Fast 1000 km neue Pipelines: So soll Deutschlands CO₂ für immer verschwinden
Gasnetzbetreiber OGE plant ein deutsches CO₂-Netz von 964 km Länge. Ein zentraler Baustein – die Pipeline von NRW zu Speichern unter der Nordsee – wurde jetzt im Beisein von König Willem-Alexander und Bundespräsident Steinmeier besiegelt. So soll die CCS-Kette ab 2033 aussehen.
Verlegung einer Großpipeline (Symbolbild). Für den Delta Rhine Corridor muss die gesamte CO₂-Infrastruktur neu gebaut werden – bestehende Erdgasleitungen sind den Anforderungen nicht gewachsen.
Foto: picture alliance/dpa | Bernd Weißbrod
Der Rahmen hätte kaum prächtiger sein können: König Willem-Alexander und Bundespräsident Frank-Walter Steinmeier schauten zu, als sechs Energieunternehmen am 10. Juni in Rotterdam ihre Unterschriften unter ein Memorandum of Understanding (MoU) setzten. Sechs Energiekonzerne wollen ein grenzüberschreitendes CO₂-Pipelinenetz entwickeln, das Industriecluster in Nordrhein-Westfalen mit leergepumpten Gasfeldern unter der niederländischen Nordsee verbindet. Bindend ist daran – noch – nichts.
Trotzdem ist die Absichtserklärung nicht nur royale Symbolpolitik. Denn das Problem, das der sogenannte Delta Rhine Corridor lösen soll, ist real: Zement-, Kalk- und Chemiewerke, Müllverbrennungsanlagen und Stahlhütten erzeugen Emissionen, die sich mit keiner heute absehbaren Technik vollständig vermeiden lassen. Wer diese Industrien vollständig dekarbonisieren will, muss ihr CO₂ abscheiden und dann entweder nutzen oder langfristig einspeichern. Für die zweite Option fehlt in Deutschland bislang fast alles: Pipelines, Speicher, Knowhow.
Deutschlands größter Transportnetzbetreiber will das ändern: Die Essener planen ein „CO₂-Startnetz“ von 964 km Länge. Die jetzt besiegelte Route nach Rotterdam ist darin das erste grenzüberschreitende Teilstück.
Inhaltsverzeichnis
Wer beteiligt ist
Hinter dem MoU stehen einige Schwergewichte der Branche:
- der niederländische Staatskonzern EBN
- die Netzbetreiber Gasunie und OGE,
- die Öl- und Gasmultis Shell, TotalEnergies und Eni, die sich im CO₂-Geschäft ein neues Standbein aufbauen.
Was die Unternehmen vereinbart haben
Alle sechs sind bereits im CO₂-Transport und in der Speicherung aktiv. Vereinbart haben sie, die Entwicklung eines integrierten Pipelinenetzes zwischen Nordrhein-Westfalen und der niederländischen Nordsee zu koordinieren – inklusive der Anbindung an Aramis, das geplante Offshore-Transportsystem vor der niederländischen Küste.
Konkret wollen die Partner in den kommenden Monaten drei Dinge abstimmen:
- die technische Auslegung an der Schnittstelle zwischen Delta Rhine Corridor und Aramis,
- eine einheitliche „Customer Journey“ für Industriekunden mit einheitlichem Ansprechpartner statt eines Behörden- und Firmendschungels
- die gemeinsame Interessenvertretung gegenüber Politik und Öffentlichkeit
All das geschieht ausdrücklich auf nicht bindender Basis. Eine finale Investitionsentscheidung gibt es weder für den Korridor noch für Aramis; bei Letzterem ist sie für 2027 angepeilt.
Das klingt erstmal nach wenig. Doch für eine Branche, in der bislang jedes Land und jedes Projekt sein eigenes Süppchen kochte, ist die Verzahnung zweier nationaler Großvorhaben zu einer durchgehenden Transportkette ein Schritt, auf den Industriekunden seit Jahren warten: Wer in Köln oder Duisburg CO₂ abscheidet, will einen Vertrag für den ganzen Weg bis unter den Meeresboden – nicht drei verschiedene.
Die Route: Von Rotterdam bis ins Ruhrgebiet
Der Delta Rhine Corridor soll auf niederländischer Seite von der Maasvlakte im Rotterdamer Hafen über Moerdijk bis Venlo an der deutschen Grenze verlaufen; Gasunie baut diesen Abschnitt, OGE entwickelt die Fortsetzung nach Nordrhein-Westfalen. Dort wartet die Kundschaft: das dichteste Industriecluster Europas, von den Zementwerken Westfalens bis zur Chemie am Rhein.
Am anderen Ende übernimmt Aramis – eine Offshore-Pipeline, die das CO₂ von der Maasvlakte zu ausgeförderten Gasfeldern unter der Nordsee bringen soll. Erst beide Projekte zusammen ergeben die durchgehende Kette vom Werkstor bis unter den Meeresboden.
Für OGE ist der Korridor zugleich der Auftakt zu etwas Größerem: Der Essener Netzbetreiber plant seit Frühjahr 2022 ein CO₂-Startnetz von 964 km Länge, das jährlich 18,8 Mio. Tonnen CO₂ aufnehmen soll. Anbindungen soll es unter anderem nach Rotterdam, Belgien und Süddeutschland geben. Auch hier gilt: kompletter Neubau, von der ersten Schweißnaht an.
Warum CO₂-Transport kein Erdgas-Geschäft ist
Dass zwei Gasnetzbetreiber das Projekt tragen, liegt nahe. Ihre alten Leitungen können sie aber nicht nutzen. OGE geht von einem kompletten Neubau der Infrastruktur aus. Denn CO₂ stellt ganz eigene Anforderungen:
- Extrem hoher Druck: Transportiert wird CO₂ in der sogenannten überkritischen Phase, die ab rund 31 °C und 74 bar erreicht ist. Es verhält sich dann eher wie eine Flüssigkeit als wie ein Gas. Am Einspeisepunkt sind 150 bar und mehr nötig, um die Druckverluste über Hunderte Kilometer auszugleichen. Bestehende Erdgasleitungen sind für solche Drücke nicht ausgelegt.
- Korrosionsgefahr: Trifft CO₂ auf Restwasser, entsteht die aus der Trinkflasche bekannte Kohlensäure – und die ist schlecht für Pipelinestahl. Das eingespeiste CO₂ muss daher strenge Reinheitsanforderungen erfüllen, etwa bei Wasser-, Sauerstoff- und Schwefelgehalt.
- Viele Quellen für eine Pipeline: Zementwerke, Müllverbrennungsanlagen und Stahl- oder Chemieanlagen liefern CO₂ mit jeweils anderen Begleitstoffen. Alle Ströme müssen auf eine gemeinsame Spezifikation gebracht werden, bevor sie in dieselbe Leitung dürfen. In dieser Größenordnung hat das noch niemand umgesetzt.
- Anderes Leckage-Verhalten: Anders als Erdgas ist CO₂ schwerer als Luft und sammelt sich bei einem Austritt in Bodensenken, statt sich zu verflüchtigen. An der Leckstelle kühlt es dabei schlagartig ab, sogar Trockeneis kann sich bilden. Der DVGW hat dafür ein eigenes technisches Regelwerk erarbeitet, inklusive Leckageüberwachung, Korrosionsmonitoring und automatischer Absperrung.
Immerhin: Laut Branchenzahlen ist die Technik sehr leistungsfähig. Eine einzige Großpipeline mit 1 m Durchmesser kann rund 35 Mio. t CO₂ pro Jahr transportieren. Dieselbe Menge per Schiff oder Schiene zu bewegen, hieße 1750 Seeschiff-Ladungen oder 35.000 Güterzüge.
Genau deshalb ist die Übergangslösung, die das MoU für die Jahre vor 2033 vorsieht – CO₂ per Schiff und Bahn nach Rotterdam –, nur das: eine Übergangslösung.
Der Zeitplan: 2030, 2032, 2033
| Jahr | Meilenstein |
| 2027 | Finale Investitionsentscheidung für Aramis (geplant) |
| 2030 | Betriebsstart Aramis: CO₂-Anlieferung zunächst per Schiff und Bahn |
| 2032 | Erste Teilstrecken des Pipelinekorridors in den Niederlanden |
| 2033 | Durchgehendes deutsch-niederländisches Pipelinesystem |
Jede dieser Jahreszahlen steht unter Vorbehalt. Und die Projektgeschichte mahnt zur Vorsicht: Ursprünglich sollte der Delta Rhine Corridor schon ab 2028 CO₂ transportieren, geplant war einst ein ganzes Bündel von bis zu sechs Leitungen für verschiedene Stoffe.
Übrig geblieben sind Wasserstoff und CO₂ – und ein um fünf Jahre verschobener Start.
Was das CO₂-Netz vom Wasserstoff lernen kann
Für OGE ist der Delta Rhine Corridor schon das zweite Leitungsnetz für die Energiewende. Parallel baut der Essener Fernleitungsnetzbetreiber am Wasserstoff-Kernnetz mit: 9.040 km wasserstofffähige Hochdruckleitungen sollen bis 2032 entstehen, insgesamt rund 19 Mrd. € teuer. Die beiden Vorhaben unterscheiden sich gar nicht so sehr, wie es auf den ersten Blick scheinen mag.
- Der Unterschied: Beim Wasserstoff entstehen etwa 60 % des Netzes durch Umwidmung alter Erdgasleitungen. Das ist günstiger und schneller als Neubau. Beim CO₂ fällt diese Abkürzung weg, das Netz muss komplett neu in den Boden. Und während Wasserstoff als Energieträger zu den Kunden fließt, fließt CO₂ als Abfallstrom von ihnen weg. Verkauft wird kein Produkt, sondern eine Entsorgung.
- Die Gemeinsamkeit ist das Henne-Ei-Problem: Niemand baut Abscheideanlagen ohne Pipeline, niemand baut Pipelines ohne Abscheideanlagen.
Wie das ausgehen kann, erlebt OGE gerade beim Wasserstoff. Seit Ende 2025 steht eine fertige Neubauleitung im Kreis Borken, durch die noch kein Molekül zum Kunden fließt, weil Elektrolyseur und Speicher an ihren Enden nicht fertig sind. Beim Kernnetz federt immerhin der Bund das Risiko ab: Er finanziert vor, die Netzbetreiber haften nur anteilig.
Einen vergleichbaren staatlichen Mechanismus gibt es für das CO₂-Netz bislang nicht. Genau deshalb dürfte den sechs MoU-Partnern viel an der gemeinsamen „Customer Journey“ liegen: Wer 2033 kein leeres Rohr betreiben will, muss seine Kunden binden, bevor der erste Bagger rollt.
Der schwierige Teil steht noch bevor
Eine Stakeholder-Gruppe war am 10. Juni nicht in Rotterdam: Die Menschen, unter deren Äckern und Vorgärten die Pipeline einmal liegen soll. Aber sie werden sich bemerkbar machen. Mehrere Kommunen entlang möglicher Trassen haben sich bereits kritisch positioniert. In Hilden, wo die Trasse ein dicht besiedeltes Stadtgebiet queren soll, empfahl die Stadtverwaltung Anfang 2026 die Ablehnung des Vorhabens – die Stadt hatte schon gegen die Covestro-CO-Pipeline jahrelang prozessiert.
Hinzu kommt die grundsätzliche Kritik: Umweltverbände wie der BUND warnen, CCS verringere Emissionen nicht, sondern verzögere allenfalls deren Freisetzung und könnte fossilen Anlagen so ein längeres Leben verschaffen, die sonst längst ersetzt würden. Und selbst Befürworter räumen ein, dass der Delta Rhine Corridor technisches Neuland betritt: Ein Netz, in dem CO₂-Ströme aus Zement-, Stahl-, Chemie- und Müllverbrennungsanlagen zusammenfließen, hat nach Recherchen von Correctiv und WDR weltweit noch niemand realisiert.
Das MoU von Rotterdam klärt keine dieser Fragen, aber es zeigt, dass es einen Fahrplan gibt, den Akteure aus der Energiewirtschaft und die beteiligten Staaten grundsätzlich tragen.
Der feierliche Teil ist erledigt. Der schwierige beginnt jetzt.
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