Carbon Management | Was bleibt, wenn CO2 bleibt?

Steigende CO2-Preise verändern den Rahmen der Energiewirtschaft spürbar. Gleichzeitig ist klar, dass auch ein weitgehend klimaneutrales Energiesystem nicht vollständig ohne fossile Emissionen auskommen wird. “Gerade in der Wärme- und Stromerzeugung gibt es – etwa in Form von Müllheizkraftwerken – Anlagen, die auch über das Jahr 2045 hinaus unvermeidbare CO2-Emissionen ausstoßen werden“, erklärt Martin Santa Maria aus der Thüga-Abteilung Erzeugung. Im vergangenen November haben Deutscher Bundestag sowie Bundesrat das Kohlendioxidspeicher und -Transportgesetz (KSpTG) verabschiedet. Seither ist die unterirdische Speicherung von CO2 sowie dessen Transport auch im industriellen Maßstab erlaubt. “Für Versorger bedeutet die neue Regelung eine zusätzliche strategische Perspektive auf CO2“, sagt Santa Maria.

“Für Anlagenbetreiber stellt sich die Frage, ob der Weiterverkauf von abgeschiedenem CO2 zum Beispiel an die Chemieindustrie oder die unterirdische Speicherung eine Option darstellen könnte“, erklärt Projektleiterin Monika Leng aus der Thüga-Abteilung Geschäftsmodellentwicklung. Um der Sache auf den Grund zugehen, hat Thüga mit drei Partnerunternehmen aus der Thüga-Gruppe die “Potenzialstudie Carbon Management“ initiiert. Ziel war nicht, Projekte zu vergleichen oder zu priorisieren, stellt Leng klar. “Stattdessen wollten wir die Bandbreite unterschiedlicher Anlagen mit ihren jeweils spezifischen Gegebenheiten systematisch angehen, Komplexitäten ordnen – und daraus übertragbare Erkenntnisse für andere Partnerunternehmen ableiten.“

Für jeden Use Case spielt die Studie strukturiert Optionen durch– von grundsätzlichen Ansatzpunkten der Abscheidung über regulatorische Fragen bis hin zu Flächenbedarf, Standortbedingungen und Transportoptionen. Zentrale Erkenntnis: “Carbon Management ist in verschiedenen Konstellationen grundsätzlich denkbar“, berichtet Leng. “Allerdings ist die Wirtschaftlichkeit zum aktuellen Zeitpunkt noch kaum gegeben. Da wird, wie sooft bei der Energiewende, noch viel vom Förderrahmen und den Marktbedingungen abhängen.“

Fest steht auch: Carbon Management lässt sich nicht unabhängig vom jeweiligen Asset und seinem Umfeld betrachten. “Entsprechend werden die denkbaren Lösungsräume sehr unterschiedlich ausfallen – etwa je nachdem, ob Transportoptionen für abgeschiedenes CO2 frühzeitig mitgedacht werden müssen“, sagt Leng. So individuell die Umsetzungen sein dürften, so wenig zielführend hält sie unternehmerische Alleingänge. “Ohne gebündelte Nachfrage dürften weder Transportinfrastruktur noch Speicherlösungen entstehen.“ Neben Pipeline-Optionen sind perspektivisch auch Schiffstransporte und internationale Speicher mitzudenken.

All das sind wertvolle Erkenntnisse, wie Winand Zeggel, Bereichsleiter Erzeugung, Wärme und Strom bei der Mainova hervorhebt. “Für uns ging es bei der Studienteilnahme ausdrücklich nicht um eine Projektentscheidung. Wir wollten Orientierung – und die haben wir bekommen.“ Schlussendlich müssen für eine positive Entscheidung aber drei Dinge zusammenkommen: “Ein verlässlicher politischer Rahmen. Eine betriebswirtschaftlich tragfähige Perspektive. Und eine machbare technische Integration in denbestehenden Anlagenbetrieb.“ Unmittelbaren Zeitdruck für Entscheidungen sieht Zeggel derzeit nicht. Fallen die Investitionsentscheidungen bis Mitte der 2030er Jahre, hält er einen Umsetzungszeitraum bis 2045 für gut darstellbar.

Ein Punkt, den auch Leng unterstreicht: “Carbon Management ist kein kurzfristiges Pflichtprogramm, sondern ein Thema, das Versorger in der langfristigen Asset-Planung mitdenken sollten.“ Der politische Rahmen entwickelt sich derzeit schneller als belastbare Geschäftsmodelle. Statt Standardantworten liefert die Potenzialstudie eine Grundlage, um eigene Fragestellungen zu entwickeln, Annahmen zu prüfen und mögliche nächste Schritte einzuordnen – je nach Ausgangslage, Zeitperspektive und strategischem Anspruch. “Im Extranet stellen wir das nachnutzbare Vorgehensmodell der Potenzialstudie zur Verfügung“, erklärt Leng.