Carbon Management in Süddeutschland – Gemeinsame Lösungen für die Industrie von morgen entwickeln

I. Ausgangslage

Die vom Zentrum Liberale Moderne gemeinsam mit der Forschungs­ge­sell­schaft für Energie­wirt­schaft (FfE) und der Verei­nigung der Bayeri­schen Wirtschaft (vbw) ausge­richtete Tagung nahm Carbon Management als industrie‑, klima- und gesell­schafts­po­li­tische Gestal­tungs­aufgabe in den Blick. Im Mittel­punkt der Diskussion standen die zentralen Rahmen­be­din­gungen für den Hochlauf in Süddeutschland: Infra­struktur, gesell­schaft­liche Akzeptanz, Finan­zierung und De-Risking sowie eindeutig geregelte politische und plane­rische Zustän­dig­keiten von Bund und Ländern.

Zuletzt hat sich der regula­to­rische Rahmen deutlich weiter­ent­wi­ckelt: Das Kohlen­dioxid-Speiche­rungs- und Trans­port­gesetz (KSpTG) ermög­licht inzwi­schen den kommer­zi­ellen Transport und die Speicherung von CO₂ in Deutschland. Auch der Export per Schiff zur Offshore-Speicherung ist rechtlich eröffnet. Zudem können nun CCU- und CCS-Techno­logien bei überwiegend prozess­be­dingten oder schwer vermeid­baren Emissionen über CO₂-Diffe­renz­ver­träge gefördert werden. Im deutschen Klima­schutz­pro­gramm wird CCS inzwi­schen ausdrücklich als relevant für den Wirtschafts­standort einge­ordnet.  Zugleich stehen finale Inves­ti­ti­ons­ent­schei­dungen in Abscheide- und Trans­port­in­fra­struktur aus. In Deutschland sind bislang vor allem Pilot­an­lagen in Betrieb und mit bislang nur 3,5 Millionen Tonnen geneh­migter Injek­ti­ons­ka­pa­zität ist das EU-Ziel von 50 Millionen Tonnen bis 2030 noch weit entfernt.

Für Süddeutschland verschärft die geogra­fische Lage die Heraus­for­derung. Die poten­zi­ellen Offshore-Speicher in der Nordsee liegen weit entfernt, während der Aufbau eines überre­gio­nalen Pipelinenetz sieben bis zehn Jahren dauern dürfte und zunächst im Norden und Westen des Landes begonnen wird. Übergangs­trans­porte per Bahn, Schiff oder LKW sind grund­sätzlich möglich, verur­sachen jedoch hohe Kosten und beträcht­lichen logis­ti­schen Aufwand. Zugleich bestehen in Bayern nach den vorge­stellten Analysen jährlich rund zehn Millionen Tonnen unver­meidbare CO₂-Emissionen, während sich innerhalb des Landes voraus­sichtlich nur etwa zwei Millionen Tonnen nutzen lassen. Damit bleibt eine erheb­liche Lücke, die bspw. durch Export oder Onshore-Speicherung geschlossen werden muss.

II. Infra­struktur und Akzeptanz

Die Diskus­sionen zeigten: Elektri­fi­zierung bleibt dort, wo sie technisch möglich ist, häufig die wirtschaftlich günstigere Option. Für schwer vermeidbare Prozess- und Restemis­sionen wird CCS jedoch erfor­derlich sein und in manchen Anwen­dungs­fällen auch gegenüber Defos­si­li­sie­rungs­op­tionen auf Basis grüner Moleküle kosten­seitig konkur­renz­fähig sein. Eine ambitio­nierte Carbon-Management-Strategie setzt daher eine ebenso ambitio­nierte und verläss­liche Klima­schutz­po­litik voraus. Ohne ein Festhalten am Ziel der Klima­neu­tra­lität und einem festen Bezugsjahr für das Erreichen der Klima­neu­tra­lität, verliert CCS an politi­scher sowie gesell­schaft­licher Unter­stützung und entspre­chende Inves­ti­tionen werden infrage gestellt – bzw. verteuern sich aufgrund von politi­schen Unsicherheiten.

Der Pipeline-Transport von CO₂ wird perspek­ti­visch klar bevorzugt. Bahn‑, Schiffs- und LKW-Trans­porte können erste Projekte ermög­lichen, eignen sich aufgrund der Entfernung zu den Küsten­stand­orten und der Belastung der Logis­tik­systeme jedoch vor allem als Übergang. Als plausibles Entwick­lungs­muster zeichnete sich ein schritt­weiser Aufbau ab: zunächst regionale Cluster und einzelne Leitungs­pro­jekte, anschließend ein regio­nales Kernnetz und schließlich die Anbindung an ein deutsch­land­weites Netz mit Export­op­tionen. Die von Bayernets unter­suchte technische Machbarkeit einer CO₂-Pipeline in Südbayern und die von FfE und vbw skizzierte Netzper­spektive zeigen, dass eine süddeutsche Infra­struktur grund­sätzlich planbar ist. Auch Baden-Württemberg hat bereits mit ersten Trassen­pla­nungen begonnen. Entscheidend ist jedoch, frühzeitig über Länder- und Staats­grenzen hinweg zu koordinieren.

Besondere Bedeutung erhielt die Onshore-. Sie könnte Trans­portwege verkürzen, Kosten reduzieren und eine Brücke bilden, solange der Anschluss an Offshore-Speicher fehlt. Das KSpTG überlässt den Ländern über eine Öffnungs­klausel die Entscheidung, ob sie Speicherung an Land zulassen. Davon Gebrauch macht bis dato aller­dings lediglich Baden-Württemberg, welches sich im Koali­ti­ons­vertrag für die Nutzung der Klausel ausge­sprochen hat. Während Rheinland-Pfalz erste Poten­ziale von rund 120 bis 125 Millionen Tonnen CO₂ abgeschätzt hat, ist das Land Bayern im Rahmen seines CCU/CCS-Aktions­plans noch in der Prüfung der geolo­gi­schen Poten­ziale, der Kosten und der Akzeptanz.

Der Konflikt verläuft damit weniger entlang der grund­sätz­lichen Notwen­digkeit von CCS als entlang der Frage, wo und unter welchen Bedin­gungen gespei­chert werden soll. Für Süddeutschland spricht die Kosten- und Zeitper­spektive für eine ernst­hafte Prüfung regio­naler Speicher. Dem stehen politische Zurück­haltung und gesell­schaft­liche Vorbe­halte gegenüber. Frühere Konflikte um Geothermie, Kernkraft­werke und Strom­trassen prägen in Teilen die Wahrnehmung neuer Infra­struktur. wurde deshalb nicht als nachge­la­gerte Kommu­ni­ka­ti­ons­aufgabe, sondern als Voraus­setzung der Projekt­ent­wicklung verstanden.

Als zentrale Konsens­linie erwies sich, dass Vertrauen nur durch frühe Infor­mation, trans­pa­rente Betei­li­gungs- und Planungs­pro­zesse sowie eine offene Darstellung von Nutzen, Risiken und Alter­na­tiven entstehen kann. Der Erhalt indus­tri­eller Wertschöpfung und von Arbeits­plätzen kann die Relevanz von CCS anschaulich machen, darf aber eine nachvoll­ziehbare Begründung der konkreten Infra­struktur nicht ersetzen. Ebenso wichtig ist die erkennbare Begrenzung auf schwer oder nicht vermeidbare Emissionen. Nur wenn Carbon Management in eine glaub­würdige Gesamt­stra­tegie zur Emissi­ons­min­derung einge­bettet ist, lässt sich der Eindruck vermeiden, CCS solle notwendige Trans­for­ma­ti­ons­schritte aufschieben.

III. Projekt­fi­nan­zierung und De-Risking

Die Beiträge zur Finan­zierung machten deutlich, dass technische Machbarkeit allein keine Inves­ti­ti­ons­ent­scheidung aus. Für eine finale Inves­ti­ti­ons­ent­scheidung werden markt­fähige Geschäfts­mo­delle, verläss­liche Zahlungs­ströme, stabile Regulierung, geeignete Förder­instru­mente und eine nachvoll­ziehbare Verteilung der Risiken benötigt. Gerade bei CCS-Projekten treffen hohe Inves­ti­ti­ons­kosten der Abscheidung auf hohe laufende Energie­kosten und eine komplexe, vonein­ander abhängige Wertschöp­fungs­kette. Für die Abscheidung wird ein Energie­bedarf von rund 300 Kilowatt­stunden je Tonne CO₂ genannt; für 2045 geht man von einem zusätz­lichen Strom­bedarf von 36 Terawatt­stunden bezie­hungs­weise etwa des dann erwar­teten Gesamt­strom­be­darfs aus. Der Ausbau von Netzen und erneu­er­baren Energien sowie niedrigere Energie­kosten sind damit unmit­telbar für die Wirtschaft­lichkeit von CCS relevant.

Der Cluster­ansatz stellt dabei eine Möglichkeit dar, Projekte bankfähig zu machen. Mehrere große Emittenten in geogra­fi­scher Nähe können Transport- und Speicher­in­fra­struktur gemeinsam nutzen, Volumen bündeln und Ausfall­ri­siken über ein Portfolio besser verteilen. Aggre­ga­toren oder spezia­li­sierte CCS-Entwickler können dabei die Abstimmung zwischen Emittenten, Trans­por­teuren und Speicher­be­treibern übernehmen. Regulierte Infra­struktur mit offenem Zugang kann verhindern, dass lokale Akteure um knappe Anschlüsse konkur­rieren, und statt­dessen Koope­ration sowie Skalen­ef­fekte ermöglichen.

Der Blick auf auslän­dische Förder­mo­delle unter­strich zugleich die Bedeutung einer ausge­wo­genen Risiko­ver­teilung. Im dänischen CCS-Fonds zogen sich neun von zehn vorqua­li­fi­zierten Unter­nehmen zurück; als Gründe wurden strenge Vertrags­be­din­gungen, hohe wirtschaft­liche Risiken, fehlende Speicher­in­fra­struktur, finan­zielle Sanktionen und unrea­lis­tische Zeitvor­gaben genannt. Risiken entstehen insbe­sondere durch Kosten­stei­ge­rungen, Verzö­ge­rungen beim Bau von Transport- und Speicher­sys­temen, schwan­kende Abscheide- und Speicher­mengen, zeitweise Ausfälle, sowie die Gefahr, dass eine Abschei­de­anlage ohne funktio­nie­renden Transport- oder Speicherweg zum „stranded asset“ wird. Demge­genüber gilt der britische Ansatz als Beispiel dafür, wie die Bankfä­higkeit steigen kann, wenn die gesamte Wertschöp­fungs­kette in den Förder­rahmen einbe­zogen wird.

Wichtig ist darüber hinaus, dass für die einzigen Elemente der CO₂-Wertschöp­fungs­kette Finan­zie­rungs­in­stru­mente entwi­ckelt werden. Für die Trans­port­in­fra­struktur kämen eine Finan­zierung nach dem Modell der LNG-Infra­struktur mit staat­licher Risiko­ab­si­cherung, ein reguliertes Netzent­gelt­modell mit Amorti­sa­ti­ons­konto nach dem Vorbild des Wasser­stoff­kern­netzes, direkte Zuschüsse und staat­liche Betei­li­gungen in Frage. Ergänzend kämen Bürgschaften oder Ausfall­ab­si­che­rungen, First-Loss-Kapital für frühe Projekte und CO₂-Diffe­renz­ver­träge in Betracht. Die novel­lierten Diffe­renz­ver­träge eröffnen zwar erstmals einen relevanten Förderweg für CCU/​S. Die Anfor­derung, nach vier Jahren mindestens 50 Prozent Emissi­ons­min­derung zu erreichen, setzt jedoch voraus, dass Transport und Speicherung recht­zeitig verfügbar sind. Gerade bei einem großen Zementwerk kann die dadurch entste­hende Trans­port­menge bereits einen Pipeline­an­schluss erfordern. Die nachge­la­gerte Kette bleibt damit ein wesent­licher Unsicher­heits­faktor. Das Carbon Management Forum (CMF) erarbeitet derzeit Vorschläge im Auftrag des BMWE, um ein Modell zur Risiko­ab­si­cherung zu entwi­ckeln. Die Ergeb­nisse dieser Erarbeitung werden noch für dieses Jahr erwartet.

Überein­stimmung bestand darin, dass sich private Akteure an den Inves­ti­tionen betei­ligen müssen, die gegen­wär­tigen Schnitt­stellen- und Ausfall­ri­siken aber nicht vollständig allein tragen können. Kontrovers blieb die Rolle des Staates. Einer­seits besteht die Erwar­tungen des Bundes, dass die Industrie nach der Schaffung des Rechts­rahmens eigen­ständig inves­tiert und insbe­sondere die Pipelin­einfra­struktur nicht aus dem Bundes­haushalt finan­ziert wird. Anderer­seits wurde von den regio­nalen Akteuren geltend gemacht, dass ohne eine politische Roadmap, Anschub­fi­nan­zierung und gezielte Risiko­über­nahme keine hinrei­chend belast­baren Geschäfts­mo­delle entstehen. Auf Länder- und Bundes­ebene existieren bislang einzelne Instru­mente, aber kein umfas­sender Ansatz zur Mobili­sierung privaten Kapitals. Auf EU-Ebene stehen dagegen mit Innova­ti­ons­fonds, Connecting Europe Facility und der angekün­digten Indus­trial Decar­bo­ni­sation Bank umfang­reiche Finan­zie­rungs­rahmen sowie mit dem Net-Zero Industry Act ein strate­gi­sches Zielbild zur Verfügung.

Ein weiterer Unsicher­heits­faktor ist die Debatte über den Zeitpunkt der Klima­neu­tra­lität. Aus Sicht der Finan­zierung ist entscheidend, dass das Netto-Null-Ziel verbindlich und dauerhaft bleibt. Eine Verschiebung von 2045 auf 2050 würde nicht nur die erwartete Nachfrage nach CCS verändern, sondern auch Inves­ti­ti­ons­ent­schei­dungen verteuern oder verzögern. Für Techno­logien mit langen Planungs- und Bauzeiten können wenige Jahre im inter­na­tio­nalen Wettbewerb – etwa mit China – erheb­liche Folgen haben. Hinzu kommt, dass niedrigere Einnahmen aus dem Emissi­ons­handel den Klima- und Trans­for­ma­ti­ons­fonds schwächen und damit die Finan­zie­rungs­spiel­räume des Staates begrenzen.

Die strate­gische Schluss­fol­gerung aus der Debatte lautete daher nicht, sämtliche Risiken zu verstaat­lichen. Erfor­derlich ist vielmehr ein phasen­ge­rechtes Risk-Sharing, das klar zuordnet, welche Risiken von Projekt­ent­wicklern, Netzbe­treibern, Emittenten und Staat beherrscht werden können. Cluster können Volumen bündeln, Schnitt­stellen koordi­nieren und Risiken reduzieren, ersetzen aber keinen stabilen regula­to­ri­schen und politi­schen Rahmen.

IV. Bundes­län­der­ko­ope­ration und Bund-Land-Synergien

Wichtig ist, dass die CO₂-Infra­struktur sinnvol­ler­weise nur über Landes­grenzen hinweg geplant werden sollte. Emissi­ons­quellen, poten­zielle Speicher, indus­trielle Cluster und Transit­routen liegen in unter­schied­lichen Regionen. Baden-Württemberg ist nicht nur Binnenland mit verstreuten indus­tri­ellen Punkt­quellen und großer Entfernung zur Küste, sondern poten­ziell auch Transitland für CO₂ aus Bayern, der Schweiz und Öster­reich. Entspre­chende Verflech­tungen erfordern, dass Landes­pla­nungen früh mit Nachbar­ländern und dem Bund abgestimmt werden.

Baden-Württemberg hat für diese Aufgabe bereits eine insti­tu­tio­nelle Struktur geschaffen. Ein 2024 veröf­fent­lichtes Positi­ons­papier ordnet Carbon Management als Baustein der Klima­neu­tra­lität bis 2040 und als Beitrag zum Erhalt des Indus­trie­standorts ein, begrenzt den Einsatz auf schwer oder unver­meidbare Prozess- und Restemis­sionen und bildet die Grundlage eines struk­tu­rierten Arbeits­pro­zesses. Ein gemein­samer Steue­rungs­kreis von Umwelt- und Wirtschafts­mi­nis­terium bindet Indus­trie­ver­bände, Wissen­schaft und weitere Akteure ein.. Die Landes­agentur Umwelt­technik koordi­niert die Arbeiten, bündelt Hinder­nisse und Lösungs­an­sätze und berichtet regel­mäßig an die Leitungsebene.

Bayern verfügt mit seinem CCU/CCS-Aktionsplan ebenfalls über einen Maßnah­men­rahmen und unter­sucht Speicher­po­ten­ziale sowie ein mögliches Kernnetz. Da die bayrische Regierung aller­dings Zweifel an der Notwen­digkeit an einer Klima­neu­tra­lität bis zur Mitte des Jahrhun­derts hat, bleibt offen, inwieweit CCS-Projekte dort Realität werden können. Baden-Württemberg ist mit der angekün­digten Nutzung der Opt-in-Klausel zur Onshore-Speicherung politisch einen bedeu­tenden Schritt weitergegangen.

Offen bleibt, wer die Verant­wortung für die länder­über­grei­fende Koordi­nation trägt. Die Länder erwarten eine stärkere Rolle des Bundes, während der Bund seine Aufgabe eher in der Unter­stützung von Vorhaben der Unter­nehmen und Länder als in einer zentralen Steuerung sieht. Diese Differenz ist praktisch bedeutsam: Die Trassen­planung muss regional konkre­ti­siert werden, kann aber nur funktio­nieren, wenn Anschluss­rich­tungen, Kapazi­täten und zeitliche Priori­täten über Landes­grenzen hinweg kompa­tibel sind. Ohne geklärte Zustän­dig­keiten drohen nicht nur Verzö­ge­rungen, sondern auch Netze, die technisch oder wirtschaftlich nicht recht­zeitig zusammenpassen.

Zugleich wurde deutlich, dass die einzelnen Stufen der Wertschöp­fungs­kette getrennt geplant und finan­ziert werden müssen. Abschei­de­an­lagen, Leitungen und Speicher haben unter­schied­liche Entwick­lungs­stände, Inves­ti­ti­ons­zyklen und Risiko­profile. Daraus folgt jedoch keine getrennte politische Steuerung. Vielmehr braucht es eine gemeinsame Gesamt­stra­tegie, die den stufen­weisen Aufbau koordi­niert und Übergangs­lö­sungen zulässt. Regionale Cluster können beginnen, bevor ein vollstän­diges natio­nales Netz verfügbar ist; Onshore-Speicher können zeitweise eine Brücken­funktion übernehmen; spätere Verbin­dungen können Export und Transit ermöglichen.

Zu klären ist, wer eine verbind­liche überre­gionale Roadmap erstellt, wie Bundes- und Landes­pla­nungen zusam­men­ge­führt werden und wie die Finan­zierung länder­über­grei­fender bezie­hungs­weise grenz­über­schrei­tender Infra­struktur geregelt wird. Auch die unter­schied­lichen politi­schen Positionen zur Onshore-Speicherung erschweren eine einheit­liche Netzper­spektive. Aus der Diskussion ergibt sich daher die Notwen­digkeit einer klaren Arbeits­teilung: Die Länder müssen ihre Emissi­ons­quellen, Cluster, Trassen und Speicher­op­tionen konkre­ti­sieren; der Bund muss einen übergrei­fenden Rahmen schaffen — dessen Abstimmung am besten vor Abschluss regio­naler Planungen beginnen soll.

V. Resümee

Die Tagung in München machte klar, dass Carbon Management in Süddeutschland von einer techno­lo­gi­schen Option zu einer konkreten indus­trie­po­li­ti­schen Aufgabe geworden ist. Der Rechts­rahmen hat sich geöffnet und erste Förder­instru­mente stehen bereit. Der entschei­dende Schritt liegt nun bei der Erarbeitung eines Gesamt­kon­zeptes, das Infra­struktur, Inves­ti­ti­ons­si­cherheit, Risiko­ver­teilung, Koordi­nation und gesell­schaft­liche Akzeptanz zusammendenkt.

Die Gespräche und Beiträge machen erstens deutlich: Süddeutschland benötigt eine eigene, frühzeitig geplante Infra­struk­tur­per­spektive. Die Entfernung zu Offshore-Speichern und der voraus­sichtlich spätere Anschluss an ein natio­nales Pipelinenetz sprechen für einen schritt­weisen Aufbau regio­naler Cluster und Kernnetze. Übergangs­trans­porte können erste Projekte ermög­lichen, sind aber keine tragfähige Dauerlösung.

Zweitens hängt der Markt­hochlauf von der gleich­zei­tigen Entwicklung aller Glieder der Wertschöp­fungs­kette ab. Abschei­de­an­lagen sind nur inves­tierbar, wenn Transport- und Speicherwege verfügbar oder verlässlich zugesi­chert sind. Fehlende Synchro­ni­sierung erzeugt Stranded-Asset-Risiken und verhindert finale Inves­ti­ti­ons­ent­schei­dungen. Cluster­an­sätze können Volumen bündeln, Schnitt­stellen koordi­nieren und Risiken reduzieren

Drittens ist gezieltes De-Risking unver­zichtbar. Private Inves­ti­tionen bleiben die Grundlage, doch Bau‑, Auslastungs‑, Regulie­rungs- und Total­aus­fall­ri­siken übersteigen in der frühen Markt­phase vielfach die Tragfä­higkeit einzelner Unter­nehmen. Erfor­derlich sind verläss­liche De-Risking-Instru­mente, die nicht nur die Abscheidung, sondern auch die nachge­la­gerte Kette berücksichtigt.

Viertens muss die föderale Arbeits­teilung präzi­siert werden. Die Länder verfügen über die notwendige Nähe zu regio­nalen Akteuren. Ein funkti­ons­fä­higes CO₂-Netz erfordert jedoch überre­gionale Kompa­ti­bi­lität, abgestimmte Zeitpläne und eine politische Gesamt­per­spektive. Die ungeklärte Rolle des Bundes ist deshalb kein Detail, sondern ein mögliches Hemmnis für den Infrastrukturaufbau.

Fünftens bleibt Akzeptanz eine strate­gische Voraus­setzung. Sie entsteht nicht allein durch den Verweis auf Klima­schutz oder Arbeits­plätze, sondern durch trans­pa­rente Verfahren, frühe Betei­ligung und eine klare Einordnung von CCS als Instrument für schwer vermeidbare Emissionen. Das Vertrauen in Carbon Management hängt damit auch von der Verläss­lichkeit der übrigen Klima­schutz­po­litik ab.

Der Zeitbedarf von bis zu zehn Jahren für Leitungs- und Speicher­in­fra­struktur lässt wenig Spielraum für sequen­zi­elles Vorgehen. Deshalb muss Süddeutschland Planung, Akzep­tanz­arbeit, regula­to­rische Klärung und Inves­ti­ti­ons­vor­be­reitung parallel voran­treiben. Nur so kann Carbon Management recht­zeitig zur Sicherung indus­tri­eller Wertschöpfung und zur Minderung unver­meid­barer Emissionen beitragen.

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