Bisherige Rechtslage

Bisher umfasst der durch die Richtlinie 2003/87/EG geschaffene Europäische Emissionshandel (im Folgenden: ETS-1) nach Art. 2 Abs. 1, Anhang II die Treibhausgase Kohlendioxid, Methan, Dickstoffoxid, Fluorkohlenwasserstoffe, perfluorierte Kohlenwasserstoffe und Schwefelhexafluorid. Die erfassten Anlagen (zur Begrifflichkeit vgl. Art. 3 lit. e RL 2003/87/EG) werden nach Art. 2 Abs. 1 im Anhang I der Richtlinie benannt. Nach dessen Abs. 1 sind Anlagen oder Anlagenteile, die Zwecken der Forschung oder der Entwicklung und Prüfung neuer Produkte und Prozessen dienen, grundsätzlich nicht erfasst. Ebenso wenig fallen Anlagen, die ausschließlich Biomasse nutzen, in den Anwendungsbereich. Erfasst sind zunächst Anlagen der Stromerzeugung, wenn diese eine Gesamtfeuerungswärme von über 20 Megawatt (MW) haben. Ausgenommen sind solche Anlagen, die gefährliche oder Siedlungsabfälle verbrennen. Des Weiteren sind verschiedene chemische Herstellungsprozesse vom ETS-1 erfasst, die im Anhang I der Richtlinie einzeln benannt sind, sowie die Abscheidung, Beförderung und geologische Speicherung von Treibhausgasen (Carbon Capture and Storage – CCS) nach der Richtlinie 2009/31/EG. Der Anhang gibt dabei auch Auskunft über die zu berücksichtigenden Treibhausgase bei den einzelnen Prozessen. Da der ETS-1 direkt an das emittierende Verhalten anknüpft, indem es die Anlagenbetreiber (vgl. zur Begriffsbestimmung Art. 3 lit. f RL 2003/87/EG) zur Abgabe einer entsprechenden Menge an Zertifikaten verpflichtet, handelt es sich um einen sog. downstream-Ansatz.

Seit 2012 ist im Zuge der Richtlinie 2008/101/EG grundsätzlich auch der zivile Luftverkehr von dem ETS-1 erfasst, wenn die Flüge auf einem Flugplatz in einem Hoheitsgebiet eines Mitgliedsstaates abheben oder landen. Adressat:innen der Zertifikatsabgabepflicht sind die Luftfahrzeugbetreiber:innen, oder, wenn unbekannt, die Eigentümer:innen (vgl. Art. 3 lit. o RL 2003/87/EG). Demzufolge wurde auch hier der downstream-Ansatz weiterverfolgt. Allerdings bezieht sich der Emissionshandel seit dem 1. Januar 2013 nur noch auf Flüge, die in der EU starten und auch landen. Flüge, die ausschließlich im Europäischen Wirtschaftsraum starten oder landen, sind seit dem sog. stop-the-clock-Beschluss (Beschl. Nr. 377/2013/EU des Europäischen Parlaments und des Rates) und inzwischen nach Art. 28a Abs. 1 lit. a RL 2003/87/EG (eingeführt durch VO (EU) 2017/2392) von der Abgabepflicht befreit. Die Ausnahme wird mit der Einführung eines global marktbasierten Mechanismus (GMBM) zur Reduktion der Treibhausgase im Luftverkehr durch die Internationale Zivilluftfahrt-Organisation (International Civil Aviation Organization – ICAO) begründet (Resolution A39-3). Dieser enthält ein Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (CORSIA), das allerdings nur Emissionen oberhalb des Wertes aus dem Jahr 2020 erfasst (Abs. 5), erst 2021 beginnt (Abs. 11) und erst ab 2027 für ICAO-Mitgliedsstaaten verpflichtend ist, wobei Ausnahmen für Entwicklungsländer bestehen (Abs. 9 lit. e; siehe dazu auch: Falke, ZUR 2017, 51 f.).

Auch in Bezug auf den vom ETS-1 erfassten innereuropäischen Flugverkehr greifen zahlreiche Ausnahmen, die in Anhang I der RL 2003/87/EG benannt werden. Erwähnenswert ist die Bestimmung nach lit. j, wonach gewerbliche Flüge, die von Betreiber:innen durchgeführt werden, die „weniger als 243 Flüge in jedem von drei aufeinander folgenden Viermonatszeiträumen“ durchführen oder deren Flüge zu jährlichen Gesamtemissionen von weniger als 10.000 Tonnen führen, von dem System ausgenommen sind. Nichtgewerbliche Flüge sind bis zum 31.12.2030 ausgenommen, wenn die jährlichen Flüge des Betreibers zu Gesamtemissionen von weniger als 1.000 Tonnen im Jahr führen. Dementsprechend erscheinen Zweifel an dem Beitrag des Systems zur Treibhausgasreduktion und insbesondere zur -neutralität bis 2050 angebracht. Deshalb soll im Zuge des Fit-for-55-Pakets mit einem impact assessment geklärt werden, wie auch im Flugverkehr eine Ambitionssteigerung erreicht werden kann (vgl. SWD(2021) 601 final, Part 1/4, S. 10).

2. Erfasste Bereiche nach dem Fit-for-55-Paket

Dies leitet zu den im Fit-for-55-Paket vorgeschlagenen Änderungen über. Zur Erreichung der neuen Klimaschutzziele möchte die Kommission nun den Anwendungsbereich des ETS-1 ausbauen (vgl. COM(2021) 551 final). Bei den Änderungen der erfassten chemischen Prozesse ist vor allem interessant, dass nun auch die Wasserstoffproduktion dem Anwendungsberiech unterfallen soll, sofern mehr als 25 Tonnen pro Tag hergestellt werden. Auch der Transport von Treibhausgasen im Rahmen von CCS soll erfasst sein, wenn er dies nicht bereits unter einer anderen Aktivität nach der Richtlinie ist (COM(2021) 551 final, Annex, S. 2). Kontraintuitiv zur Ambitionssteigerung erscheint hingegen die Eingrenzung der Erfassung von Emissionen, die aus der Ölraffinerie stammen: Anlagen sollen nun nur noch erfasst werden, wenn ihre Gesamtnennwärmeleistung 20 MW überschreitet (COM(2021) 551 final, Annex, S. 1). Diese Eingrenzung wird allerdings dadurch abgeschwächt, dass Anlagen, die über dieser Grenze lagen, sie dann aber unterschreiten, trotzdem im ETS-1 bis zum Ende der Handelsperiode verbleiben sollen (Art. 1 Abs. 1 COM(2021) 551 final).

Zudem strebt die Kommission nun auch an – nachdem dies bereits seit längerer Zeit diskutiert wurde (siehe z.B.: Lassen, ZUR 2010, 570; Engel, NVwZ 2013, 1384; Hinselmann, ZUR 2014, 473) – die zivile Personen- und Frachtschifffahrt in den ETS-1 aufzunehmen (vgl. COM(2021) 551 final, Annex, S. 2). Hierzu soll zur Bestimmung der erfassten Treibhausgase (CO₂) sowie Schiffe auf die bereits bestehende VO (EU) 2015/757 über die Überwachung von Kohlendioxidemissionen aus dem Seeverkehr, die Berichterstattung darüber und die Prüfung dieser Emissionen angeknüpft werden. Erfasst sind nach deren Art. 2 „Schiffe mit mehr als 5 000 BRZ [Bruttoraumzahl] in Bezug auf die CO₂-Emissionen, die während der Fahrten von ihrem letzten Anlaufhafen zu einem Anlaufhafen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats und von einem Anlaufhafen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats zum nächsten Anlaufhafen sowie beim Aufenthalt in einem Anlaufhafen im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats freigesetzt werden.“ Ausgeschlossen sind hingegen u.a. Flottenhilfsschiffe und Fischereischiffe (vgl. Art. 2 Abs. 2 VO (EU) 2015/757). Die Emissionen sollen allerdings nach Art. 1 Abs. 5 COM(2021) 551 final (d.h. dem vorgeschlagenen Artikel 3g) jeweils nur zu 50 % einbezogen werden, wenn der Abfahrts- oder Anfahrtshafen außerhalb der EU liegt. Zudem soll die Einbeziehung des Schiffverkehrs in den ETS-1 schrittweise erfolgen. Nach dem vorgeschlagenen Art. 3ga sollen 2023 nur für 20 % der erfassten Emissionen Zertifikate abgegeben werden. Diese Zahl steigt dann 2024 auf 45 % und 2025 auf 70 % an, bis 2026 eine vollständige Zertifikatsabgabepflicht erreicht ist.

Der Vorschlag adressiert auch die Emissionen aus dem Bereich der Gebäudewärme (genauer das Heizen mit fossilen Brennstoffen, da Elektrizität bereits vom ETS-1 erfasst ist) und des Straßenverkehrs. Hierzu soll ein zweiter Emissionshandel in den Art. 30a ff. der Emissionshandelsrichtlinie geschaffen werden (im Folgenden: ETS-2). Die erfassten Bereiche sollen zukünftig in Anhang III der Emissionshandelsrichtlinie konkretisiert werden. Berücksichtigt werden sollen grundsätzlich alle Brennstoffe, die in diesen Bereichen verbrannt werden und dabei CO₂ freisetzen. Brennstoffe mit einem Emissionsfaktor Null, d.h. biogene, begründen keine Berichts- oder Zertifikatsabgabepflicht. Zur Bestimmung der erfassten Bereiche soll auf die 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories zurückgegriffen werden. Insofern sollen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (Combined Heat and Power Generation) und Heizwerke (heat plants) erfasst sein, sofern sie Wärme für die Wohnnutzung oder den kommerziellen oder institutionellen Bereich produzieren. Betroffen hiervon sind auch Fernwärmeanlagen. Im Bereich des Verkehrs soll nur der Straßenverkehr einbezogen sein, wobei dieser neben PKW auch LKW und Motorräder miteinschließt, landwirtschaftliche Fahrzeuge auf befestigten Straßen aber nicht betrifft.

Da Anknüpfungspunkt hier das Inverkehrbringen entsprechender Brennstoffe ist, verfolgt der ETS-2 – wie auch der deutsche Emissionshandel (dazu sogleich) – im Unterschied zu dem ETS-1, der direkt an die emittierenden Anlagen anknüpft, einen sog. upstream-Ansatz. Zur Bestimmung der Verantwortlichen sieht der Vorschlag vor, auf das Entstehen der Verbrauchssteuer nach Art. 3 und 7 der RL (EU) 2020/262 abzustellen (vgl. vorgeschlagener Art. 3 Abs. 1 lit. x). Für die Definition der erfassten Brennstoffe wird nach dem vorgeschlagenen Art. 3 Abs. 1 lit. y auf die Tabellen A und C des Anhangs I der Richtlinie 2003/96/EG zurückgegriffen. Erfasst wären somit verbleites und unverbleites Benzin, Gasöl, Kerosin, Flüsiggas, Erdgas, Schweres Heizöl, Kohle und Koks sowie elektrischer Strom. Zudem sollen entsprechend Art. 2 Abs. 3 RL 2003/96/EG aber auch weitere Brennstoffe erfasst sein, die als Heiz- oder Motorbrennstoff verwendet werden. Zu Überschneidungen mit dem ETS-1 kommt es trotzdem nicht, da Anhang III der vorgeschlagenen RL 2003/87/EG wie gezeigt eine Eingrenzung auf die Verbrennung im Gebäudewärme- und Straßenverkehrssektor vornimmt.

3. Überschneidungen mit dem deutschen Emissionshandel nach dem BEHG

Mit der Ausrichtung auf den Verkehrs- und Wärmesektor weist der Vorschlag zum ETS-2 erhebliche Nähe zu dem deutschen Emissionshandelssystem nach dem BEHG (im Folgenden: nETS) auf, das seit Anfang dieses Jahres (vgl. § 7 Abs. 2 S. 1 BEHG) in Deutschland ein Preissignal setzen soll. Es wäre aber verfehlt, zu denken, dass nun das BEHG einfach auf EU-Ebene umgesetzt würde, bestehen im Detail doch Unterschiede in den Anwendungsbereichen.

Genau wie der ETS-2 verfolgt auch der nETS einen upstream-Ansatz, der zur Bestimmung der Zertifikatsabgabepflicht an das Inverkehrbringen der entsprechenden Brennstoffe anknüpft. Die Inverkehrbringer:innen sind verpflichtet, die Emissionen „für die in einem Kalenderjahr in Verkehr gebrachten Brennstoffe auf Grundlage des Überwachungsplans [vgl. § 6 BEHG] zu […] berichten“ (§ 7 Abs. 1 BEHG) und eine entsprechende Menge an Zertifikaten abzugeben (§ 8 BEHG). Berücksichtigt werden nur CO₂-Emissionen (vgl. § 3 Nr. 1 BEHG). Zur Bestimmung der erfassten Brennstoffe nimmt Anlage 1 Rückgriff auf die Kombinierte Nomenklatur (d.h. die Warennomenklatur nach Art. 1 VO (EWG) Nr. 2658/87 in der Fassung der Durchführungsverordnung (EU) 2017/1925; vgl. Art 3 Nr. 7 BEHG). Für die Jahre 2021 und 2022 ist die Berichtspflicht allerdings auf einige wenige Brennstoffe beschränkt (§ 7 Abs. 2 S. 2 BEHG). Erfasst sind hiervon Flugbenzin, das hauptsächlich in Privat- und Sportflugzeugen eingesetzt wird, bestimmte Gasöle, Erdgas und gasförmige Energieerzeugnisse, die beim Kohleabbau aufgefangen werden (ohne gasförmige Biokraft- und Bioheizstoffe), Propan, Butane, Ethylen, Propylen, Butylen und Butadien (vgl. Anlage 2 BEHG). Ab 2023 sind dann u.a. auch Steinkohle, Braunkohle, verschiedene Arten von Koks und Pech, verschiedene Gase [u.a. vor allem Erdgas und andere (gasförmige) Kohlenwasserstoffe], verschiedene tierische und pflanzliche Öle und Fette, wenn sie als Kraft-oder Heizstoff verwendet werden, Erdöle und chemisch gewonnene Öle, Leicht-, Mittel- und Schweröle (unter anderem auch Kerosin und Heizöle), Methanol (wenn es von nicht-synthetischer Herkunft ist und als Kraft- oder Brennstoff verwendet werden soll) sowie Biodiesel bzw. Biodieselmischungen inbegriffen. Dieser bereits sehr weite Anwendungsbereich wird durch Satz 2 der Anlage 1 noch erweitert. Nach Nr. 1 sollen auch alle anderen Waren, die zur Verwendung als Kraftstoff oder als Zusatz oder Verlängerungsmittel von Kraftstoffen bestimmt, zum Verkauf angeboten oder verwendet werden, unter das BEHG fallen. Nach Nr. 2 sollen zudem Waren, die ganz oder teilweise aus Kohlenwasserstoffen bestehen, erfasst sein, wenn sie als Heizstoff bestimmt, zum Verkauf angeboten oder verwendet werden. Ausgenommen von der Berichtspflicht sind allerdings generell Brennholz, Holzkohle sowie Torf. Die erfassten Brennstoffe sind deckungsgleich mit denen, für die auch die Energiesteuer entsteht (vgl. § 1 EnergieStG). Der nETS erfasst zudem ab 2023 nach § 7 Abs. 4 Nr. 2 BEHG auch kommunalen Klärschlamm, für den allerdings ein Emissionsfaktor Null angesetzt werden soll und folglich keine Zertifikate abgegeben werden müssen. Die entsprechende Klarstellung erfolgte mit der ersten Gesetzesänderung zum BEHG. Für Siedlungsabfälle ist indes eine solche Klärung nicht erfolgt, weshalb noch immer fraglich ist, ob die Ausnahme von der Energiesteuer durch § 1b Abs. 1 Nr. 2 EnergieStV auch auf die BEHG-Pflichtigkeit durchschlägt (vgl. Zenke/Telschow, EnWZ 2020, 157, 163). Eine Berichtspflicht besteht aber trotzdem. Dasselbe gilt für den Bioenergieanteil von Brennstoffemissionen, „soweit dieser Bioenergieanteil nachweislich die Nachhaltigkeitsanforderungen der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung oder der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung erfüllt“ (vgl. § 6 EBeV 2022).

Um das Inverkehrbringen der Brennstoffe zu definieren, stellt das BEHG auf die Tatbestände des EnergieStG ab (vgl. § 2 Abs. 2 BEHG). Grundsätzlich besteht somit eine Pflicht zur Zertifikatsabgabe, wenn auch eine Steuerpflichtigkeit nach dem EnergieStG existiert. Das Steueraussetzungsverfahren nach § 5 EnergieStG, das eine Steuerpflicht nach dem EnergieStG gar nicht erst entstehen lässt, begründet dementsprechend auch keine Pflicht nach dem BEHG. Auch ein Verfahren der Steuerbefreiung lässt die BEHG-Pflichtigkeit entfallen, da auch hier eine Steuerpflicht nicht entsteht. Dies gilt nach § 44 zum einen für die Steuerbefreiung von Erdgas zur Verwendung innerhalb eines Gasgewinnungsbetriebs oder Erdgas, das bei dem Kohleabbau aufgefangen wird und zum Antrieb von Gasturbinen oder Verbrennungsmotoren in begünstigten Anlangen nach § 3 EnergieStG (ortsfeste Anlagen zum Erzeugen mechanischer Energie, zum gekoppelten Erzeugen von Kraft und Wärme oder zum leitungsgebundenen Gastransport oder zur Gasspeicherung) dient. Zum anderen sieht auch § 24 Abs. 1 EnergieStG eine Steuerbefreiung vor. Hierunter fällt zum einen die Steuerbefreiung für den Eigenverbrauch (§ 26 EnergieStG) und für die Verwendung von Biokraft- und Bioheizstoffen sowie gasförmigen Kohlenwasserstoffen, die aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen gewonnen werden, in begünstigten Anlagen nach § 3 Abs. 1 S. 1 EnergieStG (§ 28 EnergieStG). Zum anderen ist auch die Befreiung bestimmter Teile der Luft- und Schifffahrt (§ 27 EnergieStG) umfasst. Demnach ist die gewerbliche, private Schifffahrt nach § 27 Abs. 1 S. 1 EnergieStG von dem BEHG ausgenommen. Auch Flugbenzin und Flugturbinenkraftstoff können teilweise steuerfrei verwendet werden. Ein weiterer Befreiungstatbestand ergibt sich bei der Verwendung von verflüssigtem Erdgas im Schiff- und Luftverkehr aus den §§ 44 Abs. 2b, 27 Abs. 1 S. 1 EnergieStG. Greifen keine Steuerbefreiungen, entsteht die Berichts- und Zertifikatsabgabepflicht erst ab 2023, da die Brennstoffe nicht in Anlage 2 des BEHG genannt sind. Für den Schienenverkehr besteht hingegen keine Steuerbefreiungsmöglichkeit, sodass der dieselbetriebene Schienenverkehr dem nETS unterfällt. Ein Verfahren der Steuerbefreiung nach § 37 Abs. 2 Nr. 3 oder Nr. 4 EnergieStG für Kohle lässt die Erfüllung des Tatbestands des Inverkehrbringens gem. § 2 Abs. 2 S. 2 BEHG hingegen nicht entfallen. Auch eine Entlastung von der Energiesteuer lässt die Pflichten nach dem BEHG unberührt, da hier die Energiesteuerpflichtigkeit zunächst entsteht (Siehe zu alledem auch: DEHSt, August 2021, Leitfaden zum Anwendungsbereich sowie zur Überwachung und Berichterstattung von CO₂-Emissionen, S. 13 ff.).

Da die Inverkehrbringer:innen der Brennstoffe das Preissignal, das durch die Pflicht zum Kauf und zur Abgabe von Zertifikaten entsteht, an die Endverbraucher weitergeben können und sollen, kann es bei diesen zu einem doppelten Preissignal kommen, wenn die Endverbraucherinnen Anlagen sind, die bereits dem EU-ETS unterfallen. Das BEHG unterscheidet diesbezüglich zwischen der sog. Doppelbelastung und indirekten Belastungen (siehe auch: Zenke/Telschow, EnWZ 2020, 157, 160). Doppelbelastungen sind nach § 7 Abs. 5 S. 2 BEHG Belastungen, die bei einer Direktlieferung von Brennstoffen durch den/die Inverkehrbringer:in an eine Anlage, die bereits dem EU-ETS unterfällt, entstehen. Hierfür stellt das BEHG den Grundsatz auf, dass diese möglichst vorab zu vermeiden sind (§ 7 Abs. 5 S. 1 BEHG). Dies kann durch einen Abzug der entsprechenden Menge an Brennstoff von der Berichtspflicht nach § 7 Abs. 1 BEHG, § 11 EBeV 2022 geschehen. Das BEHG räumt somit dem Europäischen Emissionshandel einen Vorrang ein (siehe zur Berechnung des Umfangs der Berichtspflicht: DEHSt, April 2021, Leitfaden zum Anwendungsbereich sowie zur Überwachung und Berichterstattung von CO₂-Emissionen).

Findet hingegen keine Direktlieferung statt, sondern besteht eine Lieferkette, bei der die Endverbraucherin eine Anlage nach dem EU-ETS ist, spricht das BEHG von einer indirekten Belastung, vgl. § 11 BEHG. Hier kann nachträglich eine „vollständige finanzielle Kompensation“ der Anlagenbetreiber:innen im Sinne des § 3 Nr. 2 TEHG, d.h. im System des EU-ETS, (§ 11 Abs. 2 S. 1 BEHG) erfolgen. Weder das BEHG noch die bislang dazu erlassenen Rechtsverordnungen (EBeV 2022, BEHV, BECV) konkretisieren diese Kompensation. Systematisch sinnvoll erscheint allerdings nur ein Ausgleich für den auf das BEHG entfallenden Kostenteil. Andernfalls würde eine Ungleichbehandlung zur Direktlieferung entstehen, für die eine Rechtfertigung nicht ersichtlich ist. Auch unter dem Gesichtspunkt des unionalen Beihilfenrechts erscheint ein Ausgleich für die Kosten nach dem EU-ETS problematisch, ist diese Möglichkeit in der Emissionshandelsrichtlinie bzw. den – nun für die IV. Handelsperiode neu gefassten – ETS-Beihilfeleitlinien doch nicht vorgesehen. Von der Kompensationsmöglichkeit sind zudem nach § 3 Nr. 2, Anlage 1 Teil 2 Nr. 1-32 TEHG nur industrielle Prozesse und die Energieerzeugung, nicht aber der Flugverkehr erfasst. Der Luftverkehr ist folglich nicht von dem BEHG erfasst, wenn er Steuerbefreiungen in Anspruch nehmen kann, oder wenn er dem ETS-1 unterfällt und eine Direktlieferung von Kraftstoffen erfolgt. Unterfällt er hingegen dem ETS-1 und es erfolgt keine Direktlieferung, so muss er ETS-1-Zertifikate abgeben und kann keinen Ausgleich indirekter Belastungen durch das BEHG in Anspruch nehmen. Dasselbe würde auch für den Schiffverkehr gelten, wenn dieser zukünftig von dem ETS-1 erfasst wird. Auch andere industrielle Anlagen oder solche der Stromerzeugung, die nicht dem ETS-1 unterfallen, weil sie beispielsweise die Grenze von 20 MW nicht überschreiten, sind aufgrund des weiten Anwendungsbereichs des BEHG (vgl. Anlage 1 S. 2 BEHG) regelmäßig indirekt von diesem betroffen.

4. Überschneidungen zwischen ETS-2 und nETS

Welche Überschneidungen würden nun bestehen, wenn die Änderung der Emissionshandelsrichtlinie wie vorgeschlagen erfolgt und das deutsche Emissionshandelssystem fortbesteht?

Da es sich bei § 3 Abs. 4 BEHG um eine dynamische Verweisung auf die Emissionshandelsrichtlinie handelt, hätten Änderungen der Richtlinie grundsätzlich auch Auswirkungen auf die Berücksichtigung von Doppelerfassungen bzw. indirekten Belastungen. Allerdings sind diese Regelungen auf die Problematik der Vereinbarkeit eines upstream- mit einem downstream-Ansatz zugeschnitten. In Kombination mit dem upstream-Ansatz des ETS-2 stellen sich hingegen erhebliche Anwendungsschwierigkeiten, da es diesbezüglich an einer Konkurrenzregelung fehlt. Ungeklärt ist bisher, ob beide Systeme parallel zur Anwendung kämen, was zu einem höheren Preissignal in Deutschland in diesen Bereichen führen würde. Dieses könnte seine Berechtigung in der erhöhten ökologischen Wirksamkeit finden (vgl. Franzius, EnWZ 2019, 435, 442). Der ehemalige Carbon Price Floor im Vereinigten Königreich hat gezeigt, dass „Schutzverstärkermaßnahmen“ mit der ETS-RL vereinbar sind (Schlacke/Knodt, ZUR 2019, 404). Auch Abwanderungsaspekte (sog. carbon leakage), wie sie im Bereich des ETS-1 regelmäßig befürchtet werden, mögen in den Sektoren Straßenverkehr und Wärme eine untergeordnete Rolle spielen (vgl. in Bezug auf den Verkehrssektor: DIW Berlin, 2019, Discussion Papers Nr. 1818, S. 8)

Soll kein doppeltes Preissignal gesetzt, das BEHG aber auch nicht vollständig aufgegeben werden, so verbliebe ein indirekter Anwendungsbereich für den Teil des Verkehrssektors, der nicht Straßenverkehr ist. Dies kann am Beispiel der Ausnahmen nach dem vorgeschlagenen Anhang III zur Emissionshandelsrichtlinie landwirtschaftliche Fahrzeuge betreffen. Auch der dieselbetriebene Schienenverkehr würde dann noch durch den nationalen Emissionshandel geregelt. Weiterhin wären auch Anlagen unterhalb 20 MW sowie die Abfallverbrennung indirekt durch das BEHG betroffen. Ob eine Fortgeltung des deutschen Emissionshandels nur in diesen „Randbereichen“ auf gesetzgeberischer Seite als sinnvoll erachtet wird, erscheint zumindest fraglich. Freilich stellen sich ggf. bei einer Abschaffung des nationalen Handelssystems zu 2026, wenn der ETS-2 nach dem Vorschlag der Kommission Wirkung entfalten soll, Fragen zur rechtlichen Rechtfertigung, gerade in Hinblick auf den Beschluss des Bundesverfassungsgerichts im März dieses Jahres, der eine Ambitionssteigerung in den Klimaschutzbemühungen insbesondere perspektivisch für die Zeit nach 2030 verlangt. Auch die Argumentationslinie des Gesetzgebers zur Rechtfertigung der Einführungsphase mit Fixpreisen (vgl. BT-Drs. 19/14746, S. 22) erscheint in neuem Licht, wenn nach der Einführungsphase kein offenes Handelssystem umgesetzt, sondern der nETS vollkommen abgeschafft wird: Dann kann von einer Einführungsphase schwerlich noch die Rede sein.

Schließlich können auch die vorgeschlagenen Änderungen an der Energiesteuer-Richtlinie (COM(2021) 563 final) zu einer Veränderung des Anwendungsbereichs des BEHG führen. Zwar handelt es sich bei dem Verweis in § 3 Nr. 10 BEHG auf das EnergieStG um einen statischen Verweis, der die Änderungen an dem EnergieStG, angestoßen durch die beabsichtigte veränderte Energiesteuer-Richtlinie, nicht erfassen würde. Würde das BEHG allerdings entsprechend angepasst, um weiterhin einen Gleichlauf mit dem EnergieStG zu erreichen, würden die Steuerbefreiungen für Luft- und Schifffahrt entfallen (vgl. die vorgeschlagenen Art. 14 und 15) und diese folglich nicht nur dem ETS-1, sondern auch dem BEHG unterliegen. Eine Freistellung von der Berichtspflicht wegen Doppelerfassung nach §§ 7 Abs. 5 BEHG, 11 EBeV 2022 käme dann bei Direktlieferung in Betracht, während bei dem Bezug von Kraftstoffen über eine Lieferkette wegen des fehlenden Verweises in § 3 Abs. 2 TEHG kein Ausgleich der doppelten finanziellen Belastung erfolgen könnte. Dieser systematische Widerspruch müsste unter gleichheitsrechtlichen Gesichtspunkten sicherlich geändert werden.

5. Fazit

Insgesamt zeigt sich, dass sich eine schematische Unterteilung wonach der ETS-1 Energie, Industrie und Luftverkehr, zukünftig auch Schiffverkehr, und der ETS-2 Wärme und Straßenverkehr, genau wie bisher der nETS, regelt, verbietet. Die Unterteilung kann, wie das Beispiel der Gebäudewärme zeigt, nicht starr anlang von Sektorgrenzen erfolgen. Insofern ist ein Abstellen auf die Energieträger bzw. die emittierenden Tätigkeiten zielführender. Unterschiede bestehen auch in Bezug auf die erfassten Treibhausgasemissionen: Im Gegensatz zum ETS-1 richten sich ETS-2 und nETS nur an CO₂-Emissionen.

Auch ETS-2 und nETS sind nicht deckungsgleich. Der deutsche Emissionshandel geht insofern weiter, als dass er keine sektorale Einschränkung der Anwendbarkeit in Bezug auf die Verwendung von den erfassten Brenn- und Heizstoffen vornimmt und damit indirekt auch weitere Verkehrsbereiche (insbesondere bei Änderung der EnergieSt-Richtlinie), Anlagen unter 20 MW sowie Abfallverbrennungsanlagen betreffen kann. Insofern müssen Wechselwirkungen zwischen den verschiedenen Handelssystemen genau bedacht werden, um eine gezielte Steuerungswirkung zu erreichen, die frei von systematischen Widersprüchen ist.