28 Millionen* Gründe zu handeln: Was bedeuten hohe CO2-Kosten für die industrielle Wärmeversorgung?
Die Kernpunkte auf einen Blick: Was bedeuten steigende CO₂-Kosten für die Industrie?
- Neuer Kostendruck durch ETS2: Neben dem bekannten ETS1 für Großanlagen greift ab 2027/2028 das neue EU-Emissionshandelssystem (ETS2). Es bepreist erstmals fossile Brennstoffe für Hallenheizungen, Bürogebäude und firmeninterne Logistikflotten.
- Doppelte Kostenbelastung: Unternehmen, die weiterhin an fossiler Prozess- und Gebäudewärme festhalten, zahlen künftig zweifach – über direkte Zertifikate im ETS1 und über weitergereichte Brennstoff-Zertifikatskosten im ETS2.
- Massives Bilanzrisiko: Ein realer Industriebetrieb mit einem Erdgasverbrauch von 30 GWh summiert bis zum Jahr 2040 kumulierte CO₂-Zertifikatskosten von rund 28 Millionen Euro. Ein „Weiter so“ entwickelt sich damit zu einem akuten wirtschaftlichen Risiko.
- Riesige Hebelwirkung bei der Wärme: Der gezielte Austausch fossiler Systeme durch industrielle Abwärmenutzung, Großwärmepumpen oder Power-to-Heat-Anlagen senkt die Emissionen drastisch. Bereits der Ersatz eines 50-MW-Gaskessels kann jährlich rund 6 Millionen Euro an Zertifikatskosten vermeiden.
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CO₂ Kosten kommen breit in der Industrie an
Mit ETS2 führt die EU ein zweites Emissionshandelssystem ein, das erstmals Emissionen aus Gebäudewärme, Straßenverkehr und weiteren, bislang nicht vom ETS1 erfassten Sektoren europaweit bepreist. Kraftstoff- und Brennstofflieferanten müssen dafür CO₂‑Zertifikate erwerben und geben die Kosten über Energiepreise an ihre Kunden weiter – damit werden Logistik, Hallenheizungen und Bürogebäude zu neuen CO₂‑Kostentreibern in der Industrie. Auch wenn die Industrieanlage selbst ggf. im ETS1 ist, kommen durch ETS2 zusätzliche CO₂‑Kosten aus Transport und Gebäuden hinzu.
Nach heutigem Stand soll ETS2 zwar strukturell 2027 starten, die EU‑Ratsentscheidung von März 2026 sieht aber einen „smoothe(re)n“ Hochlauf mit voll operativem Marktstart 2028 vor. Für deutsche Unternehmen gilt bis dahin weiterhin der nationale CO₂‑Preis nach BEHG, der 2026 in einem Korridor von 55 bis 65 Euro pro Tonne liegt und nahtlos in ETS2 überführt werden soll. Selbst wenn, wie von Wirtschaftsministerin Reiche angedacht, CO₂‑Preissprünge gedämpft werden sollten, ist es für Industrieunternehmen ratsam, sich auch angesichts der fortwährenden weltweiten Krisen unabhängiger aufzustellen, um ihre Wettbewerbsfähigkeit zu schützen.
ETS1 + ETS2: Warum entsteht dadurch doppelter Druck auf fossile Wärmeerzeugung?
Große Industrieanlagen spüren den CO₂‑Preis heute schon über ETS1, etwa in Kesseln, KWK‑Anlagen und bei strompreisbedingten indirekten Emissionen. ETS2 erweitert diesen Druck auf Bereiche wie Lkw‑Diesel, firmeneigene Flotten, Pendel- und Lieferverkehre sowie gas- oder ölbetriebene Heizungen in Nicht‑ETS‑Gebäuden.
Technisch bedeutet das: Wer an fossiler Prozess- und Gebäudewärme festhält, zahlt künftig an zwei Stellen – über Zertifikate im ETS1 und über weitergereichte Zertifikatskosten im ETS2.
Strategisch attraktiver werden damit Lösungen wie erneuerbare Prozesswärme, Großwärmepumpen, Power‑to‑Heat und der Anschluss an regenerative Quartiers- oder Fernwärmenetze.
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CO₂ Risiko sichtbar machen: Von der Rechnung zur Roadmap
Ein Praxisbeispiel aus einem Industriebetrieb mit rund 30 GWh Erdgasverbrauch und 7,4 GWh Strombezug zeigt, wie groß das finanzielle Risiko ist: Bis 2040 können sich kumulierte CO₂‑Zertifikatskosten – auf Basis aktueller CO₂‑Preis‑Studien – auf rund 28 Mio. Euro summieren.
Solche Zahlen machen deutlich, dass ein „Weiter so“ keine neutrale Option ist, sondern ein massives bilanzwirksames Risiko. Tools wie das von goodmen energy und M Consult gemeinsam entwickelte Online‑Tool CO2weg.de (🔗externer Link zu unserem eigenen Tool) helfen, diese impliziten CO₂‑Verbindlichkeiten transparent zu machen: Unternehmen können ihre Verbräuche eingeben und sehen, wie sich ETS2‑Kosten über die Jahre entwickeln.
Was ist der größte Hebel zur Senkung der CO2-Emissionen?
In der Praxis zeigt sich immer wieder: Der größte Hebel für CO₂‑ und Kostensenkung liegt in der Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung und im übergeordneten Energiesystem des Standorts. Beispiele sind der
- Ersatz von Gaskesseln durch Biomasse- oder Biogasanlagen,
- der Einsatz von Großwärmepumpen inklusive Power‑to‑Heat,
- die Nutzung industrieller Abwärme sowie
- der Anschluss an regenerative Nah- oder Fernwärmenetze.
Schon einzelne Maßnahmen haben eine enorme Wirkung: Der Ersatz eines 50‑MW‑Gaskessels kann – je nach Laufzeit – rund 60.000 Tonnen CO₂ pro Jahr vermeiden; bei 100 Euro pro Tonne entspricht das etwa 6 Mio. Euro vermiedenen CO₂‑Kosten jährlich. Eine 10‑MW‑Wärmepumpe, die Gaswärme ersetzt, kann zusätzlich fünfstellige Tonnen‑CO₂‑Einsparungen pro Jahr erreichen und damit jährlich weitere Millionenbeträge an Zertifikatskosten vermeiden.
Wie erhalten Industrie-Unternehmen eine ETS-resiliente Energieversorgung?
Für einen konkreten Transformationspfad für Industrie-Standorte sind typischerweise nur 5 Schritte notwendig.
- Erfassung der aktuellen Bedarfe und Verbräuche,
- detaillierte Last‑ und Temperaturanalysen,
- Identifikation von Effizienz‑ und Substitutionspotenzialen,
- Entwicklung eines Zielbilds (inklusive CO₂‑ und Kostenwirkung) und
- Planung der stufenweisen Umsetzung.
Die Wirtschaftlichkeit ist dabei ebenso wichtig wie deren Effizienz und Zuverlässigkeit.
Weil wir bei goodmen energy quellenoffen planen, können wir fossile Kessel durch einen Mix aus verschiedenen Quellen und Erzeugern ersetzen – zum Beispiel regenerative Netze, Abwärmenutzung, Großwärmepumpen, PV‑gekoppelte Power‑to‑Heat‑Lösungen und – wo sinnvoll – Biomasse. So entstehen robuste Transformationspfade, die sowohl ETS1‑ als auch ETS2‑Risiken adressieren und aus Ausgaben Investitionen in die Zukunft Ihres Unternehmens machen.
Sie möchten mehr zum Thema wissen? Sprechen Sie uns an!
Hier beschreiben wir unsere Kooperation mit M Consult speziell für Industrieunternehmen (🔗 Website intern)