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veröffentlicht am 01. September 2021
Mit dem Beginn der vierten Handelsperiode scheint es, als ob der europäische Emissionshandel begänne, seine intendierte Lenkungswirkung allmählich zu entfalten. Laut dem 1,5-Grad-Bericht des IPCC müsste der CO2-Preis bis 2030 auf mindestens 135 USD/t steigen, um das 1,5-Grad-Ziel einzuhalten. Bis etwa 2017 blieben die in den europäischen Emissionshandel gesetzten Erwartungen unerfüllt. Seit 2018 zeigt sich jedoch eine stetige Zunahme der Preise, die nach einem kurzen, wohl krisenbedingten Abschwung in 2020, im Jahr 2021 von einem Höhepunkt zum nächsten steigen.
Mit dem Übergang zur vierten Handelsperiode hat die Geschwindigkeit der Preissteigerung stark zugenommen, wie untenstehende Abbildung 1 verdeutlicht: Der Emissionspreis für Zertifikate im EU-ETS hat sich seit Anfang 2017 von ca. 6 €/t CO2 auf 59,85 €/t CO2 in etwa verzehnfacht.1
Dieses Jahr wurden neben den bisher bekannten Änderungen durch den Beginn der vierten Handelsperiode auch die Berechnungsgrundlagen aktualisiert und bekannt gegeben. Darüber hinaus veröffentlichte die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) am 14.6.2021 die vorläufigen freien Zuteilungsmengen für die erste Phase der vierten Handelsperiode für die TEHG-pflichtigen Anlagenbetreiber.
Sowohl die jüngsten Entwicklungen in der europäischen und nationalen Politik als auch im Emissionshandel für CO2-Zertifikate und die nun bekannten Zuteilungsmengen führen dazu, dass die Kosten aus dem EU-ETS für Versorger auf eine relevante Größenordnung ansteigen. Damit entsteht die Notwendigkeit für Fernwärmeversorger, sich mit den betriebswirtschaftlichen und rechtlichen Auswirkungen der gestiegenen CO2-Kosten auseinanderzusetzen sowie ihre CO2-Zertifikate-Beschaffungs- und Handelsstrategie zu überprüfen.
Abbildung 1: Emissionspreise für Mid-Dec Carbon Futures im EU-ETS, 2017 bis Juli 2021. Quelle: EEX
Die bei einigen Versorgungsunternehmen durch kostenlose Zuteilungen in früheren Handelsperioden entstandenen „Polster” sind inzwischen abgeschmolzen. Die Kosten für die Beschaffung stiegen zuletzt stark an. Unternehmen, die bisher mangels Erheblichkeit des Kostenfaktors CO2 ihre Emissionskosten anderweitig refinanzieren konnten, werden deshalb in naher Zukunft an Grenzen stoßen.
Vor allem aber stellen die CO2-Kosten Fernwärmeversorger vor die Herausforderung, die Kostensteigerung bei der Preiskalkulation zu berücksichtigen. Die Tendenz zur Kalkulation gesonderter Emissionspreise führt dabei zu einer erhöhten Beobachtung dieser Entgeltkomponente durch Verbraucherverbände und Kartellbehörden, sodass besondere Sorgfalt und konservative Kalkulationsgrundsätze und -methoden anzuwenden sind. Schließlich ist aus der Beschaffungs- und Handelsstrategie eine adäquate Preisanpassungsstrategie abzuleiten. Auch bereits bestehende Weitergabemechanismen oder Preisgleitformeln sind in diesem Zuge zu prüfen und gegebenenfalls anzupassen.
Im Rahmen der allgemeinen Unternehmensstrategie muss ermittelt werden, ob technische Emissionsminderungsmaßnahmen, insbesondere durch Investition in regenerative und hocheffiziente Erzeugungstechnologie, gegenüber einer bloßen Weitergabe der Kosten an die Kunden nicht betriebswirtschaftlich vorteilhafter und mittel- bis langfristig erfolgreicher sind.
Bei der Entscheidungsfindung spielen zahlreiche rechtliche Aspekte eine wesentliche Rolle. Zum einen bedarf es eines vertieften Verständnisses der europarechtlichen und nationalen Rahmenbedingungen und der Funktionsweise des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes (TEHG) mit seinen Ausführungsverordnungen (z. B. Emissionshandelsverordnung 2030 (EHV 2030)). Zum anderen müssen die rechtlichen Preisanpassungsinstrumente und deren vertrags- und AGB-rechtlichen Anforderungen überprüft und gegebenenfalls angepasst werden. Schließlich gilt es, sowohl die besonderen Entlastungsmöglichkeiten von den Kosten des Emissionshandels (z. B. der Strompreiskostenkompensation) als auch die gesetzlichen und sonstigen Fördermöglichkeiten zur Emissionsminderung durch regenerative (z. B. Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) und Gebäudeenergiegesetz (GEG)) und effiziente (z. B. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG))Erzeugungstechnik im Blick zu behalten.
Eine Einschätzung und Reaktion auf die Veränderungen der vierten Handelsperiode erfordert interdisziplinäre, hochspezialisierte betriebswirtschaftliche, rechtliche und technische Fachkenntnisse, die gerade in kleineren Fernwärmeversorgungsunternehmen erst noch aufgebaut werden müssen oder nur durch die Inanspruchnahme externer Unterstützung effizient abgebildet werden können.
Im Gegensatz zur dritten Handelsperiode des europäischen Emissionshandelssystems ist die vierte in zwei Phasen unterteilt (2021 bis 2025 sowie 2026 bis 2030). Für beide Phasen wird die freie Zuteilung neu berechnet, indem sowohl der produktspezifische Emissionswert, als auch die historische Aktivitätsrate angepasst werden.
Die unternehmensspezifische Berechnungsgrundlage für die Zuteilung freier Zertifikate stellt die historische Aktivitätsrate der betrachteten Anlage dar. Diese wird für die erste Phase der vierten Handelsperiode aus dem Mittelwert der Aktivitätsraten im Zeitraum von 2014 bis 2018, für die zweite Phase aus demjenigen von 2019 bis 2023 ermittelt. Verringerte Emissionen in den ausgewerteten Zeiträumen führen ihrerseits folglich zu einer geringeren Zuteilung in der vierten Handelsperiode.
Für die gesamte Fernwärmebranche gilt hingegen der Emissionswert, der für das Produkt Wärme mit Inkrafttreten der Durchführungsverordnung 2021/447 (EU) vom 12.3.2021 von 224,28 g CO2/kWh auf 170,28 g CO2/kWh um ca. 24 Prozent gesenkt worden ist. Für die zweite Phase der vierten Handelsperiode ist eine weitere Absenkung vorgesehen, wodurch Versorger mit einer weiteren Abnahme ihrer freien Zuteilung und somit insgesamt steigenden Kosten konfrontiert sein werden.
Ebenfalls branchenübergreifend ist der lineare Reduktionsfaktor, der zu einer jährlichen Abschmelzung der Zuteilungsmenge führt. Dieser wurde gegenüber dem Wert von 1,74 Prozent in der dritten Handelsperiode auf 2,2 Prozent angehoben. Am 14.07.2021 veröffentlichte die Europäische Kommission Änderungsvorschläge für die Direktive 2003/87, womit der lineare Korrekturfaktor auf 4,2 Prozent angehoben wird. Dieser Faktor soll ab dem Folgejahr des Inkrafttretens der Änderungsdirektive angewendet werden. Eine weitere Beschleunigung der Kürzung im Verlauf der vierten Handelsperiode ist nicht auszuschließen. Der Faktor wird auf die Menge der kostenlos zugeteilten Zertifikate angewendet und reduziert damit die Anzahl dieser zusätzlich.
Nebenstehende Tabelle 1 fasst die erläuterten Veränderungen des europäischen Emissionshandelssystems durch den Vergleich des Jahres 2020 mit 2021 zusammen.
Tabelle 1: Zusammenfassung der fernwärmerelevanten Veränderungen für die freie Zertifikatszuteilung EU-ETS
Zur Veranschaulichung der finanziellen Konsequenzen der dargelegten Veränderungen betrachten wir einen fiktiven, erdgasbefeuerten Heizkessel, der durch das EU-ETS erfasst wird. Dieser habe die in untenstehender Abbildung 2 dargestellten Betriebsparameter. Es wird angenommen, dass die für die Berechnung relevante, historische Aktivitätsrate für beide Jahre bei 45.000 MWh Wärmeexport in ein Fernwärmenetz pro Jahr liegt. Unter Verwendung des durch die DEHSt veröffentlichten Emissionsfaktors von Erdgas resultieren daraus 10.080 Tonnen CO2, die durch Emissionszertifikate abgegolten werden müssen.
Abbildung 2: Betriebsparameter eines fiktiven Erdgaskessels
Für Versorger kommen nun zwei Effekte zum Tragen, die für sie negative finanzielle Konsequenzen haben: Zum einen steigt durch die verringerte Zuteilung infolge der Absenkung des Wärme-Emissionswertes und das Abschmelzen des linearen Korrekturfaktors die Anzahl der zu beschaffenden Zertifikate um 9,3 Prozent. Muss nun die gesamte verbleibende Emissionsmenge über die freie Zuteilung hinaus durch die Beschaffung von Zertifikaten zu den Spotmarktkonditionen beschafft werden, schlägt die Verdopplung des Spotpreises noch stärker zu Buche, wie Tabelle 2 verdeutlicht.
Tabelle 2: Zu beschaffende Zertifikate und resultierende Emissionskosten. Die angegebenen EEX-Spotpreise galten jeweils am 3.7.2020 bzw. 5.7.2021
Die freie Zuteilung wurde für dieses Beispiel anhand der Berechnungslogik für Fernwärmeerzeuger berechnet, die Teil 1 des DEHSt-Leitfadens zum nationalen Emissionshandelssystem entnommen werden kann.
Am Anfang jeder Überlegung zur Weitergabe von CO2-Kosten steht die rechtliche Analyse der Vertragsbedingungen für Bestandskunden: Welche gesetzlichen und vertraglichen Preisanpassungsregelungen sind bereits in den allgemeinen Versorgungsbedingungen enthalten? Erfüllt eine Änderung der CO2-Kosten überhaupt den entsprechenden Anpassungstatbestand?
Muss mangels einschlägiger Preisanpassungsregelung oder bei einem Strategiewechsel überhaupt erst eine Preisanpassungsklausel eingeführt werden, stellt sich weiter die Frage, ob ein entsprechendes Vertragsanpassungsrecht besteht.
Sind die rechtlichen Rahmenbedingungen geklärt, ist in einem zweiten Schritt das Spektrum der betriebswirtschaftlichen Möglichkeiten zur Umsetzung zu prüfen: Die Abbildung der Emissionskosten in einem eigenen Emissionspreis oder deren Integration im Arbeitspreis, Zeitpunkt des Kostenanfalls, Kostenzuteilungsmethodik bei gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung, Einsatzstrategie und Bestimmung der variablen CO2-Kosten bei unterschiedlichen Erzeugungseinheiten sowie die Bestimmung des tatsächlichen Emissionsfaktors sind nur einige der techno-ökonomischen Fragestellungen, denen sich TEHG-pflichtige Fernwärmeversorger stellen müssen.
Bei der Wahl des „richtigen” Preisanpassungsinstruments scheint der Königsweg noch nicht gefunden. Mögliche Methoden sind beispielsweise einseitige Leistungsbestimmung, Sonderkündigungsrecht oder automatische Preisgleitklauseln. Letztere erfreuen sich zunehmender Beliebtheit, da eine regelmäßige, transparente Preisanpassung möglich ist. Innerhalb der rechtlichen Kategorie der automatischen Preisgleitklauseln haben sich gegenüber den althergebrachten Basiskosten-Formeln Alternativen wie Preisbestimmungsformeln herausgebildet. Ein typisches Beispiel für eine CO2-Preisbestimmungsformel ist folgende in der Praxis verbreitete Formel:
WOBEI:
Die vorgestellte Preisbestimmungsformel ist für Versorger dann vorteilhaft, wenn sie selbst einen Emissionswert aufweisen können, der unter dem gesetzlich festgelegten Wert von 170,28 g CO2/kWh liegt. Andernfalls entstehen einem Versorger daraus finanzielle Nachteile.
Mit der vorgestellten Formelstruktur wird an sich auch die Anpassung des Wärme-Emissionswertes durch die europäische Kommission erfasst. Soweit bei der Erläuterung des Faktors EBenchmark in den Preisbedingungen der bisherige Wärme-Emissionswert aufgeführt wird, ist eine Anpassung auf den von der EU-Kommission beschlossenen neuen Wärme-Emissionswert in der Regel durch die besonderen, branchenüblichen Preisgleitklausel-Anpassungsrechte gedeckt.
Allerdings führt die Absenkung des Wärme-Emissionswertes bei dieser Formel in der Regel zu Einnahmeeinbußen, da die Absenkung zu einem niedrigeren Ergebnis für den berechneten Emissionspreis führt. Den verringerten Einnahmen gegenüber stehen zusätzliche Kosten, da die Absenkung als emissionshandelsrechtlich maßgeblicher Wert zu einer Verringerung der kostenlosen Zuteilung und damit zu einer Erhöhung der dann erforderlichen, kostenpflichtigen Beschaffung von Emissionszertifikaten führt. Der auf der Grundlage einer derartigen Emissionspreis-Bestimmungsklausel ermittelte Preis kann deshalb die tatsächlichen Kosten des Emissionshandels nicht decken.
Das Risiko von Mindereinnahmen lässt sich dann nur durch eine Anpassung des Emissionsfaktors, der Preisbestimmungsformel oder sogar Wechsel des CO2-Preisanpassungsinstruments vermeiden. Ob die hierzu erforderliche rechtliche Grundlage besteht, ist einerseits eine Frage der bestehenden Versorgungsbedingungen, andererseits angesichts der ungeklärten Rechtslage zu Vertragsanpassungsrechten ein von der Rechtsprechung oder dem Gesetzgeber zu klärendes Feld.
Eine Alternative zu den oben dargestellten Preisbestimmungsklauseln sind Preisgleitklauseln. Diese werden durch eine Preisgleitformel gekennzeichnet, mit der der Emissionspreis ausgehend von dem bei Vertragsbeginn geltenden Basispreis durch das Verhältnis aus den bei Vertragsbeginn geltenden Emissionskosten (sog. „Basiskosten”) zu den jeweils veränderten, im Anpassungsjahr geltenden, neuen Kosten berechnet wird. Selbstverständlich muss auch eine CO2-Preisgleitklausel den veränderlichen Anteil der kostenlosen Zuteilung von Emissionszertifikaten mathematisch erfassen (sog. „Zuteilungselement”), sodass die oben bereits für die Preisbestimmungsklausel dargestellte Methodik auch hier zu Verlusten führen kann.
Wird, wie in der oben dargestellten Formel, der Anteil kostenlos zugeteilter Zertifikate vereinfachend bereits im Emissionsfaktor EBenchmark und nicht im Zuteilungselement – im Beispiel (1 – z) – abgebildet, führt eine Anpassung des Benchmarks unweigerlich zu einer fehlenden Abbildung der Kostensteigerungen. Auch wenn die Anpassung des gesetzlichen Benchmarkwerts nur für wenige Experten vorhersehbar war: Hier hat sich die in unserer Beratungspraxis entwickelte, mathematisch genaue Abbildung der TEHG-Mechanismen durch einen sog. „Reduktionsfaktor” bewährt.
Die Verknappung der Zertifikatsmenge durch die verschärften Emissionsziele und die Reduktion der produktspezifischen Emissionswerte lassen weitere Preissteigerungen im europäischen Emissionshandel wahrscheinlich erscheinen. Die Kosten für Emissionen aus fossilen Energieträgern werden daher in Zukunft nicht mehr zu vernachlässigen sein und zumindest teilweise an den Kunden weitergegeben werden müssen. Die mit dem Übergang zur vierten Handelsperiode in Kraft getretenen Änderungen an der kostenlosen Zuteilung von Emissionszertifikaten verändern die Rahmenbedingungen für Versorger ebenfalls erheblich. Insbesondere die Anpassung des gesetzlichen Wärmebenchmarks ist ein erster Prüfstein der bestehenden CO2-Preisanpassungklauseln, der Fernwärmeversorger vor erhebliche betriebswirtschaftliche und rechtliche Herausforderungen stellt. TEHG-pflichtige Fernwärmeversorger müssen deshalb überprüfen, ob ihre Emissionspreisgleitklauseln nach Anpassung des Wärmebenchmarks noch geeignet sind, die gestiegenen Emissionskosten zu erfassen. Andernfalls ist zu untersuchen, ob die Änderung des Wärmebenchmarks ein Anpassungsrecht auslöst und mit welcher alternativen Preisgleitklauselgestaltung zukünftig ein Gleichlauf von CO2-Kosten- und Emissionspreisveränderungen sichergestellt werden kann. Gerne stehen wir zur Lösung dieser interdisziplinären Aufgabenstellungen mit einem erfahrenen Team von Betriebswirten, Rechtsanwälten, Fördermittelexperten und Wirtschaftsingenieuren zur Verfügung.
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1 EEX 4. Period European Carbon Futures 2024 – MidDec; abgerufen am 5.7.2021
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