Regulatorische Weichenstellung für 450 Millionen Tonnen CO₂
Die Europäische Kommission hat mit ihrer Konsultation zum geplanten CO₂-Gesetzesrahmen einen Prozess in Gang gesetzt, dessen Ergebnisse die zukünftige Struktur der Dekarbonisierung in Europa maßgeblich prägen werden. Es geht um nicht weniger als die Schaffung eines funktionierenden Binnenmarktes für CO₂ bis 2050, der den Transport und die Speicherung von jährlich bis zu 450 Millionen Tonnen CO₂ ermöglichen soll. Für Stadtwerke, die entweder als Betreiber von emissionsintensiven Anlagen (z.B. KWK, Müllverbrennung) oder als potenzielle Infrastrukturbetreiber agieren, ist dies keine ferne Zukunftsmusik, sondern eine unmittelbare strategische Herausforderung.
Meine Analyse konzentriert sich auf die regulatorischen Kernfragen, die in der Konsultation aufgeworfen werden, und warum die Forderungen der Energiewirtschaft – insbesondere jene nach Flexibilität und Risikoteilung – auf den Erfahrungen der deutschen Strom- und Gasmarktliberalisierung basieren.
1. Die Notwendigkeit des Rechtsrahmens und die Rolle des EU-ETS
Die ambitionierten Ziele der EU – 50 Mt CO₂-Speicherkapazität bis 2030, 450 Mt bis 2050 – erfordern massive Investitionen in Abscheidung (Capture), Transport (Pipelines, Schiffe) und Speicherung (Storage). Ohne einen klaren Rechtsrahmen, der Investitionssicherheit garantiert, wird dieser Hochlauf nicht gelingen.
Die Regulierung muss dabei die primäre Lenkungswirkung des EU-Emissionshandelssystems (EU-ETS) ergänzen, nicht ersetzen [4]. Der CO₂-Preis im ETS ist das zentrale Signal, das die Wirtschaftlichkeit von Abscheidungsmaßnahmen definiert. Der neue Rechtsrahmen muss nun sicherstellen, dass die physische Infrastruktur – die Pipelines und Speicher – effizient und transparent zur Verfügung steht.
Der BDEW fordert hierzu einen Ansatz, der zunächst nur die wesentlichen Grundprinzipien setzt. Dies ist eine direkte Lehre aus der deutschen Energieregulierung. Wir erinnern uns an die Komplexität der GPKE und WiM, deren Detailtiefe erst nach dem Aufbau der grundlegenden Marktprozesse sinnvoll implementiert werden konnte. Eine zu frühe, starre „Vollregulierung“ birgt die Gefahr, dass sie den spezifischen Anforderungen der ersten, hochriskanten Projekte nicht gerecht wird.
2. Netzzugang, Tarife und die Angst vor der frühzeitigen ARegV
Die kritischsten Punkte der Konsultation betreffen den Netzzugang und die Regulierung der Tarife für CO₂-Transportinfrastruktur. Hier droht die Gefahr, dass bewährte (wenn auch umstrittene) Mechanismen aus dem Gas- und Stromsektor vorschnell übertragen werden, ohne die Besonderheiten eines noch nicht existenten Marktes zu berücksichtigen.
A. Regulierung in der Anlaufphase:
Die Branche warnt davor, in der Anfangsphase sofort strenge, kostenorientierte Tarife oder weitreichende zusätzliche Zugangsauflagen festzulegen. Dies hätte weitreichende Konsequenzen:
- Investitionsrisiko: Streng regulierte Tarife, analog zur deutschen Anreizregulierung (ARegV) oder der StromNEV/GasNEV, sind auf etablierte, risikoarme Monopolstrukturen zugeschnitten. Bei den ersten CO₂-Pipelines handelt es sich aber um First-Mover-Projekte mit hohem Mengen- und Auslastungsrisiko. Eine sofortige, strenge Regulierung würde die notwendigen Investitionen massiv abschrecken. Der BDEW plädiert dafür, die Tarife zunächst in der Praxis entwickeln zu lassen und erst bei Bedarf später nachzuregulieren.
- Entflechtung (Unbundling): Die Forderung, übermäßige Entflechtungsauflagen zu vermeiden, zielt darauf ab, integrierte Wertschöpfungsketten in der Hochlaufphase zu ermöglichen. Strikte Entflechtungsregeln, wie sie das EnWG in den §§ 6 bis 10 für Strom- und Gasnetzbetreiber vorschreibt, könnten den schnellen Aufbau von Clustern verzögern. In der Anfangsphase ist pragmatisches, integriertes Handeln oft effizienter als eine sofortige, starre Trennung von Abscheidung und Transport.
Regina Reichts Fazit: Der Zugang zur Transportinfrastruktur muss transparent und diskriminierungsfrei erfolgen, analog zu § 20 EnWG. Aber die Definition von „transparent“ und „diskriminierungsfrei“ in einem Hochlaufmarkt muss flexibler sein als in einem reifen Markt. Die Effizienz des Gesamtsystems (schneller Aufbau) muss Vorrang vor Einzelinteressen haben.
3. Risikomanagement und Finanzierungssicherheit
Die Senkung der Investitionsrisiken ist für den Hochlauf entscheidend [8]. Für Stadtwerke, die sich an CO₂-Infrastrukturprojekten beteiligen oder diese nutzen wollen, ist die Frage der Risikoteilung zentral.
Große Infrastrukturprojekte, insbesondere Pipelines, benötigen verlässliche Einnahmequellen. Die Forderung des BDEW nach Maßnahmen zur Begrenzung von Mengen-/Auslastungsrisiken (z.B. staatliche Garantien oder Kapazitätsbuchungen durch staatliche Stellen) adressiert das sogenannte Demand Risk. Dies ist vergleichbar mit staatlichen Absicherungen, die in anderen kritischen Infrastrukturbereichen (wie Offshore-Netzanbindungen oder Wasserstoff-Kernnetzen) diskutiert oder bereits implementiert wurden, um Investitionen zu ermöglichen, bevor der Markt vollständig hochgelaufen ist.
Ohne staatliche Unterstützung zum Anstoß des Marktes (First-Mover-Cluster) bleiben die Risiken zu hoch. Langfristig soll sich die Wertschöpfungskette selbst tragen, aber die Startphase erfordert eine aktive Risikominimierung durch den Staat. Dies muss im Gesetzesrahmen verankert werden.
4. Der Teufel im Detail: CO₂-Qualitätsstandards und Wasserressourcen
Zwei weitere regulatorische Details verdienen besondere Aufmerksamkeit:
A. CO₂-Qualitätsstandards: Für die Interoperabilität der Netze – vergleichbar mit den technischen und bilanziellen Anforderungen in der MaBiS oder den Gasnetz-Standards – sind klare Spezifikationen notwendig. Das CO₂-Molekül ist nicht trivial; Verunreinigungen können die Pipelines, Kompressoren und Speicher negativ beeinflussen. Der BDEW betont den Nutzen klarer Spezifikationen, warnt aber vor einer zu starren, frühzeitigen Festlegung. In der Anlaufphase sollten projekt- und transportspezifische Qualitätsparameter möglich sein, solange die Systemintegrität gewährleistet ist. Eine freiwillige Abstimmung der Betreiber sollte hier Vorrang vor sofortigen, verbindlichen EU-Vorgaben haben.
B. Schutz der Wasserressourcen: Ein wichtiger, oft übersehener Punkt ist die Sicherstellung des Schutzes der Wasserressourcen beim Transport und der Speicherung von CO₂. Dies ist eine klassische umweltrechtliche Auflage, die in Deutschland durch das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) und spezifische Genehmigungsverfahren (z.B. nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz – BImSchG) geregelt wird. Die EU muss sicherstellen, dass die Beschleunigung der Genehmigungsverfahren nicht zu Lasten des Umwelt- und Ressourcenschutzes geht.
Relevanz für Stadtwerke: Warum die Konsultation jetzt zählt
Warum sollte sich ein Stadtwerk XYZ heute, lange vor Inkrafttreten des Gesetzes (erwartet Ende 2026/Anfang 2027), mit dieser EU-Konsultation beschäftigen?
- Kunden- und Eigenanlagen-Strategie: Wenn Sie einen Industriepark versorgen oder eigene Abfall- oder KWK-Anlagen betreiben, deren Dekarbonisierung nur über CCS/CCU möglich ist, definieren die jetzt festgelegten Regeln Ihre zukünftigen Entsorgungskosten und die Machbarkeit Ihrer Klimaneutralitätsstrategie.
- Infrastrukturbeteiligung: Stadtwerke sind traditionell Infrastrukturbetreiber. Die regulatorische Ausgestaltung von Netzzugang und Tarifen entscheidet darüber, ob die Beteiligung an CO₂-Pipelines oder Speicherprojekten wirtschaftlich tragfähig ist. Werden die Risiken geteilt? Werden die Tarife so reguliert, dass sie Investitionen ermöglichen?
- Netzplanung: Die Forderung nach einer Planung durch Infrastrukturbetreiber, statt einer starren frühen Gesamtplanung auf EU-Ebene, ist ein Plädoyer für dezentrale Expertise. Stadtwerke haben die lokale Kenntnis, um tragfähige Cluster-Lösungen zu entwickeln. Die Rahmenbedingungen müssen dies zulassen.
Die Kommission legt nun die Fundamente für ein regulatorisches Bauwerk, das 450 Millionen Tonnen CO₂ tragen muss. Die Lehren aus der Liberalisierung des Strom- und Gasmarktes zeigen, dass zu frühe, starre Regulierung in der Hochlaufphase Innovation und Investitionen abwürgen kann. Die Branche muss jetzt präzise und fundiert Rückmeldung geben, um einen verlässlichen und investitionsfreundlichen Rahmen zu gewährleisten [8].