2. Gesetz zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes

Liebe Mandantinnen und Mandanten,
sehr geehrte Damen und Herren,

bereits in dem am 19. Dezember 2019 als Teil des Klimapaketes verkündeten Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) war eine Ausweitung des Anwendungsbereichs auf weitere fossile Brennstoffe vorgesehen. Ziel der Bundesregierung war und ist es, jede emittierte Tonne CO₂ zu bepreisen, die nicht bereits durch das europäische Emissionshandelssystem abgedeckt wird. Seit dem 1. Januar 2021 werden Hauptbrennstoffe wie Benzin, Diesel und Erdgas über den nationalen Brennstoffhandel bepreist. Weitere Brennstoffe wie Kohle und Abfall sollen nun zum 1. Januar 2023 bzw. 2024 folgen. Zur Umsetzung bedarf es einiger Modifikationen des BEHG, um den speziellen Anforderungen der neu hinzutretenden Brennstoffe gerecht zu werden. So gelten im BEHG bislang diejenigen Akteure als berichts- und abgabepflichtig, bei denen ein energiesteuerrechtlicher Anknüpfungstatbestand besteht. Dieser Grundsatz ist auf Kohle und Abfall nicht einfach anwendbar. Daher erfolgt diesbezüglich eine spezifische Anpassung für den jeweiligen Brennstoff. Außerdem werden Änderungen vorgenommen, welche die Datenübermittlung zwischen Behörden im Rahmen der Überprüfung der emissionshandelsrechtlichen Verpflichtungen vereinfachen sollen.

Mit Referentenentwurf vom 25. Mai 2022 legte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz den ersten Vorschlag für das Zweite Gesetz zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetz (2. BEHG-Änderungsgesetz) vor. Die Bundesregierung leitete sodann ihren Gesetzesentwurf am 5. August 2022 dem Bundesrat zu. Nach Beratungen in seinen Ausschüssen beschloss der Bundesrat am 16. September 2022, zu dem Gesetzentwurf Stellung zu nehmen: Nach der Stellungnahme des Bundesrates sollte die Sonderabfallverbrennung von der nationalen CO₂-Bepreisung ausgenommen werden. Die Bundesregierung brachte ihren Gesetzesentwurf am 19. September 2022 in den Bundestag ein und lehnte hierbei den Vorschlag des Bundesrates in ihrer Gegenäußerung vom 5. Oktober 2022 ab. Am 20. Oktober 2022 traf der Bundestag den Gesetzesbeschluss mit mehreren Änderungsmaßgaben, die der Bundestags-Ausschuss für Klimaschutz und Energie in seinem Bericht vom 19. Oktober 2022 empfohlen hatte.

In dieser Mandanteninformation stellen wir Ihnen die Änderungen vor, die das 2. BEHG-Änderungsgesetz am BEHG vornimmt. Dabei geben wir auch die Kritik an den Änderungen des BEHG wieder.

Wir wünschen Ihnen viele neue und nützliche Erkenntnisse beim Lesen.

Und: Bleiben Sie gesund!

1. Ziel des BEHG und der Änderung

Für die effiziente Erreichung der Klima- und Energieziele ist nach Ansicht der Bundesregierung eine übergreifende Bepreisung von CO₂ unausweichlich. Es solle auf allen Akteursebenen ein Anreiz zum Einsparen von CO₂-Emissionen gesetzt werden. Auch um dem von der EU in der Europäischen Klimaschutzverordnung vorgegebenen Reduktionspfad des nationalen Emissionsbudgets folgen zu können, sei die Einsparung von fossilen Brennstoffemissionen notwendig. Durch das Einsparen von Treibhausgasen trage die Bepreisung zudem zur nachhaltigen Entwicklung im Rahmen der Nachhaltigkeitsstrategie bei. Darüber hinaus würden Anreize zum Umstieg auf erneuerbare Energien geschaffen und die Möglichkeit für neue Innovationen sowie eine kosteneffiziente Erreichung der Klimaziele vorangetrieben.

2. Funktionsweise des nationalen Emissionshandels

Das BEHG von 2019 hat einen CO₂-Preis für Sektoren eingeführt, die nicht vom europäischen Emissionshandelssystem EU-ETS erfasst sind, namentlich für Wärme und Verkehr. Dabei soll im Prinzip jedes Kraftfahrzeug und jede Heizungsanlage vom BEHG erfasst sein. Da aber nicht jeder Halter eines Fahrzeugs mit konventionellem Antrieb und nicht jeder Eigentümer eines Einfamilienhauses mit konventioneller Heizung den Pflichten eines komplexen Emissionshandels unterworfen werden kann, setzt das BEHG nicht bei der jeweiligen Anlage, sondern beim Brennstoff an, der zum Einsatz kommt. Dementsprechend müssen die Inverkehrbringer und Lieferanten von fossilen Brennstoffen – wie Benzin, Diesel, Heizöl, Erdgas und Flüssiggas – gemäß § 7 Abs. 2 BEHG seit 2021 über ihre Emissionen berichten und hierfür gemäß den §§ 8 und 9 ff. BEHG Emissionszertifikate abgeben. Gemäß § 8 BEHG haben die sog. Verantwortlichen jährlich bis zum 30. September an die zuständige Behörde eine Anzahl von Emissionszertifikaten abzugeben, die der nach § 7 BEHG berichteten Gesamtmenge an Brennstoffemissionen im vorangegangenen Kalenderjahr entspricht. Für das Jahr 2021 lag der Startpreis für ein Zertifikat, das zur Emission einer Tonne Treibhausgase in Tonnen Kohlendioxidäquivalent berechtigt, bei 25 €. Für 2022 liegt der Preis für ein Emissionszertifikat bereits bei 30 Euro, und der Preis steigt bis einschließlich 2025 entsprechend § 10 Abs. 2 BEHG jedes Jahr um 5 Euro. Ab dem Jahr 2026 wird ein Preiskorridor mit einem Mindestpreis von 55 Euro pro Emissionszertifikat und einem Höchstpreis von 65 Euro pro Emissionszertifikat festgelegt. Erwartungsgemäß wurden die dadurch bei den Anlagenbetreibern entstehenden Mehrkosten auf die Brennstoffpreise und damit auf die Anlagenbetreiber umgelegt.

3. Änderungen des BEHG

Die folgenden Änderungen des BEHG werden nunmehr durch das 2. BEHG-Änderungsgesetz bewirkt und treten am Tag nach der Verkündung (Art. 3 Abs. 1 des 2. BEHG-Änderungsgesetzes) in Kraft.

a) Anpassung an die Ziele des KSG (§ 1 Abs. 1 BEHG n.F.)

Zunächst werden in § 1 Satz 1 BEHG die Wörter „Treibhausgasneutralität bis 2050“ durch die Wörter „Netto-Treibhausgasneutralität bis zum Jahr 2045“ ersetzt. Dadurch wird die Zielformulierung dieses Gesetzes an die Ziele nach § 3 Abs. 2 Satz 1 des Bundes-Klimaschutzgesetzes (KSG) [1] angepasst.

b) Einbeziehung von Kohle und Abfall in den BEHG-Anwendungsbereich (§ 2 und § 3 BEHG n.F.)

§ 2 BEHG wird durch das 2. BEHG-Änderungsgesetz umfassend geändert, insbesondere werden hier Kohle und Abfälle als weitere Brennstoffe in den Geltungsbereich des BEHG einbezogen:

Das Inverkehrbringen von Kohle im Zusammenhang mit energiesteuerrechtlichen Befreiungstatbeständen wird in § 2 Abs. 2 Satz 2 BEHG n.F. neu geregelt. Nunmehr knüpft das Inverkehrbringen von Kohle im Sinne des BEHG an die steuerfreie Verwendung von Kohle als Kraft- oder Heizstoff zur Stromerzeugung oder als Heizstoff für Prozesse und Verfahren nach § 51 Energiesteuergesetz (EnergieStG) an. Ausgenommen wird Kohle, die in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage verwendet wird.

Eine weitere wesentliche Änderung ist der neue § 2 Abs. 2a BEHG n.F. Durch das Hinzufügen dieses neuen Absatzes werden Inverkehrbringensregelungen für abfallstämmige Brennstoffe ergänzt.[2] Die CO₂-Bepreisung von abfallstämmigen Brennstoffemissionen wird nun an den Einsatz von Abfällen in bestimmten Anlagen gekoppelt. Demnach gelten Brennstoffe als in Verkehr gebracht, wenn sie in Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung von Abfällen verwendet werden, die entweder nach Nr. 8.1.1 oder nach Nr. 8.1.2 (mit dem Hauptbrennstoff Altöl) des Anhangs 1 zur 4. BImSchV (Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen) einer Genehmigung bedürfen, und diese Anlagen nicht dem EU-Emissionshandel unterliegen. Es geht also um Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung fester, flüssiger oder in Behältern gefasster gasförmiger Abfälle, Deponiegas oder anderer gasförmiger Stoffe mit brennbaren Bestandteilen durch thermische Verfahren, insbesondere Entgasung, Plasmaverfahren, Pyrolyse, Vergasung, Verbrennung oder eine Kombination dieser Verfahren (Nr. 8.1.1 des Anhangs 1 zur 4. BImSchV) oder durch Verbrennen von Altöl in einer Verbrennungsmotoranlage (Nr. 8.1.2 des Anhangs 1 zur 4. BImSchV). Durch § 2 Abs. 2a BEHG n.F. werden also die sog. Hausmüll- bzw. Siedlungsabfallverbrennungsanlagen ebenso in den Anwendungsbereich des BEHG einbezogen wie sog.

Sonderabfallverbrennungsanlagen für gefährliche Abfälle und Deponiegasverbrennungsanlagen – vorausgesetzt, die jeweilige Anlage erreicht oder überschreitet die in Nr. 8.1.1 und Nr. 8.1.2 jeweils geregelte Durchsatzkapazität bzw. Feuerungswärmeleistung.

Außerdem wird eine Abgrenzung zu solchen Anlagen vorgenommen, die bereits vom europäischen Emissionshandelssystem betroffen sind: Nicht als in den Verkehr gebracht im Sinne des BEHG gelten danach solche Brennstoffe, die in einer Anlage oder Verbrennungseinheit im Sinne des § 2 Abs. 5 Satz 3 Treibhausgasemissionshandelsgesetz (TEHG) eingesetzt werden, so dass die daraus entstehenden Emissionen bereits im Rahmen des EU-Emissionshandels reguliert werden.

Durch die vorgenommenen Änderungen in § 3 Nr. 3 Buchst. b) und c) BEHG n.F. wird schließlich der Kreis der Verantwortlichen erweitert, um der Einbeziehung der Brennstoffe Kohle und Abfall Rechnung zu tragen: Bei Kohle ist Verantwortlicher der Inhaber der Erlaubnis für die steuerfreie Verwendung von Kohle nach § 37 Abs. 1 Satz 1 i.V.m. Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 und Nr. 4 EnergieStG. Bei Abfall ist Verantwortlicher der Betreiber der thermischen Abfallentsorgungsanlage.

c) Änderungen bei der Berichtspflicht (§ 7 BEHG n.F.)

§ 7 Abs. 4 Nr. 2 BEHG wird geändert, um die Privilegierungsregelung für Brennstoffemissionen aus Biomasse stärker zu differenzieren und den Erlass weiterer Privilegierungsregelungen auch für nicht-fossile Brennstoffemissionen aus flüssigen und gasförmigen strombasierten Kraftstoffen (Wasserstoff und -folgeprodukte) zu ermöglichen. Gemäß § 7 Abs. 4 Nr. 2 BEHG n.F. sollen nunmehr in einer Verordnung der Bundesregierung die folgenden drei Brennstoffe mit dem Emissionsfaktor Null belegt werden:

• biogene Brennstoffemissionen bei entsprechendem Nachhaltigkeitsnachweis mit Ausnahme von Brennstoffemissionen aus Rohstoffen mit hohem Risiko indirekter Landnutzungsänderung nach Art. 3 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/807 der Kommission vom 13. März 2019 [3],
• Brennstoffemissionen aus flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Brennstoffen nichtbiogenen Ursprungs, sobald eine Rechtsverordnung weitere Bestimmungen über die Einhaltung der Anforderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 (Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen) sowie das Nachweisverfahren festlegt [4], und
• Klärschlämme.

Durch den Nullemissionsfaktor für biogene Brennstoffe wird ein Gleichlauf zu den Berichterstattungsregeln im EU-Emissionshandel angestrebt. Bereits in der derzeit geltenden Emissionsberichterstattungsverordnung 2022 (EBeV 2022) ist in § 6 Abs. 1 die Anwendung des Emissionsfaktors von Null bei der Ermittlung der Brennstoffemissionen für den Bioenergieanteil eines Brennstoffs durch den Verantwortlichen vorgesehen, soweit für diese Biomasse die Nachhaltigkeitskriterien erfüllt sind. Die Privilegierung des Einsatzes nachhaltiger Biomasse bedeutet im Ergebnis, dass die Berichtspflichtigen für die Brennstoffemissionen aus biogenen Brennstoffen keine Emissionszertifikate abgeben müssen. Der Referentenentwurf der Verordnung über die Emissionsberichterstattung nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz für die Jahre 2023 bis 2030 (EBeV 2030) wurde am 7. Oktober 2022 veröffentlicht, beruht aber noch auf dem eingebrachten Gesetzesentwurf des 2. BEHG-Änderungsgesetzes ohne die Änderungen im Gesetzesbeschluss. Hier besteht insbesondere aufgrund von § 7 Abs. 4 Nr. 2 BEHG n.F. Überarbeitungsbedarf.

Eine weitere Änderung ist die Einführung von § 7 Abs. 4 Nr. 6 BEHG n.F. Demnach kann die Bundesregierung eine Ausnahme von der Berichtspflicht für Brennstoffemissionen im Bereich der Abfallverbrennung regeln. Voraussetzung ist, dass die Emissionen nach ihrer Entstehung durch die Abfallverbrennung im Wege eines Abscheidungs- und Nutzungsprozesses direkt oder indirekt zur Bereitstellung kohlenstoffhaltiger Produkte dauerhaft eingebunden werden. Dadurch soll ein Gleichlauf zu solchen Anlagen hergestellt werden, die dem EU-Emissionshandel unterliegen und dort eine entsprechende Privilegierung [5] erhalten.

Gemäß § 7 Abs. 5 Satz 1 BEHG sind Doppelbelastungen infolge des Einsatzes von Brennstoffen in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage möglichst vorab zu vermeiden. § 7 Abs. 5 Satz 2 BEHG n.F. wird schließlich dahingehend ergänzt, dass die Möglichkeit des Vorabzugs zur Vermeidung von Doppelbelastungen auf Fälle erweitert wird, in denen der EU-ETS-Anlagenbetreiber und der für die in Rede stehende Brennstoffmenge Verantwortliche nach dem BEHG identisch sind. Dies betrifft nach der Änderung zum Beispiel die Fälle der Entnahme von Erdgas aus dem Leitungsnetz nach § 38 Abs. 2 Nr. 2 EnergieStG, in denen der entnehmende Verwender Steuerschuldner und damit auch BEHG-Verantwortlicher ist. Systematisch wird hierdurch auch sichergestellt, dass Fälle der Lieferung innerhalb eines Unternehmens von den Vorabzugsregeln gedeckt sind.

Mangels anderweitiger Regelungen in § 7 BEHG n.F. zu Kohle-Brennstoffen, gilt für diese eine Berichtspflicht ab dem 1. Januar 2023. Daher müssen die Verantwortlichen gemäß § 3 Nr. 3 und § 2 Abs. 2 Satz 2 BEHG n.F. für das Inverkehrbringen der Kohle-Brennstoffe bis zum 30. September 2024 erstmalig Zertifikate für die berichtete Gesamtmenge an Brennstoffemissionen im Kalenderjahr 2023 bei der DEHSt abgeben.

d) Nachträgliche Einreichung von Emissionszertifikaten (§ 9 BEHG n.F.)

Bisher war die Gültigkeit der Emissionszertifikate gemäß § 9 Abs. 1 Satz 3 BEHG in der Einführungsphase (Festpreisphase bis einschließlich 2025) auf das jeweilige Kalenderjahr beschränkt. Durch entsprechende Änderung des § 9 Abs. 1 Satz 3 BEHG n.F. werden nun sämtliche dem Kalenderjahr vorgegangene Kalenderjahre von der Gültigkeit der Emissionszertifikate erfasst. Dies ermöglicht die nachträgliche Einreichung von Emissionszertifikaten bei mehrfacher Versäumung, ohne dass dem Verantwortlichen aufgrund von Zeitablauf keine gültigen Emissionszertifikate mehr zur Verfügung stehen.

e) Reduzierungen der Zeritifikatpreise (§ 10 Abs. 2 Satz 2 BEHG n.F.)

4. Bisherige Diskussion und Kritik

Die Diskussionen, zu denen das 2. BEHG-Änderungsgesetz auch schon vor dem Referentenentwurf geführt hat, drehen sich dabei hauptsächlich um die Aufnahme der Verbrennung von Abfällen in das nationale CO₂-Bepreisungssystem. Hinsichtlich der Aufnahme von Kohle als Brennstoff, der unter den nationalen Emissionshandel fallen wird, blieb der Meinungsaustausch übersichtlich. Hier wurde zumeist allgemein auf die Kostentragung hingewiesen. Denn die privaten Haushalte würden letztlich durch die von ihnen zu zahlenden CO₂-Kosten in Form von Zusatzkosten belastet.

Die Diskussion um die Aufnahme von Abfall als Brennstoff im Sinne des BEHG zog hingegen erneut weite Kreise. Bereits vor Erlass des BEHG 2020 stand im Raum, dass die thermische Abfallentsorgung unter den nationalen Emissionshandel fallen solle. Die Diskussion zur Umsetzung dieses Vorhabens im 2. BEHG-Änderungsgesetz führte nunmehr dazu, dass die Abfallverbrennung (erst) ab 2024 unter die nationale CO₂-Bepreisung fällt.

Im Rahmen der Länderbeteiligung zum 2. BEHG-Änderungsgesetz sprach sich lediglich Berlin für die Aufnahme der Abfallverbrennung aus: Nach Auffassung des Landes Berlin stelle die Aufnahme eine sinnvolle und wirksame Ergänzung zum Instrumentenmix der Kreislaufwirtschaft dar, um insbesondere den hohen Anteil von recycelbaren Fraktionen im Restmüll zu reduzieren. Die höheren Verbrennungskosten würden nach dieser Auffassung einen Anreiz zum Recycling und zur höherwertigen Verwertung setzen.

Im Zuge der Verbändeanhörung unterstützten ALBA und Interzero, der Bundesverband für Umweltberatung (bfub), der BUND, der Bundesverband Altöl (BVA), der bvse, die Deutsche Umwelthilfe, GermanZero und der NABU grundsätzlich die Aufnahme der Abfallverbrennung in das nationale Emissionshandelssystem. Hierfür wurden unterschiedlichsten Argumente vorgebracht; das vorrangige Argument war aber auch hier, es würden zu viele Abfälle, die bereits heute vermieden oder recycelt werden könnten, in Verbrennungsanlagen landen und daher durch die CO₂-Bepreisung ein Anreiz zu verstärkter Vermeidung und verstärktem Recycling geschaffen. Hinsichtlich gebrauchter Schmierstoffe (Altöle) wurde die Aufnahme der Abfallverbrennung in den nationalen Emissionshandel begrüßt, um so ein Gleichgewicht mit den dem EU-ETS unterfallenden Aufarbeitungsfirmen herzustellen. Außerdem entspreche die Nicht-Bepreisung der Abfallverbrennung einer Subventionierung von Anlagen, deren Emissionen mit der Verbrennung konventioneller fossiler Kraftstoffe vergleichbar seien. Auch werde die Vorreiterrolle Deutschlands in der Europäischen Union durch die umfassende CO₂-Bepreisung aller fossilen Brennstoffemissionen begrüßt.

Hingegen sprachen sich die Länder Bayern, Hamburg, Nordrhein-Westfalen und Saarland, ferner der Deutsche Landkreistag sowie verschiedene Verbände aus Wirtschaft, Entsorgung und Produktion gegen die Einbeziehung der Verbrennung von Abfällen in das nationale CO₂-Bepreisungssystem aus. Die Aufnahme sei nicht sachgerecht, da vorrangiger Zweck der thermischen Abfallbehandlung sei, nicht recyclingfähiges Material aus den jeweiligen Stoffkreisen auszuschleusen. Die Siedlungsabfallverbrennungsanlagen trügen zu einer sicheren Versorgung mit Wärme und Strom bei einem minimalen Einsatz von Öl und Gas und daher auch zur Ressourcenschonung sowie der Förderung der Kreislaufwirtschaft bei. Auch sei die beabsichtigte Lenkungswirkung zweifelhaft; insbesondere sei es zweifelhaft, ob sich die Einbeziehung abfallstämmiger Brennstoffe in den Emissionshandel auch in das moderne Kreislaufwirtschaftsrecht einfüge. Eine Lenkungswirkung zu umwelt- und klimafreundlichem Verhalten entstehe nicht, vielmehr würden auch die Preise für Strom und Fernwärme steigen und Verbraucherinnen und Verbraucher treffen. Der deutsche Alleingang über den nationalen Emissionshandel berge vielmehr Risiken einer Wettbewerbsverzerrung und für das Klima durch die drohende Umleitung von Abfallströmen von Siedlungsabfallverbrennungsanlagen zu Mülldeponien innerhalb der EU, die stark klimaschädliches Methan ausstoßen. Auch würde der geplante CO₂-Preis auf die thermische Abfallbehandlung unmittelbar auf die Abfallgebühren durchschlagen, anstatt z.B. bei den Herstellern von fossilen Kunststoffprodukten anzusetzen, um so Einfluss auf eine ggf. kunststoffärmere Abfallzusammensetzung haben zu können. Auch wurde die Systematik bezüglich der Aufnahme von Abfällen als Brennstoffe ins BEHG, die fehlende Rechtssicherheit für Anlagenbetreiber und der Verwaltungsaufwand kritisiert.

Seitens der Verbände wurde insbesondere auch die Aufnahme der energetischen Verwertung von Altholz in den Anwendungsbereich des BEHG kritisiert. Das BEHG führe dadurch dazu, dass die Altholzqualitäten mit einem besonders hohen biogenen Anteil unter den Holzabfällen den kostengünstigsten Biomassebrennstoff darstellten (weil sie den geringsten fossilen, also CO₂-bepreisten Anteil haben). Es sei daher zu erwarten, dass diese Sortimente noch stärker in die energetische Verwertung gezogen würden als bisher ohnehin schon und damit der stofflichen Verwertung etwa in der Spanplattenindustrie verloren gingen. Dabei seien eben diese Abfallhölzer mit besonders hohem biogenem Anteil aber prädestiniert für die stoffliche Verwertung.

5. Fazit und Ausblick

Trotz erheblicher Kritik ist die Aufnahme der Abfallverbrennung in den nationalen Emissionshandel ab 2024 nunmehr „beschlossene Sache“. Die Anlagenbetreiber haben bis 2024 bzw. September 2025 Zeit, sich auf die Berichterstattungspflichten nach dem BEHG vorzubereiten. Offen bleibt, ob die Europäische Union bis zum Start des nationalen Emissionshandels für die thermische Abfallverwertung und -beseitigung nicht selbst ebenfalls Regelungen vornimmt, um die Verbrennung von Abfällen dem EU-ETS zu unterwerfen. Es bleibt abzuwarten, ob eine solche Aufnahme in den EU-ETS die nun zunächst von Deutschland im Alleingang beschlossenen Regelungen zum nationalen Emissionshandel überflüssig machen werden.

Fußnoten 

[1] Bundes-Klimaschutzgesetz vom 12.12.2019 (BGBl. I S. 2513), zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes vom 18.08.2021 (BGBl. I S. 3905).

[2] Zuvor geschah dies über einen Verweis auf § 14 Abs. 2 und § 23 Abs. 1 und 1a EnergieStG. Diese Verweise werden nun durch das 2. BEHG-Änderungsgesetz in § 2 Abs. 1 BEHG n.F. gestrichen.

[3] Im Kraftstoffbereich nach § 13b der 38. BImSchV, für die ab dem Kalenderjahr 2023 bereits eine Anrechenbarkeit auf die Treibhausgasminderungsquote ausgeschlossen ist, wird dadurch eine Freistellung generell ausgeschlossen.

[4] Dadurch wird die Verordnungsermächtigung dahingehend erweitert, auch für Brennstoffemissionen aus synthetisch erzeugten Kraft- oder Heizstoffen (flüssige oder gasförmige erneuerbare Brennstoffe nicht-biogenen Ursprungs), die in Verkehr gebracht oder anderen in Verkehr gebrachten Brennstoffen beigemischt werden, den Emissionsfaktor Null festzulegen. Auf diese Weise soll zeitnah sichergestellt werden, dass sogenannte RFNBOs (Renewable fuels of non-biological origin; insbesondere Power-to-Liquid-Kraftstoffe), soweit sie nicht fossilen Ursprungs sind, von der Verpflichtung zur Abgabe von Emissionszertifikaten nach dem BEHG freigestellt werden.

[5] Die Privilegierung im EU-ETS erfolgt nach Art. 14 der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten.