Entwurf zur Anrechnung des Drittlands-CO₂-Preis: Klare Formel, viele Nebenbedingungen

Die Kommission legt den Anrechnungsentwurf vor

Die EU-Kommission hat am 13. Mai 2026 den Entwurf der Durchführungsverordnung zur Anrechnung des im Drittland gezahlten CO₂-Preises auf CBAM-Zertifikate veröffentlicht. Rechtsgrundlage ist Artikel 9(5) der CBAM-Verordnung (EU) 2023/956. Die öffentliche Konsultation läuft bis zum 10. Juni 2026. Damit liegt ein weiteres wesentliches Stück des CBAM-Durchführungspakets vor. Es betrifft jene Frage, die für die Kostenrechnung der Importeure am unmittelbarsten zählt.

Die Anrechnung rechnet Kosten gegen, nicht Emissionen

Artikel 6 berechnet die Reduktion der CBAM-Zertifikate als Verhältnis zweier Geldbeträge. Im Zähler steht der effektive CO₂-Preis pro Tonne Ware, im Nenner steht ein von der EU-Kommission veröffentlichter Referenzpreis, also der Jahresdurchschnitt der CBAM-Zertifikatspreise. Dieser Wert wird dann mit der entsprechenden Importmenge multipliziert. Die Anrechnung folgt damit der Kostenebene.

Ein Rechenbeispiel macht das greifbar. Wer im Drittland 20 Euro je Tonne Ware effektiv zahlt und einem Referenzpreis von 80 Euro je Tonne CO₂e gegenübersteht, erhält eine Reduktion von 0,25 Zertifikaten je Tonne Ware. Die Emissionsintensität der Ware spielt für diese Rechnung keine Rolle. Ein Lieferant mit niedrigem Nettopreis liefert proportional kleine Anrechnungen, auch wenn seine Emissionen substanziell sind. Nominale CO₂-Preise aus drittländischen Mechanismen überzeichnen die tatsächlich erzielbare Anrechnung damit systematisch.

Vier Abzüge, eine Ausnahme

Artikel 8 Absatz 1 listet vier Arten von Kompensationen, die vom anrechenbaren CO₂-Preis abzuziehen sind. Dazu zählen reduzierte Steuersätze und Befreiungen vom Erfassungsumfang, etwa durch freie Zuteilungen oder Emissionen unterhalb einer Baseline. Hinzu kommen monetäre Erstattungen einschließlich indirekter Strompreiskompensation sowie eine Auffangkategorie für jede sonstige Entlastung. Maßgeblich ist also der Nettopreis nach allen Abzügen.

Artikel 8 Absatz 2 schafft eine Ausnahme. Subventionen, die aus den Einnahmen des CO₂-Preises finanziert und in die Dekarbonisierung der Anlage reinvestiert werden, zählen nicht als Kompensation. Voraussetzung ist, dass alle Anlagen antragsberechtigt sind, die Vergabeentscheidung öffentlich ist und der Zweck explizit die Emissionsreduktion ist. Diese Konstruktion begünstigt Länder, die ihre Einnahmen produktiv reinvestieren, gegenüber denen, die sie über intransparente Steuersenkungen zurückfließen lassen.

Emissionsgutschriften: Zwei Regime, eine Grenze

Die 10-Prozent-Grenze für Artikel-6-Gutschriften gilt ausschließlich für grenzüberschreitend transferierte Gutschriften. Konkret betroffen sind international transferierte Minderungsergebnisse (ITMOs) nach Artikel 6.2 oder Emissionsminderungen nach Artikel 6.4 des Pariser Abkommens. Drei Bedingungen müssen erfüllt sein. Die Gutschriften müssen auf der zentralen Verbuchungs- und Berichtsplattform der UNFCCC (CARP) registriert sein, der zugehörige technische Expertenbericht muss frei von wesentlichen Inkonsistenzen sein, und ihr Anteil darf 10 Prozent der unter dem Drittland-Mechanismus gemeldeten und bestätigten Emissionen nicht überschreiten. Was darüber liegt, erhält einen Preis von null und kann damit nicht mehr von den CBAM-Kosten abgezogen werden.

Für inländische Ausgleichsgutschriften, die ein Betreiber innerhalb seines nationalen Verpflichtungsregimes einsetzt, gilt diese Begrenzung nicht. Erwägungsgrund 12 stellt klar, dass weder qualitative noch quantitative Zusatzkriterien gelten, sofern die Gutschriften nach den Vorgaben des offiziellen Bepreisungssystems genutzt werden. Das heißt, chinesische CCER-Gutschriften im chinesischen Emissionshandelssystem oder nationale Ausgleichsgutschriften unter der singapurischen CO₂-Steuer fallen damit nicht unter die 10-Prozent-Grenze. Gänzlich freiwillig getätigte Käufe von sog. Carbon Credits außerhalb eines regulatorischen Rahmens sind vollständig ausgeschlossen.

Zwei Fünf-Prozent-Regeln, einmal eng und einmal großzügig

Der Entwurf enthält zwei separate Fünf-Prozent-Schwellen, die in der Praxis sehr unterschiedlich wirken. Artikel 16 setzt die Wesentlichkeitsschwelle für die Zertifizierung bei 5 Prozent des effektiven CO₂-Preises pro Tonne und CN-Code. Diese Schwelle ist knapp bemessen. Sie zwingt zur sauberen Zuordnung der Preisdaten auf Produktebene. Wer Lieferanten unter einem CN-Code zusammenfasst, ohne die Anrechnung pro Quelle aufzuschlüsseln, verliert die Anrechnung ganz.

Die zweite Fünf-Prozent-Regel steht in Erwägungsgrund 7 und Anhang I Abschnitt 4.2. Hier werden Unterschiede von bis zu 5 Prozent zwischen dem Erfassungsbereich des Drittland-CO₂-Preises und dem CBAM-Erfassungsbereich toleriert. Das betrifft Fälle, in denen ein Drittland-Mechanismus zusätzliche Treibhausgase oder weitere Emissionsquellen erfasst, die unter CBAM nicht oder anders behandelt werden. Diese Toleranz verhindert, dass belastbare Preisnachweise wegen geringfügiger Bilanzierungsunterschiede bei der Emissionsüberwachung verworfen werden.

Brennstoffsteuern, Vorprodukte und mehrere Mechanismen pro Anlage

Brennstoffbasierte CO₂-Steuern werden explizit anerkannt. Anhang I Abschnitt 3.3.3 erfasst die schwedische CO₂-Steuer, die norwegische CO₂-Abgabe und die kanadische Bundes-Brennstoffabgabe (Federal Fuel Charge). Sie zählen auch dann, wenn der Betreiber die Steuer nicht direkt entrichtet, vorausgesetzt der Steuersatz steht im Einklang mit dem Emissionsfaktor des Brennstoffs.

Auch CO₂-Preise vorgelagerter Anlagen lassen sich anrechnen. Artikel 4 und Anhang I Abschnitt 6.2 erlauben es einem Hersteller komplexer Güter, den vom Vorlieferanten gezahlten Preis mitzurechnen. Voraussetzung ist eine zertifizierte CO₂-Preis-Erklärung der vorgelagerten Anlage. Alternativ steht der Default-Preis der Kommission zur Verfügung. Für die Stahlindustrie ist das relevant, weil Werke, die preisbelastete Pellets verarbeiten, zwei Anrechnungsebenen geltend machen können. Die Vorgaben folgen damit stark der Herangehensweise zur Berechnung der Emissionsdaten über komplexe Lieferketten.

Artikel 3 Absatz 4 erlaubt zudem die Aggregation mehrerer CO₂-Preis-Mechanismen innerhalb einer Anlage. Ein britischer Betreiber, der sowohl im UK ETS (britisches Emissionshandelssystem) handelt als auch den Carbon Price Support (britischer CO₂-Mindestpreisaufschlag) zahlt, kann beide Instrumente bündeln. Dasselbe gilt für eine chinesische Anlage, die unter dem nationalen Emissionshandelssystem und einem regionalen Pilotsystem operiert. Damit lassen sich parallele Instrumente in einer Anlage zur vollen Anrechnung zusammenführen. Es wird eine effektive Gleichstellung möglich.

Operative Anforderungen mit rückwirkender Geltung

Der Entwurf enthält drei operative Vorgaben, die Importeure direkt betreffen. Artikel 7 Absatz 3 schreibt vor, dass der CO₂-Preis-Bericht des Betreibers in englischer Sprache zu verfassen ist. Der Zertifizierungsbericht der unabhängigen Person folgt nach Artikel 17 Absatz 9 derselben Regel. Lieferanten in der Türkei, China, Korea oder Brasilien müssen den Aufwand für englischsprachige Berichte einplanen.

Für die Umrechnung in Euro legt Artikel 5 den jährlichen Durchschnittskurs fest. Die Grundlage bilden die Wechselkurse der Europäischen Zentralbank oder, wo erforderlich, von Eurostat. Tägliche oder monatliche Mittelwerte, wie sie aus dem Stromhandel gefordert wurden, sind nicht vorgesehen.

Artikel 32 sieht eine rückwirkende Geltung ab dem 1. Januar 2026 vor. Alle Importe des laufenden Kalenderjahres fallen unter die Anrechnungsregeln, sobald der Entwurf verabschiedet ist. Die erste CBAM-Erklärung dazu ist im Mai 2027 fällig. Importeure sollten die Nachweise für 2026 bereits jetzt systematisch sammeln. Das wirkt sich also auch in den meisten Fällen positiv auf die angestellten Kostenberechnungen aus.

Was das für die Beschaffung von CBAM-Waren bedeutet

Für Einkäufer verschiebt der Entwurf den Hebel der CO₂-Kostenreduktion vom Lieferantenland zur Lieferantenanlage. Entscheidend ist der bei der konkreten Anlage tatsächlich gezahlte Nettopreis, ausgewiesen auf Produktebene pro CN-Code und zertifiziert durch eine unabhängige Person. Der nominale CO₂-Preis im Drittland sagt darüber wenig aus. Lieferanten, die nur Default-Emissionswerte melden, fallen automatisch auf den Default-CO₂-Preis zurück.

Anlagen mit verifizierten Emissionsdaten in Ländern mit anerkannten CO₂-Preissystemen bieten daher die größten Anrechnungspotenziale. Dazu zählen das britische, chinesische, koreanische und neuseeländische Emissionshandelssystem ebenso wie die schwedische CO₂-Steuer. Lieferanten in Ländern ohne verpflichtendes Preissystem bleiben auf den Default-Wert beschränkt.

In Verträgen sollten der Liefertermin der zertifizierten Emissions- und CO₂-Preisberichte sowie die vollständige Offenlegung aller Kompensationen pro CN-Code fixiert sein. Dazu zählen freie Zuteilungen, indirekte Strompreiskompensation, Rückerstattungen und sonstige Entlastungen. Wer diese Datenstruktur jetzt aufbaut, kann die Anrechnung für das Importjahr 2026 später vollständig geltend machen.

Ausblick

Die öffentliche Konsultation läuft noch bis zum 10. Juni 2026. Mit einer Verabschiedung im Spätsommer oder Herbst ist zu rechnen. Parallel veröffentlicht die Kommission die jährlichen Standard-CO₂-Preise und den Referenzpreis der CBAM-Zertifikate für 2026 in separaten Rechtsakten. Importeure sollten den Konsultationszeitraum nutzen, um Positionen zur 10-Prozent-Grenze oder zum jährlichen Wechselkurs einzubringen. Parallel dazu beginnt jetzt die Sammlung der Emissions- und CO₂-Preisnachweise für das Importjahr 2026.

Support

Wenn Sie wissen möchten, wie sich die Anrechnung des Drittland-CO₂-Preises auf Ihre CBAM-Kostenrechnung auswirkt, welche Nachweise Sie bei Ihren Lieferanten anfordern sollten oder wie die zweigeteilte Logik aus tatsächlichen Werten und Default-Werten Ihre Beschaffungsstrategie verändert, schreiben Sie mir gerne an helge@kolum.earth.