Abfallverbrennungsanlagen im Fokus der künftigen CO2-Bepreisung
Die Europäische Kommission hat für Juli 2026 einen Bericht zur Zukunft der Abfallverbrennung im Kontext des Europäischen Emissionshandelssystems (ETS) angekündigt. Der Bericht wird den vorläufigen Schlusspunkt der Evaluierung bilden, den die Europäische Kommission zur weiteren Einbindung der Abfallverbrennung ab 2028 durchführt. Auch ein aktuelles Diskussionspapier des Umweltbundesamts (UBA) zur Integration von CCU/CCS zeigt Wege zur Weiterentwicklung des ETS für die Abfallverbrennung auf. Die Evaluierung erscheint dringend geboten. Die derzeitige CO2-Bepreisung der Abfallverbrennung ist an der Schnittstelle zwischen dem anlagenbezogenen europäischen Emissionshandel (EU ETS 1) und dem Brennstoffemissionshandel (EU ETS 2 und nationaler Emissionshandel) angesiedelt und von hoher Komplexität geprägt. Hier bleibt noch Raum für einen klareren Regulierungsansatz.
Abfallverbrennungsanlagen zwischen den Stühlen
Betreiber von Abfallverbrennungsanlagen stehen zunächst vor der Herausforderung, das für sie anwendbare Emissionshandelssystem zu identifizieren. Neben dem EU ETS 1, der regelmäßig nur für große Verbrennungsanlagen zur Anwendung kommt, existieren parallel der nationale und der Europäische Brennstoffemissionshandel. Die meisten Abfallverbrennungsanlagen waren lange Zeit von keinem Emissionshandelssystem erfasst, fallen aber seit 2024 zumeist sowohl in den nationalen Emissionshandel (mit Pflichten zur Emissionsberichterstattung und zur Abgabe von Emissionszertifikaten), als auch in den EU ETS 1 (dort – vorerst – überwiegend nur mit Berichtspflichten). Im Zuge der jüngsten TEHG-Novelle im März 2025 wurde ein (freiwilliges) Opt-in dergestalt diskutiert, dass die Abfallverbrennungsanlagen in Deutschland vollständig (mit Abgabepflichten) in das EU ETS 1 einbezogen werden und im Gegenzug die Pflichten aus dem nationalen Emissionshandel entfallen. Diese Idee wurde schließlich fallengelassen, sodass es vorerst bei der Pflichtigkeit in zwei Systemen bleibt. Dazu stellt sich nun die Frage, ob zusätzlich auch noch eine Pflichtigkeit im EU ETS 2 bestehen kann. Das TEHG sieht Abfälle zwar nicht als Brennstoffe im Sinne des EU ETS 2 an, wohingegen aber die Emissionshandelsrichtlinie dies nur für gefährliche Abfälle und Siedlungsabfälle verneint. Diese und zahlreiche andere Abgrenzungsfragen verstärken aktuell das Gefühl vieler Anlagenbetreiber, „zwischen allen Stühlen“ zu sitzen.
Hoher administrativer Aufwand für Anlagenbetreiber
Die Berichts- und Abgabepflichten in unterschiedlichen Emissionshandelssystemen – mit jeweils eigenen Rechtsquellen und Fristen – bringen einen hohen administrativen Aufwand für Anlagenbetreiber mit sich. Sie müssen einen dauerhaft aktuellen Überwachungsplan vorhalten, Emissionsberichte erstellen, Zertifikate beschaffen, die dafür notwendige Liquidität sicherstellen und ihr DEHSt-Konto pflegen.
Einige Abfallverbrennungsanlagen, die keine Standard-Emissionsfaktoren für ihre Brennstoffe nutzen können, wie etwa Betreiber von Klärschlammverbrennungsanlagen, sind von dem vereinfachten Überwachungssystem ausgenommen. Sie müssen daher erweiterte Angaben in ihren Überwachungsplan aufnehmen. Hinzu kommt die Pflicht, die Daten durch eine externe Prüfstelle verifizieren zu lassen.
Werden auch Brennstoffe eingesetzt, die zugleich steuerbare Energieerzeugnisse im Sinne des Energiesteuergesetzes sind – etwa Ersatzbrennstoffe (EBS) oder sonstige hochkalorische Abfälle (§ 1b EnergieStV) –, ist darüber hinaus die Compliance gegenüber dem Hauptzollamt zu beachten. Im Rahmen der Verifizierung des Emissionsberichts, etwa im nationalen Emissionshandel, wird die energiesteuerliche „Basis“ aufgrund der engen Verbindung des Brennstoffemissionshandels mit der Steuerentstehung im Sinne des Energiesteuergesetzes mitgeprüft.
Vertragsrechtliche Abwälzung der CO2-Kosten erfordert solides Vertragsmanagement
Im Sinne des Verursacherprinzips sollen die CO2-Kosten aus den unterschiedlichen Emissionshandelssystemen wirtschaftlich nicht bei den Betreibern der Abfallverbrennungsanlagen verbleiben. Wie auch die Energiesteuer ist der CO2-Preis auf Wälzung angelegt. Er kann also ganz oder teilweise über das Vertragsrecht abgewälzt werden. Eine effektive Abwälzung des CO2-Preises setzt allerdings voraus, dass der Betreiber seine voraussichtliche Kostenbelastung aus der CO2-Bepreisung zunächst der Höhe nach zutreffend kalkuliert. Bei komplexen Stoffströmen ist eine solche Prognose risikobehaftet: Unterschiedliche Brennstoffe haben unterschiedliche Standard-Emissionsfaktoren, und die Mengenanteile lassen sich nicht exakt vorhersagen. Zudem muss eine Wälzung des CO2-Preises rechtssicher vertraglich verankert werden. Ein gesetzlich gesicherter Anspruch auf die Wälzung besteht nicht. Die betroffenen Anlagenbetreiber müssen daher durch eine rechtssichere Klauselgestaltung eine eigenständige Rechtsgrundlage für die Weiterreichung der CO2-Kosten schaffen.
Unerwünschte Lenkungseffekte – vermehrter Export von Abfällen?
Gelingt die Abwälzung der CO2-Kosten nicht oder nur teilweise, verbleibt die wirtschaftliche Belastung – konträr zum Verursacherprinzip – bei den Betreibern der Abfallverbrennungsanlagen. Diese haben kostenpflichtige Emissionszertifikate beschafft, konnten die Beschaffungskosten aber nur unzureichend weitergeben. Die rechtlichen Unsicherheiten zur Zukunft der CO2-Bepreisung in Europa könnten so unerwünschte Lenkungseffekte auslösen und zu einer Zunahme des Exports von Abfällen führen. Allerdings wird auch die Abfallverbringung künftig durch die novellierte EU-Abfallverbringungsverordnung engmaschiger reguliert.
Berücksichtigung von CCU und CCS im Emissionshandel?
Eine Bepreisung mit einem Preisschild pro Tonne CO2 ist regulatorisch nicht die einzige Option. Die Abscheidung des bei der Verbrennung entstehenden CO2, verbunden mit einer Folgenutzung („usage“ im Sinne des CCU) bzw. einer Lagerung („storage“ im Sinne des CCS), könnte das regulatorische Umfeld künftig wesentlich verändern. Würde CCU oder CCS in den Emissionshandelssystemen entsprechend anerkannt, bestünden keine effektiv zu bepreisenden Emissionen mehr. Allerdings könnte das gespeicherte oder genutzte CCU-Produkt seinerseits dem Emissionshandel unterfallen.
Das Umweltbundesamt hat hierzu im Dezember 2025 ein Diskussionspapier zum Umgang mit CCU im EU-ETS 1 – Doppelzählung und Anreize veröffentlicht, das verschiedene systematische Ansätze beleuchtet. In der Einleitung wird konkret auf die gegebenenfalls künftige Einbeziehung der Abfallverbrennung in das Europäische Emissionshandelssystem Bezug genommen. Diskutiert werden zwei Modelle: ein Downstream-Ansatz, bei dem die Anlagenbetreiber berichtspflichtig blieben, aber bestimmte Anrechnungsmodelle nutzen können, sowie ein Upstream-Ansatz, bei dem die Abgabepflicht auf die Produktionsstufe des Inverkehrbringens verlagert würde – und damit weg von den Verbrennungsanlagenbetreibern. Konkrete rechtliche Rahmenbedingungen für die Anrechnung von CCU und CCS im Emissionshandelssystem fehlen bislang. Die Novelle des Kohlendioxid-Speichergesetzes bringt indes wieder Fahrt in die Diskussion der „Einbringung“ von abgeschiedenem CO₂ auf Ebene des Emissionshandels.
Gern ansprechbar: Niko Liebheit/Jennifer Diane Morgenstern/Martin Dell/Paulina Schmidt
Ebenfalls gern ansprechbar: Prof. Dr. Ines Zenke/Dr. Tigran Heymann/Carsten Telschow
P.S: Fühlen Sie sich eingeladen, mit uns auf der IFAT vom 4. Mai bis 7. Mai auf der Messe München, Halle B2, Stand 124 in unseren Expertensprechstunden auch über das Thema „CO₂-Bepreisung für Abfall- und Abwasserunternehmen“ zu diskutieren. Wir freuen uns auf den Austausch mit Ihnen! Auch wenn Sie nicht auf der IFAT sind, sprechen Sie uns gerne an. Sie können auch an unserem Webinar zum Thema „Abfall- und Klärschlammverbrennung im Fokus – Zwischen Abfalleigenschaft, Produktion und Energieerzeugnis “ am 3.6.2026 teilnehmen.
