Kohlenstoff-Speicherungsgesetz (KSpG)
Ein Überblick über die wesentliche Punkte des Gesetzes:
- Offshore-Speicherung: Es erlaubt grundsätzlich die Errichtung von kommerziellen CO2-Speichern im industriellen Maßstab in der Nordsee auf dem Gebiet des Festlandsockels und der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ). Ausgenommen sind Meeresschutzgebiete und das Küstenmeer.
- Onshore-Speicherung: Die Bundesländer können auf ihrem Gebiet CO2-Speicher erlauben („Opt-in“).
- Es wird ein in der Regel „überragendes öffentliches Interesse“ für die Errichtung, den Betrieb und wesentliche Änderungen von Kohlendioxidleitungen und -speichern festgestellt.
- Zugang zum CO2-Leitungsnetz sollen alle Quellen erhalten, mit Ausnahme für Emissionen aus der Energieerzeugung durch die Verbrennung von Kohle.
- Für den Aufbau einer Kohlendioxidinfrastruktur gibt es Regelungen zur Beschleunigung von Bau- und Genehmigungsverfahren.
Inhaltsverzeichnis
NRW gilt in Sachen CCS als Vorreiter in Deutschland
Für die Umsetzung sind auch die Bundesländer gefragt: Nordrhein-Westfalen hat bereits 2021 eine Carbon-Management-Strategie verabschiedet. Iris Rieth-Menzel, Teamleiterin bei NRW Energy4Climate, stellt klar: „Die erste Priorität ist die CO2-Vermeidung in Produktionsprozessen. Wir müssen defossilisieren.“ Doch auch wenn hier biogene Stoffe eingesetzt werden und natürliche wie auch technische Senken ausgebaut werden, rechnet man für NRW mit einem Potenzial von 15 Mio. t bis 22 Mio. t abgeschiedenem CO2. Das wäre rund ein Drittel des bundesweit erwarteten Potenzials von 42 Mio. t bis 53 Mio. t „Wir erwarten, dass NRW dafür ein Hotspot wird, weil es die industrialisierteste Region in Deutschland ist“, sagt Rieth-Menzel.
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„Ein möglichst frühzeitiger Beginn der Projekte ist essenziell, da der Aufbau von Transport- und Speicherinfrastrukturen zwischen sieben und zehn Jahre dauern kann, diese Infrastrukturen aber bereits Anfang der 2030er-Jahre benötigt werden, um die gesetzten Klimaziele zu erreichen.“ Dass dieser Zeitrahmen wohl nicht eingehalten werden kann, verdeutlichen Branchenvertreter. Das gilt auch für die Speicherstätten unter der Nordsee: „Wir werden da nicht 15 bis 20 Speicherstätten bekommen. Ich wäre schon froh, wenn wir zwei kriegen“, sagt Sebastian Fischer von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe.
CCS-Hochlauf muss ab 2030 erfolgen
Angesichts der Dringlichkeit von Maßnahmen zur Erreichung der Klimaneutralität bis 2045 muss jedoch der Hochlauf der CO2-Abscheidung aus Expertensicht bereits zwischen 2030 und 2040 erfolgen. „Die Speichermöglichkeiten in den frühen 2030er-Jahren können zum Bottleneck (Engpass) werden“, meint auch die NRW-Vertreterin. Neben Pipelines für das CO2 würden daher auch Schiffs- und Schienentransport benötigt, dafür wolle man einen Hub aufbauen.
Viel Potenzial für CCS bei Zementproduzenten
Alexandra Becker von Cemex, einem der weltweit größten Zementhersteller, der auch das Zementwerk in Rüdersdorf bei Berlin betreibt, betont, man habe schon viel für die CO2-Reduktion getan. 1990 sei bei der Produktion 1 t Zement 1 t CO2 angefallen. „Jetzt liegen wir netto bei rund 380 kg.“ Dafür sei viel investiert worden, unter anderem in CO2-ärmere Brennstoffe und Materialien. Doch angesichts der hohen Kosten für weitere Reduzierung setzt man auf die CO2-Abscheidung.
Im CO2-Abscheidungsprojekt „CO2LLECT“ ist in Rüdersdorf eine Anlage zur Kohlenstoffdioxidabscheidung und -verflüssigung geplant. Ein adsorptiv-kryogenes Verfahren, bei dem das CO2 aus dem Abgas direkt an der Emissionsquelle abgeschieden wird, die die Firma Linde bauen und betreiben wird. „Damit sollen jährlich rund 1,3 Mio. t CO2 abgeschieden werden“, so Becker. „Es entsteht flüssiges CO2, das in Bahnwaggons für die Speicherung an die Küste transportiert werden soll.“ Für das Projekt stellt die EU aus dem Innovationsfonds 157 Mio. € Förderung bereit.
Investitionssicherheit und Finanzierung als Knackpunkte
Doch angesichts des hohen Investitionsbedarfs ist wichtig, dass auch national schnell der Rahmen für die Wirtschaftlichkeit der benötigten Anlagen und Transportmöglichkeiten geschaffen wird. Die CO2-Transporte machen bei CCS einen erheblichen Anteil der Kosten aus. „Es sollten die unterschiedlichen Standortbedingungen berücksichtigt werden, um Wirtschaftlichkeit, Wettbewerbsfähigkeit und Profitabilität zu gewährleisten“, sagt Cemex-Vorständin Becker.
Bei der Regulatorik seien unter anderem noch die Bilanzierung von biogenem CO2 und die Anrechnung von Negativemissionen unklar. Wichtig sei auch die Einbeziehung in Klimaschutzverträge, „sonst werden wir keine Investitionsentscheidung treffen“. Von einer Erweiterung der kostenlosen Zuteilung von Emissionszertifikaten hält Becker gar nichts: „Das wäre für uns ein Fluch.“ Denn das würde ja die Unternehmen belohnen, die wenig für den Klimaschutz tun.
Banken sind an CCS-Projekten interessiert
Dass sich auch Banken bei CCS/CCU engagieren, zeigt die niederländische ING. Laut Manager Peter-Paul Ekelschot finanziert sie eine Reihe von CCS- und CCU-Projekten in Europa, wobei er unterstreicht: „Die staatliche Unterstützung ist fundamental, um die Projekte auf die Beine zu stellen.“ „Wir brauchen ein gewisses Maß an staatlicher Absicherung“, sagt auch Markus Rosenthal vom Bundesverband Carbon Management Solutions. „Wenn der Bundesadler drauf klebt, kann ich zu meiner Bank gehen.“ Er glaubt, dass es eine europäische Bank geben wird, jedenfalls solle die Bundeswirtschaftsministerin darauf hinarbeiten.
In Norwegen und Dänemark gibt es die staatliche Unterstützung, weshalb man hier mit CCS schon sehr viel weiter ist. So übernimmt der Staat in Dänemark 20 % der Kosten, wie Anne Mette Cheese von Equinor berichtet. Dass sich mit CCS und CCU Geld verdienen lässt, beweist der Konzern Mitsubishi: Er betreibt weltweit 18 Anlagen, in denen verschiedene Verfahren zur Anwendung kommen.
Europäische Kooperation ist nötig, der Leitungsbedarf ist da
Klar ist, dass für die CO2-Speicherung unter der Nordsee die grenzüberschreitende Kooperation mit den Nachbarländern unabdingbar ist: CO2-Leitungen durch die Niederlande und Belgien sowie nach Dänemark und Norwegen sollen das Kohlendioxid an die Küsten transportieren.
Friedrich Rosenstock, Geschäftsführer des Fernleitungsbetreibers Fluxys, dessen Fokus auf Belgien und der Nordsee liegt, meint: „Wir können bei Offshore-Projekten wohl schneller sein als bei Onshore.“ Fluxys hat, wie Rosenstock berichtet, ein gemeinsames Leitungsprojekt mit Open Grid Europe (OGE) und Equinor „mit klarer Arbeitsteilung, Open Grid übernimmt den deutschen Teil“. In Belgien sind die Regionen für die Transportleitungen zuständig. „Es gibt bereits die Zulassung für Flandern und die Wallonie“, man sei hier pragmatisch ausgerichtet, lange Diskussionen wie in Deutschland habe es nicht gegeben.
„Wir arbeiten seit fünf Jahren sehr intensiv daran, ein CO2-Transportnetz zu entwickeln“, berichtet Martin Frings, Head of Business Development bei OGE, dem größten Fernleitungs-Gasnetzbetreiber in Deutschland. Das Netz müsse neu aufgebaut werden, denn bestehende Gasleitungen könnten nicht genutzt werden, sagte er gegenüber VDI nachrichten. „CO2-Pipelines müssen wegen des höheren Drucks doppelwandig sein.“ Dass die Kapazitäten genutzt würden, steht für ihn außer Zweifel, denn Interesse am Zugang zur Nordsee gebe es auch in Österreich und Frankreich.
