Geografische Lage ausschlaggebend für Transportkosten
Abb. 2 Geografische Verteilung potenzieller CCS-Cluster (Quelle: McKinsey & Company)
Transport und Speicherung stellen zwei weitere große Kostenposten im CCS-Prozess dar. Nach der Abscheidung wird das CO2 komprimiert und zu einer Lagerstätte verbracht. Der Transport erfolgt per Lkw oder Zug, mit dem Schiff oder in Pipelines. An Land sind Pipelinenetze für größere Distanzen bei industriellen Maßstäben das Mittel der Wahl, da die Kosten für den Lkw-, Schienen-, oder Binnenschifftransport um ein Vielfaches höher liegen. Mit Blick auf die Infrastrukturkosten erscheint daher eine Erschließung in regionalen Clustern sinnvoll, die eine hohe Dichte an großen Point Sources aufweisen (Abb. 2).
Wie teuer der Infrastrukturausbau wird, hängt in erster Linie von der Art der Pipeline und den topografischen Bedingungen ab. Für 100 km Pipeline bewegen sich die Kosten nach Angaben des National Energy Technology Laboratory bei einem Durchmesser von ca. 30 cm zwischen 100 und 200 Mio. € und bei einem Durchmesser von ca. 100 cm durchaus mehr als 300 Mio. €.
Ein Industriebeispiel: Für ein CO2-Netz in Deutschland beziffert der Verein Deutscher Zementwerke den Pipelinebedarf für die Zement-, Kalk- und Abfallindustrie auf 4.800 km und die dazu nötigen Investitionen auf 14 Mrd. €. Das Szenario orientiert sich im Wesentlichen am Pipelineneubau innerhalb bestehender Erdgas- und Wasserstoffpipeline-Korridore und geht davon aus, dass CO2-Quellen im Umkreis von 50 km an das Netzwerk angeschlossen werden können. Im Ergebnis könnte so der Großteil der Emittenten in Deutschland Zugang zum Netzwerk erhalten. Erste Projekte sind in Planung, darunter der Delta Rhine Corridor, der CO2 entlang des Rheins von Ludwigshafen bis Rotterdam befördern soll, und der WHV-CO2-Korridor aus dem Ruhrgebiet bis Wilhelmshaven.
Die geografische Lage der Emissionsquelle bestimmt somit maßgeblich die Kosten des Transports. Nach aktuellen Studien u.a. von der Internationalen Energieagentur betragen die Transportkosten bei einer Onshore-Pipeline von 100 km beispielsweise wenige Euro pro Tonne; bei 1.000 km liegen sie bereits in einer Größenordnung von 20 bis 30 €/t. Hinzu kommen Kosten für den Offshore-Transport (rund 5 €/t via Pipeline, 20 bis 25 €/t per Schiff) und die Speicherung (10 bis 30 €/t).
Was es zum Hochlauf braucht: Klare Regulatorik und finanzielle Anreize
Damit CCS in Deutschland erfolgreich eingesetzt werden kann, sind noch einige Voraussetzungen zu erfüllen. Zunächst wäre es hilfreich, die regulatorischen Rahmenbedingungen für CCS weiter zu konkretisieren. Mit den Eckpunkten der Carbon Management-Strategie ist der erste Schritt getan. Gerade für Pipelineinvestoren birgt die aktuelle Regulatorik jedoch noch Unsicherheiten. Denn ähnlich wie beim Wasserstoffnetz besteht die Herausforderung darin, dass ein Transportnetz nur sinnvoll ist, wenn es ausreichend Nutzer gibt, und umgekehrt finden sich Anwender erst dann, wenn der Transport über Pipelines kostengünstig möglich ist. Sinnvoll ist daher eine integrierte und langfristige Perspektive, die Planungssicherheit gewährt und einen geregelten Hochlauf ermöglicht.
Neben einem klaren regulatorischen Rahmen besteht die zweite Voraussetzung in der finanziellen Umsetzbarkeit. Ökonomisch gesehen ist CCS – unter den aktuellen Bedingungen – für viele Emittenten in der Industrie noch nicht attraktiv, da die CO2-Kosten derzeit allein anhand von ETS-Preisen bewertet werden und sich der CCS-Einsatz demgegenüber nicht rechnet. Eine flächendeckende Anwendung der Technologie durch die Industrie erfordert daher gegebenenfalls weitere finanzielle Anreize. Förderlich könnten sich in diesem Zusammenhang die Klimaschutzverträge (Carbon Contracts for Difference) des BMWK erweisen, über die Anwender die derzeit noch hohen Kosten für CCS relativ zum ETS-Preis ausgleichen könnten.
Für den künftigen Hochlauf von Bedeutung wäre nicht zuletzt, ob sich einzelne Bundesländer für die Möglichkeit der Onshore-Speicherung entscheiden. Wegen der dann deutlich verringerten Transportdistanzen könnte dies nachhaltig kostensenkend wirken. Gleichzeitig allerdings würde diese Option auch zu größerer Unsicherheit führen, insbesondere in Bezug auf den Aufbau der erforderlichen Pipeline-Infrastruktur.