Für ein mittelgroßes Stadtwerk, das jährlich 250.000 Tonnen CO₂ aus der thermischen Abfallverwertung über eine geplante Anschlussleitung (CAPEX 50 Mio. €, Laufzeit 20 Jahre) entsorgen muss: Welcher maximale WACC-Satz darf angesichts der fixen OPEX von 1,5 Mio. €/Jahr höchstens angewendet werden, um den resultierenden Transporttarif auch im Falle einer 20%igen Minderlieferung (200.000 t/Jahr) unter 20 €/t CO₂ zu halten? Und welche konkreten regulatorischen Garantien (z.B. staatliche Kapazitätsbuchungen) müsste das Stadtwerk von der EU-Regulierung einfordern, um diesen niedrigeren WACC zu sichern?

Der Fokus muss auf der Begrenzung des Mengenrisikos liegen, da dies den WACC direkt beeinflusst. Das Stadtwerk muss aktiv fordern, dass regulatorische Maßnahmen eingeführt werden (z.B. 'Regulated Asset Base' oder staatliche Kapazitätsgarantien), die den WACC von den 6,5% (hohes Frühphasenrisiko) auf ein Niveau senken, das die Kostenexplosion bei Teilauslastung (Minderlieferung) verhindert und die Kapitalkosten stabilisiert.

Angenommen, ein Konsortium von Stadtwerken, das 150.000 Zählpunkte versorgt, plant den Aufbau eines lokalen CCS-Hubs (First-Mover-Cluster): Welche regulatorische Haltung zur Entflechtung und zu den CO₂-Qualitätsspezifikationen (Reinheit) sollte das Stadtwerk gegenüber der EU-Konsultation einnehmen, um die in Abschnitt 2 beschriebenen administrativen Mehrkosten und Investitionsverzögerungen in der Anlaufphase zu vermeiden? Sollte der Betrieb des Hubs sofort der strengen Regulierung der ARegV unterliegen, oder ist eine 'Light-Touch'-Regulierung für die ersten 10 Jahre zu präferieren?

Es sollte eine 'Light-Touch'-Regulierung für First-Mover-Cluster gefordert werden. Die sofortige Anwendung strenger Entflechtungsauflagen (wie im EnWG) würde den Aufbau komplexer clusterbasierter Lösungen unnötig verkomplizieren und verteuern. Zudem muss Flexibilität bei der CO₂-Qualität gefordert werden, um die Kosten der Capture-Anlagen niedrig zu halten, solange die Interoperabilität mit dem geplanten Hauptnetz gewährleistet ist.

Für ein Stadtwerk mit 20.000 Fernwärmekunden, das zur Einhaltung des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) und zur Erzeugung negativer Emissionen BECCS-Anlagen (Biomasse-KWK mit CCS) nutzt: Wie müssen die prognostizierten, risikobehafteten CO₂-Transporttarife (die laut Artikel um den Faktor 2 schwanken können) in die Preiskalkulation der AVBFernwärmeV integriert werden, um einerseits die langfristige Investitionssicherheit zu gewährleisten und andererseits die Akzeptanz bei den Endkunden nicht durch unkontrollierbare Kostensprünge zu gefährden?

Die Stadtwerke müssen eine transparente Methodik zur Risikozuteilung in der AVBFernwärmeV schaffen. Eine Option ist die klare Trennung der CO₂-Kosten als durchlaufende Posten, die an einen indexierten, bestenfalls staatlich garantierten Referenztarif gekoppelt sind. Die Kommunikation muss proaktiv darauf abzielen, zu verdeutlichen, dass CCS-Kosten essentiell für die Erreichung der Klimaneutralität 2045 und somit für die langfristige Stabilität der Wärmeversorgung sind.

CCS-Infrastruktur: Warum die EU-Regulierung jetzt über Kapitalkosten entscheidet

Der kaufmännische Imperativ: 450 Millionen Tonnen und die Bilanz

Die Europäische Kommission plant, bis 2050 eine jährliche Speicherkapazität von 450 Millionen Tonnen CO₂ zu etablieren. Dies ist keine theoretische Größe für die Schwerindustrie, sondern ein direktes operatives und finanzielles Problem für jeden kommunalen Versorger, der zur Erreichung der Klimaneutralität 2045 unvermeidbare Emissionen (etwa aus Biomasse oder der thermischen Abfallverwertung) managen muss.

Die aktuelle Konsultation zum EU-Gesetzesrahmen für CO₂-Wertschöpfungsketten ist daher nicht nur eine politische Debatte, sondern eine fundamentale Weichenstellung für die Investitionssicherheit und die langfristige Kostenstruktur der Dekarbonisierung. Als Betriebswirtin mit Blick auf die kommunale Bilanz muss ich fragen: Wer trägt das Risiko, und wie wird der resultierende Transporttarif kalkuliert?

Die Branche, vertreten durch den BDEW, warnt zu Recht vor einer zu frühen „Vollregulierung“, die den Hochlauf unnötig verteuert und verzögert. Die Kosten für den Aufbau dieser Infrastruktur werden immens sein. Wenn wir das Investitionsrisiko nicht intelligent teilen, landen die anfänglichen Fehlanreize direkt in unseren Büchern.

1. Die Kostenfalle der Mengenrisiken: Eine Musterrechnung

Das größte finanzielle Risiko in der frühen Phase des CO₂-Infrastrukturaufbaus ist das Mengen- oder Auslastungsrisiko. Pipeline- und Speicherprojekte sind CAPEX-intensiv und erfordern hohe Fixkosten. Ob die Infrastruktur zu 100% oder nur zu 50% ausgelastet wird, beeinflusst den erforderlichen Transporttarif pro Tonne CO₂ massiv.

Wir betrachten das Beispiel eines Stadtwerks, das sich über eine eigene Cluster-Leitung an ein geplantes EU-Hauptnetz anschließt, um jährlich 500.000 Tonnen CO₂ zu entsorgen.

Annahmen für die Kalkulation:

Investitionsvolumen (CAPEX): 50.000.000 € für die Anschlussleitung (Laufzeit 20 Jahre).
Kapitalkosten-Satz (WACC): 6,5 % p.a. (Angesichts des hohen Frühphasenrisikos und der fehlenden regulatorischen Garantie ist ein Satz analog zur Eigenkapitalverzinsung in der ARegV, aber am oberen Ende, realistisch).
Jährliche Betriebskosten (OPEX, fix): 1.500.000 €.
Absatzvolumen (Geplant): 500.000 t CO₂/Jahr.

Schritt 1: Jährliche Abschreibung (D)

$$D = \frac{CAPEX}{Nutzungsdauer} = \frac{50.000.000 €}{20 \text{ Jahre}} = 2.500.000 \text{ €/Jahr}$$

Schritt 2: Jährliche Kapitalkosten (K)

$$K = (CAPEX \times WACC) + D$$ $$K = (50.000.000 € \times 6,5%) + 2.500.000 € = 3.250.000 € + 2.500.000 € = 5.750.000 \text{ €/Jahr}$$

Schritt 3: Gesamte jährliche Kosten (G)

$$G = K + OPEX = 5.750.000 € + 1.500.000 € = 7.250.000 \text{ €/Jahr}$$

Szenario A: Volle Auslastung (500.000 t/Jahr)

$$Transporttarif_{A} = \frac{G}{\text{Volumen}} = \frac{7.250.000 €}{500.000 \text{ t}} = 14,50 \text{ €/t } CO₂$$

Szenario B: Geringe Auslastung (50% = 250.000 t/Jahr)

$$Transporttarif_{B} = \frac{G}{\text{Volumen}} = \frac{7.250.000 €}{250.000 \text{ t}} = 29,00 \text{ €/t } CO₂$$

Erkenntnis: Der Transporttarif verdoppelt sich, wenn das Mengenrisiko vollständig beim Betreiber (und damit beim Endkunden) liegt. Um den Hochlauf zu gewährleisten und die Kostenexplosion zu vermeiden, ist die Forderung des BDEW nach Risikoteilung – beispielsweise durch staatliche Kapazitätsbuchungen oder Garantien – betriebswirtschaftlich zwingend erforderlich. Nur so kann ein stabiler, niedrigerer Kapitalkostensatz gesichert werden.

2. Die Gefahr der frühzeitigen Vollregulierung

Die Kommission konsultiert, in welchem Umfang der Infrastrukturbetrieb reguliert werden soll. Die Versuchung ist groß, frühzeitig strenge Entflechtungsauflagen und kostenorientierte, streng regulierte Tarife nach dem Vorbild des EnWG oder der ARegV festzulegen.

Dies wäre in der Anlaufphase ein fataler Fehler. Neue Infrastrukturprojekte, insbesondere grenzüberschreitende CCS-Pipelines, benötigen zunächst Investitionsanreize, keine sofortige Margenbegrenzung. Strenge Entflechtungsauflagen, die den Aufbau von First-Mover-Clustern unnötig verkomplizieren, führen zu administrativen Mehrkosten und Verzögerungen.

Wir benötigen einen Rechtsrahmen, der zunächst nur die wesentlichen Grundprinzipien setzt. Erst wenn der Markt etabliert ist und die Mengenrisiken gesunken sind, kann über eine detaillierte Regulierung der Netzzugangstarife nachgedacht werden. Dies sichert die Kosteneffizienz des Gesamtsystems (siehe auch Recherche [3]) und vermeidet unnötige Bürokratie, die Investitionen ausbremst.

3. Regulatorische Klammer: CCS im Kontext der Stadtwerke-Pflichten

Der Aufbau einer CO₂-Infrastruktur steht in direktem Zusammenhang mit den Verpflichtungen der Stadtwerke in der Wärme- und Energieversorgung:

Klimaneutralität 2045: Stadtwerke müssen ihre fossilen Emissionen senken. Unvermeidbare Restemissionen, insbesondere aus der Müllverbrennung oder bei Nutzung biogener Brennstoffe (BECCS zur Erzeugung von Negativemissionen), erfordern CCS. Ohne bezahlbaren CO₂-Transport wird das 2045-Ziel unerreichbar, da die Kosten für die Verstromung oder Verwertung massiv steigen.
Wärmeplanungsgesetz (WPG): Das WPG zwingt Versorger, die Transformation der Wärmeversorgung voranzutreiben, oft unter Nutzung von Großwärmepumpen oder tiefer Geothermie. Wo diese Großanlagen Fernwärme speisen, muss der Preis transparent und kalkulierbar sein, geregelt durch die AVBFernwärmeV. Steigende Kosten für die CO₂-Entsorgung drücken zwangsläufig auf die Gestehungskosten der Wärme, was die Akzeptanz (Recherche [7]) und die Einhaltung der Preisregulierung erschwert.
Investitionsrahmen: Wie in der Recherche [8] betont, ist ein verlässlicher und investitionsfreundlicher Rahmen die zentrale Klammer der Verbandspositionen. Dies gilt für die Netzinfrastruktur (Recherche [2]) ebenso wie für die neuen CO₂-Pipelines.

Ein weiterer kritischer Punkt ist die CO₂-Qualität. Starre, frühzeitig festgelegte Spezifikationen erhöhen die Kosten für die Aufbereitung (Capture-Anlagen) unnötig. In der Anlaufphase sollte projekt- und anwendungsspezifische Flexibilität möglich sein. Die Interoperabilität muss gewährleistet sein, aber die Kosten für unnötige Reinheit müssen vermieden werden.

Fazit und Handlungsauftrag

Die EU-Konsultation ist der Moment, in dem Stadtwerke ihre kaufmännische Stimme erheben müssen. Wir dürfen nicht zulassen, dass ein Markt, der für die Erreichung unserer Klimaziele (50% EE bis 2030, 2045 Klimaneutralität) existenziell ist, durch überhastete Regulierung in der Startphase abgewürgt wird.

Der Fokus muss auf folgenden strategischen und finanziellen Forderungen liegen:

Risikoteilung: Die Begrenzung von Mengen- und Auslastungsrisiken durch staatliche Garantien oder Kapazitätsbuchungen ist unerlässlich, um die Kapitalkosten (WACC) niedrig zu halten und den Transporttarif auf ein marktfähiges Niveau zu senken.
Flexibilität statt Vollregulierung: Keine sofortige, strenge Regulierung von Tarifen und Entflechtung. Der CO₂-Preis im EU-ETS (Recherche [4]) muss der primäre Anreiz bleiben. Die Regelwerke müssen Raum für die Entwicklung von First-Mover-Clustern lassen.
Klarheit bei der Planung: Nationale Netzpläne sind hilfreich, dürfen aber den schnellen Aufbau durch Infrastrukturbetreiber nicht verzögern.

Als Stadtwerk XYZ müssen wir uns aktiv in diesen Prozess einbringen, um sicherzustellen, dass die zukünftige CO₂-Infrastruktur nicht zu einem unkalkulierbaren Kostenfaktor wird, der die Wirtschaftlichkeit unserer Dekarbonisierungsstrategien untergräbt.