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Timestamp: 2020-06-07 09:35:02
Document Index: 18629366

Matched Legal Cases: ['Art. 25', 'Art. 6', 'Art. 12', 'Art. 17', 'Art. 20', 'Art. 2', 'Art. 4', 'Art. 25', 'Art. 3', 'Art. 9', 'Art. 10', 'Art. 23', 'Art. 20', 'Art. 6']

Umweltpolitik contra wirtschaftliche Interessen - Wie die ... | Diplomarbeiten24.de
1. Gegenstand, Zielsetzung und Aufbau der Arbeit
2. Das Umfeld des Emissionshandels
3. Das EU-Emissionshandelssystem
3.1. Die Grundidee und Funktionsweise des Emissionshandels
3.2. Die Primärallokation der Emissionsrechte und die Teilnehmer
3.3. Die Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland
3.4. Blick in das europäische Ausland
4. Entwicklungen auf dem deutschen Strommarkt
4.1. Energierechtliche Rahmenbedingungen
4.2. Staatliche Regulierungsmaßnahmen und Kontrollmechanismen
4.3. Der Aufbau und Entwicklung der Marktstruktur im Stromerzeugungsbereich
4.4. Die Strompreisentwicklung in Deutschland
5. Auswirkungen des Emissionshandels auf die Strompreispolitik
5.1. Die Opportunitätskosten des Emissionshandels und deren Einfluss auf den Strompreis
5.2. Problematik der Windfall Profits
5.3. Der Übergang von einer kostenlosen zur kostenpflichtigen Vergabe der Emissionsrechte als eine Lösungsmöglichkeit - Chancen und Risiken
Abb. 1: Emissionshandel zwischen zwei Unternehmen
Abb. 2: Stromwirtschaftliche Wertschöpfungskette
Abb. 3: Marktanteile der deutschen Stromerzeuger in 2006
Abb. 4: Räumliche Aufteilung der Übertragungsnetzbetreiber
Abb. 5: Preis- und Gewinnentwicklung der deutschen Energiekonzerne im Zeitraum 1998-2007
Abb. 6: Strompreiszusammensetzung und -entwicklung im Haushalts- und Industriebereich im Zeitraum 1998 bis 2008
Abb. 7: Strompreisbildung nach dem Merit-Order-Prinzip
Abb. 8: Auswirkungen der CO2-Kosten auf den Strompreis bei gegebenem Kraftwerkspark
Abb. 9: Entwicklung der Strom- und CO2-Zertifikatspreise im Zeitraum 2004 bis 2005
Abb. 10: Windfall Profits bei starrer und flexibler Nachfrage 35 Verzeichnis der Tabellen Seite
Tab. 1: Entwicklung der THG-Emissionen in CO2-Äquivalenten in der EU im Hinblick auf Kyoto-Vereinbarungen, Vergleich der Jahre 1990 und 2007
Tab. 2: EU-Emissionsbudgets in der ersten und zweiten Handelsperiode
Tab. 3: Prognose der jährlichen Gewinnmitnahmen im Rahmen des Emissionshandels in der zweiten Handelsperiode 2008-2012
In den letzten Jahren meldete das Statistische Bundesamt regelmäßige Gewinnsteigerungen in der Energiebranche. Allein in Deutschland verzeichnete der Stromsektor im Zeitraum 2000-2005 einen durchschnittlichen Erlöszuwachs von einem Drittel.1 Zudem berichtete die Welt Online, dass die vier großen Energieversorgungsunternehmen Deutschlands - E.on, RWE, EnBW und Vattenfall - seit 2002 ihre Jahresgewinne vor Steuern um insgesamt 12 Mrd. € erhöht haben sollten.2 In diesem Zeitraum sind gleichzeitig die Strompreise für Privathaushalte um ca. 50% gestiegen.3 Diese Steigerungen werden von den Energieunternehmen mit gestiegenen Primärenergiekosten begründet.4 Zu dieser Ansicht sind auch andere Meinungen vertreten. So behauptet die für WWF von Point Carbon Advisory Services durchgeführte Studie, dass die enorme Gewinnsteigerung im Energiesektor auf die Einführung des Emissionshandels zurückzuführen sei.5 Die Emissionsrechte werden grundlegend kostenlos vergeben. Trotzdem reichen die EVU Kosten für diese Rechte an ihre Kunden weiter, wodurch hohe Zusatzgewinne (Windfall Profits) erzielt werden. Der Energiebranche wird beim Emissionshandelssystem eine besondere Bedeutung zugeschrieben, da der größte Teil der anthropogenen THG-Emissionen durch Gewinnung, Umwandlung und Nutzung von Energie entsteht.6 In diesem Zusammenhang ist es wichtig, die politische Ausgestaltung des Emissionsrechtesystems, insbesondere die Primärallokation der Emissionsrechte zu untersuchen, die möglicherweise die Preisgestaltung auf dem Strommarkt beeinflusst. Die vorliegende Arbeit befasst sich mit dem Emissionshandelssystem, seiner Umsetzung in Deutschland und anderen ausgewählten EU-Ländern sowie den Auswirkungen auf die Strategien der Energieversorgungsunternehmen, insbesondere die Preispolitik dieser Unternehmen. Im ersten Kapitel werden zuerst die Grundidee und Funktionsweise des europäischen Emissionshandelssystems sowie seine Implementierung in Deutschland und anderen EU-Ländern näher dargestellt. Aufgrund der Tatsache, dass die Energiewirtschaft von EU-ETS am stärksten betroffen ist, konzentriert sich der zweite Kapitel auf die Energieversorgungsunternehmen und die Entwicklungen auf dem deutschen Strommarkt, um anschließend die Auswirkungen des Emissionshandelssystems auf diesen Sektor, insbesondere auf die Preispolitik der Energiekonzerne betrachten zu können. Zum Schluss wird eine Zusammenfassung vorgenommen und ein Ausblick in die Zukunft gewagt.
Die globale Erwärmung und derer Folgen stehen seit einiger Zeit im Mittelpunkt der umweltpolitischen Debatten. Nach Aussagen des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen (IPCC) lässt sich die Verstärkung des natürlichen Treibhauseffektes sehr wahrscheinlich auf die menschlichen Aktivitäten zurückführen.7 Der Vorreiter der vom Menschen erzeugten Treibhausgase ist Kohlendioxid (CO2), dessen Freisetzung in die Erdatmosphäre seit dem Jahr 1750 bis heute um ca. 31% gestiegen ist8 und mit über 50% den höchsten Anteil am zusätzlichen Treibhauseffekt ausmacht.9 Die Emission von Treibhausgasen durch die Verbrennung fossiler Energieträger und die veränderte Landnutzung löst den zusätzlichen, sog. anthropogenen Treibhauseffekt aus, der das natürliche Gleichgewicht des Ökosystems zerstört.10 Der damit verbundene Anstieg der Durchschnittstemperatur auf der Erde bringt mit sich gravierende Folgen für die natürliche und soziale Umwelt, was mit zahlreichen wissenschaftlichen Prognosen bereits bewiesen worden ist. In diesem Zusammenhang besteht ein dringlicher Handlungsbedarf, um die Emission der Treibhausgase zu beschränken. Das Phänomen des Treibhausgaseffektes ist von einem globalen Ausmaß und einer hohen Komplexität gekennzeichnet. Für die globale und nationale Umweltpolitik ist es nun von höchster Priorität, wirksame Maßnahmen für den Klimaschutz und zur Reduktion von THG- Emissionen zu ergreifen.11 Es ist offensichtlich schwierig, stark divergierende Interessen der Industrie- und Entwicklungsländer zusammenzubringen und alle Länder zur Kooperation in Hinsicht auf internationale Vereinbarungen über Klimaschutz zu bewegen. Ein wirksamer Klimaschutz ist nur dann möglich, wenn möglichst alle Staaten, insbesondere die Industriestaaten als Hauptemittenten, ihre nationale Verantwortung übernehmen.12 In diesem Sinne wurde mit der Klimarahmenkonvention (UNFCCC) der Vereinten Nationen im Jahre 1992 ein internationales Umweltabkommen geschaffen, das „die Stabilisierung der THG-Konzentrationen in der Atmosphäre auf einem Niveau (…), auf dem eine gefährliche anthropogene Störung des Klimasystems verhindert wird“13 zum Ziel hat. Die wichtigste Verpflichtung der Konvention ist, dass alle Vertragspartner regelmäßige Berichte erstellen müssen, in den der aktuelle Stand der THG-Emissionen und deren Trend aufgeführt werden.14 Somit stellt die Klimarahmenkonvention einen für die beteiligten Nationen (Annex-I-Staaten) bindenden Rahmen im Hinblick auf die Klimaschutzvereinbarungen dar. Die derzeit 189 beteiligten Vertragsstaaten treffen sich jährlich auf der UN-Klimakonferenz.15 Eines der aufschlussreichsten UN-Treffen fand 1997 im japanischen Kyoto statt und brachte als Ergebnis das sog. Kyoto-Protokoll hervor. Das Protokoll trat am 16. Februar 2005 völkerrechtlich in Kraft16, nachdem gemäß Art. 25 des Protokolls wenigstens 55 Vertragsstaaten das Dokument ratifiziert haben, auf die mindestens 55% der gesamten CO2-Emissionen im Jahre 1990 entfallen.17 Das Protokoll baut auf den Prinzipien der Klimarahmenkonvention auf, indem es die Verpflichtungen der Konvention konkretisiert.18 So haben sich die in Anlage B des Kyoto-Protokolls aufgeführten Industrie- und Transformationsstaaten, sog. Annex-B-Staaten (38 Länder der Annex-I- Staaten19 ) verpflichtet, ihre Gesamtemissionen von CO2 und fünf weiteren Treibhausgasen innerhalb des Verpflichtungszeitraums 2008-2012 um mindestens 5% gegenüber 1990 zu reduzieren.20 Unter Berücksichtigung der THG-Emissionen pro Kopf und des Entwicklungsstandes der Länder werden unterschiedliche Verpflichtungen aufgelegt. Die weit en]twickelten Industrieländer, die für 80% bis 90% der bisherigen Klimagase verantwortlich gemacht werden21, müssen eher stark reduzieren. Im Gegenteil dazu dürfen die Schwellenländer bis zu einer bestimmten Obergrenze die Emissionen sogar ausweiten. Die USA und Australien haben ihre Teilnahme an den Reduktionsmaßnahmen abgelehnt, mit der Begründung, dass große Entwicklungsländer, wie China oder Indien, trotz ihres enormen THG-Ausstoßes an den Reduktionsmaßnahmen nicht beteiligt worden seien.22 Ende Juni 2009 berichtete der Spiegel Online, dass sich die USA gesetzlich verpflichtet haben sollen, die CO2- Emissionen bis 2020 um 17% zu senken.23 Im Kampf gegen den Klimawandel ist das der erste Schritt seitens der USA.
Zur Erreichung der oben aufgeführten Reduktionsziele, sieht das Kyoto-Protokoll folgende drei Flexibilitätsmechanismen vor: Joint Implementation - JI (Art. 6), The Clean Development Mechanism - CDM (Art. 12) und Emissions Trading - ET (Art. 17).24 Der projektbezogene JI-Mechanismus hat eine gemeinsame Umsetzung der Reduktionsziele durch die Annex-B-Staaten zum Ziel, indem ein Annex-B- Industrieland in einem anderen Annex-B-Industrieland emissionsreduzierende Projekte durchführt und sich diese in eigenem Land anrechnen lässt.25 So können die Reduzierungen aufgrund unterschiedlicher technischen Standards kostengünstiger vorgenommen werden. Der zweite projektbezogene CDM-Mechanismus räumt für die Annex-B-Industrieländer die Möglichkeit ein, in weniger entwickelten Ländern (Nicht- Annex-B-Ländern) Klimaschutzprojekte zu finanzieren oder durchzuführen, um auf diese Weise einen Technologietransfer in die Entwicklungsländer anzuregen.26 Die Grundidee des dritten emissionsbezogenen ET-Mechanismus ist einen Markt für Emissionsrechte sog. Zertifikate zu schaffen, auf dem die Rechte frei gehandelt werden und die Höhe der Emissionen beschränkt ist. Somit entsteht ein ökonomischer Anreiz, die Emissionen dort zu senken, wo es am kostengünstigsten ist.27 Der Emissionshandel ist somit ein marktorientiertes Instrument der Umweltpolitik, dem ein mengenmäßiger Ansatz zugrunde gelegt wird. Der für 2008 im Kyoto-Protokoll vereinbarte internationale Emissionsrechtehandel zwischen Annex-B-Staaten bildet die Grundlage für den europäischen Emissionshandel, der bereits 2005 in den EU-Mitgliedstaaten umgesetzt worden ist.28
Die Europäische Kommission hat am 08. März 2000 mit dem Europäischen Programm für Klimaänderungen (ECCP) eine Strategie zum Klimaschutz vorgeschlagen, die die Konzepte und Maßnahmen zur Reduktion der THG-Emissionen im Sinne des Protokolls von Kyoto ermittelt.29 Der Handel mit Emissionsrechten ist am 1. Mai 2005 in Europa in Kraft getreten.30 Die rechtliche Grundlage des europäischen Emissionshandels bildet die von der Europäischen Union verabschiedete EU-Richtlinie 2003/87/EG vom 13. Oktober 2003, die für alle EU-Mitgliedstaaten bindend ist31 und ins nationale Recht umgesetzt werden muss.32 Für den Emissionshandel werden mehrjährige Handelsperioden festgelegt. Die erste Handelsperiode, die lediglich das Treibhausgas CO2 erfasste, dauerte von 2005 bis 2007. Die zweite aktuelle Handelsperiode, die mit der Kyoto-Periode übereinstimmt, umfasst die Jahre 2008 bis 2012.33 Im April 2009 wurden bereits die rechtlichen Rahmenbedingungen für die dritte Phase des Emissionshandels 2013-2020 endgültig festgelegt. Die EU beabsichtigt, den CO2- Ausstoß bis 2020 um mindestens 20% zu reduzieren.34 In der EU-15 sollte eine aus dem Kyoto-Protokoll hervorgehende Verpflichtung, THG-Emissionen in der zweiten Handelsperiode um 8% gegenüber dem Basisjahr 1990 zu verringern, erreicht werden (siehe Kapitel 3.4, Tab. 1). Nach der Erweiterung der EU um weitere 12 Mitgliedstaaten wurde kein genaues Reduktionsziel spezifiziert.35 Nach dem Lastenteilungsprinzip, dem sog. Burden-Sharing-Agreement, teilen die einzelnen EU-Mitgliedstaaten, außer Malta und Zypern, das durchschnittliche Reduktionsziel untereinander auf.36 So hat beispielsweise Deutschland eine Reduktion der Treibhausgase um 21% und Großbritannien um 12,5% zu erfüllen. Frankreich stabilisiert seinen Ausstoß auf dem Niveau von 1990 und Spanien kann seine Emissionen sogar um 15% steigern. Eine genaue Darstellung der Aufteilung für jeweilige Länder folgt im Kapitel 3.4. Wie die Erfüllung der Kyoto-Ziele zu Stande kommt sowie welche Industriezweige davon betroffen sind, wird im darauffolgenden Kapitel näher beleuchtet. Vorher werden die Grundidee und Funktionsweise des Emissionshandels sowie die Zuteilung der Emissionsberechtigungen erläutert.
Der CO2-Emissionshandel wird bei der Klassifikation umweltpolitischer Instrumente den mengenmäßigen ökonomischen Instrumenten zugeordnet, bei den die Beschränkung der freien Nutzung von Umweltgütern unter der Berücksichtigung der Kosteneffizienz im Vordergrund steht.37 Der Emissionshandel basiert auf einem Cap- and-Trade-System, bei dem das Gesamtemissionsvolumen in t CO2 für ein bestimmtes Gebiet und Zeitraum von einer zuständigen Behörde festgesetzt wird.38 Die Emissionsobergrenze (cap) stellt eine absolute Menge dar, die in Emissionsrechten verbrieft ist, welche an die CO2-Emittenten verteilt werden. Diese Verbriefung ermöglicht den Handel mit Emissionsrechten.39 Im Gegensatz zu dem internationalen Emissionshandel, nach dem die Staaten als Akteure fungieren, bezieht sich der EU- Emissionshandel auf einzelne europäische Unternehmen.40 Die Emissionsrechte geben an, in welcher Höhe die betroffenen Unternehmen zu Emissionen von CO2 in t berechtigt sind, wobei 1 Zertifikat einer Tonne CO2 entspricht. Die Menge der Emissionsrechte wird insgesamt sukzessive verringert, damit die Unternehmen einen Anreiz haben, ihre Emissionen schneller zu mindern, als es die Zuteilungsmenge vorschreibt.41 Falls das Unternehmen seine Emissionen durch CO2-sparende Maßnahmen einschränken kann, können seine überschüssigen Emissionszertifikate auf einem Markt für Emissionsrechte an Unternehmen mit hohen Vermeidungskosten verkauft werden (trade).42 Reichen dagegen die zugeteilten Zertifikate für das Unternehmen nicht aus, so muss die fehlende Menge am Emissionsrechtemarkt zugekauft werden.43 Auf diese Weise entsteht ein Preis für Emissionsrechte, der durch Angebot und Nachfrage zu Stande kommt. In welchem Umfang Emissionen eingeschränkt werden, entscheiden die Vermeidungskosten der Unternehmen. So wird der Preis für Emissionsrechte am Markt mit den eigenen Kosten der letzten
vermiedenen CO2-Einheit (Grenzvermeidungskosten) verglichen.44 Ist die Vermeidung von Emissionen kostengünstiger als der Preis der Zertifikate, wird in Maßnahmen zur Emissionsreduktion investiert.45 Anderenfalls ist es für das Unternehmen vorteilhafter, die Emissionsrechte am Markt zu erwerben, um so seinen Minderungsverpflichtungen nachzukommen.46 Das Abwägungskalkül der Unternehmen kann am folgenden Beispiel in Abb. 1 veranschaulicht werden.
Quelle: in Anlehnung an Erdmann; Zweifel 2008, S. 354.
Die zwei Unternehmen (U1, U2) bekommen eine bestimmte Menge an Emissionsrechten
(Em) zugeteilt, die jedoch für beide nicht ausreichend sind. Sie müssen demzufolge einen Teil ihrer Emissionen reduzieren. Das Unternehmen 1 (U1) kann seine CO2- Emissionen aufgrund geringer Vermeidungskosten über die zugeteilten Emissionsrechte Em 1 hinaus reduzieren und die verbliebenen Rechte auf dem Markt gewinnbringend verkaufen. Für das Unternehmen 2 (U2) mit höheren Vermeidungskosten stellt der Zukauf der Emissionsrechte die kostengünstigere Alternative dar. Insgesamt wird eine kostenminimale Umweltentlastung erreicht, indem beide Unternehmen jeweils die kostengünstigere Alternative zur Emissionsreduktion wählen. Durch die Möglichkeit des Handels mit Umweltnutzungsrechten erzielen beide Unternehmen einen Effizienzgewinn (Fläche ABC). Das U2 mit den höheren GVK kann weniger mindern, während das U1 mit geringeren GVK mehr zur Umweltentlastung beiträgt. Die Emissionsrechte werden zwischen den Unternehmen im Optimum zum Preis pem* gehandelt. Der Preis liegt im Schnittpunkt der GVK-Kurven und stellt die kostenminimale Lösung dar.
Es lässt sich also festhalten, dass die Reduktion der Emissionen zu minimalen volkswirtschaftlichen Kosten erreicht werden kann, indem die Unternehmen jeweils die kostengünstigste Alternative zur Emissionsreduktion ergreifen. Außerdem wird durch den Emissionsrechtehandel ein Anreiz zur Investitionen geschaffen. Der Emissionshandel bietet für die Volkswirtschaft die Möglichkeit, die Kostendifferenzen zwischen den Alternativen auszuschöpfen, was die ökonomische Vorteilhaftigkeit des Handels begründet. Auf diese Weise wird eine optimale Allokation knapper Ressourcen erreicht.47
3.2. Die Primärallokation der Emissionsrechte und ihre Teilnehmer
Neben der Festlegung des erlaubten Gesamtemissionsvolumens müssen im Rahmen der internationalen Klimaschutzverhandlungen auch Vereinbarungen zu dessen Verteilung auf die verschiedenen Länder getroffen werden. Die effiziente Wirkung des Emissionshandels und letztendlich die angestrebte Reduktion der CO2-Emissionen ist in hohem Maße davon abhängig, wie die Primärallokation der Emissionsrechte ausgestaltet ist. Nach der EU-Richtlinie 2003/87/EG wird die Verteilung der Emissionsberechtigungen von jedem beteiligten Land im sog. Nationalen Allokationsplan (NAP) geregelt.48 Der NAP besteht aus zwei Komponenten: einem Makroplan, in dem das Gesamtvolumen der Emissionen (cap) festgelegt wird und einem Mikroplan, der die Verteilung der Zertifikate auf die einzelnen Anlagen regelt.49 Artikel 10 der EU-Richtlinie sieht für alle Mitgliedstaaten in der ersten Handelsperiode eine kostenlose Zuteilung der Zertifikate von mindestens 95% und in der zweiten Handelsperiode von mindestens 90% vor.50 Die Auswahl eines geeigneten Verteilungsverfahrens im Rahmen des Mikroplans stellt eine anspruchsvolle Aufgabe dar. Die Emissionsrechte können auf Basis unterschiedlicher Daten zugeteilt werden.
Nach Zwingmann werden vier Grundformen und deren Mischvarianten unterschieden.51
Werden historische Emissionsdaten zugrunde gelegt, handelt es sich um das sog. Grandfathering-Verfahren. Im Falle der gegenwärtigen bzw. zukünftigen Daten als Basis, spricht man vom Updating-Verfahren. Die Daten können prognostizierte Emissionsniveaus oder Produktionswerte beinhalten, wodurch unterschiedliche Wachstumsraten der Sektoren bereits bei der Allokation berücksichtigt werden.52 Bei dem Benchmark-Ansatz werden keine Emissionsdaten, sondern Daten des historischen Outputniveaus als Basis genommen. Dieser outputbasierte Ansatz orientiert sich am Stand der Technik des Branchendurchschnitts, womit die Erreichung möglichst niedriger Verbrauchs- und Emissionsniveaus angestrebt werden soll.53 Je höher die Effizienz einer Anlage ist, desto näher liegt die Zuteilung am tatsächlichen Bedarf. Somit erhalten ineffiziente und veraltete Anlagen deutlich weniger Emissionsrechte, als sie benötigen. Im Gegenteil zu den kostenlosen Zuteilungsmethoden können die Emissionsrechte auch kostenpflichtig in Auktionen versteigert werden. Diese Methode basiert auf unterschiedlicher Zahlungsbereitschaft der Marktteilnehmer, die sich beim Erwerb der benötigten Emissionsrechte nach Dringlichkeit ihres Bedarfs orientieren.54 Alle Staaten verfahren bisher nach dem Prinzip des Grandfathering. Das Grandfathering-Verfahren wird durch Bestandsschutzprinzip gekennzeichnet, wodurch eine bereits errichtete Anlage, so wie sie genehmigt wurde, weiter betrieben werden darf.55 Dies bedeutet, dass Anlagen, die in der Vergangenheit viel Kohlendioxid ausgestoßen haben, erhalten auch mehr Zertifikate. Als Basisperiode fungieren die durchschnittlichen CO2-Emissionen der Anlagen in den Jahren 2000 bis 2002.56 Viele NAPs enthalten außerdem Sonderregelungen, die die Gesamtmenge der Emissionsrechte begrenzen. Die Sonderregelungen betreffen solche Problemfelder, wie das frühzeitige Ergreifen von Vermeidungsmaßnahmen durch Emittenten (Early Action), Berücksichtigung von Stilllegungen sowie Behandlung von Neuemittenten, die kritische Punkte bei der Allokation darstellen und unberücksichtigt zu Wettbewerbsverzerrungen führen können.57
In der gesamten EU sind rund 11.400 Anlagen zur Teilnahme am Emissionshandel
verpflichtet.58 Diese sind für ca. 46% der CO2-Emissionen in der EU verantwortlich.59 Die am Emissionshandel beteiligten Anlagen orientieren sich am Downstream-Ansatz, der eine Reduktionsverpflichtung der tatsächlichen Emittenten vorsieht.60 Der Anhang I der EU-Richtlinie führt für das EU-ETS folgende energieintensive und Energie erzeugende Industrien mit einer Leistung über 20 MW auf:61
- Energieumwandlung und Energieumformung (Feuerungsanlagen mit Brennstoffwärmeleistung > 20 MW, Mineralölraffinerien, Kokereien)
- Eisenmetallerzeugung und -verarbeitung (Röst- und Sinteranlagen für Metallerz, Anlagen zur Herstellung von Roheisen / Stahl)
- Mineralverarbeitende Industrie (Anlagen zur Herstellung von Zementklinker, Glas und keramischen Erzeugnissen)
- Sonstige Industriezweige (Anlagen zur Herstellung von Zellstoff, Papier, Pappe mit einer Produktionskapazität > 20 t pro Tag)
Die Energieversorgung und andere Industriesektoren werden für fast die Hälfte der CO2-Emissionen der EU verantwortlich gemacht.62
Laut der Richtlinie sind Anlagen, die für Zwecke der Forschung, Entwicklung und Prüfung neuer Produkte und Verfahren dienen, aus dem Emissionshandel ausgenommen.63 Auch andere energieintensive Sektoren, wie die chemische Industrie, das Aluminium produzierende Gewerbe sowie der Transportsektor, werden aufgrund ihres vergleichsweise geringen EU-Emissions-Anteils im EU-ETS zunächst nicht berücksichtigt.64 Die Verteilung der Emissionszertifikate an die Emittenten in den jeweiligen Staaten wurde in den ersten beiden Handelsperioden den EU-Mitgliedstaaten überlassen. In der dritten Phase wird die Zuteilung der Emissionsberechtigungen zentral von der Europäischen Kommission erfolgen.65
Die europäische Emissionshandelsrichtlinie 2003/87/EG wurde mit dem Treibhausgas- Emissionshandelsgesetz (TEHG) vom 8. Juli 2004 ins deutsche Recht umgesetzt.66 Das Gesetz bildet zusammen mit dem Zuteilungsgesetz (ZuG) und der Zuteilungsverordnung (ZuV) die Grundlage für den Handel mit Emissionsrechten im europäischen System für Deutschland. Diese Gesetze gelten jeweils für eine Periode. Mit der Ausgabe von Zertifikaten und der Emissionskontrolle wurde die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) beauftragt.67 Die Zuteilung der Emissionsrechte im Rahmen der NAPs ist für die erste Handelsperiode im ZuG 2007 und für die zweite Handelsperiode im ZuG 2012 geregelt.68 Deutschland hat sich im Rahmen der EU- Burden-Sharing-Vereinbarung verpflichtet, in der Periode 2008-2012 die THG- Emissionen um 21% gegenüber dem Basisjahr 1990 zu reduzieren. Im Jahre 2008 wurden 1.665 Anlagen, davon 1.072 energiewirtschaftliche Anlagen, am Emissionshandel beteiligt.69 Die Vergabe der Emissionsrechte nach NAP II vom 28. Juni 2006 in der Periode 2008-2012 erfolgt grundsätzlich kostenlos auf Basis von historischen Emissionswerten (Grandfathering). Für Anlagen, die vor 2000 in Betrieb genommen wurden, gelten die Jahre 2000-2005 als Basis.70 Für Anlagen, die zwischen 2000 und 2002 in Betrieb gegangen sind, wird die Periode von der Inbetriebnahme bis einschließlich des Jahres 2005 als Basis zugrunde gelegt. Für Neuanlagen, die seit 2008 betrieben werden, sieht der Mikroplan ebenfalls eine kostenlose Zuteilung der Emissionsrechte vor. Die Zuteilung erfolgt auf der Grundlage eines produktbezogenen Emissionswertes (Benchmarks), der sich an der besten verfügbaren Technik (BAT) orientiert.71 Im NAP II werden die Energiewirtschaft und das produzierende Gewerbe unterschieden. Maßgeblich für diese Differenzierung ist die Berücksichtigung der Tatsache, dass die Stromversorger den Wert der kostenlos zugeteilten Zertifikate in die Strompreiskalkulation einbeziehen, wodurch hohe Zusatzgewinne erzielt werden (Windfall Profits). Aus dem Grund muss die Energiewirtschaft höher belastet werden.72 Die Menge der zugeteilten Zertifikate wird für beide Sektoren anhand der historischen
CO2-Emissionen in der Basisperiode und der Anwendung eines Erfüllungsfaktors
bestimmt, um dessen Wert die Zuteilungsmenge insgesamt gekürzt wird.73 In der aktuellen Periode wurde die Obergrenze der emissionshandelspflichtigen Anlagen von 482 Mio. t CO2 auf 453 Mio. t CO2 gesenkt.74 Die Zuteilungsmenge für das Produkt Strom bei Energieanlagen beträgt 243,59 Mio. Emissionsrechte pro Jahr.75 Dem Art. 20 des ZuG 2012 zufolge ist eine Veräußerung von 38 Mio. Emissionsrechten pro Jahr im Stromsektor vorgesehen, wodurch die Menge kostenloser Zuteilungen in diesem Sektor um diesen Wert verringert wird.76 So ergibt sich laut NAP II nach der Kürzung ein jährliches Emissionsbudget für den Energiebereich in Höhe von 205 Mio. Emissionszertifikaten.77 Im Vergleich zu der ersten Handelsperiode bekommen die Unternehmen der Energiewirtschaft nur noch zwei Drittel der Berechtigungen kostenlos zugeteilt.78 Das ZuG 2012 sieht für die Industrieanlagen eine einheitliche Kürzung der jeweiligen berechneten Zuteilungsmengen um 1,25% vor.79 Im Bereich der Energieanlagen wird eine Kürzung von insgesamt 15,6 % vorgenommen. Das ZuG 2012 verlangt vom produzierenden Gewerbe weniger Minderungsleistungen als von der Energiewirtschaft, was hauptsächlich auf unterschiedliche Wettbewerbssituation und Minderungspotentiale der Sektoren zurückzuführen sei. Die Anwendung der Benchmark-Methode und Kürzung der Zuteilungen im Strombereich führen also zu einer deutlich niedrigeren kostenlosen Ausstattung mit Emissionsrechten für energiewirtschaftliche Anlagen.
Deutschland hat im Jahre 2007, d.h. vier Jahre vor Ablauf der Frist, seine Kyoto- Vorgaben bereits erfüllt. Die Emissionen des Jahres 2007 lagen bei ca. 956 Mio. Tonnen CO2-Äquivalenten und damit um 21,3 % niedriger als 1990 (siehe Kapitel 3.4, Tab. 1). Als einer der wenigen EU-Industriestaaten wäre Deutschland seinen Reduktionsverpflichtungen im internationalen Klimaschutz theoretisch nachgekommen.
1 Vgl. Statistisches Bundesamt 2007, Online.
2 Vgl. Ehrenstein 2007, Online.
4 Vgl. Schraven; Wetzel 2007, Online.
5 Vgl. Point Carbon 2008, S. 2.
6 Vgl. Erdmann; Zweifel 2008, S. 345.
7 Vgl. IPCC 2007, S. 2.
8 Vgl. IPCC 2001, S. 5.
9 Vgl. Woyke 2008, S. 564.
10 Vgl. IPCC 2007, S. 2.
11 Vgl. BMU 2009a, Online.
12 Vgl. BMU 2009a, Online.
13 Vgl. UNFCCC 1992, Art. 2, S. 5.
14 Vgl. UNFCCC 1992, Art. 4-1a, S. 6.
15 Vgl. Agenda 21 2007a.
16 Vgl. Agenda 21 2007b.
17 Vgl. UNFCCC 1997, Art. 25-1, S. 26.
18 Vgl. Zwingmann 2007, S. 29.
19 Vgl. UNFCCC 1992, S. 24-25.
20 Vgl. UNFCCC 1997, Art. 3-1, S. 4.
21 Vgl. Wicke; Spiegel; Wicke-Thüs 2006, S. 65.
22 Vgl. Woyke 2008, S. 565.
23 Vgl. Spiegel Online 2009, Online.
24 Vgl. UNFCCC 2009a, Online.
25 Vgl. UNFCCC 2009b, Online.
26 Vgl. UNFCCC 2009c, Online.
27 Vgl. BMU 2009a, Online.
28 Vgl. Konstantin 2007, S. 90.
29 Vgl. EU-Kommission 2000.
30 Vgl. BMU 2009a.
31 Vgl. EU 2003, RL 2003/87/EG.
32 Vgl. Konstantin 2007, S. 90.
34 Vgl. EU-Parlament 2008, S. 10.
35 Vgl. EEA 2009, S. 5.
36 Vgl. Frenz; Theuer 2008, S. 51.
37 Vgl. Fichtner 2005, S. 10-12.
38 Vgl. Zwingmann 2007, S. 105.
39 Vgl. Fichtner 2005, S. 13.
40 Vgl. ebd., S. 16-17.
41 Vgl. ebd., S. 12.
42 Vgl. Zwingmann 2007, S. 105.
43 Vgl. Aufenanger 2008, S. 119.
44 Vgl. Hansjürgens 2005, S. 230.
45 Vgl. Konstantin 2007, S. 92.
46 Vgl. Lucht; Spangardt 2005, S. 66.
47 Vgl. Lucht; Spangardt 2005, S. 66.
48 Vgl. EU 2003, RL 2003/87/EG, Art. 9-1.
49 Vgl. Umweltbundesamt; DEHSt 2004, S. 7.
50 Vgl. EU 2003, RL 2003/87/EG, Art. 10.
51 Vgl. Zwingmann 2007, S. 225.
52 Vgl. ebd., S. 243.
53 Vgl. ebd., S. 239-240.
54 Vgl. Fichtner 2005, S. 15.
55 Vgl. Zwingmann 2005, S. 225-226.
56 Vgl. Hansjürgens 2005, S. 241.
57 Vgl. Zwingmann 2007, S. 150-165, Hansjürgens 2005, S. 241-246. 9
58 Vgl. EU 2005, Anhang.
59 Vgl. Hansjürgens 2005, S. 235.
60 Vgl. Fichtner 2005, S. 14.
61 Vgl. EU 2003, RL 2003/87/EG, Anhang I.
62 Vgl. EU-Parlament 2008, S. 10.
63 Vgl. EU 2003, RL 2003/87/EG, Anhang I.
64 Vgl. Zwingmann 2007, S. 144.
65 Vgl. EU-Parlament 2008, S. 11.
66 Vgl. Frenz; Theuer 2008, S. 55.
67 Vgl. ebd., S. 580 (Art. 23-1 des ZuG 2012).
68 Vgl. ebd., S. 56-57.
69 Vgl. Umweltbundesamt; DEHSt 2008, S. 3.
70 Vgl. BMU 2006, S. 27 ff.
71 Vgl. Frenz; Theuer 2008, S. 192, BMU 2006, S. 30.
72 Vgl. BMU 2006, S. 24.
73 Vgl. BMU 2006, S. 27.
74 Vgl. Frenz; Theuer 2008, S. 58.
75 Vgl. Umweltbundesamt; DEHSt 2008, S. 4.
76 Vgl. Bundesministerium der Justiz 2007, ZuG 2012, Art. 20, S. 11.
77 Vgl. BMU 2006, S. 26.
78 Vgl. Umweltbundesamt; DEHSt 2008, S. 3.
79 Vgl. Bundesministerium der Justiz 2007, ZuG 2012, Art. 6-1, S. 4. 12
Dipl.-Kffr. Miroslawa Mazur (Autor)
V146007
9783640549757
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Dipl.-Kffr. Miroslawa Mazur (Autor), 2009, Umweltpolitik contra wirtschaftliche Interessen - Wie die CO2-Zertifikate die Preispolitik der Deutschen Energiekonzerne beeinflussen, München, Page::Imprint:: GRINVerlagOHG, https://www.diplomarbeiten24.de/document/146007