CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungs- und Akronymverzeichnis

Symbolverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung zum CO₂-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012
1.1 Aktualität des Themas und wissenschaftliche Problemstellung
1.2 Zielsetzung und Aufbau des Buches

2 CO₂-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012
2.1 Umweltpolitischer Rahmen
2.1.1 Anthropogener Treibhauseffekt und seine Auswirkungen
2.1.2 Öffentliche Güter und negative externe Effekte
2.1.3 Notwendigkeit eines internationalen Ansatzes
2.1.4 Möglichkeiten internationaler Umweltpolitik
2.2 Kyoto-Protokoll
2.2.1 Gegenstand und Ziele des Kyoto-Protokolls
2.2.2 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Emissions-Zertifikate
2.2.3 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Joint Implementation und Clean Development Mechanism
2.3 Umsetzung des Kyoto-Protokolls auf EU-Ebene
2.4 Umsetzung des EU-Emissionshandels in Deutschland
2.4.1 Das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz und der Nationale Allokationsplan
2.4.2 Ziele des Nationalen Allokationsplans II
2.4.3 Makroplan des Nationalen Allokationsplans II
2.4.4 Mikroplan des Nationalen Allokationsplans II
2.4.5 Wesentliche Unterschiede zwischen den Nationalen Allokationsplänen I und II

3 Ökonomische Rahmenbedingungen von Energieerzeugern unter Berücksichtigung des CO₂-Emissiosnhandels
3.1 Betrieb von Kraftwerken unter Berücksichtigung des CO₂-Emissionshandels
3.1.1 Kraftwerkstypen und ‚Merit-Order’
3.1.2 Die Kostenstruktur von Energieerzeugern unter Berücksichtigung des CO₂-Emissionshandels
3.2 Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke unter Berücksichtigung des CO₂-Emissionshandels
3.2.1 Verfügbarkeit und Preise von Brennstoffen
3.2.2 Nachfrageentwicklung nach Strom
3.2.3 Strompreise
3.2.4 Gesetzliche Rahmenbedingungen
3.2.5 Struktur des Kraftwerkparks
3.2.6 Technische Optionen zur Vermeidung von CO₂-Emissionen
3.2.7 Preisentwicklung von CO₂-Emissions-Zertifikaten

4 Untersuchung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke unter Berücksichtigung des CO₂-Emissionshandels mit Hilfe von Realoptionen
4.1 Realoptionen als entscheidungstheoretische Methode zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen
4.1.1 Ursprung und Methodik von Realoptionen
4.1.1.1 Ursprung von Realoptionen: Finanzoptionen
4.1.1.2 Ansatz und Methodik von Realoptionen
4.1.2 Modelle zur Bewertung von Realoptionen
4.1.3 Nutzen von Realoptionen zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen
4.1.4 Realoptionstypen und Beispiele für Kraftwerksinvestitionen
4.1.5 Vorgehensleitfaden für die Anwendung von Realoptionen zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke
4.2 Beispielhafte Anwendung des Vorgehensleitfadens zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke unter Berücksichtigung des CO₂-Emissionshandels mit Hilfe von Realoptionen
4.2.1 Ausgangssituation
4.2.2 Feststellen einer Optionsanalogie
4.2.3 Bestimmung der Realoptionstypen
4.2.4 Quantifizierung relevanter Parameter
4.2.5 Auswahl des Bewertungsmodells
4.2.6 Durchführung der Bewertung
4.2.7 Feinabstimmung
4.3 Kritische Beurteilung des Vorgehensleitfadens und seiner beispielhaften Anwendung

5 Fazit und Ausblick

6 Anhang
6.1 Beispielhafte Berechnung Stromgestehungskosten plus Kosten für CO₂-Emissions-Zertifikate
6.2 European Carbon Futures
6.2.1 Historische Preise European Carbon Futures
6.2.2 Berechnung der annualisierten Volatilität für European Carbon Futures
6.3 Berechnung der Aufwärtsbewegungen und Abwärtsbewegungen des Basisobjektes im Binomialbaum

Literaturverzeichnis

Abkürzungs- und Akronymverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Aufbau des Buches

Abbildung 2: Zusammenhang zwischen Grenzvermeidungskosten und Zertifikatspreisen

Abbildung 3: Zusammenwirken der Flexiblen Mechanismen des Kyoto-Protokolls

Abbildung 4: Aufteilung des gesamten Emissionsbudgets für 2008-2012 in Deutschland

Abbildung 5: Ausgabe und Rückgabe von CO₂-Emissionszertifikaten im Zeitverlauf

Abbildung 6: ‚Merit-Order’ ohne CO₂-Emissionshandel

Abbildung 7: ‚Merit-Order’ mit CO₂-Emissionshandel

Abbildung 8: Stromgestehungskosten plus CO₂-Kosten

Abbildung 9: Entwicklung des Kraftwerkparks in Deutschland bis 2030

Abbildung 10: Preisentwicklung European Carbon Futures

Abbildung 11: Szenarien für die Preisentwicklung von CO₂-Emissions-Zertifikaten bis 2030

Abbildung 12: asymmetrisches Risikoprofil einer Call-Option

Abbildung 13: asymmetrisches payoff-Profil einer Investitionsoption

Abbildung 14: Klassifizierung von Modellen zur Bewertung von Optionen

Abbildung 15: Binomialbaum und Wahrscheinlichkeitsverteilung

Abbildung 16: Unsicherheit und Flexibilität bei Realoptionen

Abbildung 17: Klassifizierung von Realoptionen

Abbildung 18: Übersicht Vorgehensleitfaden

Abbildung 19: Beispiel für Binomialbaum der Verzögerungsoption

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Gegenüberstellung der Treibhausgase im Kyoto-Protokoll

Tabelle 2: EU-Lastenverteilungsausgleich zwischen den EU-15-Nationen

Tabelle 3: Daten zu Beispiel-Kraftwerken

Tabelle 4: Analogie von Finanzoption und Realoption

Tabelle 5: Ausgangsdaten Stromgestehungskosten plus Kosten für CO₂-Emissions-Zertifikate

Tabelle 6: Stromgestehungskosten plus Kosten für CO₂-Emissionen

Tabelle 7: Historische Preise European Carbon Futures

1 Einleitung zum CO2Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012

1.1 Aktualität des Themas und wissenschaftliche Problemstellung

Mit dem Kyoto-Protokoll, einem Zusatzprotokoll zur Ausgestaltung der Klimarahmenkonvention der vereinten Nationen für den Klimaschutz, verständigten sich 1997 die teilnehmenden Nationen^[2] ) auf das Ziel die Emission von Treibhausgasen, vor allem CO₂, bis 2012 um durchschnittlich 5,2% unter das Niveau von 1990 zu senken. Neben den flexiblen projektbezogenen Mechanismen Joint Implementation (JI) und Clean Development Mechanism (CDM) stellt der Handel mit CO₂-Emissions-Zertifikaten das wichtigste Instrument zur Erreichung der Emissionsziele dar.

Als Umsetzung der Ergebnisse des Kyoto-Protokolls auf EU‑Ebene wurde am 1. Januar 2005 mit dem Emission Trading Scheme (ETS) ein Handelssystem für Emissions-Zertifikate eingeführt. In Zukunft soll das ETS den Handel aller Arten von Treibhausgasen ermöglichen. Derzeit werden jedoch ausschließlich CO₂-Emissions-Zertifikate gehandelt. Die EU‑Richtlinie 2003/87/EG^[3] ) bildet die gesetzliche Grundlage auf EU-Ebene für die nationale Gesetzgebung in den einzelnen EU-Nationen. Das Reduktionsziel in Bezug auf CO₂-Emissionen auf EU-Ebene beträgt 8% zur Basisperiode 1990.

Die gesetzliche Grundlage für den CO₂-Emissionshandel in Deutschland bilden zum einen das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) von 2004, zum anderen der Nationale Allokationsplan (NAP) für die jeweils aktuelle Handelsperiode. Die erste Handelsperiode umfasst den Zeitraum 2005-2007. Der entsprechende Nationale Allokationsplan (NAP I) wurde 2004 vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) verabschiedet und ist derzeit gesetzliche Grundlage für die kostenlose Primärallokation von CO₂-Emissions-Zertifikaten am Anfang eines Handelsjahres. Der NAP I wird zum 1. Januar 2008 durch den NAP II ersetzt. Der NAP II wurde am 28. Juni 2006 vom BMU verabschiedet und der Europäischen Kommission zur Prüfung vorgelegt.

Ziel der deutschen Bundesregierung ist laut Selbstverpflichtung bis zum Ende des Jahres 2012 die CO₂-Emissionen in Deutschland um 21% zum Basisjahr 1990 zu senken. Der Handel mit CO₂-Emissions-Zertifikaten soll dabei als Anreiz dienen, bestehende Anlagen in Industrie und Energieerzeugung durch neue, bezogen auf CO₂-Emissionen effizientere, zu ersetzen oder zu modernisieren. Der Trend der jüngsten Vergangenheit offenbart jedoch eher eine Zurückhaltung, insbesondere der Energieunternehmen, bei der Investition in neue Anlagen. Einige Studien dokumentieren in diesem Zusammenhang sogar einen ‚Investitionsstau’^[4] ). Dagegen wird durch eine veränderte Ausgangslage u.a. durch den NAP II sogar mit einem ‚Investitionsboom’ vor allem bei fossil befeuerten Kraftwerken gerechnet^[5] ).

Der Fokus dieser Arbeit liegt auf Unternehmen der Energiebranche, insbesondere Kraftwerksbetreibern in Deutschland. Aus Unternehmensperspektive, stellt sich die Frage, inwieweit der CO₂-Emissionshandel das Entscheidungskalkül hinsichtlich Investitionen in neue Anlagen beeinflusst. Im Hinblick auf den CO₂-Emissionshandel ist zwischen der ersten und zweiten Handelsperiode zu unterscheiden. Die erste Handelsperiode läuft bereits seit Anfang des Jahres 2005. Die Energieunternehmen haben die gesetzlichen Bestimmungen des NAP I in ihr Entscheidungskalkül bezüglich Investitionen in ihre Anlagen aufgenommen und erste Erfahrungen gesammelt. Mit dem NAP II ergibt sich in Teilen eine neue Situation für die, da sich die gesetzlichen Rahmenbedingungen ändern. Gleichzeitig spielt die Prognose der Preise für CO₂-Emissions-Zertifikate eine große Rolle für Investitionsentscheidungen in Kraftwerke. Bisher sind die Preise für CO₂-Emissions-Zertifikate starken Schwankungen unterworfen. Eine langfristige Prognose ist mit großen Unsicherheiten verbunden.

Die klassischen Formen der Investitionsrechnung, wie z.B. die Kapitalwertmethode, können diese Unsicherheit sowie die dringend benötigte Flexibilität bei Investitionsentscheidungen nur unzureichend abbilden und bewerten. Weiterhin beschäftigt sich die Mehrheit der wissenschaftlichen Beiträge zum CO₂-Emissionshandel ausschließlich mit Betrachtungen zur gesamtwirtschaftlichen Effektivität und Effizienz^[6] ) und lässt eine Betrachtung aus Unternehmensperspektive außer Acht^[7] ). Aus diesen Gründen leistet diese Arbeit einen Beitrag für Energieunternehmen Investitionsentscheidungen in Kraftwerke in der Handelsperiode 2008-2012 mit Hilfe von Realoptionen zu betrachten.

Dazu werden nach eingehender Betrachtung der internationalen und nationalen gesetzlichen Rahmenbedingungen hinsichtlich des CO₂-Emissionshandels die ökonomischen Auswirkungen auf den Kraftwerksbetrieb sowie langfristige Entwicklungen der für Kraftwerksinvestitionen entscheidenden Einflussfaktoren untersucht. Diese Betrachtungen ergeben, neben einem kurzen Überblick über technische Optionen zur CO₂-Vermeidung in Kraftwerken, die Grundlage für einen Ansatz zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke mit Hilfe von Realoptionen.

1.2 Zielsetzung und Aufbau des Buches

Zielsetzung des Buches ist es, einen Beitrag zur Entscheidungsunterstützung hinsichtlich Investitionsentscheidungen in CO₂-effiziente^[8] ) Kraftwerke von Energieunternehmen unter besonderer Berücksichtigung des CO₂-Emmissionshandels in der Handelsperiode 2008-2012 zu leisten.

Die folgende Abbildung 1 gibt einen schematischen Überblick über den Aufbau des Buches.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Aufbau des Buches^[9] )

Kapitel zwei ordnet den CO₂-Emissionshandel zunächst in den umweltpolitischen Rahmen ein und gibt einen Überblick über die wichtigsten Konzepte und Begriffe. Im Anschluss steht eine Betrachtung über die Umsetzung der beschriebenen Konzepte auf internationaler Ebene durch das Kyoto-Protokoll, über den CO₂-Emissionshandel in der EU bis zur Umsetzung in nationales Recht in Deutschland. Der Fokus liegt dabei auf der Ausgestaltung des NAP II für die Handelsperiode 2008-2012 in Deutschland.

Kapitel drei beschäftigt sich mit den ökonomischen Rahmenbedingungen von Energieerzeugern in Deutschland. Der Fokus liegt in diesem Zusammenhang auf Betreibern von fossil befeuerten Kraftwerken, da diese besonders vom CO₂-Emissionshandel betroffen sind. Insbesondere wird auf die veränderte Kostenstruktur und die damit verbundenen Veränderungen im Betrieb von Kraftwerken eingegangen. Weiterhin werden Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke untersucht und einer langfristigen Prognose unterzogen. Es werden insbesondere technische Optionen zur CO₂-Vermeidung in Kraftwerken untersucht sowie die historischen Preise für CO₂-Emissions-Zertifikate und deren mögliche langfristige Entwicklung betrachtet.

Kapitel zwei und drei bilden die Grundlage für die abschließende Betrachtung von Realoptionen als Methode zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen für Kraftwerke. Dazu werden der Ansatz von Realoptionen sowie dessen wesentliche Begriffe zunächst erläutert. Im Anschluss wird untersucht, welchen Beitrag Realoptionen leisten können, um Investitionsentscheidungen im zuvor erarbeiteten Umfeld von Energieerzeugern zu unterstützen. Der Fokus liegt in diesem Zusammenhang auf der Entscheidungsunterstützung bezüglich Kraftwerksinvestitionen vor allem im Hinblick auf den CO₂-Emissionshandel. Dazu wird ein Vorgehensleitfaden erarbeitet und beispielhaft angewendet.

Den Abschluss des Buches bilden ein Fazit sowie ein Ausblick auf offene Fragestellungen und Erweiterungsmöglichkeiten des erarbeiteten Ansatzes.

2 CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012

2.1 Umweltpolitischer Rahmen

2.1.1 Anthropogener Treibhauseffekt und seine Auswirkungen

Kohlenstoffdioxid (CO₂) ist kein Luftschadstoff. Das Gas ist natürlicher Bestandteil der Erdatmosphäre. CO₂ verursacht im Zusammenwirken mit weiteren Gasen wie Methan (CH4) oder Lachgas (N2O) mit Hilfe der Sonneneinstrahlung den sogenannten Treibhauseffekt. Der Treibhauseffekt lässt sich in den atmosphärischen und den anthropogenen Treibhauseffekt unterteilen. Der atmosphärische Treibhauseffekt ist ein natürlicher Prozess, der die Erdatmosphäre mit Hilfe der Sonneneinstrahlung erwärmt. Der anthropogene Treibhauseffekt, die sogenannte globale Erwärmung, ist ein Prozess, der durch Aktivitäten des Menschen, vor allem durch das Verbrennen fossiler Brennstoffe wie Erdöl, Erdgas oder Kohle hervorgerufen wird und die Erdatmosphäre sowie Erdoberfläche über ein natürliches Maß hinaus erwärmt. Wie hoch der Anteil des anthropogenen Treibhauseffekts am gesamten Treibhauseffekt ist, ist unter Experten umstritten^[10] ).

Unumstritten hingegen sind die Auswirkungen des anthropogenen Treibhauseffekts beispielsweise das Abschmelzen der Polkappen, Anstieg des Meeresspiegels oder die Zunahme extremer Wetterereignisse^[11] ). Es besteht jedoch Uneinigkeit inwieweit diese Auswirkungen bereits heute zu beobachten sind und in welchem Maße sie einem natürlichen Zyklus folgen oder durch Menschen verursacht sind. Die Lage der Fakten^[12] ) stützt die These, dass zwischen der Zunahme der Treibhausgasemissionen und den aktuellen sowie den absehbaren klimatischen Veränderungen ein Zusammenhang besteht. Über diese Erkenntnis herrscht bereits seit geraumer Zeit Konsens auf internationaler politischer Ebene^[13] ).

2.1.2 Öffentliche Güter und negative externe Effekte

Blümel definiert öffentliche Güter als „Güter in dem Sinne, dass mindestens zwei Akteure gleichzeitig ein und dieselbe Einheit dieses Gutes konsumieren können, ohne dass sie sich in ihren Konsumaktivitäten wechselseitig behindern“^[14] ). Somit sind zwei Grundeigenschaften für öffentliche Güter zu nennen. Zum einen, dass niemand von ihrer Nutzung ausgeschlossen werden kann, zum anderen, dass es bei zeitgleicher Inanspruchnahme des Gutes zu keinem konkurrierenden Zugriff kommt^[15] ). Globale Klimaschutzpolitik stellt somit ein ‚globales öffentliches Gut’^[16] ) bereit: ein stabiles globales Klima. Von einem stabilen globalen Klima kann niemand ausgeschlossen werden und es kann von jedem gleichzeitig beansprucht werden, so lange es vorhanden ist^[17] ).

Negative externe Effekte werden nach Perman et al. als Wohlstandsverlust eines wirtschaftlichen Akteurs durch die Aktivität eines anderen wirtschaftlichen Akteurs definiert. Dieser Wirtschaftsverlust wird nicht kompensiert, das heißt der Verursacher wird nicht gezwungen die von ihm verursachten Schäden auszugleichen^[18] ). An dieser Stelle ist ein Marktversagen in Form einer Fehlallokation von Ressourcen zu beobachten, da der Markt ohne Regulierung negative externe Effekte nicht selbstständig ausgleicht^[19] ). Übertragen auf die Emission von Treibhausgasen, entstehen negative externe Effekte, so lange Akteure Treibhausgase emittieren, ohne die entstehenden Umweltschäden zu beseitigen oder einen adäquaten Preis für die Beseitigung der Umweltschäden zu zahlen. Die Zahlung genau des Preises, dessen es bedarf, um den negativen externen Effekt auszugleichen, bedeutet die Internalisierung des negativen externen Effektes, das heißt der Emittent kommt in voller Höhe für den von ihm verursachten Schaden auf^[20] ).

In diesem Zusammenhang zeigt sich die Notwendigkeit umweltpolitischer Instrumente, da das öffentliche Gut ‚stabiles globales Klima’ in seiner Eigenschaft bedroht wird durch die übermäßige Emission von Treibhausgasen. Ein Akteur wird so lange Treibhausgase emittieren, wie es für ihn wirtschaftlich rational ist. Gibt es für die Emission keinen Marktpreis, das heißt die Emission ist kostenlos, wird der Akteur Emissionen nicht in sein Entscheidungskalkül integrieren. Dieses Marktversagen kann nur durch umweltpolitische Instrumente behoben werden.

2.1.3 Notwendigkeit eines internationalen Ansatzes

Klimaprobleme, die ein stabiles globales Klima als globales öffentliches Gut gefährden, werden von allen Nationen verursacht. Zwar emittieren Nationen zum Teil in sehr unterschiedlichem Maße Treibhausgase, jedoch verteilen sich diese über Grenzen hinweg. Maßnahmen einer einzelnen Nation würden somit international nur zu einer marginalen Reduktion der Emission von Treibhausgasen international beitragen. Verringert eine Nation ihre Emissionen, so ergeben sich Anpassungskosten, die durch die Volkswirtschaft des Landes erbracht werden müssen. Handeln die übrigen Nationen nicht in gleicher Weise, ergibt sich ein Anreizproblem, da die Nation, die Anpassungskosten leistet, nicht in gleichem Maße einen Wohlstandsgewinn erfährt. Der Wohlstandsgewinn würde auf alle Länder verteilt. Außerdem würde der Beitrag eines einzelnen Landes, selbst eine deutliche Reduktion der Emission von Treibhausgasen der USA als größter Emittent, die globale Erwärmung nicht stoppen, so dass den Anpassungskosten kein Wohlfahrtsgewinn gegenübersteht. Emissionsminderungen wären folglich für ein einzelnes Land nicht ökonomisch rational. Da alle Staaten ein identisches Kalkül anstellen, wird dieser Zustand von Böhringer/Vogt als „Klima-Dilemma“ bezeichnet^[21] ).

Auf nationaler Ebene besteht dieses Dilemma ebenfalls mit einer Vielzahl von Akteuren wie Energieerzeugern, Industrieunternehmen oder Haushalten, die identische Kalküle anstellen. Der Staat hat jedoch als übergeordnete Instanz die Möglichkeit, diese Akteure zu emissionsreduzierenden Maßnahmen zu zwingen.

Global betrachtet ist folglich eine übergeordnete Instanz oder zumindest ein internationaler Konsens notwendig, um eine Reduktion der Treibhausgasemissionen und somit ein stabiles globales Weltklima zu erreichen.

2.1.4 Möglichkeiten internationaler Umweltpolitik

Bisher wurde festgestellt:

1. es besteht die Notwendigkeit, den anthropogenen Treibhauseffekt zu begrenzen,
2. ein stabiles globales Klima ist ein globales öffentliches Gut, dessen Existenz durch negative externe Effekte gefährdet wird,
3. zur Bekämpfung des anthropogenen Treibhauseffektes ist ein internationaler Ansatz notwendig.

Aus theoretischer Sicht stellt sich die Frage, wie negative externe Effekte internalisiert werden können. Diese Umwandlung externer zu internen Kosten auf Verursacherseite ist Aufgabe der Energie-, Umwelt-, und Klimapolitik^[22] ).

Die Hauptformen umweltpolitischer Instrumente umfassen^[23] ):

- informelle Verhaltenssteuerung,
- Schaffung und Verbesserung von Eigentumsrechten,
- Vermarktung von Verschmutzungsrechten,
- Umweltgebühren und Umweltsteuern,
- direkte Verhaltensregulierungen.

Dieser Katalog umweltpolitischer Instrumente wurde ursprünglich für einen nationalen Rahmen aufgestellt, lässt sich aber auch auf globale Umweltprobleme wie Treibhausgas-Emissionen übertragen.

Im Bezug auf die Internalisierung externer Kosten bei der Stromerzeugung heben Krewitt/Schlomann im Gegensatz zu ordnungspolitischen Instrumenten die folgenden ökonomischen Instrumente hervor^[24] ):

- Erhebung von Steuern oder nichtsteuerlichen Abgaben auf externe Kosten bewirkende Aktivitäten,
- Zuerkennung von (marktfähigen) Eigentums- oder Verschmutzungsrechten,
- Schaffung finanzieller Anreize für die Verbreitung von Techniken oder Aktivitäten mit geringen externen Kosten,
- Maßnahmen der Preisgestaltung.

Die einzelnen Instrumente sollen hierbei nicht Gegenstand detaillierter Betrachtungen sein. Im Hinblick auf die Effizienz der Instrumente hinsichtlich der Setzung von Anreizen zu kostengünstigen Emissionsreduktionen sind sogenannte marktkonforme Lösungen wie Umweltsteuern oder die Vermarktung von Verschmutzungsrechten zu bevorzugen^[25] ). Der Grund dafür ist, dass anders als beispielsweise bei der informellen Verhaltenssteuerung der Anreiz zu Emissionsreduktionen sowie zur Entwicklung entsprechender technischer Innovationen ständig gegeben ist und nicht nach Erreichen eines angestrebten Niveaus verschwindet^[26] ).

2.2 Kyoto-Protokoll

2.2.1 Gegenstand und Ziele des Kyoto-Protokolls

Bereits 1992 wurde mit dem ‚Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaveränderungen’^[27] ) eine Konvention verabschiedet, in der sich die Mitgliedsstaaten der United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) dazu verpflichten den Ausstoß von Treibhausgasen zu reduzieren, um auf diese Weise dem anthropogenen Treibhauseffekt entgegenzuwirken.

1997 einigte sich die dritte Rahmenkonferenz der UNFCCC in Kyoto (Japan) auf den Text des Kyoto-Protokolls. In diesem Zusatzprotokoll verpflichten sich die so genannten ‚Annex-B-Staaten’ verbindlich auf das Ziel, ihre Emissionen der folgenden Treibhausgase um 5% zur Basisperiode 1990 zu reduzieren:

- Kohlendioxid: CO₂,
- Methan: CH4,
- Distickstoffoxid: N2O,
- Wasserstoffhaltige Fluorkohlenwasserstoffe: H-FKW/HFCs,
- Perfluorierte Kohlenwasserstoffe: FKW/PFCs,
- Schwefelhexafluorid: SF6.

Das beschlossene Reduktionsziel gilt zunächst für die Periode 2008-2012^[28] ). Über diese Periode hinaus existieren zurzeit noch keine verbindlichen Vereinbarungen^[29] ). Mit dem Kyoto-Protokoll wurde ein Rahmenwerk geschaffen, das erst durch Rahmenkonferenzen in den Folgejahren, vor allem in Bonn und Marrakesch 2001 zu einem konkreten, völkerrechtlich verbindlichen Regelwerk wurde^[30] ). Stand 10.07.2006 wurde das Kyoto-Protokoll von 74 Nationen ratifiziert und ist nach der Ratifizierung durch Russland seit dem 16.02.2005 in Kraft getreten.

Ein weiteres Ziel des Kyoto-Protokolls ist es, das definierte Reduktionsziel möglichst effizient zu erreichen. Aus diesem Grund einigten sich die Unterzeichner des Kyoto-Protokolls auf die folgenden flexiblen Mechanismen, die in den Abschnitten 2.2.2 und 2.2.3 detaillierter erläutert werden:

- Emissions-Zertifikate,
- Joint-Implementation,
- Clean Development Mechanism.

2.2.2 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Emissions-Zertifikate

Der Handel mit Emissions-Zertifikaten stellt das zentrale Instrument zur Umsetzung der Ziele des Kyoto-Protokolls dar^[31] ). An dieser Stelle wird zunächst das Prinzip handelbarer Zertifikate bezogen auf Emissionen im Allgemeinen vorgestellt, bevor im weiteren Verlauf des Buches speziell auf CO₂-Emissions-Zertifikate eingegangen wird.

Der Handel mit Emissions-Zertifikaten im Sinne des Kyoto-Protokolls folgt dem Konzept der handelbaren Zertifikate mit dem Ansatz ‚cap and trade’. Dabei wird die Höchstgrenze der Treibhausgas-Emissionen festgelegt (‚cap’) und diese Menge in Form von handelbaren Zertifikaten ausgegeben. Diese Zertifikate sind anschließend frei handelbar (‚trade’)^[32] ).

Aus theoretischer Sicht stellt der Handel mit Emissions-Zertifikaten im Hinblick auf das Ziel des Kyoto-Protokolls, der effektiven und effizienten Erreichung des Reduktionsziels von Treibhausgasemissionen, ein wirksames Instrument dar. Durch den Handel mit Emissions-Zertifikaten bildet sich ein Marktpreis für das ‚Recht auf Verschmutzung’ mit einer Tonne Treibhausgas^[33] ). Somit ergibt sich für einen Akteur am Markt, beispielsweise einen Energieerzeuger, die Wahl, sein ‚Recht auf Verschmutzung’ Einerseits wahrzunehmen oder Andererseits die entsprechenden Emissions-Zertifikate zu verkaufen. Es entstehen also Opportunitätskosten für die Emission von Treibhausgasen, deren Höhe sich am Marktpreis für Emissions-Zertifikate orientiert^[34] ).

Betrachtet man z.B. mehrere Energieerzeuger am Markt, so unterscheiden sich diese unter anderem durch die von ihnen zur Energieerzeugung eingesetzte Technologie, die eingesetzten Energieträger, sowie durch Größe und Auslastung ihrer Anlagen. Somit haben die unterschiedlichen Energieerzeuger spezifische ökonomische und technische Möglichkeiten, zu denen sie Strom erzeugen. Die technischen und ökonomischen Möglichkeiten, eine Einheit Strom mit weniger Treibhausgas-Emissionen zu erzeugen, unterscheiden sich in diesem Zusammenhang ebenfalls. Auf diese Weise ergeben sich bezogen auf Treibhausgas-Emissionen unterschiedliche spezifische Grenzvermeidungskosten bei unterschiedlichen Akteuren. Aggregiert man die spezifischen Grenzvermeidungskosten über alle Marktteilnehmer, ergibt sich ein Marktpreis für Emissions-Zertifikate.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Zusammenhang zwischen Grenzvermeidungskosten und Zertifikatspreisen^[35] )

Abbildung 2 zeigt die Preisbildung bei Emissionszertifikaten im Fall von ‚cap and trade’. ME beschreibt die Emissionsmenge, P den entsprechenden Preis für ein Zertifikat. Bei einer unbegrenzten Menge verfügbarer Zertifikate, falls also keine quantitative Begrenzung von Treibhausgas-Emissionen durch umweltpolitische Instrumente vorliegt, ergibt sich ein Marktpreis von ‚0’, da jeder Akteur beliebig viele Treibhausgase kostenlos emittieren kann. Es ergibt sich die Emissionsmenge ME**. Wird ME quantitativ auf ME* begrenzt, so ergibt sich entsprechend der aggrgierten Grenzvermeidungskosten der Gleichgewichtspreis m für ein Zertifikat.

Der dargestellte Preisbildungsprozess bewirkt, dass anders als z.B. bei Pigou-Steuern^[36] ) ein Akteur, dessen spezifische Grenzvermeidungskosten unterhalb der aggregierten Grenzvermeidungskosten liegen, eher in die Vermeidung von Emissionen investieren wird. Ein Akteur dessen spezifische Grenzvermeidungskosten oberhalb der aggregierten Grenzvermeidungskosten liegen, wird eher Emissions-Zertifikate kaufen, da eine Investition in die Vermeidung von Emissionen für ihn teurer wäre. Auf diese Weise wird erreicht, dass dort in Emissionsvermeidung investiert wird, wo es am kostengünstigsten möglich ist, gleichzeitig wird ein dynamischer Innovations- und Investitionsanreiz geschaffen^[37] ).

Im Interesse eines funktionierenden Emissionshandels ist der Modus der Primärallokation von entscheidender Bedeutung^[38] ). Der Modus der Primärallokation legt fest, auf welche Weise Emissions-Zertifikate am Anfang einer Periode an Akteure vergeben werden. Prinzipiell lassen sich in diesem Zusammenhang zwei Modi unterscheiden:

1. Primärallokation durch Grandfathering,
2. Primärallokation durch Auktionen.

Im Fall der Primärallokation durch Grandfathering erfolgt die Vergabe der Emissions-Zertifikate am Anfang einer Periode kostenlos durch den Staat. Grundlage für die Vergabe sind entweder historische Emissionen aus einer vergangenen Periode oder Benchmarks^[39] ).

Im Fall der Primärallokation durch Auktionen erfolgt die Vergabe der Emissions-Zertifikate am Anfang der Periode durch eine Auktion. Die Vergabe ist also nicht kostenlos. Weiterhin ist eine Lösung denkbar, die eine Kombination zwischen Grandfathering und Auktion, z.B. im Verhältnis 90:10, ein so genanntes Hybridsystem vorsieht. Die Vor- und Nachteile beider Methoden und deren Einfluss auf den Handel mit Emissions-Zertifikaten werden in der Fachliteratur kontrovers diskutiert^[40] ). Das Thema Allokationsverfahren wird, vor allem in Bezug auf Deutschland, in Abschnitt 2.4 näher erläutert.

Das Kyoto-Protokoll legt nicht explizit fest, welcher Modus der Primärallokation angewandt werden soll. Die Entscheidung über die Primärallokation fällt somit erst auf nationaler Ebene bei der Umsetzung des Kyoto-Protokolls. Winkler unterstellt in diesem Zusammenhang jedoch, „dass ein Auktionsverfahren von Anfang an gänzlich undenkbar war und daher stillschweigend die Erstverteilung per grandfathering vorausgesetzt wurde“^[41] ).

Zur Vereinfachung und Standardisierung des Handels mit Emissions-Zertifikaten folgt das Kyoto-Protokoll dem sogenannten ‚Basket of Gases’-Ansatz. Der ‚Basket of Gases’-Ansatz unterscheidet zunächst zwei Basisperioden. Für CO₂, CH4 und N2O wurde das Jahr 1990, für die übrigen drei Treibhausgase^[42] ) das Jahr 1995 als Basisperiode zu Grunde gelegt. Diese Treibhausgase werden hinsichtlich ihres Potenzials zur globalen Erwärmung mit CO₂ in einer 100-jährigen Periode verglichen. Daraus ergibt sich der GWP-100-Index^[43] ). Tabelle 1 listet die im Kyoto-Protokoll relevanten Treibhausgase auf und stellt ihren GWP-100-Index dem Anteil an den gesamten Treibhausgas-Emissionen gegenüber.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Gegenüberstellung der Treibhausgase im Kyoto-Protokoll^[44] )

Der Besitz eines Emissions-Zertifikats berechtigt, eine Tonne CO₂-Äquivalent^[45] ) zu emittieren. Somit entfällt im weiteren Verlauf eine Unterscheidung zwischen Emissions-Zertifikaten und CO₂-Emissions-Zertifikaten, da mit einem CO₂-Emissions-Zertifikat nicht ausschließlich CO₂, sondern auch eines oder mehrere Gase aus Tabelle 1 emittiert werden können.

2.2.3 Flexible Mechanismen des Kyoto-Protokolls: Joint Implementation und Clean Development Mechanism

Die flexiblen Mechanismen Joint Implementation^[46] ) (JI) und Clean Development Mechanism^[47] ) (CDM) folgen im Grunde einem identischen wirtschaftstheoretischen Konzept. Ziel ist es, Treibhausgas-Emissionen möglichst dort zu vermeiden, wo die Grenzvermeidungskosten am geringsten sind. So wie sich die eingesetzte Technologie und die Effizienz hinsichtlich der Energieerzeugung und damit die Grenzvermeidungskosten für Treibhausgas-Emissionen zwischen verschiedenen Energieerzeugern innerhalb einer Nation unterscheiden, so variieren diese Rahmenbedingungen besonders zwischen unterschiedlichen Nationen^[48] ). Diese Annahme gilt besonders für den Vergleich zwischen OECD-Nationen^[49] ) und Nicht-OECD-Nationen.

JI bezieht sich auf Investitionen in Projekte, die von einer Vertragspartei einer Annex-B-Nation in einer anderen Annex-B-Nation getätigt werden. Dabei wird durch die Investition in eine neue Anlage eine alte stillgelegt. Der investierenden Vertragspartei werden Emission Reducting Units (ERUs)^[50] ) in genau dem Umfang gutgeschrieben, wie Emissionen durch die Investition vermieden werden. Durch das Abziehen der ERUs vom Konto der Vertragspartei, dessen Anlage stillgelegt wurde, ergibt sich ein Saldo von ‚0’. Die Vertragspartei, die ERUs erwirbt, kann diese im vollen Umfang in den Handel mit Emissions-Zertifikaten einbringen, oder selbst nutzen.

CDM funktioniert grundsätzlich nach demselben Prinzip wie JI. Der Unterschied zwischen JI und CDM liegt darin, dass im Fall von CDM Investitionen von Annex-B-Nationen in Anlagen in Nicht-Annex-B-Nationen vorgenommen werden. Ziel von CDM ist es, Anreize zu schaffen, auch insbesondere in Entwicklungsländern Investitionen in emissionsarme und energieeffiziente Anlagen vorzunehmen. Die vermiedenen Emissionseinheiten werden dem investierenden Unternehmen, ähnlich wie im Falle von JI, als Certified Emission Reductions (CERs) gutgeschrieben^[51] ). Anders als im Falle von JI werden diese CERs aber an keiner Stelle im Entwicklungsland abgezogen, da im Kyoto-Protokoll keine Reduktionsziele für Entwicklungsländer festgeschrieben wurden^[52] ). Ein weiterer Unterschied besteht darin, dass Projekte im Rahmen von CDM bereits ab dem Jahr 2000, Projekte im Rahmen von JI frühestens in der Periode 2008-2012^[53] ) möglich sind. Abbildung 3 verdeutlicht das Zusammenwirken der flexiblen Mechanismen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Zusammenwirken der Flexiblen Mechanismen des Kyoto-Protokolls^[54] )

2.3 Umsetzung des Kyoto-Protokolls auf EU-Ebene

Das Kyoto-Protokoll stellt in erster Linie ein Rahmenwerk auf internationaler Ebene dar. Daraus ergibt sich, dass die im Kyoto-Protokoll festgehaltenen Ergebnisse weiter spezifiziert werden müssen, um Gültigkeit für Akteure auf nationaler Ebene zu haben. Für die Mitgliedsstaaten der EU bedeutet dies, dass zunächst eine EU-Richtlinie geschaffen werden muss, welche Grundlage für die nationale Gesetzgebung darstellt. Die EU-Richtlinie 2003/87/EG^[55] ) bildet diese Grundlage für das EU-Emissionshandelssystem Emissions Trading Scheme (ETS), das seit dem 1. Januar 2005 den Handel mit CO₂-Emissions-Zertifikaten^[56] ) innerhalb der EU ermöglicht. Nachfolgend werden die wichtigsten Punkte des ETS dargestellt^[57] ).

Reduktionsziel

Am 31. Mai 2002 verpflichteten sich die EU-Mitgliedsstaaten mit der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls zur Reduktion von 8% der im Kyoto-Protokoll in Anhang A festgeschriebenen Treibhausgase. Maßgeblich für die Reduktion ist der Zeitraum 2008-2012. Die Basisperiode, auf die sich das Reduktionsziel bezieht, sind die Jahre 1990 bzw. 1995^[58] ). Der EU-Lastenverteilungsausgleich (‚burden sharing agreement’) legt die spezifischen Reduktionsziele für alle EU-Mitgliedsstaaten fest. Dabei ergeben sich sehr große Unterschiede in den Reduktionszielen, wie die folgende Tabelle zeigt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: EU-Lastenverteilungsausgleich zwischen den EU-15-Nationen^[59] )

Primärallokation^[60] )

Grundsätzlich ist ‚Grandfathering’ als Modus der Primärallokation festgelegt. Jedoch dürfen in der Handelsperiode 2005-2007 bis zu 5% und in der Handelsperiode 2008-2012 bis zu 10% der CO₂-Emissions-Zertifikate durch Auktionen vergeben werden. Die Umsetzung der Primärallokation wird durch die nationalen Allokationspläne (NAP) der jeweiligen Nationen für die jeweilige Handelsperiode geregelt.

Teilnehmende wirtschaftliche Sektoren^[61] )

1. Energieerzeuger
- Feuerungsanlagen (> 20 MW, außer gefährliche Abfälle und Siedlungsabfälle)
- Mineralölraffinerien und Kokereien

2. Metallerzeugung und -verarbeitung
- Röst- und Sinteranlagen für Metallerz
- Anlagen zur Herstellung von Roheisen und Stahl

3. Mineralverarbeitende Industrie
- Anlagen zur Herstellung von: Zementklinker, Kalk, Glas und Glasfasern, keramischen Erzeugnissen durch Brennen

4. Sonstige Industriezweige
- Anlagen zur Erzeugung von Zellstoff aus Holz und anderen Faserstoffen sowie Papier

Banking^[62] )

Banking ermöglicht Betreibern von Anlagen die zugeteilten oder von ihnen erworbenen CO₂-Emissions-Zertifikate von einer Handelsperiode in eine andere zu übertragen zu lassen. Die konkrete Regelung findet auf nationaler Ebene statt.

Linking Directive^[63] )

Die Linking Directive stellt einen Bezug zu den flexiblen (projektbezogenen) Mechanismen CDM und JI im Kyoto-Protokoll her und ermöglicht die Umwandlung von Emissionsgutschriften aus Klimaschutzprojekten im Sinne dieser Mechanismen in CO₂-Emissions-Zertifikate der Europäischen Union, die im ETS handelbar werden.

Sanktionen^[64] )

Für jede Tonne CO₂-Äquivalent, die der Betreiber einer Anlage^[65] ) emittiert ohne ein entsprechendes CO₂-Emissions-Zertifikat zu besitzen werden Sanktionen verhängt. In der Handelsperiode 2005-2007 beträgt die Strafzahlung zunächst 40,00 €, in der Handelsperiode 2008-2012 100,00 € pro Tonne CO₂-Äquivalent. Darüber hinaus wird der Betreiber der Anlage verpflichtet, nachträglich die seiner Emissionsmenge entsprechenden CO₂-Emissions-Zertifikate zu erwerben. Neben den genannten Strafzahlungen obliegt es den einzelnen Nationen darüber hinaus Sanktionen festzulegen. Diese müssen jedoch von der EU genehmigt werden.

2.4 Umsetzung des EU-Emissionshandels in Deutschland

2.4.1 Das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz und der Nationale Allokationsplan

Der CO₂-Emissionshandel in Deutschland stützt sich auf die EU-Richtlinie 2003/87/EG. Jedoch werden den EU-Mitgliedsstaaten große Spielräume im Bezug auf die Ausgestaltung der nationalen Umsetzung der EU-Richtlinie 2003/87/EG zugestanden^[66] ). In Deutschland wird der CO₂-Emissionshandel durch zwei Gesetze geregelt:

1. Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG)^[67] ),

2. Nationaler Allokationsplan (NAP)^[68] ).

Das TEHG ist als Rahmengesetz zu verstehen, das zum einen die gesetzlichen Regelungen der EU-Richtlinie 2003/87/EG aufnimmt und spezifiziert und zum anderen den NAP, einbezieht und die Anwendung des NAP regelt.

Das TEHG besteht aus den folgenden sechs Abschnitten:

1. allgemeine Vorschriften,
2. Genehmigung und Überwachung von Emissionen,
3. Berechtigungen und Zuteilungen,
4. Handel mit Berechtigungen,
5. Sanktionen,
6. Gemeinsame Vorschriften.

Die einzelnen Artikel der genannten Abschnitte werden an dieser Stelle nicht näher erläutert, da sie sich im Wesentlichen an der EU-Richtlinie 2003/87/EG orientieren.

Der Nationale Allokationsplan für die zweite Handelsperiode 2008-2012 in Deutschland^[69] ) (NAP II) vom 28.06.2006 stellt das zentrale Instrument zur Umsetzung der EU-Richtlinie 2003/87/EG dar. Die rechtliche Grundlage für den NAP II ist neben der EU-Richtlinie 2003/87/EG vor allem die so genannte ‚NAP-Guidance’^[70] ) sowie ihre Aktualisierung vom 22.12.2005^[71] ) für die zweite Handelsperiode 2008-2012, auf deren Grundlage die Europäische Kommission nach einheitlichen Kriterien alle NAPs rechtlich prüft.

2.4.2 Ziele des Nationalen Allokationsplans II

Im NAP II werden drei Hauptziele formuliert^[72] ):

1. Förderung von Investitionen,

2. CO₂-Minderung in Energie und Industrie sowie Stärkung des klimapolitischen Anreizeffekts des Emissionshandels,

3. Aufbau eines einfachen, transparenten Systems; Verminderung von Komplexität.

Förderung von Investitionen

Als erstes und wichtigstes Ziel des NAP II wird die Förderung des Aufbaus zukunftsorientierter und hocheffizienter Anlagen in Energiewirtschaft und Industrie genannt^[73] ). In besonderer Weise wird das Ziel der Schaffung von wirksamen Anreizen zum Neubau von CO₂-effizienten Kraftwerken betont.

CO₂-Minderung in Energie und Industrie sowie Stärkung des klimaschutzpolitischen Anreizeffekts des Emissionshandels

Mit dem NAP II wird durch das Setzen einer Obergrenze für CO₂-Emissionen, die Erreichung des Minderungsziels von 21% gegenüber dem Basisjahr 1990/1995^[74] ) bis zur Periode 2008-2012 sichergestellt.

Aufbau eines einfachen, transparenten Systems; Verminderung von Komplexität

Das dritte Ziel des NAP II besteht darin, den CO₂-Emissionshandel dahingehend zu optimieren, dass der Verwaltungsaufwand und die Transaktionskosten für die beteiligten Unternehmen minimiert werden. Zur Erreichung dieses Ziels sind die folgenden Maßnahmen vorgesehen^[75] ):

1. Reduzieren von Sonderregelungen auf ein Minimum,

2. transparentere und unbürokratischere Gestaltung des Allokationsverfahrens, um Kosten- und Vollzugsaufwand zu reduzieren,

3. Schaffen von Erleichterungen für Kleinanlagen,

4. Begrenzen der Vorbelastung für die dritte Handelsperiode.

2.4.3 Makroplan des Nationalen Allokationsplans II

Der Makroplan im NAP II konkretisiert die Vorgaben des nationalen Klimaschutzziels für Deutschland von 21% in der Periode 2008-2012 zur Basis 1990. Das Gesamtbudget der Treibhausgas-Emissionen wird zunächst aufgeteilt nach Treibhausgasen und Sektoren. In einem weiteren Schritt werden anschließend sektorale Erfüllungsfaktoren für die vom Emissionshandel erfassten Anlagen innerhalb des Sektors Energie und Industrie festgelegt^[76] ). Die konkrete Aufteilung im Sinne des Makroplans des NAP II ist in Abbildung 4 dargestellt. Nach allen Aufteilungsschritten ergibt sich die Menge von 482 Mio. Tonnen CO₂, die innerhalb des Sektors Energie und Industrie in den CO₂-Emissionshandel eingehen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Aufteilung des gesamten Emissionsbudgets für 2008-2012 in Deutschland^[77] )

Der NAP II enthält neben Regelungen zum CO₂-Emissionshandel auch Regelungen zu den für den CO₂-Emissionshandel nicht relevanten Sektoren Verkehr/Haushalte sowie für Anlagen der Sektoren Energie/Industrie, die nicht am CO₂-Emissionshandel teilnehmen. Regelungen in diesem Sinne sind nicht Gegenstand weiterer Betrachtungen, da der Fokus des Buches auf Anlagen der Energieerzeugung liegt.

Im Gegensatz zur ersten Handelsperiode 2005-2007 wird im NAP II für die zweite Handelsperiode 2008-2012 eine Differenzierung zwischen den Sektoren ‚Energieumwandlung und -umformung’ und ‚produzierendes Gewerbe’ vorgenommen^[78] ). Für den Sektor ‚produzierendes Gewerbe’ wird ein Erfüllungsfaktor von 98,75%, für den Sektor ‚Energieumwandlung und -umformung’ ein Erfüllungsfaktor von 85% festgelegt. Der Erfüllungsfaktor gibt prozentual die Menge CO₂-Emissions-Zertifikate an, die jährlich in dem jeweiligen Sektor kostenlos ausgegeben werden.

2.4.4 Mikroplan des Nationalen Allokationsplans II

Der Mikroplan legt fest, nach welchen Methoden, Regeln und Kriterien die Allokation vorgenommen wird und welche Zertifikatsmenge sich gemäß der verwendeten Datenbasis für die einzelne Anlage ergibt^[79] ).

Allokationsregeln für Bestandsanlagen

Für Bestandsanlagen, die vor dem 01.01.2000 in Betrieb gegangen sind, gilt die folgende Formel für eine kostenlose Zuteilung:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Menge der Emissionsberechtigungen für die Zuteilungsperiode (2008-2012) EB^[80] ) ergibt sich durch die Multiplikation der jahresdurchschnittlichen Emissionen der Anlage EBP in der Basisperiode^[81] ) mit dem Erfüllungsfaktor für die Zuteilungsperiode EFP und der Anzahl der Jahre der Zuteilungsperiode tP.

Für Bestandsanlagen, die nach dem 01.01.2000 in Betrieb gegangen sind oder vor dem 01.01.2008 in Betrieb gehen, gelten Übergangsregelungen bzw. Regelungen für Ersatzanlagen oder Neuanlagen aus dem NAP I. Diese Regelungen werden im NAP II aufgenommen und gelten in ähnlicher Weise weiter. Bestandsanlagen in diesem Sinne sind jedoch nicht Gegenstand weiterer Betrachtungen, da Investitionsentscheidungen zur Errichtung dieser Anlagen bereits getroffen wurden. Darüber hinaus ist aufgrund der geringen absolvierten Laufzeit dieser Art von Anlagen davon auszugehen, dass eine Stilllegung oder ein Ersatz derzeit nicht in Frage kommen.

Allokationsregeln für Neuanlagen

Als Neuanlagen im Sinne des NAP II gelten Anlagen, die als gesamte Anlage oder als Kapazitätserweiterung bestehender Anlagen ab dem 01.01.2008 in Betrieb genommen werden. Im Falle von Kapazitätserweiterungen gilt nur der Erweiterungsteil als Neuanlage.

Im Gegensatz zu den Allokationsregeln für Bestandsanlagen, findet die Allokation von CO₂-Emissions-Zertifikaten für Neuanlagen auf Grundlage eines Benchmarks statt, der sich an der besten verfügbaren Technik (‚Best Available Technology’ (BAT)) orientiert. Für die Neuanlage wird für die ersten 14 Jahre seit Inbetriebnahme kein Erfüllungsfaktor angewendet.^[82] ) Die Zuteilung von CO₂-Emissions-Zertifikaten für die gesamte Periode 2008-2012 findet nach folgender Formel statt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

K bezeichnet die Kapazität der Anlage in MW, S die tätigkeitsspezifische Standardauslastung in Vollbenutzungsstunden, BAT den Benchmark^[83] ), RTI die Anzahl der Tage von der Inbetriebnahme der Anlage bis zum Ende der Zuteilungsperiode (Resttage), GTP die Gesamtzahl der Tage der jeweiligen Zuteilungsperiode (Gesamttage) und tP die Anzahl der Jahre der Zuteilungsperiode.

Übertragung von CO₂-Emissions-Zertifkaten auf Ersatzanlagen^[84] )

Bei der Stilllegung einer Anlage hat der Betreiber zwei Möglichkeiten. Die erste Möglichkeit ist die ersatzlose Stilllegung. In diesem Fall werden in den folgenden Jahren keine weiteren CO₂-Emissions-Zertifikate zugeteilt, die entsprechende Menge fließt in die Neuanlagenreserve^[85] ) ein. Die zweite Möglichkeit ist die Übertragung der CO₂-Emissions-Zertifikate entweder auf eine neue Anlage oder auf eine Bestandsanlage, wobei der Betreiber der Anlage nicht derselbe sein muss. Die Ersatzanlage muss mindestens dieselbe Leistung haben wie die stillgelegte Anlage, andernfalls fließen überschüssige CO₂-Emissions-Zertifikate ebenfalls in die Neuanlagenreserve ein.

Jährliche Ausgabe von CO 2 ‑Emissions-Zertifikaten

Die Ausgabe der CO₂-Emissions-Zertifikate erfolgt zu Beginn jedes Kalenderjahrs in gleichen Tranchen. Ein ‚periodenbegrenztes borrowing’^[86] ), d.h. die Nutzung nicht genutzter CO₂-Emissions-Zertifikate eines Vorjahres ist ebenso gestattet, wie ‚banking’^[87] ), also die Übertragung von CO₂-Emissions-Zertifikaten in die folgende Handelsperiode.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Ausgabe und Rückgabe von CO₂-Emissionszertifikaten im Zeitverlauf^[88] )

Sonderregelungen

Die Zahl der Sonderregelungen wurde im Vergleich zum NAP I deutlich verringert. Eine Sonderregelung, die fortgeführt wird, ist die ‚Malus-Regel’. Die ‚Malus-Regel’ stellt einen Modernisierungsanreiz für Altanlagen in der Stromerzeugung dar. Sie findet Anwendung bei Anlagen, die mindestens 30 Jahre in Betrieb sind und dementsprechend sehr geringe Wirkungsgrade^[89] ) haben. Auf diese Altanlagen erfolgt ein Abschlag von 15% auf den Erfüllungsfaktor.

[...]

^[1] ) Copeland/Keenan (1998), S. 38.

^[2] ) Die so genannten ‚Annex-B-Staaten’, Liste der 39 Industrienationen, die festgelegte Emissionsziele ha- ben. Vgl. UNFCCC (1997), S. 30 f.

^[3] ) Vgl. EU (2003).

^[4] ) Vgl. VDE (2005), S. 2.

^[5] ) Vgl. Wuppertal Institut (2006), S. 16.

^[6] ) Effektivität bezeichnet in diesem Zusammenhang den Grad der Zielerreichung in Bezug auf die ge- steckten Reduktionsziele bezüglich CO₂-Emissionen. Die Effizienz gibt Aufschluss darüber, wie kos- tengünstig die Zielerreichung ist.

^[7] ) Vgl. Stronzik (2006), S. 11.

^[8] ) CO₂-effizient bedeutet in diesem Zusammenhang, dass ein Kraftwerk möglichst wenige Einheiten CO₂ pro erzeugter Einheit Strom emittiert.

^[9] ) Quelle: eigene Darstellung. Die Abbildung illustriert in kompakter Weise den Aufbau dieses Buches, ist aber nicht als Abbild des Inhaltsverzeichnisses zu verstehen. Zu Zwecken der Übersichtlichkeit wurden einige Abschnitte ausgelassen, andere zusammengefasst.

^[10] ) Umfangreiche Studien zum anthropogenen Treibhauseffekt bietet u.a. ‚The Intergovernmental Panel on Climate Change’ (IPCC) auf seinen Internetseiten www.ipcc.ch.

^[11] ) Bezogen auf extreme Wetterereignisse in Deutschland bietet das Umweltbundesamt eine systematische Studie (Vgl. UBA (2005).).

^[12] ) Der Anstieg der CO₂-Emissionen von ca. 16 Mrd. t/a (1980) auf ca. 44 Mrd. t/a (2030, Prognose, Vgl. EIA 2006.), sowie Anstieg der durchschnittlichen Oberflächentemperatur der Erde um durchschnittlich 0,4°C zwischen 1980 und 2000 (Vgl. Oberthür/Ott (2000), S. 30.), sowie um weitere 2-5°C bis 2100 (Prognose, Vgl. IPCC (2001), S. 21.).

^[13] ) Bereits 1992 haben sich die Vereinten Nationen mit dem ‚Rahmenübereinkommen der Vereinten Nati- onen über Klimaveränderungen’ darauf verständigt CO₂-Emissionen als Hauptursache für die globale Erwärmung anzuerkennen (Vgl. UNFCCC (1992).).

^[14] ) Vgl. Blümel (1987), S. 15.

^[15] ) Vgl. Perman et al. (2003), S. 126.

^[16] ) Vgl. Hillebrand et al. (2002), S. 28.

^[17] ) Vgl. Böhringer/Vogt (2001), S. 140.

^[18] ) Vgl. Perman et al. (2003), S. 134.

^[19] ) Vgl. Enders (1994), S. 13 ff.; Wicke (1993), S. 44.

^[20] ) Die Übertragung der entstehenden Kosten durch negative externe Effekte auf den Emittenten wird in der Fachliteratur Verursacherprinzip oder auch Kostenzurechnungsprinzip genannt (Vgl. Cansier (1996), S. 128; Wicke (1993), S. 150.).

^[21] ) Vgl. Böhringer/Vogt (2001), S. 141. Das Problem ist in der Fachliteratur auch als ‚Anreizdilemma’ formuliert (Vgl. Lafeld (2003), S. 49 ff.) und geht auf das spieltheoretische Konzept des ‚Gefange- nendilemma’ zurück (Vgl. Berninghaus/Erhart/Güth (2002), S. 13 f.; Güth (1999), S. 167 ff.; Myerson (2004), S. 97; Rasmusen (2004), S. 20 f.; Wiese (2002), S. 122 ff.).

^[22] ) Vgl. Krewitt/Schlomann (2006), S. 5.

^[23] ) Vgl. Lange (1978), S. 31.

^[24] ) Vgl. Krewitt/Schlomann (2006), S. 6.

^[25] ) Vgl. Wicke (1993), S. 425.

^[26] ) Vgl. Rennings (1999), S. 27 f.

^[27] ) Vgl. UNFCCC (1992).

^[28] ) Vgl. Hillebrand et al. (2002), S. 15 f; UNFCCC (1997), Artikel 3.

^[29] ) Auf der 12. Rahmenkonferenz des UNFCCC (6.-17.11.2006) werden erste Eckpunkte für einen Emis- sonshandel nach 2012 verhandelt. Insbesondere die größten Emittenten von Treibhausgasen, die das Kyoto-Protokoll nicht ratifiziert haben, (vor allem die USA, China und Indien) sollen in den Verhand- lungsprozess einbezogen werden, um einen wirksameren Klimaschutz zu erreichen (Vgl. Fickinger (2006), S. 18; UNFCCC (2006a); Bethge et al. (2006), S. 78 f.).

^[30] ) Auf der 6. bzw. 7. Rahmenkonferenz des UNFCCC in Bonn bzw. Marrakesch wurden in 2001 die maßgeblichen Dokumente ‚Marrakesch Accords’ und ‚Bonn Agreement’ verabschiedet. Vgl. Winkler (2001), S. 7.

^[31] ) Vgl. UNFCCC (1997), Artikel 17.

^[32] ) Die Begriffe ‚cap’ und ‚trade’ repräsentieren auf diese Weise die wesentlichen Ziele des Konzeptes. Durch eine Kappung der gesamten Menge emittierbarer Zertifikate (nach oben) wird die effektive Er- reichung des Minderungsziels erreicht. Durch den Handel mit Emissions-Zertifikaten wird die effizien te, also eine möglichst kostengünstige Erreichung des Minderungsziels erreicht (Vgl. Koch et al. (2006), S. 5 f.).

^[33] ) Vgl. Cansier (1996), S. 187.

^[34] ) Vgl. Cansier (1993), S. 193; Perman et al. (2003), S. 224.

^[35] ) Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an Perman et al. (2003), S. 225; Cansier (1993), S. 191.

^[36] ) Die Pigou-Steuer, benannt nach Arthur Cecil Pigou, ist eine Lenkungssteuer zur Internalisierung von negativen externen Effekten (Vgl. Pigou (1932).). Der Staat legt eine Steuer beispielsweise für die E- mission eines bestimmten Treibhausgases fest, um die Emission quantitativ zu begrenzen. Hauptkritik- punkt an der Pigou-Steuer ist, dass der Staat zunächst Kenntniss über die aggregierten Grenzvermei- dungskosten besitzen muss, um die Höhe der Steuer zu bestimmen. In diesem Zusammenhang gilt die Pigout-Steuer als ökologisch ineffektiv, außerdem schafft sie nur bedingt Innovationsanreize (Vgl. En- ders (1994), S. 95; Gick (1996), S. 10; Lange (1978), S. 37.).

^[37] ) Vgl. Gick (1996), S. 9 f.; Ecologic (2005), S. 9.

^[38] ) Winkler (2002), S. 13.

^[39] ) Grundlage für Benchmarks können Kennzahlen der ‚state of the art’ Technologie sein, die den aktuellen Stand der Technik widerspiegeln.

^[40] ) Eine Gegenüberstellung wesentlicher theoretischer Überlegungen mit Verweisen zu relevanter Fachlite- ratur bietet u.a.: Lafeld (2003), S. 50 ff.

^[41] ) Vgl. Winkler (2002), S. 13.

^[42] ) Vgl. Abschnitt 2.2.1

^[43] ) GWP = ‚Global Warming Potential’; Vgl. Schröder (2001), S. 66.

^[44] ) Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an Schröder (2006), S. 66.

^[45] ) CO₂-Äquivalent bezeichnet die Menge eines Treibhausgases, die emittiert wird, multipliziert mit dem GWP-100-Wert des jeweiligen Gases (Vgl. Tabelle 1; Winkler (2002), S. 9.). So ergibt sich beispiels- weise für die Emission von 3 Tonnen CH4 ein CO₂-Äquivalent von 63. Der Emittent muss somit CO₂- Emissions-Zertifikate in derselben Höhe besitzen oder kaufen.

^[46] ) Vgl. UNFCCC (1997), Artikel 6. Der Begriff ‚Joint Implementation’ existiert in dieser Weise nicht im Kyoto-Protokoll, stattdessen wird die Übertragung von Emissionsreduktionseinheiten’ im Artikel 6 be- schrieben. Dieser Zusammenhang wird in der Fachliteratur als JI bzw. CDM bezeichnet (Vgl. O- berthür/Ott (2003), S. 203.).

^[47] ) Vgl. UNFCCC (1997), Artikel 12.

^[48] ) Vgl. Oberthür/Ott (2000), S. 203. Michaelowa (2005), S. 137.

^[49] ) Die Organisation for Economic Cooperation and Development OECD mit Sitz in Paris umfasst 30 Nationen, darunter die größten Industrienationen der Welt (Vgl. OECD (o. J.).).

^[50] ) Vgl. Oberthür/Ott (2002), S. 208.

^[51] ) Auf diese Weise wird nicht nur das Ziel verfolgt Emissionen kostengünstig zu reduzieren, gleichzeitig wird das Ziel verfolgt einen Technologietransfer zu leisten. Auf diese Weise hat CDM Vorteile für die investierende Vertragspartei aber auch für das Entwicklungsland (Vgl. Michaelowa (2005), S. 137.).

^[52] ) Vgl. Oberthür/Ott (2002), S. 221 ff.

^[53] ) Vgl. Lafeld (2003), S. 79.

^[54] ) Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an Oberthür/Ott (2002), S. 209.

^[55] ) Die EU-Richtlinie 2003/87/EG des europäischen Parlamentes und Rates vom 13.10.2003 über ein Sys- tem für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft’ bildet den EU-weiten Rahmen für die Umsetzung des Kyoto-Protokolls in nationales Recht der einzelnen Mitgliedsstaaten der EU (Vgl. EU (2003).).

^[56] ) Auf EU-Ebene ist mit dem ETS nur noch von CO₂-Emissions-Zertifikaten die Rede, da das ETS zu- nächst ausschließlich CO₂-Emissionen erfasst (Vgl. Ebsen (2004), S. 6.).

^[57] ) Die Zusammenstellung folgt im Wesentlichen IEA (2005), S. 14.

^[58] ) Für die Treibhausgase CO₂, CH4, und N2O gilt die Basisperiode 1990, für die Treibhausgase H-FKW, FKW und SF6 gilt die Basisperiode 1995.

^[59] ) Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an Lafeld (2003), S. 97.

^[60] ) Vgl. EU (2003), Artikel 9, 10.

^[61] ) Vgl. EU (2003), Anlage I.

^[62] ) Vgl. EU (2003), Artikel 13.

^[63] ) Vgl. KOM (2003); EU (2004).

^[64] ) Vgl. EU (2003), Artikel 16.

^[65] ) Anlage gemäß EU (2003), Anlage I.

^[66] ) Vgl. Ebsen (2004), S. 9.

^[67] ) Vgl. BMU (2004a); Gültig über alle Handelsperioden hinweg.

^[68] ) Gültig für die jeweils aktuelle Handelsperiode.

^[69] ) Vgl. BMU (2006).

^[70] ) Vgl. BMU (2006), S. 7.

^[71] ) Vgl. KOM (2005a).

^[72] ) Vgl. BMU (2006), S. 10 ff.

^[73] ) Vgl. BMU (2006), S. 10.

^[74] ) 21% Reduktionsziel gemäß ‚burden sharing agreement’ (Vgl. Abschnitt 2.3).

^[75] ) Vgl. BMU (2006), S. 11.

^[76] ) Vgl. BMU (2006), S. 12.

^[77] ) Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an BMU (2006), S. 19.

^[78] ) Vgl. BMU (2006), S. 24.

^[79] ) Vgl. BMU (2006), S. 12 und S. 27.

^[80] ) angegeben in t CO₂-Äquivalent

^[81] ) Die Basisperiode ist der Zeitraum 2000-2005. Für diese Basisperiode werden die durchschnittlichen jährlichen CO₂-Emissionen ermittelt.

^[82] ) Vgl. BMU (2006), S. 30.

^[83] ) Anlagenspezifischer Emissionswert gemäß bester verfügbarer Technik (BAT) pro Produkteinheit (z.B. in t CO₂-Äquivalent/kWh). Beispielsweise beträgt der Benchmark zur Stromerzeugung 750 g CO₂- Äquivalent/kWh für feste Brennstoffe, sowie 365 g CO₂-Äquivalent/kWh.

^[84] ) Vgl. BMU (2006), S. 32.

^[85] ) Die Neuanlagenreserve stellt ein Pool dar, in dem CO₂-Emissions-Zertifikate vorgehalten werden, u.a. um Neuanlagen auszustatten. In der Handelsperiode 2008-2012 beträgt die Kapazität zu Beginn 17 Mio. t. CO₂.

^[86] ) Vgl. BMU (2006), S. 28.

^[87] ) Vgl. BMU (2006), S. 38.

^[88] ) Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an BMU (2006), S. 28.

^[89] ) Für Braunkohlekraftwerke gilt ein Grenzwert von 31% (ab 01.01.2008) bzw. 32% (ab 01.01.2010), für Steinkohlekraftwerke gilt ein Grenzwert von 36%, jeweils bezogen auf den Nettowirkungsgrad (Ener- gie-Input/Energie-Output) der Anlage.