Zum Stand der Umsetzung der EU – Richtlinie zur Einführung des Handels mit

Treibhausgasemissionenvon

Dipl. Volksw. Dipl. Betriebsw. Franzjosef Schafhausen

Ministerialrat im Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und

Reaktorsicherheit, Berlin

anlässlich des

Arbeitsgesprächs zum Emissionsrechtehandel veranstaltet vom

Ministerium für Landwirtschaft, Umweltschutz und Raumordnung des

Landes Brandenburg

am 5. Mai 2003

in Potsdam

Die anspruchsvollen Klimaschutzziele

• Kyoto-ProtokollKyoto-Protokoll

“Kyotogase” minus 5,2 Prozent 2008 – 2012 gegenüber 1990

• Europäische UnionEuropäische Union

“Kyotogase” minus 8 Prozent 2008 – 2012 gegenüber 1990

• DeutschlandDeutschland

CO2-Emissionen minus 25 Prozent bis 2005 gegenüber 1990

“Kyotogase” minus 21 Prozent 2008 – 2012 gegenüber 1990

„Kyotogase“ minus 40 Prozent 2020 gegenüber 1990, sofern sich die EU zu einem

30 % Ziel verpflichtet

Die Instrumentenpalette – wichtig für die Äquivalenz zwischen Betroffenen und Nicht-Betroffenen

Ordnungsrecht

Steuern und Abgaben - Preisregulierung

Zertifikatskonzepte – Mengenregulierung (“Emissionshandel”)

Sonstige wirtschaftliche Anreize (staatliche Förderungsmaßnahmen wie

Marktanreizprogramm erneuerbare Energien, neues KfW-Programm

“Klimaschutz im Gebäudebestand”, EEG, KWK-Vorschaltgesetz, KWK-

Ausbaugesetz) Sonstige flankierende Maßnahmen (F+E-Aktivitäten, Aus- und

Fortbildung, Information und Beratung)

Nicht Instrument um des Instrumentes willen, sondern fairer Wettstreit

der Instrumente! Ziel ist die Gestaltung eines möglichst

widerspruchsfreien Maßnahmenbündels.

Die flexiblen Mechanismen

Die flexiblen Mechanismen

Klimarahmenkonvention (1992/1994) Kyotoprotokoll (1997)

Activities implemented jointlyprojektbezogen emissionsbezogenPilotphase ab 1995

Joint Implementation Clean Development emissions tradingMechanism

Art. 6 Kyoto Protokoll Art. 12 Kyoto Protokoll Art. 17 Kyoto Protokollab 2008 nutzbar ab 2000 nutzbar ab 2008 nutzbar

zwischen Industrie- zwischen Industrie- zwischen Industrieländern

ländern ländern und Entwicklungsländern

Der Emissionshandel – Wie funktioniert er eigentlich?

• Festlegung einer insgesamt zulässigen Emissionsmenge („cap“)

• Aufteilung dieser gesamten Emissionsmenge auf die einzelnen Emittenten (Erstallokation der Emissionsrechte)

• Formulierung von Rahmenbedingungen für einen transparenten und liquiden Markt und um Wettbewerbsbarrieren zu verhindern

• Schaffung eines Monitoringsystems („ökologische Buchführung“)

• Ob, Wo, Wann und Wieviel Emissionen vermieden werden, entscheidet der Markt

Ergebnis: Der Emissionshandel erlaubt das Ausnutzen von Kostendifferenzen zwischen den Emittenten.Die führt zur optimalen Allokation knapper Ressourcen.

Der Stand in Brüssel

Der Vorschlag der EU-Kommission

Der Auslöser

• Ergebnisse von Analysen Anfang 2000: Im „business as usual“ Fall wird EU ihr Kyoto-Ziel weit verfehlen: Statt minus 8 % wird die EU bei plus 1 % landen*

• Es werden rund 400 Mio. t CO2-Äquivalente fehlen ( das entspricht dem gesamten Emissionsvolumen Spaniens + Griechenlands im Jahre 1990)

• Vorstellungen einer Sozialisierung der Leistungen CO2-mindernder MS (DK im Ministerrat Dezember 2001)

• Startschuss für das ECCP – Nach Kosteneffizienz ausgewähltes Maßnahmenbündel

• Emissionshandel kein Patentrezept, aber ein wichtiges Instrument (erfasst 46 % der CO2-Emissionen der EU in 2010)

* Derzeit Rückgang der bereits erzielten THG-Reduzierung ( 1999 minus 4 % - 2000 minus 3,5 %)

Der ursprüngliche Vorschlag vom 23.10.2001 – wenig gelitten

• Verbindliches Konzept• Anlagenbezug bei Erfassung energieintensiver Sektoren

(Hauptabgrenzungskriterium: Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von größer als 20 MW)

(Anhang I) – Abgrenzung angelehnt an die IPPC-RL• Prinzipiell alle „Kyotogase“ – Start mit Kohlendioxid (Anhang II)• Einführungsphase 2005 – 2007• Endgültige Phase 2008 – 2012• Aufstellung „Nationaler Allokationspläne“ für allealle Sektoren -

Notifizierungspflicht• Allokationsmethode „grandfathering“• Allokationsregeln (Anhang III) – Berücksichtigung der technischen

Potenziale, von „early action“ sowie des Bedarfs/Wachstums• Spürbare Sanktionsmaßnahmen

Der EU - Rat

Der „Gemeinsame Standpunkt“ des Umweltministerrates vom 9.12.2002 und 18.3.2003

• Verbindliches Konzept ab 2008• Zwei Phasen: 2005 – 2007 und 2008 – 2012 (verbindliche Einführung)• Kostenlose Allokation bis 2012 möglich („grandfathering“ „at least

90 %“)• „opt out“ von Anlagen und Branchen 2005 – 2007• „opt in“ von Anlagen, Branchen und anderen Treibhausgasen ab

2008• „early action“ mit frühestem Basisjahr 1990• JI und CDM werden einbezogen – weiterer RL-Vorschlag im Frühjahr

2003• „banking“ möglich (Art. 13)• Kein „Einheitspool“ und kein „Zwangspool“ – freiwillige Bündelung

aber zulässig• Vetorecht der Kommission für den „Nationalen Allokationsplan“• AAU‘s nicht beliebig einzuschleusen

Deutsche Forderungen weitgehend erfüllt (nahezu identisch mit der Position der

Bundesregierung und der AGE im September 2001)

• Konditioniertes „out-out“ in der Einführungsphase 2005 – 2007 – Herausoptieren bei Umsetzung alternativer Instrumente mit vergleichbaren klimaschutzpolitischen Ergebnissen

• „opt-in“ sowohl für weitere Treibhausgase sowie für Anlagen und Sektoren

• Übernahme von Strukturelementen der „Vereinbarung der deutschen Wirtschaft zur Klimavorsorge“ – kollektive Beteiligung am EU-Emissionshandel – die freiwillige „Poollösung“

• Kostenlose Allokation 2005 – 2012 („at least 90%“)

• Berücksichtigung von „early action“ – frühestes Basisjahr 1990 (Deutsche Protokollerklärung)

• Berücksichtigung von „emission credits“ aus JI und CDM

• „banking“ möglich

Deutsche Forderungen weitgehend erfüllt (nahezu identische Position der Bundesregierung

und der AGE im September 2001)

• Verbindliches System ab 2008

• AAU‘ können nur kontrolliert eingeschleust werden

• Wettbewerbskontrolle (Missbrauchsaufsicht) durch die Kommission

Das EU - Parlament

Beschlüsse des EU-Parlaments vom 10. Oktober 2002 zur Änderung des RL-Entwurfs I

Zentrales Anliegen:

Sicherstellen von nationalen Maßnahmen durch• Verhindern von Überallokation• Begrenzung von Emissionsgutschriften aus JI – und CDM –

Projekten sowie aus „nationalen Ausgleichsprojekten“

104 Änderungsanträge

• Einbezug der Aluminiumindustrie und der Chemischen Industrie mit Anlagen, die ein Emissionsvolumen von 50.000 t/a überschreiten.

• Hybrid-System: 15 % gegen Zahlung und 85 % „grandfathering“• CDM erst ab 2008

Beschlüsse des EU-Parlaments vom 10. Oktober 2002 zur Änderung des RL-Entwurfs II

• JI und CDM ohne Senken und Kernenergie• „opt out“ bis 2007: ja – weitergehende Vorstellungen von „opt out“:

„nein“• Stillegungen (partiell und total): Einziehen der Emissionsrechte• Produktionsbezogene Emissionen weiter Gegenstand der Richtlinie• Sektoraler Ansatz und „Poollösung“ abgelehnt • Abstimmung zwischen bereits wirksamen Maßnahmen (z.B. Steuern

und Abgaben oder Selbstverpflichtungen) und dem Emissionshandel gefordert

• Bonus für KWK• Einbezug von anderen Treibhausgasen von Beginn an• Aufkommen aus Sanktionen: Steht MS zu und soll für

klimaschutzpolitische Zwecke eingesetzt werden (Ankauf und Stillegung von Emissionsrechten bzw. Förderung von klimaschutzpolitischen Maßnahmen)

Der Berichterstatter – 14 Änderungsanträge bleiben!

• Betonung des Vorrangs nationaler Maßnahmen – Abblocken von JI und CDM bzw. Festlegung einer quantitativen Höchstgrenze (Anträge 1 und 10)

• Einbeziehung weiterer Treibhausgase (Antrag 2, 9 und 14)• Verhinderung der Überallokation (Antrag 3)• Einführung des Hybridsystems (5 % der alloziierten Menge gegen

Zahlung) (Antrag 4)• Änderung der Allokationskriterien des Annex III nur noch im

Mitentscheidungsverfahren (Anträge 5 und 7 )• Aufnahme weiterer Sektoren bereits ab 2005 / Begrenzung der

Ausdehnung auf weitere THG (Antrag 6)• Verzicht auf „opt out“ 2005 – 2007 (Antrag 8)• Einbezug von Aluminiumhütten und der Chemischen Industrie

(Anträge 12 und 13)

Absolute „caps“ existieren – Die Ziele von Kyoto

Belgien, Bulgarien, Dänemark, Deutschland, Estland, Europäische Gemeinschaft, Finnland, Frankreich, Griechenland, Irland, Italien, Lettland, Liechtenstein, Litauen, Luxemburg, Monaco, Niederlande, Österreich, Portugal, Rumänien, Schweden, Schweiz, Slowakei, Slowenien, Spanien, Tschechische Republik, Vereinigtes Königreich

minus 8 Prozent

USA minus 7 Prozent

Japan, Kanada, Polen, Ungarn minus 6 Prozent

Kroatien minus 5 Prozent

Russische Föderation, Ukraine, Neuseeland plus/minus 0 Prozent

Norwegen plus 1 Prozent

Australien plus 8 Prozent

Island plus 10 Prozent

Absolute „caps“ existieren – Das EU burden sharing

Mitgliedsstaat Emissionen pro Kopf in 1990 in t

burden sharing 2008 – 2012

Entwicklung 1990 - 2000

Differenz „burden sharing“ – Status

Belgien 13,6 - 7,5 % + 6,2 % - 12,7 %

Dänemark 13,5 - 21,0 % - 1,2 % - 19,8 %

Deutschland 15,1 - 21,0 % - 18,9 % - 2,1 %

Frankreich 9,5 0,0 % - 1,7 % + 1,7 %

Großbritannien 12,6 - 12,5 % - 12,6 % + 0,1 %

Griechenland 10,2 + 25,0 % + 23,8 % + 1,2 %

Irland 15,2 + 13,0 % + 24,0 % - 11,0 %

Italien 9,1 - 6,5 % + 4,1 % - 10,6 %

Luxemburg 36,9 - 28,0 % - 45,1 % + 17,1 %

Niederlande 14,0 - 6,0 % + 3,1 % - 9,1 %

Österreich - 13,0 % + 3,1 % - 16,1 %

Portugal 6,3 + 27,0 % + 30,1 % - 3,1 %

Schweden 8,1 + 4,0 % + 1,7 % + 2,3 %

Spanien 7,8 + 15,0 % + 34,8 % - 19,8 %

EU gesamt 11,4 - 8,0 % - 3,5 % - 4,5 %

Potentielle Käufer – Potentielle VerkäuferEU-Mitgliedsstaat THG-Emissionen

1990THG-Emissionen 2000

Zielgröße Zielabweichung

Belgien 143,1 151,9 132,4 - 19,5

Dänemark 69,4 68,5 54,8 - 13,7

Deutschland 1222,8 991,4 966,0 - 25,4

Finnland 77,1 74,0 77,1 + 3,1

Frankreich 551,8 542,3 551,8 + 9,5

Griechenland 104,8 129,7 131,0 + 1,3

Irland 53,4 66,3 60,4 - 5,9

Italien 522,1 543,5 488,2 - 55,3

Luxemburg 10,8 5,9 7,8 + 1,9

Österreich 77,4 79,8 67,3 - 12,5

Portugal 65,1 84,7 82,7 - 2,0

Schweden 70,6 69,4 73,4 + 4,0

Spanien 286,4 386,0 329,4 - 56,6

United Kingdom 742,5 649,1 649,7 + 0,6

Niederlande 210,3 216,9 197,7 -19,2

Absolute „caps“ existieren – Die Klimaschutzvereinbarung mit der deutschen

Wirtschaft

• Klimaschutzvereinbarung vom 9. November 2000

Minderung der spezifischen CO2-Emissionen bis 2005 um 28 % (Basisjahr 1990) sowie Minderung der spezifischen Treibhausgasemissionen bis 2012 um 35 % (Basisjahr 1990)

Minderung der CO2-Emissionen bis 2005 um zusätzlich 10 Mio. t (Basisjahr 1998)

Minderung der Treibhausgasemissionen bis 2012 um zusätzlich 10 Mio. t (Basisjahr 1998)

• KWK-Vereinbarung von Juni 2001

Minderung der CO2-Emissionen bis 2010 um insgesamt 45 Mio. t (Basisjahr 1998)

Einzelfragen

Der Weg zu den Emissionszertifikaten

Permits (Registrierung)Permits (Registrierung)

• Standortspezifisch

• Nicht transferierbar

• Begründet Monitoring- und Berichtspflichten

• Gibt Anforderungen vor, um „allowances“ zu halten, damit die jährlichen Emissionen abgedeckt sind

• Permit nicht übertragbar und nicht handelbar

AllowancesAllowances

• Zuteilung nach Maßgabe nationaler Allokationspläne durch Mitgliedsstaaten

• Berechtigung zur Emission einer Tonne CO2-Äquivalente

• EU-weit handelbar

• Nachweis im Rahmen eines nationalen Buchführungssystems

Vereinbarkeit mit anderen Instrumenten

• Emissionshandel und Selbstverpflichtung grundsätzlich vereinbar – Grundlage für die Erstallokation: Von der Wirtschaft im Rahmen der Klimaschutzvereinbarung selbst angebotenen 45 Mi. t CO2-Minderung bis 2010 (Basisjahr 1998)

• Emissionshandel und Ökologische Steuerreform – Differenzierung zwischen Beteiligten und Nicht – Beteiligten

• Emissionshandel und EEG

• Emissionshandel und KWK – G

• Emissionshandel und IVU – Ausmaß ordnungsrechtlicher Anforderungen an Treibhausgasemissionen und Energieeffizienz

Der „Pool“ – Einer für alle, alle für einen ?

• MS können zulassen, dass Anlagenbetreiber einen „Pool“ bilden.• Von den MS zugelassener „Treuhänder“ gewährleistet Erfüllung

der „cap“ des Pools. Höhe der Beiträge und Maßnahmen werden intern geregelt.

• Zwar keine anlagenbezogene Allokation „issueing“– aber „bottom up“ – Festlegung der „Pool – cap“ („allocationg“).

• Statt der Anlagenbetreiber hält der Treuhänder die Gesamtheit der Emissionsrechte.

• Die nach der RL den Anlagenbetreiber treffenden Pflichten (vor allem Registrierung, Monitoring, Sanktionen) finden entsprechend auf den Treuhänder Anwendung.

• Anlagenbezogene „permits“• Anlagenbezogenes Monitoring und Verifizierung• Kommission hat Vetorecht

Der Nationale Allokationsplan – Die strategische Herausforderung

• Zahlreiche betroffene Anlagen (> 20 Mwtherm.) in energieintensiven Produktionszweigen – Schätzung : zwischen 3.000 und 4.000 Anlagen in Deutschland

• große Heterogenität (Produktionszweige und Anlagen)• early action in sehr unterschiedlicher Ausprägung • Sehr unterschiedliche Branchentrends • Berücksichtigung des Kernenergieausstiegs• Ost-West-Problematik (Erneuerung des Kapitalstocks)• Zeitlich voneinander abweichende Investitionszyklen

Dies ist aber nicht völlig neu – ähnliche Fragen stellten sich bereits bei der Entwicklung und Umsetzung der Selbstver-pflichtungserklärung der Deutschen Wirtschaft zur Klimavorsorge

Der „Nationale Allokationsplan“ - Die Anforderungen

• Übereinstimmung mit den Anforderungen der Richtlinie• Transparenz• Praktikabilität• Politische und gesellschaftliche AkzeptanzDies heißt:• Partizipation aller Akteure ( „AGE“)• Transparenz und Akzeptanz der Prämissen und

Ausgestaltungsdetails (Konzept, Ausgangsdaten, Methodik)• Offenlegung der ökologischen und ökonomischen Effekte• Frühzeitige Festlegung des rechtlichen und institutionellen

Rahmens• Antizipation der zeitlichen Rahmenbedingungen und der

Umsetzungsoptionen

Ablauf und kritische Punkte

1. Ebene Nationales Emissionsbudget

top Zusage SV, Politikszenarien III, IKARUSdown2. Ebene Sektorale Emissionsbudgets (Energie – Industrie –

GHD – Haushalte – Verkehr – Berücksichtigung einer Reserve)

bottomup Umrechnung und Abgrenzung –

Branchenkonjunktur, technologische Entwicklung, Vermeidungskosten

3. Ebene Anlagenbezogene Emissionsbudgetshistorische Werte, spezifische Größen, benchmarking, pauschale Ansätze, Pools, Stillegungen, New entrants, KWK, Erfüllungsfaktoren

Entwicklung des NAP

• Breit akzeptierte Grundregeln und Leitlinien

• Basisdaten (historische Entwicklungen – Referenzpfade – technologische Trends – Investitionszyklen – Wachstumserwartungen)

• Vermeidungsoptionen/-potentiale – Vermeidungskosten

• Branchenallokation

• Anlagenbezogene Allokation

• Wirkungsanalyse - Emissionen – Transaktionen – Investitionsausgaben – Kosten

Systematische Entwicklung des NAP

NAP („burden sharing“-Beitrag D: minus 21 % THG 2008 – 2012)

Private Haushalte Verkehr Energiewirtschaft Produzierendes + Kleinverbrauch Gewerbe

minus 45 Mio. t CO2-Emissionen

bis 2010 (Basisjahr 1998)

Nicht Anhang I Anhang I Anhang I Nicht Anhang I Emissionshandel

Zu lösende Fragen I

Fragestellung LösungsansätzeAnlagendefinition Abgrenzung, Abschneidegrenze, opt in, opt

out, verbundene Anlagen

Mischfeuerungen Trennung zwischen fossilen und erneuerbaren Energieträgern, Emissionsfaktor „Null“, anzusetzende Emissionsfaktoren – pauschal oder stichprobenbezogen -

prozessbedingte Emissionen

Definition, Bewertung, Sicherung von Innovationen, Zuteilung von Zertifikaten

Stillegungen Einziehung von Zertifikaten, partielle und temporäre Stillegungen, Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen, Kapazitätsschwankungen

Anlagen-zusammenführung

Übertragung von Zertifikaten

Fragestellung Lösungsansatz

Kraft – Wärme - Kopplung

Zuteilung von Zertifikaten – pauschal oder einzelfallbezogen - , kleine KWK-Anlagen und BHKW‘s, sektorübergreifende Emissionsübertragung, Bündelung von Emissionsminderung

Nationale Reserve New entrants, Zielverfehlung, KWK, sektorüberschreitende Emissionstransfers

Aufsichtsrechtliche Fragen

Wertpapiercharakter ?, geringer administrativer Aufwand vs. notwendige Kontrolle

Handlungsbedarf

Zu lösende Aufgaben I

• Genehmigung nach Art. 4 (Genehmigungspflicht, Opt in / opt out, Genehmigungsvoraussetzungen, Verfahren, Pflichten)

• Verifizierung der Emissionsberichte gemäß Art. 15 (Emissionsberichtspflicht, VO-Ermächtigungen, Emissionsüberwachung, Berichterstattung, Verifizierung, Datenaufbewahrung)

• Entgegennahme der Berichte, Prüfoption (Stichproben), Weiterleitung

• Berichterstattung an die EU-Kommission• Zulassung der Verifizierer• Erstellung des nationalen Allokationsplans gemäß Art. 9• Entscheidung über die Reservebildung (Wofür verwenden?

Woraus bilden? Statische oder dynamische Ausgestaltung?)• Zuteilung der Emissionsrechte gemäß Art. 11• Kontenführung/Register gemäß Art. 19

Zu lösende Aufgaben II

• Überwachung der Rückgabe/Löschung der Emissionsrechte gemäß Art. 12 (Nachweispflicht, Stillegungen)

• Feststellung von „non compliance“

• Verhängung von Sanktionen

• Feststellung des Veräußerungsverbots bei Verstößen gegen die Berichtspflichten gemäß Art. 15

• JI und CDM – Einbindung

• Errichtung einer Handelsplattform

• Übergangsbestimmungen

• Verordnungen (Anwendungsbereich, Allokationskriterien und –regeln, Emissionsüberwachung und Berichterstattung, Verifizierung und Akkreditierung)

NAP – Institutionelle Ausgestaltung

Aufgabe Akteur

Aufsicht (Genehmigung und Kontrolle)

Staat

Verwaltung – „zuständige Stelle“ – „competent authority“ (Register – Transaction log – Inventare)

Staat oder Übertragung auf Private

Handel – Handelsplattform (elektronisch wie Strombörse)

Privat (Börse(n), Handelsintermediäre, Makler, OTC-Handel)

Monitoring / Verfifizierung Staat/Private (akkreditierte Verifizierer

Alternative UmsetzungsmodellePflichten nach der Richtlinie Zuständigkeit für Vollzug Zuständigkeit für Vollzug

Variante A „Mitwirkung der Vollzugsbehörden nach BImSchG“

Variante B „Zentrale Bundesinstanz“

Genehmigung (Art. 4 – 7) Immissionsschutzbehörden ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

Zuteilung, Übertragung, Löschung von allowances (Art. 10 – 13)

ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

Überwachung, Berichterstattung (Art. 14)

Immissionsschutzbehörden ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

Verifikation (Art. 15 i.V.m. Anhang V)

Sachverständige (Zulassung in Anlehnung an § 26 BImSchG (Messstellen) order Art. 3 EG-UmweltauditVO, Wirtschaftsprüfer etc.

Sachverständige (Zulassung in Anlehnung an § 26 BImSchG (Messstellen) order Art. 3 EG-UmweltauditVO, Wirtschaftsprüfer etc.

Sanktionierung (Art. 16 Abs. 2 und 3)

ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

ZEHS – (Bundesbehörde oder zentral Beliehener)

Aufstellung des Mengengerüsts – Das „Drei-Schritte-Konzept“

• Länder liefern anlagenscharfe Daten der Emissionserklärung 2000 an BMU nach Prüfung auf Plausibilität (Schritt 1)

• BMU ermittelt anlagenbezogene CO2-Emissionen• BMU schreibt jeden der mehr als 4000 Anlagenbetreiber an, teilt

die ermittelten CO2-Emissionen mit, bittet um Überprüfung und gegebenenfalls zu begründende Korrektur sowie um ergänzende Angaben aus den Jahren 2001 und 2002 (Schritt 2)

• Anlagenbetreiber melden Daten zurück • Daten werden - gegebenenfalls unter Mitwirkung der

Landesimmissionsschutzbehörden - auf Plausibilität geprüft (Schritt 3)

• Daten werden der Ermittlung der Allokationsmenge zugrunde gelegt

Zeitplan auf EU-Ebene

• 2003 Entwicklung und Abstimmung des NAP• 2003 Schaffung der rechtlichen und institutionellen

Voraussetzungen zur Umsetzung der RL in nationales Recht

• 30.9.2003 EU Guidelines Monitoring und Reporting• 31 12.2003 Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht

(EU15 und EU25)• 31.12.2003 Leitlinien über Allokationsregeln und

Allokationskriterien• 31.3.2004 Notifizierung und Veröffentlichung des NAP

u.U. Veto der KommissionÜberarbeitung und erneute VorlageZustimmung und Umsetzung

• 1.1.2005Start des Emissionhandels„opt out“ – „opt in“ – JI/CDM – IET

• 2006 – 2007 Überprüfung und ggfls. Modifizierung (review clause)

Derzeitige Strukturen

• Task forces im BMU und BMWA

• AGE mit ihren vier UAG‘n

• BMU - Projekt „Erarbeitung des NAP“ (Öko-Institut, DIW, ISI)

• BDI – Projekt „Erarbeitung des NAP“ (RWI)

• Projekt „Rechtliche Evaluierung“ (ecologic)

• Einzelprojekte in den Ländern (Hessen, Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Bayern, Baden-Württemberg)

• EU-Kommission: Vorbereitung der JI und CDM-Regeln, Leitlinien für die Allokation, das Monitoring und die Verifizierung; Entwicklung eines Registrierungssystems

• Parlament: Vorbereitung der zweiten und dritten Lesung mit dem Ziel der Verabschiedung noch vor der Sommerpause

Ökonomische Vorteile

Ökonomische Vorteile

• Europäische KommissionEuropäische KommissionEnergiewirtschaft 1.084 Mio. Euro oder 33 % günstiger*andere Energieerzeuger 599 Mio. Euro oder 29 % günstiger*Industrielle KWK 485 Mio. Euro oder 38 % günstiger*Eisen und Stahl 209 Mio. Euro oder 50 % günstiger*Zement, Glas, Keramik 31 Mio. Euro oder 38 % günstiger*Papier und Zellstoff 2 Mio. Euro oder 36 % günstiger*

• British PetrolBritish PetrolEinsparungen im Zeitraum 1998 – 2001 insgesamt 500 Mio. $

* Einsparungen gegenüber dem alternativen Einsatz von Ordnungsrecht oder Steuern

und Abgaben unter der Prämisse gleicher CO2-Minderungswirkungen

Ergebnisse GETS3 (Simulationsprojekt eurelectric unter Beteiligung von E.on AG und RWE AG)

• Politik ohne Emissionshandel verfehlt Klimaschutzziel und führt im Vergleich zu einer anderen Instrumentierung zu den höchsten Kosten der Implementierung

• Emissionshandel unter Beteiligung aller Wirtschaftssektoren innerhalb der EU reduziert die Vollzugskosten um 80 Mrd. EURO gegenüber einer alternativen Klimaschutzpolitik

• Ausstieg wichtiger EU-Mitgliedsstaaten führt zu 6 – 8 fach höheren Vollzugskosten

• Einführung eines limitierten Emissionshandels („concrete ceiling“) lässt die Vollzugskosten radikal ansteigen

Kosten alternativer Instrumente

• Vollzug der Klimaschutzvereinbarung der Deutschen Wirtschaft vom 9. November 2000 verursacht Investitionsausgaben im Zeitraum 2000 bis 2012 in Höhe von 35 – 50 Mio. EURO (Quelle: Schreiben des BMF an die EU-Kommission)

• Bezogen auf die von der Wirtschaft zugesagte Minderung der Treibhausgasemissionen von 45 Mio. t bis 2010 (Basis 1998) errechnen sich hieraus spezifische Investitionsausgaben von 780 – 1.100 EURO/t CO2äquiv

• Unter Berücksichtigung der Betriebs- und Wartungskosten und einer Abschreibungsdauer von 15 – 20 Jahren ergeben sich daraus THG-Minderungskosten von 75 – 110 Euro/t CO2äquiv

• Der maximale Zertifikatspreis im Rahmen eines EU-weiten Emissionshandels (d.h. ohne Öffnung für JI und CDM) wird auf 20 – 33 EURO/t CO2äquiv geschätzt – andere Schätzungen gehen von deutlich niedrigeren Zertifikatspreisen aus

Fairer Wettstreit der InstrumenteWas sagt die IGBCE-Studie?

• Zwischenergebnis Frühjahr 2002: Wachstumseinbuße und Jobverluste vorhergesagtGrund. Unglückliche Auswahl der Prämissen. Sensitivitätstest mit günstigeren Prämissen fand nicht statt: kein „grandfathering“ und Emissionspreis von 30 Euro/t CO2äquiv

• Endgültiges Ergebnis deutlich positiver für den Emissionshandel:

- Erwarteter Zertifikatspreis nicht 30 Euro/t CO2äquiv, sondern lediglich 5 – 15 Euro/t CO2äquiv

- Kosten der Klimaschutzvereinbarung der deutschen Wirtschaft: 100 Euro/t CO2äquiv

• Ergebnis: Der Emissionshandel braucht den fairen Wettbewerb nicht zu fürchten. Ganz im Gegenteil!

Die Chancen

• Verlässlichkeit durch Fixierung der „caps“ in rechtlich verbindlichem NAP

• Zuweisung klarer Verantwortlichkeiten

• Kostenkappung durch Zertifikatspreis

• Anstoßen eines systematischen Such- und Innovationsprozesses

Ständige Informationen

Um die Ergebnisse der Arbeiten der Nationale Emissionshandels-gruppe (Arbeitsgruppe „Emissionshandel zur Bekämpfung des Treibhauseffekts – AGE -“) der breiten Öffentlichkeit zur Verfügung zu stellen informiert das Bundesumweltministerium auf seiner homepage unter „Emissionshandel zur Bekämpfung des Treibhauseffekts“ über den jeweils aktuellen Stand. Hier sind auch die in der Gruppe bereits abgestimmten Dokumente abzurufen. Ziel ist der Anstoß eines breiten Diskussionsprozesses.

http://www.bmu.de