CO₂-Bepreisung 2026: Bedeutung und strategische Hebel für Multi-Site-Unternehmen

Grundlagencheck: EU-ETS 1 vs. nEHS auf den Punkt gebracht

Die folgenden beiden Marktmechanismen bilden aktuell das Fundament der CO₂-Bepreisung – einmal auf europäischer Ebene (EU-ETS 1) für die Sektoren Energiewirtschaft, energieintensive Schwerindustrie sowie den innereuropäischen Flug- und Seeverkehr und einmal auf nationaler Ebene (nEHS) für die Sektoren Wärme (Gebäudeheizung) und Straßenverkehr.

Beide Mechanismen verfolgen das zentrale Ziel, den Ausstoß von Treibhausgasen über ein verlässliches Marktpreis-Signal schrittweise zu verteuern, um so den ökonomischen Anreiz für Energieeffizienz, den Ausstieg aus fossilen Brennstoffen und die zielgerichtete Dekarbonisierung kontinuierlich zu erhöhen.

Für das Energiemanagement in Unternehmen läuft das Zusammenspiel beider Systeme auf eine strategische Grundfrage hinaus: Bleiben wir bei fossilem Gas oder setzen wir auf die Elektrifizierung, sprich Wärmepumpen fürs Heizen und E-Mobility?

EU-ETS 1 (Europäischer Emissionshandel)

Das europäische Downstream-System verpflichtet direkt die Betreiber von Kraftwerken und Raffinerien zum Kauf von Zertifikaten. Verbraucher spüren das EU-ETS 1 in der Regel nur indirekt über den CO₂-Kostenanteil beim Energiepreis.

Weiterführende Informationen zum Europäischen Emissionshandel bietet beispielsweise der BDEW.

nEHS (Nationales Emissionshandelssystem nach dem BEHG)

Das deutsche Upstream-System setzt bei den Inverkehrbringern von Erdgas, Heizöl, Diesel und Benzin an. Die Abgabe wird außerhalb des Europäischen Emissionshandels direkt auf den Energiepreis aufgeschlagen und über die Rechnungen transparent an den Endverbraucher weitergereicht.

Weiterführende Informationen zum Nationalen Emissionshandelssystem finden Sie beim Umweltbundesamt.

Statistische Bilanz: Die Preisentwicklung und Einnahmen beider Systeme (2021–2026)

Unabhängig von unserer Sichtweise auf die nationale CO₂-Bepreisung deutet aktuell nichts darauf hin, dass die Politik ihren ordnungspolitischen Fahrplan anpassen wird.

Multi-Site-Beispielrechnung: Kostenentwicklung bei konstantem Verbrauch (2021–2026)

Um die betriebswirtschaftlichen Auswirkungen für Unternehmen auf Gebäude- und Standortebene zu verdeutlichen haben wir im Folgenden eine Musterrechnung unter folgenden Annahmen ausgeführt:

• Standort-Profil: Standard-Filiale im Nichtwohngebäudebereich (z. B. Fachmarkt, Supermarkt oder Drogerie).
• Konstanter Erdgasverbrauch (Wärme): 100.000 kWh / Jahr (unverändert seit 2021).
• Konstanter Stromverbrauch (Licht, Kälte etc.): 300.000 kWh / Jahr (unverändert seit 2021).

1. Die Entwicklung beim Energieträger Erdgas (nEHS – direkter Effekt)

Da Erdgas mit rund 0,181 kg CO₂ pro Kilowattstunde zu Buche schlägt, erzeugt diese Filiale bei 100.000 kWh Jahresverbrauch 18,1 Tonnen CO₂ pro Jahr.

• CO₂-Kosten (Gas) = Verbrauch in kWh x Emissionsfaktor x CO₂-Preis
• 2021 (25 €/t): 18,1 t x 25 € = 452,50 Euro (ca. 0,45 ct/kWh)
• 2026 (65 €/t): 18,1 t x 65 € = 1.176,50 Euro (ca. 1,17 ct/kWh)

Obwohl am Standort der Gasverbrauch stabil geblieben ist, stieg die reine CO₂-Abgabe von 452,50 Euro (2021) auf 1.176,50 Euro (2026). Das entspricht einer Steigerung von +160 Prozent.

2. Die Entwicklung beim Strombezug (EU-ETS 1 – indirekter Effekt)

Beim Strombezug schlägt nicht das nEHS zu Buche, sondern der europäische Emissionshandel (EU-ETS 1). Betreiber fossiler Kraftwerke sind gesetzlich verpflichtet, für jede erzeugte Megawattstunde Strom europäische Emissionsrechte (EUAs) zu erwerben. Diese Zertifikatkosten kalkulieren die Erzeuger als variable Kosten direkt in ihre Stromerzeugung ein.

Über den Stromgroßhandel schlägt dieser Preisfaktor unweigerlich auf den Endverbraucher durch:

• 2021 (Ø EUA-Preis ~ 52,50 €/t): Indirekter CO₂-Kostenanteil im Strompreis ca. 1,25 ct/kWh.
• 2026 (Ø EUA-Preis ~ 83,20 €/t): Indirekter CO₂-Kostenanteil im Strompreis ca. 2,10 ct/kWh.

Für den unveränderten Stromverbrauch der Musterfiliale bedeutet das einen Anstieg der kalkulatorischen CO₂-Komponente im Stromtarif von etwa 3.750 Euro (2021) auf rund 6.300 Euro (2026).

Mehrkosten durch CO₂-Bepreisung für Verbraucher sind deutlich gestiegen

Die Zahlen des Umweltbundesamtes und die Musterrechnung zeigen, dass die beiden Mechanismen zur CO₂-Bepreisung grundsätzlich das tun, was sie sollen: Den CO₂-Ausstoß verteuern. Was für Unternehmen bzw. Verbraucher allerdings dann problematisch wird, wenn keine finanziellen Mittel für entsprechende Investitionen in Energieeffizienz oder Dekarbonisierung zur Verfügung stehen. Beispielsweise auch dann, wenn das Geld für Investitionen durch die CO₂-Bepreisung selbst gebunden wird. Hier zeigt sich die fehlende Lenkungswirkung in der Praxis besonders deutlich.

Ausblick 2028: Wenn das nEHS im europäischen EU-ETS 2 aufgeht

Die deutsche CO₂-Bepreisung nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) war von Anfang an als Interimslösung konzipiert. Das erklärte Ziel der europäischen Klimapolitik ist es, den Wärme- und Verkehrssektor in ein EU-weites Marktsystem zu überführen: den sogenannten EU-ETS 2 (Europäischer Emissionshandel für Gebäude und Straßenverkehr). Dies soll europaweit einheitliche CO₂-Preissignale setzen und so den Umstieg auf nicht vom Zertifikatehandel betroffene Technologien, wie E-Mobilität beschleunigen. Ursprünglich sollte dieser Systemwechsel bereits 2027 stattfinden, wurde jedoch aufgrund von wirtschaftlichen Herausforderungen auf frühestens 2028 verschoben.

Im EU-ETS 2 greift dann – ebenso wie im EU-ETS 1 ein Cap-and-Trade-Mechanismus: Die europäische Gesamtmenge an verfügbaren Emissionszertifikaten wird gesetzlich gedeckelt (Cap) und jährlich konsequent verringert, während sich der CO₂-Preis rein durch Angebot und Nachfrage an der Börse bildet. Dadurch ist – im Vergleich zum nEHS - mit einer höheren Preisvolatilität und einer erschwerten Planbarkeit bei den Kosten zu rechnen – die tendenziell immer weiter steigen werden.

Dekarbonisierung im Spannungsfeld zwischen Versorgungssicherheit, Klimaschutz und bezahlbarer Energie

Die gesetzlich verankerte Logik der CO₂-Bepreisung, die jährlich weiter zu steigenden Preisen führen wird, macht eines deutlich: Abwarten wird für Unternehmen mit jedem Jahr teurer.

Und damit ist die schrittweise Dekarbonisierung letztendlich alternativlos. Klimaschutz darf jedoch kein isoliertes Ziel sein und wenn die Transformation wirtschaftlich tragbar gelingen soll, braucht es ein Gleichgewicht zwischen Klimaschutz, Versorgungssicherheit und bezahlbarer Energie. Denn genau dies ist die Herausforderung: Das wirtschaftliche Umfeld ist angespannt und entsprechend sind Spielräume für Investitionen in die Gebäudesanierung oder den Heizungstausch kurzfristig schlichtweg nicht vorhanden. Werden durch politische Entscheidungen die Umweltverträglichkeit erzwungen, ohne die Wirtschaftlichkeit im Blick zu behalten, gefährdet das die Existenz des Unternehmens.

In unserem Fachbeitrag zum energiepolitischen Zieldreieck haben wir detailliert aufgeführt, wie Unternehmen dieses politische Modell für sich in der Praxis nutzen können.

Dekarbonisierung im Gleichgewicht: Praxisnahe Schritte für Unternehmen

Immer wieder betonen wir in unserer täglichen Beratungspraxis: Dekarbonisierung im Filialnetz muss kein radikales „All-or-Nothing-Projekt“ sein. Sie erfordert nicht ab Tag eins den teuren Austausch aller Anlagenteile, sondern beginnt mit kluger Datenanalyse, operativer Effizienz und geringinvestiven Maßnahmen.

Digitalisierung des Messstellenbetriebs vor Großinvestitionen

Als erstes muss Transparenz bei den Verbräuchen geschaffen werden.

Durch den flächendeckenden Rollout von intelligenten Messsystemen (iMSys) zur digitalen Echtzeit-Verbrauchszeiterfassung werden Stromverbräuche viertelstündlich gemessen. Das deckt beispielsweise fehlerhafte Steuerungseinstellungen, unnötigen Verbrauch in der Nacht, falsch eingestellte Solltemperaturen oder Potenziale mit Blick auf individuelle Netzentgelte auf. Ein signifikanter Teil der Stromverbräuche lässt sich oft schon durch reine Betriebsoptimierung senken.

Datengetriebene Investitionen in Nachhaltigkeitsprojekte

Ein zentrales Energiecontrolling zeigt Ihnen exakt, welcher Ihrer Standorte die Liste der CO₂-Kostentreiber anführt. Statt das Budget mit der Gießkanne zu verteilen, investieren Sie zielgerichtet dort, wo die Amortisationszeiten durch die CO₂-Kostenersparnis am kürzesten sind und der größte Hebel für die Umweltverträglichkeit liegt.

Rechte als Gewerbemieter nutzen (CO₂KostFoG)

Nutzen Sie die valide Datengrundlage auch, um CO₂-Kostenanteile nach dem Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz rechtssicher an Gebäudeeigentümer weiterzureichen. Das entlastet Ihr Unternehmen direkt und schafft beim Vermieter den ökonomischen Anreiz, die energetische Sanierung des Gebäudes voranzutreiben.

Setzen Sie auf eine moderne Beschaffungsstrategie

Vermeiden Sie indirekte EU-ETS-Kosten im Strombereich durch den gezielten Abschluss von Grünstromverträgen und PPAs (Power Purchase Agreements).

Weiterführende Informationen bietet unser Artikel „Moderne Strombeschaffung für Multi-Site-Unternehmen: Worauf filialisierte Betriebe achten müssen“.

Machen Sie Ihr Unternehmen zukunftssicher

Die strategische Dekarbonisierung eines Multi-Site-Unternehmens ist ein Marathon, in dem kontinuierlich die Anforderungen des energiepolitischen Zieldreiecks ausbalanciert werden.

Als Energiedienstleister für Multi-Site-Unternehmen bieten wir Ihnen den vollständigen 360°-Blick: Vom professionellen Messstellenbetrieb über das automatisierte Datenmanagement bis hin zur strategischen Energiebeschaffung über alle Ihre Standorte hinweg.

Möchten Sie die CO₂-Risiken Ihres Filialnetzes im Hinblick auf die CO₂-Bepreisung präzise analysieren und zukunftssichere Strukturen aufbauen? Wir freuen uns auf Ihren Kontakt!