EU-ETS

Wie funktioniert das Cap-and-Trade-Prinzip?

Das EU-ETS begrenzt die Gesamtemissionen der erfassten Sektoren über eine Obergrenze (Cap) und überlässt die Preisbildung dem Markt. Das Cap sinkt jährlich um den Linearen Reduktionsfaktor – mit der Reform des Fit-for-55-Pakets wurde er 2024 von 2,2 auf 4,3 Prozent angehoben, ab 2028 steigt er auf 4,4 Prozent (Quelle: DEHSt). Das System ist damit auf eine Emissionsminderung von rund 62 Prozent bis 2030 gegenüber 2005 ausgerichtet.

Innerhalb der Obergrenze werden Zertifikate versteigert und frei gehandelt: Wer günstig mindern kann, verkauft überschüssige Zertifikate an diejenigen, für die Minderung teurer wäre. So entsteht ein einheitlicher CO₂-Preis, der Minderungen dort auslöst, wo sie am wenigsten kosten. Bestimmte Industrien erhalten noch kostenlose Zuteilungen zum Schutz vor Carbon Leakage – also der Abwanderung emissionsintensiver Produktion ins Ausland. Diese kostenlose Zuteilung läuft mit Einführung des CO₂-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) schrittweise aus.

In absoluten Zahlen bedeutet die verschärfte Absenkung nach Angaben der DEHSt eine jährliche Kürzung um rund 84 Millionen Zertifikate im Zeitraum 2024 bis 2027 und rund 86 Millionen ab 2028 (einschließlich Seeverkehr); hinzu kamen außerordentliche Cap-Kürzungen von 90 Millionen EUA im Jahr 2024 und weiteren 27 Millionen im Jahr 2026. Ergänzend stabilisiert die Marktstabilitätsreserve das System: Sie entzieht dem Markt automatisch Zertifikate, wenn der Überschuss im Umlauf zu groß wird, und kann sie bei Knappheit wieder zuführen – ein eingebauter Mechanismus gegen dauerhaft verfallende Preise, wie sie das System in seinen Anfangsjahren geschwächt hatten.

Welche Anlagen und Pflichten sind erfasst?

Erfasst sind unter anderem Feuerungsanlagen mit mehr als 20 MW Feuerungswärmeleistung, Stahlwerke und Zementfabriken; hinzugekommen sind der Luftverkehr und der Seeverkehr. Die Betreiber müssen ihre Emissionen jährlich nach einem genehmigten Überwachungsplan erfassen, von unabhängigen Prüfstellen verifizieren lassen, berichten und Zertifikate in entsprechender Menge abgeben.

In Deutschland überwacht die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt die Berichts- und Abgabepflichten. Sie führt die Konten im Unionsregister, prüft die Emissionsberichte und setzt Sanktionen durch, wenn Betreiber ihre Abgabepflicht verletzen. Für die betroffenen Unternehmen ist der Emissionshandel damit ein fester jährlicher Compliance-Zyklus aus Monitoring, Verifizierung, Berichterstattung und Abgabe.

Wer seiner Abgabepflicht nicht nachkommt, muss mit empfindlichen Sanktionen rechnen – und die fehlenden Zertifikate sind zusätzlich nachzuliefern, die Pflicht erlischt also nicht durch die Strafzahlung. Viele Betreiber sichern ihren Zertifikatebedarf deshalb vorausschauend über den Terminmarkt ab: EUA-Futures werden an der EEX gehandelt, sodass sich CO₂-Kosten ähnlich wie Strom- und Gaspreise hedgen lassen.

Wie wirkt der CO₂-Preis auf Strompreise und Investitionen?

Der CO₂-Preis verteuert fossile Stromerzeugung spürbar: Kohle- und Gaskraftwerke müssen die Zertifikatskosten in ihre Gebote am Strommarkt einpreisen. Da diese Kraftwerke häufig die Grenzkraftwerke sind, die den Börsenpreis setzen, wirkt der CO₂-Preis über die Merit-Order auf den gesamten Strompreis. CO₂-Preise, die sich in den letzten Jahren überwiegend zwischen 50 und 100 Euro je Tonne bewegten, beeinflussen zudem Investitionsentscheidungen erheblich – von der Kraftwerksplanung bis zur Elektrifizierung industrieller Prozesse.

Für Unternehmen außerhalb des ETS ist der Mechanismus indirekt relevant: Über den Strompreis, über CO₂-Kostenaufschläge in Lieferketten und über die zunehmende Bedeutung von CO₂-Bilanzen in der Berichterstattung. Wer langfristige Energie- und Investitionsentscheidungen trifft, sollte steigende CO₂-Kosten als festen Kalkulationsfaktor einplanen.

Für stromintensive Industrien existiert mit der Strompreiskompensation ein Ausgleichsinstrument: Sie erstattet berechtigten Unternehmen einen Teil der CO₂-Kosten, die über den Strompreis auf sie durchgereicht werden, um Wettbewerbsnachteile gegenüber Standorten ohne vergleichbare CO₂-Bepreisung zu dämpfen. Die deutschen Versteigerungserlöse aus dem Emissionshandel fließen ihrerseits in die Klimaschutzfinanzierung des Bundes – der Emissionshandel bepreist also nicht nur, er finanziert auch Transformation.

Was ändert sich mit dem EU-ETS 2 ab 2028?

Ab 2028 startet mit dem EU-ETS 2 ein separates Handelssystem für Brennstoffemissionen aus Gebäuden und Straßenverkehr; der ursprünglich für 2027 geplante Start wurde auf EU-Ebene Ende 2025 um ein Jahr verschoben. Der deutsche nationale Emissionshandel nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG), der Heizöl, Erdgas und Kraftstoffe bereits national bepreist, wird in das europäische System überführt. Verpflichtet sind nicht die Endverbraucher, sondern die Inverkehrbringer der Brennstoffe – die Kosten werden jedoch über die Preise weitergegeben.

Für Unternehmen, Hausverwaltungen und private Eigentümer bedeutet das: Die CO₂-Kosten von Erdgas und Heizöl werden künftig europäisch bepreist und hängen dann von Angebot und Nachfrage im ETS 2 ab statt von politisch festgelegten Festpreisen. Das ist ein weiterer struktureller Kostenfaktor fossiler Wärme – und ein zusätzliches Argument, bei anstehenden Heizungsentscheidungen Wärmepumpe, Fernwärme oder andere emissionsarme Optionen durchzurechnen. Bei vermieteten Gebäuden ist zudem die geltende Aufteilung der CO₂-Kosten zwischen Mieter und Vermieter nach dem Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz zu beachten, die sich am energetischen Zustand des Gebäudes orientiert.

Zur sozialen Abfederung hat die EU den Klima-Sozialfonds geschaffen, der aus Erlösen des neuen Handelssystems gespeist wird und Mitgliedstaaten bei der Entlastung besonders betroffener Haushalte und Kleinunternehmen unterstützen soll. An der Grundlogik ändert das nichts: Der Preis fossiler Brennstoffe für Wärme und Verkehr wird künftig ein Marktpreis mit Knappheitssignal sein.