis auf 24,6 Euro/MWhth. Vergleicht man
nun die Mehrkosten mit denjenigen Kosten, die den Kunden beim Erdgas- oder Heizöleinkauf entstehen oder mit der Erzeugung im Erdgaskessel, wird deutlich, dass die KWK-Wärme wesentlich teurer wird als die fossilen Alternativen. Natürlich sind auch bei Einzelfeuerungslösungen die Umwandlungsverluste zu berücksichtigen, was jedoch viele Endkunden beim Vergleich zwischen Einzellösungen und Fernwärme außer Acht lassen. Doch selbst bei Berücksichtigung der Umwandlungsverluste bleibt die KWK-Wärme verhältnismäßig teuer, sofern eine 100-prozentige Umlage der Kosten auf die Wärme stattfindet. Dies ist für die sonst sehr effizienten und wirtschaftlich attraktiven KWKAnlagen eine neue Herausforderung und erhöht den Wettbewerbsdruck auf die Anlagenbetreiber.

Abbildung 1: Vergleich der CO₂-Kosten bei verschiedenen Heizungsarten

Werden sich die Strompreise im Hinblick auf die BEHG-Kostensteigerungen verändern?

Die wärmespezifischen BEHG-Kostensteigerungen könnten reduziert werden, soweit ein Teil der BEHG-Kosten der Stromerzeugung zugeordnet wird. Dies ist allerdings aus wirtschaftlichen Gründen häufig nicht möglich. Zunächst sind die Stromerlöse kleinerer KWKG-Anlagen, die einen gesetzlichen Anspruch auf Vermarktung des Stroms durch den Netzbetreiber haben, gesetzlich auf den Börsenstrompreis und den KWK-Zuschlag fixiert.

Dabei besteht kein Zusammenhang zwischen BEHG-Kostensteigerungen und Börsenstrompreisentwicklung, da die Börsenstrompreise stark durch das (Über-)Angebot nicht BEHG-pflichtiger Stromerzeugungsanlagen (z. B. Wind, Solar und TEHG-pflichtiger Großkraftwerke) geprägt werden. Es ist deshalb davon auszugehen, dass die Börsenstrompreisentwicklung keine Deckung von BEHG-Mehrkosten gewährt.

Soweit größere KWK-Anlagen den Strom direkt vermarkten, sind sie in der Regel aufgrund der Wärmeversorgungspflichten in ihrer Vermarktungsstrategie zeitlich beschränkt. Sie müssen deshalb gerade auch in Niedrigpreiszeiten ohne eines hohen Angebots der preis- und bedarfsunabhängig erzeugenden EEG-Anlagen vermarkten. Da EEG-Anlagen ohne BEHG-Kosten vermarkten können, kann der Strom-Wettbewerbspreis in diesen Zeiten die BEHG-Mehrkosten der KWK-Anlagen nicht decken.

Sollten dennoch strommarktgeführte KWK-Anlagen vom BEHG betroffen sein, stehen diese im laufenden Wettbewerb mit allen anderen Stromerzeugungsanlagen. Dabei entscheidet die Merit-Order, das heißt die nach der anlagenspezifischen Kostendeckung gestaffelte Rangfolge des Kraftwerkseinsatzes darüber, ob ein Kraftwerk vermarktet werden kann oder nicht. Die BEHG-Kostenerhöhung von KWK-Anlagen würde bei einer Strompreisweitergabe deshalb dazu führen, dass die Stromgestehungskosten steigen, die Anlagen in der Merit-Order gegenüber anderen Stromerzeugungsanlagen weiter nach hinten rutschen und deshalb die Zeiten der Vermarktbarkeit abnehmen. Die BEHG-Kostenerhöhung führt insofern in jedem Fall zu einem Rückgang der KWK-Strommenge und senkt die Wirtschaftlichkeit derartiger KWK-Anlagen.

Kann es trotzdem gerechtfertigt sein, die Kosten bei KWK im vollen Umfang weiterzugeben?

Grundsätzlich gibt es keine eindeutige Rechtsprechung, die eine Berechnungsvorschrift der Wärmepreise und insbesondere der Kostenschlüsselungsmethode vorgibt. Der Bundesgerichtshof (BGH) hat zur Abbildung der Kostenstruktur der KWK-Wärmeerzeugung in einer Preisgleitformel ausdrücklich festgestellt, dass eine Verteilung der Brennstoffkosten auf die Koppelungsprodukte Strom und Wärme erfolgen muss (BGH, Urteil vom 6.4.2011 – VIII ZR 273/09 –, BGHZ 189, 131-158, Rn. 46). Da die Beschaffungskosten für Emissionszertifikate unmittelbar mit dem Brennstoffeinsatz gekoppelt sind, kann für diese nichts anderes gelten. Dabei musste die Rechtsprechung bislang nicht entscheiden, nach welcher Methodik die Kosten gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung aufzuteilen sind.

Im vorliegenden Fall der neuen BEHG-Kosten sollte also zunächst die Diskussion geführt werden, nach welcher Methodik BEHG-Kosten für die gekoppelte Strom- und Wärmeproduktion (wir berichteten) aufgeteilt werden sollen. Die Anwendung einzelner Verfahren für die Bewertung der KWK ist im Zusammenhang mit dem Energieeinsparungsgesetz (EnEG) in der Energieeinsparverordnung (EnEV) und im Zusammenhang mit dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) in der Zuteilungsverordnung (ZUV 2020) geregelt.

Im Rahmen der EnEV wird das „Stromgutschriftverfahren” angewendet. Im Rahmen des europäischen Emissionshandels wird durch das TEHG und die ZUV 2020 die sogenannte „Finnische Methode” bezüglich der Berechnung der kostenlosen Zuteilung von Emissionsrechten für die Wärmelieferung an private Haushalte vorgegeben. Vergleichen wir den europäischen Emissionshandel mit dem BEHG, lässt sich festhalten, dass eine ähnliche Problematik hinsichtlich der Verrechnung der CO₂-Kosten besteht. Hier ist es jedoch durchaus unüblich, die CO₂-Kosten des Strombereichs auf die Wärmekunden umzulegen. Dies lässt sich einerseits dadurch erklären, dass bereits per Gesetz eine Aufteilung der CO₂-Mengen und damit auch der TEHG-Kosten vorliegt, sodass auch bei einer KWK-Erzeugung bereits strom- und wärmespezifische Emissionszertifikate-Kosten entstehen.

Andererseits werden die Anlagen, die vom BEHG betroffen sind, im Unterschied zu den TEHG-Anlagen, wie oben erläutert, keinen Einfluss auf die erzielbaren Strompreise haben. Denn vom BEHG sind in der Regel keine preissetzenden Stromerzeuger betroffen, da diese entweder erneuerbar sind oder dem EU-ETS unterliegen. Es ist also nicht zu erwarten, dass sich der (übliche) Strommarktpreis durch die BEHG-Kosten verändert.

Bei der Preisgestaltung bei BHKW-Anlagen wird daher oft die Stromgutschriften- oder Restwertmethode verwendet. Dies bedeutet, dass die Stromerlöse von den Gesamtkosten abgezogen werden. Damit erfolgt im Ergebnis eine Aufteilung im Verhältnis der Strom- und Wärmeerlöse, wobei ein weitgehend unveränderlicher
Stromerlös unterstellt wird. Neu hinzukommende Kosten entfallen nach dieser Logik immer auf die Wärme und verschieben so das Aufteilungsverhältnis zulasten der Wärme. Eine Begründung für die Verwendung der Restwertmethode bei Kleinanlagen ist also, dass der Anlagenbetreiber weder einen Einfluss auf die Stromerlöse habe, noch würden sich diese entsprechend von Kostenveränderungen verändern. Zusätzliche Kosten, wie die BEHG-Kosten, werden im Ergebnis nach dieser vom Energieeinsparrecht anerkannten Methodik zu 100 Prozent auf Wärmepreise umgelegt.

Die Rechtfertigung für die Restwertmethodik gilt vor allem für EEG-Anlagen mit fixer Einspeisevergütung. Dabei sind allerdings unvorhergesehene Kostensteigerungen bei EEG-Stromerzeugungsanlagen ein typisches Risiko des Anlagenbetreibers. Bei der Betrachtung sollte auch die Marktseite eine Rolle spielen, denn eine Verteuerung der KWK-Wärme macht sie unattraktiver. Vor diesem Hintergrund kann diskutiert werden, ob es bei KWK-Anlagen betriebswirtschaftlich immer zwingend notwendig ist, die Mehrkosten über die Restwertmethode zu einem hohen Anteil auf die Wärmekunden weiterzugeben.

Schon bei den KWKG-Anlagen hat der Anlagenbetreiber bei der Einspeisevergütung zwar keinen Einfluss auf die Erlöshöhe, allerdings ist nur der KWKG-Zuschlag unveränderlich und der übliche Strompreis schwankt entsprechend der allgemeinen Marktpreisentwicklung, sodass dem Stromprodukt je nach EEX-Preisentwicklung unterschiedliche Kostenanteile zugeordnet werden müssten. Insofern ist die Restwertmethode nur bei einer regelmäßigen Aktualisierung (z. B. bei der Anpassung durch einseitige Leistungsbestimmung) ein Mittel, das die Kosten nach tatsächlichen Strommarktpreisen fair gestaltet, da der Erlösanteil des nach den gesetzlichen Vorgaben vorgeschriebenen Stromerlöses veränderlich ist und je nach Zeitpunkt einen unterschiedlichen Kostenanteil decken kann.

Wird die Restwertmethode als einmalige Grundlage für die Bestimmung der Kostenverhältnisse (wie z. B. als Grundlage für die Bestimmung der Kostenverhältnisse einer Preisgleitklausel) verwendet, führen die bei langfristigen Fernwärmelieferverträgen regelmäßig zu erwartenden Änderungen der Erlösverhältnisse unter Umständen zu unangemessenen Ergebnissen, die im Extremfall die rechtlichen Anforderungen einer Kostenorientierung überschreiten können. Dann ist jeweils ein Nachsteuern durch Anpassung der Preisgleitformel erforderlich, wodurch die Vorteile der Anpassung durch eine automatische Preisgleitklausel entwertet werden. Insofern sollten die Vor- und Nachteile der jeweiligen Schlüsselungsmethoden besonders bei der Preisanpassung durch eine automatische Preisgleitklausel abgewogen werden. Werden die BEHG-Kosten einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, in denen der Strom direkt vermarktet wird, dennoch vollständig auf die Wärme umgelegt, sollten die zuvor genannten Gründe, die für eine Verwendung der Restwertmethode sprechen, kritisch hinterfragt werden.

Welche Handlungsspielräume haben Versorger?

Es lässt sich zusammenfassen, dass die neuen Kosten für CO₂-Zertifikate die BHKW-Betreiber zu einer Abwägung zwingen. Dabei stehen die langfristige Rechtssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit sicherlich im Gegensatz zur Wirtschaftlichkeit und Margensicherung des Fernwärme- und Stromgeschäfts. Werden unter Verwendung der Restwertmethode die Kosten gesamt auf die Wärme umgelegt, kann die Wettbewerbsfähigkeit der Wärmepreise gerade bei niedrigen Erdgaspreisen gefährdet werden.

Aktuell, wie in der Berechnung in Abbildung 2 erkenntlich, sind die BEHG-Mehrkosten bei reinen Gasanschlüssen weitaus niedriger als bei (kleinen) KWK-Anlagen. Daher wäre es insofern vorteilhaft, wenn der „Strom” zumindest einen Teil der BEHG-Kosten übernimmt. Das Vorgehen einer 100-Prozent-Umlage der Kosten reduziert sicherlich die Attraktivität der Fernwärme, was vor allem bei einer geplanten Neukundengewinnung im Auge behalten werden sollte. Weiterhin werden die sich ergebenden massiven Kostensteigerung sicherlich auch von Verbraucherschützern und betroffenen Kunden zu Reaktionen und gegebenenfalls gerichtlichen Auseinandersetzungen führen, deren Ausgang heute noch nicht abgesehen werden kann. Betriebswirtschaftlich nachweisbare Grundlagen und ein rechtlich sauberes Vorgehen sind bei Preiserhöhungen deshalb unbedingt zu verfolgen.

Soll die Restwertmethode eingesetzt werden, kann auch über neue Wege der Transparenz gegenüber dem Endkunden nachgedacht werden: Eventuell kann ein schwankender KWK-Stromerlösanteil über ein gesondertes Preiselement berücksichtigt werden, das dann als Erlöselement im Vergleich zu den Kostenelementen umgekehrt funktioniert, d. h. ein steigender KWK-Strompreis würde zu einem sinkenden Wärmepreis führen. Im Gegenzug werden die BEHG-Kostensteigerungen ebenso weitergegeben.

Fazit

Die Wärmeversorger müssen sich zur Methodik der Kostenschlüsselung der neuen BEHG-Kosten jetzt festlegen. Dabei muss je nach den rechtlichen, wirtschaftlichen und technischen Rahmenbedingungen der KWK-Erzeugung entschieden werden, ob eine Methodik gewählt wird, nach der die BEHG-Kosten zu einem höheren Anteil auf die Wärme oder teilweise auch auf den Strom entfallen. Eine nur teilweise Umlage der CO₂-Kosten auf die Wärmekosten ist wirtschaftlich für die Fernwärmeversorger zwar schwierig, bietet jedoch langfristige rechtliche Sicherheit und wettbewerbsfähige Preise. Aus der geführten Diskussion ergibt sich, dass man nicht in jedem Fall eine pauschale Zustimmung für die Restwertmethode und damit eine 100-prozentige Schlüsselung der BEHG-Kosten auf den Wärmebereich vornehmen kann.

Grundsätzlich empfiehlt sich deshalb eine den jeweiligen Bedingungen und der Risikobereitschaft angepasste Abwägung des Vorgehens vorzunehmen. Die existierenden Methoden zur Schlüsselung, wie zum Beispiel die Substitutionsmethode, die IEA-Methode oder die Finnische Methode sollten daher vor Festlegung gegenübergestellt werden. Zudem ist es wichtig, das Anlagenportfolio des Wärmeversorgers im Blick zu haben. Bei nicht BEHG-pflichtigen Anlagen (z. B. EEG-Anlagen oder Abwärme) in der Wärmeversorgung kann gegebenenfalls in Summe die Kostensteigerung aus dem BEHG reduziert werden, wodurch ein diversifiziertes Erzeugungsportfolio die langfristige Wettbewerbsfähigkeit der Fernwärme ebenso sichern kann.

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