{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.25/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.25.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Im Zentrum unseres Handelns steht die zuverlässige, wirtschaftliche und umweltfreundliche Energieversorgung unserer Kunden aus Industrie, Gewerbe und Privathaushalten. Dabei besetzen wir alle Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette: von der Energieerzeugung, dem Energiehandel und der Energieverteilung über den Betrieb von Verteilnetzen bis hin zum Vertrieb, dem Umwelt- und dem Energiedienstleistungsgeschäft. MVV hat sich das Ziel gesetzt bis zum Jahr 2035 klimapositiv zu werden. Dabei setzen wir konsequent auf die Wärmewende, die Stromwende und den damit verbundenen Ausbau erneuerbarer Energien sowie auf grüne Produkte und Lösungen für unsere Kunden. Mit unseren Klimazielen befinden wir uns auf dem 1,5-Grad-Pfad.\r\nZum Zweck der Interessensvertretung werden Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestags mit dem Schwerpunkt Energiepolitik geführt. 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Dazu zählen der Weiterbetrieb der Gasnetze mit grünen Gasen und mögliche Teilstilllegungen, der Aufbau und Betrieb des Wasserstoffverteilnetzes, sowie der Ausbau, die Ertüchtigung und die Digitalisierung der vorhandenen Stromnetzinfrastruktur und des Energiesystems, insbesondere der Verteilnetze. Rechenzentren verstehen wir als Infrastrukturelement der Digitalisierung. 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Der Markthochlauf von grünen Stromlieferverträgen, sogenannten green power purchase agreements, muss durch den Abbau von regulatorischen Hemmnissen unterstützt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_RP_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Raumordnung, Bau- und Wohnungswesen\"","en":"Other in the field of \"Spatial planning, construction and housing\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000483","title":"Wärmewende: Geothermie stärken, BEW aufstocken und verstetigen sowie Chancengleichheit herstellen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Ausbau der Geothermie erfordert geeignete Flächen, schnellere Genehmigungsverfahren und mehr Akzeptanz durch finanzielle Beteiligung der Kommunen. Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) muss finanziell aufgestockt, für stromauskoppelnde Geothermieanlagen sowie Abwärme aus Abfallbehandlung geöffnet und per Gesetz verstetigt werden, um Investitionen in die Wärmewende zu sichern. Chancengleichheit für Wärmepumpen im Neubau und für Wärmelieferungen gegenüber eigenen Heizungen muss gewährleistet sein. In Bestandsgebäuden sollte der Wechsel zur Wärmelieferung durch Dritte einer eigenen Heizungsinvestition gleichgestellt werden. 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Zudem wird die zeitnahe Planung und Finanzierung einer CO2-Infrastruktur für den Transport der abgeschiedenen CO2-Mengen benötigt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000485","title":"Energiewirtschaftlichen Beirat bei der BNetzA einrichten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat im Jahr 2023 umfangreiche neue Kompetenzen erhalten, die vormals beim BMWE lagen. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nLKW-Ladestandorte in Industriegebieten gezielt fördern\r\nDer Ausbau der Elektromobilität schreitet weiter voran, mittlerweile auch im Segment des Straßengüter- und sogar des Schwerlastverkehrs. Mehr noch als bei der Elektromobilität im PKW-Bereich, ist ein gutes Infrastrukturangebot zum Laden von E-LKW zwingend erforderlich: Während die Flexibilität eines PKW hinsichtlich der räumlichen Wahl einer freien Ladesäule und der Nutzung unterschiedlicher Ladeleistungen sehr hoch ist, ist eine verlässliche Planbarkeit der Ladevorgänge in der eng getakteten Logistik zwingend erforderlich. In Gesprächen mit Logistikern sowie Industrie- und Gewerbetreibenden ist daher auch eine große Zurückhaltung bei der Anschaffung von E-LKW zu spüren, da noch nicht erkennbar ist, dass zuverlässig und kostengünstig geladen werden kann.\r\nBeim Ausbau der Ladeinfrastruktur für PKW setzte der Bund zunächst auf die Förderung einzelner Ladeinfrastrukturen, schwenkte dann aber auf das Förderprogramm im Rahmen des Deutschlandnetzes um, das größere Schnellladestationen anreizt. Während die ersten Ladesäulen vor allem lokal und regional durch Stadtwerke ausgebaut wurden, begünstigte dieses Förderprogramm strukturell große Anbieter. Weitreichende Planungen von autobahnnahen Standorten in den Kommunen vor Ort wurden so negativ beeinträchtigt.\r\nÄhnliches droht nun auch beim Ausbau der Ladeinfrastruktur für LKW: Im Rahmen des Deutschlandnetzes werden kleinere Anbieter beim Ausbau eines Ladenetzes durch die großflächige und überregionale Bündelung mehrerer Standorte deutlich benachteiligt. Deutschland verfügt hier über eine hervorragend organisierte Stadtwerkelandschaft mit einem guten Verständnis der kommunalen Gegebenheiten, der Anforderungen des Nutzlastverkehrs der Betriebe vor Ort und einer genauen Kenntnis der lokalen Rahmenbedingungen, die im Bereich der E-LKW noch wichtiger sind als bei PKW. Darüber hinaus ist die Stromnetzverfügbarkeit und Leistungsbereitstellung ein entscheidendes Kriterium für die Standortwahl. Stadtwerke haben bereits im PKW-Bereich gezeigt, dass sie Ladeinfrastruktur schneller, unbürokratischer und passgenauer ausbauen können als überregionale Anbieter. Um den Ausbau der Ladeinfrastruktur im LKW-Bereich gezielter voranzutreiben, bietet sich daher eine Anschubfinanzierung an, die Projekte ermöglicht, bei denen Stadtwerke mit den Logistikunternehmen, Gewerbetreibenden und Industrie vor Ort sowie den Stromnetzbetreibern der Region zusammenarbeiten. Mit den entsprechenden Lademöglichkeiten werden die Voraussetzungen für eine beschleunigte Elektrifizierung des LKW-Verkehrs geschaffen. So kann eine Ladeinfrastruktur entstehen, die durch die Zusammenarbeit vor Ort besser ausgelastet wird und damit unnötige Flächenversiegelung vermeidet.\r\nDamit lösen die hier ansässigen Unternehmen für sich bzw. ihre Zulieferer das Problem des langsamen Infrastrukturausbaus entlang der Autobahnen im Rahmen des Deutschlandnetzes. Die Ladeplätze sollen dabei reservierbar sein. Neben dem „normalen“ CCS-Schnellladen aus dem PKW-Bereich mit bis zu 400 kW Ladeleistung pro Ladepunkt, werden erste Projekte mit Ladeleistungen von 1 MW Ladeleistung pro Ladepunkt diskutiert (sog. „Megawatt-Charging-System“, MCS), die für viele Logistiker zukünftig als Mindestanforderung erforderlich sein dürften. Dabei werden die Stromnetzkapazitäten berücksichtigt und entsprechende Ausbauplanungen koordiniert.\r\n2\r\nDas Projekt steht vor zwei großen Herausforderungen:\r\n1.\r\nIn einer dicht bebauten Stadt mit florierender Industrie gibt es so gut wie keine Flächen in logistisch geeigneter Lage, die für eine LKW-Ladeinfrastruktur genutzt werden könnten. Das koordinierte Vorgehen in der Industrieinitiative ist hier ein sehr guter Lösungsansatz.\r\n2.\r\nDie Wirtschaftlichkeit insbesondere von Pionierprojekten ist schwer darstellbar, was einen frühzeitigen Ausbau der Ladeinfrastruktur erschwert bzw. verhindert.\r\nGerne stehen wir Ihnen für ein Gespräch persönlich zur Verfügung.\r\nMVV Energie AG, registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages (Registernummer: R002785)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-02-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000480","regulatoryProjectTitle":"Rahmen für die Transformation der Energieinfrastruktur schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/86/492994/Stellungnahme-Gutachten-SG2503200007.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"MVV Energie AG ist registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages\r\n(Registernummer: R002785)\r\nPositionspapier der MVV Energie AG\r\nFür einen kosteneffizienten Klimaschutz: Ein Rahmen für CO2-Negativemissionen per CCS und für die Zukunft der Gasnetze\r\nMannheim, März 2025\r\nAbstract: Das vorliegende Papier macht Vorschläge für mehr Kosteneffizienz bei zwei Kernthe-men der Energiewende. Zum einen muss die CCS-Technologie den Hochlauf starten können, inklusive eines Marktes, einer Infrastruktur und Anreizen für die Abscheidung von CO2-Emis-sionen. Zum anderen brauchen die Betreiber von Gasnetzen die schnellstmögliche Umset-zung der EU-Gasbinnenmarkt-Richtlinie, um die Zukunft ihrer Netze an den Gegebenheiten vor Ort ausrichten und so Kosten minimieren zu können.\r\nDas deutsche Energiesystem muss klimafreundlicher und resilienter werden. Beide Ziele sind nur zu erreichen, wenn gleichzeitig die eingesetzten finanziellen Mittel effizienter genutzt wer-den. Das wiederum geht nur, wenn die Energieunternehmen flexibel und ohne enge Techno-logievorgaben auf die lokalen Gegebenheiten reagieren können. So kann das Ziel der Kli-maneutralität zu möglichst geringen Kosten erreicht werden. Dafür besteht jedoch erheblicher Handlungsbedarf bei der Umsetzung erster CO2-Negativemissionen per CCS und bei der Zu-kunft der Gasnetze.\r\nTechnische CO2-Negativemissionen\r\nSchon heute ist klar: Klimaneutralität in Deutschland und Europa braucht Verfahren, die der Atmosphäre dauerhaft CO2 entziehen („Negativemissionen“). Denn auch in Zukunft wird es Prozesse in Industrie oder Landwirtschaft geben, bei denen Emissionen unvermeidbar sind. Negativemissionen mit Hilfe der CCS-Technologie dienen zur Kompensation.\r\nDer Technologiehochlauf bei den Negativemissionen per CCS (Carbon Capture and Storage) ist anspruchsvoll. Abscheidung, Transport und Speicherung von CO2 plus eine effiziente Fi-nanzierung müssen von Anfang an zusammen gedacht werden. Dementsprechend müssen bereits in den kommenden Monaten grundlegende Fragen zur Finanzierung und zur CO2-Inf-rastruktur beantwortet werden. Ziel sollte es sein, dass sich Negativemissions-Technologien in Zukunft ausschließlich über den Markt finanzieren. Der Grundgedanke ist einfach: Wer eine Tonne CO2 aus der Atmosphäre entfernt, erhält ein Zertifikat, das er verkaufen kann. Der eu-ropäische Emissionshandel als das zentrale Klimaschutzinstrument der EU bietet sich für die Markteinführung an: Zertifikate für Negativemissionen sollten dort so schnell wie möglich inte-griert werden und als Alternative zur Erfüllung der bestehenden Abgabepflicht dienen.\r\nDie Umsetzung auf europäischer Ebene wird jedoch realistischerweise bis zum Ende des Jahr-zehnts dauern und die Preissignale werden zunächst nicht ausreichen, um die CO2-Abschei-dung wirtschaftlich zu machen. Umso wichtiger ist es, den Aufbau der gesamten Prozesskette\r\nS. 2\r\nMVV Energie AG ist registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages\r\n(Registernummer: R002785)\r\nPositionspapier der MVV Energie AG\r\nbis zur CO2-Speicherung schon vorher durch die Förderung erster großtechnischer Projekte zu unterstützen. Eine Erweiterung der bestehenden Bundesförderung Industrie und Klima-schutz (BIK) wäre ein schnell umsetzbarer Weg, um auch Investitionen in Großanlagen zeitnah möglich zu machen. Dazu muss die maximale Förderung für Investitionsvorhaben pro Unter-nehmen deutlich angehoben werden.\r\nFür den Transport des CO2 in den erforderlichen Mengen zu den Speicher- bzw. Nutzungs-möglichkeiten ist ein europaweites Pipelinenetz erforderlich. Damit dieses Netz entstehen kann, müssen die Investitionsrisiken der Netzbetreiber wie auch die Netzentgelte für die ersten Nutzer begrenzt werden, etwa über staatliche Garantien und eine zeitliche Streckung.\r\nEin Großteil der europäischen CO2-Speicherkapazitäten befindet sich in der Nordsee, sodass auch für den Aufbau von CO2-Senken eine europäische Unterstützung und Koordination erfor-derlich ist. Auch hier gilt: Wegen der voraussichtlich langen Dauer muss das Verfahren so schnell wie möglich starten. Deutschland sollte dabei Initiator und Treiber einer Entscheidung sein.\r\nZukunft der Gasnetze – Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie\r\nFür die Zukunft der Gasnetze gibt es mit dem Ausstieg aus fossilem Erdgas nur zwei Optionen: Entweder werden sie für Wasserstoff oder grüne Gase weitergenutzt, oder sie werden stillge-legt. Für beide Zukunftsoptionen hat die EU im vergangenen Jahr Gasbinnenmarkt-Richtlinie den europäischen Rahmen vorgegeben. Damit auch in Deutschland schnellstmöglich Klarheit über die Zukunft der Gasnetze herrscht, muss der Gesetzgeber die Richtlinie gleich zu Beginn der Legislaturperiode noch im Jahr 2025 in nationales Recht überführen.\r\nWichtig ist dabei, dass in der Umsetzung beide Zukunftsoptionen gleichrangig behandelt wer-den. Die Handelnden vor Ort haben dann die Chance, sich für die kosteneffizientere Variante zu entscheiden. Das können sie heute noch nicht, weil der ineffiziente Betrieb paralleler Infra-strukturen gesetzlich verankert ist: Ein Gasnetzbetreiber etwa muss jeden Interessenten an-schließen, auch in einem Fernwärmegebiet. Das verteuert die Energiewende für Bürger, Wirt-schaft und Kommunen immens. Helfen würde es, wenn die Handelnden vor Ort Entscheidun-gen frei treffen könnten – bei Bedarf auch gegen einzelne Technologien und Infrastrukturen. Mit der kommunalen Wärmeplanung gibt es bereits ein passendes Koordinationsinstrument, das um die Transformations- und Stilllegungspläne aus der Gasbinnenmarkt-Richtlinie erwei-tert werden kann.\r\nMit dem Beschluss zur Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes ist im vergangenen Jahr ein wichtiger Schritt zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft getan worden. Damit Wasserstoff auch in der Breite verfügbar werden kann, braucht es passgenaue Rahmenbedingungen für Wasserstoffverteilnetze. Dazu gehört unter anderem ein Entgeltrahmen, der den Verteilnetz-betreibern Zukunftsinvestitionen ermöglicht und sie nicht schlechterstellt als die Kernnetzbe-treiber."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-03-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000480","regulatoryProjectTitle":"Rahmen für die Transformation der Energieinfrastruktur schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/85/b5/605680/Stellungnahme-Gutachten-SG2508220002.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zukunftsfähigkeit des Rechenzentrumsstandorts Deutschland – dringender\r\nHandlungsbedarf\r\nSehr geehrter Herr Bundesminister,\r\nals führender Lösungs- und Dienstleistungsanbieter für die Beratung, die Planung, den Bau bis\r\nüber Wartungs- und Instandhaltung sowie den Betrieb von Rechenzentren in Deutschland\r\nbegleitet die Data Center Group seit bereits mehr als 20 Jahren Unternehmen sämtlicher\r\nBranchen und öffentliche Institutionen auf dem Weg in die digitale Zukunft.\r\nMit unserer Expertise, Innovationskraft und Investitionsbereitschaft tragen wir dazu bei, die\r\ndigitale Transformation in Deutschland zu gestalten. Als aktives Mitglied im Vorstand des\r\nGremiums Rechenzentren im Bitkom e. V. bringen wir uns intensiv in die strategische\r\nWeiterentwicklung des digitalen Standorts Deutschland ein.\r\nMit großer Sorge beobachten wir jedoch die wachsenden strukturellen Hindernisse, die dem\r\nAusbau und Betrieb von Rechenzentren in Deutschland entgegenstehen. In einem\r\nentscheidenden Moment für den digitalen Fortschritt droht unser Land durch überregulierte und\r\npraxisferne Vorgaben den internationalen Anschluss zu verlieren.\r\nDer vom Bitkom veröffentlichte und von uns mit verfasste Aktionsplan Rechenzentren 2025\r\nformuliert klare und realistische Maßnahmen, um diesen Trend zu stoppen. Wir möchten in\r\ndiesem Schreiben insbesondere auf drei zentrale Handlungsfelder aufmerksam machen, die aus\r\nunserer Sicht von besonderer Dringlichkeit sind:\r\n1. Beschleunigung und Vereinheitlichung von Planungs- und Genehmigungsprozessen (vgl.\r\nAktionsplan 3.4)\r\nDie Dauer und Komplexität der behördlichen Genehmigungsverfahren stellt eines der größten\r\nInvestitionshemmnisse für neue Rechenzentrumsprojekte dar. In vielen Kommunen fehlen klare\r\nStandards, stattdessen erleben wir willkürliche Auflagen und intransparente Prozesse. Projekte\r\nscheitern nicht selten an Einzelentscheidungen ohne nachvollziehbare Grundlage – trotz\r\nwirtschaftlicher und ökologischer Tragfähigkeit.\r\nWir fordern daher die Einführung digitaler, standardisierter und beschleunigter Verfahren, wie sie\r\nim Aktionsplan vorgeschlagen werden. Eine bundesweit einheitliche Regelung würde nicht nur\r\nInvestitionssicherheit schaffen, sondern auch den fairen Wettbewerb zwischen Standorten\r\nfördern. Nur so können zukunftsfähige Infrastrukturen rechtzeitig geplant und realisiert werden.\r\n2. Ausbau und Finanzierung der Stromversorgungsinfrastruktur (vgl. Aktionsplan 3.3)\r\nRechenzentren benötigen zuverlässige und leistungsfähige Stromnetze – der Ausbau der dafür\r\nnotwendigen Infrastruktur verläuft jedoch vielerorts zu langsam und verursacht überproportional\r\nhohe Kosten. Dies gefährdet die wirtschaftliche Tragfähigkeit neuer Standorte und schreckt\r\nInvestoren ab.\r\nDer Vorschlag des Bitkom zur Verteilung von Anschlusskapazitäten (vgl. Stellungnahme vom\r\n20.12.2024) stellt aus unserer Sicht eine praktikable Lösung dar. Wir schließen uns der\r\nForderung an, die Verfahren zur Stromnetzanschlussvergabe effizienter, kostentransparenter\r\nund planbarer zu gestalten. Der Fokus muss auf der Schaffung von Zukunftskapazitäten liegen –\r\nnicht auf einer technokratischen Verwaltungslogik, die Projekte ausbremst.\r\n3. Praxisgerechte Umsetzung des §11 EnEfG zur Abwärmenutzung (vgl. Aktionsplan 3.1)\r\nDie Anforderungen an die Abwärmenutzung in §11 des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) sind mit\r\nden realen Gegebenheiten in der Rechenzentrumsbranche nicht vereinbar. Die gesetzlich\r\ngeforderte Mindestquote an wiederverwendbarer Energie ist nicht nur technisch in den meisten\r\nFällen nicht umsetzbar, sondern auch wirtschaftlich nicht darstellbar – insbesondere mangels\r\nreal existierender Wärmesenken in Standortnähe.\r\nDie Forderung des Bitkom, die Abwärmenutzung auf Basis wirtschaftlicher und technischer\r\nMachbarkeit zu bewerten, halten wir für unabdingbar. Ohne diese Anpassung wird das EnEfG zu\r\neinem Wachstumsstopp für Rechenzentren – mit fatalen Folgen für Digitalisierung, KI-Forschung\r\nund digitale Souveränität in Deutschland.\r\nDie digitale Infrastruktur ist längst Grundvoraussetzung für wirtschaftlichen Fortschritt,\r\ngesellschaftliche Teilhabe und technologische Unabhängigkeit. Rechenzentren übernehmen\r\ndabei eine tragende Rolle: Sie ermöglichen Datenverarbeitung in Echtzeit, stellen KIAnwendungen\r\nbereit und bilden das Fundament aller digitalen Dienste.\r\nDeutschland steht aktuell vor der entscheidenden Frage, ob wir als Wirtschaftsstandort\r\nmithalten können – oder ob wir durch überholte Prozesse und praxisferne Vorgaben ins\r\nHintertreffen geraten. Andere Länder investieren gezielt und vorausschauend in digitale\r\nInfrastruktur – wir dürfen den Anschluss nicht verpassen.\r\nAls Unternehmen, das aktiv an der Weiterentwicklung der Rechenzentrumslandschaft\r\nmitarbeitet, bringen wir unser Wissen, unsere Technologie und unsere Investitionsbereitschaft\r\nein. Doch um dieses Potenzial entfalten zu können, braucht es verlässliche und\r\nzukunftsorientierte politische Rahmenbedingungen. Wir sind überzeugt: Jetzt ist der richtige\r\nZeitpunkt, um gemeinsam die Weichen für eine leistungsfähige, wettbewerbsstarke und\r\nnachhaltige digitale Infrastruktur zu stellen.\r\nFür einen konstruktiven Austausch stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000482","regulatoryProjectTitle":"Ausbau der erneuerbaren Energien beschleunigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/ad/330081/Stellungnahme-Gutachten-SG2407030008.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier der MVV Energie AG f1\r\nWas ist zu tun?\r\nDas in Deutschland geltende Verbot EEG-geförderten Strom als grün zu vermarkten, sollte für neue Vorhaben im Ausschreibungsverfahren aufgehoben werden. Die Reform sollte unabhängig von einer Umstellung des Förderregimes auf Contracts for Differences (CfD) kommen, so dass\r\n1. neue EEG-geförderte Anlagen Herkunftsnachweise (HKN) erhalten,\r\n2. die EEG-Förderung um den Wert der HKNs gesenkt wird,\r\n3. Unternehmen neue grüne Produkte auf Basis der HKNs entwickeln können.\r\nDa EEG-geförderte Bestandsanlagen nicht von den Reformen erfasst sind, wird das HKN-Angebot schrittweise erhöht und kein Preisrutsch riskiert.\r\nWorum geht es?\r\nDas Verbot der Vermarktung von grünem Strom aus geförderten Anlagen verhindert Chancen für neue grüne Produkte und eine Senkung der Haushaltsbelastung\r\nEs gibt keine Gründe, die nötigen Reformschritte zeitlich aufzuschieben.\r\nDie grüne Eigenschaft des Stroms von geförderten erneuerbaren Energien darf in Deutschland von den Anlagenbetreibern nach derzeitiger Rechtslage nicht verkauft werden. Dabei könnten diese Einnahmen zur Senkung der EEG-Förderkosten und damit zur Entlastung des Bundeshaushalts beitragen. Stattdessen wird die grüne Eigenschaft aus gefördertem EE-Strom allen Stromverbrauchern als regulatorisch festgelegter Anteil zugewiesen. Eine einfache Reform der EEG-Stromvermarktung kann die wesentliche und auf Dauer ausgelegte Belastung des Haushalts reduzieren.\r\nWir schlagen vor, dass neue EEG-geförderte Anlagen im Ausschreibungsregime Herkunftsnachweise (HKN) als Zertifikat für die grüne Eigenschaft des erzeugten Stroms erhalten und vermarkten dürfen. Der Reformvorschlag steht im Einklang mit EU-Recht und:\r\n1. senkt Hürden für den Markthochlauf von grünen Stromlieferverträgen (Power Purchase Agreements, PPA),\r\n2. ermöglicht die Entwicklung grüner Produkte durch Unternehmen, was zum Erreichen von Nachhaltigkeitszielen nötig ist und\r\n3. entlastet den deutschen Bundeshaushalt.\r\nDa es keine logische oder gesetzliche Verknüpfung mit einer Umstellung auf ein neues Förderregime nach dem Prinzip 2-seitiger Differenzverträge (Contracts for Differences, CfD) gibt, sollten die Reformen schnell und unabhängig davon umgesetzt werden.\r\nIm Folgenden stellen wir die Vorschläge vor, damit kein wesentlicher HKN-Preisrückgang entsteht und stattdessen die Vorteile genutzt werden.\r\nDen Bundeshaushalt durch eine Reform der EEG-Stromvermarktung entlasten\r\nSeite 2 / 4\r\nDie Maßnahmen im Detail\r\nDeutschland geht mit der EEG-Vermarktung einen einsamen Weg, der nicht mehr gerechtfertigt ist.\r\nUnser Vorschlag erhöht schrittweise das deutsche HKN-Angebot, ohne Marktverwerfungen zu erzeugen.\r\nUnser Vorschlag nutzt marktliche Mechanismen, um den Bundeshaushalt zu entlasten und eine Überförderung von EE-Anlagen zu vermeiden.\r\nDas strikte Verkaufsverbot der grünen Eigenschaft von gefördertem EE-Strom (nach § 80 EEG 2023) gilt in kaum einem anderen europäischen Land. Unser Reformvorschlag für die EEG-Vermarktung behält die einmalige Veräußerung der grünen Eigenschaft des geförderten EE-Stroms bei. Jedoch wird der Preis dafür über den Markt entwickelt und der Haushalt wird in Höhe des Marktpreises entlastet. Der deutsche Gesetzgeber begründete die Einführung des Verkaufsverbots im Rahmen der Reform des Erneuerbaren Energien Gesetze (EEG) im Jahr 2004 mit dem Schutz der Stromverbraucher als Zahler der EEG-Umlage, damit diese nicht doppelt für Grünstrom zahlen müssen (einmal über die Umlage und ggf. einmal für den Aufpreis eines privaten Grünstromangebots). Auch übermäßige Gewinne für Betreiber von EEG-geförderten Anlagen sollten dadurch vermieden werden. Seit Sommer 2022 ist die EEG-Umlage für die Stromverbraucher abgeschafft und die EEG-Förderkosten werden aus dem Bundeshaushalt bezahlt. Spätestens seit dieser politischen Entscheidung muss die geltende EEG-Vermarktung auf den Prüfstand.\r\nIm Jahr 2023 konnte Deutschland seinen Bruttostromverbrauch erstmals mehr als zur Hälfte mit erneuerbaren Energien (EE) decken. Etwa 90 % der in EE-Bestandsanlagen erzeugten Strommenge hat einen Anspruch auf EEG-Förderung. Könnten alle EEG-geförderten Bestandsanlagen ‚von heute auf morgen‘ den erzeugten Strom als grün vermarkten, käme in kürzester Zeit eine beträchtliche Menge an HKNs auf den Markt. In Folge dieser schlagartigen Angebotsausweitung wäre ein deutlicher Preisrückgang für HKNs zu erwarten. Von diesem Preisverfall könnten auch nicht (mehr) geförderte EE-Anlagen betroffen sein, für die der HKN-Erlös aber ein wichtiger Teil des wirtschaftlichen Betriebs ist. Um das zu vermeiden, muss die Reform der EEG-Vermarktung schrittweise erfolgen.\r\nDaher schlagen wir vor, dass ausschließlich neue, EEG-geförderte Anlagen, deren Förderhöhe in Ausschreibungen ermittelt werden, HKNs ausgestellt bekommen und vermarkten dürfen. Diese Reformvariante hat entscheidende Vorteile:\r\n1. Keine schlagartige HKN-Angebotsausweitung.\r\n2. Schrittweise Erhöhung des deutschen HKN-Angebots, parallel zum Zubau an ausgeschriebener EE-Kapazität.\r\n3. Durch einen hohen Wettbewerb in den EEG-Ausschreibungen wird sichergestellt, dass die EE-Vorhabenträger ihren Förderbedarf um ihre Preiserwartung für HKNs reduzieren.\r\nDurch diese Vorschläge muss kein HKN-Preis regulatorisch festgelegt werden oder die EEG-Förderung reduziert werden, sondern es werden dafür marktliche Mechanismen genutzt. Damit das entstehende HKN-Angebot für die Entwicklung neuer 100 %-Grünstromprodukte genutzt werden kann, muss es klar von Graustromprodukten unterscheidbar sein. Ebenso muss es sich klar unterscheiden von HKNs aus nicht mehr\r\nSeite 3 / 4\r\nMit der Umsetzung unseres Vorschlags sollte man nicht auf die Umstellung auf Differenzverträge (CfD) warten.\r\ngeförderten EE-Anlagen (Post-EEG-Anlagen), sowie neuen EE-Anlagen, die ohne Förderung außerhalb des EEG-Förderregimes gebaut werden. Wichtige Informationen sollten die Stromverbraucher in der Kennzeichnung ihres Produkts verständlich aufbereitet finden, z. B. den Standort (nach Land) und das Alter der EE-Stromerzeugungsanlagen sowie die Information, welcher Stromanteil eine EEG-Förderung erhält.\r\nDas neue HKN-Angebot würde einen Schiefstand im deutschen Grünstrommarkt beseitigen: Die aktuelle EEG-Vermarktung entzieht dem Markt einen Großteil des potenziellen HKN-Angebots aus deutschen EE-Anlagen, obwohl immer mehr Unternehmen HKNs zur Realisierung ihrer Nachhaltigkeitsziele benötigen. Für die Entwicklung grüner (Strom-) Produkte stehen nur HKNs aus neuen, ungeförderten Anlagen (finanziert über PPA) und aus Post-EEG-Anlagen zur Verfügung, sowie von EE-Anlagen aus dem Ausland, z. B. längst abgeschriebenen Wasserkraftanlagen. Daher fließt viel Geld für grünen Strom aus Deutschland ab. Chancen für eine Senkung der EEG-Förderkosten und Entlastung des Haushalts werden nicht genutzt.\r\nUnser Reformvorschlag kann schon jetzt umgesetzt werden, da es ohne weiteres in ein Förderregime mit 2-seitigen Differenzverträgen (Contracts for Differences, CfD) integriert werden kann, das nach beschlossener EU-Strommarktreform im Laufe des Jahres 2027 für neue EE-Anlagen eingeführt werden muss. Zudem ermöglicht das Inkrafttreten der jüngsten Novelle der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (renewable energy directive, RED III) im Herbst 2023 Möglichkeiten für Reformen der EEG-Vermarktung. So können die Mitgliedsstaaten den Produzenten von gefördertem EE-Strom HKNs ausstellen, müssen dies aber nicht (nach Artikel 19 Absatz 2 RED III). Unser Vorschlag hat den großen Vorteil, dass dem Marktwert von HKNs Rechnung getragen wird, indem dieser in den wettbewerblichen EEG-Ausschreibungen eingepreist wird. Das ist bei möglichen beihilferechtlichen Prüfungen durch die EU nützlich.\r\nSeite 4 / 4\r\nGerne stehen wir Ihnen für ein Gespräch persönlich zur Verfügung.\r\nMVV Energie AG, registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages (Registernummer: R002785)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000483","regulatoryProjectTitle":"Wärmewende: Geothermie stärken, BEW aufstocken und verstetigen sowie Chancengleichheit herstellen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/60/bf/373834/Stellungnahme-Gutachten-SG2411140019.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"11-Punkte-Plan für die Tiefe Geothermie in Baden-Württemberg\r\nDie Bundesregierung strebt eine Verzehnfachung der Geothermie-Einspeisung in Wärmenetze bis 2030 an. Baden-Württemberg verfügt, insbesondere am Oberrhein, über sehr gute geologische Voraussetzungen und hat deutschlandweit das größte Potenzial dieses Vorhaben zu verwirklichen. Mit den bisherigen Förderbedingungen und gesetzlichen Regelungen kann der exponentielle Hochlauf jedoch nicht erreicht werden. Es droht eine deutliche Zielverfehlung. Daher schlägt die Unternehmensinitiative Tiefe Geothermie in Baden-Württemberg 11 Punkte vor:\r\nGenehmigungsverfahren\r\nDie Genehmigungsverfahren müssen beschleunigt werden, um die ambitionierten Dekarbonisierungsziele zu erreichen. Die Gesamtgenehmigungsdauer eines Tiefe-Geothermie-Projektes beträgt derzeit häufig mehrere Jahre und benötigt dutzende Einzelgenehmigungen; mit steigenden Projektzahlen drohen sich die Bearbeitungsdauern bei derzeitiger behördlicher Personalausstattung weiter zu verlängern.\r\nDie Unternehmensinitiative schlägt vor:\r\n1. Standardisierung der Verfahren:\r\nDas Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau als verfahrensführende Behörde und zentrale Stakeholder erarbeiten einheitliche Standards und Formatvorlagen, die als wesentliche Grundlage der Genehmigungsprozesse dienen. Der Austausch kann auch für weitere Verbesserungsvorschläge der Verfahrenspraxis genutzt werden.\r\n2. Digitalisierung des Prozesses:\r\n14 Bundesländer haben mit bergpass.de bereits von der analogen auf eine digitale Antragsbearbeitung umgestellt. Auch Baden-Württemberg und Bayern sollten/müssen zeitnah Lösungen präsentieren.\r\n3. Kooperation der Behörden bei der Bearbeitung:\r\nDie Bergbehörden unterstützen sich bundesländerübergreifend, um Kapazitäten optimal auszulasten; mittel- und langfristig müssen bei absehbarem Bedarf die personellen Mittel erhöht werden. Koordinierungsstellen steuern die Abstimmungsprozesse zwischen den am Verfahren beteiligten Behörden (Landratsämter, Regierungspräsidien, TöBs). Sie sollten ausgebaut und intensiver genutzt werden.\r\n4. Einheitliche und verkürzte Fristen bei der Genehmigung:\r\nFür die Zulassung von Betriebsplänen für Geothermieanlagen sind klare Fristenregelungen zu definieren. Dazu sollten im Bundesberggesetz § 57e Abs. 5 die zeitlichen Vorgaben auf die Gewinnung von Erdwärme verallgemeinert und die Frist auf 12 Monate verkürzt werden. Eine strikte Fristenregelung ist ebenso bei Beteiligungsverfahren und innerbehördlichen Stellungnahmen erforderlich. Die Bearbeitung eines Antrags sollte\r\nunverzüglich beginnen und Nachforderungen betreffend Vollständigkeit und zusätzlicher Stellungnahmen sollen die Bearbeitungsdauer nicht verzögern. Die Unternehmensinitiative unterstützt daher die geplanten Regelungen aus dem Kabinettsbeschluss zum Geothermie-Beschleunigungsgesetz.\r\nFörderbedingungen in Baden-Württemberg und auf Bundesebene\r\nProjektierung und Erschließung geothermischer Vorkommen haben einen langen zeitlichen Vorlauf von drei bis fünf Jahren. Deswegen müssen Wärmeversorger, die Geothermie nutzen wollen, bereits in diesem Jahr Investitionsentscheidungen treffen, um bis 2030 die klimafreundliche tiefe Erdwärme nutzen zu können. Daher benötigen die Akteure Planbarkeit, um Investitionsrisiken zu reduzieren.\r\nDie Unternehmensinitiative schlägt vor:\r\n5. Mittel der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) aufstocken:\r\nDie Bundesregierung muss ausreichende Mittel in der BEW zur Verfügung stellen und die Förderbedingungen so ausgestalten, dass noch mindestens zehn Jahre lang BEW-Mittel für Geothermie-Investitionen gesichert zur Verfügung stehen.\r\n6. Kombinierte Stromerzeugung als Ausschlusskriterium für BEW-Förderung streichen:\r\nDie Tiefe Geothermie ermöglicht eine ganzjährige CO2-freie Energieproduktion. Im Sommer ist jedoch die Wärmenachfrage deutlich geringer, sodass aus gesamtwirtschaftlicher Sicht die gewonnene Energie zur Stromproduktion genutzt werden könnte. Wird die Anlage jedoch über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) gefördert, würde der Umstieg von der Wärme- auf Stromproduktion während der wärmeren Jahreszeiten zu einem Verlust der gesamten BEW-Förderung führen. Der Aufbau von Wärmenetzen und der Anschluss von Wärmekunden kann zwischen 5 und 8 Jahren betragen. Deshalb müssen Einnahmen aus der Stromproduktion auch schon in der Anlaufphase zur Verfügung stehen.\r\nDie Unternehmensinitiative begrüßt die aktuellen Überlegungen zur Einführung einer Fündigkeitsabsicherung für Tiefe Geothermie und befürwortet grundsätzlich das entworfene Absicherungsinstrument der KfW und Munich Re, das insbesondere für den Oberrheingraben von großer Relevanz ist. Die Fündigkeitsabsicherung könnte die notwendige Anschubwirkung entfalten, um skalierbare Projekte zu entwickeln und somit die Energie- und Wärmewende entscheidend voranzubringen.\r\nWichtig ist bei der Umsetzung des Instruments, dass Projektrisiken in Deutschland einheitlich bewertet werden, um Standorte wie den Oberrheingraben nicht zu benachteiligen. Eine zeitnahe Umsetzung dieser Maßnahme wäre wünschenswert. Sie reduziert das Investitionsrisiko, verbessert die Planbarkeit und die Umsetzbarkeit der Projekte und verringert dadurch auch das Planungsrisiko anderer für den Transformationsprozess wichtiger Komponenten, wie den Auf- und Ausbau der Wärmenetzinfrastruktur.\r\nWeitere Maßnahmen\r\nDie Unternehmensinitiative schlägt vor:\r\n7. Chancen der Lithiumgewinnung nutzen\r\nDie Gewinnung von Lithium aus den tiefen Reservoiren des Oberrheingrabens bietet die Chance, diesen für die Batterieproduktion wichtigen Rohstoff für die Automobilproduktion in Baden-Württemberg zu gewinnen. Die Produktion erfolgt durch Nutzung der geothermischen Energie CO2-neutral und hilft Europa, sich von der Abhängigkeit chinesischer Produktion zu lösen. Die gleichzeitige Gewinnung von Lithium und geothermischer Energie bietet die Chance, die geothermische Wärmequelle auch dort zu erschließen, wo ein Wärmeprojekt allein nicht wirtschaftlich zu betreiben wäre.\r\n8. Zentrale Beratungsmöglichkeiten anbieten:\r\nDamit sich interessierte Bürgerinnen und Bürger neutral über Tiefe Geothermie informieren können, sollte eine zentrale Anlaufstelle geschaffen werden – beispielsweise in Form einer Hotline bei der Plattform Erneuerbare Energien BW oder der Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg, die Beratungsangebote und Seminare über die Chancen und Risiken der Technologie anbietet.\r\n9. Gesetzliche Grundlagen zur finanziellen Beteiligung der Kommunen schaffen:\r\nVoraussichtlich werden einige Standort- und Anrainerkommunen von Tiefen-Geothermie-Anlagen aufgrund fehlender Infrastruktur nicht direkt von der ausgekoppelten Wärme der Anlage profitieren können. Eine kommunale Beteiligung – wie im EEG für Wind und PV – könnte die Akzeptanz bei solchen Konstellationen verbessern. Die darüber hinaus gehende freiwillige Aufteilung der Gewerbesteuereinnahmen zwischen den betroffenen Kommunen sollte vom Land als Moderator unterstützt werden.\r\n10. Datenlage des geologischen Untergrunds verbessern:\r\nDie geplante Explorationskampagne des Bundes begrüßen wir ausdrücklich. Ebenfalls ist zu prüfen, ob auf Länderebene zusätzliche reflexionsseismische oder andere geophysikalische Untersuchungen angestoßen werden, um die Datenlage weiter zu verbessern.\r\n11. Portal für verfügbare Landesflächen einführen:\r\nEine Überlassung von Landesflächen wäre eine schnell wirksame Maßnahme zur Realisierung von Tiefen-Geothermie-Projekten. Um den Prozess möglichst schnell und transparent zu gestalten, empfehlen wir ein Portal, aus dem die verfügbaren Landesflächen zur Nutzung von erneuerbaren Energien hervorgehen.\r\nMVV Energie AG, registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages (Registernummer: R002785)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000484","regulatoryProjectTitle":"Marktrahmen für Negativemissionen schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/af/83/269284/Stellungnahme-Gutachten-SG2404220009.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier der MVV Energie AG f1\r\nWas ist zu tun?\r\nDie thermische Abfallbehandlung bietet beste Voraussetzungen für einen positiven Beitrag zum Klimaschutz, dazu müssen\r\n1. die Emissionen als unvermeidbar eingestuft,\r\n2. ein Marktrahmen für Negativemissionen geschaffen und\r\n3. die CO2-Infrastruktur möglichst schnell aufgebaut werden.\r\nWorum geht es?\r\nKlimaneutralität ist ohne Abscheidung, Speicherung oder Nutzung von biogenem CO2 nicht möglich\r\nMarktdesign ist für BECCUS-Hochlauf entscheidend\r\nDie Vermeidung von Treibhausgasemissionen muss die höchste Priorität in der Klimaschutzpolitik haben – beispielsweise durch den Ausbau erneuerbarer Energien. Dennoch kann nach heutigem Wissenstand Klimaneutralität in Europa nur erreicht werden, wenn nicht vermeidbare Restemissionen direkt abgeschieden und langfristig gebunden bzw. dauerhaft gespeichert werden (CCUS: Carbon Capture and Usage or Storage). Sind diese Emissionen biogenen Ursprungs, werden sogar negative Emissionen mit einer positiven Wirkung auf das Klima erreicht – der Atmosphäre wird CO2 entzogen („Klimapositivität“ durch BECCUS: Bioenergy with Carbon Capture and Usage or Storage).\r\nIn thermischen Abfallbehandlungsanlagen sind rund die Hälfte der entstehenden Emissionen bei der Verwertung von Abfällen biogenen Ursprungs – eine Beispielanwendung zur Realisierung negativer Emissionen.\r\nUm den notwendigen Markthochlauf von BECCUS möglichst schnell und erfolgreich umzusetzen, muss frühzeitig die Finanzierung geklärt und der Aufbau der Infrastruktur festgelegt werden. Ziel muss die wirtschaftliche Nutzung ohne zusätzliche staatliche Förderung im Rahmen der Emissionshandelssysteme sein. Dieser Punkt findet weder in der europäischen noch in der nationalen Carbon Management Strategie bisher in ausreichendem Maße Berücksichtigung.\r\nDie Maßnahmen im Detail\r\nThermische Abfallbehandlung als Einstieg für Abscheidung, Speicherung oder Nutzung von CO2\r\nDie Abscheidung, Speicherung oder Nutzung von CO2 muss dort erfolgen, wo beispielsweise eine Prozessumstellung auf erneuerbare Energien nicht möglich ist und ein verlängerter Einsatz von fossilen Brennstoffen ausgeschlossen werden kann. Die thermische Abfallbehandlung erfüllt diese Kriterien und bietet sich daher als Einstieg für die BECCUS-Anwendung an. Auch nach einer deutlichen Erhöhung der Recycling-\r\nNegativemissionen durch BECCUS: Schlüssel zur Treibhausgasneutralität marktlich finanzieren\r\nSeite 2 / 3\r\nIntegration von Negativemissionen in den Emissionshandel schaffen, um Anwendungen marktlich zu finanzieren\r\nInfrastruktur mitdenken und CO2-Kernnetz zeitnah aufbauen\r\nQuoten müssen am Ende der Nutzungskaskade nicht-recyclebare Abfälle immer energetisch verwertet werden – hier gibt es keine technologische Alternative. Aufgrund des hohen biogenen Anteils im Abfall können darüber hinaus bei der thermischen Abfallbehandlung Negativemissionen sofort realisiert werden, was sich in doppelter Hinsicht positiv auf den Klimaschutz auswirkt. Folglich sind die Emissionen aus thermischen Abfallbehandlungsanlagen zwingend als unvermeidbar zu definieren.\r\nDamit sich BECCUS bei der thermischen Abfallbehandlung wirtschaftlich darstellen lässt, wird ein Markt(rahmen) für Negativemissionen benötigt. Während CCS-Maßnahmen teilweise über die eingesparten CO2-Zertifikate finanziert werden können, muss eine vergleichbare Finanzierungsmöglichkeit für Tätigkeiten geschaffen werden, die der Atmosphäre CO2 entziehen. Zertifikate für negative Emissionen sollten in den Europäischen Emissionshandel integriert und als Alternative zur Erfüllung der bestehenden Abgabepflicht dienen. Dies würde eine Nachfrage nach diesen Zertifikaten erzeugen und deren Preis sinnvollerweise an den bestehenden Emissionshandel koppeln. Mit der Marktintegration wäre auch die Grundlage für eine Anfangsförderung über Carbon Contracts for Difference (CCfD) geschaffen, da in der Markthochlaufphase Kosten kompensiert werden, die die Erlöse aus dem Emissionshandel übersteigen. Thermische Abfallbehandlungsanlagen weisen durch die hohe CO2-Konzentration im Abgasstrom im Vergleich zu Direct Air Capture geringere Abscheidungskosten auf. Folglich ist eine niedrigere Förderung notwendig und die Anlagen können vergleichsweise schnell wirtschaftlich im Rahmen des Emissionshandels betrieben werden.\r\nDer BECCUS-Markthochlauf wird nur zum Erfolg, wenn neben der Abscheidung, auch die Transportinfrastruktur und die Senken mitgedacht werden. Frühzeitig muss ein CO2-Kernnetz geschaffen werden, das den Transport des CO2 in den notwendigen Größenordnungen zu den Speicher- oder Nutzungsmöglichkeiten erlaubt. Um die Investitionsrisiken der Netzbetreiber zu reduzieren und die Netzentgelte für die ersten Nutzer zu begrenzen, könnte auf den Vorschlag des Amortisationskontos zurückgegriffen werden, der auch bei der Wasserstoffinfrastruktur Anwendung findet. Das Risiko einer zu Beginn drohenden Ergebnislücke wird dabei durch staatliche Garantien reduziert.\r\nSeite 3 / 3\r\nGerne stehen wir Ihnen für ein Gespräch persönlich zur Verfügung.\r\nMVV Energie AG, registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages (Registernummer: R002785)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000484","regulatoryProjectTitle":"Marktrahmen für Negativemissionen schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8e/27/369000/Stellungnahme-Gutachten-SG2410290013.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier der MVV Energie AG f1\r\nWas ist zu tun?\r\nDie Teilnahme von Anlagen zur thermischen Abfallbehandlungsanlagen am bestehenden europäischen Emissionshandel ETS I ist ein sinnvoller Schritt für den Klimaschutz. Entgegen dem Beschluss der Bundesregierung muss dies jedoch europaweit zeitgleich und einheitlich erfolgen. Dieser Weg liefert das beste Ergebnis für den Klimaschutz und stellt den fairen Wettbewerb zwischen Abfallentsorgungsmöglichkeiten innerhalb der EU her.\r\nDer geplante nationale Alleingang hingegen bietet keine Vorteile für den Klimaschutz, sondern erhöht sogar die Treibhausgasemissionen. Daher sollte § 52 des TEHG-Kabinettsbeschlusses gestrichen werden.\r\nWorum geht es?\r\nEin national vorgezogener Opt-In in das ETS I birgt Risiken für das Klima.\r\nDie im Sommer 2023 in Kraft getretene Reform der Richtlinie zum europäischen Emissionshandel sieht vor, dass die CO2-Emissionen aus Anlagen zur thermischen Abfallbehandlung (TAB-Anlagen) spätestens ab 2031 EU-weit im ETS I (emission trading system) bepreist werden. Die EU-Kommission legt bis Ende Juli 2026 eine Folgenabschätzung des Einbezugs von TAB-Anlagen vor, in dem u. a. bewertet wird, ob Mitgliedsstaaten ab 2028 mit der Aufnahme starten müssen, oder sich für einen Einstieg ab 2031 entscheiden dürfen. Dadurch soll u. a. vermieden werden, dass klimaschädliche Lenkungswirkungen, insbesondere eine zunehmende Abfalldeponierung, auftreten.\r\nWir begrüßen den perspektivischen EU-weiten Einbezug von TAB-Anlagen in das ETS I, da die aktuelle Bepreisung im nationalen Emissionshandel den fairen Wettbewerb zwischen Abfallentsorgungsmöglichkeiten innerhalb der EU stört. Die Abfallentsorgung in Zementwerken ist bspw. vom ETS I erfasst und entsprechend gelten andere CO2-Preise.\r\nDie Bundesregierung möchte laut Ihrem Beschluss zum TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz (Gesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG) den vorzeitigen Wechsel von TAB-Anlagen in Deutschland in den ETS I ab dem Jahr 2027 beschließen. Ein solcher vorgezogener nationaler Opt-In birgt Risiken klimaschädlicher Lenkungswirkungen, wie die Abfalldeponierung, und hemmt Klimaschutzinvestitionen bei TAB-Anlagen in Deutschland.\r\nDaher plädieren wir für das ersatzlose Streichen von § 52 des Kabinettsbeschlusses zum TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz.\r\nZum TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz:\r\nWie die Integration der thermischen Abfallbehandlung in den EU-Emissionshandel erfolgreich gelingt.\r\nSeite 2 / 2\r\nWeitere Maßnahmen im Detail\r\nWerden TAB-Anlagen in der Übergangsphase national bepreist, sollten weiterhin CO2-Festpreise gelten.\r\nEU-einheitliche CO2-Standardfaktoren für Abfall bieten eine praxistaugliche Lösung und ermöglichen Anreize zur Abfallreduzierung.\r\nDamit die Integration von TAB-Anlagen in den ETS I erfolgreich gelingt, sollte der Fahrplan der EU-Emissionshandelsrichtlinie umgesetzt werden. Der deutsche Gesetzgeber sollte folgende Maßnahme national beschließen bzw. sich auf EU-Ebene für die 2. Maßnahme stark machen:\r\n1. Feste nationale CO2-Preise für TAB-Anlagen bis 2027.\r\nSollte entgegen unserer Empfehlung an der nationalen Bepreisung von TAB-Anlagen bis zum ETS I Einbezug festgehalten werden, sollte zumindest die Festpreisphase verlängert werden. Grund dafür sind die hohen Unsicherheiten durch den geplanten Beginn der Handelsphase im nationalen Emissionshandel ab 2026 vor dem regulären Start des ETS II im Jahr 2027: Verbleiben ausreichend Emittenten im nationalen Emissionshandel, um einen liquiden Markt mit nachvollziehbarer Preisbildung zu schaffen? Durch eine frühzeitige Verlängerung der Festpreisphase kann man Investitionshemmnissen in CO2-Vermeidungsmaßnahmen und unerwartet übermäßige Belastungen der Abfallgebührenzahler vermeiden.\r\n2. EU-einheitliche Vorgabe praxistauglicher Methoden zur Bestimmung des CO2-Gehalts von Abfall.\r\nWir plädieren für die EU-weite einheitliche Vorgabe von CO2-Standardfaktoren für jede Abfallsorte (Klassifizierung nach europäischer Abfallverzeichnis-Verordnung; AVV), wie es heute nach BEHG gelöst ist: So können fossile Emissionen dem Lieferanten zugeordnet und transparent bepreist werden. Gegenüber einem CO2-Preis auf Produktebene stellt das zwar die zweitbeste Lösung zur Reduktion von CO2-intensivem Abfall dar, dennoch kann durch eine konsequente Weitergabe des CO2-Preises vom Entsorger über den Anlieferer an den Verursacher des Abfalls eine Lenkungswirkung entstehen. Zusätzlich zu den Standardfaktoren sollten die TAB-Betreiber als freiwillige Alternative zur CO2-Bestimmung die kontinuierliche Messung im Abgas-Volumenstrom wählen dürfen, wie dies heute nach BEHG möglich ist. Dass der Standardfaktor nicht nur den fossilen, sondern auch den biogenen Teil der CO2-Emissionen angibt, ist Voraussetzung für die europaweite Bepreisung von Negativemissionen.\r\nGerne stehen wir Ihnen für ein Gespräch persönlich zur Verfügung.\r\nMVV Energie AG, registriert im Lobbyregister des Deutschen Bundestages (Registernummer: R002785)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0000484","regulatoryProjectTitle":"Marktrahmen für Negativemissionen schaffen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/e2/552200/Stellungnahme-Gutachten-SG2506260016.pdf","pdfPageCount":171,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Wege zur Skalierung von\r\nNegativemissionstechnologien\r\nEmpfehlungen für Marktdesign, Infrastruktur und Finanzierung\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 2\r\nGuidehouse\r\nDr. Johannes Wagner, Associate Director\r\nMatthias Schimmel, Associate Director\r\nAndrea Dertinger, Senior Consultant\r\nDr. Niccolò Manych, Consultant\r\nCem Irmak, Consultant\r\nGuidehouse Germany GmbH, Auf dem Hunnenrücken 3, 50668 Köln\r\njowagner@guidehouse.com\r\nFfE\r\nDr. Andrej Guminski, Managing Director\r\nAmanda Pleier, Senior Research Consultant\r\nNora Amer, Research Consultant\r\nForschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., Am Blütenanger 71, 80995 München\r\nAGuminski@ffe.de\r\nMVV Energie\r\nHolger Franke, Leiter Geschäftsentwicklung MVV Umwelt\r\nDr. Oliver Kopp, Abteilungsleiter Energiewirtschaft und Energiepolitik\r\nDr. Markus Lauer, Referent Energiewirtschaft und Energiepolitik\r\nAleksandra Würfel, Kfm. Geschäftsentwicklerin, Programmleitung BECCUS\r\nMVV Energie AG, Luisenring 49, 68159 Mannheim\r\nregulierung@mvv.de\r\nDie Studie steht Ihnen unter www.mvv.de/beccus-studie\r\nzum Download zur Verfügung.\r\nBitte zitieren als: MVV Energie AG (2025):\r\nWege zur Skalierung von Negativ emissionstechnologien –\r\nEmpfehlungen für Marktdesign, Infrastruktur und Finanzierung. Mannheim.\r\nImpressum\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 3\r\nVorwort\r\nLiebe Leserin, lieber Leser,\r\nwir haben uns mit unserem Mannheimer Modell einen strategischen\r\nWegweiser gegeben, mit dem wir als eines der\r\nersten\r\nEnergieunternehmen Deutschlands bis 2035 #klimapositiv\r\nwerden. Ab diesem Zeitpunkt werden wir der Atmosphäre\r\ndauerhaft CO2 in einer Menge entziehen, die über\r\nunsere Restemissionen hinausgeht. In der Gesamtheit des\r\nUnternehmens MVV erreichen wir damit unter dem Strich\r\nnegative Gesamtemissionen. Wir geben eine wichtige Richtung vor, denn\r\nohne Negativemissionen bleibt das Ziel der Klimaneutralität nicht nur für\r\nMVV, sondern auch für Deutschland und Europa unerreichbar.\r\nNach den Eckpunkten der „Langfriststrategie Negativemissionen“ des Bundesministeriums\r\nfür Wirtschaft und Klimaschutz werden die unvermeidbaren\r\nRestemissionen allein in Deutschland im Jahr 2045 auf rund 63 Mio. t\r\nCO2-Äquivalente geschätzt. Sie entstehen beispielsweise bei industriellen\r\nProzessen, aber auch in der Landwirtschaft.\r\nInsbesondere mit der Abscheidung, dauerhaften Bindung oder Speicherung\r\nvon CO2 aus biogenen Quellen (engl. BECCUS: Bioenergy with Carbon\r\nCapture and Storage or Usage) wollen wir einen Beitrag zum Erreichen\r\nder Klimaschutzziele leisten. Allerdings fehlt insbesondere für Early Mover\r\nein geeigneter Marktrahmen, um BECCUS auch im großtechnischen Maßstab\r\nfinanzieren zu können. Die dafür notwendigen Investitionen sind nicht\r\nzu vernachlässigen, denn ähnlich wie bei der Wasserstofflieferung muss\r\nauch für das abgeschiedene CO2 von Beginn an eine geeignete Infrastruktur\r\nmitgedacht werden – etwa in Form von Pipelines und Speichern.\r\nDie Entnahme von CO2 birgt gleichzeitig enormes wirtschaftliches Potenzial.\r\nDeutschland droht jedoch den Anschluss zu verlieren, weil viele Länder\r\nheute bereits fortschrittlichere Regulierungsrahmen etabliert haben. Umso\r\ndringender ist es, dass wir hier nachziehen und zeitnah einen Markt etablieren\r\nund eine CO2-Infrastruktur aufbauen. Bereits in den nächsten Monaten\r\nmüssen die ersten Weichen gestellt werden, um einen kosteneffizienten\r\nund schnellen Hochlauf von Negativemissionstechnologien möglich zu\r\nmachen – in Deutschland, aber auch EU-weit. Ziel sollte es sein, dass sich\r\nNegativemissionen langfristig ohne Förderung über den Markt finanzieren.\r\nDazu wollen wir mit dieser Studie einen Anstoß geben.\r\nIch wünsche Ihnen eine interessante Lektüre und freue mich auf eine konstruktive\r\nDebatte sowie auf die gemeinsame Weiterentwicklung und Umsetzung\r\nder Vorschläge.\r\nDr. Gabriël Clemens\r\nVorsitzender des Vorstands\r\nder MVV Energie AG\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 4\r\nDie wichtigsten Ergebnisse auf einen Blick:\r\n1. Klimaneutralität lässt sich nur mit Hilfe von Negativemissionen\r\nerreichen\r\n• Auch bei vollständiger Dekarbonisierung des Energiesektors verbleiben\r\nunvermeidbare CO2-Restemissionen, etwa in der Landwirtschaft oder\r\nbei Industrieprozessen.\r\n• Um Klimaneutralität zu erreichen, müssen diese Restemissionen durch\r\nNegativemissionen kompensiert werden, die bspw. durch Abscheidung\r\nund Speicherung des CO2 aus der energetischen Biomasseverwertung\r\nentstehen. Dieser Prozess, bekannt als BECCUS (Bioenergy\r\nwith Carbon Capture, Utilization or Storage), kann in Biomassekraftwerken\r\noder thermischen Abfallbehandlungsanlagen umgesetzt werden.\r\n2. Richtige Reformen ermöglichen die marktliche Finanzierung von\r\nBECCUS-Anlagen\r\n• Investitionen in BECCUS-Technologien sind heute nicht wirtschaftlich,\r\nda es noch keinen Compliance-Markt für Negativemissionen gibt. Ohne\r\nMarktreformen würde die Finanzierungslücke von Negativemissionen\r\nan einem Biomasse-Kraftwerk, das 2030 in Betrieb geht, rund 240 Euro\r\npro abgeschiedener Tonne CO2 betragen.\r\n• Daher muss schnellstmöglich ein Markt für Negativemissionen organisiert\r\nwerden, z. B. über die schrittweise, gesteuerte Integration in den\r\nEuropäischen Emissionshandel. Diese Integration wäre notwendig für\r\nden Aufwuchs von BECCUS-Anlagen, aber nicht hinreichend: Um die Finanzierungslücke\r\nmarktlich zu schließen, müssten die Preise für Negativemissionen\r\nauf über 240 Euro steigen – rund 130 Euro über aktuellen\r\nCO2-Preisprognosen.\r\n• Contracts for Difference (CfDs) könnten die aus diesem wirtschaftlichen\r\nRisiko herrührende Investitionszurückhaltung für BECCUS-Anlagen\r\nbeheben. In diesem System schließt der Staat die Finanzierungslücke\r\nin Abhängigkeit von den zukünftigen CO2-Preisen. CfDs setzen aber\r\neuropaweit verbindliche Zertifizierungs- und Standardisierungssysteme\r\nund einen liquiden Markt für Negativemissionszertifikate voraus.\r\nDaher stehen diese marktlichen Finanzierungslösungen nur auf längere\r\nSicht zur Verfügung.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 5\r\nDie wichtigsten Ergebnisse auf einen Blick\r\n3. Ein schneller Markthochlauf erfordert Förderprogramme für First\r\nMover\r\n• Notwendige Kostendegressionen können nur realisiert werden, wenn\r\n„First-Mover“-Anlagen beim Markthochlauf unterstützt werden.\r\n• Bis die oben genannten Marktinstrumente etabliert sind, brauchen „First-\r\nMover“-Anlagen staatliche Förderprogramme.\r\n• Investitionszuschüsse lassen sich schnell umsetzen. Da jedoch aus\r\nSicht des CO2-Abscheiders rund 70 % der Gesamtkosten im Betrieb\r\nentstehen (z. B. für Speicher- und Transportdienstleistungen), sind zusätzliche\r\nMaßnahmen wie eine OPEX-Förderung oder der staatliche\r\nAnkauf von Negativemissionszertifikaten notwendig.\r\n4. Negativemissionen bieten ein enormes wirtschaftliches Potenzial;\r\nmehrere Finanzierungsmöglichkeiten sind denkbar\r\n• Insbesondere für thermische Abfallbehandlungsanlagen könnte\r\neine Umlagefinanzierung für erste großtechnische Umsetzungen eine\r\ntragfähige\r\nAlternative zur Finanzierung über den Haushalt oder den Klima-\r\nund Transformationsfonds (KTF) sein.\r\n• Das weltweite Marktpotential für Negativemissions-Technologien wird\r\nauf rund eine Billion Euro geschätzt. Unsere Länderanalysen zeigen:\r\nBei der Entwicklung des Ordnungs- und Regulierungsrahmens sind viele\r\nLänder weiter als Deutschland.\r\n5. CO2-Pipelines benötigen einen Ordnungs- und Finanzierungsrahmen\r\n• Der Transport großer CO2-Mengen erfolgt langfristig am günstigsten\r\nüber ein zu errichtendes CO2-Kernnetz.\r\n• Betreiber und Nutzer sollten den Verlauf des CO2-Netzes gemeinsam\r\nunter staatlicher Moderation erarbeiten. Aufgrund der hohen Investitionen\r\nwird dabei ein natürliches Monopol entstehen.\r\n• Ein Amortisationskonto könnte Einstiegshürden minimieren, indem es\r\ndie Nutzungsentgelte für die ersten Nutzer und das Risiko für die Investoren\r\nbegrenzt. Wichtig: Der Netzzugang muss diskriminierungsfrei\r\nsein.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 6\r\nInhaltsverzeichnis\r\nAbkürzungsverzeichnis 8\r\nAbbildungsverzeichnis 9\r\nExtended Management Summary 10\r\n1. Einleitung 19\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke 21\r\n2.1 Methodik zur Quantifizierung der CO2-Mengen und\r\nBECCS-\r\nGesamtkosten 22\r\n2.1.1 Bestimmung potenzieller CO2-Mengen im deutschen Anlagenpark\r\nfür BMKW und TAB 22\r\n2.1.2 Hochlauf von CO2-Abscheidung 24\r\n2.1.3 Nutzung von biogenem CO2:\r\nPotenziale und Anwendungen von CCU 27\r\n2.1.4 Berechnung der Transport- und Speicherkosten 35\r\n2.1.5 Bestimmung der Erlöspotenziale 38\r\n2.2 CO2-Emissionen im Status Quo 39\r\n2.3 Zeitlicher Hochlauf von BECCUS und stoffliches CO\r\n2-Nachfragepotenzial 40\r\n2.4 Wirtschaftlichkeitsanalyse 43\r\n2.4.1 Kosten für CO2-Abscheidung 44\r\n2.4.2 Kosten für CO2-Transport und Speicherung 46\r\n2.4.3 Gesamtkosten für BECCS an TAB und BMKW 48\r\n2.4.4 Finanzierungslücke 52\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign 56\r\n3.1 Ausgangslage in Deutschland und der EU 56\r\n3.1.1 Europäische Union 57\r\n3.1.2 Deutschland 58\r\n3.2 Standards und Zertifizierung 60\r\n3.3 Notwendigkeit der Förderung von Negativemissionen 62\r\n3.4 Evaluierungsprinzipien 65\r\n3.5 Förderrahmen zur Unterstützung der BECCUS Markthochlaufphase\r\n66\r\n3.5.1 Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDs)\r\nfür Negativemissionen\r\n68\r\n3.5.2 Investitionszuschüsse 75\r\n3.5.3 Staatlicher Zertifikatkauf 77\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 7\r\nInhaltsverzeichnis\r\n3.5.4 Prämienmodelle 79\r\n3.5.5 Staatliche Abnahmegarantien 82\r\n3.5.6 Weitere flankierende Maßnahmen und Instrumente 84\r\n3.6 Marktdesign für einen langfristigen Rahmen für BECCUS 89\r\n3.6.1 Integration von BECCUS in das EU EHS 90\r\n3.6.1.1 Vollständige Integration von BECCUS in das EU EHS 95\r\n3.6.1.2 Teilweise Integration von BECCUS in das EU EHS 100\r\n3.6.2 Separater Compliance-Markt für Negativemissionen 105\r\n3.6.3 Weitere Optionen 107\r\n3.7 Synthese der Bewertungsergebnisse 110\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO\r\n2-Infrastrukturaufbaus 112\r\n4.1 Regulierungsbedarf für CO2-Infrastruktur 112\r\n4.2 Regulatorische Ausgangslage 115\r\n4.2.1 Europäische Union 115\r\n4.2.2 Deutschland 117\r\n4.2.3 Bestehende Finanzierungsmechanismen für CO2-Infrastruktur 119\r\n4.3 Diskussion und Bewertung von Regulierungsmechanismen 121\r\n4.3.1 Langfristige Infrastrukturplanung 122\r\n4.3.2 Netzzugangsmodelle und Anschlussrechte 126\r\n4.3.3 Entflechtung 129\r\n4.3.4 Gestaltung der Tarifstrukturen 132\r\n4.3.5 Förderung des Aufbaus der CO2-Infrastruktur 136\r\n5. Finanzierungsbedarf und Refinanzierungsmechanismen\r\n140\r\n6. Internationale Lösungsansätze 144\r\n6.1 Marktdesign und Regulierung in anderen Ländern 144\r\n6.2 Länderfallstudie Schweden 147\r\n6.3 Länderfallstudie Vereinigtes Königreich 151\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap 157\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\n164\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 8\r\nAVBFernwärmeV.......\r\nAllgemeine Bedingung für die Versorgung\r\nmit Fernwärme\r\nBECCUS..... Bioenergy with Carbon Capture, Utilization\r\nand Storage\r\n[dt: Bioenergie mit CO2-Abscheidung,\r\nNutzung\r\nund -Speicherung]\r\nBEHG.......... Brennstoffemissionshandelsgesetz\r\nBIK............... Bundesförderung Industrie und Klimaschutz\r\nBMKW......... Biomassekraftwerk\r\nBNetzA........ Bundesnetzagentur\r\nbspw............ Beispielsweise\r\nbzw.............. Beziehungsweise\r\nCAPEX........ Capital expenditures [dt: Investitionsausgaben]\r\nCDM............ Clean Development Mechanism\r\n[dt: Mechanismus für umweltverträgliche\r\nEntwicklung]\r\nCDR............. Carbon Dioxide Removals\r\n[dt: CO2-Entnahme und dauerhafte Speicherung]\r\nCEF............. Connecting Europe Facility\r\nCER............. Certified Emission Reduction\r\n[dt: zertifizierte Emissionsreduktion]\r\nCfD.............. Contract for Difference\r\nCMS............. Carbon Management Strategie\r\nCO2.............. Kohlenstoffdioxid\r\nCRCF........... Carbon Removals and Carbon Farming Regulation\r\n[dt: Zertifizierungsrahmen von dauerhaften\r\nCO2-Entnahmen, kohlenstoff-speichernder\r\nLandbewirtschaftung und CO2-Speicherung\r\nin Produkten]\r\nDACCS........ Direct Air Carbon Capture and Storage\r\n[dt: technische Entnahme von CO2 aus der\r\nLuft]\r\ndt................. deutsch\r\nEnWG.......... Energiewirtschaftsgesetz\r\nERU............. Emission Reduction Units [dt: Minderungszertifikate]\r\neSAF........... Synthetische Flugzeugtreibstoffe\r\nEU............... Europäische Union\r\n(EU) EHS..... (EU) Emissionshandelssystem\r\nF&E............. Forschung und Entwicklung\r\nGgf............... Gegebenenfalls\r\nGWB............ Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen\r\nHPC............. Hot Potassium Carbonate\r\nHSEG.......... Hohe-See-Einbringungsgesetz\r\nITAD............. Interessengemeinschaft der Thermischen\r\nAbfallbehandlungsanlagen\r\nin Deutschland\r\nITMO............ Internationally Transferred Mitigation\r\nOutcomes\r\n[dt: international übertragene\r\nMinderungsmaßnahmen\r\nJI.................. Joint Implementation [dt: Gemeinschaftsreduktion]\r\nKfW.............. Kreditanstalt für Wiederaufbau\r\nKSpG........... Kohlendioxid-Speicherungsgesetz\r\nKSV............. Klimaschutzverträge\r\nkt.................. Kilotonnen\r\nKTF.............. Klima- und Transformationsfonds des Bundes\r\nkWh............. Kilowattstunde\r\nLNe.............. Langfriststrategie Negativemissionen\r\nMaStR......... Marktstammdatenregister\r\nMio............... Millionen\r\nMrd.............. Milliarde\r\nMRV............. Monitoring, Reporting and Verification\r\n[dt: Überwachung, Berichterstattung und\r\nÜberprüfung]\r\nMt................. Megatonne\r\nNEZ............. Negativemissionszertifikat(e)\r\nOPEX.......... Operating expenditures [dt: Betriebsausgaben]\r\nPÄK............. Preisänderungsklauseln\r\nt................... Tonne\r\nT&SCos....... Transport and Storage Companies\r\n[dt: Transport- und Speicherunternehmen]\r\nTAB.............. Thermische Abfallbehandlungsanlagen\r\nUNFCCC..... United Nations Framework Convention on\r\nClimate Change [dt: Klimarahmenkonvention\r\nder Vereinten Nationen]\r\nUWG............ Gesetz gegen den unlauteren Wettbewerb\r\nz. B............... Zum Beispiel\r\n/a................. Per annum [dt: pro Jahr]\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 9\r\nAbbildung 1.\r\nSchematische Darstellung der Berichtsstruktur.............. 20\r\nAbbildung 2.\r\nSchematische Darstellung der Berichtsstruktur\r\nKapitel 2.......................................................................... 22\r\nAbbildung 3.\r\nAngenommener Ausbaupfad für ein CO2-Transportnetz\r\nauf Basis des aktuellen Entwurfs der deutschen\r\nCarbon\r\nManagement Strategie.................................................... 25\r\nAbbildung 4.\r\nKostenspannen basierend auf Literaturwerten,\r\nPraxisprojekten\r\nund Akteursangaben,............................. 31\r\nAbbildung 5.\r\nSpezifische Nutzungskosten für ein deutsches\r\nCO\r\n2-Transportnetz........................................................... 36\r\nAbbildung 6.\r\nAbleitung potenzieller Negativemissionen aus TAB\r\nund BMKW in Deutschland anhand bestehender\r\nCO\r\n2-Emissionen im Status Quo...................................... 40\r\nAbbildung 7.\r\nHochlauf von CO2-Abscheidung an TAB und BMKW im\r\nVergleich zu einer potenziellen CO\r\n2-Nachfrage für CCU in\r\nDeutschland.................................................................... 42\r\nAbbildung 8.\r\nSpezifische annuitätische Investitionskosten für\r\nCO\r\n2-Abscheidung in Abhängigkeit der Anlagenkapazität\r\ninklusive Unsicherheitskorridor........................................ 44\r\nAbbildung 9.\r\nZeitliche Entwicklung der spezifischen annuitätischen Investitionskosten\r\n(CAPEX) und Betriebskosten\r\n(OPEX) für\r\nCO2-Abscheidung............................................................ 45\r\nAbbildung 10.\r\nZeitliche Entwicklung der spezifischen Kosten für\r\nverschiedene\r\nTransportmodalitäten................................ 46\r\nAbbildung 11.\r\nAufschlüsselung der Speichermengen im Zieljahr 2045\r\nund Speicherkosten (Angaben in €2024)........................... 47\r\nAbbildung 12.\r\nKosten für CO2-Abscheidung, Transport und Speicherung\r\na) ohne Amortisationskonto und b) unter der Annahme\r\neines Amortisationskontos für Pipelinekosten................. 49\r\nAbbildung 13.\r\nSpezifische annuitätische Gesamtkosten für Investitionszeitpunkte\r\neiner Referenzanlage zwischen den Jahren\r\n2030 bis 2045 ................................................................. 51\r\nAbbildung 14.\r\nGegenüberstellung der Kosten und Erlöspotenziale für\r\neine TAB-Referenzanlage im Basisszenario................... 53\r\nAbbildung 15.\r\nAuswirkungen auf Abfallbehandlungsgebühren bei verschiedenen\r\nUmlageoptionen der Kosten für die Realisierung\r\nvon Negativemissionen an einer TAB..................... 54\r\nAbbildung 16.\r\nFinanzierungslücke für eine TAB-Referenzanlage (links)\r\nund eine BMKW-Referenzanlage (rechts) im Kompensationsszenario\r\nbei Annahme einer höheren Zahlungsbereitschaft\r\nfür Negativzertifikate.................................... 54\r\nAbbildung 17.\r\nSchematische Darstellung der Berichtsstruktur,\r\nKapitel 3.......................................................................... 56\r\nAbbildung 18.\r\nZertifikatentstehung und -veräußerung bei Negativemissionen......................................................................\r\n61\r\nAbbildung 19.\r\nGrundlegende Funktionsweise eines CfD....................... 69\r\nAbbildung 20.\r\nFunktionsweise CfD mit Preiskorridor............................. 70\r\nAbbildung 21.\r\nSchematische Darstellung feste Prämie für Negativemissionen......................................................................\r\n80\r\nAbbildung 22.\r\nSchematische Darstellung variable Prämie für Negativemissionen......................................................................\r\n80\r\nAbbildung 23.\r\nZertifikatverkauf mit staatlicher Abnahmegarantie\r\n(\r\nBetreibersicht)................................................................ 83\r\nAbbildung 24.\r\nSchematische Darstellung der vollständigen\r\nIntegration....................................................................... 96\r\nAbbildung 25.\r\nSchematische Darstellung der teilweisen Integration mit\r\nzwei Handelssystemen.................................................. 101\r\nAbbildung 26.\r\nSchematische Darstellung des separaten Compliance-\r\nMarkts............................................................................ 106\r\nAbbildung 27.\r\nSchematische Darstellung der Berichtsstruktur,\r\nKapitel 4.........................................................................112\r\nAbbildung 28.\r\nPolicy Roadmap für die Förderung von Negativemissionstechnologien..................................................\r\n162\r\nAbbildung 29.\r\nPolicy Roadmap mit Fokus auf die kurze und mittlere\r\nFrist bis 2030................................................................. 163\r\nAbbildungsverzeichnis\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 10\r\nExtended Management Summary\r\nUm die deutschen und europäischen Klimaziele zu erreichen, müssen\r\ndie Treibhausgasemissionen in den kommenden 20 Jahren so weit wie\r\nmöglich verringert werden. Diese Verringerung wird allerdings an Grenzen\r\nstoßen: Unvermeidbare Restemissionen, etwa aus der Landwirtschaft, der\r\nMüllverbrennung oder der Zementindustrie, werden weiterhin entstehen.\r\nUm dennoch auf eine rechnerische Emissionsmenge von Null zukommen,\r\nmuss der Atmosphäre zusätzlich CO2 entnommen werden. Eine zentrale\r\nRolle spielen dabei BECCUS-Technologien (Bioenergy with Carbon Capture,\r\nUtilization or Storage). Diese erzeugen Negativemissionen durch die\r\nAbscheidung von CO2 biogenen Ursprungs, bspw. an thermischen Abfallbehandlungsanlagen\r\n(TAB) und Biomassekraftwerken (BMKW) mit anschließender\r\nlangfristiger tiefengeologischer Speicherung oder Bindung in\r\nMaterialien oder Produkten. Da die Biomasse während ihres Wachstums\r\nder Atmosphäre CO2 entzogen hat, entsteht so ein klimapositiver Effekt.\r\nLangfristig werden verschiedenste Methoden zur CO2-Entnahme erforderlich\r\nsein. Dazu zählen neben BECCUS auch Maßnahmen wie die (Wieder-)\r\nAufforstung und weitere technische Verfahren wie Direct Air Capture\r\n(DACCS), bei dem CO2 direkt aus der Atmosphäre entfernt wird – ohne\r\nvorherige Bindung in der Biomasse. Welche Methoden optimal kombiniert\r\nwerden, hängt von Faktoren wie Energieeffizienz, Umweltauswirkungen,\r\nSkalierbarkeit und Wirtschaftlichkeit ab. Ein besonderer Vorteil von BECCUS\r\nliegt darin, dass es die Energieerzeugung mit der (dauerhaften) Entfernung\r\nvon CO2 aus der Atmosphäre verbindet. Bei einer sorgfältigen\r\nAuswahl der Biomasseressourcen kann diese Methode sowohl zur Energieversorgung\r\nals auch zum Klimaschutz beitragen.\r\nEntscheidend für eine schnelle Nutzung von Negativemissionen ist ein koordinierter\r\nHochlauf der gesamten BECCUS-Prozesskette – von der CO2-\r\nAbscheidung über den Transport bis hin zur Nutzung oder Speicherung.\r\nDazu sind Rahmenbedingungen erforderlich, die den Unternehmen Investitionen\r\nin BECCUS ermöglichen. Die in Deutschland aktuell bestehenden\r\nMaßnahmen und Instrumente reichen nicht aus, um den Markthochlauf der\r\nNegativemissionstechnologien im benötigten Umfang und mit ausreichender\r\nGeschwindigkeit voranzutreiben. Dazu gehören bspw. die Bundesförderung\r\nIndustrie und Klimaschutz (BIK), die Klimaschutzverträge (KSV)\r\noder das Kohlendioxid-Speicherungsgesetz (KSpG).\r\nDie bestehenden Instrumente fördern vorwiegend die CO2-Abscheidung\r\nund -Nutzung oder Speicherung in der Industrie, um CO2-Emissionen zu\r\nvermeiden (Carbon Capture and Utilization, CCU oder Carbon Capture\r\nand Storage, CCS). Negativemissionen bleiben dagegen weitestgehend\r\nunbeachtet. Auf europäischer und deutscher Ebene fehlen sowohl ein pasWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 11\r\nExtended Management Summary\r\nsendes Marktdesign, um Negativemissionen marktlich zu finanzieren, als\r\nauch unterstützende Fördermaßnahmen für einen Markthochlauf. Dieser\r\nRahmen muss jetzt schnell entstehen, hier herrscht dringender politischer\r\nHandlungsbedarf. Unsere Länderanalyse in der Studie zeigt, dass einige\r\nLänder regulierungsseitig bereits einen deutlichen Vorsprung haben.\r\nAktuell besteht eine signifikante Finanzierungslücke von BECCUS-Technologien:\r\ndie Kosten für Negativemissionen übersteigen die erzielbaren\r\nErlöse. Für ein beispielhaftes BMKW mit 200.000 Tonnen CO2-Abscheidekapazität\r\npro Jahr erwarten wir über die gesamte Lebensdauer der CO2-\r\nAbscheideanlage mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2030 Kosten von rund\r\n240 € pro Tonne CO2 für Abscheidung, Zugtransport und Speicherung. Auch\r\nwenn durch die Integration von Negativemissionen in den Europäischen\r\nEmissionshandel (EU EHS) Finanzierungsmöglichkeiten für Tätigkeiten\r\ngeschaffen werden, die der Atmosphäre CO2 entziehen, verbleibt bei aktuellen\r\nCO2-Preisprognosen eine Finanzierungslücke von durchschnittlich\r\n134 € pro Tonne CO2 über die gesamte Lebensdauer der Anlage. Werden\r\nnicht-biogene Emissionen aus TAB in den EU EHS integriert und entsprechen\r\ndie vermiedenen Zertifikatskosten den Erlösen für Negativemissionen,\r\nentsteht die gleiche Finanzierungslücke. Dieses Delta bedeutet insbesondere\r\nfür First-Mover, die frühzeitig in die Technologie investieren, große\r\nwirtschaftliche Herausforderungen. Entsprechend ist es von zentraler Bedeutung,\r\nbeim Hochlauf der Technologie die spezifischen Bedürfnisse der\r\nFirst-Mover zu berücksichtigen und Rahmenbedingungen zu schaffen, die\r\nfrühe BECCUS-Investitionen wirtschaftlich tragbar machen. Nur durch die\r\nRealisierung von Projekten können Lerneffekte in der Entwicklung und\r\nSkalierung der Technologien gehoben werden. Denn mit einem CO2-Preisniveau\r\nvon rund 240 € pro Tonne CO2 können sich Negativemissionen bei\r\nden beispielhaften Anlagen perspektivisch marktlich finanzieren.\r\n2030 2035 2040 2045\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\nKosten\r\nAbscheidung (CAPEX)\r\nAbscheidung (OPEX)\r\nTransport\r\nSpeicherung\r\nErlöse\r\nBECCS-Erlöse durch\r\nVerkauf von Negativemissionszertifikaten\r\nFinanzierungslücke für CO2-Abscheidung, Transport\r\nund Speicherung im Basisszenario (annuitätisch)\r\nIn €2024/t | Basisszenario | BMKW-Referenzanlage 200 ktCO2/a\r\n238\r\n104\r\n240\r\n110\r\n239\r\n151\r\n242\r\n188\r\n-134 -130 -88 -54\r\nInbetriebnahmejahr\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 12\r\nExtended Management Summary\r\nDer in dieser Studie abgeleitete Regulierungsrahmen und das Marktdesign\r\nunterscheiden zwischen Markthochlauf und Marktphase. Dabei muss von\r\nvornherein ein europäischer Markt angestrebt werden, um eine hohe Liquidität\r\nund einen einheitlichen Marktpreis zu erreichen. Dieser europäische\r\nAnsatz hat allerdings lange Vorlaufzeiten für notwendige politische Entscheidungsprozesse\r\nzur Folge, so dass für die ersten Schritte Eile geboten ist.\r\n2045\r\nMarkthochlauf Marktphase\r\nFirst Mover Diverse Anbieter und Nachfrager Markt bildet sich Liquider Markt für Negativemissionen\r\nInfrastruktur Marktdesign Förderung\r\n2025\r\nStaatlicher Zertifi katkauf\r\nInvestitionszuschüsse\r\nAufbau Zertifi zierungssysteme\r\nFreiwillige (unregulierte) Märkte und Internationaler Zertifi kathandel nach Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens\r\nNetzaufbauplanung\r\nDefi nition der Zugangsmodelle\r\nEntwicklung Finanzierungsmechanismen\r\nVollständige Integration von\r\nNegativemissionen in das EU EHS\r\nTeilweise Integration (mit\r\nHandelssystem für Neg. Em.)\r\nDifferenzverträge (CfD) für Negativemissionen\r\nFinanzierung Startnetz (Amortisationskonto)\r\nNicht abgebildet sind begleitende Maßnahmen: Finanzierungsinstrumente, Innovations- und F&E-Förderung, Labels und Leitmärkte, Informationskampagnen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 13\r\nExtended Management Summary\r\nPolitikempfehlungen:\r\nAus der in der Studie erstellten Policy Roadmap können vier zentrale\r\nHandlungsempfehlungen abgeleitet werden, die für einen schnellen und\r\nkosteneffizienten Hochlauf von Negativemissionen entscheidend sind:\r\nIn Kürze:\r\n1. Ein Zertifizierungs- und Standardisierungssystem für Negativemissionen\r\ndefinieren.\r\n2. Einen umfassenden Förderrahmen für BECCUS-Anlagen mit Contracts\r\nfor Difference (CfDs) als zentrales Förderinstrument und weitere\r\nMaßnahmen\r\nfür First Mover gestalten.\r\n3. Einen langfristigen Marktrahmen für Negativemissionen durch eine\r\nschrittweise Integration in das EU EHS schaffen.\r\n4. Einen Regulierungs- und Finanzierungrahmen für den Aufbau der\r\nCO2-Infrastruktur entwickeln.\r\n1. Ein Zertifizierungs- und Standardisierungssystem für Negativemissionen\r\ndefinieren.\r\nEine essenzielle Grundlage für die Nutzung von BECCUS-Technologien\r\nist die Definition von Standards und Zertifizierungssystemen für Negativemissionen.\r\nEs existieren zwar bereits Standards und Kriterien, die\r\nsowohl von privatwirtschaftlichen Unternehmen als auch von staatlichen\r\nOrganisationen vorgegeben werden, jedoch sind diese nicht harmonisiert\r\nund bleiben freiwillig. Entsprechend ist zunächst eine verbindliche\r\nDefinition von Negativemissionen mit stringenten Nachhaltigkeitsanforderungen\r\nnotwendig, die auf eine prioritäre Nutzung von Rest- und\r\nAbfallstoffen abzielt. Diese sollte sowohl auf dem freiwilligen Markt als\r\nauch in einem möglichen zukünftigen verpflichtenden System Anwendung\r\nfinden und so ausgestaltet sein, dass sie an zukünftige regulierte\r\nZertifizierungs- und Handelssysteme anschlussfähig ist. Damit das auch\r\ninternational gilt, muss dieses System zunächst mindestens auf europäischer\r\nEbene harmonisiert sein. Langfristig ist auch eine weitergehende\r\ninternationale Vereinheitlichung sinnvoll.\r\nBei der Zertifizierung von Negativemissionen muss vor allem die Langfristigkeit\r\nder Speicherung geregelt werden. Angelehnt an die europäische\r\nCarbon Removals and Carbon Farming Certification (CRCF) Verordnung,\r\nist eine Speicherung bzw. Bindung des CO2 für einen Zeitraum\r\nvon mindestens 200 Jahren Voraussetzung. Zudem muss die gesamte\r\nProzesskette, von der Abscheidung bis zur Speicherung inklusive des\r\nMonitorings, in der Zertifizierung abgedeckt sein. Die Inverkehrbringer 1\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 14\r\nExtended Management Summary\r\n2\r\nvon Zertifikaten, z. B. die Anlagenbetreiber, reichen die Gesamtkosten\r\nder Negativemissionen einschließlich Transport, Speicherung und Monitoring\r\nan die Abnehmer der Zertifikate weiter.\r\n2. Einen umfassenden Förderrahmen für BECCUS-Anlagen mit Contracts\r\nfor Difference (CfDs) als zentrales Förderinstrument und\r\nweitere\r\nMaßnahmen für First Mover gestalten.\r\nDie Kosten von BECCUS-Technologien übersteigen die Erlösmöglichkeiten\r\naus dem Verkauf von Zertifikaten für Negativemissionen (NEZ)\r\nauf freiwilligen Märkten oder in einem späteren regulierten Markt. Zudem\r\nsind die potenziellen Betreiber von BECCUS-Anlagen mit verschiedenen\r\ntechno-ökonomischen Risiken konfrontiert, die Investitionen selbst\r\nbei existierendem Marktrahmen erschweren. Dazu zählen Preis- und\r\nMengenrisiken für die Zertifikate, Technologie- sowie Abnahmerisiken\r\nfür den Abtransport und die Speicherung von CO2. Zur Minimierung dieser\r\nRisiken in der Hochlaufphase bedarf es deshalb staatlicher Interventionen\r\nund Fördermaßnahmen. Eine staatliche Förderung unterstützt\r\ndie Technologieentwicklung und -skalierung für CO2-Abscheideanlagen.\r\nSie schafft so gleichzeitig eine Nachfrage für den Aufbau der CO2-Infrastruktur,\r\ndie parallel zu den Abscheideanlagen für den Transport und die\r\nSpeicherung von CO2 aufgebaut werden muss.\r\nAus der vorliegenden Studie leiten wir die Empfehlung ab, mittelfristig\r\nCfDs auf den Zertifikatspreis für Negativemissionen als zentrales Förderinstrument\r\neinzuführen. Diese erstatten dem Betreiber der BECCUSAnlage\r\ndie Differenz zwischen dem Referenzpreis und dem tatsächlich\r\nerzielten Marktpreis für Negativemissionen. Der Referenzpreis wird in\r\nAusschreibungen ermittelt, sodass die Projekte mit den niedrigsten Kosten\r\nfür Negativemissionen gefördert werden. Liegt der Marktpreis über\r\ndem Referenzpreis, erfolgt eine Rückzahlung an den Staat. CfDs sind\r\nein erprobtes und bereits in der Praxis eingesetztes Instrument, das Investoren\r\nhohe Investitionssicherheit gewährt und gleichzeitig durch die\r\nRückzahlung bei günstiger Marktentwicklung das Risiko einer Überförderung\r\nbegrenzt. Zudem können durch die Einführung von Technologiefenstern\r\nverschiedene technologische Optionen gefördert werden.\r\nIn Ergänzung zu den CfDs schlagen wir insbesondere für First Mover\r\nim Markthochlauf flankierende Mechanismen vor. Die Ausgestaltung von\r\nCfDs ist herausfordernd, sodass dieses Instrument frühestens in zwei\r\nbis drei Jahren zur Verfügung stehen wird. Projektspezifische Investitionszuschüsse\r\nfür First-Mover-Projekte lassen sich dagegen schneller\r\numsetzen und begünstigen Lern- und Skalierungseffekte. Die Investitionszuschüsse\r\nkönnten dabei an die bestehenden Mechanismen der\r\nBIK anknüpfen. Aus Sicht des CO2-Abscheiders stellen jedoch Betriebskosten\r\nrund 70 % der Gesamtkosten von Negativemissionen dar. Folglich\r\nmüssen die Investitionszuschüsse durch weitere Instrumente flanWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 15\r\nExtended Management Summary\r\nkiert werden. Dazu schlagen wir einen begrenzten staatlichen Kauf von\r\nNEZ vor. Alternativ wäre auch eine direkte Betriebskostenförderung zu\r\nprüfen. Es ist unerlässlich, dass die Förderinstrumente in einem intensiven\r\nDialog mit den Stakeholdern, wie potenziellen Anlagenbetreibern,\r\nausgearbeitet werden. Technologien wie TAB und BMKW unterscheiden\r\nsich deutlich voneinander – das sollte berücksichtigt werden. Darüber\r\nhinaus ist beim Hochlauf von Negativemissionen das Kontrahentenausfallrisiko\r\nbei langfristigen Abnahmeverträgen relevant. Ähnlich wie bei\r\nPower Purchase Agreements bei Stromlieferungen könnten staatliche\r\nFondslösungen das Risiko einer ausfallenden CO2-Abnahme reduzieren.\r\nDas Potenzial für Negativemissionen kann nur mit staatlichen und privaten\r\nInvestitionen gehoben werden. Investitionen in BECCUS bieten\r\ngleichzeitig ein erhebliches wirtschaftliches Potenzial. Wir schätzen das\r\nBECCUS-Potential in Deutschland aus TAB und BMWK auf bis zu 8,5 Mt\r\nabgeschiedenes biogenes CO2 im Jahr 2030. Werden Erlöse für Negativemissionen\r\nin Höhe des Preisniveaus des EU EHS berücksichtigt,\r\nergibt sich ein jährlicher Förderbedarf von etwa 0,9 Mrd. €/a über einen\r\nFörderzeitraum von 15 Jahren. Das absolute Fördervolumen beträgt somit\r\nüber 10 Mrd. € für die Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis zum\r\nJahr 2030. Wir nehmen an, dass die Förderung des BECCUS-Hochlaufs\r\ndaher nur für ausgewählte First-Mover Projekte möglich ist. Für\r\ndie Bereitstellung der Fördergelder erscheint eine direkte Finanzierung\r\naus Haushaltsmitteln oder aus zuverlässigen Mitteln des Klima- und\r\nTransformationsfonds (KTF) grundsätzlich sinnvoll, wenn auch politisch\r\nschwierig. Alternativ sind haushaltsneutrale Optionen wie eine Umlage\r\ndenkbar. Im Sinne der Verursachungsgerechtigkeit wäre eine kleinteilige\r\nErhebung über die Gate Fees für TAB bzw. die Abfallgebühren\r\nerforderlich. In diesem Fall werden die Förderkosten der ersten Anlagen\r\nauf die Abfallmengen aller Anlagen des gleichen Typs umgelegt.\r\nDabei wird angenommen, dass durch die CO2-Abscheidung Erlöse für\r\nNegativemissionen erzielt und nicht-biogene Emissionen im EU EHS\r\n(I) vermieden werden können. Ein Beispiel: Werden TAB im Umfang\r\nvon 10 % des gesamten Negativemissionspotenzials der gesamten Abfallmenge\r\nüber eine Umlage gefördert, steigt die Gate Fee um etwa\r\n2,5 € pro Tonne Abfall. Dies entspricht einer Erhöhung von rund 2 %,\r\nwodurch die Mehrkosten für die Kommunen, ihre Bürger sowie Gewerbe\r\nstark begrenzt wären. Die Abfallmenge stellt eine gute Bemessungsgrundlage\r\nfür eine Umlagefinanzierung dar. BECCUS hat damit einen\r\nVorteil gegenüber anderen Abscheidungsansätzen wie etwa DACCS.\r\n3. Einen langfristigen Marktrahmen für Negativemissionen durch eine\r\nschrittweise Integration in das EU EHS schaffen.\r\nDie Grundlage für die langfristige marktliche Nutzung von BECCUSTechnologien\r\nist die Integration von Negativemissionen in das EU\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 16\r\nExtended Management Summary3 EHS als zentrales Klimaschutzinstrument in der EU. Betreiber von\r\nBECCUS-\r\nAnlagen könnten die NEZ auf diesem regulierten Markt anbieten.\r\nIn diesem Fall entspricht ein NEZ einer bisherigen Emissionsberechtigung.\r\nCO2-Emittenten können dann die günstigste Option auswählen,\r\num ihre Abgabepflichten zu erfüllen: Emissionen vermeiden oder\r\nüber den Ankauf von NEZ kompensieren. Dabei schlagen wir vor, die\r\nGesamtmenge der Emissionsberechtigungen in der EU (Cap) zunächst\r\num die Anzahl der Negativemissionen zu reduzieren, damit die Menge\r\nder emittierten Emissionen unverändert bleibt. Langfristig sollten zwei\r\nseparate, aufeinander abgestimmte Grenzen für Emissionsberechtigungen\r\nund NEZ eingeführt werden. Übersteigen die NEZ die Emissionsberechtigungen,\r\nerzielt die EU als Ganzes netto-negative Emissionen.\r\nDie Integration bildet gleichzeitig die Grundlage für die Einführung von\r\nCfDs in der Hochlaufphase, da ansonsten kein einheitlicher Marktpreis\r\nfür Negativemissionen gebildet werden kann.\r\nAuf dem Weg zur vollständigen Integration von Negativemissionen in\r\ndas EU EHS schlagen wir einen Zwischenschritt in Form einer teilweisen\r\nbzw. beschränkten Integration vor. Dabei wird ein paralleler regulierter\r\nMarkt für Negativemissionen aufgebaut, der mit dem EU EHS verbunden\r\nist. Der Hauptunterschied zur Vollintegration ist, dass auf dem Teilmarkt\r\nüber einen geringeren Preis für Käufer von Negativemissionen bereits zu\r\nBeginn eine gesicherte Nachfrage entstehen kann. Der geringere Preis\r\nkann durch Fördermaßnahmen erzielt werden. Würden Negativmissionen\r\ndirekt vollständig in den EU EHS integriert werden, bestünde (ohne\r\nzusätzliche Förderung) nur für sehr günstige Optionen eine Nachfrage.\r\nMit der Teilintegration kann darüber hinaus regulatorisch die Menge der\r\ngehandelten Zertifikate nach angebots- und nachfrageseitigen Kriterien\r\nbegrenzt werden, bspw. für bestimmte Industriezweige oder nach der\r\njährlichen Gesamtmenge. Dies stellt sicher, dass trotz der Verfügbarkeit\r\nvon Negativemissionen auch weiterhin eine Emissionsvermeidung stattfindet,\r\num langfristige fossile Lock-ins zu vermeiden.\r\n4. Einen Regulierungs- und Finanzierungrahmen für den Aufbau der\r\nCO2-Infrastruktur entwickeln.\r\nCO2-Pipelines werden absehbar die günstigste Transportoption großer\r\nCO2-Volumina über weite Strecken sein. Entsprechend ist langfristig der\r\nAufbau eines CO2-Transportnetzes volkswirtschaftlich sinnvoll. Aufgrund\r\nder hohen Investitionen für den Aufbau dieses Pipelinenetzes und Skaleneffekten\r\nbei steigender Transportkapazität ist hier von der Entstehung\r\neines natürlichen Monopols auszugehen. Um potenzielle Diskriminierung\r\ndurch die Betreiber der Infrastruktur zu vermeiden, empfehlen wir\r\ndie Einführung eines pragmatischen Ordnungsrahmens, der Chancengleichheit\r\nund einen möglichst unkomplizierten Infrastrukturaufbau und\r\n-zugang ermöglicht. Für eine grenzüberschreitende Infrastruktur wird ein\r\nentsprechender Regulierungsrahmen auf europäischer Ebene benötigt.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 17\r\nExtended Management Summary 4Für den Aufbau der Infrastruktur müssen Planungsabläufe geschaffen\r\nwerden, die die Langfristigkeit der Vorhaben berücksichtigen und eine\r\nKoordination mit anderen Infrastrukturen ermöglichen. Wir schlagen vor,\r\ndass potenzielle Netzbetreiber unter Einbindung möglicher Nutzer eine\r\nPlanung erstellen. Der Staat kann diese Abstimmung bei Bedarf moderieren.\r\nZur Finanzierung des Infrastrukturaufbaus ist die Einrichtung\r\neines Amortisationskontos zu empfehlen, das die Refinanzierung der zu\r\nBeginn sehr hohen Kosten zeitlich streckt. Diese Konstruktion vermeidet\r\nprohibitiv hohe Entgelte in der Hochlaufphase und ermöglicht eine\r\nverursachungsgerechte Finanzierung, ohne den Haushalt bzw. den KTF\r\ndirekt zu belasten.\r\nDer Regulierer muss ferner einen diskriminierungsfreien Netzzugang\r\nermöglichen, analog zur Regelung bei Stromnetzen. Zugangskriterien\r\nsollten verlässlich ausgestaltet und die Effizienz des Gesamtsystems\r\ngegenüber Einzelinteressen priorisiert werden. Gleichzeitig empfehlen\r\nwir, auf umfassende Entflechtungsregelungen zunächst zu verzichten.\r\nDeren Einführung könnte in späteren Entwicklungsphasen sinnvoll sein,\r\nfalls tatsächlich Anzeichen für Marktmachtmissbrauch vorliegen.\r\nUm einen schnellen Hochlauf von BECCUS-Technologien sicherzustellen,\r\nbesteht bei der Umsetzung der skizzierten Vorschläge dringender\r\nHandlungsbedarf. Noch im Jahr 2025 sollte der Markthochlauf eingeleitet\r\nwerden, indem auf Europäischer Ebene die Grundlagen für das Zertifizierungssystem\r\nvon Negativemissionen gelegt werden. Gleichzeitig sollten\r\ndie Förderung von BECCUS-Projekten und die Planungsprozesse für die\r\nInfrastruktur angestoßen werden. Dazu ist eine Förder-Roadmap erforderlich,\r\ndie den Finanzierungsrahmen von First-Mover Projekten durch Investitionszuschüsse\r\nund ergänzende OPEX-orientierte Instrumente wie den\r\nvorgeschlagenen staatlichen Aufkauf von Zertifikaten definiert. Auch der\r\nmittelfristige Übergang in ein CfD-basiertes System sollte hier bereits skizziert\r\nwerden. Darauf aufbauend können im Jahr 2026 die ersten Förderausschreibungen\r\nerfolgen. Die Frage der Refinanzierung der Förderkosten\r\nsollte frühzeitig geklärt werden. Auf Seite der Infrastruktur gilt ein ähnlicher\r\nZeitrahmen: Auch hier sollte noch im Jahr 2025 die Definition des regulatorischen\r\nRahmens inkl. Zugangsmodell und des Finanzierungsrahmens\r\nbeginnen.\r\nDer Aufbau eines funktionalen und liquiden Markts für Negativemissionen\r\ndurch Integration in den EU EHS wird mehrere Jahre in Anspruch nehmen.\r\nBis 2026 sollte das Konzept des zukünftigen Marktdesigns festgelegt und\r\nein entsprechendes System für Monitoring, Reporting und Nachweise eingerichtet\r\nwerden. Die teilweise Integration von Negativemissionen in den\r\nEmissionshandel sollte anschließend als erster Schritt zur langfristigen\r\nvollständigen Integration gestartet und bis zum Jahr 2030 abgeschlossen\r\nwerden.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 18\r\nExtended Management Summary\r\n2025 Strategien & Gesetze\r\nZielwerte\r\nNegativemissionen\r\n• Erarbeitung von konkreten Potenzialen und Zielwerten\r\nfür Negativemissionen, bspw. in der Langfriststrategie\r\nNegativemissionen (LNe).\r\nStrategien & Gesetze\r\nRahmenbedingungen CCS\r\n• Veröffentlichung der Carbon Management Strategie\r\n(CMS) und Änderung des Kohlendioxidspeichergesetzes\r\n(KSpG), um Hürden zum Transport und zur\r\nSpeicherung von CO2 zu beseitigen.\r\nFörderung Negativemissionen\r\n& CO2-Infrastruktur\r\nFörderroadmap und Refi nanzierungsmodell\r\n• Entwicklung von konkreten Fördermaßnahmen für\r\nNegativemissionstechnologien und CO2-Infrastruktur,\r\ndem zeitlichen Ablauf, Budget und Refi nanzierungsmodell;\r\nKonsolidierung in eine Förderroadmap.\r\nFörderung Negativemissionen\r\n& CO2-Infrastruktur\r\nNotifi zierung\r\n• Informieren der Europäischen Kommission und\r\ngegebenenfalls anderer Mitgliedstaaten über die\r\nFörderinstrumente.\r\nFörderung Negativemissionen\r\nBereitstellung Finanzmittel\r\n• Fördervolumen für Negativemissionstechnologien im\r\nHaushalt bzw. KTF verankern.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nNetzplanung\r\n• Abgestimmter Planungsentwurf für die Entwicklung\r\nder CO2-Infrastruktur.\r\nMarktdesign\r\nStandards und Zertifi zierungssysteme\r\n• Entwicklung von Zertifi zierungssystemen & Standards\r\nfür Negativemissionszertifi kate für regulierte\r\nMärkte (anknüpfend an die Carbon Removals and\r\nCarbon Farming Regulation, CRCF).\r\n2026 Förderung Negativemissionen\r\nAusschreibungen\r\n• Ausschreibungen für Fördermaßnahmen für\r\nNegativemissionen, wie bspw. Investitionszuschüsse,\r\nCfDs und staatlicher Zertifi katkauf.\r\nFörderung Negativemissionen\r\nFörderzusagen\r\n• Vergabe erster Förderzusagen für Negativemissionsprojekte\r\nbasierend auf den Ausschreibungsverfahren.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nNetzregulierung\r\n• Entwicklung von Netzzugangsmodellen & Anschlussrechten\r\nfür das CO2-Netz.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nEinrichtung Finanzierung\r\n• Bestätigung der geplanten Investitionen und Einrichtung\r\neines Amortisationskontos für das CO2-Netz.\r\nMarktdesign\r\nKonzeption der Marktmechanismen\r\n• Planung des kurz- und langfristigen Marktdesigns\r\nfür Negativemissionen basierend auf der Empfehlung\r\nder EU-Kommission im Jahr 2026 zur Integration von\r\nNegativemissionen in das EU EHS.\r\n2027 CO2-Infrastruktur\r\nBaubeginn\r\n• Finale Investitionsentscheidungen und Beginn des\r\nBaus der CO2-Transport und -Speicherinfrastruktur.\r\nMarktdesign\r\nMRV-System\r\n• Aufbau eines MRV-Systems (monitoring, reporting\r\nand verifi cation) für Negativemissionen.\r\n2028 Marktdesign\r\nAufbau Register\r\n• Aufbau eines Registers für Negativemissionszertifi\r\nkate (anknüpfend an die CRCF-Verordnung,\r\ndie ein Register bis 2028 vorsieht).\r\nMarktdesign\r\nTAB im EHS\r\n• Voraussichtlich Aufnahme von TAB-Anlagen in\r\ndas EU EHS.\r\nca.\r\n2030\r\nCO2-Infrastruktur\r\nAnschluss Cluster\r\n• Anschluss erster CCUS-Cluster an das CO2-Netz\r\ndurch Pipelines.\r\nMarktdesign\r\nStart Integration\r\n• Eingliederung von Negativemissionszertifi katen in\r\ndas EU EHS, vorzugsweise zu Beginn durch eine\r\nteilweise Integration gefolgt von der vollständigen\r\nIntegration.\r\nAuf EU-Ebene umzusetzen\r\nKurzfristig\r\n(Fokus: Strategien und Anschubförderung)\r\nMittelfristig\r\n(Fokus: Marktdesign und Regulierung)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 19\r\n1. Einleitung\r\nDie Erreichung der deutschen Klimaziele setzt nicht nur eine konsequente\r\nReduktion der Treibhausgasemissionen voraus, sondern auch die langfristige\r\nRealisierung von Negativemissionen, um unvermeidbare Restemissionen\r\nauszugleichen. Um dies zu ermöglichen, muss durch natürliche oder\r\ntechnische Verfahren CO2 aus der Atmosphäre entnommen werden. Beispiele\r\nfür natürliche Verfahren sind Aufforstung oder die Wiederherstellung\r\nvon Feuchtgebieten. Technische Verfahren setzen auf die Abscheidung\r\nvon CO2 aus der Luft oder von biogenem CO2 aus Rauchgas und die anschließende\r\ndauerhafte Speicherung. Letztere werden auch als BECCUSTechnologien\r\nbezeichnet (Bioenergy with Carbon Capture, Utilization and\r\nStorage). Dabei ist besonders die Anwendung von BECCUS bei Industrieprozessen\r\nmit nicht-vermeidbaren Restemissionen, bei TAB und BMKW\r\nrelevant, da so auf Basis von bekannten Verfahren großskalig und dauerhaft\r\nCO2 aus der Atmosphäre entnommen werden kann.\r\nDer Aufbau eines funktionierenden Marktes für Negativemissionen und\r\neiner tragfähigen CO2-Infrastruktur ist von entscheidender Bedeutung, um\r\nBECCUS-Technologien zu implementieren und die langfristigen Klimaziele\r\nzu erreichen. Das bedeutet, dass zum einen ein geeigneter Förderrahmen\r\nnotwendig ist, um kurzfristig und mittelfristig den Markthochlauf\r\nzu unterstützen. Zum anderen muss ein funktionierendes Marktdesign für\r\neine langfristig nachhaltige Finanzierung von BECCUS-Projekten entworfen\r\nwerden. Eine besondere Bedeutung haben dabei frühe First-Mover\r\nProjekte, die wichtige Impulse für die Entwicklung von Technologien und\r\nden Hochlauf von Markt und Infrastruktur durch die Entwicklung der ersten\r\ngroßtechnischen Projekte setzen. Weiterhin gilt es, für die Infrastruktur\r\neinen geeigneten Regulierungsrahmen zu defi nieren. Dieser sollte in\r\nder Lage sein, einen schnellen und effi zienten Ausbau der Infrastruktur\r\neinerseits und Planungssicherheit sowie Investitionsanreize andererseits\r\nzu ermöglichen. Besonderes Augenmerk liegt dabei auf einer sinnvollen\r\nVerknüpfung und Koordinierung von Markt- und Infrastrukturentwicklung.\r\nDiese Studie untersucht die Voraussetzungen und Handlungsmöglichkeiten\r\nfür den Aufbau eines zukünftigen Marktdesigns für Negativemissionen\r\nsowie die Entwicklung einer CO2-Infrastruktur (siehe Abbildung 1).\r\n1\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 20\r\n1. Einleitung\r\nZunächst steht die Quantifizierung der relevanten Kostenbestandteile für\r\nBECCUS-Technologien in TAB und BMKWs sowie die Bestimmung von\r\nErlösmöglichkeiten und resultierenden Finanzierungslücken im Fokus (Kapitel\r\n2). Darauf aufbauend werden Maßnahmen entwickelt, die eine Schließung\r\nder Finanzierungslücken und damit eine schnelle Umsetzung erster\r\nBECCUS-Projekte sowie einen langfristig konsistenten Finanzierungs- und\r\nOrdnungsrahmen ermöglichen. Insbesondere sind dies Fördermaßnahmen\r\n(Kapitel 3.5), der Aufbau eines geeigneten Marktrahmens (Kapitel 3.6) sowie\r\neines Regulierungsrahmens für die CO2-Infrastruktur (Kapitel 4.3). Darüber\r\nhinaus werden internationale Lösungsansätze für Marktdesgin und\r\nRegulierungsrahmen betrachtet, um Erkenntnisse aus anderen Ländern\r\nfür die Umsetzung in Deutschland zu identifizieren (Kapitel 5). Schließlich\r\nwerden konkrete Handlungsempfehlungen formuliert und in einer Policy\r\nRoadmap zusammengefasst, die eine zielgerichtete politische Umsetzung\r\nder gewonnenen Erkenntnisse unterstützen soll (Kapitel 6).\r\nDie Studie stellt eine Entscheidungshilfe für die Gestaltung der zukünftigen\r\npolitischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen dar, um den\r\nMarkthochlauf von Negativemissionen und den Aufbau einer CO2-\r\nInfrastruktur erfolgreich zu gestalten. Die dargestellten Empfehlungen bieten\r\ndarüber hinaus fundierte Anhaltspunkte für die praktische Realisierung\r\nvon Negativemissionen und können damit ein wichtiger Baustein zur Erreichung\r\nder Klimaziele sein.\r\nAbbildung 1. Schematische Darstellung der Berichtsstruktur\r\nVermiedene\r\nEUA-Kosten\r\n(Kapitel 2) Erlöse Negativemissionszertifikate\r\noder\r\nCO2-Nutzung\r\n(Kapitel 2)\r\nBECCUS\r\nMehrkosten\r\n(Kapitel 2)\r\nFinanzierungslücke\r\n(Kapitel 2)\r\nPolicy Roadmap\r\n• Fördermaßnahmen\r\n(Kapitel 3.5)\r\n• Marktrahmen (Kapitel 3.6)\r\nCO2-Infrastruktur (Kapitel 4.3)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 21\r\n2. Quan tifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale\r\nund -Finanzierungslücke\r\nDie Bewertung des Potenzials von Negativemissionen aus TAB und BMKW\r\nerfordert zunächst eine Quantifi zierung der CO2-Emissionen im Status\r\nQuo in Deutschland. Die Abscheidung und anschließende Speicherung\r\nbiogener Emissionen entzieht der Atmosphäre CO2, da die eingesetzte\r\nBiomasse in ihrer Wachstumsphase bereits CO2 aufgenommen hat. Die\r\nEmissionen aus TAB sind auch biogenen Ursprungs, da die Abfälle u. a.\r\nLebensmittelreste, Holzabfälle, Papier und Karton, sowie Textilien aus Biomasse\r\nenthalten. Bei BMKW wird zum größten Teil feste und gasförmige\r\nBiomasse wie (Alt-)Holz, Strohpellets und Biogas verbrannt, sodass die\r\nentstehenden Emissionen ebenfalls biogenen Ursprungs sind. Werden\r\ndie biogenen CO2-Emissionen an den Anlagen abgeschieden, können sie\r\nanschließend unterirdisch in geologischen Formationen langfristig gespeichert\r\nwerden, um Negativemissionen zu erzielen. CO2-Emissionen aus\r\nTAB sind zu etwa 50 % CO2 biogenen Ursprungs. Bei BMKW sind es sogar\r\nüber 90 %. Mit typischen Abscheideraten von etwa 90 % bilden die CO2-\r\nEmissionen im Status Quo die Basis für eine mögliche Erzeugung\r\nvon Negativemissionen. Die Untersuchung der Kostenstrukturen und\r\ndes Finanzierungsbedarfs von CO2-Abscheidungstechnologien sowie der\r\nVerfügbarkeit von Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von\r\nCO2 erlaubt die Ableitung eines theoretischen Hochlaufpfads. Dieser\r\nbeschreibt, wie CO2-Abscheidungen an TAB und BMKW in Deutschland\r\nimplementiert werden könnten und welches Potential sie zur Erzeugung\r\nvon Negativemissionen bieten.\r\nNeben der geologischen Speicherung kann CO2 zukünftig auch in der\r\nGrundstoffchemie zur Herstellung von synthetischen Roh- und Brennstoffen\r\ngenutzt werden (Carbon Capture and Utilization – CCU). Dabei ist\r\ndie Dauer der CO2-Bindung im jeweiligen Endprodukt ein entscheidender\r\nFaktor für die potenzielle Reduktion der CO2-Konzentration in der Atmosphäre.\r\nNur bei langfristiger Bindung, z. B. in Baumaterialien, kann CCU in\r\nForm von Negativemissionen zur Verringerung der CO2-Konzentration in\r\nder Atmosphäre beitragen.\r\n2\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 22\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nUm das Nutzungspotenzial des aus TAB und BMKW abgeschiedenen\r\nCO2 zu bewerten, werden in diesem Kapitel die verfügbaren CO2-Mengen\r\ndem potenziellen Bedarf in der Grundstoffchemie – etwa für die Produktion\r\nsynthetischer Flugzeugtreibstoffe – gegenübergestellt.\r\nAbbil dung 2. Schematische Darstellung der Berichtsstruktur Kapitel 2\r\nDie Struktur des Kapitels 2 wird in Abbildung 2 übersichtlich dargestellt.\r\nDas Kapitel beginnt mit der Beschreibung der Methodik (Abschnitt 2.1),\r\ndie den möglichen Hochlauf von BECCUS an BMKW und TAB untersucht.\r\nDabei werden sowohl die technische als auch die fi nanzielle Machbarkeit\r\nentlang der gesamten Prozesskette betrachtet. In Abschnitt 2.2 erfolgt eine\r\nAnalyse der potenziellen CO2-Mengen, die im bestehenden deutschen Anlagenpark\r\nvon TAB und BMKW abgeschieden werden könnten. Darauf aufbauend\r\nwird in Abschnitt 2.3 ein Hochlaufpfad für die CO2-Abscheidung\r\nund -Nutzung entwickelt. Den Abschluss bildet Abschnitt 2.4, welcher die\r\nErgebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse für BECCS im Kontext des deutschen\r\nAnlagenpark aufzeigt.\r\n2.1 Metho dik zur Quantifi zierung der CO2-Mengen und\r\nBECCS-Gesamtkosten\r\nDer folgende Abschnitt erläutert die Methodik zur Quantifi zierung von BECCUS\r\naus TAB und BMKW bis zum Jahr 2045 (siehe 2.1.1, 2.1.2 und 1.1.1).\r\nDie Berechnung der Kosten entlang der Prozesskette (2.1.3 und 2.1.4) zur\r\nHerstellung von Negativemissionen bildet gemeinsam mit den Erlöspotenziale\r\n(2.1.5) die Basis für eine Wirtschaftlichkeitsanalyse von BECCS. Die\r\nKostenangaben beziehen sich auf das Basisjahr 2024 und stellen, sofern\r\nnicht anderweitig angegeben, reale Kosten dar.\r\n2.1.1 Besti mmung potenzieller CO2-Mengen im deutschen\r\nAnlagenpark für BMKW und TAB\r\nUnter BMKW fallen alle Anlagen, welche feste, fl üssige und gasförmige\r\nBiomasse, wie bspw. Altholz, Holzhackschnitzel oder Biogas zur Stromund\r\nWärmeerzeugung einsetzen, während bei TAB sowohl Siedlungs-,\r\nVermiedene\r\nEUA-Kosten\r\n(Kapitel 2) Erlöse Negativemissionszertifikate\r\noder\r\nCO2-Nutzung\r\n(Kapitel 2)\r\nBECCUS\r\nMehrkosten\r\n(Kapitel 2)\r\nFinanzierungslücke\r\n(Kapitel 2)\r\nPolicy Roadmap\r\n• Fördermaßnahmen\r\nCO2-Infrastruktur (Kapitel 4.3)\r\n(Kapitel 3.5)\r\n• Marktrahmen (Kapitel 3.6)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 23\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nGewerbe- als auch Industrieabfälle und Ersatzbrennstoffe thermisch verwertet\r\noder vergast werden. Die Bestimmung der potenziellen CO2-Mengen\r\naus TAB und BMKW in Deutschland folgt einem Bottom-Up-Ansatz,\r\nbei welchem die CO2-Emissionen zunächst standortspezifisch bestimmt\r\nund anschließend für Deutschland aggregiert werden. Die standortspezifische\r\nBestimmung von CO2-Mengen ermöglicht dabei eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsanalyse\r\nvon BECCS, da die anlagenspezifischen Kosten sowohl\r\nvon der Größe der Anlage als auch von der Infrastrukturverfügbarkeit\r\nam Standort abhängen (siehe 2.1.3 und 2.1.4).\r\nÖffentliche Register bilden die Basis der Standortliste der relevanten TAB\r\nund BMKW in Deutschland:\r\n1. Das Marktstammdatenregister (MaStR) erfasst stromerzeugende\r\nEinheiten mit installierter elektrischer Leistung und eingesetztem Hauptbrennstoff,\r\nenthält allerdings keine Angaben zu CO2-Emissionen.1\r\n2. Das europäische Emissionsregister „European Pollutant Release\r\nand Transfer Register“ (E-PRTR) gibt Auskunft über Freisetzung von\r\nTreibhausgasemissionen je Anlage mit Unterscheidung von biogenen\r\nund fossilen CO2-Emissionen, jedoch ohne die installierte Leistung der\r\nAnlagen zu nennen. 2\r\nFür eine standortscharfe Quantifizierung der CO2-Emissionen werden zunächst\r\ndie Standorte beider Register miteinander abgeglichen.\r\nVon den über 20.000 im MaStR erfassten Anlagen mit biogenen Brennstoffen\r\nund Abfällen werden in der Analyse lediglich die knapp 300 Anlagen\r\nmit einer installierten Leistung von mehr als 3 MW berücksichtigt. Grund\r\ndafür ist, dass die CO2-Abscheidung aufgrund der hohen spezifischen Investitionskosten\r\n(siehe 2.1.3) vor allem an größeren Punktemissionsquellen\r\nwirtschaftlich umsetzbar ist. Zudem wurden Anlagen, die älter als 50\r\nJahre sind, aus der Betrachtung ausgeschlossen, da eine Nachrüstung\r\naufgrund der kurzen verbleibenden Restlebensdauer als unwahrscheinlich\r\ngilt. Ergänzend enthält E-PRTR etwa 100 Anlagen aus den Bereichen thermischer\r\nAbfallbehandlung und Stromerzeugung mit biogenem Emissionsanteil,\r\nvon denen rund 80 Anlagen auch im MaStR erfasst sind. Durch eine\r\nVerknüpfung beider Datenbanken können die standortspezifischen CO2-\r\nMengen aller relevanten Anlagen ermittelt werden. Aus der Zusammenführung\r\nvon Informationen aus beiden Registern leitet sich ein durchschnittlicher\r\nProportionalitätsfaktor zwischen installierter Leistung (MaStR) und\r\nemittierten CO2-Mengen (E-PRTR) ab. Der Faktor erlaubt damit die Be-\r\n1 2023, Marktstammdatenregister. Verfügbar unter: https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/\r\nEinheiten/OeffentlicheEinheitenuebersicht (aufgerufen am 05.12.2024)\r\n2 PRTR-Gesamtdatenbestand der Berichtsjahre 2007 bis 2022: Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.\r\nde/sites/default/files/medien/479/publikationen/schadstoffe_im_prtr_deutschland_branchen_\r\ndeu_2022_v2.pdf (aufgerufen am 05.12.2024)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 24\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nrechnung der CO2-Emissionen für alle Anlagen aus dem MaStR, welche\r\nnicht im E-PRTR aufgeführt sind. Zusammen mit den aufgeführten\r\nCO2-Emissionen aus dem E-PRTR entsteht daraus eine Datenbank der\r\nstandortspezifischen CO2-Emissionen aller erfassten TAB und BMKW.\r\nFür Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung hängt die installierte elektrische\r\nLeistung stark von der Wärmeauskopplung ab. Daher beschreibt dieses\r\nVorgehen eine vereinfachte Methode zur Verortung von CO2-Emissionen\r\nim deutschen Anlagenpark von TAB und BMKW.\r\nZur Validierung und Ergänzung der berechneten CO2-Emissionen an TAB\r\nwerden die Anlagenprofile der Mitgliedsanlagen der Interessengemeinschaft\r\nder Thermischen Abfallbehandlungsanlagen in Deutschland (ITAD)\r\nherangezogen.3 Diese beinhalten für einzelne Anlagen die jährlich angelieferte\r\nAbfallmenge, sodass sich aus typischen spezifischen CO2-Emissionen\r\nje Tonne Abfall die CO2-Emissionen je Anlage ergeben.4 Bei abweichenden\r\nBerechnungen sind die CO2-Emissionen auf Basis der Anlagenprofile der\r\nITAD höher priorisiert und ersetzen die zuvor berechneten Werte in der\r\nDatenbank.\r\n2.1.2 Hochlauf von CO2-Abscheidung\r\nDer Hochlauf des Einsatzes von CO2-Abscheidung hängt sowohl von der\r\nInfrastrukturverfügbarkeit als auch von der Wirtschaftlichkeit ab. Eine\r\ninitiale Annahme für einen CO2-Hochlauf basiert auf der Verfügbarkeit von\r\nInfrastruktur als Voraussetzung für CO2-Abscheidung. Im Folgenden werden\r\ndie Annahmen zum Infrastrukturhochlauf erläutert.\r\nDie Annahme für den Ausbaupfad eines CO2-Leitungsnetzes ist in Abbildung\r\n3 dargestellt und basiert auf den Einschätzungen der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nOpen Grid Europe (OGE) und bayernets. Demnach wird\r\ndas deutsche CO2-Transportnetz von Nordwestdeutschland beginnend\r\nausgebaut und Ende der 2030er Jahre die südlichen Bundesländer erreichen.\r\n5 Ein Leitungsabschnitt zwischen Bayern und Österreich wird derzeit\r\nim Rahmen des Projekts co2peline geplant und könnte bei idealen Rahmenbedingungen\r\nlaut Fernleitungsnetzbetreibers bayernets bereits 2035\r\nin Betrieb gehen.6\r\nBasierend auf dem aufgezeichneten zeitlichen Ausbaupfad in Abbildung 3\r\nbestimmt sich der Zeitpunkt für CO2-Abscheidungen für alle Anlagen mit\r\n3 https://www.itad.de/ueber-uns/anlagen (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n4 Siehe Anlagenkonfiguration einer MVA-Musteranlage in „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei\r\nAbfallbehandlungsanlagen zur Sektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“, 2024,\r\nUmweltbundesamt, Seite 42\r\n5 FfE, 2023: „Analyse CO2-Infrastrukturbedarf in Bayern“\r\n6 Bayernets: https://www.co2peline.com/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 25\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\neinem Abstand von < 40 km zum Leitungsnetz. Es wird demnach die Prämisse\r\nunterstellt, dass alle Anlagen nahe dem zukünftigen CO2-Transportnetz\r\nkein CO2 abscheiden, bis sie an das Netz angeschlossen werden. Anlagen\r\nmit einem Abstand von > 40 km zum Leitungsnetz, beginnen bereits\r\n2030 mit der CO2-Abscheidung, da zu diesem Zeitpunkt bereits alternative\r\nTransportmöglichkeiten wie Zug oder Binnenschiffe verfügbar sind. Grundsätzlich\r\nbestünde die Möglichkeit schon zu einem früheren Zeitpunkt mit\r\nCO2-Abscheidungen zu starten und auf alternative Transportmodalitäten\r\nwie LKW, Zug und Schiff zu setzen. Diese Möglichkeit wird für die Modellierung\r\nin dieser Studie allerdings ausgeschlossen, da es nicht die Regel\r\nsein wird, dass Akteure in eine doppelte Infrastruktur investieren. Dennoch\r\nwird es in der Realität Fälle geben, die diese Zeitspanne mit Transportalternativen\r\nüberbrücken werden.\r\nAbbild ung 3. Angenommener Ausbaupfad für ein CO2-Transportnetz auf\r\nBasis des Entwurfs der deutschen Carbon Management Strategie 20247\r\nFür die Planung des BECCUS-Hochlaufs ist es entscheidend, nicht nur\r\nden Startzeitpunkt der CO2-Abscheidung zu betrachten, sondern auch die\r\nzukünftige Entwicklung der CO2-Emissionen an Punktquellen genau zu\r\nanalysieren. Gleichzeitig ist die Entwicklung kostengünstiger Anbindungen\r\nan Infrastrukturen, wie bspw. CO2-Pipelines, ein wesentlicher Faktor, der\r\ndie wirtschaftliche Realisierbarkeit solcher Projekte erheblich fördern kann.\r\nEnergiesystemstudien gehen davon aus, dass der Einsatz von Biomasse in\r\nder Energiewirtschaft stark zurückgehen wird, sodass auch die CO2-Emis-\r\n7 Entwurf BMKW, Stand September 2024: „Carbon Management Strategie der Bundesregierung“\r\nStützjahr Leitungs kilometer\r\n2030 1100 km\r\n2035 2300 km\r\n2040 3800 km\r\n2045 4400 km\r\n2030\r\n2030\r\n2030\r\n2035\r\n2035\r\n2035\r\n2040\r\n2040\r\n2040\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 26\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nsionen an BMKW zukünftig sinken werden.8,9 Da die Verfügbarkeit von Biomasse\r\nbegrenzt ist und entscheidend zur Erreichung der Klimaneutralität\r\nbeiträgt, treten insbesondere die Sektoren Industrie und Energieerzeugung\r\nzunehmend in Konkurrenz zueinander. Der Einsatz in der Industrie wird\r\ndabei in den Szenarien aufgrund fehlender kostengünstiger Alternativen\r\npriorisiert. Der zurückgehende Biomasseeinsatz in der Energiewirtschaft\r\nbetrifft demnach insbesondere gasförmige Biomasse, welche alternativ in\r\nenergieintensiven Industrien wie der Stahl-, Chemie- oder Zementindustrie\r\nzur Defossilisierung eingesetzt werden könnte, um fossile Brennstoffe in\r\nProzessen mit hohen Temperatur- und Energieanforderungen zu ersetzen.\r\nEs wird davon ausgegangen, dass nicht-recyclingfähiges kontaminiertes\r\nAltholz weiterhin der thermischen Verwertung zugeführt wird, da keine alternativen\r\nVerwertungstechnologien zur Verfügung stehen. Der Einsatz\r\nvon Biomasse in der Industrie wird in dieser Studie nicht betrachtet.\r\nDer in der Studie angenommene Rückgang an Stromerzeugung aus\r\nBMKW basiert auf Modellierungen der „Energiesystemanalyse – Bayern\r\nklimaneutral“ (siehe Tabelle 1).10 Der Rückgang des Biomasseeinsatzes\r\nwird für alle BMKW gleichermaßen angewandt und sieht daher keine Verschiebung\r\nder Strom- und Wärmeerzeugung in große BMKW vor.\r\nAufgrund von steigendem Abfallaufkommen und gleichzeitig verstärktem\r\nEinsatz von Recycling wird ein gleichbleibendes Abfallaufkommen mit\r\nleicht steigendem biogenem Anteil in TAB angenommen (siehe Tabelle 1).\r\nTabelle 1. Annahmen zur Entwicklung des Biomasseeinsatzes in BMKW,\r\ndes Abfallaufkommens in TAB und des biogenen Abfallanteils in TAB\r\nEntwicklung im Vergleich zum Status Quo 2030 2035 2040 2045\r\nBMKW\r\nBiomasseeinsatz in der Energiewirtschaft\r\n+ 5 % - 18 % - 42 % - 42 %\r\nTAB\r\nAbfallaufkommen ± 0 % ± 0 % ± 0 % ± 0 %\r\nBiogener Anteil im Abfall 11 ± 0 % + 1 % + 3 % + 4 %\r\n8 Prognos, Öko-Institut, Wuppertal-Institut (2021): Klimaneutrales Deutschland 2045. Wie Deutschland\r\nseine Klimaziele schon vor 2050 erreichen kann. Langfassung im Auftrag von Stiftung Klimaneutralität,\r\nAgora Energiewende und Agora Verkehrswende.\r\n9 Deutsche Energie-Agentur GmbH (Hrsg.) (dena, 2021). „dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität“\r\n10 FfE, Consentec, 2024: „Energiesystemanalyse – Bayern klimaneutral“\r\n11 Future Camp, Prognos, 2023: „CMS - Vorläufige Modellierungsergebnisse“\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 27\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.1.3 Nutzung von biogenem CO2:\r\nPotenziale und Anwendungen von CCU\r\nNeben BECCS-Anwendungen können die abgeschiedenen CO2-Mengen\r\nauch als Rohstoff zum Beispiel in der Lebensmittelindustrie verwendet\r\nwerden. Sie können auch unter chemischer Umwandlung, etwa zur Herstellung\r\nsynthetischer Kraftstoffe genutzt werden. Dies wird als Carbon\r\nCapture and Utilization (CCU) bezeichnet. Heute wird CO2 vor allem in der\r\nLebensmittelindustrie, als Kohlensäure für Getränke, in Gewächshäusern\r\nund als Schutzgas ohne chemische Umwandlung eingesetzt. Der Bedarf in\r\nDeutschland beläuft sich dabei auf etwa 850 kt/a.12\r\nZukünftig wird ein weitaus größerer CO2-Bedarf für CCU in der Grundstoffchemie\r\nerwartet, z. B. zur Produktion synthetischer Flugzeugtreibstoffe\r\noder der Herstellung von Kunststoffen. Zur Bestimmung des CCUPotenzials\r\nin Deutschland werden Bedarfe für synthetische Roh- und\r\nBrennstoffe aus der dena Leitstudie „Aufbruch Klimaneutralität“ herangezogen.\r\n13 Während im Szenario der dena die Bedarfe ausschließlich aus\r\nImporten gedeckt werden, wird in der vorliegenden Studie die Option einer\r\ninnerdeutschen Produktion betrachtet.\r\nFür die Produktion synthetischer Roh- und Brennstoffe wird Kohlenstoff als\r\nAusgangsstoff benötigt. Bei einer Abkehr der Nutzung fossilen Erdöls im\r\nRahmen der Defossilisierung gibt es dabei verschiedene Möglichkeiten zur\r\nerneuerbaren Kohlenstoffbereitstellung:\r\n• Kohlenstoff aus Biomasse\r\n• Kohlenstoff aus Recycling\r\n• Kohlenstoff aus abgeschiedenem CO2 (CCU)\r\nEs wird angenommen, dass etwa 50 % des benötigten Kohlenstoffs aus\r\nRecycling bereitgestellt wird. Die andere Hälfte unterteilt sich in eine Bereitstellung\r\naus Biomasse und CO2 durch CCU-Anwendungen.14\r\nFür die Produktion von synthetischem Flugzeugtreibstoff für den Flugverkehr\r\nsind in der EU-Verordnung „ReFuelEU Aviation Regulation“ explizit\r\nQuoten für strombasierten synthetischen Kerosin auf Basis von CO2\r\n(eSAF) ausgewiesen, welche für die Berechnung der CCU-Potenziale genutzt\r\nwerden.15\r\n12 Tyczka Industrie-Gase, 2023: „Überblick über CO2-Ströme in Bayern“\r\n13 Deutsche Energie-Agentur GmbH (Hrsg.) (dena, 2021). „dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität“\r\n14 Vergleiche Zusammenstellung von Literaturangaben in RCI, 2023: „Making a Case for Carbon Capture\r\nand Utilisation (CCU)”\r\n15 NOW GmbH, 2024: „ReFuelEU Aviation Regulation – How does it affect the aviation sector?”\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 28\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nDie Annahmen für den Anteil von CO2-basierter Produktion synthetischer\r\nRoh- und Brennstoffe sind in Tabelle 2 gemeinsam mit dem spezifischen\r\nCO2-Bedarf zusammengefasst.\r\nTabelle 2. Annahmen für den Anteil CO2-basierter Produktion und die spezifischen CO2-Bedarfe für eSAF,\r\nsynthetisches Naphtha und synthetisches Methanol\r\nAnteil CO2-basierter Produktion\r\nam Gesamtbedarf für … 2030 2035 2040 2045 Spezifischer\r\nCO2-Bedarf\r\nSynth. Kerosin (eSAF) für\r\nFlugverkehr 16 1,2 % 5 % 10 % 15 % 3,90 t CO2/t\r\nSynth. Naphtha für Industrie\r\n17 25 % 3,03 t CO2/t\r\nSynth. Methanol für\r\nSchiffsverkehr 17 25 % 1,38 t CO2/t\r\nSynthetisches Kerosin und Naphtha kann dabei durch die sogenannte Fischer-\r\nTropsch-Synthese aus Wasserstoff und CO2 hergestellt werden. Für\r\ndie Methanolsynthese zur Produktion von synthetischem Methanol wird\r\nebenfalls sowohl Wasserstoff als auch CO2 benötigt.18\r\nBerechnung der Abscheidungskosten\r\nDie Kosten für CO2-Abscheidung hängen von verschiedenen Faktoren ab.\r\nEntscheidend ist dabei, an welcher Anlagenart abgeschieden wird. Kosten\r\nsinken, je mehr CO2 im Abgas enthalten ist und je weniger störende Begleitstoffe\r\nentstehen. Die CO2-Konzentrationen im Abgasstrom von TAB\r\nund BMKW liegen typischerweise zwischen 6 % und 15 %.19, 20, 21 Da sich\r\nCO2-Konzentrationen im Abgasstrom von TAB und BMKW nur geringfügig\r\nunterscheiden, wird in der Kostenbetrachtung nicht zwischen den Anlagentypen\r\ndifferenziert.\r\nAbscheidekosten werden auch maßgeblich von der eingesetzten Abscheidetechnologie\r\nbeeinflusst. Zur CO2-Abscheidung stehen grundsätzlich\r\nverschiedene Verfahren wie Pre-Combustion-, Oxyfuel- und Post-Combustion-\r\nTechnologien zur Verfügung. Allerdings sind Oxyfuel-Combustion\r\n16 NOW GmbH, 2024: „ReFuelEU Aviation Regulation – How does it affect the aviation sector?”\r\n17 Vergleiche Zusammenstellung von Literaturangaben in RCI, 2023: „Making a Case for Carbon Capture\r\nand Utilisation (CCU)”\r\n18 Chemistry4Climate, 2023: „Wie die Transformation der Chemie gelingen kann“\r\n19 Zevenhoven, R. & Kilpinen, P., 2002: “Control of pollutants in flue gases and fuel gases”, Espoo/Turku,\r\nFinland: Helsinki University of Technology, Seite 2-4\r\n20 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 25\r\n21 Beiron, Norman & Johnsson, 2022: „A techno-economic assessment of CO2 capture in biomass and\r\nwaste-fired combined heat and power plants – A Swedish case study”, Seite 3\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 29\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nund Pre-Combustion-Technologien technisch noch nicht vollständig ausgereift\r\nund nur begrenzt für bestehende TAB und BMKW geeignet, da sie\r\nwesentliche Eingriffe in die Verfahrenstechnik erfordern. Für die Abscheidung\r\nan TAB und BMKW eignen sich derzeit hauptsächlich Post-Combustion-\r\nTechnologien.22\r\nBei Post-Combustion-Technologien wird CO2 im Anschluss an die Verbrennung\r\nund Rauchgasreinigung abgeschieden. Nach aktuellem Stand\r\nist die Post-Combustion-Technologie Aminwäsche am technologisch weitesten\r\nausgereift und am Markt verfügbar.23 Die Aminwäsche ist ein chemisches\r\nAbsorptionsverfahren, bei dem Amine (z. B. Monoethanolamin) als\r\nAbsorptionsmittel verwendet werden. Das CO2 wird aus dem Abgasstrom\r\ndurch das Lösungsmittel absorbiert und anschließend durch Temperaturoder\r\nDruckänderung in einem Regenerationsprozess vom Lösungsmittel\r\ngetrennt. Nach der Regeneration wird das Lösungsmittel in den Kreislauf\r\nzurückgeführt, während das abgeschiedene CO2 für Transport und Speicherung\r\nvorbereitet wird.24\r\nNeben der Aminwäsche findet bei der Planung von Abscheideanlagen als\r\nweiteres Post-Combustion-Verfahren die HPC-Technologie Anwendung\r\n(z. B. bei Stockholm Exergi).25 HPC steht für „Hot Potassium Carbonate“\r\nund damit für einen chemischen Absorptionsprozess unter der Verwendung\r\nvon Kaliumkarbonat. Das HPC-Verfahren verwendet ein weniger\r\numweltschädliches Lösungsmittel als die Aminwäsche, zudem besteht die\r\nMöglichkeit, den Energiebedarf rein elektrisch zu decken. HPC wird seit\r\nJahrzehnten bereits kommerziell in der Gasverarbeitung eingesetzt, für die\r\nCO2-Abscheidung an BECCS gibt es jedoch nur wenig Erfahrung mit großindustriellen\r\nAnlagen.26 In der vorliegenden Studie wird die Aminwäsche\r\naufgrund ihrer Marktverfügbarkeit und Technologiereife als Referenztechnologie\r\nfür die Kostenanalyse betrachtet.\r\nDie Investitionskosten für CO2-Abscheideanlagen steigen mit zunehmender\r\nAnlagenkapazität. Durch Skaleneffekte steigen Kosten allerdings nicht\r\nlinear, sondern langsamer mit zunehmender CO2-Menge. Zur Abbildung\r\nder Kostenabhängigkeit von der Anlagengröße wird eine Kostenfunktion\r\nverwendet. Die in Formel (1) dargestellte Kostenfunktion beschreibt den\r\n22 Umweltbundesamt, 2024: „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei Abfallbehandlungsanlagen zur\r\nSektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“, Seite 53\r\n23 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 11\r\n24 M. Wietschel et al. (Hrsg.), 2015: „Energietechnologien der Zukunft“, Seite 77 ff.\r\n25 European Commission Innovation Fund, 2022: “BECCS Stockholm: Bio Energy Carbon Capture and\r\nStorage by Stockholm Exergi” (Verfügbar: https://climate.ec.europa.eu/system/files/2022-07/if_pf_2022_\r\nbeccs_en.pdf) (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n26 UK Department for Business, Energy and Industrial Strategy, 2022: “Next Generation Carbon Capture\r\nTechnology – Technoeconomic Analysis”, Seite 84 ff.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 30\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nZusammenhang zwischen abgeschiedener CO2-Menge und den Investitionskosten.\r\n27\r\n(1)\r\n• K(x) stellt dabei die Kosten einer Anlage mit CO2-Abscheidemenge x dar\r\nund Kref die Kosten einer Referenzanlage mit der CO2-Abscheidemenge\r\nxref.\r\n• Der Degressionsfaktor d beschreibt, wie stark die Kostensteigerung der\r\nInvestition mit zunehmender CO2-Abscheidemenge sinkt. Für CO2-Abscheidung\r\nwird ein Degressionsfaktor von ca. 0,6 angenommen, sodass\r\nbei einer Verdopplung der Abscheidekapazität die spezifi schen Kosten\r\num 24 % sinken.27,28\r\nAbbildung 4 zeigt die Bandbreite von realen Investitionskosten ohne Finanzierungskosten\r\nin Abhängigkeit von der abgeschiedenen CO2-Menge,\r\nbasierend auf Angaben von Pilotprojekten, Akteuren und Literaturwerten.\r\nDie Einschätzungen der Akteure stammen aus Interviews aus dem Jahr\r\n2024 zu Anlagen in Deutschland mit den Abscheidungstechnologien Aminwäsche\r\nund HPC.\r\n27 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 27\r\n28 Beiron, Norman & Johnsson, 2022: „A techno-economic assessment of CO2 capture in biomass and\r\nwaste-fi red combined heat and power plants – A Swedish case study”, Seite 3\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 31\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nA bbildung 4. Kostenspannen basierend auf Literaturwerten,\r\nPraxisprojekten und Akteursangaben29\r\nDie Kostenangaben in Abbildung 4 sind mit dem Erzeugerpreisindex für\r\nMaschinen auf das Niveau von 2024 bereinigt.30 Darüber hinaus können\r\nder gewählte Diskontsatz und die ökonomische Lebensdauer den Vergleich\r\nzwischen Studien und Projekten beeinfl ussen. Um Verzerrungen\r\ndurch unterschiedliche Zinsannahme zu vermeiden, wurden die Investi-\r\n29 Literaturwerte:\r\n• Beiron, Norman & Johnsson, 2022: „A techno-economic assessment of CO2 capture in biomass and\r\nwaste-fi red combined heat and power plants – A Swedish case study”, Seite 6\r\n• UK Department for Business, Energy and Industrial Strategy, 2022: “Next Generation Carbon\r\nCapture Technology - Technoeconomic Analysis”, Seite 79 ff.\r\n• Abgeleitet von Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 28.\r\nDas Global CCS Institute gibt für BMWK und TAB Anlagen mit Abscheidemengen von 130 bis\r\n1.300 kt/a spezifi sche annuitätische Abscheidekosten der Aminwäschetechnologie mit ca. 64 bis\r\n84 USD2020/t an (inklusive Kompression). Rückschlüsse zum Anteil der Investitionskosten wurden\r\nauf Grundlage einer Untersuchung der Deutschen Energie-Agentur (dena) sowie der AECOM für\r\ndas UK Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) gezogen.\r\nPilotprojekte:\r\n• Business Portal Norwegen, 2022: “Neue Schätzung zu den Kosten der CO2-Abscheidung bei Fortum\r\nOslo Varme“ (Verfügbar: https://businessportal-norwegen.com/2022/04/25/neue-schaetzungzu-\r\nden-kosten-der-co2-abscheidung-bei-fortum-oslo-varme/)\r\n• European Commission Innovation Fund, 2022: “BECCS Stockholm: Bio Energy Carbon Capture\r\nand Storage by Stockholm Exergi” (Verfügbar: https://climate.ec.europa.eu/system/fi les/2022-07/\r\nif_pf_2022_beccs_en.pdf) (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n• Vaisala, 2022: „Decarbonization Technology Proven at Waste-to-Energy Plant“ (Verfügbar: https://\r\nwww.vaisala.com/en/case/decarbonization-technology-proven-waste-energy-plant) (aufgerufen am\r\n04.12.2024)\r\n• European Commission, 2021: “Decision on State Aid SA.61295 (2021/N) – Netherlands: Aid to\r\nTWENCE B.V. for Investments in CO2 Capture Technology”, Seite 9\r\n30 DESTATIS, 2024: Erzeugerpreisindex für Maschinen\r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\n700\r\n800\r\n0 100 200 300 400 500 600 700 800\r\nAbscheidemenge der Anlage in kt/a\r\nInvestitionskosten einer CO2-Abscheideanlage\r\nin Mio €2024\r\nGlobal CCS Institute\r\nPilotprojekte\r\nAkteursangaben\r\nLiteratur\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 32\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\ntionskosten auf ihren Wert exklusive Zinsen zurückgerechnet. Für Pilotprojekte\r\nund Akteursaussagen wurde der angegebene Wert aufgrund fehlender\r\nKostenaufschlüsselung als zinsfrei betrachtet.\r\nWie in Abbildung 4 sichtbar wird, unterscheiden sich Investitionskostenangaben\r\nfür die CO2-Abscheidung stark. Hierbei fällt auf, dass Kostenschätzungen\r\naus aktuellen Pilotprojekten und Aussagen von Akteuren die\r\nLiteraturangaben teilweise deutlich übersteigen. Die Kostenfunktion abgeleitet\r\nvon Beiron, Norman & Johnsson (2022) ist Grundlage zahlreicher\r\nStudien.31,32,33 Im Vergleich zu aktuellen Akteursangaben und Pilotprojekten\r\nunterschätzt die Studie CO2-Abscheidekosten allerdings deutlich. Zu\r\nhöheren Kosteneinschätzungen kommt eine Studie des Global CCS Institute.\r\n34 Diese entspricht in etwa der unteren Grenze der gegenwärtigen\r\nAkteursangaben.\r\nPilotprojekte zeigen eine große Kostenspanne und überragen Angaben\r\naus der Literatur teils deutlich. Die Kostenobergrenze in Abbildung 4 bildet\r\ndas Projekt an der TAB Klemetsrud (400 kt/a, Aminwäsche) in Oslo.35\r\nDie starken Unterschiede hinsichtlich der Einschätzungen von Investitionskosten\r\nergeben sich aus einer Vielzahl von Faktoren. Sie sind teilweise\r\nbegründbar durch erhebliche Kostensteigerungen in den letzten Jahren.36\r\nZudem sind Kostenstrukturen, Systemgrenzen und Zinsannahmen von\r\nPilotanlagen oft intransparent. Pilotprojekte und Akteursmeinungen können\r\nGewinnmargen einbeziehen, welche in der Literatur in der Regel vernachlässigt\r\nwerden. Da es sich bei den Pilotprojekten derzeit um „First-ofa-\r\nKind“-Anlagen handelt, ist zudem mit höheren Kosten als bei späteren\r\nAnlagen zu rechnen. Aus diesen Gründen erlauben die Pilotprojekte nur\r\nbegrenzt Rückschlüsse auf allgemeine Kostenannahmen.\r\nFür die vorliegende Studie wird im weiteren Verlauf die Kostenfunktion basierend\r\nauf Angaben des Global CCS Institute verwendet.37 Diese stimmt\r\nam besten mit den aktuellen Einschätzungen aus der Praxis überein. Mit\r\nder gewählten Kostenfunktion bestimmen sich die Anlagenkosten in Ab-\r\n31 Beiron, Norman & Johnsson, 2022: „A techno-economic assessment of CO2 capture in biomass and\r\nwaste-fired combined heat and power plants – A Swedish case study”, Seite 6\r\n32 Dena, BAK, 2023: „Carbon Capture & Storage (CCS) Kostenschätzung für ein CCS-System für die\r\nSchweiz bis 2050“\r\n33 Umweltbundesamt, 2024: „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei Abfallbehandlungsanlagen zur\r\nSektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“,\r\n34 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 28.\r\n35 Seit 2023 pausiert wegen eines starken Kostenanstiegs. Business Portal Norwegen, 2022: “Neue\r\nSchätzung zu den Kosten der CO2-Abscheidung bei Fortum Oslo Varme“ (Verfügbar: https://businessportal-\r\nnorwegen.com/2022/04/25/neue-schaetzung-zu-den-kosten-der-co2-abscheidung-bei-fortum-oslo-\r\nvarme/)\r\n36 ERM, 2024: „EfW with CCS: a key pillar for net zero in the UK“. (Verfügbar: https://www.erm.com/\r\nglobalassets/insights/documents/efw-with-ccs-a-key-pillar-for-net-zero-in-the-uk.pdf) (aufgerufen am\r\n04.12.2024)\r\n37 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 33\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nhängigkeit der CO2-Kapazität. Dazu werden die spezifischen Investitionskosten\r\nin €2024 pro Tonne CO2 betrachtet und verstehen sich inklusive der\r\nKosten für die Kompression des CO2. Die Investitionskosten werden mit\r\neinem Diskontsatz von 7,5 % und einer wirtschaftlichen Nutzungsdauer\r\nvon 25 Jahren annualisiert. Um mögliche Unsicherheiten hinsichtlich der\r\nTechnologieneuheit, Skalierung und Prozessparametern abzufangen, wird\r\nzusätzlich ein Unsicherheitskorridor von -15 % bzw. +35 % angenommen.38\r\nFür die Abschätzung der Investitionskosten bis 2045 werden Lernraten\r\nherangezogen, die Kostensenkungen durch Skaleneffekte und „Learning\r\nby Doing“ berücksichtigen. Mögliche Verbesserungen, die zu Kostensenkungen\r\nbeitragen können, betreffen das technologische Design, die Standardisierung\r\nvon Produkten und die Materialwahl. Aufgrund der bisher\r\ngeringen Anzahl kommerzieller Großprojekte sind Lerneffekte nicht direkt\r\nmessbar und werden daher in der Literatur durch Vergleiche mit ähnlichen\r\nProzessen abgeschätzt. Lernraten beschreiben dabei die Reduktion der\r\nInvestitionskosten bei Verdopplung der abgeschiedenen CO2-Menge auf\r\nSystemebene. Für die CO2-Abscheidung werden Lernraten von ca. 15 %\r\nerwartet.38, 39\r\nIm Rahmen dieser Studie werden Lernraten auf den berechneten CO2-\r\nHochlauf für BMKW und TAB bezogen (siehe Abschnitt 2.1.2). Um Unsicherheiten\r\nund die Risikospanne in Zukunftsprojektionen angemessen\r\nabzubilden, werden Lernraten nur für die Entwicklung der minimalen Kostenabschätzung\r\nangenommen. Unter Annahme des in Abschnitt 2.1.2 berechneten\r\nHochlaufs ist demnach bis 2045 mit einer Reduktion der minimalen\r\nInvestitionskosten von ca. 19 % zu rechnen. Für die maximale\r\nKostenabschätzung wird keine Lernrate angenommen, sodass die mittlere\r\nKostenreduktion bis 2045 etwa 8 % beträgt.\r\nNeben den Investitionskosten für die Abscheideanlage, fallen außerdem\r\nBetriebskosten an. Diese bestehen im Wesentlichen aus Fixkosten, verbrauchsgebundenen\r\nKosten, sowie Strom- und Wärmekosten. Kosten\r\noder Erlöse für die Beschaffung und den Transport der Biomasse bzw. des\r\nAbfalls zu BMKW und TAB-Standorten werden nicht betrachtet. Tabelle 3\r\nzeigt die Kostenannahmen, die in dieser Studie für die Betriebskosten der\r\nAminwäsche getroffen wurden.\r\n38 Dena, BAK, 2023: „Carbon Capture & Storage (CCS) Kostenschätzung für ein CCS-System für die\r\nSchweiz bis 2050“\r\n39 Gassnova, 2020: „Potential for reduced costs for carbon capture, transport and storage value chains\r\n(CCS)“, Seite 23 ff.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 34\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nTabelle 3. Betriebskostenannahmen für die CO2-Abscheidung (Aminwäsche)\r\nBestandteil Erklärung Annahme Annahme zur Entwicklung\r\nbis 2045\r\nFixkosten 40 z. B. Instandhaltung,\r\nPersonal, Versicherung 3 % Invest./a Konstant\r\nVerbrauchsgebundene\r\nKosten 41 Materialverbrauch 0,6 €/t Konstant\r\nStrombedarf 42, 43\r\nStrombedarf,\r\ngedeckt durch Eigenerzeugung\r\n258 bis 417 kWh/t\r\nStrompreisentwicklung (€2024/MWh)\r\n2030 2035 2040 2045\r\n76,4 85,2 83,3 90,5\r\nStrombedarf konstant\r\nWärmebedarf 44 Wärmebedarf, gedeckt\r\ndurch Eigenerzeugung\r\n611 bis\r\n1000 kWh/t\r\nEnergiepreisentwicklung (€2024/MWh)\r\n2030 2035 2040 2045\r\n39,4 41,5 45,6 48,0\r\nWärmebedarf konstant\r\nEs wird davon ausgegangen, dass der Strom- und Wärmebedarf durch\r\ndie eigene Erzeugung am Standort gedeckt werden kann. Demnach werden\r\ndie Kosten für Strom und Wärme als „entgangene Erlöse“ deklariert.\r\nFür die Entwicklung des Strompreises bis 2045 wird ein Szenario herangezogen,\r\nwelches im Rahmen des Forschungsprojektes BDL Next entwickelt\r\nwird.45 Hinsichtlich der Wärmepreisentwicklung werden Realpreise\r\nfür Endkunden aus Energieträgerpreisszenarien angenommen (Referenz\r\nHackschnitzel).46\r\nDie hier genannten Kosten beziehen sich auf eine allgemeine Kostenschätzung.\r\nAnlagenspezifische Abscheidekosten hängen von zahlreichen Faktoren\r\nund lokalen Gegebenheiten ab, weshalb für eine standortspezifische\r\nKostenbestimmung eine detaillierte Machbarkeitsstudie notwendig ist.\r\n40 Umweltbundesamt, 2024: „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei Abfallbehandlungsanlagen zur\r\nSektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“, Seite 90\r\n41 Umweltbundesamt, 2024: „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei Abfallbehandlungsanlagen zur\r\nSektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“, Seite 58 (bereinigt mit Erzeugerpreisindex)\r\n42 Karpf, 2016: „CO2 -Abscheidung als Wertstoff-Rückgewinnung – eine Symbiose für die Umwelt?“, Seite\r\n8 (Verfügbar: https://www.ete-a.de/img/Vortraege/55_CO2_Abscheidung_als_Wertstoff-Rueckgewinnung-\r\neine_Symbiose_fuer_die_Umwelt.pdf) (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n43 Müller (ITAD), 2024: „Aktuelle Herausforderungen bei CCUS am Beispiel der Restmüllverbrennungsanlage\r\nder AVG Köln“ (Verfügbar: https://www.itad.de/ueber-uns/ifat-programm/mmueller_co2-abscheidung-\r\navg-140524_vortrag-ifat.pdf) (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n44 IEAGHG, 2020: „CCS on Waste to Energy”, Seite 52\r\n45 Strompreisentwicklung im Einklang mit Annahmen des Forschungsprojektes „BDL Next“ (aktuell laufend,\r\ngefördert durch das BMWK)\r\n46 Energieträgerpreisszenarien aus Projekt „Klimaneutrale Wärme München 2035“ (2021), Nachträgliches\r\nUpdate der Szenarien im Jahr 2023\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 35\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.1.4 Berechnung der Transport- und Speicherkosten\r\nDie Transportkosten abgeschiedener CO2-Mengen sind abhängig von der\r\nTransportmodalität und der Distanz zur Destination. Für den CO2-Transport\r\nkommen Pipelines, Schiff, Zug, sowie LKW in Frage. Als zukünftiges\r\nPipeline-Leitungsnetz wird in der vorliegenden Studie ein CO2-Transportnetz\r\naus dem aktuellen Entwurf der deutschen Carbon Management Strategie47\r\nverwendet, welches bis 2045 zur Verfügung stehen soll (siehe Abbildung\r\n3).\r\nEs wird angenommen, dass Standorte mit einer Distanz von kleiner 40 km\r\nzum geplanten Pipeline-Leitungsnetz durch den Neubau von Zuleitungen\r\nangeschlossen werden. Bei Standorten, die weniger als 5 km von deutschen\r\nWasserstraßen entfernt sind, wird der Bau von CO2-Sammelleitungen\r\nmit anschließendem Weitertransport per Binnenschiff und ansonsten\r\ndie Nutzung des engmaschigen deutschen Schienennetzes für den Transport\r\nper Güterzug angenommen. Die Zuteilungskriterien für die Transportmodalitäten\r\nsind in Tabelle 4 zusammengefasst.\r\nTabelle 4. Zusammenfassung der Kriterien für die Zuteilung\r\ndeutscher TAB und BMKW zu Transportmodalitäten\r\nAbstand … Transportmodalität\r\n< 40 km zum CO2-Transportnetz Anschluss per Leitungsneubau\r\n> 40 km zum\r\nCO2-Transportnetz\r\n< 5 km zu Wasserstraße Neubau Sammelleitung zu Hafen,\r\nWeitertransport per Binnenschiff\r\n> 5 km zu Wasserstraße Zugtransport\r\nFür die Bestimmung der Transportkosten per CO2-Leitung wird unterschieden\r\nzwischen:\r\n• der Nutzung des CO2-Transportnetzes (siehe Abbildung 3) und\r\n• einem Pipeline-Neubau für Zuleitungen von TAB und BMKW zum Transportnetz\r\nKosten für die Nutzung des CO2-Transportnetzes\r\nDie nominalen Investitionskosten für den Bau eines 4.400 km langen\r\nCO2-Transportnetzes, wie im aktuellen Entwurf der Carbon Management\r\nStrategie (CMS) vorgeschlagen, betragen nach eigenen Berechnungen\r\n47 Entwurf BMKW, Stand September 2024: „Carbon Management Strategie der Bundesregierung“\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 36\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\netwa 11 Mrd. €.48 Um Unsicherheiten in der Kostenannahme abzubilden,\r\nwird ein Kostenkorridor von - 20 % bis + 60 % angesetzt.49 Die jährlichen\r\nBetriebskosten des Leitungsnetzes werden mit 7 % der Investitionskosten\r\nangenommen.50\r\nZur Abschätzung der Nutzungskosten pro eingespeister Tonne CO2 in den\r\nJahren 2030, 2035, 2040 und 2045 werden die anfallenden Investitionsund\r\nBetriebskosten des CO2-Transportnetzes den erwarteten abgeschiedenen\r\nCO2-Mengen aus der Industrie, BMKW und TAB gegenübergestellt.\r\nDer Hochlauf für CO2-Abscheidungen leitet sich dabei aus den Plänen der\r\ndeutschen CMS und den Annahmen aus Abschnitt 2.1.2 ab. Der angenommene\r\nHochlauf und die resultierenden spezifischen Kosten für die Nutzung\r\ndes CO2-Transportnetzes sind in Abbildung 5 dargestellt.\r\nAbbildung 5. Spezifische Nutzungskosten für ein deutsches CO2-Transportnetz\r\n48 Berechnung angelehnt an FfE, 2023: „Analyse CO2-Infrastrukturbedarf in Bayern“ basierend auf Kosteneinschätzungen\r\nder bayernets GmbH bei Leitungsdurchmessern von 600 mm (Hauptleitungen) bzw.\r\n300 mm (Zuleitungen)\r\n49 CO2 Transport Cost Model: description and User’s Manual, Report No. DOE/NETL-2018/1877. US Dept\r\nof Energy, National Energy Technology Laboratory, Pittsburgh, PA\r\n50 Angelehnt an FfE, 2023: „Analyse CO2-Infrastrukturbedarf in Bayern“ basierend auf Kosteneinschätzungen\r\nder bayernets GmbH\r\nAusbaupfad mit\r\nGesamtlänge des\r\nLeitungsnetzes\r\n66\r\n41 25\r\n0\r\n5\r\n10\r\n15\r\n20\r\n25\r\n30\r\n35\r\n40\r\n45\r\n50\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n300\r\n350\r\n400\r\n450\r\n500\r\nSpezifische Kosten und Transportmengen im CO -Transportnetzes\r\nin €2024 /t | Hochlauf basierend auf Entwurf Carbon Management Strategie 2024\r\nCO -Menge in Mt/a\r\n2030 2035 2040 2045\r\n268\r\nSpezifische Investitionsund\r\nBetriebskosten\r\nHochlauf abgeschiedener\r\nCO -Mengen\r\n1100 km 2300 km 3800 km 4400 km\r\nMax-/Min-Kostenspanne\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 37\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nKosten für den Pipeline-Neubau, alternative Transportmodalitäten\r\nund Speicherung\r\nFür den Pipeline-Neubau von Zuleitungen an das CO2-Transportnetz wird\r\nangenommen, dass die Kosten von der angeschlossenen Anlage getragen\r\nwerden. Diese bestimmen sich dabei aus den spezifischen Kosten für Leitungsneubau\r\n(siehe Tabelle 5) und der Distanz zum Transportnetz.\r\nDie Kosten für den CO2-Transport per Zug und Binnenschiff werden ebenfalls\r\nvon den Anlagenbetreibern getragen und basieren auf den spezifischen\r\nAngaben in Tabelle 5. Als Destination für die abgeschiedenen CO2-\r\nMengen betrachtet diese Studie Offshore-Speicherstätten in der Nordsee\r\nsowie Onshore-Speicher im süddeutschen Alpenvorland-Becken. Zur Berechnung\r\nder Transportkosten für die Gesamtdistanz für Schiffs- und Zugtransporte\r\nwird für jedes Anlagencluster die durchschnittliche Entfernung\r\nzum nächstgelegenen Speicher bzw. Exportterminal entlang der Wasserstraßen\r\nbzw. des Schienennetzes ermittelt.\r\nDie Kosten für die Einspeicherung beinhalten sowohl die Investitions- als\r\nauch Betriebskosten des CO2-Speichers. Zusätzlich fallen Kosten für das\r\nMonitoring zur Sicherstellung des unterirdischen Verbleibs des CO2 an. Die\r\nKostenspanne für Onshore- und Offshore-Speicherung sind in Tabelle 5\r\naufgeführt. Die Speicherkosten werden dabei als konstant bis 2045 angenommen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 38\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nTabelle 5. Spezifische Kosten für verschiedene Transportmodalitäten und Speicherung (in €2024)\r\nKosten Min Kosten Max Quellen\r\nLeitungsneubau 0,017 €/t/km 0,021 €/t/km 51, 52\r\nZugtransport 0,060 €/t/km 0,161 €/t/km 52, 53\r\nBinnenschiff 0,025 €/t/km 0,052 €/t/km 52, 54\r\nOnshore-Speicherung 4 €/t 7 €/t 55\r\nOffshore-Speicherung inkl. Hochsee-\r\nSchiffstransport der „letzten\r\nMeile“ 56\r\n27 €/t 58 €/t 57\r\nMonitoring von CO2-Speichern 1,1 €/t 4,3 €/t 58\r\n2.1.5 Bestimmung der Erlöspotenziale\r\nErlöse für die CO2-Abscheidung an TAB können einerseits durch die Vermeidung\r\nvon Kosten für Emissionszertifikate je emittierter fossiler Tonne\r\nCO2-Emissionen und andererseits durch die Veräußerung von NEZ bei\r\nlangfristiger Speicherung biogener CO2-Mengen (BECCS) generiert werden:\r\nAktuell sind TAB im EU EHS berichtspflichtig - eine Beitragspflicht wird bis\r\nMitte 2026 durch die EU-Kommission geprüft. Es ist davon auszugehen,\r\ndass ab 2028 eine Beitragspflicht für TAB besteht, sodass sie ab diesem\r\nZeitpunkt für jede emittierte Tonne fossiles CO2-Zertifikate kaufen müssen.\r\n59 Gemäß der EU-Monitoringverordnung müssen für abgeschiedene\r\nund langfristig gespeicherte CO2-Emissionen keine Zertifikate gekauft werden.\r\n60 Die Kosten für emittierte fossile CO2-Emissionen werden in Folge\r\neiner Abscheidung und Speicherung vermieden und als Erlöse gewertet.\r\nZusätzlich zu den vermiedenen Zertifikatskosten können für den biogenen\r\nAnteil der abgeschiedenen und gespeicherten CO2-Mengen Erlöse aus\r\ndem Verkauf von Zertifikaten für Negativemissionen erzielt werden.\r\n51 Basierend auf Aussagen des Fernleitungsnetzebetreibers bayernets in „Analyse CO2-Infrastrukturbedarf\r\nin Bayern“ FfE, 2023\r\n52 CATF CCS cost tool, 2022: https://www.catf.us/de/ccs-cost-tool/ (aufgerufen am 04.12.2024)\r\n53 VDZ, 2024: „Anforderungen an eine CO2- Infrastruktur in Deutschland“\r\n54 Element Energy, 2018: „Shipping CO2 – UK Cost Estimation Study“\r\n55 Zero emissions platform, 2011: „The Costs of CO2 Storage – Post-demonstration CCS in the EU”\r\n56 Bei manchen Projekten ist für die „letzte Meile“ eine Offshore-Pipeline vorgesehen. Hier entstehen in der\r\nRegel geringere Kosten.\r\n57 CDRmare Insights, 2024: „CO2-Speicherung tief unter der deutschen Nordsee: Die sieben wichtigsten\r\nErkenntnisse aus der GEOSTOR-Forschung“\r\n58 IEAGHG Technical Report 2020: „Monitoring and Modelling of CO2 Storage: The Potential for Improving\r\nthe Cost-Benefit Ratio of Reducing Risk”\r\n59 Umweltbundesamt, 2023: “Ausrichtung des EU-ETS-1 auf das neue EU-Klimaschutzziel für 2030 und\r\nReform der Marktstabilitätsreserve (MSR-1)“\r\n60 Europäische Unition, 2018: „DURCHFÜHRUNGSVERORDNUNG (EU) 2018/2066 DER KOMMISSION\r\nvom 19. Dezember 2018 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen\r\ngemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und zur\r\nÄnderung der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission“\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 39\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nDerzeit gibt es keinen einheitlichen Markt für NEZ, sondern verschiedene\r\nprivatwirtschaftliche Handelssysteme mit eigenen Standards und Preisen\r\n(siehe Abschnitt „Freiwillige (unregulierte) Zertifikatmärkte“ unter 3.6.3).\r\nVoraussichtlich werden Negativemissionen in Zukunft in das bestehende\r\nEU EHS integriert, entweder teilweise (3.6.1.2) oder vollständig (3.6.1.1).\r\nDa dies im Moment allerdings noch nicht der Fall ist und keine belastbaren\r\nPreise für die verschiedenen Negativemissionstechnologien vorliegen,\r\nwerden in der weiteren Betrachtung zwei Szenarien für die Preise von Negativzertifikaten\r\nangenommen:\r\nIm Basisszenario werden Preise für Negativzertifikate mit dem mittleren\r\nCO2-Preis am EU EHS angenommen. Diese basieren auf dem Mittelwert\r\nder Szenarien „ETS-Preis niedrig“ und „ETS-Preis hoch“ im Projektionsbericht\r\ndes Umweltbundesamtes (UBA).61\r\nIm Kompensationsszenario wird von einer höheren Zahlungsbereitschaft\r\nam Markt für Negativemissionen ausgegangen. Die Preise für Negativzertifikate\r\norientieren sich dabei im Jahr 2030 an aktuellen Kompensationszahlungen\r\nfür BECCS.62 In den folgenden Jahren 2035, 2040 und 2045\r\nwird das hohe Preisszenario des UBA-Projektionsberichtes angenommen.\r\nTabelle 6 fasst die Annahmen zur Preisentwicklung in den Szenarien zusammen.\r\nTabelle 6. Annahme zur Entwicklung von Zertifikatskosten am EU EHS und dem Preis von Negativzertifikaten\r\nim Basisszenario und im Kompensationsszenario (Angaben in €2024)\r\n2030 2035 2040 2045\r\nBasisszenario\r\nVermeidung von Zertifikatskosten\r\nfür fossile Emissionen (TAB) am EHS\r\n104 €/t 110 €/t 151 €/t 188 €/t\r\nPreis für Negativzertifikate\r\n(BECCS-Erlöse)\r\nKompensationsszenario\r\nVermeidung von Zertifikatskosten\r\nfür fossile Emissionen (TAB) am EHS\r\n138 €/t 158 €/t 196 €/t 226 €/t\r\nPreis für Negativzertifikate\r\n(BECCS-Erlöse)\r\n152 €/t 158 €/t 196 €/t 226 €/t\r\n61 Umweltbundesamt, 2024: “ Technischer Anhang der Treibhausgas-Projektionen 2024 für Deutschland\r\n(Projektionsbericht 2024)“\r\n62 Spot Price für BECCS in https://www.cdr.fyi/ (aufgerufen am 04.12.2024)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 40\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.2 CO2-Emissionen im Status Quo\r\nUm das Potenzial für Negativemissionen aus TAB und BMKW zu bestimmen,\r\nwerden zunächst die aktuellen CO2-Emissionen betrachtet. Nach der\r\nMethodik aus Abschnitt 2.1.1 ergeben sich für Anlagen mit einer installierten\r\nLeistung von mindestens 3 MW und einem Alter von weniger als 50\r\nJahren aktuelle Emissionen von 16 Mt/a aus BMKW und 26 Mt/a aus TAB\r\n(siehe Abbildung 6).\r\nPflanzliche Biomasse, welche als Brenn- bzw. Abfallstoff in TAB und BMKW\r\neingesetzt wird, nimmt während der Wachstumsphase CO2 aus der Atmosphäre\r\nauf. Bei der Verbrennung der biogenen Stoffe führt das ausgestoßene\r\nbiogene CO2 bilanziell zu keinen zusätzlichen Emissionen, da die bei\r\nder Verbrennung entstehende Emissionsmenge in etwa der zuvor entnommenen\r\nCO2-Menge entspricht. Durch die Abscheidung und anschließende\r\ndauerhafte Speicherung biogener CO2-Mengen können folglich Negativemissionen\r\nerzielt werden.\r\nDie Emissionen von BMKW stammen nahezu vollständig aus biogenen\r\nQuellen, mit Ausnahme von ca. 10 %, welche durch die Zufeuerung fossiler\r\nBrennstoffe verursacht werden.63 Bei TAB sind knapp 52 % der Emissionen\r\nbiogenen Ursprungs. Mit üblichen Abscheideraten von bis zu 90 % können\r\ndemnach etwa 25 Mt/a Negativemissionen durch die Abscheidung an TAB\r\nund BMKW erzeugt werden, wie in Abbildung 6 dargestellt ist.\r\nAbbildung 6. Ableitung potenzieller Negativemissionen aus TAB und BMKW in Deutschland anhand\r\nbestehender\r\nCO2-Emissionen im Status Quo\r\n63 2024, Umweltbundesamt: „Nutzungsmöglichkeiten und Potenziale bei Abfallbehandlungsanlagen zur\r\nSektorenkopplung, Energiebereitstellung und CO2-Abscheidung“\r\n16 14 12\r\n26\r\n15 13\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\nCO -Emissionen an Thermischen Abfallbehandlungsanlagen (TAB) und Biomassekraftwerken (BMKW)\r\nin Mt/a | Deutschland | Status Quo\r\ngesamte Emissionen biogene Emissionen potenzielle\r\nNegativemissionen\r\n42\r\n28\r\n25\r\n-33%\r\n-10%\r\nTAB\r\nBMKW\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 41\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.3 Zeitlicher Hochlauf von BECCUS und stoffliches\r\nCO\r\n2-Nachfragepotenzial\r\nDer zeitliche Hochlauf für CO2-Abscheidung an TAB und BMKW ist u. a.\r\nabhängig von der Wirtschaftlichkeit der Investition für Abscheideanlagen.\r\nWie in Abschnitt 2.1.3 beschrieben, sind die spezifischen Investitionskosten\r\nfür kleine Anlagen aufgrund von Skalierungseffekten deutlich höher als\r\nfür Anlagen mit großer CO2-Kapazität. Demnach ist die Wirtschaftlichkeit\r\nfür kleine Anlagen nur bei starker Förderung oder der Entwicklung günstiger\r\nstandardisierter Anlagenlösungen gegeben. Da diese nach aktuellem\r\nStand nicht marktverfügbar sind, wird unterstellt, dass Anlagen mit weniger\r\nals 100 kt CO2-Emissionen pro Jahr keine Abscheidung installieren werden.\r\nDer Zeitpunkt der CO2-Abscheidung an mittleren und großen Anlagen mit\r\nEmissionen > 100 kt/a ist nicht nur von der Kosten- und Finanzierungsbetrachtung\r\nabhängig, sondern auch eng an die Verfügbarkeit einer\r\nCO2-Transportinfrastruktur geknüpft. Dabei wurde untersucht, welche\r\nKosten- und Finanzierungsfragen auftreten könnten, insbesondere für\r\nUnternehmen, die bereits vor Anbindung an eine Pipeline mit der Implementierung\r\nvon BECCUS-Technologien beginnen. Da die betrachteten\r\nTAB und BMKW über das gesamte Land verteilt sind, befinden sich einige\r\nAnlagen in der Nähe einer geplanten CO2-Leitungsinfrastruktur, während\r\nandere auf kostspieligere Übergangslösungen wie den Transport per Zug,\r\nLKW oder Binnenschiff angewiesen sind, was zusätzliche finanzielle Herausforderungen\r\nmit sich bringt.\r\nMit der Zuteilungslogik für TAB- und BMKW-Standorte sowie den Annahmen\r\nfür die Verfügbarkeit der jeweiligen Transportoptionen aus Abschnitten\r\n2.1.2 und 2.1.4 ergibt sich in der Abbildung 7 dargestellt der Hochlauf\r\nfür CO2-Abscheidungen. Die Haupttreiber für den Hochlauf der CO2-Abscheidung\r\nsind die Vermeidung fossiler Emissionen und die Erzeugung\r\nvon Negativemissionen durch die langfristige geologische CO2-Speicherung.\r\nEine weitere Möglichkeit ist die Nutzung des abgeschiedenen CO2\r\nfür CCU-Anwendungen. Die potenzielle CO2-Nachfrage in Deutschland\r\nwird in Abbildung 7 den abgeschiedenen CO2-Mengen aus TAB und BMKW\r\ngegenübergestellt.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 42\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nAbbildung 7. Hochlauf von CO2-Abscheidung an TAB und BMKW im Vergleich zu einer potenziellen CO2-\r\nNachfrage für CCU in Deutschland\r\nDer Hochlauf für CO2-Abscheidungen an TAB und BMKW startet im Jahr\r\n2030 mit etwa 12 Mt/a. Davon stammen etwa 8,5 Mt/a aus biogenen Quellen\r\n(3,8 Mt/a an BMKW und 4,7 Mt/a an TAB). Bis zum Jahr 2045 werden\r\ndie gesamten bestehenden CO2-Emissionen an TAB und BMKW abgeschieden.\r\nUnter Berücksichtigung der Abscheiderate und dem Rückgang\r\nan BMKW zur Stromerzeugung entspricht dies etwa 29 Mt/a an abgeschiedenem\r\nCO2.\r\nDie potenzielle CO2-Nachfrage deckt sich im Jahr 2030 in etwa mit dem aktuellen\r\nBedarf von ca. 850 kt/a in der Lebensmittel- und Getränkeindustrie,\r\nals Schutzgas sowie für andere direkten Anwendungen wie in Gewächshäusern\r\noder Feuerlöschern. Bis 2045 steigt der CO2-Bedarf durch die verstärkte\r\nProduktion von synthetischen Flugzeugtreibstoffen (eSAF) sowie\r\nchemischen Grundstoffen wie synthetisches Methanol und Naphtha, bspw.\r\nfür die Herstellung von Kunststoffen, auf etwa 15 Mt/a an. Die Abschätzungen\r\nzur CO2-Nachfrage in der Chemieindustrie beziehen sich dabei auf\r\nein theoretisches Potenzial zur innerdeutschen Produktion synthetischer\r\nRoh- und Brennstoffe auf Basis von CO2. Zum heutigen Zeitpunkt steht\r\nallerdings noch nicht fest, ob und in welchem Maß der deutsche Bedarf von\r\neSAF und synthetischen chemischen Grundstoffen zukünftig innerhalb von\r\nDeutschland produziert wird. Während manche Energiesystemstudien,\r\nwie z. B. die dena Leitstudie „Aufbruch Klimaneutralität“ von einem ausschließlichen\r\nImport ausgehen, basiert die CO2-Nachfrage in Abbildung 7\r\nauf einem theoretischen Potenzial für eine innerdeutsche strombasierte\r\nProduktion (Berechnungsmethodik siehe Abschnitt 1.1.1).64\r\n64 Deutsche Energie-Agentur GmbH (Hrsg.) (dena, 2021). „dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität“\r\n8\r\n21\r\n0\r\n5\r\n10\r\n15\r\n20\r\n25\r\n30\r\n35\r\n40\r\nBest-Guess-Hochlauf von CO -Abscheidung und CO -Nutzung\r\nin Mt/a | Deutschland | Thermische Abfallbehandlungsanlagen (TAB) und Biomassekraftwerke (BMKW)\r\n12\r\n1\r\n19\r\n6\r\n25\r\n10\r\n29\r\n15\r\n-11\r\n-13\r\n-15\r\n-13\r\nTAB\r\nBMKW\r\nBiogenes CO2\r\nProduktion chem. Grundstoffe\r\nProduktion eSAF\r\nSonstiges*\r\nCO -Abscheidung\r\nCO -Nutzung\r\n2030 2035 2040 2045\r\n*Aktuelle bestehende Nachfrage\r\nz.B. in Lebensmittelindustrie\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 43\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nDie Abbildung zeigt, dass die abgeschiedenen CO2-Emissionen aus TAB\r\nund BMKW ausreichen, um den Bedarf für CCU unter den Annahmen in\r\nAbschnitt 1.1.1 zu decken. Selbst bei ausschließlicher Nutzung der abgeschiedenen\r\nbiogenen CO2-Mengen (etwa 21 Mt/a im Zieljahr 2045) übersteigt\r\ndas Angebot die Nachfrage.\r\nDie Nutzung von biogenem CO2 für CCU-Anwendungen (BECCU) führt\r\ndazu, dass das bei der Herstellung der Produkte gebundenes CO2, wie\r\nbspw. bei der Verbrennung von synthetischem Flugkraftstoff (eSAF) in\r\nFlugzeugen, am Ende ihrer Lebensdauer wieder freigesetzt wird. Diese\r\nEmissionen tragen jedoch bilanziell nicht zu einer Erhöhung der CO2-Konzentration\r\nin der Atmosphäre bei, da die Menge an freigesetztem CO2 ungefähr\r\nder Menge entspricht, die zuvor während des Wachstums der Biomasse\r\naus der Atmosphäre aufgenommen wurde.\r\nBei vollständiger Nutzung des biogenen CO2 aus TAB und BMKW für BECCU\r\n(siehe Abbildung 7) verbleiben im Jahr 2045 noch etwa 6 Mt/a biogenes\r\nCO2, das gespeichert werden kann und damit Negativemissionen bewirkt.\r\nDerzeit ist die potenzielle CO2-Nachfrage für CCU im Vergleich zur langfristigen\r\nSpeicherung kein wesentlicher Treiber für den Hochlauf von CO2-\r\nAbscheidung. Die Verfügbarkeit einer CO2-Infrastruktur zur Anbindung von\r\nTAB- und BMKW-Standorten an CO2-Speicherstätten ist daher ein entscheidender\r\nFaktor für einen erfolgreichen Hochlauf.\r\n2.4 Wirtschaftlichkeitsanalyse\r\nDie Wirtschaftlichkeit spielt eine entscheidende Rolle bei der Implementierung\r\nvon CO2-Abscheidungstechnologien in TAB und BMKW. In diesem\r\nAbschnitt werden die anfallenden Kosten entlang der gesamten Prozesskette\r\nanalysiert (Investitions- und Betriebskosten der CO2-Abscheidung,\r\nTransportkosten, Speicherkosten). Anschließend werden diese Kosten in\r\nAbschnitt 2.4.4 den potenziellen Erlösen gegenübergestellt, um eine Bewertung\r\nder wirtschaftlichen Machbarkeit und Rentabilität der CO2-Abscheidung\r\nan TAB und BMKW zu ermöglichen.\r\nBei der Einordnung der Rentabilität ist zu beachten, dass die anfallenden\r\nKosten nicht den Preisen von Anbietern am Markt gleichgestellt sind. Aufgrund\r\nvon Margen, Risikoaufschlägen sowie engpassbezogenen Zuschlägen\r\nkönnen die Preise für Abscheidungstechnologien sowie Dienstleistungen\r\nfür Transport und Speicherung deutlich höher ausfallen. Daher ist eine\r\ngezielte Wirtschaftlichkeitsanalyse für einzelne Standorte unter Einbezug\r\nvon Praxisangeboten im Rahmen einer Machbarkeitsanalyse für die Bewertung\r\nder Rentabilität unverzichtbar.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 44\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.4.1 K osten für CO2-Abscheidung\r\nDie Kosten für CO2-Abscheidung ergeben sich aus Investitionskosten der\r\nAbscheideanlage und Kosten, die im Betrieb der Anlage anfallen. Wie in\r\nAbschnitt 2.1.3 erläutert, beziehen sich die Kostenannahmen dieser Studie\r\nauf eine CO2-Abscheidung mit Aminwäsche.\r\nSpezifi sche Investitionskosten, in Euro pro Tonne abgeschiedenem CO2,\r\nsinken aufgrund von Skaleneffekten mit zunehmender CO2-Abscheidekapazität.\r\n65 Wie in Abbildung 8 dargestellt, weisen größere Anlagen im Verhältnis\r\nzu ihrer Abscheidemenge geringere spezifi sche Investitionskosten\r\nauf. Die in Abbildung 8 gezeigte Kostenspanne ergibt sich aus dem in Abschnitt\r\n2.1.3 beschriebenen Unsicherheitskorridor von -15 % bzw. +35 %.\r\nFür die Berechnung der mittleren Kosten wird im Weiteren das arithmetische\r\nMittel des Korridors verwendet. Zudem gelten die in Abschnitt 2.1.3\r\nbeschriebenen Annahmen zu Lebensdauer und Kapitalkosten. Für eine\r\nAnlage mit einer jährlichen CO2-Abscheidemenge von 200 kt/a ergeben\r\nsich Investitionskosten (inklusive Zinsen über den Abschreibungszeitraum)\r\nvon ca. 369 Mio. € im Jahr 2030. Im Vergleich dazu sind für eine Anlage mit\r\n800 kt/a Kosten von ca. 848 Mio. € zu erwarten. Daraus resultieren für eine\r\nAnlage mit einer CO2-Abscheidemenge von 200 kt/a mittlere spezifi sche\r\nannuitätische Investitionskosten von 74 €/t; bei einer CO2-Abscheidemenge\r\nvon 800 kt/a fallen diese mit 42 €/t deutlich niedriger aus.\r\nAb bildung 8. Spezifi sche annuitätische Investitionskosten für CO2-Abscheidung in Abhängigkeit der Anlagenkapazität\r\ninklusive Unsicherheitskorridor\r\n65 Global CCS Institute, 2021: „Technology Readiness and Costs of CCS”, Seite 27\r\n74\r\n0\r\n20\r\n40\r\n60\r\n80\r\n100\r\n120\r\n140\r\n160\r\n0 100 200 300 400 500 600 700 800\r\nAnlagenkapazität in ktCO2/a\r\nSpezifische annuitätische -Abscheidung\r\nIn €2024 /t | Min-/Max- Angabe basierend auf Unsicherheitskorridor\r\n97\r\n63\r\n56 51 48 45\r\nmin\r\nmed\r\nmax\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 45\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nFür den Betrieb der Abscheideanlage fallen neben Fixkosten und variablen\r\nKosten für den Materialverbrauch auch Kosten zur Deckung des Stromund\r\nWärmebedarfs an. Im Rahmen dieser Studie werden diese als entgangene\r\nStrom- und Wärmeerlöse betrachtet, da angenommen wird, dass der\r\nEnergiebedarf aus der Eigenenergieproduktion der thermischen Abfallbehandlung\r\ngedeckt werden kann. Von den Betriebskosten der CO2-Abscheidung\r\nmachen entgangene Wärme- und Stromerlöse den größten Anteil\r\n(> 90 %) aus. Demnach sind die mit der CO2 -Abscheidung verbundenen\r\nBetriebskosten stark abhängig von der Dynamik der Strom- und Wärmepreise.\r\nIm Jahr 2030 belaufen sich die durchschnittlichen Betriebskosten\r\nauf 64 €/t, basierend auf dem Mittel der in Abschnitt 2.1.3 beschriebenen\r\nWärme- und Strombedarfsspannen. 66\r\nDie gesamten CO2-Abscheidungskosten einer Beispielanlage mit einer\r\njährlichen CO2-Abscheidemenge von 200 kt/a sind in Abbildung 9 nach\r\nihren Kostenbestandteilen aufgeschlüsselt. Im Jahr 2030 ergibt sich ein\r\nBetriebskostenanteil von ca. 46 %, während Investitionskosten ca. 54 %\r\nausmachen. Abbildung 9 beinhaltet des Weiteren die zeitliche Entwicklung\r\nder spezifischen annuitätischen Investitionskosten für die Stützjahre bis\r\n2045. Mit den in Abschnitt 2.1.3 beschriebenen Annahmen ist bis 2045 mit\r\nsteigenden Betriebskosten zu rechnen. Diese sind primär auf Veränderungen\r\nin den Strom- und Wärmepreisen zurückzuführen. Im Gegensatz dazu\r\nkönnen Investitionskosten bis 2045 aufgrund von Lerneffekten sinken. Bezüglich\r\nder Gesamtkosten führt diese gegenläufige Entwicklung allerdings\r\nzu insgesamt steigenden spezifischen annuitätischen Kosten.\r\n2030 2035 2040 2045\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\nCAPEX\r\nOPEX\r\nMax-/Min-Kostenspanne\r\nSpezifische annuitätische Kosten für CO2-Abscheidung\r\nIn €2024/t | Referenzanlage mit 200 kt/a CO2-Emissionen\r\n240\r\n– 74\r\n– 64\r\n– 71\r\n– 68\r\n– 70\r\n– 69\r\n– 68\r\n– 74\r\nAbbildung 9. Zeitliche Entwicklung der spezifischen annuitätischen Investitionskosten (CAPEX) und\r\nBetriebskosten\r\n(OPEX) für CO2-Abscheidung\r\n66 Aus Sicht der Anlagenbetreiber kommen als „Betriebskosten“ die nachgelagerten Transport- und\r\nSpeicherkosten\r\nhinzu, welche den größten Anteil laufender Kosten ausmachen können. Diese werden in\r\nAbschnitt 2.4.2 beschrieben.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 46\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n2.4.2 Kosten für CO2-Transport und Speicherung\r\nDie Transportkosten für abgeschiedenes CO2 sind abhängig von der gewählten\r\nTransportmodalität und der Distanz zur Destination. Wie in Abschnitt\r\n2.1.4 erläutert, werden die betrachteten deutschen Standorte von\r\nTAB und BMKW entsprechend der Zuordnungslogik in Tabelle 4 einer\r\nTransportmodalität zugeordnet. Die zeitliche Entwicklung der spezifischen\r\nKosten für verschiedene Transportmodalitäten ist für die Stützjahre 2030,\r\n2035, 2040 und 2045 in Abbildung 10 dargestellt.\r\nAbbildung 10. Zeitliche Entwicklung der spezifischen Kosten für verschiedene Transportmodalitäten\r\nDer Transport per Pipeline inkludiert die Kosten für die Nutzung des Transportnetzes\r\nsowie die Investitions- und Betriebskosten von Zuleitungen.\r\nAbbildung 10 zeigt, dass der Pipelinetransport mit etwa 322 €/t im Jahr\r\n2030 die teuerste Option darstellt. Ausschlaggebend sind die hohen Investitionskosten\r\nfür den Bau eines CO2-Transportnetzes, die sich anfangs auf\r\ngeringe Transportmengen verteilen (siehe auch Abbildung 5). Bis 2045 gehen\r\ndie spezifischen Kosten für den Pipelinetransport stark zurück, da sich\r\ndie Investitionskosten auf zunehmende Einspeisemengen verteilen. Dieser\r\nAbwärtstrend setzt sich auch nach 2045 fort, sodass langfristig Pipelines\r\ndie günstigste Transportoption darstellen.\r\nDie durchschnittlichen Kosten für innerdeutschen CO2-Transport per Binnenschiff\r\nwerden von den Betriebskosten für den Schiffsantrieb dominiert\r\nund liegen mit den Annahmen aus Tabelle 5 bei etwa 28 €/t. Der Zugtransport\r\nist mit etwa 49 €/t kostenintensiver und ebenfalls von den Energiekosten\r\nfür den Antrieb getrieben. Für beide Transportmodalitäten werden\r\ngleichbleibende Kosten bis 2045 erwartet.\r\nSowohl Binnenschiffe als auch Züge stehen zeitnah als CO2-Transportmodalitäten\r\nzur Verfügung. Bereits bis 2030 können entsprechende Transportkapazitäten\r\nbereitgestellt werden. Der Vorteil des Schiffstransports liegt in\r\n28 49\r\n79\r\n28 49\r\n49\r\n28 49 30 28 49\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n300\r\n350\r\n400\r\n450\r\nSpezifische CO -Transportkosten\r\nin €2024/t | Innerdeutsche Transportstrecken < 1200 km\r\n2030 2035 2040 2045\r\n322\r\nPipeline\r\n(Transportnetz und Zuleitungen)\r\nBinnenschiff\r\nZug\r\nMax-/Min-Kostenspanne\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 47\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\ndem großen Fassungsvermögen von etwa 10 kt CO2 pro Schiff, das große\r\nTransportkapazitäten mit wenigen Rundfahrten ermöglicht.67 Güterzüge\r\nkönnen dagegen durch das engmaschige deutsche Zugnetz viele dezentrale\r\nStandorte erreichen, um CO2 zu Speichern abzutransportieren. Dies\r\nbietet eine flexible Alternative bis zur Inbetriebnahme eines deutschen Leitungsnetzes.\r\nFür einzelne Akteure ist dabei zu berücksichtigen, dass die\r\nDauer von Mietverträgen für Züge etwa 10 Jahre beträgt.68 In diesem Zeitraum\r\nist es möglich, dass für den Standort bereits der günstigere Pipelinetransport\r\nzur Verfügung steht, Akteure aber weiterhin an den Zugtransport\r\nvertraglich gebunden sind.\r\nDie abgeschiedenen CO2-Mengen können entweder onshore oder offshore\r\nin unterirdischen Formationen gespeichert werden. In dieser Studie\r\nwerden standortabhängig der Transport über Exportterminals zu Offshore-\r\nSpeichern in der Nordsee oder zu Onshore-Speichern im Alpenvorlandbecken\r\nbetrachtet. Die anfallenden Speicherkosten sind zusammen mit den\r\nzugeteilten Speichermengen in Abbildung 11 dargestellt.\r\nAbbildung 11. Aufschlüsselung der Speichermengen im Zieljahr 2045 und Speicherkosten (Angaben in €2024)\r\nDie angenommene Onshore-Speicherung ist aufgrund begrenzter Speicherkapazitäten\r\nden TAB und BMKW in Süddeutschland vorbehalten. Anlagen\r\nin Mittel- und Norddeutschland speichern in dieser Studie offshore\r\nin der Nordsee CO2 ein.69 Dabei wird angenommen, dass die CO2-Mengen\r\nvom Exportterminal per Hochseeschiff zu den Offshore-Speicherstätten\r\ntransportiert werden. Insbesondere aufgrund des zusätzlich notwendigen\r\nTransportweges sind die Kosten für die Offshore-Speicherung mit\r\netwa 45 €/t deutlich höher als für die Onshore-Speicherung (etwa 8 €/t).\r\n67 Element Energy, 2018: „Shipping CO2 – UK Cost Estimation Study“\r\n68 Einschätzung der DB Cargo\r\n69 Knopf, 2010: „Neuberechnung möglicher Kapazitäten zur CO2-Speicherung in tiefen Aquifer-Strukturen“\r\nMax-/Min-Kostenspanne\r\n7 Mt/a\r\nOnshore\r\n35 Mt/a\r\nOffshore 3 3\r\n6\r\n21\r\n22\r\n0\r\n10\r\n20\r\n30\r\n40\r\n50\r\n60\r\n70\r\nSpeicherkosten\r\nIn €2024/t\r\nOnshore Offshore\r\n8\r\n45\r\nSchiffstransport\r\nSpeicherkosten\r\nMonitoring\r\nJährlich gespeicher te\r\nCO₂-Mengen aus TAB\r\nund BMKW im Jahr 2045\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 48\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nDemnach können durch einen verstärkten Einsatz von Onshore-Speichern\r\nKosten eingespart werden. Hierfür sind insbesondere im Norden Deutschlands\r\ngroße Speicherpotenziale in Form von tiefen salinaren Aquiferen vorhanden.\r\n70\r\nAktuell ist die CO2-Onshore-Speicherung in Deutschland nicht erlaubt.\r\nEin Gesetzesentwurf der Ampelregierung zur Änderung des KSpG sah\r\njedoch eine Opt-In-Lösung vor, die es den Bundesländern ermöglicht hätte,\r\nindividuell über die Zulassung der Onshore-Speicherung zu entscheiden.\r\n71 Diese Länderöffnungsklausel ist auch im Koalitionsvertrag für die\r\n21. Legislaturperiode vorgesehen.72 Während die nördlichen Bundesländer\r\nDeutschlands die Onshore-Speicherung derzeit ablehnen, möchte\r\nBaden-Württemberg diese Möglichkeit zukünftig prüfen.73 Sollten sich die\r\ndeutschen Bundesländer gegen eine Onshore-Speicherung aussprechen,\r\nwäre der Export zu nahegelegenen Onshore-Speichern in Nachbarländern\r\neine kostengünstige Alternative.\r\nAus Sicht der Anlagenbetreiber stellen die Kosten für CO2-Transport und\r\nSpeicherung neben den Betriebskosten für die CO2-Abscheidung ebenfalls\r\nlaufende Kosten und damit „Betriebskosten“ dar. In aktuellen BECCS-Projekten\r\nmachen Transport, Speicherung, Monitoring und Zertifizierung von\r\nNegativemissionen den größten Teil der laufenden Kosten aus. Da diese\r\nProzesse in der Regel durch externe Dienstleister oder vorhandene Infrastrukturen\r\nübernommen werden, unterliegen sie nicht der Kontrolle der Anlagenbetreiber.\r\nDie Preise für Transport und Speicherung werden maßgeblich\r\ndurch die begrenzte Verfügbarkeit entsprechender Angebote am Markt\r\nbeeinflusst. Besonders die derzeit geringe Anzahl an Speicherprojekten\r\nführt zu hohen Preisen für Speicher-Dienstleistungen, was die Gesamtkosten\r\nund damit die Wirtschaftlichkeit von BECCS erheblich beeinflusst.\r\n2.4.3 Gesamtkosten für BECCS an TAB und BMKW\r\nUm Negativemissionen zu erzeugen, ist die Abscheidung und langfristige\r\nSpeicherung biogener CO2-Mengen bspw. aus TAB und BMKW erforderlich\r\n(BECCS). Für eine umfassende Wirtschaftlichkeitsanalyse von BECCS\r\nmüssen die Kosten der gesamten Prozesskette (CO2-Abscheidung, Transport,\r\nSpeicherung) für den Anlagenpark von TAB und BMKW in Deutschland\r\nbewertet werden. Die spezifischen Gesamtkosten aller betrachteten\r\nTAB und BMKW in Deutschland sind in Abbildung 12 als „Vermeidungs-\r\n70 Knopf, 2010: „Neuberechnung möglicher Kapazitäten zur CO2-Speicherung in tiefen Aquifer-Strukturen“\r\n71 Gesetzentwurf der Bundesregierung, 21.06.2024: „Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes“\r\n72 Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD für die 21. Legislaturperiode, 2025: „Verantwortung für\r\nDeutschland“\r\n73 Steven Hanke, 2024: https://background.tagesspiegel.de/energie-und-klima/briefing/wie-die-bundeslaender-\r\nzu-co2-speichern-stehen (aufgerufen am 03.12.2024)\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 49\r\n2. Quantifi zierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nkostenkurve“ dargestellt. Die abgeschiedenen biogenen CO2-Mengen jedes\r\nStandorts sind aufsteigend nach ihren spezifi schen Gesamtkosten von\r\nlinks nach rechts geordnet. Dargestellt sind die Kosten für Abscheidung,\r\nTransport und Speicherung von CO2-Mengen des deutschen Anlagenparks\r\nvon TAB und BMKW für das Inbetriebnahmejahr einer Abscheideanlage\r\nim Jahr 2030. In der oberen Abbildung sind die Vermeidungskosten\r\nohne ein Amortisationskonto für Pipelinekosten dargestellt, in der unteren\r\nAbbildung unter der Annahme eines Amortisationskontos, das die hohen\r\nInvestitionskosten zeitlich auf die Nutzer verlagert. Durch die Verlagerung\r\nder Investitionskosten werden bei einem Amortisationskonto durchschnittliche\r\nNetzentgelte von 25 €/t angenommen.\r\nAbbildu ng 12. Kosten für CO2-Abscheidung, Transport und Speicherung a) ohne Amortisationskonto und b)\r\nunter der Annahme eines Amortisationskontos mit Netzentgelten von 25 €/t\r\nZunehmende Transportdistanz\r\nAbnehmende Anlagenkapazität\r\n16\r\n14\r\n13\r\n12\r\n01 3 42 62 72 82 9 18 9 2 3 5 a) Vermeidungskostenkurve für biogenes CO ohne Amortisationskonto für Pipelinekosten\r\na) In €2024/t | Deutschland | Gesamtkosten (Abscheidung, Transport, Speicherung) für das Inbetriebnahmejahr 2030\r\nThermische Abfallbehandlung (TAB)\r\nBiomassekraftwerke (BMKW)\r\nGünstige\r\nOnshore-\r\nSpeicherung\r\nPipeline-\r\nTransport\r\nEinflüsse auf Gesamtkosten\r\nVerminderungspotenzial für biogenes CO2 in Mt/a\r\n19\r\n800\r\n700\r\n600\r\n500\r\n400\r\n300\r\n200\r\n100\r\n0\r\n0 11 2 31 41 52 61 71 81 92 10\r\n11\r\n2 3 4 15\r\n6 7 8 0 1 22 23 24 25 26\r\nKostenunsicherheit\r\n012\r\n350\r\n400\r\n450\r\n58 92 10 11 12\r\n200\r\n3\r\n150\r\n62\r\n100\r\n71 8\r\n300\r\n17\r\n50\r\n41 5 16\r\n0\r\n14\r\n250\r\n13\r\nb) Vermeidungskostenkurve für biogenes CO mit Amortisationskonto für Pipelinekosten\r\nb) In €2024/t | Deutschland | Gesamtkosten (Abscheidung, Transport, Speicherung) für das\r\nThermische Abfallbehandlung (TAB)\r\nBiomassekraftwerke (BMKW)\r\nGünstige\r\nOnshore-\r\nSpeicherung\r\nZunehmende Transportdistanz für Zug und Schiff\r\nAbnehmende Anlagenkapazität\r\nEinflüsse auf Gesamtkosten\r\nVerminderungspotenzial für biogenes CO2 in Mt/a\r\n& Pipelineanschluss\r\nKostenunsicherheit\r\n18\r\n01 11 2 39 48 57 32 52 21\r\n22 23 4 5 26\r\n6\r\n19 20\r\n05 29 37 46 8 12 15 3 24 25\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 50\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nIn der oberen Abbildung 12 a) ist zu erkennen, dass sich ein kleiner Pool\r\nvon Anlagen mit Gesamtkosten > 480 €/t biogenes CO2 vom restlichen Anlagenpark\r\nrechts absetzt. Diese Anlagen werden in den Annahmen des Infrastrukturhochlaufs\r\nbereits 2030 an das CO2-Leitungsnetz angeschlossen\r\nund weisen demnach deutlich höhere Transportkosten von 322 €/t auf (vgl.\r\nAbbildung 10). Sollten initiale Investitionskosten für ein CO2-Leitungsnetz\r\nohne Amortisationskonto nur auf die jeweils im Stützjahr eingespeisten\r\nCO2-Mengen umgelegt werden – wie es für die Berechnung der Kosten in\r\nAbbildung 10 und Abbildung 12 a) angenommen wird – hat dies große Auswirkungen\r\nauf die Wirtschaftlichkeit und Konkurrenzfähigkeit für Anlagen\r\nmit Pipelineanschluss am Anfang der Hochlaufphase.\r\nFür alle Anlagen, die im Jahr 2030 noch keinen Anschluss an das CO2-\r\nTransportnetz haben, stehen für den CO2-Transport die Bahn oder das\r\nSchiff zur Verfügung. Die geringen Kosten dieser Transportmodalitäten bewirken\r\ndabei im Jahr 2030 niedrigere Gesamtkosten im Bereich 150 €/t bis\r\n330 €/t.\r\nIn der unteren Abbildung b) wird ein Amortisationskonto für die initialen\r\nInvestitionskosten einer CO2-Pipeline angenommen, so dass die Transportkosten\r\nfür Anlagen mit Pipelineanschluss mit angenommenen 25 €/t\r\ngünstiger sind als Schiffs- und Zugtransporte. Es ergibt sich eine leicht steigende\r\nVermeidungskostenkurve, welche auf standortspezifischen Charakteristiken\r\nbasiert.\r\nAufgrund von Skalierungseffekten (siehe Abschnitt 2.1.3) sind Anlagen mit\r\ngroßen CO2-Kapazitäten tendenziell weiter links in der Vermeidungskostenkurve\r\nverortet. Die niedrigsten Gesamtkosten weisen Anlagen mit kurzen\r\nTransportwegen und einer Onshore-Speicherung auf. Insgesamt können\r\n– unter Vernachlässigung des hohen Unsicherheitskorridors – etwa\r\n2 Mt/a biogenes CO2 mit Kosten von unter 200 €/t aus TAB und BMKW in\r\nDeutschland abgeschieden werden. Ein Großteil der Anlagen mit niedrigen\r\nGesamtkosten sind dabei TAB, da diese im Durchschnitt größere Kapazitäten\r\nund damit geringere spezifische CO2-Abscheidungskosten aufweisen.\r\nDie Entwicklung der spezifischen Gesamtkosten einer Referenzanlage mit\r\n200 kt/a CO2-Abscheidekapazität ist in Abbildung 13 abgebildet. Die abgeschiedenen\r\nCO2-Mengen der Referenzanlage werden per Zug 500 km zu\r\neinem Exportterminal transportiert und von dort aus per Hochseeschiff zur\r\nOffshore-Einspeicherung weitergeleitet. Bei der Kostenbetrachtung spielt\r\nes keine Rolle, ob es sich um ein BMKW oder TAB handelt, da die Kosten\r\nfür beide Anlagentypen identisch sind.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 51\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\n350\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\n2030 2035 2040 2045\r\nKosten\r\nAbscheidung (CAPEX)\r\nAbscheidung (OPEX)\r\nTransport\r\nSpeicherung\r\nMax-/Min-Kostenspanne\r\nSpezifische annuitätische Gesamtkosten für Investitionszeitpunkte von 2030 bis 2045\r\nIn €2024/t | Referenzanlage mit Kapazität 200 ktCO2/a,\r\n500 km Transport per Zug, Offshore-Speicherung\r\nInbetriebnahmejahr\r\n238\r\n– 74\r\n– 64\r\n– 55\r\n– 45\r\n240\r\n– 71\r\n– 68\r\n– 55\r\n– 45\r\n239\r\n– 70\r\n– 69\r\n– 55\r\n– 45\r\n242\r\n– 68\r\n– 74\r\n– 55\r\n– 45\r\nAbbildung 13. Spezifische annuitätische Gesamtkosten für Investitionszeitpunkte einer Referenzanlage\r\nzwischen den Jahren 2030 bis 2045\r\nDie Angabe je Stützjahr stellt den Startpunkt der CO2-Abscheidung dar.\r\nEntscheidet sich der Betreiber der Referenzanlage im Jahr 2030 für die\r\nImplementierung einer CO2-Abscheidung, so entstehen ihm Kosten von\r\n238 € pro abgeschiedener, transportierter und gespeicherter Tonne CO2,\r\ninklusive Abschreibung und Betrieb der Abscheideanlage.\r\nAufgrund von Lernraten gehen die Investitionskosten der CO2-Abscheidung\r\nbis 2045 leicht zurück, während die Betriebskosten minimal ansteigen.\r\nDie Kosten für Zugtransport und Speicherung werden als konstant\r\nangenommen. Im Jahr 2045 bewegen sich die spezifischen Gesamtkosten\r\ndaher auf einem ähnlichen Niveau von etwa 242 €/t. Aus Sicht des Anlagenbetreibers\r\nmachen die Betriebskosten inkl. der nachgelagerten Kosten\r\nfür Transport und Speicherung, welche in der Regel von einem Dienstleister\r\nübernommen werden, den größten Anteil der Gesamtkosten aus.\r\nDurch den Ausbau eines CO2-Transportnetzes können mit einem Leitungsanschluss\r\nniedrigere Gesamtkosten für BECCS von etwa 220 €/t erreicht\r\nwerden. Voraussetzung dafür ist eine entsprechende Auslastung der Pipeline\r\noder ein Amortisationskonto.\r\nAufgrund schwer prognostizierbarer Kostenentwicklungen werden Unsicherheitskorridore\r\nin jedem Prozessschritt zugrunde gelegt, sodass sich\r\ninsgesamt eine Kostenspanne von 160 €/t bis 310 €/t ergibt. Aktuelle Entwicklungen\r\ndeuten darauf hin, dass sich die Kosten in naher Zukunft dabei\r\neher an den oberen Schätzungen orientieren. Die aktuell anlaufenden Detailplanungen\r\nin der Praxis zeigen für neue Technologien und Anwendungen\r\neinen Anpassungsbedarf an bestehende Verfahren, der in den bisherigen\r\ntheoretischen Kostenberechnungen noch nicht berücksichtigt werden\r\nkonnte. Aufgrund zusätzlicher Preisaufschläge für Margen, Risikoabsicherung\r\nund hoher Nachfrage bei gleichzeitig wenigen Anbietern können die\r\nPreise in der Praxis deutlich über den in Abbildung 13 geschätzten Kosten\r\nliegen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 52\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nEine technische Alternative zur Erzeugung von Negativemissionen stellt\r\nDirect Air Capture and Storage (DACCS) dar. CO2 direkt aus der Atmosphäre\r\nabzuscheiden, ist aufgrund der niedrigen CO2-Konzentrationen in\r\nder Luft sehr energieintensiv und befindet sich im frühen Entwicklungsstadium.\r\nDACCS weist derzeit Kosten von etwa 670 €/t CO2 auf, welche bis\r\n2045 aufgrund von Lernraten bei der Technologieentwicklung deutlich sinken\r\nkönnen. Die CO2-Konzentrationen im Abgasstrom von TAB und BMKW\r\nsind im Vergleich zur atmosphärischen CO2-Konzentration deutlich höher,\r\nwas eine effizientere Abscheidung von CO2-Mengen ermöglicht. Daher wird\r\nangenommen, dass auch langfristig die Kosten für BECCS unter denen\r\nfür DACCS liegen werden.74 Naturbasierte Methoden zur CO2-Entnahme\r\n(z. B. Aufforstung) und beschleunigte natürliche Prozesse (z. B. Biochar\r\nCarbon Removal) erweisen sich häufig als kostengünstiger. So werden\r\nbspw. die langfristen Kosten bei naturbasierten Entnahmeverfahren auf <\r\n100 €/t CO2 beziffert. Gleichzeitig muss berücksichtigt werden, dass die\r\nDauerhaftigkeit der CO2-Entnahme im Vergleich zu technischen Entnahmeverfahren\r\ngering ist, da Brände oder Schädlingsbefall die Wirkung von\r\nAufforstungsmaßnahmen mindern können. Für eine Gesamtbewertung der\r\nCO2-Entnahmenverfahren müssen neben den Kosten auch Faktoren wie\r\nDauerhaftigkeit, Skalierbarkeit und Verifizierbarkeit berücksichtigt werden.\r\nInsbesondere im Hinblick auf die Dauerhaftigkeit der CO2-Entnahme bieten\r\ntechnologiebasierte Lösungen wie BECCS und DACCS Vorteile durch\r\ndie geologische CO2-Speicherung.75\r\n2.4.4 Finanzierungslücke\r\nEin finanzieller Anreiz für die Implementierung der CO2-Abscheidung an\r\nTAB und BMKW ist der Erlös aus dem Verkauf von NEZ. In dem Basisszenario\r\nzur Abschätzung der Erlöspotenziale entsprechen die BECCSErlöse\r\ndurch den Verkauf von NEZ dem CO2-Preis am EU EHS (siehe\r\nAbschnitt 2.1.5).\r\nDa TAB ab 2028 voraussichtlich beitragspflichtig am EU EHS sein werden,\r\nkönnen zu den BECCS-Erlösen durch den biogenen Anteil der Emissionen\r\nzusätzlich Kosten für den Kauf von CO2-Zertifikaten für den fossilen Anteil\r\nder Emissionen am EU EHS vermieden werden. Das Erlöspotenzial aus\r\nvermiedenen Zertifikatskosten für fossile Emissionen wird daher dem CO2-\r\nPreis am EU EHS gleichgesetzt.\r\nDie Gegenüberstellung von Gesamtkosten entlang der Prozesskette (Abscheidung,\r\nTransport und Speicherung von CO2, siehe Abschnitt 2.4.3)\r\nmit den Erlöspotenzialen ergibt schließlich die Finanzierungslücke. Ab74\r\nBCG und DVNE, 2024: „Negative Emissionen – Europa und Deutschland als Katalysatoren einer Billionen-\r\nEuro-Industrie“\r\n75 BCG und DVNE, 2024: „Negative Emissionen – Europa und Deutschland als Katalysatoren einer Billionen-\r\nEuro-Industrie“\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 53\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nbildung 14 zeigt die Finanzierungslücke für eine TAB-Referenzanlage\r\n(links) und eine BMKW-Referenzanlage (rechts) jeweils mit einer CO2-Abscheidekapazität\r\nvon 200 kt/a und einem Zugtransport zu Offshore-Speichern\r\nim Basisszenario.\r\n2030 2035 2040 2045\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\n238\r\n104\r\n240\r\n110\r\n239\r\n151\r\n242\r\n188\r\n-134 -130 -88 -54\r\nInbetriebnahmejahr\r\nKosten Erlöse\r\nAbscheidung (CAPEX) Transport Vermiedene Zertifikatskosten am EU EHS (für nicht-biogenen Anteil)\r\nAbscheidung (OPEX) Speicherung BECCS-Erlöse durch Negativemissionszertifikate (für biogenen Anteil)\r\nFinanzierungslücke für CO2-Abscheidung, Transport und Speicherung im Basisszenario (annuitätisch)\r\nIn €2024/t | TAB-Referenzanlage 200 ktCO2/a In €2024/t | BMKW-Referenzanlage 200 ktCO2/a\r\n2030 2035 2040 2045\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\n238\r\n104\r\n240\r\n110\r\n239\r\n151\r\n242\r\n188\r\n-134 -130 -88 -54\r\nInbetriebnahmejahr\r\nAbbildung 14. Gegenüberstellung der Kosten und Erlöspotenziale für eine TAB-Referenzanlage (links) und\r\neine BMKW-Referenzanlage (rechts) im Basisszenario\r\nÜber die gesamte Lebensdauer sind die Kosten mit Inbetriebnahme im\r\nJahr 2030 deutlich höher als die Erlöspotenziale, sodass eine Finanzierungslücke\r\nvon 134 €/t verbleibt. Bis 2045 steigen die potenziellen Erlöse\r\nin Folge eines höheren Preisniveaus am EU EHS auf 188 €/t an; die Finanzierungslücke\r\nsinkt auf 54 €/t. Dennoch verbleibt im Basisszenario eine\r\nFinanzierungslücke, sodass BECCS an TAB – auch für große Anlagen –\r\nnicht wirtschaftlich darstellbar ist. Um die Finanzierungslücke zu schließen\r\nwären dauerhaft CO2-Preise am EU EHS in Höhe der Kosten von rund\r\n240 €/t notwendig.\r\nDie Mehrkosten für den Betreiber einer TAB bei bestehender Finanzierungslücke\r\nkönnten durch eine Erhöhung der Abfallbehandlungsgebühren\r\n(Gate Fee) ausgeglichen werden und damit direkte Auswirkungen auf die\r\nVerbraucher haben. Heute liegen die Gate Fee für Siedlungsabfälle im\r\ndeutschen Durchschnitt bei etwa 105 €/tMüll.76 Sollte die Finanzierungslücke\r\nfür BECCS an TAB ausschließlich auf die Verbraucher umgelegt werden,\r\nwürde das zu einer Verdopplung der Abfallbehandlungsgebühren führen\r\n(siehe Abbildung 15). Bei einer vollständigen Umlage der BECCS-Gesamtkosten\r\nwürden sich die Gebühren sogar verdreifachen. In diesem Fall entsteht\r\naus betriebswirtschaftlicher Sicht ein Gewinn beim Anlagenbetreiber\r\ndurch BECCS-Erlöse und vermiedene Zertifikatskosten am EU EHS.\r\n76 ITAD, 2019: „Das Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) - mögliche Kostenauswirkungen der\r\nEinbeziehung der Thermischen Abfallbehandlungsanlagen (TAB) in den nationalen Emissionshandel auf\r\nBürger, Gewerbe und Industrie und die Abfallwirtschaft“\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 54\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nAbbildung 15. Auswirkungen auf Abfallbehandlungsgebühren bei verschiedenen Umlageoptionen der\r\nKosten\r\nfür die Realisierung von Negativemissionen an einer TAB\r\nIm Kompensationsszenario wird eine höhere Zahlungsbereitschaft am\r\nMarkt für NEZ angenommen (siehe Abschnitt 2.4.3). Die Erlöse für die\r\nNegativemissionen aus BECCS sind daher in diesem Szenario höher angesetzt\r\nals im Basisszenario. Abbildung 16 zeigt die Entwicklung der Finanzierungslücke\r\nfür BECCS an einer TAB-Referenzanlage (links) und an\r\neiner BMKW-Referenzanlage (rechts) im Kompensationsszenario.\r\n2030 2035 2040 2045\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\n238\r\n129\r\n240\r\n134\r\n239\r\n175\r\n242\r\n208\r\n-109 -105 -64 -35\r\nInbetriebnahmejahr\r\nKosten Erlöse\r\nAbscheidung (CAPEX) Transport Vermiedene Zertifikatskosten am EU EHS (für nicht-biogenen Anteil)\r\nAbscheidung (OPEX) Speicherung BECCS-Erlöse durch Negativemissionszertifikate (für biogenen Anteil)\r\nFinanzierungslücke für CO2-Abscheidung, Transport und Speicherung im Kompensationsszenario (annuitätisch)\r\nIn €2024/t | TAB-Referenzanlage 200 ktCO2/a In €2024/t | BMKW-Referenzanlage 200 ktCO2/a\r\n2030 2035 2040 2045\r\n300\r\n250\r\n200\r\n150\r\n100\r\n50\r\n0\r\n238\r\n152\r\n240\r\n158\r\n239\r\n196\r\n242\r\n226\r\n-86 -82 -43 -17\r\nInbetriebnahmejahr\r\nAbbildung 16. Finanzierungslücke für eine TAB-Referenzanlage (links) und eine BMKW-Referenzanlage\r\n(rechts) im Kompensationsszenario bei Annahme einer höheren Zahlungsbereitschaft für Negativzertifikate\r\nDurch die hohen BECCS-Erlöse im Kompensationsszenario, sind Negativemissionen\r\nbei BMKW mit > 90 % biogenen Emissionen leichter wirtschaftlich\r\ndarstellbar als bei TAB (mit nur ca. 50 % biogenen Emissionen).\r\nDemnach verbleibt für eine BMKW-Referenzanlage bis 2045 eine Finan-\r\n105 105 105\r\n123\r\n218\r\n0\r\n50\r\n100\r\n150\r\n200\r\n250\r\n300\r\n350\r\n400\r\nPotenzielle Auswirkungen auf Abfallbehandlungsgebühren (Gate Fee)\r\nIn €2024/tMüll | Basisszenario\r\nGate Fee 2019 Pot. Aufschlag durch\r\nUmlage der Finanzierungslücke\r\n2030\r\nPot. Aufschlag durch Umlage der\r\nges. BECCS-Kosten einer TAB\r\n2030\r\n105\r\n228\r\n323\r\nx3\r\nx2\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 55\r\n2. Quantifizierung der BECCUS-Mengenpotenziale und -Finanzierungslücke\r\nzierungslücke von 17 €/t, während die einer TAB-Referenzanlage auf 35 €/t\r\nsinkt.\r\nFür die in der Analyse betrachtete TAB- und BMKW-Referenzanlage wird\r\nder CO2-Transport per Zug angenommen, da diese Transportoption bereits\r\nzeitnah zur Verfügung steht. Da der CO2-Transport per Leitung langfristig\r\ndie kostengünstigste Option darstellt (siehe Abbildung 10), können\r\ndurch einen Leitungsanschluss etwa 20 €/t eingespart werden. Dennoch\r\nverbleiben selbst im optimistischen Kompensationsszenario bei TAB mit\r\nLeitungsanschluss Finanzierungslücken von etwa 15 €/t.\r\nWie in diesem Kapitel gezeigt wird, ist die CO2-Abscheidung an TAB und\r\nBMKW mittelfristig nicht wirtschaftlich darstellbar. Um dennoch die Potenziale\r\nfür notwendige Negativemissionen zu heben, muss die Finanzierungslücke\r\nfür BECCUS an TAB und BMKW geschlossen werden. Hierfür\r\nsind ein Förderrahmen und ein passendes Marktdesign erforderlich, die im\r\nFolgenden dargestellt werden.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 56\r\n3. BECCUS Förd errahmen und Marktdesign\r\nBei der Etablierung von Negativemissionstechnologien kann zwischen dem\r\nMarkthochlauf und der Marktphase unterschieden werden. Im Markthochlauf\r\nbedarf es gezielten Fördermechanismen, um Investitionen anzureizen\r\nund den Ausbau von innovativen Technologien zu unterstützen. Langfristig\r\nsollte ein Markt geschaffen werden, auf dem es keine weitere Förderung\r\ndurch die Regierung bedarf. Zur Schließung der Finanzierungslücke dienen\r\nsowohl Förderinstrumente als auch ein Markt für Negativemissionen,\r\nwie in Abbildung 17 dargestellt. Beide Phasen werden in diesem Kapitel\r\nnäher beleuchtet und zukunftsträchtige Ansätze herausgearbeitet.\r\nAbbildung 17 . Schematische Darstellung der Berichtsstruktur, Kapitel 3\r\n3.1 Ausgangslage in Deutschland und der EU\r\nDeutschland und die EU benötigen einen Marktrahmen für Negativemissionen,\r\num ihre Klimaziele zu erreichen und haben daher begonnen,\r\nStrategien und Politikinstrumente für den Aufbau von Negativemissionstechnologien\r\nzu entwickeln. Auf europäischer Ebene wurden im Jahr 2024\r\nerste Instrumente verabschiedet; in Deutschland wurden mit der Langfriststrategie\r\nNegativemissionen und der Carbon Management Strategie zwei\r\nwichtigen Maßnahmen angestoßen. Insgesamt steht der regulatorische\r\nRahmen jedoch noch am Anfang. Im Folgenden werden die relevantesten\r\nbestehenden Regularien und Fördermechanismen dargestellt.\r\n3.\r\nVermiedene\r\n(Kapitel 2) Erlöse Negativemissionszertifikate\r\nCO2-Nutzung\r\n(Kapitel 2)\r\nBECCUS\r\n(Kapitel 2)\r\nFinanzierungslücke\r\n(Kapitel 2)\r\nPolicy Roadmap\r\n• Fördermaßnahmen\r\n(Kapitel 3.5)\r\n• Marktrahmen (Kapitel 3.6)\r\nCO2-Infrastruktur (Kapitel 4.3)\r\nEUA-Kosten\r\noder\r\nMehrkosten\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 57\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\n3.1.1 Europäische Union\r\nDie EU hat im Jahr 2024 zwei entscheidende Politikinstrumente veröffentlicht,\r\ndie einen Zertifizierungsrahmen und den Hochlauf von Negativemissionen\r\nskizzieren. Die erste Politikmaßname ist die „Carbon Removals\r\nand Carbon Farming Certification“ (CRCF) Verordnung77, die auf dem Vorschlag\r\nfür eine Verordnung zur Schaffung eines Unionsrahmens für die\r\nZertifizierung von CO2-Entnahmen78 aus dem Jahre 2022 basiert. Durch\r\ndie CRCF-Verordnung wird das weltweit erste Zertifizierungssystem für die\r\nEntnahme von CO2 etabliert und gleichzeitig ein Register für zertifizierte\r\nEinheiten von CO2 eingerichtet. Die Verordnung enthält eine Reihe spezifischer\r\nKriterien, um die hohe Qualität der CO2-Entnahmen sowie die Transparenz\r\nund Glaubwürdigkeit des Zertifizierungsverfahrens sicherzustellen.\r\nNeben klimaeffizienter Landwirtschaft wird die industrielle CO2-Entnahme\r\nberücksichtigt, zum Beispiel in Form von BECCUS oder direkter CO2-Abscheidung\r\nund -Speicherung aus der Luft (DACCS). Zertifizierungskriterien\r\nsind unter anderem der Beitrag zur Nachhaltigkeit, die Zusätzlichkeit\r\nder Entnahme und die langfristige Speicherung. Die genauen Zertifizierungsmethoden\r\nund die Details der Verifizierung waren zum Zeitpunkt der\r\nErstellung der Studie noch in Arbeit.\r\nDas zweite Instrument ist die „Industrial Carbon Management Strategy“79,\r\nwelche im Februar 2024 beschlossen wurde und neben CCS und CCU\r\nauch BECCS und DACCS betrachtet. Die Strategie bekräftigt die Relevanz\r\nvon befähigenden Politikmaßnahmen auf nationaler Ebene im Einklang mit\r\nstrategischer Planung und Integration auf europäischer Ebene. Die Ziele\r\nlassen sich in drei verschiedene Zeiträume einteilen: Bis 2030 soll die Infrastruktur\r\nrasant aufgebaut werden, einschließlich Speicher und Transportinfrastruktur;\r\nbis 2040 soll die CO2-Abscheidung wirtschaftlich sein und\r\nCO2 in großem Stil gehandelt werden; und nach 2040 soll biogenes CO2\r\nzusammen mit CO2 aus der Luft zum Hauptbestandteil von kohlestoffbasierter\r\nIndustrieprozesse und Kraftstoffe werden.\r\nDie CO2-Entnahme wird auf europäischer Ebene durch verschiedene Fördertöpfe\r\nfinanziell vorangetrieben. Das Programm „Horizon Europe” fördert\r\ndie Forschung und Entwicklung für Nachhaltigkeit und Wachstum mit insgesamt\r\n93,5 Mrd. Euro im Zeitraum 2021–2027. Negativemissionstechnologien\r\nwerden im Cluster 5 abgedeckt, welches auf eine sichere, nachhaltige\r\nund wirtschaftliche Energieversorgung abzielt. Bspw. lief bis Februar 2025\r\ndie Bewerbungsphase für Zuschüsse zur Entwicklung von DACCS- oder\r\nBECCS-Projekten mit einem Fördervolumen von 15 Mio. Euro.80\r\n77 Zur CRCF-Verordnung: https://climate.ec.europa.eu/eu-action/carbon-removals-and-carbon-farming_en\r\n78 Vorschlag aus 2020: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52022PC0672\r\n79 Zur Strategie: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52024DC0062\r\n80 Mehr Informationen zu HORIZON-CL5-2024-D3-02-12 unter: https://ec.europa.eu/info/funding-tenders/\r\nopportunities/portal/screen/opportunities/topic-details/horizon-cl5-2024-d3-02-12\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 58\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDie Fördergesellschaft “European Innovation Council” unterstützt Unternehmen\r\nfinanziell sowie durch Zugang zu Investmentfirmen und Mentoring-\r\nProgrammen. Insgesamt stehen dafür knapp 10 Mrd. Euro zur Verfügung;\r\nim Jahr 2025 sind es 1,4 Mrd. Euro. Negativemissionstechnologien werden\r\nvom Council als förderfähige Investitionen angesehen. Der “Innovation\r\nFund” fördert klimafreundliche und innovative Energien mit insgesamt rund\r\n40 Mrd. Euro im Zeitraum 2020–2030. Das genaue Budget hängt dabei\r\nvon den Zertifikatspreisen im EU EHS ab, aus denen der Fonds gespeist\r\nwird. Gefördert werden unter anderem CCU- und CCS-Projekte sowie Negativemissionstechnologien.\r\n81\r\nDie EU-Taxonomieverordnung aus dem Jahr 2020 bildet ein Rahmen zur\r\nErleichterung nachhaltiger Investitionen. Die Abscheidung von CO2 oder\r\nNegativemissionstechnologien im Allgemeinen werden nicht in der EUTaxonomieverordnung\r\nals Wirtschaftsfähigkeit aufgeführt. Damit ist die\r\nCO2-Abscheidung und Speicherung bzw. Nutzung, losgelöst von der vorgeschalteten\r\nWirtschaftstätigkeit (Verbrennung) so lange nicht taxonomiefähig,\r\nbis die Kommission ein technisches Kriterienset für die Abscheidung\r\nüber einen Delegiertenakt veröffentlicht. Das ist aktuell nicht abzusehen.\r\nDie Thermische Abfallbehandlung bspw. ist nicht EU-Taxonomie fähig.82\r\n3.1.2 Deutschland\r\nEinige Fördermöglichkeiten für CO2-Abscheidung und Speicherung bzw.\r\nNutzung existieren bereits in Deutschland. In den Forschungsprogrammen\r\nCDRTerra und CDRMare werden bspw. verschiedene Technologien für die\r\nAbscheidung von CO2 und die Speicherung an Land sowie unter dem Meer\r\nuntersucht.83\r\nDie Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK) unterstützt vor allem\r\nmittelständische Unternehmen mit Industrieprojekten zur Dekarbonisierung\r\naus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF).84 Durch die BIK\r\nsollen Forschungs-, Entwicklungs- und Innovationsvorhaben sowie Pilotanlagen\r\nund erste Projekte zum Einsatz von CCS und CCU im industriellen\r\nMaßstab für schwer vermeidbare Emissionen gefördert werden. Die\r\nFörderung erfolgt als Zuwendung, d. h. als nicht rückzahlbarer Zuschuss\r\nim Wege der Anteilfinanzierung. Investitionsvorhaben werden mit bis zu 35\r\nMio. Euro gefördert, wobei bis zu 40 % der förderfähigen Investitionskosten\r\nübernommen werden. Für Projekte, die zu einer einhundertprozentigen\r\n81 Eine Übersicht über bisher geförderte Projekte bietet: https://dashboard.tech.ec.europa.eu/qs_digit_\r\ndashboard_mt/public/sense/app/6e4815c8-1f4c-4664-b9ca-8454f77d758d/sheet/bac47ac8-b5c7-4cd1-\r\n87ad-9f8d6d238eae/state/analysis\r\n82 Die Verordnung 2020/852 findet sich hier: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:\r\n32020R0852\r\n83 Mehr Informationen zu CDRTerra und CDRMare bietet: https://cdrmare.de/partnerprojekt-cdrterra/\r\n84 Einen Überblick über die BIK bietet: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/\r\n2024/08/20240830-bundesfoerderung-industrie-und-klimaschutz.html\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 59\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nVerringerung der direkten Treibhausgasemissionen führen, sind es bis zu\r\n50 %. Insgesamt stehen bis 2030 rund 3,3 Mrd. Euro zur Verfügung. Bei\r\neiner Förderung der Projekte in Maximalhöhe, könnten rund 100 Projekte\r\ngefördert werden. Modul 1 des Förderprogrammes adressiert Dekarbonisierungsvorhaben\r\nder Industrie. CCS und CCU werden hingegen im zweiten\r\nModul gefördert, das sich explizit an die Industrie und die Abfallwirtschaft\r\nrichtet. Es werden Anlagen gefördert, in denen überwiegend schwer\r\nvermeidbare CO2-Emissionen anfallen oder die zur Erzielung von Negativemissionen\r\ndienen.\r\nDie BIK ergänzt das Instrument der Klimaschutzverträge (KSV), das größere\r\nUnternehmen gegen Preisrisiken bei der Errichtung von klimafreundlichen\r\nProduktionsanlagen absichert.85 Das Förderprogramm KSV bietet\r\nIndustrieunternehmen einen lang angelegten Absicherungsmechanismus\r\nfür CAPEX- und OPEX-Kosten. Dadurch soll ein Anreiz geschaffen werden,\r\nklimafreundliche Produktionsanlagen zu errichten und diese unter den\r\naktuellen Marktbedingungen wirtschaftlich zu betreiben. Momentan sind\r\nallerdings weder Negativemissionstechnologien förderfähig, noch können\r\nNEZ angerechnet werden. Eine Mögliche Anrechenbarkeit wird in Kapitel\r\n3.5.10 als Teil der Differenzverträge diskutiert.\r\nDurch die „Klimaschutzoffensive für Unternehmen“ finanziert die KfW unter\r\nanderem die Technologieentwicklung für die Abscheidung, Nutzung und\r\nSpeicherung von CO2.86 Maßnahmen zur Abscheidung bei der Herstellung\r\nenergieintensiver Produkte, wie etwa Zement, sind dabei förderfähig. Die\r\nFörderung erfolgt durch die Bereitstellung von zinsgünstigen Förderkrediten\r\nbis zu einer Kreditsumme von 25 Mio. Euro. Zu den relevanten Modulen\r\ngehört das Modul A+, das die Herstellung von CCU-Ausrüstung und\r\nCCS-Technologie fördert, nicht aber die Nutzung dieser Technologie. Modul\r\nC betrifft die Energieversorgung, zum Bespiel die CO2-arme Wärmeerzeugung\r\nund Biomasseanlagen. Des Weiteren könnte Modul D relevant\r\nsein, da es die Neuerrichtung von Anlagen zur Verwertung von Abfällen\r\nabdeckt. Allerdings wird in diesen Modulen die CO2-Abscheidung nicht explizit\r\nals förderfähige Maßnahme genannt.87 Das Modul E, Transport und\r\nSpeicherung von CO2, wird im Abschnitt 4.1 näher beleuchtet.\r\nDarüber hinaus wurden in Deutschland zwei Strategien angestoßen, die\r\nsich dezidiert der CO2-Abscheidung und Speicherung widmen. Die erste\r\nist die Langfriststrategie Negativemissionen zum Umgang mit unvermeidbaren\r\nRestemissionen (LNe), die ursprünglich im April 2025 im Kabinett\r\n85 Mehr Informationen zu den KSV gibt es hier: https://www.klimaschutzvertraege.info/\r\n86 Zur Klimaschutzoffensive: https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Unternehmen/Energie-Umwelt/\r\nF%C3%B6rderprodukte/Klimaschutzoffensive-f%C3%BCr-den-Mittelstand-(293)/\r\n87 Mehr Infos zu den Modulen unter: https://www.kfw.de/PDF/Download-Center/F%C3%B6rderprogramme-\r\n(Inlandsf%C3%B6rderung)/PDF-Dokumente/6000004920_Infoblatt-Klimaschutzoffensive.pdf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 60\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nbehandelt werden sollte.88 Laut veröffentlichtem Eckpunktepapier dient\r\ndie LNe dazu, ein gemeinsames Verständnis der Rolle der CO2-Entnahme\r\nfür den Klimaschutz in Deutschland zu schaffen. Die Strategie wird in\r\neinem ersten Schritt Bedarfe und Potenziale von Negativemissionen ermitteln\r\nund entsprechende Zielwerte für technische Senken herausarbeiten.\r\nZudem wird ein Ziel für die dann insgesamt netto-Negativemissionen in\r\nDeutschland für das Jahr 2060 vorgeschlagen. Darüber hinaus werden im\r\nRahmen der LNe rechtliche Änderungsbedarfe für Negativemissionen erarbeitet,\r\nein Zertifizierungsrahmen vorgeschlagen, mögliche ökonomische\r\nAnreizmodelle beleuchtet und Optionen für einen tragfähigen Marktrahmen\r\nentwickelt.\r\nDie zweite Strategie ist die Carbon Management Strategie (CMS), deren\r\nEckpunkte im August 2024 vom Kabinett beschlossen wurden.89 Die CMS\r\nsieht umfassende Maßnahmen zur Förderung und zum Marktrahmen für\r\nCCU und CCS sowie zum Aufbau der CO2-Infrastruktur vor. Für CCU und\r\nCCS nennt die Strategie Fördermaßnahmen wie Klimaschutzverträge, BIK\r\nund Kreditprogramme. Im Bereich der Kreditvergabe will die Bundesregierung\r\nprüfen, inwieweit CCU- und CCS-Technologien in das geplant KfWVorhaben\r\nzu Kreditgarantien für Transformationsindustrien aufgenommen\r\nwerden können. Zum jetzigen Zeitpunkt ist unklar, ob die Garantien nur für\r\ndie Technologieentwicklung oder auch für die Realisierung von Projekten\r\ngenutzt werden können. Die CMS bewertet TAB als ein wichtiges Anwendungsfeld\r\nder CO2-Abscheidung, das besonders förderungswürdig ist.\r\n3.2 Standards und Zertifizierung\r\nUm die Marktbildung zu unterstützen und einen langfristigen Beitrag von\r\nNegativemissionen zum Klimaschutz sicherzustellen, sind stringente Nachhaltigkeitsanforderungen\r\nund ein robustes Zertifizierungssystem maßgebend.\r\nDarüber hinaus sind entsprechende Standards die Voraussetzung\r\nfür viele der diskutierten Fördermaßnahmen und Marktdesigns. Die Standards\r\nsollten sowohl für den freiwilligen Markt als auch für ein zukünftiges\r\nverpflichtendes System gelten.\r\nAnalog zum Wasserstoffhochlauf müsste für Negativemissionen eine\r\nZertifizierung aller an der Prozesskette beteiligten Akteure erfolgen. Die\r\nInverkehrbringer von Zertifikaten, bspw. die Betreiber der Abscheideanlage,\r\nwürden gemeinsam in einem Konsortium mit Infrastruktur- und Speicherbetreibern\r\nzusammenarbeiten, um Zertifikate zu erzeugen. Die Gesamtkosten\r\nder zertifizierten Negativemissionen (inkl. Monitoringkosten)\r\nwürden über die Prozesskette berechnet und über den Verkaufspreis an\r\nZertifikatabnehmer weitergegeben. Bei der Zertifizierung ist wichtig, dass\r\n88 LNe: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/E/240226-eckpunkte-negativemissionen.html\r\n89 CMS: https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/carbon-management-strategie-2289146\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 61\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nalle Schritte entlang der Prozesskette gesichert zertifi ziert bzw. rezertifi -\r\nziert sind.\r\nCO2 CO2\r\nAbscheidung Transport Langfristige\r\nSpeicherung\r\nZertifizierung\r\nZertifikat\r\nZahlung Abnahme\r\nAbbildung 18. Zertifi katentstehung und -veräußerung bei Negativemissionen.\r\nAuf EU-Ebene wurde mit der CRCF-Verordnung ein Rahmenwerk für den\r\nfreiwilligen Markt geschaffen, wie in Kapitel 3.1.1 diskutiert. Darin wird zwischen\r\npermanenten Negativemissionen (mind. 200 Jahre Einlagerung),\r\ncarbon farming (mind. 5 Jahre) und temporärer CO2-Speicherung in Produkten\r\n(mind. 35 Jahre) unterschieden. Negativemissionen müssen das\r\nKriterium der Zusätzlichkeit erfüllen: sie gehen über gesetzliche und regulatorische\r\nAnforderungen an Anbieter hinaus und werden erst durch den\r\nZertifi katverkauf fi nanziell tragfähig. Die genauen Zertifi zierungsmethodologien\r\nund Möglichkeiten der Verifi zierung durch Dritte werden noch erarbeitet.\r\nZusätzlich soll im Rahmen der CRCF-Verordnung bis 2028 ein von der\r\nEuropäischen Kommission verwaltetes Register für Negativemissionen\r\naufgebaut werden. Dies beinhaltet Informationen über die zertifi zierten Negativemissionen,\r\ndie genutzten Technologien und die involvierten Akteure.\r\nBis zur Einrichtung des CRCF-Registers sollten die anerkannten Zertifi zierungssysteme\r\ninteroperable Zertifi zierungsregister einrichten und verwalten,\r\num Doppelzählungen zu vermeiden. Dafür wird die Europäische Kommission\r\nRichtlinien aufsetzen, etwa zu Struktur, Format und technischen\r\nDetails von Zertifi zierungsregistern. Die vorläufi gen Systeme sollen bis zur\r\nEinführung des europäischen Registers Informationen zu Zertifi zierungen\r\nveröffentlichen. Die Ausgestaltung des europäischen Registers und der\r\nVerbleib der privatwirtschaftlichen Systeme ist noch nicht abgeschlossen.\r\nBereits heute gibt es mehrere freiwillige, rein privatwirtschaftliche Plattformen\r\nfür den Zertifi kathandel, die eigene Qualitätskriterien für Negativemissionstechnologien\r\nentwickelt haben. So bietet bspw. Puro.earth einen\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 62\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nStandard und entsprechende handelbare Zertifikate an.90 Carbonfuture\r\nbietet einen Handelsplatz für Negativemissionen und ein dafür entwickeltes\r\nblockchain-basiertes MRV-System an. Der Gold Standard wurde als\r\nZertifizierungssystem für Klimakompensationen entwickelt, hat aber im\r\nJahr 2024 auch eine Methodik für die Zertifizierung von Negativemissionen\r\nveröffentlicht. Diese ist jedoch bisher nur auf ausgewählte Biomassetechnologien\r\nanwendbar. Der Gold Standard ist bisher einer der wenigen Standards\r\ndie den von dem Integrity Council for the Voluntary Carbon Market\r\n(ICVCM) entwickelten Anforderung genügen.\r\nDurch die Forest, Land and Agriculture Guidance (FLAG)91 der Science\r\nBased Targets Initiative (SBTi) können Unternehmen bspw. im Landnutzungssektor\r\ndurch sie geschaffene Negativemissionen in ihrer Emissionsbilanz\r\nanrechnen. Diese können als negative Scope 3-Emissionen an\r\nnachgelagerte Unternehmen in der Prozesskette weitergereicht werden.\r\nEin Zertifikathandel ist hierfür nicht erforderlich. Alternativ können sie aus\r\nder Prozesskette herausgelöst und via Zertifikathandel an andere Unternehmen\r\nverkauft werden.\r\nDetaillierte Standards und Zertifizierungssysteme sind essenziell, um die\r\nQualität von NEZ sicherzustellen. Diese müssen zudem zumindest auf europäischer\r\nEbene harmonisiert sein. Sie sind damit Voraussetzung für andere\r\nFördermaßnahmen und das gewählte Marktdesign für Negativemissionen.\r\nDer Aufbau von Zertifizierungssystemen wird daher in die Policy\r\nRoadmap aufgenommen.\r\n3.3 Notwendigkeit der Förderung von Negativemissionen\r\nMögliche Erlöse aus dem Verkauf von NEZ werden voraussichtlich auch\r\nauf lange Frist nicht ausreichen, um die Mehrkosten der Abscheidung zu\r\ndecken (siehe Finanzierungslücke in Kapitel 2.4.4). Nur mit politischen\r\nMaßnahmen besteht in der Hochlaufphase ein ausreichender ökonomischer\r\nAnreiz zur Investition in Negativemissionstechnologien.\r\nDie regulatorische und politische Landschaft zur Unterstützung von Negativemissionen\r\nbefindet sich derzeit noch im Aufbau. Die in den nationalen\r\nStrategien bereits benannten Instrumente (wie BIK, KSV) reichen nicht\r\naus, um den Markthochlauf von Negativemissionstechnologien in dem für\r\nKlimaschutzziele erforderlichem Maße voranzutreiben. Sowohl auf europäischer\r\nals auch auf deutscher Ebene fehlen Maßnahmen, die explizit\r\nNegativemissionstechnologien fördern. Die bisherigen Förderinstrumente\r\nrichten sich vorwiegend an die Dekarbonisierung der Industrie durch CCU\r\n90 Der Standard deckt fünf Verfahren ab: Beschleunigte Verwitterung, geologische Verpressung in unterirdischem\r\nGestein (in Verbindung mit BECCS, DACCS), Biokohle, Speicherung in Materialien sowie\r\nunterirdische Speicherung von Biomasse.\r\n91 Mehr zu den SBTi unter: https://sciencebasedtargets.org/sectors/forest-land-and-agriculture\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 63\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nund CCS. Insbesondere bei TAB, die ein prioritäres Anwendungsgebiet der\r\nCMS darstellen, sind noch keine konkreten Instrumente vorgesehen. Maßnahmen\r\nfür Negativemissionen sollten darüber hinaus differenziert ausgestaltet\r\nwerden und an den spezifischen technologischen Herausforderungen\r\nim jeweiligen Marktstadium ansetzen. Außerdem fehlen Ansätze für\r\nden Aufbau eines Marktes für Negativemissionen.\r\nFördermaßnahmen und Regulierungen werden benötigt, da sich Negativemissionen\r\nals vergleichsweise neue Technologien bzw. neues Marktsegment\r\nmit verschiedenen Herausforderungen konfrontiert sehen (siehe\r\nTabelle 7).\r\nTabelle 7. Herausforderungen für Investitionen in Negativemissionstechnologien\r\nHerausforderung Beschreibung\r\nInvestitionskosten\r\nDie Realisierung von Projekten mit Negativemissionstechnologien erfordert\r\nneben OPEX auch erhebliche CAPEX. Die tatsächlichen Investitionskosten\r\nsind insbesondere bei Projekten in einem frühen Entwicklungsstadium\r\nnoch unsicher.\r\nPreisrisiko (Abnahme)\r\nNEZ werden derzeit nur auf freiwilligen, privatwirtschaftlichen Handelsplattformen\r\nzu stark variierenden Preisen verkauft. Staatlichen Maßnahmen\r\nwie Differenzverträge zur Überbrückung möglicher Preis-Kostendifferenzen\r\nbestehen nicht. Anbieter von NEZ sind Preisrisiken in vollem Umfang ausgeliefert.\r\nMengenrisiko (Abnahme)\r\nAufgrund unsicherer privatwirtschaftlicher Nachfrage sowie mangelnder\r\nstaatlicher Instrumente, die die Abnahme von Zertifikaten unterstützt, ist die\r\nNachfrage nach NEZ ungewiss.\r\nStandards\r\nDamit NEZ einen gesicherten Beitrag zum Klimaschutz leisten, sind anerkannte\r\nStandards und Zertifizierungssysteme erforderlich. Der\r\nGroßteil der bislang bestehenden Methodiken ist privatwirtschaftlich, freiwillig\r\nund nicht harmonisiert.\r\nKoordinierungsrisiko\r\nUm die Realisierbarkeit von Negativemissionen zu garantieren, muss\r\nzeitgleich Infrastruktur für Transport und Speicherung aufgebaut werden.\r\nDamit Investitionen in Infrastruktur wirtschaftlich sind, ist eine ausreichend\r\nhohe Nachfrage nach Transport- und Speicherleistung erforderlich. Es bedarf\r\ndaher einem koordinierten Ausbau der gesamten Prozesskette für\r\nNegativemissionen.\r\nTechnologierisiko\r\nBei Negativemissionstechnologien in einem frühen Entwicklungsstadium\r\nbestehen Risiken (niedriger Entwicklungsreifegrad). Diese Technologien\r\nkönnten nicht wie erwartet funktionieren, nicht skalierbar sein oder teurer\r\nwerden als erwartet.\r\nDer Ausbau von Negativemissionstechnologien ist insbesondere in der frühen\r\nAusbauphase mit grundlegenden wirtschaftlichen Herausforderungen\r\nverbunden. Angesichts der derzeit noch hohen Kosten von BECCS, bei\r\ngleichzeitig geringen Erlösen aus dem Zertifikateverkauf, besteht kurz- und\r\nmittelfristig eine beträchtliche Finanzierungslücke (siehe Kapitel 2.4.4). Die\r\nDifferenz aus Kosten und Erlösen im Kompensationsszenario beläuft sich\r\nfür BMKW auf 86 €/t CO2 und für die TAB auf etwa 109 €/t CO2 im Inbetriebnahmejahr\r\n2030. Daraus ergibt sich ein erheblicher Finanzierungsbedarf,\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 64\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\num den Aufbau von Negativemissionstechnologien anzureizen. Negativemissionstechnologien\r\nwie BECCS zeichnen sich darüber hinaus durch\r\neine hohe OPEX-Intensität aus (anders als bei erneuerbaren Energien, wo\r\neine hohe CAPEX-Intensität vorherrscht). Dies gilt insbesondere aus Sicht\r\ndes Unternehmens, das in den Bau einer Abscheideanlage investiert, da\r\ndie nachgelagerten Infrastrukturkosten für Transport und Speicherung als\r\nOPEX zählen. Bei der Gestaltung zukünftiger Fördermaßnahmen ist diese\r\nKostenstruktur zu berücksichtigen.\r\nAuch auf der Nachfrageseite besteht ein hohes Maß an Unsicherheit hinsichtlich\r\nder Nachfragemengen (Mengenrisiko) und der Preise (Preisrisiko),\r\nda kein liquider, einheitlicher Markt existiert und die Nachfrage nach\r\nNEZ rein freiwillig erfolgt.\r\nEine weitere Herausforderung ist das Fehlen bereits anwendbarer staatlicher\r\nStandards. Ohne Standards gibt es keine Möglichkeit der Zertifizierung\r\nund somit keine NEZ, wodurch der Handel für Erzeuger erschwert\r\nwird. Außerdem fehlt dadurch ein Qualitätsnachweis, sodass die Zahlungsbereitschaft\r\nstark eingeschränkt ist. Für Anlagenbetreiber besteht darüber\r\nhinaus die Unsicherheit, welchen Anforderungen an die Erzeugung von\r\nNegativemissionen gestellt werden. Wie in Kapitel 3.2 beschrieben, wurde\r\nmit der CRCF-Verordnung ein erster freiwilliger Rahmen für die Zertifizierung\r\nvon Negativemissionen beschlossen. Die genauen technischen Details\r\nder Zertifizierung und der Verifizierung müssen allerdings noch ausgearbeitet\r\nwerden.\r\nEine grundlegende Herausforderung ist die Koordination der Projekte\r\nund damit der Nachfrage entlang der Prozesskette. CO2-Abscheideanlagen\r\nbenötigen Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von\r\nCO2, um letztlich Negativemissionen zu erzeugen. Speicheranlagen wiederum\r\nkönnen nur dann wirtschaftlich betrieben werden, wenn genügend\r\nCO2 eingelagert wird. Für First Mover bei der Abscheidung, dem Transport\r\nund der Speicherung besteht hier das Risiko einer geringen Nachfrage\r\nnach ihren Dienstleistungen, wenn die restliche Prozesskette nicht oder\r\nnicht ausreichend vorhanden ist. Dadurch könnte bei Unternehmen eine\r\nTendenz zum Abwarten entstehen („option-to-wait“) und den Aufbau der\r\nProzesskette weiter verzögern.\r\nDarüber hinaus sind die Gesamtkosten derzeit in Teilen noch ungewiss,\r\nda sich einige Negativemissionstechnologie in einem frühen Entwicklungsstadium\r\nbefinden oder noch nicht großskalig kommerziell erprobt\r\nsind (bspw. DACCS, Biokohle, beschleunigte Verwitterung, aber auch bei\r\nCO2-Infrastruktur und Speicherung). Die damit verbundenen technischen\r\nund wirtschaftlichen Risiken können sich in höheren Finanzierungskosten\r\nniederschlagen, sowohl bei den Kreditvergabeinstituten als auch bei der\r\nUnternehmensfinanzierung. Zudem bestehen große Kostenunterschiede\r\nzwischen den verschiedenen Negativemissionstechnologien.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 65\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nZur Überwindung der spezifischen Herausforderungen und Risiken für Negativemissionen\r\nbedarf es staatlicher Interventionen, Fördermaßnahmen\r\nund Regulierungsrahmen, die den Markthochlauf unterstützen und\r\ndie Rahmenbedingungen für einen Markt für Negativemissionen setzen.\r\nEine Förderung von CCS und insbesondere von Negativemissionen an\r\nBMKW und TAB erscheint in der Markthochlaufphase erforderlich und\r\nsinnvoll. Durch den biogenen Anteil im CO2-Strom können so Negativemissionen\r\nerzeugt werden, was das Angebot von NEZ erhöht und so\r\nzum Marktaufbau beiträgt. Alternativ kann die Abscheidung von biogenem\r\nCO2 die Herstellung von synthetischen Kraftstoffen unterstützen. Eine\r\nFörderung von CCS an TAB würde gleichzeitig die technologische Reife\r\nbei der Abscheidung fördern, die sich technisch von der Abscheidung an\r\nanderen Anlagen mit Negativemissionspotenzial unterscheidet, wie bspw.\r\nAnlagen zur Herstellung von Biomethan.\r\nEbenso wird eine Nachfrage nach einer CO2-Infrastruktur geschaffen.\r\nIm Gegensatz zu CCS für schwer vermeidbare Emissionen aus Zementund\r\nKalkwerken erfolgt dies bei TAB und BMKW auch dezentral, da insgesamt\r\nmehr Anlagen existieren, die stärker räumlich verteilt sind.\r\n3.4 Evaluierungsprinzipien\r\nFür die Bewertung möglicher Fördermaßnahmen in der Markthochlaufphase\r\nsowie für das Marktdesign werden die in Tabelle 8 beschriebenen\r\nEvaluierungsprinzipien herangezogen. Diese decken politische Kernanforderungen\r\naus Sicht der Wirtschaftsakteure, politischen Entscheidungsträgern\r\nund der Gesellschaft ab.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 66\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nTabelle 8. Evaluierungsprinzipien für Politikmaßnahmen und Instrumente für Negativemissionen\r\nKriterium Beschreibung\r\nEinnahmesicherheit\r\nfür\r\nUnternehmen\r\n• Es werden (ausreichend) Anreize gesetzt, um private Investitionen in Negativemissionstechnologien\r\nund -projekte zu unterstützen; Instrument leistet einen angemessenen\r\nBeitrag zur Deckung der Kostenlücke, insb. für First-Mover Projekte.\r\n• Für Unternehmen unzumutbare Risiken werden gemindert, insb. in der frühen Phase\r\ndes Marktes.\r\nMarktliche\r\nPrinzipien\r\n• Wettbewerbliche Verfahren werden bei der Allokation von Fördermitteln angewendet,\r\nz. B. Ausschreibungsverfahren.\r\n• Es werden Anreize für die privatwirtschaftliche Abnahme von NEZ geschaffen und\r\ndie langfristige Marktentwicklung unterstützt.\r\n• Das Instrument kann in einen langfristigen Marktrahmen integriert werden.\r\nFördereffizienz\r\n• Es erfolgt eine kosteneffiziente CO2-Entnahme je eingesetztem Euro an Fördermitteln.\r\n• Das Instrument reizt Kostensenkungen an und der Förderbedarf sinkt mit der Zeit\r\n(über Förderdauer und Laufzeit des Instruments).\r\nBeitrag Zielerreichung\r\nKlimaneutralität\r\n• Das Instrument reizt bereits frühzeitig (ab 2035) erste langfristige Negativemissionen\r\nan, leistet einen Beitrag zur nationalen Zielerreichung bei Negativemissionen und das\r\nlangfristige Potenzial verschiedener Technologien wird erschlossen.\r\n• Es werden unerwünschten Anreize vermieden (z. B. Anreize zur Emissionssteigerung\r\nin einem Sektor, um Negativemissionen anrechnen zu können oder Anreize\r\nzur übermäßigen Landnutzung).\r\nUmsetzbarkeit\r\n• Der Komplexitätsgrad des Instruments ist angemessen, sowohl für potenzielle\r\nNutznießer als auch für politische Entscheidungsträger; administrativer Aufwand bei\r\nder Umsetzung ist verhältnismäßig.\r\n• Das Instrument wird (international) bereits im Kontext von Negativemissionen oder\r\nanderen Klimatechnologien angewendet, es kann auf erste Erfahrungswerte\r\nzurückgegriffen\r\nwerden.\r\n• Kompatibilität mit dem bestehenden Regulierungsrahmen, Instrumenten und\r\nMaßnahmen.\r\n• Soziale Akzeptanz der Maßnahme ist wahrscheinlich, Kostenverteilung folgt dem\r\nPrinzip der „Verursachergerechtigkeit“.\r\n• Absehbarkeit des Förderbedarfs und die absolute Fördersumme, Instrument ist mittelbis\r\nlangfristig selbsttragend.\r\n3.5 Förderrahmen zur Unterstützung der BECCUS\r\nMarkthochlaufphase\r\nFür die ganzheitliche Förderung von Negativemissionstechnologien bedarf\r\nes einem Mix aus verschiedenen Einzelinstrumenten, die zusammen\r\nin eine Policy Roadmap einfließen. Mögliche Maßnahmen reichen von der\r\nBildung eines (regulierten) Marktes für Negativemissionen (siehe Kapitel\r\n3.6) bis hin zu ordnungsrechtlichen Verpflichtungen für Unternehmen, z. B.\r\nüber CO2-Emissionsbeschränkungen für Abfallunternehmen oder CC(\r\nU)SVerpflichtungen\r\nbzw. -Quoten.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 67\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nUm mögliche Fördermaßnahmen in der Markthochlaufphase für die Aufnahme\r\nin eine Policy Roadmap zu identifizieren, werden in diesem Kapitel\r\ndie folgenden fünf Maßnahmen im Detail untersucht und bewertet:\r\n• Differenzverträge (Contract for Difference, CfDs) für Negativemissionen\r\n• Investitionszuschüsse\r\n• Feste und variable Prämienmodelle\r\n• Staatliche Abnahmegarantien\r\n• Staatlicher Zertifikatkauf\r\nDarüber hinaus werden weitere fünf Instrumente als flankierende Maßnahmen\r\nanalysiert:\r\n• Innovationsförderung und Förderung von Forschung & Entwicklung (F&E)\r\n• Finanzierungsinstrumente\r\n• Risikoübernahmeinstrumente\r\n• Fiskalische Instrumente\r\nDie in diesem Kapitel untersuchten Maßnahmen fokussieren sich auf\r\nAngebot und Nachfrage von NEZ. Die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit\r\nwerden in diesem Fall aus Sicht des Abscheiders diskutiert, für den\r\ndie Kosten der nachgelagerten Prozesskette als OPEX zu betrachten sind.\r\nInstrumente zur Förderung des Aufbaus und Regulierung des Betriebs von\r\nInfrastruktur für den Transport und die Speicherung von CO2 werden in\r\nKapitel 4 untersucht.\r\nAngesichts der in Kapitel 2.1.3 aufgezeigten hohen OPEX-Intensität aus\r\nSicht des Abscheiders sind Maßnahmen zur Schließung der Finanzierungslücke\r\nentlang der gesamten Prozesskette erforderlich. Mit Ausnahme\r\nder Investitionszuschüsse erlauben die oben genannten Instrumente\r\nund Maßnahmen jeweils eine Förderung der Gesamtkosten aus Sicht\r\ndes Abscheiders. Eine Kombination von getrennten OPEX- und CAPEXFördermaßnahmen\r\nerfordert eine sorgfältige, ggf. anlagenspezifische und\r\ndamit aufwändige Parametrierung, um das Risiko einer Über- oder Unterförderung\r\nder Anlage zu vermeiden. Als Beispiel kann hier das Förderprogramm\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) genannt werden,\r\nin dem für ausgewählte Wärmetechnologien eine Kombination aus\r\nCAPEX- und OPEX-Förderung vorgesehen ist.\r\nLangfristig sollte ein Markt für Negativemissionen mit privatwirtschaftlichem\r\nAngebot und Nachfrage entstehen. Dementsprechend sind Instrumente\r\nzu priorisieren, die sowohl Angebot als auch Nachfrage steigern. Eine\r\nordnungsrechtliche CC(U)S-Pflicht für TAB würde das Kriterium der ZuWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 68\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nsätzlichkeit92 aller Voraussicht nach nicht erfüllen und so keine marktliche\r\nZertifikatabnahme anreizen. Ähnlich zum Vorschlag einer „Grüngasquote“\r\nwürde eine CC(U)S-Quote ordnungsrechtliche und marktliche Elemente\r\nvereinen, jedoch bestehen hier weitere Nachteile93. CC(U)S-Pflichten\r\nbzw. -Quoten werden daher nachfolgend nicht weiter betrachtet.\r\nBasierend auf den Evaluierungsergebnissen wird für jedes Instrument eine\r\nEmpfehlung für eine mögliche Aufnahme in die Policy Roadmap ausgesprochen.\r\nDie Policy Roadmap bestehend aus den gesamten empfohlenen\r\nMaßnahmen wird in Kapitel 7 dargestellt.\r\n3.5.1 Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDs) für\r\nNegativemissionen\r\nBeschreibung: Vor dem Hintergrund der erwarteten Finanzierungslücke\r\nkann der Staat die Erzeugung von Negativemissionen anreizen, indem er\r\nErzeugern einen Ausgleich der Differenz zwischen Kosten und Abnahmepreis\r\nfür Zertifikate zahlt. Bei dieser Form der Förderung wird die Kostendifferenz\r\ndurch einen Differenzvertrag ausgeglichen, sog. Contracts\r\nfor Difference (CfD). Anbieter von Negativemissionen erhalten dabei einen\r\nfesten Preis pro Tonne permanent abgeschiedenem CO2 (Strike-Preis), der\r\nsich aus den spezifischen Vermeidungskosten zuzüglich eines Gewinnaufschlags\r\nergibt. Anbieter verkaufen NEZ zunächst am Markt, bspw. an\r\nUnternehmen, die Zertifikate ankaufen, um ihren (freiwilligen) Emissionsminderungsverpflichtungen\r\nnachzukommen. Wenn der dort erzielbare\r\nmarktliche Referenzpreis unter dem Strike-Preis liegt, wird die Differenz\r\ndurch den Staat ausgeglichen (siehe Abbildung 19). Liegt der Referenzpreis\r\nüber dem Strike-Preis, gibt der Betreiber die Differenz an den Staat\r\nab, den sogenannten „claw-back“. Je nach Vermarktungsstrategie können\r\ndie tatsächlichen Erlöse von den Referenzerlösen abweichen.\r\n92 Im Falle einer CCS-Pflicht müssten die von verpflichteten Anlagen erzeugten Negativemissionen nach\r\nden Anforderungen des CRCF „zusätzlich“ stattfinden, also über die gesetzlichen Verpflichtungen\r\nhinausgehen. Ist dies nicht der Fall, wären Betreiber nicht mehr in der Lage, Zertifikateinkommen zu generieren.\r\nDie Kostenwälzung bei TAB würde in diesem Fall zu einer Verdreifachung der Abfallgebühren\r\nführen (siehe Kapitel 2.4.4, Abbildung 16).\r\n93 Hierbei wäre ein komplexes Handelssystem für Quoten mit zunächst unklarer Preisbildung und ggf.\r\nhoher Volatilität aufzubauen, was die Planbarkeit aus Investorensicht einschränkt. Bei den verpflichteten\r\nBranchen (z. B. in Anlehnung an die Carbon Management Strategie) wäre nach Anlagentypen zu unterscheiden,\r\ninsb. hinsichtlich deren Potenzial für Negativemissionen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 69\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nAbbildung 19. Grundlegende Funktionsweise eines CfD\r\nCfDs für CO2 sind bereits in einigen Ländern im Gespräch.94 Frankreich\r\nplant die Förderung von CCS durch CfDs, allerdings werden Negativemissionen\r\nnicht explizit genannt. In den Niederlanden wird CCS durch das\r\n„Sustainable Energy Production and Climate Transition Incentive Scheme“\r\n(SDE++) gefördert; Negativemissionen werden bisher nicht berücksichtigt.\r\nIm Vereinigten Königreich hingegen befindet sich ein CfD-Programm für\r\nBECCS in der Ausarbeitung. In allen Ländern gibt es zu diesem Zeitpunkt\r\nzu wenig Erfahrung, um die Maßnahmen abschließend zu bewerten.\r\nMechanismus: CfDs schaffen ein hohes Maß an Einnahmesicherheit, da\r\nmarktliche Preisschwankungen vollständig oder teilweise durch den Staat\r\nausgeglichen werden. Durch diese Absicherung des Preisrisikos können\r\neventuelle Fremdkapitalkosten bei der Projektfinanzierung sinken, was zu\r\neiner verbesserten Wirtschaftlichkeit des Projekts führt.95 Da der Strike-\r\nPreis in der Regel von den Unternehmen selbst festgelegt wird, ist eine\r\nvollständige Deckung der Kostenlücke möglich – allerdings können etwaige\r\nGebotsobergrenzen oder strategische Gebotsabgaben dem entgegenstehen.\r\n96\r\nParameter: CfDs werden üblicherweise über einen bestimmten Zeitraum,\r\nz. B. 10, 15 oder 20 Jahre, und für eine vorab definierte CO2-Menge vereinbart.\r\nGrößere Mengen und längere Laufzeiten ermöglichen einen höheren\r\nAbsicherungsgrad. Wenn der Strike-Preis im Ausschreibungsverfahren\r\nfestgelegt wird, besteht bei ausreichendem Wettbewerb der Anreiz\r\nfür Bieter, ein möglichst geringes, kostendeckendes Angebot abzugeben.\r\n94 Internationale Lösungsansätze werden in Abschnitt 6.1 dargestellt.\r\n95 Bei der bankenseitigen Risikobewertung wird staatliche Abnahme üblicherweise als sehr sicherer\r\nEinnahmenstrom eingestuft. Dies erlaubt es, Finanzierungsinstituten bei der Kreditvergabe geringere\r\nRisikoaufschläge zu akzeptieren.\r\n96 Zudem existieren neben Preisrisiken weitere Risiken, die nicht vom CfD abgedeckt werden, z.B. Mengenrisiken\r\nbezüglich der abgenommenen NEZ.\r\nReferenzerlöse am\r\nZertifikatmarkt\r\nStrike Price\r\nStaatliche\r\nPrämienzahlung\r\n€ / t CO2\r\nVerkaufsperiode\r\nRückzahlung an\r\nden Staat\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 70\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDie Einführung einer Gebotsobergrenze kann den Förderbedarf begrenzen\r\nbzw. funktioniert als ein Signal an Bietende.\r\nDer Strike-Preis bei CfDs kann zusätzlich um eine Preisunter- und/oder\r\n-obergrenze (sog. „Cap-and-Floor“) ergänzt werden, die einen Preiskorridor\r\nfestlegt, innerhalb dessen der Betreiber Erlöse erzielen kann (siehe\r\nAbbildung 20). Wenn sich der Marktpreis außerhalb des Korridors befi ndet,\r\nerfolgt eine Förderung bzw. Rückzahlung an den Staat. So können Betreiber\r\nGewinne am Markt erzielen und sind gleichzeitig in einem begrenzen\r\nAusmaß preislichen Schwankungen ausgesetzt, die der Breite des defi -\r\nnierten Korridors entsprechen.\r\nAb bildung 20. Funktionsweise CfD mit Preiskorridor\r\nDie Förderung adressiert die Finanzierungslücke entlang der gesamten\r\nProzesskette, da neben der CO2-Abscheidung auch die anteiligen Kosten\r\nfür Transport und Speicher im Zertifi katspreis refl ektiert sind.\r\nHerausforderungen: Die absolute Fördermenge (in Tonnen CO2), die\r\nFörderhöhe (in Euro pro Tonne CO2) sowie die Gesamtkosten sind bei\r\nDifferenzverträgen ex-ante schwer abzuschätzen, da die erzielbaren\r\nVerkaufspreise für Zertifi kate marktlichen Schwankungen unterliegen. Bei\r\ngeringer marktlicher Nachfrage bzw. einem geringen Preisniveau müssen\r\nKosten größtenteils durch den Staat ausgeglichen werden. Bleibt die\r\nNachfrage aus oder der Markt bricht ein, dann ist sogar ein kompletter\r\nAusgleich vorstellbar. Eine Kehrseite des hohen Absicherungsgrads ist,\r\ndass die Marktteilnehmer wenig Anreize haben, auf Marktpreissignale zu\r\nreagieren. Durch Preiskorridore kann die Marktpreisexposition schrittweise\r\nerhöht werden.\r\nIn Abwesenheit robuster Marktpreissignale ist die Festlegung des\r\nmarktlichen Referenzpreises, aus dem sich die Förderhöhe ergibt, herausfordernd.\r\nEine Annäherung bieten durchschnittliche Werte auf freiwilligen\r\nStrike Price Preiskorridor\r\nReferenzerlöse am\r\nZertifikatmarkt\r\nStaatliche\r\nPrämienzahlung\r\n€ / t CO2 Rückzahlung an\r\nden Staat\r\nVerkaufsperiode\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 71\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nMärkten.97 Dies setzt voraus, dass NEZ auf freiwilligen Märkten in größeren\r\nMengen zu stabilen Preisen gehandelt werden. Alternativ könnte eine Reportingpflicht\r\nüber Mengen und Preise für Anbieter und Abnehmer Transparenz\r\nschaffen. Mangelnde Preistransparenz birgt auch Herausforderungen\r\nfür das Ausschreibungsdesign. Wird eine eventuelle Gebotsdecke zu\r\nniedrig angelegt, können Gebote ausbleiben. Ist sie zu hoch bemessen,\r\nbesteht das Risiko einer Überförderung. Daher ist eine schrittweise Integration\r\nvon Negativemissionen in das EU EHS notwendig, wodurch transparente\r\nPreissignale als Basis für CfDs ermöglicht werden (vgl. Kapitel 3.6).\r\nBei der Ausgestaltung von CfDs gilt es, eine mögliche Überförderung\r\neinzelner Technologien zu vermeiden. Anlagen, die sowohl biogene\r\nals auch fossile Brennstoffe einsetzen, haben bereits einen Anreiz für\r\nCCUS-Maßnahmen. Dies gilt, wenn sie unter das Brennstoffemissionshandelsgesetz\r\nfallen, wie zum Beispiel TAB mit biogenem Anteil. Auch fossile\r\nKraftwerke mit Beimischung von Biomethan profitieren, wenn sie dem\r\nEU EHS unterliegen. Die Installation von CCUS-Einheiten kann in diesen\r\nFällen sowohl zur Vermeidung von Emissionen als auch zur Erzeugung\r\nvon NEZ eingesetzt werden. Entsprechend können deutliche Kosteneinsparungen\r\nbei der Erzeugung von Negativemissionen entstehen.\r\nUm eine Überförderung zu vermeiden, sind die Kostenstrukturen genau\r\nzu untersuchen und ggf. technologiespezifische CfD-Ausschreibungsfenster\r\naufzusetzen. Gleichzeitig sind robuste Nachhaltigkeitskriterien und\r\nZertifizierungssysteme erforderlich, die eine korrekte Bilanzierung der mittels\r\nCCS reduzierten Emissionen bzw. der erzeugten Negativemissionen\r\nerlauben (siehe Kapitel 3.2). Zudem ist zu beachten, dass bei fossilen und\r\nbiogenen Emissionen ein CfD für Negativemissionen zunächst nur den\r\nbiogenen Teil abdecken würde. Entsprechend erfolgt auch nur eine anteilige\r\nFörderung der CCS-Kosten für die Unternehmen. Somit könnte für eine\r\nwirtschaftliche Umsetzung der Projekte auch eine komplementäre Förderung\r\ndes fossilen Teils durch ein entsprechendes Instrument erforderlich\r\nsein, um die Gesamtkosten zu berücksichtigen. Dies gilt vor allem, wenn\r\ndie Erlöse aus Negativemissionen den vermiedenen Emissionen entsprechen.\r\nAufgrund unterschiedlicher Technologiereifen und Kostenstrukturen\r\nist in technologieneutralen CfD-Ausschreibungen mit einem Wettbewerbsvorteil\r\nfür bereits etablierte Technologien wie BECCUS zu rechnen. Um die\r\nlangfristigen Potenziale der verschiedenen Negativemissionstechnologien\r\nzu heben, sollten Technologiefenster mit unterschiedlich hohen Gebotsobergrenzen\r\nund ggf. unterschiedlichen Preiskorridoren erwogen werden.\r\n97 Preistransparenz schaffen Plattformen wie https://www.cdr.fyi/ und einschlägige Marktstudien, wie bspw.\r\nhttps://www.bcg.com/publications/2023/the-need-and-market-demand-for-carbon-dioxide-removal.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 72\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDer administrative Aufwand bei CfDs ist u. a. aufgrund der beidseitigen\r\nZahlungsströme höher als bei einer reinen Investitionsförderung oder\r\neiner festen Prämienzahlung (siehe nachfolgend). Neben der Festlegung\r\nder Ausschreibungsbedingungen und der Bereitstellung von Finanzmitteln\r\nbedarf die Maßnahme voraussichtlich auch einer beihilferechtlichen Notifizierung\r\nbei der EU-Kommission, die 1-2 Jahre in Anspruch nehmen kann.\r\nDie Maßnahme ist daher möglichst frühzeitig aufzusetzen.\r\nEinschätzung: CfDs sind ein erprobtes Instrument und werden bereits in\r\nAusschreibungen bei erneuerbaren Energien eingesetzt (in Deutschland\r\nbisher für Offshore Wind). Auf diese Erfahrungen kann bei der Ausgestaltung\r\nteilweise aufgebaut werden.\r\nDie zur Deckung der Förderkosten erforderlichen Finanzmittel können\r\ninsbesondere im frühen Stadium signifikant sein (vgl. Förderlücke in den\r\nJahren 2030 und 2035). Im Vergleich zu festen Prämien pro Tonne CO2\r\nkönnen die Förderkosten für CfDs bei steigender Zahlungsbereitschaft für\r\nZertifikate sinken. Zudem können sich die Gesamtkosten der Maßnahme\r\ndurch eventuelle Rückzahlungen an den Staat deutlich reduzieren. Im besten\r\nFall wäre die Maßnahme langfristig selbsttragend.\r\nCfDs sind ein marktbereitendes Instrument, da Betreiber Zertifikate am\r\nMarkt verkaufen müssen und marktlichen Preisschwankungen zumindest\r\nteilweise ausgesetzt sind. Durch Preiskorridore kann die Marktintegration\r\nmit zunehmender Technologie- und Marktreife verstärkt werden.\r\nBei einer zeitnahen Umsetzung und Einführung der Ausschreibungen können\r\nerste Negativemissionen bereits vor 2030 angereizt werden. Dies\r\nsetzt jedoch ein absehbar stabiles Nachfrageniveau für Zertifikate voraus,\r\nda andernfalls langfristig mit sehr hohen Förderkosten bei geringer Fördereffizienz\r\nzu rechnen ist, was die politische Umsetzbarkeit und Sinnhaftigkeit\r\nder Maßnahme in der kurzen Frist infragestellt.\r\nAus diesen Gründen ist eine Aufnahme der Maßnahme in die Policy Roadmap\r\nmit Umsetzung in der mittleren Frist zu empfehlen.\r\nVertiefung Negativemissionen im Rahmen der Klimaschutzverträge\r\n(KSV)\r\nDas Programm der KSV fördert Mehrkosten für nachhaltigere Produktionsweisen\r\nin Industrievorhaben gegenüber konventionellen Produktionswegen\r\nüber einen Differenzkostenvertrag. Hierbei werden die\r\nGesamtkosten betrachtet, also CAPEX und OPEX. In der zweiten AusWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 73\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nschreibungsrunde soll unter anderem auch der Einsatz von CC(U)S-Technologien\r\nin Transformationsvorhaben förderfähig sein.98\r\nBMKWs und TAB, die nicht unmittelbar der Erzeugung industrieller Produkte\r\ndienen, können derzeit nicht an dem Programm teilnehmen.\r\nAuch sieht die Förderrichtlinie aktuell nicht vor, dass mögliche Negativemissionen\r\nin Industrievorhaben bei der Berechnung der Treibhausgasemissionsminderung\r\neines Vorhabens berücksichtigt werden (z. B. durch\r\nden Einsatz von Biomasse in Kombination mit CC(U)S).\r\nNegativemissionen könnten in zukünftigen KSV über die industrielle Produktion\r\nhinaus durch eine dezidierte Ausschreibung für CC(U)S gefördert\r\nwerden. Damit würden auch Prozesse oder Branchen mit schwer oder\r\nnicht vermeidbaren Emissionen abgedeckt werden. Hierfür müsste kein\r\ngänzlich neues Instrument geschaffen werden, sondern es könnte die bereits\r\nbestehende Förderrichtlinie genutzt, angepasst und ausgeweitet werden.\r\nDas Instrument der Klimaschutzverträge eignet sich jedoch aus den folgenden\r\nGründen nicht als primäres Förderinstrument für Negativemissionen:\r\n1. Durch eine dezidierte CC(U)S-Förderung können einzelne (Teil-)\r\nBranchen bevorzugt werden. Um fossile Lock-in Effekte vorzubeugen,\r\nist eine sorgfältige Auswahl der förderfähigen Branchen unabdingbar. In\r\nAnlehnung an die CMS wären dies Zement, Kalk, Teile der Grundstoffchemie,\r\nthermische Abfallbehandlung und Biomassekraftwerke. Je nach\r\nAuswahl kann eine Bevorteilung bestimmter Branchenzweige entstehen,\r\ninsbesondere wenn eine Förderung von Negativemissionen erfolgt\r\nund diesen Branchen KSV zur Verfügung stehen.\r\n2. Da KSV die Differenzkosten von (industriellen) Transformationsvorhaben\r\ngegenüber konventionellen Verfahren fördern, wären KSV ausschließlich\r\nals Förderinstrument für Negativemissionen durch\r\nBECCS anwendbar. Bei anderen Technologien besteht kein konventionelles\r\nReferenzverfahren, auf dessen Basis sich Differenzkosten ergeben\r\nwürden (bspw. DACCS, beschleunigte Verwitterung, landbasierte\r\noder maritime Technologien). Im Sinne einer technologieoffenen Förderung\r\ndes Markthochlaufs von Negativemissionen wären entsprechend\r\nzusätzliche Instrumente für andere Technologien (mit ähnlichen Kostensenkungs-\r\nund Entnahmepotenzialen) erforderlich.\r\n98 Siehe Konsultationsdokument zur zweiten Ausschreibungsrunde: https://www.klimaschutzvertraege.info/\r\nlw_resource/datapool/systemfiles/agent/ewbpublications/9aba15f6-b3d3-11ef-bbeb-901b0ed15ea9/live/\r\ndocument/241127_Entwurf_FRL_KSV.pdf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 74\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\n3. Aus wirtschaftlicher Sicht rechnet sich die Installation von Abscheideanlagen\r\nerst bei hohen Abscheideraten, die spezifisch günstiger sind.\r\nInsbesondere bei mittleren und kleinen Anlagen wäre eine Förderung der\r\nAbscheidung biogener Emissionen aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten\r\nerforderlich. In diesem Fall sollten Einnahmen aus dem Verkauf von Zertifikaten\r\nfür diese Anlagen auf die Förderung angerechnet werden, analog\r\nzu den vermiedenen Kosten für EU EHS-Zertifikate, um eine Überförderung\r\nzu vermeiden. Dies würde den bereits hohen Komplexitätsgrad\r\nder KSV bei der Berechnung der Förderhöhe und im Ausschreibungsdesign\r\nweiter steigern.\r\n4. Negativemissionen, die durch KSV direkt (oder ggf. nur indirekt) gefördert\r\nwerden, könnten möglicherweise nicht als zusätzlich gelten. Dies\r\nliegt daran, dass z. B. bei TAB die Kosten zur Umsetzung von negativen\r\nEmissionen nicht eindeutig von vermiedenen Emissionen abgegrenzt\r\nwerden können. Laut CRCF-Verordnung müssen die Negativemissionen\r\nzusätzlich und dürfen erst durch Zertifikatserlöse wirtschaftlich darstellbar\r\nsein. Die finanzielle Zusätzlichkeit in diesem konkreten Fall ist abschließend\r\nzu klären. Sofern die Zusätzlichkeit nicht erfüllt ist, wären die\r\nNegativemissionen nicht CRCF-zertifizierbar, was die sich auf die Zahlungsbereitschaft\r\npotenzieller Zertifikatabnehmer auswirkt.\r\nDarüber hinaus stellt sich die konkrete Ausgestaltung und Umsetzung\r\nder Förderung von Negativemissionen in den KSV als äußerst komplex\r\ndar, was einer schnellen und unbürokratischen Umsetzung entgegensteht.\r\nDies ist insb. damit zu begründen, dass sowohl Transformationsvorhaben\r\nals auch Negativemissionen durch ein Instrument gefördert würden. Für\r\neine gezielte Förderung von Negativemissionen müsste das Instrument\r\nweiter unterteilt werden. Zudem sind die erforderlichen Fördermittel, und\r\nsomit letztlich auch die Fördereffizienz, nicht ohne Weiteres abschätzbar.\r\nEine KSV-Ausschreibung für CC(U)S Vorhaben wird aufgrund des hohen\r\nKomplexitätsgrades und begrenzten Anwendungsgebiets nicht als primäres\r\nFörderinstrument für Negativemissionen empfohlen. Dezidierte CfDs\r\nfür Negativemissionen bieten hier eine unmittelbarere und breiter anwendbares\r\nFörderinstrument.\r\nSollte die Bundesregierung erwägen, CC(U)S-Vorhaben auch außerhalb\r\nder industriellen Produktion über KSV zu fördern, sollten Negativemissionen\r\ndurch BECCS in die Förderung einbezogen werden. So kann zusätzliche\r\nNachfrage nach Abscheidetechnologien, Transport- und Speicherinfrastruktur\r\nund möglicherweise auch nach Zertifikaten geschaffen\r\nwerden. Eine sorgfältige Ausgestaltung und die Berücksichtigung von Zertifikaterlösen\r\nbei der Festlegung der Förderhöhe ist jedoch unabdingbar.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 75\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\n3.5.2 Investitionszuschüsse\r\nBeschreibung: Im Rahmen der Investitionszuschüsse bekommen Unternehmen\r\neine Fördersumme für Investitionen, die sie tätigen. Dadurch werden\r\ndie Kosten für Investitionsausgaben CAPEX gesenkt und somit ein\r\nAnreiz für Investitionen geschaffen. Die Förderhöhen pro Projekt können\r\ndabei entweder direkt von der Regierung festgelegt oder durch Ausschreibungsverfahren\r\nermittelt werden. Dabei ist die Kostenstruktur der jeweiligen\r\ngeförderten Technologie und des respektiven Projektes relevant.\r\nEin Beispiel ist die Bundesregelung Transformationstechnologien,\r\nmit der Investitionen zum Aufbau und Ausbau von Produktionskapazitäten\r\nin strategischen Transformationstechnologien unterstützt werden.99\r\nFörderfähig sind sowohl materielle Vermögenswerte inklusive Anlagen\r\nund Gebäude wie auch immaterielle Vermögenswerte, etwa Patenrechte\r\nund Lizenzen. Von den beihilfefähigen Kosten werden 15 % bis zu einem\r\nHöchstwert von 150 Mio. Euro je Unternehmen übernommen, wobei unter\r\nbestimmten Bedingungen eine Aufstockung möglich ist. Die Ausrüstung für\r\ndie Abscheidung, Nutzung und Speicherung von CO2 wird dabei explizit als\r\nförderfähig bewertet.\r\nWasserstoffprojekte werden bereits durch mehrere Förderprogramme\r\nunterstützt.100 Das Programm Internationale Wasserstoffprojekte\r\nbspw. fördert Vorhaben zur Erzeugung von grünem Wasserstoff für die\r\nindustrielle Anwendung. Dadurch soll der internationale Markthochlauf vorangetrieben\r\nwerden. Ein weiteres Beispiel ist das Leitprojekt Wasserstoffrepublik\r\nDeutschland, in dem Verbundprojekte gefördert werden, welche\r\ntechnologische Innovationen zu Kernfragestellungen der Wasserstoffwirtschaft\r\nbereitstellen.\r\nNeben den Förderprogrammen für CCUS und Wasserstoff gibt es derzeit\r\nallerdings keine explizite Investitionsförderung für Negativemissionstechnologien\r\nin Deutschland.\r\nIm Ausland werden bereits einige Negativemissionsprojekte bezuschusst.\r\nDas „Longship“ Projekt in Norwegen ist das wohl am weitesten fortgeschrittenste\r\nInvestitionsprogramm, wie in Kapitel 6.1 ausgeführt. Im Rahmen\r\nvon Longship werden CCS-Projekte entlang der gesamten Infrastruktur\r\nbezuschusst. Allerdings können auch Negativemissionstechnologien\r\ngefördert werden, wie zum Beispiel die TAB Hafslund Oslo Celsio.\r\n99 Mehr Informationen auf https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/B/04082023-bundesanzeigervoruebergehende-\r\ngewaehrung-von-beihilfen.pdf?__blob=publicationFile&v=14\r\n100 Eine Übersicht über weitere Förderprogramme bietet: https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Wasserstoff/\r\nFoerderung/foerderberatung.html?cl2Categories_Regionen=national\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 76\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nMechanismus: Durch die nicht zurückzuzahlenden Investitionszuschüsse\r\nverringern sich die CAPEX für neue Projekte. Folglich senkt sich durch die\r\nFörderung die Höhe der eventuell erforderlichen Fremdkapitalaufnahme\r\nund erhöht damit die Eigenkapitalrate. Dadurch ergeben sich verbesserte\r\nFinanzierungsbedingungen, was die Finanzierungskosten für die Unternehmen\r\nsenkt, um einen Anreiz für Investitionen zu schaffen. Das Risiko\r\nliegt dabei weiterhin bei den Projekten und den Unternehmen.\r\nParameter: Vor Beginn der Förderung muss die Förderfähigkeit von Projekten\r\nfestgelegt werden. In den Förderprogrammen sollten thematische\r\nSchwerpunkte gesetzt werden, wie z. B. negative Emissionstechnologien\r\noder konkreter BECCUS. Eine Ausrichtung auf verschiedene Technologien\r\nfür unterschiedliche Entwicklungsstadien durch eigene Förderungsfenster\r\nkönnte dabei sachdienlich sein. Die Realisierung von Projekten kann sich\r\nauf Pilotprojekte oder die Umsetzung von Maßnahmen im industriellen\r\nMaßstab konzentrieren.\r\nFür die Bestimmung der Höhe der Förderung gibt es verschiedene Möglichkeiten.\r\nBspw. kann die genaue Förderhöhe pro Projekt durch Ausschreibungen\r\nbestimmt werden. Darüber hinaus kann die Höhe für alle\r\nProjekte gleichsam im Förderprogramm festgelegt werden. Dies geschieht\r\nin der Realität oft durch die Bestimmung eines Prozentsatzes, der\r\nin Relation zu den förderfähigen Kosten steht.\r\nDie förderfähigen Kosten sind die Bemessungsgrundlage für die tatsächliche\r\nHöhe der Zuschüsse und können in jedem Förderprogramm neu definiert\r\nwerden. Dabei können materielle wie auch immaterielle Kosten\r\nberücksichtigt werden, wie zum Beispiel Anlagen, Materialien, Knowhow\r\nund Lizenzen. Allerdings beschränken sich Investitionszuschüsse auf\r\nCAPEX-\r\nAusgaben und lassen OPEX außer Betracht.\r\nHerausforderungen: Bei Investitionszuschüssen ist das Risko der Entstehung\r\nvon Stranded Assets zu berücksichtigen. Dieses kann zwar durch\r\nAbnahmeverträge für Negativemissionen gemindert werden, jedoch\r\nsind diese Garantien in der Regel zeitlich begrenzt und daher nicht über\r\ndie gesamte Anlagenlaufzeit möglich. Wenn die Nachfrage nach NEZ\r\n(noch) nicht gegeben ist, könnten die Anlagen daher nach Inbetriebnahme\r\nmerklich im Wert sinken. Um Investitionen in Anlagen wirtschaftlich zu\r\nmachen, wären unter Umständen zusätzliche OPEX-Fördermaßnahmen\r\nerforderlich. Die Kombination von jeweils separaten OPEX- und CAPEXFördermaßnahmen\r\nfür einzelne Anlagen birgt jedoch ein Unter- bzw. Überförderungsrisiko.\r\nEinschätzung: Investitionszuschüssen haben generell den Vorteil, dass\r\nsie die benötigten Ausgaben für die Realisierung von Projekten unterstützen\r\nund diese nicht erst nach erfolgreicher Inbetriebnahme fördern.\r\nDamit sind sie gerade für (noch) unwirtschaftliche Investitionen nützlich,\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 77\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nzum Beispiel für First-Mover Projekte. Die explizite Förderung von Negativemissionstechnologien\r\nkönnte dabei analog zur Förderung anderer\r\nindustrieller Klimaschutzvorhaben erfolgen, wie zum Beispiel dem Bau von\r\nElektrolyseuranlagen für grünen Wasserstoff.\r\nDer Kauf von Zertifikaten erfolgt dabei ausschließlich marktlich ohne\r\nstaatliche Förderung der Abnahme. Ein weiterer Vorteil für die Regierung\r\nist, dass die Förderung ex-ante festgelegt wird und nicht von den\r\nPreisen für NEZ abhängt.\r\nVon Investitionszuschüssen profitieren vor allem Projekte, die momentan\r\nunwirtschaftlich sind und hohe CAPEX und niedrige OPEX haben. Bei\r\nBECCUS ergibt sich bei der Abscheidung für das Jahr 2030 ein mittlerer\r\nCAPEX-Anteil von ca. 54 %, während die Betriebskosten ca. 46 % ausmachen\r\n(siehe 2.4.1). Aus Sicht des Abscheidungsunternehmens gelten\r\ndie Kosten für Transport und Speicherung allerdings ebenfalls als OPEX,\r\nwodurch der OPEX-Anteil auf 31 % sinkt (siehe 2.4.3). Wenn die Kosten\r\nfür Transport und Speicherung ebenfalls durch Investitionszuschüsse gesenkt\r\nwerden, sinken sich aus der Sicht des Abscheidungsunternehmens\r\ndie OPEX und der relative Anteil der CAPEX an den Gesamtkosten steigt.\r\nInvestitionszuschüsse sollten daher über die gesamte Prozesskette erfolgen.\r\nDie Höhe der Förderung sollte dabei alle CAPEX-Ausgaben berücksichtigen,\r\ninklusiver materieller und immateriellen Kosten. OPEX müssten\r\nentsprechend über andere Mechanismen abgedeckt werden (siehe\r\n3.5.3). Voraussetzung der Förderung sollten entsprechend flankierende\r\nOPEX-wirksame Maßnahmen in Form einer Abnahmegarantie für Negativemissionen\r\nsein sowie die Senkung von Speicherkosten durch eine\r\nFörderung des Transport- und Speicherinfrastrukturaufbaus. Unter diesen\r\nBedingungen werden Investitionszuschüsse für die Ausgestaltung der Policy\r\nRoadmap priorisiert.\r\n3.5.3 Staatlicher Zertifikatkauf\r\nBeschreibung: Um die Zertifikatnachfrage direkt zu steigern, kann die Regierung\r\nals Käuferin auf dem Markt für Negativemissionen agieren. Hierbei\r\nagiert der Staat wie ein privater Akteur, indem er einen Abnahmevertrag\r\nmit einem Inverkehrbringer von Zertifikaten schließt. Dies kann bspw. über\r\nFörderaufrufe erfolgen, analog zur Einspeisevergütung bei erneuerbaren\r\nEnergien.\r\nDie USA unterstützen bereits Projekte mit Negativemissionen durch\r\nden Kauf von NEZ (siehe Kapitel 6.1). Im Rahmen des „CDR Purchase Pilot\r\nPrize“ vergibt die amerikanische Regierung dabei in Ausschreibungsverfahren\r\nbis zu 3 Mio. US$ pro Projekt für bis zu 10 Projekte. InsgeWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 78\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nsamt sind dafür 35 Mio. US$ vorgesehen.101 Projekte aus den folgenden\r\nvier Kategorien können sich bewerben: DACCS, BECCS, beschleunigte\r\nVerwitterung und CO2-Senken. In der ersten Phase wurden 24 Projekte zur\r\nweiteren Bewertung ausgewählt. Die finalen 10 Projekte werden im Sommer\r\n2025 bekannt gegeben. Erfolgreiche Projekte erhalten über drei Jahre\r\neine Vergütung in Höhe des vereinbarten Preises für die in dem Zeitraum\r\nübermittelten NEZ, die jährlich ausgeschüttet wird. Im Gegensatz zu Investitionszuschüssen\r\nerhalten die Projekte eine feste Vergütung pro Zertifikat\r\nund können die Zertifikate nicht selbständig am Markt veräußern.\r\nDie schwedische Regierung hat eine Ausschreibung für den staatlichen\r\nZertifikatkauf bei BECCS-Projekten aufgesetzt. Mit insgesamt 3 Mrd. €\r\nübernimmt sie die CAPEX- und OPEX-Kosten für Abscheidung, Transport\r\nund Speicherung über 15 Jahre. Die erwarteten Kosten betragen\r\n1.100–2.000 SEK/tCO2 (rund 100-160 €/tCO2). Dabei werden die Projekte\r\nmit den geringsten Förderbedarfen ausgewählt. Projekte haben nach der\r\nZusicherung der Förderung drei Jahre Zeit, um das CO2 einzulagern. Die\r\ndänische Regierung hat im August 2024 den Kauf von Zertifikatmengen\r\nim Umfang von 24 Mio. US$ von drei Projekten über sechs Jahre zugesichert.\r\n102 Die Maßnahme wird durch den NECCS-Fonds finanziert.\r\nMechanismus: Durch den staatlichen Ankauf von Zertifikaten können Anbieter\r\nNegativemissionen kostendeckend veräußern. Das Instrument bietet\r\nein sehr hohes Maß an Preis- und Mengenabsicherung (innerhalb\r\neines vordefinierten Zeitraums). Aufgrund der hohen Bonität staatlicher\r\nAbnehmer und der damit einhergehenden geringen Risikobewertung, ist\r\nmit einer Verbesserung der Finanzierungsbedingungen für Projekte zu\r\nrechnen. Der Staat hat dabei die Möglichkeit, Zertifikate zu löschen, sie auf\r\nseine Pflichten bspw. im Rahmen der Effort Sharing Regulierung anrechnen\r\nzu lassen oder sie zu einem späteren Zeitpunkt am Markt weiterzuverkaufen.\r\nOb eine Anrechnung von Negativemissionen im Effort Sharing\r\nmöglich sein wird, ist allerdings noch nicht abschließend geklärt.103\r\nParameter: Die Vergütungshöhe wird regulatorisch vorgegeben oder\r\nwettbewerblich in Ausschreibungen ermittelt. Der Preis pro Zertifikat kann\r\nsich an Referenzwerten auf dem freiwilligen Markt orientieren. Ebenso\r\nkann die Dauer des Abnahmevertrags variiert werden: längere Dauern\r\nbergen das Risiko von Überförderung, wenn in der Zwischenzeit ein ausreichend\r\nhohes marktliches Nachfrageniveau entstanden ist; kürzere Dau-\r\n101 Die Differenz zwischen den 35 Mio. US$ und den 30 Mio. US$, die die Projekte für ihre NEZ bekommen,\r\nlässt sich durch zusätzliche Förderung in früheren Phasen des Ausschreibungsverfahrens und andere\r\nKosten erklären.\r\n102 Informationen zu Dänemark unter: https://carboncredits.com/denmark-made-largest-government-cdrpurchase-\r\nof-almost-24m-for-net-zero/\r\n103 Diskussion zur Effort Sharing Regulation: https://www.regjeringen.no/contentassets/21415921babb4268ad8c7ab63875bc3d/\r\ncarbon-removals-in-the-effort-sharing-regulation-letter-from-norway.pdf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 79\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nern bringen ein Insolvenzrisiko mit sich, wenn die Anbieter im Anschluss\r\nan die Förderung keine kostendeckende Abnahme erzielen. Dies ist auch\r\nfür Technologien mit hohem OPEX-Anteil und Kostensenkungen im Betrieb\r\nrelevant. Darüber hinaus können Auflagen für teilnahmeberechtigte\r\nProjekte festgelegt werden. Bspw. um sicherzugehen, dass die Maßnahme\r\neinen Beitrag zur Realisierung neuer Vorhaben leistet.\r\nHerausforderungen: Bei dieser Maßnahme erfolgt keine Marktintegration,\r\nd. h. der Staat trägt die Kosten der Zertifikate in vollem Umfang. Die\r\nKosten wären vermutlich aus Haushaltsmitteln oder dem Klima- und Transformationsfonds\r\nzu finanzieren. Um ausreichend Investitionssicherheit zu\r\nbieten, müssten die entsprechenden Mittel über einen langen Zeitraum zur\r\nVerfügung stehen (z. B. 15 Jahre wie in Schweden). Je nach Ausgestaltung\r\nkönnte ein Teil der Kosten durch späteren Weiterverkauf von Zertifikaten\r\nwieder reingeholt werden. Dies setzt jedoch ein frühzeitig hohes Nachfrageniveau\r\nvoraus und kann unter Umständen zu Marktverzerrungen führen\r\n(siehe Diskussion zu staatlichen Abnahmegarantien). Aus diesen Gründen\r\nerscheint die Maßnahme, wenn überhaupt, vermutlich nur als kurzfristiges\r\nInstrument mit einer starken Mengenbegrenzung politisch umsetzbar. Damit\r\nwären nur Einzelprojekte mit sehr hoher Förderintensität förderfähig\r\nund der Beitrag zur Marktbildung sehr begrenzt.\r\nEinschätzung: Der staatliche Zertifikatkauf kann prinzipiell die Nachfrage\r\nnach Negativemissionen steigern, insbesondere im Markthochlauf. In dieser\r\nPhase besteht jedoch kein liquider Markt, an dem einzelne Zertifikate\r\ngekauft werden können, sodass voraussichtlich bilaterale Verträge über\r\neine gewisse Dauer mit einigen wenigen Anbietern geschlossen werden\r\nmüssen. Andernfalls ist kaum ein positiver Effekt auf die Wirtschaftlichkeit\r\nvon Projekten zu erwarten. Der staatliche Zertifikatkauf könnte so First-\r\nMover Projekte unterstützen und Investitionszuschüsse ergänzen, da\r\ndurch den garantierten Abnahmepreis für Zertifikate auch Betriebskosten\r\nrefinanziert werden. Aufgrund fehlender Marktintegration sollte die Maßnahme\r\nzunächst als Anschubmaßnahme und nicht als Kerninstrument zur\r\nFörderung von Negativemissionen in Erwägung gezogen werden; CfDs\r\nbieten hier deutliche Vorteile (siehe Kapitel 3.5.1). Ein möglicher staatlicher\r\nAnkauf von NEZ sollte daher grundsätzlich zeitlich und mengenmäßig\r\nstark begrenzt sein, um die Bildung marktlicher Nachfrage nicht zu hemmen.\r\nAus diesen Gründen wird das Instrument nur unter Einschränkungen\r\nzur Aufnahme in die Policy Roadmap empfohlen.\r\n3.5.4 Prämienmodelle\r\nBeschreibung: Staatliche Prämienzahlungen bieten eine durch den Staat\r\ngarantierte Vergütung (Prämie) in Ergänzung zu marktlichen Erlösen\r\naus dem Zertifikatverkauf. Bekannt sind Prämienmodelle durch die Förderung\r\nvon erneuerbaren Energien („feed-in-premiums“).\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 80\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nMechanismus: Zertifikate werden am Markt bzw. in bilateralen Abnahmeverträgen\r\nveräußert. Die Prämie wird zusätzlich zu den marktlichen Erlösen\r\nvom Staat ausgezahlt und kann so einen Beitrag zur Schließung\r\nder Kostenlücke zwischen Abnahmepreis und Gestehungskosten leisten.\r\nDa die Prämie die Markterlöse nur ergänzt, sind Unternehmen weiterhin\r\nPreisschwankungen ausgeliefert, die sich durch kurzfristige oder geringvolumige\r\nVerträge mit Abnehmern ergeben (siehe Abbildung 21). Prämienzahlungen\r\nkönnen fest („fixed premium“) oder variabel („floating\r\npremium“) sein. Feste Prämien ergänzen marktliche Erlöse, unabhängig\r\nvon deren Höhe. Variable Prämien ergänzen die marktlichen Erlöse bis zu\r\neinem Referenzpreis, jedoch nicht darüber hinaus. Anders als bei CfDs\r\nfallen jedoch keine Rückzahlungen an den Staat an.104\r\nAbbildung 21. Schematische Darstellung feste Prämie für Negativemissionen\r\nAbbildung 22. Schematische Darstellung variable Prämie für Negativemissionen\r\n104 Hier ist zu beachten, dass Rückzahlungsmechanismen (claw-back) auf europäischer Ebene gefordert\r\nwerden.\r\nStaatliche\r\nPrämienzahlung\r\n€ / t CO2\r\nVerkaufsperiode\r\nBetreiberkosten\r\nReferenzerlöse\r\nam Zertifikatmarkt\r\nStaatliche\r\nPrämienzahlung\r\n€ / t CO2\r\nVerkaufsperiode\r\nReferenzwert\r\nReferenzerlöse\r\nam Zertifikatmarkt\r\nKeine\r\nPrämienzahlung\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 81\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nParameter: Die Prämie kann regulatorisch festgelegt oder im Ausschreibungsverfahren\r\nbestimmt werden. Durch die Festlegung einer Gebotsdecke\r\nkann ein gewisses Niveau an Fördereffizienz sichergestellt werden.\r\nDas geförderte Zertifikatvolumen sowie die Dauer der Prämienzahlung\r\nan den Anbieter, ist ebenfalls vorab festzulegen (empfohlen: 15–20 Jahre).\r\nEine nachträgliche Anpassung der Prämienhöhe bei bestehenden Verträgen\r\nist jedoch nicht üblich und würde die absichernde Wirkung des Instruments\r\ndeutlich reduzieren.\r\nHerausforderungen: Da insbesondere im frühen Marktstadium die langfristig\r\nmöglichen Erlöse aus Abnahmeverträgen nicht exakt abgeschätzt\r\nwerden können, besteht bei festen Prämien das Risiko, dass die Prämienzahlung\r\nzusammen mit den Markterlösen ggf. nicht zur Kostendeckung\r\nausreicht. Bei geringen Einnahmen ist so eine Unterförderung bzw. bei\r\nhöheren Einnahmen eine Überförderung möglich. Variable Prämien können\r\ndas Unterförderungsrisiko minimieren, jedoch besteht hier das Risiko\r\nvon Übergewinnen für Betreiber in Zeiten, in denen Marktgewinne deutlich\r\nüber dem Referenzpreis liegen. Insbesondere in Anbetracht der zu erwartenden\r\ngeringen Nachfrage und der geringen Zahlungsbereitschaft in\r\nden ersten Jahren kann eine hohe Prämienzahlung erforderlich sein. Bei\r\nzukünftig steigender Zahlungsbereitschaft kann dies in Modellen mit festen\r\nPrämienzahlungen zu einer ineffizienten Verteilung von Fördermitteln\r\nführen.\r\nUm eine Überförderung infolge hoher Marktpreise vorzubeugen, schlägt die\r\nEuropäische Kommission mit den überarbeiteten europäischen Leitlinien\r\nfür staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen (KUEBLL)105 die\r\nIntegration von Rückzahlungsmechanismen (sog. Claw-back) in Förderinstrumenten\r\nzum Abbau von Treibhausgasemissionen vor. Obgleich die\r\nRichtlinien diesbezüglich nicht streng formuliert sind, könnte daraus folgen,\r\ndass zukünftige Marktprämienmodellen für Negativemissionen eine Rückzahlungsoption\r\nan den Staat beinhaltet müssen. Abhängig von der gewählten\r\nBemessungsgrundlage und den Rückzahlungszeiträumen könnte dies\r\nfür die Betreiber zusätzliche Einnahmenunsicherheiten bedeuten.\r\nEinschätzung: Das Marktprämienmodell baut auf der marktlichen Veräußerung\r\nvon Zertifikaten auf, ergänzt die Einnahmen durch eine staatliche\r\nPrämie und unterstützt so die Marktbildung. Voraussetzung ist ein Mindestniveau\r\nan privater Abnahme. Somit eignet sich das Modell erst für die fortgeschrittene\r\nPhase des Hochlaufs. Bei dem Marktprämienmodell kann\r\nauf Erfahrungen aus dem Kontext der erneuerbaren Energien aufgebaut\r\nwerden. In ähnlicher Weise sollten Technologiefenster mit unterschiedlich\r\nhohen Prämien oder Auktionsobergrenzen in Betracht gezogen werden,\r\n105 Mehr zur KUEBLL unter:https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=uriserv%3AOJ\r\n.C_.2022.080.01.0001.01.ENG&toc=OJ%3AC%3A2022%3A080%3ATOC\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 82\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\num den unterschiedlichen Kosten der verschiedenen Negativemissionstechnologien\r\nRechnung zu tragen. Die Kosten der Maßnahme sind bei der\r\nAusgestaltung der Förderaufrufe gut abschätzbar und wären aus Haushaltsmitteln\r\noder dezidierten Fonds bereitzustellen.\r\nBei einer festen Prämie ist der Absicherungsgrad deutlich geringer als\r\nbei CfDs, da Marktteilnehmer weiterhin Marktpreisschwankungen ausgesetzt\r\nsind. Auch die Fördereffizienz fällt unter Umständen geringer aus,\r\nda eine feste Prämie keine Anpassung der Förderung an zukünftige Steigerungen\r\ndes Marktpreisniveaus für Zertifikate erlaubt. Durch eine entsprechende\r\nRückzahlungspflicht, in Anlehnung an den CfD-Mechanismus,\r\nkönnte dieses Risiko für den Staat gemindert werden. Variable Prämien\r\nermöglichen grundsätzlich einen ähnlichen Absicherungsgrad wie CfDs.\r\nBei beiden Prämienmodellen sind konkrete Fragen bezüglich möglicher\r\nRückzahlungsmechanismen noch zu klären bzw. Vorschläge für deren Implementierung\r\nzu entwickeln. Im einfachsten Fall des Claw-back-Designs\r\nwürde der Fördermechanismus auf einen CfD hinauslaufen.\r\nSofern die Einführung eines CfDs möglich ist, sind Prämienmodelle in der\r\nPolicy Roadmap daher nicht zu empfehlen.\r\n3.5.5 Staatliche Abnahmegarantien\r\nBeschreibung: Zur Absicherung des nachfrageseitigen Mengenrisikos\r\nkann die Regierung mit Abnahmegarantien als Käuferin letzter Instanz\r\nfür Zertifikate eintreten. Hierbei kann der Staat Kaufoptionen für eine bestimmte\r\nMenge an Zertifikaten wettbewerblich ausschreiben. So können\r\nProduzenten in festgelegten Intervallen eine bestimmte Menge zu einem\r\nin der Ausschreibung festgelegten Preis an den Staat verkaufen, wenn\r\nauf dem freien Markt keine ausreichende Nachfrage oder Zahlungsbereitschaft\r\nbesteht.106 Um die Kosten des Zertifikatkaufs (anteilig) rückzugewinnen,\r\nkönnte der Staat die Zertifikate weiterverkaufen, sobald die privatwirtschaftliche\r\nNachfrage nach Zertifikaten und die Zahlungsbereitschaft\r\nwieder ausreichend hoch sind.\r\nMechanismus: Das Instrument schafft eine Preis- und Mengenabsicherungen\r\nfür einen Teil der Anlagenkapazität. Erzeuger von Negativemissionen\r\nwürden in erster Instanz versuchen, Zertifikate am (freiwilligen)\r\nMarkt zu verkaufen. Nur wenn die marktlich erzielbaren Preise absehbar\r\nunter dem mit der staatlichen Stelle vereinbarten Abnahmepreis liegen,\r\nkommt die Abnahmegarantie zum Tragen. Diese ist jedoch auf eine Maximalmenge\r\nbegrenzt, z. B. kumulativ innerhalb einer festgelegten Garantieperiode.\r\nBetreiber müssen somit innerhalb einer Garantieperiode entschei-\r\n106 Dieser Vorschlag wurde für den britischen Kontext untersucht: https://assets.publishing.service.gov.uk/\r\nmedia/62c304f8d3bf7f2ffd7c74bf/greenhouse-gas-removals-business-models-consultation.pdf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 83\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nden, wann und in welchem Umfang sie von der Garantie Gebrauch machen\r\n(siehe Abbildung 23). Insofern bietet die Garantie keine vollumfängliche\r\nAbsicherung, sondern fungiert als Hedgingoption für Betreiber. Je nach\r\nMengenumfang der staatlichen Abnahmegarantie kann der staatlich vereinbarte\r\nKaufpreis als Mindestpreissignal für Zertifikate am Markt wirken.\r\nAbbildung 23. Zertifikatverkauf mit staatlicher Abnahmegarantie (Betreibersicht)\r\nParameter: Bei der Ausschreibung von Abnahmegarantien ist eine Festlegung\r\nder Zertifikatsmenge, ggf. des Abnahmepreises und der Laufzeit\r\nder Garantie sowie der Abnahmeintervalle durch den Staat erforderlich.\r\nGarantien sollten jeweils nur über einen stark begrenzten Anteil der jährlich\r\nerzeugten Gebotsmenge bereitgestellt werden, andernfalls hemmt das\r\nInstrument die Marktbildung. Die Einführung einer Gebotsdecke für den\r\nAbnahmepreis kann sicherstellen, dass Anlagenbetreiber ausreichend Anreize\r\nhaben, Zertifikate zunächst am Markt zu verkaufen und dazu beitragen,\r\ndie Förderkosten möglichst gering zu halten. Durch die Festlegung\r\neines längeren Zeitintervalls, auf den sich die staatlich garantierte Abnahme\r\nbezieht, können Nachfrageschwankungen über einen längeren\r\nZeitraum ausgeglichen werden. Nicht verkaufte Zertifikate aus einem Jahr\r\nkönnen so in das nächste Jahr übertragen werden (sog. Banking) und bei\r\nsteigenden Preisen verkauft werden. Da sich Banking auf den Cashflow\r\ndes Projekts auswirkt, ist dies nur für einen begrenzten Kreis an Anbietern\r\nvon Negativemissionen möglich. Beispielweise können Projekte mit\r\nVerkauf am Zertifikatmarkt vorteilhaft\r\n(PreisStaat ≤ PreisMarkt)\r\nVereinbarter staatl.\r\nAbnahmepreis\r\nVerkauf an Staat vorteilhaft\r\n(PreisStaat ≥ PreisMarkt)\r\n€ / t CO2\r\nVerkaufsperiode\r\nMengen Preise\r\nMax. kumulierte staatl. Abnahme innerhalb der Garantieperiode\r\nAnzahl Zertifikate\r\nt CO2\r\nBetreiber verkauft seine Zertifikate an den Verkaufsperiode\r\nStaat in Zeiten niedriger Marktpreise\r\nReferenzerlöse am\r\nZertifikatmarkt\r\nMaximale Zertifikatmenge unter der\r\nGarantievereinbarung ist ausgeschöpft\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 84\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\neiner Projektfinanzierung in der finanziellen Flexibilität beim Banking eingeschränkt\r\nsein. Banking muss zudem im Einklang mit den Kriterien erfolgen,\r\ndie im Rahmen der CRCF-Verordnung definiert werden.\r\nHerausforderungen: Die Festlegung der Gebotsdecke kann aufgrund fehlender\r\nMarkttransparenz herausfordernd sein und sollte angesichts unterschiedlicher\r\nKostenstrukturen technologiespezifisch erfolgen. Das Banking\r\nvon Zertifikaten für einen späteren Verkauf zu höheren Preisen, kann – je\r\nnach Finanzierungsform – Auswirkungen auf den Kapitaldienst haben (s.\r\no.). Wenn Unternehmen eine große Menge an Zertifikaten zum späteren\r\nVerkauf zurückhalten, kann die Schuldendeckung ggf. nicht mehr gesichert\r\nwerden.\r\nAuch für den staatlichen Abnehmer besteht in Abwesenheit eines stabilen\r\nMarkts mit absehbarer Entwicklung von Nachfrage und Preisen keine\r\nGewissheit darüber, dass die Kosten durch Erlöse aus dem staatlichen\r\nWeiterverkauf von Zertifikaten kompensiert werden können. Im Extremfall\r\nohne Weiterverkauf würde das Instrument dem staatlichen Ankauf von Zertifikaten\r\nentsprechen. Im Falle eines Weiterverkaufs an privatwirtschaftliche\r\nAbnehmer besteht zugleich ein erhebliches Risiko der Marktverzerrung,\r\nindem (günstige) Zertifikate auf den Markt gelangen und damit die\r\nPreise für die Anbieter drücken. Wenn die Nachfrage nach Zertifikaten im\r\nZeitverlauf nicht ausreichend stark wächst, kann das Instrument den Preisverfall\r\nvon Zertifikaten – je nach Verkaufspreis – verstärken und somit die\r\nHäufigkeit von Garantiefällen erhöhen.\r\nEinschätzung: Zur Finanzierung des Instruments ist die Bereitstellung von\r\nFinanzmitteln in signifikanter Höhe erforderlich, um im Garantiefall Auszahlungen\r\nbereitstellen zu können. Darüber hinaus birgt die Maßnahme\r\nein erhebliches Risiko der Marktverzerrung durch Banking oder staatlichen\r\nWeiterverkauf von Zertifikaten und bietet zugleich nur ein begrenztes Absicherungsmaß\r\nfür Betreiber. Aus diesen Gründen wird das Instrument nicht\r\nzur Aufnahme in die Policy Roadmap empfohlen.\r\n3.5.6 Weitere flankierende Maßnahmen und Instrumente\r\nWeitere Vorschläge:\r\n• Innovationsförderung und Förderung von Forschung & Entwicklung\r\n(F&E)\r\nNeuartige107 Negativemissionstechnologien werden bislang weltweit\r\nnur in begrenztem Umfang eingesetzt. Während die CO2-Abscheidung\r\nan Punktquellen im Öl- und Gassektor bereits erprobt ist, fehlt es weitgehend\r\nan Erfahrungen mit der unterirdischen Langzeitspeicherung\r\n107 Hierunter fallen technologische sowie hybride naturbasierte Ansätze wie u. a. BECCUS, DACCS, Biokohle,\r\nbeschleunigte, marine Alkalinitätserhöhung und Meeresdüngung.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 85\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\naußerhalb der tertiären Ölförderung („Enhanced Oil Recovery“) und\r\nmit neuen Negativemissionstechnologien wie BECCUS und DACCS.\r\nAußerdem zeichnen sich die meisten Ansätze durch eine geringe bis\r\nmittlere Technologiereife aus und sind (auch deshalb) mit vergleichsweise\r\nhohen Kosten verbunden.\r\nDie Förderung von Forschung und Entwicklung (F&E) unterstützt die\r\nEntwicklung innovativer, verbesserter Verfahren zur Entnahme und\r\nSpeicherung von CO2 und führt damit letztlich zu einer weiteren Kostendegressionen.\r\nF&E kann sich dabei auf mehrere Kategorien fokussieren:\r\nGrundlagenforschung, Technologieentwicklung, Vorentwicklung\r\nund Produktentwicklung. Dabei kann das Ergebnis die reine Weiterentwicklung\r\nvon Wissen oder auch die praktische Umsetzung von ersten\r\n(Pilot-)Projekten umfassen.\r\nDie damalige Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, F&E mit 3,5 %\r\ndes BIP jährlich zu fördern. Im Jahr 2022 lag der Wert bei knapp über\r\n3 %.108 Ein Beispiel ist die Unterstützung durch eine steuerliche F&E\r\nFörderung in Form einer Forschungszulage für kleine und mittlere\r\nUnternehmen, die im Jahr 2020 eingeführt wurde. Insgesamt werden\r\nsich die damit verbundenen Steuermindereinnahmen voraussichtlich\r\nauf 1,4 Mrd. € pro Jahr belaufen. Durch die Projektförderung werden\r\nzusätzlich innovative Entwicklungen angestoßen, entweder durch die\r\ndirekte Förderung von ausgewählten Projekten oder durch die indirekte\r\nProjektförderung in Form von finanziellen Anreizen für innovationsbereite\r\nUnternehmen. Für CCS, CCU und Negativemissionen ist explizit\r\ndas Programm Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK)\r\nrelevant, welches in Kapitel 3.1.2 beschrieben ist. Für die Förderung\r\nvon großtechnischen Projekten werden im Bereich der Wasserstoffwirtschaft\r\naktuell verschiedene sogenannte „Reallabore der Energiewende“\r\ngefördert, die Technologien im industriellen Maßstab erproben. Ein\r\nähnliches Modell wäre auch für die Förderung von BECCUS-Technologien\r\ndenkbar.\r\nFür Unternehmen bietet diese Art der Förderung einen Anreiz, in innovative\r\nTechnologien zu investieren, da Teile der Ausgaben in Form\r\nvon Zuwendungen und Zuschüssen direkt übernommen werden.\r\nBei der Forschungszulage werden bspw. 25 % der Bemessungsgrundlage,\r\nbestehend aus Löhnen und Gehältern sowie 60 % der Ausgaben\r\nfür Auftragsforschung, von maximal 4 Mio. Euro pro Unternehmen und\r\nJahr übernommen. Durch das Wachstumschancengesetz wurde die\r\nFörderung auf bestimmte Sachkosten ausgeweitet, die Bemessungsgrundlage\r\nauf 10 Mio. Euro, die Förderquote auf 35 % und die Förderfähigkeit\r\nvon Ausgaben für Auftragsforschung auf 70 % angehoben.\r\n108 Nähere Informationen gibt es unter https://www.datenportal.bmbf.de/portal/de/research.html\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 86\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nIm BIK wird die Förderung als Zuwendung gewährt, dabei werden bis\r\nzu 40 % der förderfähigen Kosten übernommen. Diese beinhalten alle\r\nKosten, die im direkten Zusammenhang mit der Minderung der Treibhausgasemissionen\r\nstehen, nicht jedoch die Betriebskosten. Für Negativemissionstechnologien,\r\ndie aus Sicht des Abscheiders einen hohen\r\nOPEX-Anteil durch den Transport und die Speicherung von CO2\r\naufweisen, ist eine Anpassung wünschenswert.\r\nDie Förderung von Innovationen und F&E ist insbesondere bei Technologien\r\nmit großem Reduktionspotenzial in frühem Entwicklungsstadium\r\ngeboten. Allerdings profitieren davon vorwiegend kleine Projekte;\r\ngroßtechnische Umsetzungen könnten durch eine Fokussierung auf\r\nF&E verzögert werden. Die Förderung von Pilotprojekten ist allerdings\r\nsinnvoll, um Erfahrungswerte bei der technischen Anwendung zu generieren.\r\nDaher ist F&E auch die Fördermaßnahme, die in den untersuchten\r\nLändern unter 6.1 am weitesten verbreitet ist. Aus diesen Gründen\r\nwird das Instrument zur Aufnahme in die Policy Roadmap empfohlen.\r\n• Finanzierungsinstrumente\r\nZur Realisierung von Anlagen zum Aufbau von Negativemissionen können\r\nUnternehmen Fremdkapital aufnehmen, um ihre verfügbaren Mittel\r\nzu erhöhen und die Eigenkapitalrentabilität zu steigern. Staatliche\r\nKredite zu günstigen Konditionen, z. B. niedrige Zinsen, lange Laufzeiten\r\nund langfristige Zinsbindungen, erlauben den Projekten eine\r\nFremdkapitalaufnahme zu günstigeren Konditionen als auf dem Markt.\r\nDie Finanzierungsbedingungen von Projekten können ebenfalls durch\r\nKredite mit flexiblen oder angepassten Rückzahlungsmodalitäten verbessert\r\nwerden, bspw. in Form von Nachrangdarlehen, die bei Zahlungsausfall\r\ndes Kreditnehmers nachgeordnet bedient werden. Diese\r\nProdukte können von staatlichen Banken wie der KfW oder als Durchleitungsprodukte\r\nvon Hausbanken bereitgestellt werden. Als Beispiel\r\nwäre hier die Bereitstellung von zinsgünstigen Förderkrediten durch\r\ndie KfW im Rahmen der „Klimaschutzoffensive für Unternehmen“ zu\r\nnennen (siehe Kapitel 3.1.2). Aufgrund der geringen Marktreife und der\r\nrelativen Neuartigkeit von Negativemissionstechnologien sind Projekte\r\nmit entsprechenden Risiko-Zinsaufschlägen konfrontiert. Dies wirkt\r\nsich insbesondere auf die Fremdkapitalkosten von Projekten aus, die\r\nnicht über eine Unternehmensfinanzierung realisiert werden können.\r\nFinanzierungsinstrumente mit günstigen Konditionen für Anlagen zur\r\nAbscheidung (und Speicherung / Nutzung) von CO2 können die Finanzierungskosten\r\ngegenüber einer marktlichen Finanzierung deutlich\r\nsenken. Aufgrund der in der Regel hohen Kapitalkostenintensivität\r\nvon Negativemissionsprojekten, bei denen der CAPEX-Anteil von rund\r\n50 % der Abscheidungskosten ausmacht, können die Kosten pro abgeschiedene\r\nEinheit wesentlich reduziert werden. Der kapitalkostensenkende\r\nEffekt wirkt vor allem im Normal- und Hochzins-Umfeld. Im\r\nNiedrigzins-Umfeld ist er zunächst weitgehend hinfällig. Dennoch könWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 87\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nnen KfW-Kredite den Zugang zu Fremdkapital erleichtern und somit die\r\nGesamtkapitalkosten senken.\r\nNachteile von KfW-Krediten/-Darlehen sind zum einen die hierzu erforderlichen\r\nProjektbewertungen über die KfW, die mit einem hohen\r\nadministrativen Aufwand einhergeht. Zum anderen müssen eventuelle\r\nKreditausfälle aus Steuermitteln bedient werden und werden somit\r\nvergesellschaftet. Zudem wird die Markteffizienz durch die Maßnahme\r\nteilweise reduziert, da die KfW-Kredite per Definition bessere Konditionen\r\nals am Markt bieten. Eine de-facto Subvention durch Zinssätze\r\nunterhalb des Marktniveaus könnten beihilferechtliche Konsequenzen109\r\nmit sich bringen. Aufgrund der kapitalkostensenkenden Wirkung\r\nwird die Maßnahme vor dem Hintergrund der hohen CAPEX jedoch für\r\ndie Aufnahme in eine zukünftige Policy Roadmap priorisiert.\r\n• Risikoübernahmeinstrumente\r\nKreditausfallgarantien sichern Kreditnehmer gegenüber einem möglicher\r\nZahlungsausfall durch Zertifikatabnehmer ab. Dieses Risiko wird\r\nals „Kontrahentenrisiko“ bezeichnet und fließt in die gesamte Risikobewertung\r\ndes Projektes und damit in das Kreditrisiko und in die Finanzierungskosten\r\nfür Anlagen ein bzw. erhöht diese. Staatliche Garantien für\r\nZahlungsausfälle auf der Abnehmerseite sichern dieses Risiko (ganz\r\noder teilweise, direkt oder indirekt) ab und übernehmen somit das Kontrahentenrisiko\r\nund wirken somit kapitalkostensenkend. Derartige Instrumente\r\nfinden im Kontext von erneuerbare Energien Power Purchase\r\nAgreements (PPAs) Anwendung, bspw. in Spanien und Norwegen110.\r\nIm Gegensatz zu Niedrigzinskrediten der KfW, deren Auszahlung notwendig\r\nfür die Durchführung des Vorhabens notwendig ist, erfolgt bei\r\nden Kreditausfallgarantien eine Auszahlung nur im Falle eines abnehmerseitigen\r\nZahlungsausfalls und nur dann, wenn die vereinbarten\r\nKreditrückzahlungen nicht durch am Markt erzielbare Erlöse\r\ngedeckt werden können. Die Bewertung der Forderung (auf der Grundlage\r\nvon Kreditausfallereignissen) durch die Bank kann mit erheblichen\r\nTransaktionskosten verbunden sein.\r\nAnders als auf dem PPA-Markt ist das Kontrahentenrisiko bei Negativemissionen\r\nvoraussichtlich vielschichtiger, da Anlagen zur Erzeugung\r\nvon Negativemissionen insbesondere in der frühen Marktphase ihre\r\nZertifikate voraussichtlich an mehrere Abnehmer mit unterschiedlich\r\nlangfristigen Verträgen veräußern. Dies schränkt zum einen den mit\r\ndem Instrument erzielbaren Absicherungseffekt im Vergleich zum PPA-\r\n109 Niedrigzinskredite werden im Rahmen der EU-Beihilfeleitlinien (EU-Kommission) als Subvention eingeschätzt.\r\n110 Beide Modelle sind in Übereinstimmung mit den EU-Beihilferichtlinien bzw. denen des Europäischen\r\nWirtschaftsraums und stellen keine staatlichen Beihilfen dar.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 88\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nMarkt ein, wo Anlagen in der Regel einen langfristigen Abnahmevertrag\r\nabschließen – große Anlagen sogar mehrere. Zum anderen erhöht es\r\ndie Komplexität des Instruments bzw. der erforderlichen Risikobewertung\r\nund in der Folge auch die möglichen Kosten der Absicherung\r\nfür die Betreiber von Projekten, die sich am Ausmaß des abgesicherten\r\nAbnehmerrisikos orientieren. Zur Finanzierung des Instruments wäre\r\neines Fonds zur Deckung des Ausfalls ggf. im Rahmen der KfW-Programme\r\naufzusetzen. Die konkrete Ausgestaltung, der zeitliche Rahmen\r\nsowie der Anwendungsbereich sollten daher weiter geprüft werden.\r\nDie CMS der damaligen Bundesregierung sah die Fortentwicklung von\r\nKreditprogrammen und das Aufsetzen von beihilfefreien Konsortialkreditgarantien\r\nfür die Technologieentwicklung im Bereich CCU/CCS vor.\r\nDabei tritt die KfW entweder direkt als Konsortialbank ein oder übernimmt\r\neinen Teil des Kreditrisikos im Rahmen des Konsortiums (max.\r\n50 %).111 Bislang fokussieren sich diese Finanzierungsinstrumente\r\nauf die Herstellung von Komponenten für CCUS. Kreditgarantieprogramme\r\nfür den Einsatz von Negativemissionstechnologien sind bisher\r\nnicht im Fokus. Die Wirkung von Instrumenten der Risikoübernahme ist\r\nim Vergleich zu Finanzierungsinstrumenten wie zinsgünstigen Krediten\r\nweniger unmittelbar und wird daher in der zukünftigen Policy Roadmap\r\nnicht prioritär abgebildet.\r\n• Fiskalische Instrumente\r\nSteuerliche Erleichterungen in Form von Steuergutschriften oder\r\nsteuerliche Sonderabschreibungen für Projekte, die Negativemissionen\r\nerzeugen, können die Wirtschaftlichkeit von Investitionen verbessern.\r\nAbhängig vom Umfang und Effekt der Maßnahme können\r\ndie erzielten Einsparungen ggf. auch Finanzierungslücken schließen.\r\nDabei kann bspw. Strom steuerlich für Unternehmen privilegiert werden,\r\nwenn dieser für die Erzeugung von Negativemissionen genutzt\r\nwird. Alternativ könnten Unternehmen, die Emissionen nachweislich reduzieren,\r\nauch bei anderen Steuern wie der Gewerbesteuer entlastet\r\nwerden. Die Höhe der Förderung kann dabei von den eingespeisten\r\nEmissionen und der genutzten Technologie abhängen. In den Vereinigten\r\nStaaten sind Steuergutschriften ein gängiges Instrument, um privatwirtschaftliche\r\nInvestitionen in Schlüsseltechnologien anzureizen und\r\nwerden auch für Negativemissionen genutzt (vgl. Kapitel 6.1).112\r\n111 Bei Konsortialkrediten vergeben zwei oder mehr Kreditgeber gemeinsam Kredite zu gleichen Kreditkonditionen\r\naber mit unterschiedlichen Pflichten.\r\n112 Nach Abschnitt 45Q des Internal Revenue Codes können Kraftwerke und Industrieanlagen eine leistungsbezogene\r\nSteuergutschrift erhalten, wenn sie CO2 abscheiden und speichern, das andernfalls in\r\ndie Atmosphäre abgegeben würde.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 89\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDie Wirkung steuerlicher Erleichterungen ist abhängig von der Unternehmensgröße\r\nund der konkreten Maßnahme. Ja nach Ausgestaltung\r\nwerden Unternehmen mit höherer Steuerlast ggf. strukturell bevorzugt,\r\nweil sie die Abschreibung in voller Höhe in Anspruch nehmen können.\r\nDie über Projektgesellschaften (SPVs) finanzierte Negativemissionsprojekte\r\nkönnen dagegen unter Umständen einen Teil der Förderung\r\nnicht nutzen. Dies ist der Fall, wenn die Erlöse niedriger ausfallen als\r\ndie möglichen Sonderabschreibungen. Sofern diese Effekte nicht erwünscht\r\nsind, sind bei der Ausgestaltung entsprechende Auflagen zu\r\nformulieren bzw. begleitende Maßnahmen vorzusehen.\r\nDie tatsächliche Förderung durch steuerliche Erleichterungen oder\r\nSonderabschreibungen ist ggf. höher als bei KfW-Krediten und Kreditausfallgarantien,\r\nwo die implizite Förderung jeweils von den tatsächlichen\r\nAuswirkungen auf die Kapitalkosten abhängt. Die Kosten-\r\nEffektivität von steuerlichen Erleichterungen zur Förderung von\r\nNegativemissionen lässt sich jedoch nur schwer abschätzen, da die\r\ntatsächliche Höhe der Förderung nicht direkt mit der Zielerreichung von\r\nNegativemissionen in Verbindung gebracht werden kann. Es ist davon\r\nauszugehen, dass die Förderhöhe von steuerlichen Erleichterungen\r\nbzw. Sonderabschreibungen in der Markthochlaufphase nicht ausreichen\r\nwird, um die Finanzierungslücke bei BECCUS und anderen Negativemissionstechnologien\r\nzu schließen. Zudem führen Steuererleichterungen\r\nzu Steuerausfällen. Die Höhe der Ausfälle ist abhängig von\r\nder Inanspruchnahme der Förderung und daher schwer abschätzbar.\r\nInsbesondere bei Steuerausfällen auf Gemeinde- und Länderebene\r\nwürde dies im Ergebnis dem Ziel einer stärkeren finanziellen Teilhabe\r\nder Gemeinden an klimaschutz- und energiewenderelevanten Investitionen\r\nzuwiderlaufen.\r\nAus den o. g. Gründen wird die Maßnahme nicht für die Aufnahme in\r\neine zukünftige Policy Roadmap priorisiert. Alternativ sind zinsgünstige\r\nKredite oder Ausfallgarantien, die sich an der Risikostruktur der\r\nProjekte orientieren und in der Regel über Rückzahlungsmechanismen\r\nrefinanziert werden, als begleitende Instrumente im Markthochlauf vorzuziehen.\r\n3.6 Marktdesign für einen langfristigen Rahmen für BECCUS\r\nMittel- und langfristig sollte ein nachhaltiger Markt für Negativemissionen\r\ngeschaffen werden, der Anbietern Zugang zur Nachfrage nach NEZ bietet\r\nund es ihnen ermöglicht, ihre Kosten (zumindest teilweise) durch Einnahmen\r\naus dem Verkauf von Zertifikaten zu decken. Steigende Zertifikaterlöse\r\nsenken die in Kapitel 2.4.4 errechnete Finanzierungslücke für BECCUS.\r\nIn der Folge kann die staatliche Förderung von Negativemissionen reduziert\r\nund schlussendlich eingestellt werden. Eine grundlegende Voraussetzung\r\nfür einen funktionierenden Handel mit Zertifikaten sind angemessene\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 90\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nStandards und Zertifizierungssysteme (in Kapitel 3.2).\r\nAls Ausgestaltungsmöglichkeiten des Marktrahmens werden die folgenden\r\nOptionen im Detail untersucht:\r\n• Integration von BECCUS in das EU EHS\r\n• Vollständige Integration\r\n• Teilweise Integration: Verbindung eines dezidierten Handelssystems für\r\nNegativemissionen mit dem EU EHS\r\n• Separater Compliance-Markt für Negativemissionen\r\nDarüber hinaus werden weitere Optionen diskutiert, die den Marktrahmen\r\nbegleiten können:\r\n• Freiwillige (unregulierte) Zertifikatmärkte\r\n• Internationaler Zertifikathandel nach Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens\r\n• Labels und Leitmärkte\r\n• Informationskampagnen\r\n3.6.1 Integration von BECCUS in das EU EHS\r\nEine Option für die Schaffung eines langfristigen Marktes für Negativemissionen\r\nist die Berücksichtigung von Negativemissionen im EU EHS.\r\nDas EU EHS stellt das zentrale Klimaschutzinstrument der EU dar. Seit\r\n2005 erhalten Emissionen einen Preis, den die emittierenden Unternehmen\r\nzahlen müssen. Konkret müssen Unternehmen CO2-Zertifikate erwerben;\r\njedes Zertifikat berechtigt zur Emission von einer Tonne CO2. Der Preis für\r\nZertifikate ergibt sich dabei marktbasiert durch Angebot und Nachfrage.\r\nDas Angebot, also die Anzahl der Zertifikate (auch „Cap“ genannt), wird\r\nschrittweise reduziert, um die Gesamtemissionen in der EU zu senken.\r\nDadurch wird ein wirtschaftlicher Anreiz für Unternehmen geschaffen,\r\nin CO2-arme Technologien zu investieren, um ihre Emissionen zu reduzieren.\r\nBisher gilt das EHS für Unternehmen in den Sektoren Energie\r\nund Wärme, Flug- und Schiffsverkehr sowie energieintensive Industrie. Die\r\nEinnahmen aus dem EU EHS gehen an die jeweiligen Staaten und müssen\r\nzu 100 % für Energiewende und Klimaschutz ausgegeben werden. In\r\nDeutschland fließen sie in den Klima- und Transformationsfonds (KTF) des\r\nBundes.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 91\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nCCS wird in einigen Fällen bereits im EHS berücksichtigt (2003/87/EF,\r\nArtikel 12, Paragraph 3a).113 Firmen können sich Emissionsminderungen\r\ndurch den Einsatz von CCS an ihren eigenen Anlagen anrechnen\r\nlassen, jedoch nicht in Form von Zertifikaten. Vielmehr reduzieren\r\nsich insgesamt die Emissionen eines Unternehmens und damit die Anzahl\r\nder benötigten Zertifikate. Dies gilt allerdings nur, wenn CO2 abgespalten\r\nund permanent eingespeichert wird. Für die Speicherung ist eine Lizenz im\r\nRahmen der Richtlinie 2009/31/EG über die geologische Speicherung von\r\nCO2 erforderlich.114\r\nNegativemissionen werden im EU EHS noch nicht berücksichtigt, allerdings\r\nbeschäftigt sich die EU-Kommission bereits mit diesem Thema. In\r\nder Richtlinie 2023/959 zur Änderung der Emissionshandelsrichtlinie von\r\n2003 ist festgeschrieben, dass die Kommission bis zum 31. Juli 2026 hierzu\r\neinen Bericht vorlegt.115 Darin wird untersucht, wie Negativemissionen\r\nunter Anwendung strenger Kriterien und Schutzmechanismen im\r\nRahmen des EHS erfasst werden könnten – gegebenenfalls zusammen\r\nmit einem Legislativvorschlag und einer Folgenabschätzung. Auch TAB\r\nwerden momentan nicht berücksichtigt, dies könnte sich jedoch in den\r\nnächsten Jahren ändern, wie im folgenden Kasten beschrieben.\r\nTAB im EHS\r\nIm Januar 2024 wurden TAB in Deutschland in das nationale EHS aufgenommen, da die darin\r\nthermisch verwerteten Abfälle mit der Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG)\r\nnunmehr als Brennstoffe gelten. Die im nationalen EHS generierten Einnahmen fließen in\r\nDeutschland ebenfalls in den KTF. Im EU EHS unterliegen Betreiber von TAB aktuell keiner Abgabepflicht,\r\nmüssen allerdings ihre Emissionen überwachen und melden. Im Jahr 2026 wird die\r\nEuropäische Kommission erörtern, inwiefern TAB ab dem Jahr 2028 oder 2031 in das EU EHS\r\naufgenommen werden sollen. Möglicherweise könnte die deutsche Bundesregierung TAB schon\r\nvor der europaweiten Integration im Jahr 2027 in das EU EHS aufnehmen. Dies ist im Rahmen der\r\nOpt-In Regelung in der EU-Emissionshandelsrichtlinie möglich.\r\nBisher gibt es wenig Erfahrung mit der Integration von Negativemissionen\r\nin bestehende Emissionshandelssysteme. Pilotprojekte zur Integration\r\nvon Negativemissionen beschränken sich zum bisher auf temporäre\r\nSpeicherung wie Aufforstung, oft mit Mengenobergrenzen für die gehandelten\r\nNegativemissionen, wie zum Beispiel in Kalifornien, Südkorea,\r\n113 RICHTLINIE 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten:\r\nhttps://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2003/87/oj\r\n114 RICHTLINIE 2009/31/EG über die geologische Speicherung von Kohlendioxid: https://eur-lex.europa.eu/\r\nlegal-content/EN/TXT/?uri=celex%3A32009L0031\r\n115 RICHTLINIE (EU) 2023/959 zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel\r\nmit Treibhausgasemissionszertifikaten: https://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2023/959/oj\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 92\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nNeuseeland und in einigen chinesischen Systemen.116 Wie in Kapitel 6.1\r\nerläutert, planen mit Japan und dem Vereinigten Königreich zwei nicht-EU\r\nLänder permanente Negativemissionen wie BECCS und DACCS in ihre\r\njeweiligen EHS zu integrieren.\r\nDurch die Integration von Negativemissionen in das EU EHS wird ein regulierter\r\nMarkt für Anbieter von NEZ geschaffen, auf dem diese Zertifikate\r\nverkauft werden können. Unternehmen mit Abgabepflichten im EHS können\r\ndann zusätzlich zu ihren Emissionsberechtigungen NEZ erwerben, um\r\nihre Abgabepflichten zu erfüllen. Damit wird der Rahmen für eine gesicherte\r\nNachfrage nach NEZ auf einem staatlich regulierten und kontrollierten\r\nMarkt geschaffen.\r\nZur genauen Ausgestaltung des Marktrahmens für die Integration von Negativemissionen\r\nin das EU EHS gibt es wenig praktische Erfahrungen.\r\nTheoretisch gibt es jedoch eine Vielzahl von Ausgestaltungsmöglichkeiten.\r\nEinige Parameter, die als Stellschrauben für die Integration dienen, sind\r\nin Tabelle 9 dargestellt. Empfohlene Optionen sind dabei hervorgehoben.\r\nTabelle 9. Parameter für die Integration von Negativemissionen in das EU EHS\r\nParameter Optionen (Fett: empfohlene Optionen)\r\nHandelssystem\r\nfür die Integration\r\n• EHS I (Energieanlagen, energieintensive Industrieanlagen,\r\nLuft- und Schifffahrtsunternehmen)\r\n• EHS II (Gebäude und Straßenverkehr)\r\nAusstellung\r\nZertifikat\r\n• Bei der Abscheidung (mit Nachweis über Speicherung)\r\n• Beim Transport\r\n• Bei der Speicherung\r\nGenutzte\r\nStandards\r\n• CRCF und nachfolgende staatliche Standards\r\n• Privatwirtschaftlich erarbeitete Standards\r\nBerücksichtigte\r\nTechnologien\r\n• Technologieneutralität\r\n• Ausschluss einzelner Technologien\r\n• Nur dauerhafte Negativemissionen\r\n(≥ 200 Jahre lt. CRCF-Verordnung)\r\nGeographische\r\nZulässigkeit\r\n• Keine Auflagen, international\r\n• Abscheidung muss in der Europäischen\r\nFreihandelsassoziation erfolgen\r\n• Speicherung muss in der Europäischen\r\nFreihandelsassoziation\r\nerfolgen\r\n116 Mehr Informationen zu den bestehenden Systemen unter: https://adelphi.de/en/publications/emissionstrading-\r\nsystems-and-net-zero-trading-removals\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 93\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDie Integration von Negativemissionen könnte sowohl in das EHS I als\r\nauch in das EHS II für Gebäude und Straßenverkehr erfolgen. Dabei ist\r\nzu bedenken, dass das EHS II voraussichtlich erst 2027 operativ sein wird\r\nund sich zum jetzigen Zeitpunkt wenig über die Möglichkeit der Integration\r\nvon Negativemissionen sagen lässt. Darüber hinaus kann es zu einer Konvergenz\r\nder Preise im EHS I und EHS II kommen, wodurch beide Systeme\r\nparallel genutzt werden könnten. Vorerst sollte aber mit einer Integration\r\nin das EHS I geplant werden.\r\nNEZ können unterschiedlichen Akteuren entlang der Prozesskette ausgestellt\r\nwerden, z. B. Abscheidern, Transport- oder Speicherunternehmen.\r\nEs ist davon auszugehen, dass sich die verschiedenen Aktivitäten entlang\r\nder Prozesskette und der Betrieb bzw. das Eigentum an der Infrastruktur\r\nauf verschiedene Unternehmen aufgeteilt werden. Um Doppelzählungen\r\nzu vermeiden, muss klar sein, welches Unternehmen die NEZ erhält. Die\r\nanderen Unternehmen entlang der Prozesskette können durch wirtschaftliche\r\nVerträge an den Profiten beteiligt werden. Die Ausstellung des Zertifikates\r\nfür das Unternehmen, welches die Abscheideanlage betreibt,\r\nscheint am effizientesten. Hierfür ist jedoch eine Bestätigung über die\r\nSpeicherung und Garantieübernahme für die Langzeitspeicherung erforderlich.\r\nEin weiterer Parameter sind die Standards, die für Nachhaltigkeitsanforderungen\r\nund ein robustes Zertifizierungssystem herangezogen werden.\r\nDabei sollte die CRCF-Verordnung genutzt werden, die ein Zertifizierungssystem\r\nfür die Entnahme von CO2 etabliert. Die CRCF-Verordnung\r\nund privatwirtschaftlich erarbeitete Standards werden in Kapitel 3.2 weiter\r\nausgeführt.\r\nIm Rahmen der Definition der Standards sollte festgelegt werden, welche\r\nTechnologien bzw. Arten von Negativemissionen im vollständig integrierten\r\nMarkt berücksichtigt werden. Neben den großen Preisunterschieden\r\nzwischen natürlichen Senken und technischen Lösungen ist auch die Speicherdauer\r\nzu berücksichtigen. Um eine langfristige Emissionsentnahme\r\nzu garantieren, sollten nur dauerhafte Negativemissionen mit einer\r\nSpeicherung von mindestens 200 Jahre berücksichtigt werden. Der\r\nAusschluss einzelner Technologien, die diese Voraussetzung erfüllen, erachten\r\nwir zum jetzigen Zeitpunkt nicht als sinnvoll.\r\nNeben den Technologien muss auch die geographische Zulässigkeit\r\nmit Blick auf den Abscheideort definiert werden. Mögliche Optionen\r\nsind entweder ein geographisch offener Ansatz oder eine Beschränkung\r\nauf bestimmte Länder oder Regionen. Bspw. könnten nur Projekte aus\r\nEuropa oder nur aus dem jeweiligen Land des Unternehmens zugelassen\r\nwerden. Die Schwierigkeit besteht in der genauen Zuweisung. In vielen\r\nFällen wird sich der Ort der Abscheidung vom Ort der Speicherung unterscheiden.\r\nBei der Speicherung wird voraussichtlich Norwegen eine wichtiWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 94\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nge Rolle spielen (siehe Ländergleich, Kapitel 6.1), das zwar nicht Mitglied\r\nder EU ist, aber Mitglied der Europäischen Freihandelsassoziation ist und\r\nam EHS teilnimmt. Darüber hinaus plant das Vereinigte Königreich, das\r\nweder in der EU noch in der Europäischen Freihandelsassoziation ist und\r\nauch nicht am EU-Handelssystem teilnimmt, internationale CO2-Speicherstätten\r\nzu errichten. Eine geeignete Lösung wäre, die Abscheidung auf\r\nLänder des Europäischen Freihandelsassoziation zu beschränken.\r\nFür die konkrete Ausgestaltung der Integration gibt es verschiedene\r\nAnsätze, die in der Literatur und von Regierungen diskutiert werden. Diese\r\nsind nicht trennscharf, können aber grob in zwei Gruppen eingeteilt werden:\r\n„vollständige Integration“ und „teilweise Integration“.\r\nDie vollständige Integration von Negativemissionen in das EU EHS,\r\nd. h. die Möglichkeit des Handels mit NEZ ohne vorgegebene (Mengen-)\r\nBeschränkungen und zum gleichen Preis wie Emissionsberechtigungen,\r\nwäre eine naheliegende Option. Jedoch stellt dies gerade zu Beginn einige\r\nSchwierigkeiten dar. Eine vorerst teilweise Integration mit unterschiedlichen\r\nPreisen und begrenzten Mengen bietet hier eine Übergangslösung.\r\nBei der teilweisen Integration wird ein freiwilliger, regulierter EU-Markt für\r\nNegativemissionen mit dem bestehenden EU EHS verknüpft. Der Verkauf\r\nvon NEZ im EU EHS erfolgt dabei in Variante a) in begrenztem Umfang\r\ndirekt durch die Anbieter und in Variante b) durch die Regierung. Die wichtigsten\r\nUnterschiede zwischen der vollständigen und der teilweisen Integration\r\nsind in Tabelle 10 dargestellt. In den nachfolgenden Kapiteln 3.6.1.1\r\nund 3.6.1.2 werden die beiden Systeme im Detail betrachtet.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 95\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nTabelle 10. Unterschiede zwischen der vollständigen und der teilweisen Integration\r\nParameter Vollständige Integration Teilweise Integration\r\nKauf/Verkauf\r\nDirekter Verkauf von Anbietern der NEZ\r\nim EU EHS.\r\n• In Variante a): Direkter Verkauf durch die Anbieter\r\nder NEZ im EU EHS.\r\n• In Variante b): Regierung kauft am Negativemissionsmarkt\r\nZertifikate und verkauft sie im EU EHS.\r\nBegrenzung gehandelter\r\nNEZ\r\n• Nein (auf mittlere Sicht), da die Menge\r\nan NEZ nur von der Obergrenze für\r\nEmissionsberechtigungen abhängig ist.\r\n• Ja (im fortgeschrittenen Stadium), da\r\nes ein separater Cap für NEZ benötigt,\r\num Netto-Negativemissionen zu erreichen.\r\nJa.\r\n• In Variante a): Begrenzungen können\r\nangebotsseitig oder nachfrageseitig festgesetzt\r\nwerden (Technologien, Mengen, Emissionsart,\r\netc.).\r\n• In Variante b): Der Staat reguliert die Menge\r\ndurch den eigenen Kauf und Verkauf.\r\nZertifikatspreis\r\nEinheitlicher Preis für NEZ und Emissionsberechtigungen.\r\nPreis von NEZ und Emissionsberechtigungen kann\r\nsich in Abhängigkeit der Ausgestaltung unterscheiden.\r\nPreissetzung\r\nPreis ergibt sich aus Angebot und Nachfrage\r\nvon Emissionsberechtigungen und\r\nNEZ, abhängig beispielweise vom Cap und\r\nden Grenzkosten von Negativemissionstechnologien\r\nim EU EHS.\r\n• In Variante a): Marktlich durch Angebot und Nachfrage\r\nauf dem Negativemissionsmarkt.\r\n• In Variante b): Staat kann Preis setzen, bspw. in\r\nAbhängigkeit vom CO2-Preis im EHS-Preis, oder\r\ndurch Ausschreibungsverfahren für Negativemissionen.\r\nObergrenze\r\n(“Cap”) für\r\nEmissionsberechtigungen\r\n• In der mittleren Sicht wie bei der teilweisen\r\nIntegration.\r\n• Im fortgeschrittenen Stadium benötigt\r\nes zwei separate, aufeinander\r\nabgestimmte Obergrenzen für\r\nEmissionsberechtigungen und NEZ, um\r\nNetto-Negativemissionen erreichen zu\r\nkönnen.\r\nDie Menge der Emissionsberechtigungen wird\r\num die gekauften NEZ im EU EHS reduziert,\r\nentweder auf Basis der erwarteten Anzahl der Zertifikate\r\noder dynamisch auf Basis der tatsächlich\r\ngehandelten Anzahl.\r\nArt des\r\nZertifikates\r\nNEZ bleiben als solche bestehen, keine\r\nUmwandlung in Emissionsberechtigungen.\r\nTechnologiespezifisches oder technologieübergreifendes\r\nNEZ.\r\nAusgestaltung\r\ndes Handels\r\nEigener Handel mit NEZ mit separaten\r\nAuktionen oder gemeinsamer Handel mit\r\nEmissionsberechtigungen.\r\nEigener Handel mit NEZ in separaten Auktionen.\r\n3.6.1.1 Vollständige Integration von BECCUS in das EU EHS\r\nBeschreibung: Eine offensichtliche Möglichkeit, Negativemissionen durch\r\ndas EU EHS abzudecken, ist die vollständige Integration, wie in Abbildung\r\n24 dargestellt.117 In diesem Fall sind Unternehmen, die Emissionen\r\nentfernen und ausstoßen, Teil eines Marktes. Dabei bekommen Unternehmen\r\nZertifikate für jede Tonne CO2, die sie unter Einhaltung geltender\r\nStandards aus der Atmosphäre entfernen. Diese Zertifikate können wiederum\r\nvon anderen Unternehmen im EHS gekauft werden. Damit können\r\ndiese Unternehmen ihre Abgabepflicht von Emissionsberechtigungen erfüllen,\r\nwobei abgabepflichtige Unternehmen auch Anlagen mit Negativ-\r\n117 Abbildung angelehnt an adelphi (2021): https://icapcarbonaction.com/en/publications/emissions-tradingsystems-\r\nand-net-zero-trading-removals\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 96\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nemissionen betreiben und damit NEZ anbieten können. Die NEZ werden\r\nbei vollständiger Integration genauso wie Emissionsberechtigungen am\r\nMarkt gehandelt.\r\nAbbildung 24. Schematische Darstellung der vollständigen Integration\r\nMechanismus: Durch die Integration von Negativemissionen in das EU\r\nEHS haben die Anbieter eine erhöhte Nachfrage nach NEZ auf einem\r\nregulierten Markt. Der Preis von NEZ entspricht den Preisen für Emissionsberechtigungen.\r\nDie genaue Preissetzung ist dabei noch ungewiss,\r\nwird aber voraussichtlich vorwiegend durch die Grenzkosten von Negativemissionstechnologien,\r\ndie Zertifikatmenge und den angesetzten Preis\r\nfür Emissionsberechtigungen beeinflusst. Die Nachfrage nach Negativemissionstechnologien\r\nhängt daher stark von deren Grenzkosten ab. Der\r\nPreis einer Emissionsberechtigung ist volatil und hat sich in den letzten\r\nJahren im EHS stark verändert, was Unsicherheiten für die Anbieter führt.\r\nIm Gegensatz zu freiwilligen Märkten ist im EHS eine prinzipielle Abnahme\r\nsichergestellt, da Unternehmen zur Abgabe von Emissionsberechtigungen\r\nverpflichtet sind und dafür NEZ verwenden können. Langfristig sollen\r\nUnternehmen bilanziell klimaneutral werden, wofür diese Zertifikate unerlässlich\r\nsind. Die Grenzkosten von Negativemissionstechnologien können\r\ndurch verschiedene Maßnahmen wie z. B. CfDs gesenkt werden (siehe\r\n3.5.1).\r\nParameter: Die Europäische Kommission hat mehrere Stellschrauben für\r\ndie Integration von Negativemissionen in das EU EHS (siehe Tabelle 9 und\r\nTabelle 10). Besonders relevant für eine vollständige Integration sind die\r\nAusgestaltung der Gesamtemissionsmenge, die Art der NEZ und die\r\nRahmenbedingungen für den Handel mit NEZ.\r\nEin wesentlicher Faktor für die vollständige Integration ist die Gesamtmenge\r\nder auf dem Markt verfügbaren Emissionsrechte („Cap“). Eine\r\nMöglichkeit bestünde darin, die Obergrenze wie im bestehenden System\r\nohne Berücksichtigung von NEZ festzulegen. NEZ beeinflussen jedoch die\r\nVollständig integriertes System\r\nStaat\r\nEUA\r\nNET-Anlagen\r\nNEZ\r\nAngepasstes EU EHS Freiwilliger,\r\nunregulierter Markt\r\nFirmen mit\r\nVerpflichtung\r\nStaat\r\nFirmen o.\r\nVerpflichtung\r\nNEZ\r\nEUA = Emissionsberechtigungen\r\nNET = Negativemissionstechnologie\r\nNEZ = Negativemissionszertifikat\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 97\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nMenge der gehandelten Emissionsberechtigungen und die Menge an CO2,\r\ndie Unternehmen insgesamt emittieren dürfen. Ein erworbenes NEZ verringert\r\ndie Emissionen eines Unternehmens bilanziell um eine Tonne und\r\ndas Unternehmen benötigt eine Emissionsberechtigung weniger. Daher\r\nsollten NEZ in die Gesamtmenge einbezogen werden. Bspw. könnte\r\ndie Obergrenze im Voraus um die erwarteten NEZ verringert werden. Alternativ\r\nkönnte die Menge der Emissionsberechtigungen für jedes gehandelte\r\nNEZ dynamisch verringert werden. Dadurch bleibt die ursprüngliche\r\nGesamtmenge an CO2, die Unternehmen im Rahmen des EHS emittiert\r\ndürfen, unverändert.\r\nIm fortgeschrittenen Stadium sind zwei separate, aufeinander abgestimmte\r\nObergrenzen für Emissionsberechtigungen und NEZ erforderlich,\r\num Netto-Negativemissionen zu erreichen. Durch die Festlegung einer\r\nObergrenze für Emissionsberechtigungen, die kontinuierlich abnimmt, und\r\neiner Obergrenze für NEZ, die zunimmt, können im EHS Netto-Null-Emissionen\r\nund anschließend Netto-Negativemissionen erzielt werden. Dafür\r\nbedarf es zusätzlich eines Anreizes oder einer Verpflichtung für Unternehmen,\r\nNEZ zu erwerben, die sie nicht zum Ausgleich ihrer Emissionen benötigen.\r\nEng verbunden mit der Frage der Obergrenze ist die Frage, welche Art\r\nvon Zertifikat Negativemissionen erhalten. Hier kann grob zwischen\r\ndrei Optionen unterschieden werden:\r\n• Betreiber von Negativemissionsanlagen erhalten Emissionsberechtigungen,\r\ndie sie veräußern können (keine neue Zertifikatart).\r\n• Einführung eines dezidierten, einheitlichen NEZ, das ausschließlich für\r\ndie CO2-Entnahme ausgestellt wird.\r\n• Vergabe von technologiespezifischen Zertifikaten für Negativemissionen,\r\nggf. mit unterschiedlichen Preisen für verschiedene Technologien\r\nund Zertifikatsarten.\r\nSowohl die allgemeinen als auch die technologiespezifischen NEZ können\r\nwie Emissionsberechtigungen auf dem Markt gehandelt werden. Darüber\r\nhinaus gibt es Ideen, NEZ und Emissionsberechtigungen zu verknüpfen,\r\nwie zum Beispiel durch „clean-up certificates”, die ein Emissionsrecht\r\nmit der Verpflichtung verbinden, Negativemissionen in der Zukunft zu unterstützen.\r\n118\r\nUm Netto-Negativemissionen durch die Steuerung der Obergrenzen zu ermöglichen,\r\nist eine getrennte Betrachtung von Emissionsberechtigungen\r\n118 Mehr Informationen zu „clean-up certificates“ unter: https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_\r\nid=4875544\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 98\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nund NEZ erforderlich. Daher ist eine Art von NEZ zweckmäßig. Da der\r\nPreis im EHS der gehandelten NEZ für alle Technologien gleich ist, sind\r\nkeine technologiespezifischen Zertifikate erforderlich. Negativemissionen\r\nsollten daher durch allgemeine, technologieunabhängige NEZ im\r\nEHS gehandelt werden.\r\nDie Art der Zertifikate hat Einfluss auf die Ausgestaltung des Handels.\r\nWenn es keinen Unterschied zwischen NEZ und Emissionsberechtigungen\r\ngibt, ist es naheliegend, dass es einen gemeinsamen Handel gibt.\r\nUnterscheiden sich die Zertifikate jedoch, gibt es verschiedene Optionen\r\nfür die Ausgestaltung des Handels. Eine Möglichkeit wären getrennte\r\nAuktionen für NEZ und Emissionsberechtigungen. Hier wäre noch\r\nzu unterscheiden zwischen einem gemeinsamen Handel für alle Negativemissionstechnologien\r\nund getrennten Auktionen für die verschiedenen\r\nTechnologien. Da, wie oben erläutert, nicht zwischen verschiedenen Arten\r\nvon NEZ unterschieden werden soll, kann es einen gemeinsamen Handel\r\nfür alle Negativemissionen unabhängig von der Technologie geben. Da\r\nder Preis für Emissionsberechtigungen und NEZ einheitlich gebildet\r\nwird, sollte es einen gemeinsamen Handel geben.\r\nHerausforderungen: Der Preis für Negativemissionen entspricht bei vollständiger\r\nIntegration dem Preis für Emissionsberechtigungen. Er hängt\r\nvon den Grenzkosten für Negativemissionen ab, die je nach Technologie\r\nsehr unterschiedlich sind. Hochpreisige Lösungen könnten dabei\r\nentweder schlicht zu teuer sein und daher nicht nachgefragt werden oder\r\nzu einem Anstieg der Preise für Emissionsberechtigungen führen, falls\r\ndiese eingesetzt werden.\r\nEiner der wichtigsten Aufgaben des EU EHS ist die Verminderung von\r\nEmissionen emissionsintensiver Unternehmen. Die Investitionen in innovative\r\nEmissionsminderungstechnologien könnten jedoch deutlich zurückgehen,\r\nwenn Unternehmen ihre Gesamtemissionen im EHS durch den\r\nKauf von NEZ ausgleichen können. Gesamtwirtschaftlich betrachtet macht\r\ndies für die Erreichung der Emissionsziele keinen Unterschied, da die\r\nEmissionen insgesamt reduziert werden. Allerdings kann es dadurch zu\r\neinem Lock-in von energie- und emissionsintensiven Prozessen kommen,\r\nwas die Kosten zur Erreichung der Klimaziele langfristig erhöht. Ein solcher\r\nLock-in kann bspw. entstehen, wenn aufgrund der Verfügbarkeit von\r\nNegativemissionstechnologien neue emissionsarme Produktionsprozesse\r\nnicht entwickelt werden und somit konventionelle Verfahren langfristig genutzt\r\nwerden, obwohl prinzipiell Alternativen entwickelt werden könnten.\r\nDurch die vollständige Integration hat die Europäische Kommission\r\nwenig Möglichkeiten, die Emissionsminderungen und CO2-Entnahmen\r\nzu steuern. Langfristig sind daher getrennte Obergrenzen für Emissionsberechtigungen\r\nund NEZ sinnvoll.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 99\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nEinschätzung: Die vollständige Integration von Negativemissionen in das\r\nbestehende EU EHS bringt viele Vorteile mit sich. Das EHS ist so konzipiert,\r\ndass die Anzahl von Emissionsberechtigungen kontinuierlich reduziert\r\nwird. Dies wird langfristig zu Problemen mit der Marktliquidität und\r\neiner hohen Preisvolatilität führen. Die Einführung neuer Zertifikate könnte\r\ndem entgegenwirken, die Marktliquidität verbessern und die Preise\r\nstabilisieren. Dies trägt zu einer kosteneffizienten Erfüllung der Emissionsziele\r\nbei. Darüber hinaus ermöglicht die Integration in das bestehende\r\nSystem die Nutzung bestehender Infrastrukturen und Regularien, wie\r\nzum Beispiel Handelsplattformen und das „monitoring, reporting and verification“\r\n(MRV) System.\r\nFür Anbieter stellt der Verkauf von NEZ im EHS eine langfristig gesicherte\r\nAbnahme dar. Diese hängt zwar vom Preis und den Grenzkosten der\r\nNegativemissionen ab, ist aber vor allem langfristig garantiert, da Klimaneutralität\r\nerreicht werden muss. Dies schafft eine sichere Einnahmequelle\r\nfür Unternehmen, die Projekte mit Negativemissionen realisieren. Die Abnahme\r\nerfolgt über den Markt, so dass der Bedarf an zusätzlichen Fördermechanismen\r\nschrittweise reduziert und schließlich abgeschafft werden\r\nkann. Um Netto-Negativemissionen im EHS zu erreichen, müssen jedoch\r\nzusätzliche Verpflichtungen oder Anreizsysteme eingeführt werden.\r\nBei der Ausgestaltung der vollständigen Integration von Negativemissionen\r\nin das EU EHS sind einige kritische Elemente zu beachten. Bspw.\r\nsollte die Menge der Emissionsberechtigungen um die Anzahl der gehandelten\r\nNEZ verringert werden, um die Gesamtmenge der CO2-Emissionen\r\nder EHS-Unternehmen nicht zu erhöhen.\r\nEin anderer relevanter Aspekt ist der Zeitpunkt der Integration. Die permanente,\r\numweltfreundliche und verlässliche Entnahme von CO2 muss\r\ngarantiert werden. Der regulierte Verkauf von NEZ ist daher erst mit der\r\nEinführung konsistenter Standards und Zertifizierungssysteme möglich,\r\nwas mit der Ausarbeitung der technischen Details im Rahmen der CRCFVerordnung\r\nin den kommenden Jahren möglich sein sollte. Ein weiterer\r\nGrund für eine spätere Integration ist der Anreiz zur Emissionsminderung,\r\nder nicht durch Negativemissionen verloren gehen darf. Darüber hinaus\r\nkann bei fehlender Mengenbegrenzung und stark schwankenden Preisen\r\nfür NEZ eine vollständige Integration den Preis für Emissionsberechtigungen\r\nim EHS stark beeinflussen.\r\nAufgrund der dargestellten Herausforderungen bei den Anreizen zur Emissionsvermeidung\r\nund der derzeit noch hohen Unsicherheit bei der Kostenentwicklung\r\nvon Negativemissionstechnologien sollte eine vollständige\r\nIntegration erst dann erfolgen, wenn die Emissionsminderung im EU\r\nEHS weitestgehend erfolgt sind und sich Negativemissionstechnologien\r\nin einem fortgeschrittenen Technologiestadium befinden. Diese kann sich\r\nan die im folgenden Abschnitt erläuterte Teilintegration anschließen. Aus\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 100\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\ndiesen Gründen wird eine Aufnahme der Maßnahme in die Policy Roadmap\r\nab ca. 2040 empfohlen.\r\n3.6.1.2 Teilweise Integration von BECCUS in das EU EHS\r\nBeschreibung: Bei der teilweisen Integration werden die NEZ, die von\r\nUnternehmen mit Abgabeverpflichtungen im EU EHS gekauft werden\r\nkönnen, begrenzt. Dies erfordert einen separaten, regulierten Markt\r\nfür NEZ, der mit dem EU EHS verbunden ist. Aus diesem Grund wird\r\nhier auch von einer Hybridlösung gesprochen. Das konventionelle Handelssystem\r\nEU EHS bleibt dabei weitestgehend in seiner bisherigen Form\r\nerhalten, einschließlich der Abgabepflichten für Emissionsberechtigungen.\r\nHinzu kommt ein System, in dem Negativemissionen durch NEZ gehandelt\r\nwerden. Dieser Markt wird von der Kommission reguliert, es besteht jedoch\r\nkeine Abgabepflichten für Unternehmen und der Handel erfolgt freiwillig.\r\nDarüber hinaus ist das dezidierte Handelssystem für Negativemissionen\r\nnicht völlig unabhängig, sondern durch verschiedene Mechanismen mit\r\ndem EU EHS verknüpft. Diese beiden Punkte unterscheiden den Markt für\r\nNegativemissionsmarkt in seiner teilweisen Integration von dem separaten\r\nCompliance-Markt, der in Kapitel 3.6.2 beschrieben wird.\r\nZwischen den beiden Systemen gibt es zwei Verknüpfungsmöglichkeiten,\r\ndie in Abbildung 25 durch die beiden gestrichelten Pfeile dargestellt\r\nsind.119 In Variante a) erfolgt der Verkauf direkt zwischen den Anbietern\r\nund den Firmen im EU EHS. Es gibt jedoch qualitative und quantitative\r\nEinschränkungen für NEZ, die gekauft und verkauft werden können. Quantitative\r\nBeschränkungen können zum Beispiel durch eine Obergrenze für\r\ndie Anzahl von Negativemissionen im EU EHS oder durch unternehmensspezifische\r\nLimits definiert werden. Letztere können entweder nachfrageseitig\r\nfür Anlagenbetreiber, z. B. durch eine Begrenzung der angebotenen\r\nNegativemissionen in Tonnen pro Jahr, erfolgen. Bei Variante b) kaufen\r\ndie Kommission oder die jeweiligen nationalen Regierungen NEZ an, um\r\nsie anschließend im konventionellen EU EHS wieder zu verkaufen. Der Anund\r\nVerkauf könnte von einer CO2-Zentralbank getätigt werden, die damit\r\nein Teil des Riskos übernimmt. Der Ankauf kann über eine Ausschreibung\r\noder zu festgelegten Preisen erfolgen. Bei a) können die Zertifikate direkt\r\ngehandelt werden, die Menge ist jedoch begrenzt. Bei b) tritt die Regierung\r\nals Käuferin von Zertifikaten auf, die sie im Rahmen des EHS weiterverkauft.\r\n120 In beiden Varianten wird das Cap für Emissionsberechtigungen,\r\nwie bei der vollständigen Integration erläutert, um die eingesetzten NEZ\r\nabgesenkt.\r\n119 Abbildung angelehnt an adelphi (2021): https://adelphi.de/en/publications/emissions-trading-systemsand-\r\nnet-zero-trading-removals\r\n120 Abbildung basiert auf https://adelphi.de/en/publications/emissions-trading-systems-and-net-zero-tradingremovals\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 101\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nAbbildung 25. Schematische Darstellung der teilweisen Integration mit zwei Handelssystemen\r\nMechanismus: Die beiden in Abbildung 25 dargestellten Optionen unterscheiden\r\nsich in ihrer Wirkungsweise. Variante a) bietet den Anbietern\r\nzwei Märkte, auf denen sie NEZ verkaufen können: den dezidierten Markt\r\nfür Negativemissionen und das EU EHS. Im Gegensatz zu den freiwilligen,\r\nunregulierten Zertifikatsmärkten, bietet das dezidierte Handelssystem\r\neinen regulierten Marktrahmen (vgl. Kapitel 3.6.2). Dies betrifft bspw. die\r\nverwendeten Standards, Zertifizierungssysteme, Handelsplattformen und\r\nMarktteilnehmer. Ein Marktrahmen könnte das Vertrauen in Negativemissionen\r\nstärken und damit die Nachfrage gegenüber privatwirtschaftlichen\r\nHandelsplattformen erhöhen. Darüber hinaus können NEZ im Rahmen des\r\nEU EHS an Unternehmen mit Abgabepflicht verkauft werden, die zur Abgabe\r\nvon Zertifikaten verpflichtet sind.\r\nIn Variante b) werden NEZ ausschließlich auf dem dezidierten Markt\r\ngehandelt. Im Vergleich zu Variante a) besteht hier jedoch eine höhere\r\nNachfrage nach Zertifikaten auf diesem Markt, da die Kommission oder die\r\njeweiligen nationalen Regierungen NEZ aufkaufen, um sie anschließend\r\nim konventionellen EU EHS weiterzuverkaufen. Für den Aufkauf der Zertifikate\r\nwerden entsprechende Anforderungen an Zertifizierungsstandards\r\nvorausgesetzt.\r\nParameter: Für die Integration von Negativemissionen in das konventionelle\r\nEHS gibt es viele verschiedene Stellschrauben (siehe Tabelle 9 und\r\nTabelle 10). Für die teilweise Integration sind vor allem die beiden Aspekte\r\nMengenbegrenzung und Zertifikatspreis relevant.\r\nEin Hauptunterschied zwischen der teilweisen und der vollständigen Integration\r\nbesteht in der Menge an NEZ, die im EU EHS gehandelt werden\r\nkönnen. Bei der teilweisen Integration ist die Menge streng reguliert, die\r\nvom Staat gekauft und verkauft wird, oder durch verschiedene Beschränkungen\r\n(siehe Tabelle 11).\r\nAngepasstes EU EHS Freiwilliges, reguliertes EHS\r\nfür Negativemissionen\r\nTeilweise Integration mit zwei\r\nHandelssystemen\r\nStaat\r\nEUA\r\nStaat\r\nNET-Anlagen\r\nNEZ\r\nNEZ\r\na)\r\nb)\r\nFirmen o.\r\nVerpflichtung\r\nFirmen mit\r\nVerpflichtung\r\nEUA = Emissionsberechtigungen\r\nNET = Negativemissionstechnologie\r\nNEZ = Negativemissionszertifikat\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 102\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nTabelle 11. Begrenzungsoptionen von gehandelten NEZ im EU EHS\r\nSegment Differenzierung nach ...\r\nAngebotsseitig\r\nGesamtmarktlich\r\nAbsolut: Feste Gesamtmenge pro Jahr\r\nRelativ: In Prozent der Gesamtmenge der\r\nEmissionsberechtigungen\r\nAkteursspezifisch Feste Menge pro Anbieter\r\nTechnologiespezifisch Feste Mengen pro Negativemissionstechnologie\r\nNachfrageseitig\r\nAkteursspezifisch\r\nAbsolut: Feste Menge pro Anlagenbetreiber pro Jahr\r\nRelativ: In Prozent der Emissionen eines Anlagenbetreibers\r\nNur für bestimmte...\r\nEmissionen\r\nIndustrien, Anlagen oder Produkte\r\nAnlagenbetreiber\r\nDie angebotsseitige Ausgestaltung umfasst eine absolute und eine relative\r\nBegrenzung der Gesamtmenge. Eine absolute Begrenzung würde\r\neine feste Menge an Negativemissionen in Tonnen pro Jahr festlegen,\r\ndie im EHS gehandelt werden kann. Die Menge kann jährlich angepasst\r\nwerden, z. B. um einen bestimmten Prozentsatz pro Jahr. Bei der relativen\r\nGrenze wird die Menge der NEZ auf Basis der Anzahl der Emissionsberechtigungen\r\nberechnet. Da die Anzahl der Emissionsberechtigungen\r\njährlich sinkt, würde ein fester Prozentsatz zu einer sinkenden Anzahl an\r\nNegativemissionsberechtigungen führen. Um dies zu vermeiden, kann der\r\nProzentsatz über die Jahre ansteigen. Die unternehmensspezifische\r\nangebotsseitige Begrenzung kann die Menge an Negativemissionen regulieren,\r\ndie die Anbieter in Zertifikate für den EHS umwandeln können.\r\nDie technologiespezifische Begrenzung würde die handelbaren NEZ pro\r\nNegativemissionstechnologie festlegen.\r\nDie nachfrageseitige Begrenzung kann als Limit der Kaufberechtigungen\r\nfür Unternehmen im EU EHS ausgestaltet werden. Die Menge pro\r\nUnternehmen kann absolut oder relativ zu den eigenen Emissionen angegeben\r\nwerden. Darüber hinaus kann die Berechtigung zum Kauf von\r\nverschiedenen Aspekten abhängig sein. Es wäre denkbar, dass NEZ\r\nnur für den Ausgleich bestimmter Emissionen verwendet werden dürfen,\r\nbspw. für schwer vermeidbare Emissionen oder Emissionen, die nicht\r\nbrennstoffbasiert sind. Hierfür könnten die massenbilanzbasierten Emissionsdaten\r\nim Rahmen des EHS genutzt werden. Alternativ könnte der\r\nKauf von Zertifikaten nur für bestimmte Industrien, Anlagen oder Produkte\r\nerlaubt werden, zum Beispiel für Zementklinker. Die dritte Möglichkeit\r\nwäre, den Kauf von NEZ auf Unternehmen zu beschränken, die bestimmte\r\nVoraussetzungen erfüllen, wie z. B. das Erreichen eines vorher definierten\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 103\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nNiveaus an Emissionsreduktionen erreichen oder die Entwicklung eines\r\nrobusten Emissionsminderungsplans.\r\nAuch eine Kombination verschiedener Aspekte ist möglich. Bspw. könnten\r\nBetreiber von Zementklinkeranlagen nur einen gewissen Teil ihrer\r\nEmissionen oder nur bestimmte Emissionen mit Negativemissionen ausgleichen.\r\nWenn die Regierung als Zwischenhändlerin fungiert, zum Beispiel durch\r\neine CO2-Zentralbank, kann sie zusätzlich den Preis für NEZ im EU EHS\r\nregulieren. Die einfachste Möglichkeit wäre eine vollständige Weitergabe\r\ndes Einkaufpreises; die Preise für NEZ auf dem dezidierten Markt für\r\nNegativemissionen würden dabei den Preisen für NEZ im EU EHS entsprechen.\r\nAlternativ kann die Regierung im EU EHS auch niedrigere oder\r\nhöhere Preise verlangen und so den Zertifikatspreis akkurat steuern, wobei\r\nim Falle eines niedrigeren Preises die Differenz übernommen werden\r\nmüsste. Die Preissetzung könnte vor allem bei Technologiefenstern sinnvoll\r\nsein, da Technologien sehr unterschiedliche Preise aufweisen können.\r\nHerausforderungen: Einige der oben analysierten Mengenbeschränkungen\r\nfür handelbare NEZ führen dazu, dass die Menge von Zertifikaten\r\nvon Jahr zu Jahr schwankt. Das hat Auswirkungen auf die Anbieter, da\r\nsie nicht mit festen Abnahmemengen auf dem EU EHS rechnen können.\r\nAußerdem kann es die Preise für NEZ stark beeinflussen, was den Anreiz,\r\nNegativemissionen zu erzeugen, verringert und die langfristige Planung\r\nerschwert. Die Preise für NEZ beeinflussen ihrerseits die Preise für Emissionsberechtigungen\r\nund die Preiserwartungen, was zur Instabilität des\r\nMarktes führen kann.\r\nAuf lange Sicht wird der EU EHS mit Schwierigkeiten zu kämpfen haben.\r\nDies ist vor allem auf die in Abschnitt 3.6.1.1 beschriebene Verringerung\r\nder Menge an Emissionsberechtigungen und damit der Marktliquidität\r\nzurückzuführen. Die Einbringung von NEZ könnte die Auswirkungen\r\nabmildern, dies hängt jedoch von der Zertifikatsmenge ab. Ist diese zu\r\ngering, wird sich die Marktliquidität nicht substanziell verbessern.\r\nZudem wäre der An- und Verkauf von Zertifikaten durch die Regierung in\r\nVariante b) mit einem hohen administrativen Aufwand verbunden. Es\r\nmüsste geklärt werden, wer genau die Transaktionen durchführt (bspw.\r\neine CO2-Zentralbank) und wie die Käufe organsiert werden. Außerdem\r\nmüsste der Zertifikatspreis ermittelt und ggf. die Differenz zwischen Ankauf-\r\nund Verkaufspreis ausgeglichen werden.\r\nEinschätzung: Das entsprechende dezidierte Handelssystem kann die\r\nNachfrage nach freiwillig gehandelten Zertifikaten erhöhen, da es einen\r\ngeregelten Marktrahmen bietet. Die zugrundeliegenden, von der EU\r\nanerkannten Standards gewährleisten ein hohes und einheitliches QuaWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 104\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nlitätsniveau für die verschiedenen Technologien und erhöhen damit das\r\nImage und die Nachfrage nach Negativemissionen. Durch die zusätzliche\r\nNutzung des EU EHS kann auf ein bestehendes und etabliertes Handelssystem\r\nzurückgegriffen werden.\r\nDie teilweise Integration hat für Anbieter von NEZ den Nachteil, dass die\r\nMenge an NEZ, die im EU EHS gehandelt werden können, beschränkt ist.\r\nDiese Einschränkung ist erforderlich, um eine Steuerung des Marktes zu\r\nermöglichen, bspw. um einen Preisverfall im EU EHS zu vermeiden. Darüber\r\nhinaus setzt die Steuerung der Negativemissionsmengen die Reduktions-\r\nund Gesamtemissionsziele genau fest. Das Risiko einer Anreizverschiebung\r\nweg von Reduktionen hin zum Erwerb von NEZ, wie sie bei der\r\nVollintegration näher beschrieben wurde, wird dadurch reduziert. Bei der\r\nAusgestaltung der Mengenbegrenzung sollten, neben der Voraussetzung,\r\ndass die Emissionen langfristig gespeichert werden, auch nachfrageseitige\r\nAuflagen definiert werden. Diese können z. B. darin bestehen, dass nur\r\nein bestimmter Prozentsatz der Emissionen eines Unternehmens oder nur\r\nschwer vermeidbare Emissionen durch NEZ ausgeglichen werden können.\r\nZusätzlich ermöglicht die teilweise Integration eine gesicherte Nachfrage\r\nnach NEZ, da die Zertifikatspreise im Idealfall wie beim Clean Development\r\nMechanism (CDM) unter den Preisen für Emissionsberechtigungen\r\nliegen und die Unternehmen im EU EHS diese zukünftig zur Erfüllung ihrer\r\nEmissionsziele benötigen. Eine gesicherte Nachfrage kann den Ausbau\r\nvon Negativemissionstechnologien unterstützen und dazu beitragen,\r\ndie verschiedenen Technologien in ein fortgeschrittenes Entwicklungsstadium\r\nzu bringen. Dies ist für die vollständige Integration von Negativemissionen\r\nin das EU EHS erforderlich.\r\nWir empfehlen daher die teilweise Integration mit einem freiwilligen, regulierten\r\nMarkt für Negativemissionen, der mit dem bestehenden EU EHS\r\nverknüpft ist. Dies kann als erster Schritt zu einer vollständigen Integration\r\nangesehen werden. Der direkte Verkauf von NEZ durch die Anbieter\r\n(Variante a), ist dabei der Variante b) mit der Regierung als Verkäuferin\r\nvorzuziehen. Variante a) reduziert die Komplexität für die Regierung\r\nerheblich und ermöglicht eine marktbasierte Preissetzung, erfordert aber\r\nzusätzliche politische Maßnahmen, um die Preise unter das Niveau der\r\nEmissionsberechtigungen zu senken. Bei der teilweisen Integration kann\r\nauf die Erfahrungen mit dem CDM zurückgegriffen werden. Aus diesen\r\nGründen empfehlen wir die Aufnahme der Maßnahme in die Policy Roadmap\r\nab ca. 2030 als Übergang zur vollständigen Integration.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 105\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nTeilweise Integration im Vergleich zum Clean Development Mechanism\r\nDie teilweise Integration ähnelt der Verflechtung des EU EHS mit dem CDM. Im Rahmen des CDM\r\nkönnen Maßnahmen zur Emissionsminderung umgesetzt und zertifiziert werden („Certified Emission\r\nReduction“,\r\nCER). Die Maßnahmen werden dabei in Nicht-Annex-1-Ländern nach der Definition der\r\nKlimarahmenkonvention\r\nder Vereinten Nationen (UNFCCC) umgesetzt. Die CER-Zertifikate werden von\r\nLändern in Industrienationen (Annex-1-Staaten) gekauft und angerechnet. Ähnlich verhält es sich beim\r\nMechanismus der Gemeinschaftsreduktion („Joint Implementation“, JI) mit den Minderungszertifikaten\r\n(„Emission Reduction Units“, ERU). Allerdings werden hier die Emissionsminderungen in anderen Annex-1\r\nLändern erzielt.\r\nIn den Phasen 2 und 3 des EU EHS, also von 2008 bis 2020, konnten Unternehmen die beiden\r\ninternationalen\r\nZertifikate CER und ERU für ihre Abgabeverpflichtungen nutzen.121 Es gab jedoch\r\nqualitative\r\nund quantitative Einschränkungen. So durften bspw. keine Zertifikate aus Kernkraftprojekten\r\noder aus Aufforstungs- und Wiederaufforstungsprojekten verwendet werden. Außerdem durften ab 2012\r\nnur noch neue CER-Zertifikate aus bestimmten Ländern genutzt werden. Die Mengenbegrenzung erfolgte\r\nunternehmensspezifisch. In der Handelsperiode 2008-2012 konnten Unternehmen Gutschriften aus JI und\r\nCDM in Höhe von 22 % ihrer individuellen Zuteilungsmenge nutzen. Sofern sie dieses Maximum bis 2012\r\nnicht ausschöpften, konnten sie dies in der dritten Phase nachholen. Für Neuanlagen und Anlagen, die\r\nneu in den Emissionshandel aufgenommen wurden, konnten Betreiber bis 2020 Gutschriften in Höhe von\r\n4,5 % ihrer Emissionsmenge einsetzen.\r\n3.6.2 Separater Compliance-Markt für Negativemissionen\r\nBeschreibung: Eine weitere Option für das Marktdesign wäre ein separater\r\nregulierter Compliance-Markt für Negativemissionen, der vollständig\r\nvom bestehenden EU EHS abgegrenzt ist, wie in Abbildung 26 dargestellt.\r\n122 Gehandelt wird dabei mit NEZ, die nach marktlichen Prinzipien\r\ngekauft und verkauft werden können. Grundlage dieses Handelssystem\r\nwäre eine Abgabepflicht („compliance“) für bestimmte Unternehmen\r\noder Branchen, allerdings nicht wie im konventionellen EU EHS für Emissionsberechtigungen,\r\nsondern für CO2-Entnahmen. In dem bestehenden\r\nEU EHS wäre der Handel mit Zertifikaten für Negativemissionen in dieser\r\nVariante nicht möglich.\r\n121 Weiter Informationen gibt es auf https://climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-emissions-trading-system-euets/\r\nuse-international-credits_en\r\n122 Abbildung basiert auf adelphi (2021): https://adelphi.de/en/publications/emissions-trading-systems-andnet-\r\nzero-trading-removals\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 106\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nAbbildung 26. Schematische Darstellung des separaten Compliance-Markts\r\nMechanismus: Betreiber von Anlagen mit Negativemissionen hätten durch\r\neinen separaten Compliance-Markt eine sichere Abnahmequelle für\r\nNEZ, da die Unternehmen zur Abnahme verpflichtet wären. Dies würde\r\ndie Nachfrage nach Zertifikaten für eine bestimmte Menge über einen klar\r\ndefinierten Zeitraum sicherstellen\r\nParameter: In einem separaten Handelssystem wäre zu klären, welche\r\nUnternehmen berücksichtigt werden und wie sich die Entnahmeziele\r\nberechnen lassen. Eine Möglichkeit wäre der Ausgleich indirekter Treibhausgasemissionen\r\naus eingekaufter Energie (Scope 2) und indirekten\r\nProzesskettenemissionen (Scope 3), die nicht bereits im EU EHS erfasst\r\nsind. Damit hängt die Ausgestaltung einer möglichen Obergrenze oder\r\neines Festpreises zusammen. Dabei ist zu beachten, dass die Kosten der\r\nverschiedenen Negativemissionstechnologien sehr unterschiedlich sind.\r\nHerausforderungen: Ein reguliertes, separates Handelssystem für Negativemissionen\r\nwürde einen hohen Aufwand für die Europäische Kommission\r\nund die nationalen Regierungen der Länder bedeuten. Der Markt müsste\r\nneu aufgesetzt und überwacht werden, um die Einhaltung der Vorgaben zu\r\ngewährleisten. Zusätzlich müsste die Abnahmeverpflichtung sorgfältig\r\nausgestaltet werden, um die Unternehmen nicht übermäßig finanziell zu\r\nbelasten und gleichzeitig eine gesicherte Nachfrage für die Anbieter von\r\nNEZ zu garantieren.\r\nEinschätzung: Der Aufbau eines separaten Handelssystems für Negativemissionen\r\nbietet einige Vorteile, wie z. B. die Möglichkeit der gezielten\r\nSteuerung von Entnahmezielen und die Schaffung separater Anreize für\r\nEmissionsminderungen und CO2-Entnahmen. Dies führt zu langfristiger\r\nPlanbarkeit und Investitionen für CO2-Reduktionstechnologien für energieintensive\r\nIndustrien. Ein Lock-in-Effekt, wie er bei einer vollständigen Integration\r\nauftreten könnte (siehe 3.6.1), wird vermieden.\r\nBestehendes EU EHS Compliance-Markt für\r\nNegativemissionen\r\nStaat\r\nEUA\r\nStaat\r\nNET-Anlagen\r\nNEZ\r\nFirmen mit\r\nNEZ-Pflicht\r\nSeparater Compliance-Markt\r\nFirmen o.\r\nVerpflichtung\r\nFirmen mit\r\nVerpflichtung\r\nNEZ\r\nFreiwilliger,\r\nEUA = Emissionsberechtigungen unregulierter Markt\r\nNET = Negativemissionstechnologie\r\nNEZ = Negativemissionszertifikat\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 107\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDie Nachteile dieses Marktdesigns überwiegen jedoch, insbesondere\r\nin Form von Unklarheiten über die Verpflichtungen der Unternehmen.\r\nWenn die Abgabepflichten nicht hoch genug sind, besteht einerseits ein\r\ngeringerer Anreiz, Negativemissionen umzusetzen, und andererseits das\r\nRisiko eines Preisverfalls auf dem separaten Markt. Die Regierung hätte in\r\ndiesem Fall wenig Möglichkeiten, die Nachfrage zu regulieren. Außerdem\r\nhätten Unternehmen im konventionellen EHS nicht die Möglichkeit, ihre\r\nresidualen Emissionen auszugleichen, so dass die Obergrenze für Emissionsberechtigungen\r\nnicht auf Null gesenkt werden könnte. Darüber hinaus\r\nist der Aufbau eines neuen Compliance-Markts mit hohem Aufwand\r\nverbunden, der in keinem Verhältnis zum Nutzen steht. Ein reguliertes System\r\nohne Verbindung zum EU EHS erscheint nicht zielführend, daher wird\r\ndiese Option nicht in die Policy Roadmap aufgenommen.\r\n3.6.3 Weitere Optionen\r\n• Freiwillige (unregulierte) Zertifikatmärkte\r\nIm Gegensatz zum regulierten Compliance-Markt ist der Kauf von\r\nNEZ auf diesem Zertifikatmarkt rein freiwillig. Einige Handelsplattformen\r\nexistieren bereits, wie bspw. Puro.earth oder Carbonfuture. Diese\r\nMärkte sind nicht reguliert und vollständig privatwirtschaftlich.\r\nDies hat den Vorteil, dass sie mit sehr geringem staatlichem Aufwand\r\nund einfachem Zugang für Anbieter und Käufer verbunden sind.\r\nAllerdings gibt es auf den freiwilligen Zertifikatmärkten keine Abgabeverpflichtung\r\nund damit keine gesicherte Nachfrage. Hinzu kommen\r\nnoch Unterschiede in den verwendeten Standards zwischen den\r\nHandelsplattformen, die einen plattformübergreifenden Verkauf erschweren.\r\nZudem sind die Standards oft nicht staatlich geprüft, was zu\r\neiner Verwässerung der Standards führen kann.\r\nDennoch können freiwillige Märkte eine wichtige Rolle bei der Entwicklung\r\nvon Negativemissionstechnologien spielen, da sie den Kauf von\r\nZertifikaten ermöglichen. Dies kann insbesondere im frühen Stadium\r\nrelevant sein, wenn regulierte Märkte noch nicht entwickelt sind. Außerdem\r\nstellen freiwillige Märkte für alle hier diskutierten Marktdesignmöglichkeiten\r\neine Alternative dar, auf die Anbieter jederzeit zurückgreifen\r\nkönnen. Da sie keiner Regulierung bedürfen und einige Handelsplattformen\r\nbereits existieren, werden freiwillige Zertifikatmärkte als begleitender\r\nMarkt in eine zukünftige Policy Roadmap aufgenommen.\r\n• Internationaler Zertifikathandel nach Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens\r\nDer Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens ermöglicht es den Vertragsparteien,\r\nbei der Umsetzung ihrer festgelegten Beiträge zu kooperieren.\r\nKonkret bedeutet dies, dass Emissionsminderungen in einem\r\nanderen Land angerechnet werden können, wenn sie im eigenen Land\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 108\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nnicht angerechnet werden können. Dies basiert auf dem Prinzip der\r\ninternational übertragbaren Emissionsminderungen („Internationally\r\nTransferred Mitigation Outcomes“, ITMO).\r\nArtikel 6.2 beschreibt dabei die bilaterale Kooperation zwischen zwei\r\nStaaten. Artikel 6.4 verankert einen globalen Kooperationsmechanismus\r\n(„Mechanismus zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen\r\nund zur Förderung nachhaltiger Entwicklung“), der von einem eigenen\r\nGremium beaufsichtigt wird und die Beteiligung privater Unternehmen\r\nermöglicht. Um sicherzustellen, dass dieser Mechanismus zu einer\r\nglobalen Steigerung der Klimaambitionen führt, werden 2 % der Emissionsminderungsgutschriften\r\neiner Transaktion gelöscht, um eine globale\r\nEmissionsreduktion zu gewährleisten.\r\nCO2-Entnahmen können im Rahmen von Artikel 6 als Emissionsminderungen\r\nangerechnet und entsprechende Zertifikate verkauft werden.\r\nDies ermöglicht den internationalen Handel mit NEZ und stellt auch\r\nfür Unternehmen in Deutschland eine mögliche Nachfrage dar. Da es\r\nsich hierbei um einen globalen, multilateralen Ansatz handelt, den die\r\nBundesregierung nur mitgestalten kann, wird dieses Marktdesign als\r\nzusätzlicher Markt für Negativemissionen in eine zukünftige Policy\r\nRoadmap aufgenommen.\r\n• Labels und Leitmärkte\r\nLabels für klimapositive Produkte schaffen Zahlungsbereitschaft und\r\nsteigern die Nachfrage nach grünen Gütern. In einigen Sektoren wie\r\nStahl und Zement werden sie bereits entwickelt. Labels und die zugrunde\r\nliegenden Zertifizierungsmethoden werden von Industrieinitiativen\r\nentwickelt. Von staatlicher Seite kann dieser Prozess unterstützt\r\nwerden, indem international anerkannte und harmonisierte Definitionen\r\nfür klimapositive Produkte geschaffen werden und ggf. die Bildung von\r\nKonsortien für Initiativen erleichtert wird. Darüber hinaus können Vorgaben\r\nim öffentlichen Beschaffungswesen zum anteiligen Kauf zertifizierter\r\nProdukte durch öffentliche Auftraggeber einen Beitrag zur\r\nNachfragesteigerung leisten. Aufgrund der indirekten Wirkung auf Negativemissionen\r\nwird diese Maßnahme als begleitende Maßnahme in\r\ndie Policy Roadmap aufgenommen.\r\n• Informationskampagnen\r\nInformationskampagnen sind beliebte Instrumente von Regierungen\r\nund Unternehmen, die eine Reihe von Zwecken erfüllen. Einerseits wird\r\ndie Öffentlichkeit über Strategien und Entscheidungen der Regierung\r\ninformiert. Andererseits wird das Verständnis in der Öffentlichkeit für\r\nFörder- und Politikmaßnahmen erhöht. Darüber hinaus werden gezielt\r\nInformation an wichtige Akteure vermittelt, um sie über für sie relevante\r\nThemen zu informieren. Dazu gehören bspw. die Verfügbarkeit\r\nneuer Förderinstrumente oder auch die Möglichkeit, NEZ zu kaufen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 109\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nDadurch kann die Nachfrage gesteigert werden. Weiterhin kann die\r\nSchaffung von Akzeptanz für CO2-Speicherung und -Infrastruktur\r\nin der Bevölkerung unterstützt und damit ein indirekter Beitrag zur Verfügbarkeit\r\nvon Speicherstätten und Infrastruktur geleistet werden, da\r\ndiese Projekte nicht oder nur unter hohen politischen Kosten gegen\r\nden Willen der Bevölkerung umgesetzt werden können. Da Informationskampagnen\r\nNegativemissionstechnologien indirekt fördern, wird\r\ndiese Maßnahme als begleitende Maßnahme in die Policy Roadmap\r\naufgenommen.\r\nBewertungsmatrix Instrumente für den Markthochlauf\r\nInstrument\r\nKriterium Differenzverträge (CfDs) Investitionszuschüsse Prämienmodelle\r\n(fest/variabel)\r\nStaatliche\r\nAbnahmegarantien\r\nStaatlicher\r\nZertifikatkauf\r\nEinnahmesicherheit\r\nfür Unternehmen\r\n+ Hoher Grad an Einnahmesicherheit\r\nmöglich, je nach\r\nAusgestaltung\r\n+ Reduziert Kapitalkosten\r\nund senkt indirekt\r\nFinanzierungskosten\r\n○ Keine Absicherung von\r\nEinnahmen, reine CAPEXFörderung\r\n+ Teilweise Absicherung von\r\nEinnahmen\r\n- Unternehmen sind Preisschwankungen\r\nausgesetzt\r\n- Evtl. Rückzahlungsmechanismus\r\nerforderlich\r\n+ Teilweise Absicherung von Einnahmen\r\n(Hedgingoption)\r\n+ Finanzierungskostensenkende\r\nWirkung\r\n+ Nachfrageschaffung für\r\nZertifikate\r\n+ Je nach Menge und Dauer,\r\nEinnahmesicherheit\r\nfür Projekte\r\nMarktliche\r\nPrinzipien\r\n+ Verkauf von Zertifikaten erfolgt\r\nmarktlich\r\n+ Gewinn- & Verlustbeteiligung\r\nvon Unternehmen möglich\r\n○ Besserstellung einzelner\r\n(First-Mover) Projekte in der\r\nMarkthochlaufphase\r\n+ Verkauf von Zertifikaten erfolgt\r\nmarktlich\r\n+ Abnahme von Zertifikaten\r\nerfolgt marktlich\r\n+ Gewinn- & Verlustbeteiligung\r\nvon Unternehmen\r\n○ Marktintegration möglich\r\n(abh. von Ausgestaltung)\r\n- Hohes Marktverzerrungsrisiko\r\ndurch Weiterverkauf von Zertifikaten\r\nzu späterem Zeitpunkt\r\n- Keine Marktintegration\r\n- Marktverzerrungsrisiko durch\r\nstaatl. Zertifikatverkauf\r\nFördereffizienz\r\n○ Bei kurzfristiger Umsetzung\r\nvrsl. geringe Fördereffizienz\r\n(da fehlende Abnahme)\r\n+ Absenkung des Förderbedarfs\r\nüber die Dauer möglich\r\n+ Kostensenkung wird durch\r\ngeringere\r\nZertifikatspreise an\r\nAbnehmer weitergereicht\r\n+ Förderhöhe wird exante\r\nfestgelegt\r\n- Über- bzw. Unterförderung\r\nmöglich\r\n○ Bei kurzfr. Umsetzung vrsl.\r\ngeringe Fördereffizienz\r\n(da fehlende\r\nAbnahme)\r\n+ Absenkung des Förderbedarfs\r\nüber die Dauer möglich\r\n- Geringe Fördereffizienz, da\r\nAnreiz für private Abnahme\r\ngeschmälert werden\r\n+ Absenkung des Förderbedarfs\r\nüber die Dauer möglich\r\n- Geringe Fördereffizienz da\r\nkeine priv. Abnahme\r\n- Bei langfr. Abnahmeverträgen:\r\nkeine Absenkung des Förderbedarfs\r\nüber die Dauer\r\nBeitrag Zielerreichung\r\nKlimaneutralität\r\n○ Durch Technologiefenster\r\nkönnen\r\nauch teurere\r\nTechnologien\r\nmit großem\r\nPotenzial\r\ngefördert werden\r\n+ Fördert gezielt First-Mover\r\nProjekte\r\nin früher Marktphase\r\n+ Gezielte Förderung von\r\nausgewählten Technologien\r\nmöglich\r\n○ Durch Technologiefenster können\r\nauch teurere Technologien\r\nmit großem Potenzial gefördert\r\nwerden\r\n+ Bereits in der frühen Marktphase umsetzbar\r\nUmsetzbarkeit\r\n+ Erfahrung aus dem erneuerbare\r\nEnergien Kontext nutzbar\r\n+ Teilweise Refinanzierung durch\r\nClaw-back\r\n- Gesamtkosten schwer\r\nabschätzbar\r\n- Setzt ein Mindestniveau\r\nan Nachfrage\r\nund\r\nPreistransparenz\r\nvoraus\r\n+ Gesamtkosten einfach zu\r\nregulieren\r\n+ Kosten pro Förderung von\r\nvorherein\r\nbekannt\r\n+ Erfahrung aus anderen\r\nKontexten\r\nnutzbar\r\n+ Erfahrung aus dem erneuerbare\r\nEnergien Kontext nutzbar\r\n○ Setzt ein Mindestniveau an\r\nNachfrage voraus\r\n- Ggf. komplexe Risikobewertung\r\n- Erfordert langfristige Bereitstellung\r\nsignifikanter Finanzmittel,\r\nAuszahlung erfolgt jedoch nur im\r\nGarantiefall\r\n- Erfordert Schaffung staatlicher\r\nAnkaufstelle\r\n- Erfordert langfr. Bereitstellung\r\nsignifikanter Finanzmittel\r\n- Erfordert Schaffung\r\nstaatlicher\r\nAnkaufstelle\r\nUmsetzung\r\nin anderen\r\nLändern\r\n(\r\nsiehe 6.1)\r\n• Für CCS in den Niederlanden\r\neingeführt und in Frankreich\r\ngeplant\r\n• Für Negativemissionen im\r\nVereinigten Königreich geplant\r\n• In Norwegen bereits umgesetzt\r\n• In keinem der Länder umgesetzt oder in Planung • Bereits eingeführt in Dänemark,\r\nSchweden und den USA\r\nFazit und\r\nAnmerkungen\r\nO (kurzfristig) / + (mittelfristig)\r\n• Erst im fortgeschrittenen\r\nMarkthochlaufstadium\r\ngeeignet\r\n• Technologiefenster erforderlich\r\n+\r\n• Sorgfältige Auswahl der\r\ngeförderten\r\nProjekte nötig,\r\nda Besserstellung\r\n• Zu Beginn für First Mover\r\ngeeignet,\r\nsetzt jedoch\r\nmarktliche\r\nAbnahme voraus\r\nO (kurzfristig) / – (mittelfristig)\r\n+ Erst im fortgeschrittenen\r\nMarkthochlaufstadium\r\ngeeignet\r\n+ Technologiefenster erforderlich\r\n+ Kaum Vorteile gegenüber CfD\r\n–\r\n• Sorgfältige Ausgestaltung\r\nerforderlich\r\n+ (kurzfristig) /\r\n– (mittelf.) / + (langf.)\r\n• Sollte zeitlich und mengentechnisch\r\nstark begrenzt sein\r\n• Ggfls. langfristig zur Erreichung\r\nvon Net-Zero zu erwägen\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nWege zur Skalierung von Negativemissionstechnologien 110\r\n3.7 Synthese der Bewertungsergebnisse\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 111\r\n3. BECCUS Förderrahmen und Marktdesign\r\nBewertungsmatrix Instrumente für die Marktphase\r\nInstrument\r\nKriterium\r\nVollständige Integration\r\nin EU EHS\r\nTeilweise Integration:\r\npartielle Verbindung von EU\r\nEHS und freiwilligem EHS für\r\nNegativemissionen\r\nSeparater Compliance-Markt für\r\nNegativemissionen\r\nEinnahmesicherheit\r\nfür\r\nUnternehmen\r\n+ Gerade auf lange Sicht gesicherte\r\nAbnahme von Zertifikaten\r\nim EHS, da Klimaneutralität\r\nerreicht werden muss\r\n+ Keine Mengenbeschränkungen\r\n○ Eingeschränktes Marktvolumen\r\nund dadurch geringere\r\nEinnahmesicherheit gegenüber\r\nvollständiger Integration\r\n+ Abnahmegarantie durch Verpflichtung\r\nauf Unternehmensseite\r\n○ Nachfrage kann von Technologie\r\n(und deren Kosten) abhängig\r\nsein\r\nMarktliche\r\nPrinzipien\r\n+ Vollständig privatwirtschaftliche\r\nAbnahme\r\n+ Stellt möglichen langfr. Marktrahmen\r\ndar\r\n- Preisverfall im EU EHS\r\nmöglich\r\n○ Markt durch regulatorische Vorgaben\r\neingeschränkt gegenüber\r\nvollständiger Integration\r\n○ Preis von Zertifikaten gut\r\nsteuerbar\r\n+ Vollständig privatwirtschaftliche\r\nAbnahme von NEZ\r\nKosteneffizienz\r\n○ Keine Förderung nötig, allerdings\r\nwerden teure Technologien ggfls.\r\nnicht genutzt und potentielle Lerneffekte\r\nnicht gehoben\r\n○ Förderung abhängig von Technologiestand\r\nund Zeitpunkt der\r\nIntegration, da Preis gegebenenfalls\r\ngesenkt werden muss\r\n+ Keine zusätzliche Förderung\r\nnotwendig\r\nBeitrag\r\nZielerreichung\r\nKlimaneutralität\r\n+ Gesamtemissionen über Obergrenze\r\n(Cap) regulierbar\r\n- Integration kann Emissionsreduktion\r\nvon Unternehmen\r\nausbremsen (lock-in)\r\n+ Durch Steuerung der Negativemissionsmengen\r\nexakte Reduktionsziele\r\nund Gesamtemissionsziele\r\nmöglich\r\n+ Beitrag Negativemissionen\r\ndurch Anzahl Zertifikate in eigenem\r\nEHS steuerbar\r\n○ Steuerung Gesamtemissionen\r\nweiterhin über EU EHS möglich\r\nUmsetzbarkeit\r\n+ Nutzung von bestehendem\r\nHandelssystem\r\n- Benötigt bestehende und von der\r\nEU anerkannte Standards\r\n+ Teilweise Nutzung von\r\nbestehendem\r\nHandelssystem\r\n- Benötigt bestehende und von der\r\nEU anerkannte Standards\r\n- Aufbau eines eigenen\r\nCompliance-\r\nMarktes nötig\r\n- Unklarheit bzgl. Verpflichtung\r\nauf Unternehmensseite\r\nUmsetzung\r\nin anderen\r\nLändern\r\n(\r\nsiehe 6.1)\r\n• Integration von Negativemissionen in nationale EHS in Japan angekündigt\r\nund im Vereinigten Königreich geplant, die genau Ausgestaltung ist\r\nallerdings noch ungewiss\r\n• EU-KOM legt bis Juli 2026 einen Bericht zur Integration von Negativemissionen\r\nin das EHS vor\r\n• In keinem der untersuchten\r\nLänder geplant\r\nFazit und\r\nAnmerkungen\r\n+ langfristig (ab ca. 2040)\r\n• Erst bei weitestgehend erfolgter\r\nEmissionsminderung im EU EHS\r\nsinnvoll\r\n• Aufgrund hoher Kosten von Negativemissionen\r\nerst im fortgeschrittenen\r\nTechnologiestadium\r\ngeeignet\r\n+ mittelfristig (ab ca. 2030)\r\n• Verbindung der Märkte muss gut\r\nausgestaltet werden\r\n• Kann als erster Schritt zur vollständigen\r\nIntegration gesehen\r\nwerden\r\n–\r\n• Aufbau eines separaten Compliance-\r\nMarkts mit hohem Aufwand\r\nund großer Unklarheit verbunden\r\n• Trennung von EU EHS nicht\r\nsinnvoll\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 112\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des\r\nCO2-Infrastrukturaufbaus\r\nFür den Aufbau einer CO2-Infrastruktur ist ein geeigneter regulatorischer\r\nRahmen erforderlich, der den Infrastruktur- und Markthochlauf ermöglicht\r\nund unterstützt. Dies ist ein wichtiger Bestandteil der Policy Roadmap, wie\r\nin Abbildung 27 dargestellt. Vor diesem Hintergrund wird im folgenden Abschnitt\r\nzunächst der grundlegende Regulierungsbedarf einer CO2-Infrastruktur\r\nerläutert. Anschließend werden bestehende Regulierungsansätze\r\ndargestellt sowie Vorschläge für einen zukünftigen Regulierungsrahmen\r\nabgeleitet.\r\nA bbildung 27. Schematische Darstellung der Berichtsstruktur, Kapitel 4\r\n4.1 R egulierungsbedarf für CO2-Infrastruktur\r\nAus ökonomischer Perspektive besteht Regulierungsbedarf, wenn sowohl\r\ndie Existenz eines natürlichen Monopols in der Wertschöpfungskette\r\nals auch die Möglichkeit zur Ausübung von Marktmacht durch die\r\nnatürlichen Monopolisten vorliegen. Beide Aspekte werden im Folgenden\r\nkurz diskutiert.\r\nNatürliche Monopole entstehen, wenn die Kostenstruktur für die Bereitstellung\r\neines Produktes oder einer Dienstleistung mit starken Skaleneffekten\r\nverknüpft ist, und eine sogenannte Subadditivität der Kostenfunktion vorliegt.\r\nIm Ergebnis ist es bei dieser Art von Kostenstruktur günstiger das\r\n4.\r\nVermiedene\r\n(Kapitel 2) Erlöse Negativemissionszertifikate\r\nCO2-Nutzung\r\n(Kapitel 2)\r\nBECCUS\r\n(Kapitel 2)\r\nFinanzierungslücke\r\n(Kapitel 2)\r\nPolicy Roadmap\r\n• Fördermaßnahmen\r\n(Kapitel 3.5)\r\n• Marktrahmen (Kapitel 3.6)\r\nCO2-Infrastruktur (Kapitel 4.3)\r\nEUA-Kosten\r\noder\r\nMehrkosten\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 113\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nProdukt bzw. die Dienstleistung nur durch einen Anbieter bereitzustellen.\r\nInsbesondere für den leitungsgebundenen Transport von Gütern liegen typischerweise\r\nKostenstrukturen vor, die zu natürlichen Monopolen führen\r\n(z. B. bei den Infrastrukturen für den Transport von Strom oder Gas), da\r\nder parallele Aufbau von konkurrierenden Infrastrukturen mit unverhältnismäßig\r\nhohen Kosten verbunden ist. Dies ist insbesondere ausgeprägt,\r\nwenn die Netzinfrastruktur großflächig und verzweigt ist.\r\nAufgrund des frühen Stadiums des Aufbaus der CO2-Transportinfrastruktur\r\nkann die Beurteilung des Regulierungsbedarfes nur auf Basis der aktuellen\r\nErwartungen bezüglich der zukünftigen Transportbedarfe und -strukturen\r\nerfolgen. Grundsätzlich besteht in der aktuellen Diskussion um zukünftige\r\nklimaneutrale Energiesysteme weitgehender Konsens, dass für bestimmte\r\nIndustriebranchen, in denen Prozessemissionen anfallen (z. B. Zementherstellung),\r\nsowie für die thermische Abfallbehandlung die Abscheidung\r\nund Speicherung von CO2, die einzige plausible CO2-Vermeidungsoption\r\ndarstellt. Zudem sind langfristig Negativemissionstechnologien, wie etwa\r\nBECCUS mit BMKW oder TAB erforderlich, um Restemissionen auszugleichen.\r\nEntsprechend ist davon auszugehen, dass eine CO2-Infrastruktur ein\r\nzentraler Bestandteil klimaneutraler Energiesysteme ist. Strukturell wird\r\nfür das Transportsystem eine Kombination aus LKW-, Schiff-, Bahn- und\r\nPipelinetransport erwartet (siehe Kapitel 2). Die Transportinfrastruktur verbindet\r\ndabei weitflächig verteilte CO2-Quellen mit dauerhaften Speicherstätten,\r\nz. B. Industriezentren und TAB. Speicherstätten werden aktuell\r\nhauptsächlich offshore in der Nordseeregion erwartet. Alternativ ist auch\r\nein Transport des CO2 zur Nutzung und Weiterverarbeitung im Rahmen\r\nvon CCU-Anwendungen möglich. Abnehmer werden hier insbesondere in\r\nder Chemieindustrie oder in der Produktion synthetischer Kraft- und Brennstoffe\r\nerwartet.\r\nEs ist davon auszugehen, dass für den Transport großer CO2-Volumina\r\nPipelines die effizienteste Transportlösung darstellen. Entsprechend\r\nwird erwartet, dass langfristig ein großflächiges Pipelinenetz für den Abtransport\r\nder Restemissionen zu den Senken erforderlich sein wird.123\r\nZudem wird eine grenzüberschreitende Infrastruktur erwartet, da noch\r\nkeine Projekte zum Aufbau von Speicherstätten innerhalb Deutschlands\r\nexistieren. Aufgrund der erheblichen Investitionen, die mit dem Aufbau\r\neiner solchen Pipelineinfrastruktur verknüpft sind, ist die Existenz eines\r\nnatürlichen Monopols bereits in frühen Phasen des Markthochlaufs mit\r\nder Inbetriebnahme erster großer Pipelines naheliegend. Bei den komplementären\r\nTransportmodi über Straße, Schiene und Wasserwege sind die\r\nCharakteristika eines natürlichen Monopols dagegen nicht erfüllt, da die\r\nEintrittsbarrieren aufgrund der vergleichsweise kleinskaligen Transporteinheiten\r\n(bspw. je LKW oder Güterwagen) deutlich weniger restriktiv sind.124\r\n123 Der VDZ schätzt die Länge des insgesamt erforderlichen Leitungsnetzes bspw. auf ca. 4800 km.\r\n124 Das Schienennetz als solches ist als natürliches Monopol zu betrachten, unterliegt jedoch bereits einer\r\nRegulierung mit entsprechenden Zugangsregelungen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 114\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nNeben der Transportinfrastruktur stellt sich die Frage der Existenz natürlicher\r\nMonopole auch bezüglich der CO2-Speicher. Ein zentraler Faktor\r\nist dabei die Größe der Speicher im Verhältnis zu den transportierten\r\nCO2-Mengen. Insbesondere in der Hochlaufphase können ggf. mehrere\r\nseparate Pipelinesegmente jeweils an eine begrenzte Anzahl Speicher angeschlossen\r\nwerden. Somit können auch in der CO2-Speicherung die\r\nCharakteristika natürlicher Monopole gegeben sein, da die verfügbaren\r\nCO2-Mengen nicht den Betrieb mehrerer konkurrierender Speicher erlauben.\r\nLangfristig ist dagegen in einem flächendeckenden und europäisch\r\nintegriertem Transportsystem auch eine Konkurrenz zwischen verschiedenen\r\nSpeicherbetreibern im Wettbewerb möglich, ähnlich wie es aktuell bei\r\nder Speicherung von Erdgas der Fall ist.\r\nAuch wenn die Bedingungen für die Existenz natürlicher Monopole erfüllt\r\nsind, reicht dies allein nicht aus, um einen regulatorischen Eingriff zu\r\nrechtfertigen. Zusätzlich muss ein Potenzial für die Ausübung von Marktmacht\r\ndurch den Monopolisten vorliegen. Zentrale Aspekte dabei sind die\r\nVerfügbarkeit von Alternativen für die potenziellen Marktteilnehmer, die\r\nStruktur der Prozesskette und die resultierenden Anreizstrukturen, in denen\r\ndie Monopolisten agieren.\r\nBezüglich der Verfügbarkeit von Alternativen stellt sich zunächst die Frage,\r\nob neben der Abscheidung und Speicherung von CO2 weitere Optionen\r\nzur Dekarbonisierung für die betroffenen Akteure existieren. Für einzelne\r\nBranchen, insbesondere die Zement- und Kalkherstellung sowie TAB, existieren\r\nnach aktuellem Stand keine alternativen Vermeidungsoptionen.\r\nEntsprechend ist naheliegend, dass hier eine Abhängigkeit von CO2-Transport\r\nund -Speicherung bestehen wird, da sonst ein Betrieb der Anlagen\r\nin einem klimaneutralen System nicht möglich ist. Beim Transport stehen\r\ndabei grundsätzlich verschiedene Modi zur Verfügung, die alternativ zum\r\nPipelinetransport genutzt werden können. Allerdings ist bei großen Transportvolumina\r\ndavon auszugehen, dass der Effizienzvorteil der Pipelines\r\nbei den Transportkosten so hoch ist, dass keine praktische Konkurrenzsituation\r\nzwischen den Transportmodi besteht. Weiterhin ergeben sich für\r\nhohe Transportvolumina zusätzliche Restriktionen in der Infrastrukturverfügbarkeit\r\nfür den Schiff- und Schienentransport. Somit wird deutlich, dass\r\ngrundsätzlich das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht besteht.\r\nAllerdings ist insbesondere in der Hochlaufphase zu erwarten, dass Infrastrukturbetreiber\r\ndaran interessiert sind, möglichst schnell hohe Auslastungen\r\nihrer Infrastruktur zu erzielen und somit nicht notwendigerweise\r\nein Anreiz besteht, potenzielle Nutzer der Infrastruktur zu diskriminieren.\r\nIm Ergebnis ist somit festzustellen, dass ein grundsätzlicher Regulierungsbedarf\r\nfür die BECCUS-Prozesskette besteht. Für die konkrete Ausgestaltung\r\ndes Regulierungsrahmens ist zu beachten, dass sich die Anforderungen\r\nan ihn in den unterschiedlichen Phasen des Infrastruktur- und\r\nMarkthochlaufs deutlich unterscheiden. Während es in den frühen Phasen\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 115\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nvor allem darum geht, einen pragmatischen Regulierungsansatz zu finden,\r\nder den Aufbau der Infrastruktur und den Zugang zu ihr möglichst unkompliziert\r\nermöglicht, liegt der Fokus nach einem erfolgreichen Hochlauf\r\nund Aufbau der Infrastruktur auf der Hebung von Effizienzen im Betrieb\r\nund ihrer Erweiterung. Für die späteren Phasen sollten entsprechend\r\nauch komplexere Regulierungsmodelle in Erwägung gezogen werden.\r\n4.2 Regulatorische Ausgangslage\r\nSowohl in Europa als auch in Deutschland wurden erste Schritte zur Entwicklung\r\neines Regulierungsrahmens für die CO2-Infrastruktur unternommen.\r\nDerzeit existieren allgemeine Vorschriften, die sich primär auf die\r\nCO2-Speicherung konzentrieren, jedoch nur begrenzt auf infrastrukturspezifische\r\nFragestellungen eingehen. Die bestehenden Regulierungsansätze\r\nin Europa und Deutschland werden im Folgenden skizziert. Zusätzlich werden\r\nvorhandene Finanzierungsmechanismen zur Errichtung einer CO2-Infrastruktur\r\ndargestellt.\r\n4.2.1 Europäische Union\r\nDie Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates\r\n(sogenannte CCS-Richtlinie) bildet den rechtlichen Rahmen für die umweltverträgliche\r\ngeologische Speicherung von CO2. Die Richtlinie betont\r\ndie Notwendigkeit der Entwicklung der CCS-Prozesskette für die industrielle\r\nAnwendung, der Reduzierung der Technologiekosten sowie der Gewinnung\r\nweiterer vertiefter wissenschaftlicher Erkenntnisse. Ziel der Richtlinie\r\nist es, einen Rechtsrahmen zu schaffen, der die umweltverträgliche geologische\r\nSpeicherung von CO2 in den Mitgliedstaaten ermöglicht. Dabei\r\nsoll sichergestellt werden, dass kein erhebliches Risiko für CO2-Leckagen\r\noder Umwelt- und Gesundheitsschäden besteht. Zudem sollen negative\r\nAuswirkungen auf die Sicherheit der Transportnetze und Speicherstätten\r\nvermieden werden. Die Haftung für Klimaschäden infolge etwaiger Leckagen\r\nist durch die Richtlinie 2003/87/EG geregelt, wonach für entwichene\r\nEmissionen Zertifikate abgegeben werden müssen.\r\nDie CCS-Richtlinie konzentriert sich auf zentrale Aspekte der CO2-Speicherung\r\nwie Standortwahl, Monitoring, Genehmigungsprozesse und\r\nStilllegungen. Sie bietet somit einen rechtlichen Rahmen für Investoren,\r\ndie großangelegte CO2-Speicherstätten errichten möchten, einschließlich\r\nAbscheidung und Transport. Die Entscheidung über Art und Umfang der\r\nAbscheidung, des Transports und der Speicherung obliegt dabei den Mitgliedstaaten.\r\nDarüber hinaus verpflichtet die Richtlinie die Mitgliedstaaten, den Zugang\r\nzu Transportnetzen und Speicherstätten für potenzielle Nutzer diskriminierungsfrei\r\nsicherzustellen. Gerechte Zugangsbedingungen umfassen\r\nKriterien wie verfügbare Speicherkapazitäten, EmissionsminderungsWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 116\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nziele, technische Spezifikationen und die Wahrung der Interessen aller\r\nBeteiligten. Der Zugang kann wegen mangelnden Kapazitäten verweigert\r\nwerden. Allerdings ist der Infrastrukturbetreiber in diesem Fall verpflichtet,\r\nentsprechende Verbesserungen vorzunehmen soweit dies wirtschaftlich\r\nsinnvoll ist. In Grundzügen ist damit eine Zugangsregulierung bereits in\r\nder Richtline angelegt.\r\nAm 6. Februar 2024 veröffentlichte die EU-Kommission die „Industrial\r\nCarbon Management Strategy“, die darauf abzielt, verschiedene Politikbereiche\r\nzu bündeln und passgenaue Rahmenbedingungen für das industrielle\r\nCO2-Management zu schaffen. Diese Strategie betont die Schlüsselbereiche\r\nder CO2-Prozesskette: Abscheidung, Transportinfrastruktur sowie\r\nlokale Nutzung und Speicherung von CO2.\r\nAls Herausforderungen im Bereich der Transportinfrastruktur identifiziert\r\ndie Strategie die begrenzte Kapazität bestehender lokaler Netze, die hohen\r\nInvestitionskosten für den Aufbau einer Infrastruktur sowie die langen\r\nVorlaufzeiten zur Errichtung von Pipelines. Laut einer Studie der EU-Kommission\r\nkann das in Europa benötigte CO2-Transportnetz bereits bis 2030\r\neine Länge von bis zu 7.300 Kilometer aufweisen, was Investitionen in\r\nHöhe von 12,2 Mrd. Euro erfordern würde. Hinzu kommen administrative\r\nHürden, insbesondere bei Genehmigungsverfahren für Investoren, sowie\r\ndie Notwendigkeit einer groß angelegten, grenzüberschreitenden Transportinfrastruktur.\r\nUm diese Herausforderungen zu adressieren, hatte die Kommission für\r\n2024 den Beginn der Vorbereitung eines umfassenden Regulierungspakets\r\nfür den CO2-Transport geplant.125 Es soll Aspekte wie Markt- und Kostenstrukturen,\r\ngrenzüberschreitende Integration, die Planung neuer Infrastrukturen,\r\nden Zugang Dritter, Tarifregulierungen und Eigentumsmodelle\r\nabdecken. Zudem wird in Zusammenarbeit mit den Mitgliedstaaten und\r\ndem CCUS Forum ein Vorschlag für einen EU-weiten Mechanismus zur\r\nPlanung von CO2-Infrastrukturen entwickelt.126 Dabei wird auf einen partizipatorischen\r\nAnsatz unter Einbeziehung von betroffenen Stakeholdergruppen,\r\nähnlich wie im Strom- und Gassektor, verwiesen. Weitere in der\r\nStrategie beschriebene Maßnahmen umfassen die frühzeitige Entwicklung\r\nvon Infrastrukturprojekten, die Einführung von Vorschriften zur Emissionsbilanzierung,\r\ndie Festlegung von Mindeststandards für CO2-Ströme sowie\r\ndie Unterstützung verschiedener CO2-Transportmodi.\r\nIm Jahr 2024 wurde außerdem der „Net-Zero Industry Act“ vom Europäischen\r\nParlament und dem Rat verabschiedet. Ziel dieses Rechtsakts ist\r\n125 Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Studie war der Zeitplan für die Erarbeitung und Veröffentlichung\r\ndes Pakets unklar.\r\n126 Das CCUS Forum ist ein Stakeholdernetzwerk für die Beschleunigung der Einführung von CCUS-Technologien\r\nin Europa\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 117\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\ndie Förderung klimaneutraler Technologien. Bis 2030 soll die Netto-Null-\r\nProduktionskapazität mindestens 40 % des jährlichen Bedarfs der EU decken.\r\nDarüber hinaus wird ein europäischer Markt für CO2-Speicherdienstleistungen\r\nangestrebt, mit dem Ziel, die CO2-Speicherkapazität bis 2030\r\nauf 50 Mio. Tonnen pro Jahr zu erhöhen. Hierfür sollen Investitionen in\r\neine CO2-neutrale europäische Transport- und Speicherprozesskette koordiniert\r\nwerden. Zur Erreichung dieser Ziele sieht das Gesetz vor, dass Lizenznehmer\r\nin der Öl- und Gasproduktion der EU in die CO2-Speicherung\r\ninvestieren, und individuelle Zielvorgaben orientiert an den Marktanteilen\r\nin der Öl- und Gasproduktion erhalten.\r\n4.2.2 Deutschland\r\nZur nationalen Umsetzung der CCS-Richtlinie des Europäischen Parlaments\r\nwurde in Deutschland im Jahr 2012 das KSpG erlassen. Dieses\r\nGesetz schaffte zunächst den rechtlichen Rahmen zur Überprüfung und\r\nDemonstration der wirtschaftlichen und technischen Machbarkeit von\r\nCCS. Basierend auf der CCS-Richtline wird auch im KSpG der diskriminierungsfreie\r\nZugang Dritter zu CO2-Infrastruktur geregelt. Unternehmen\r\nsollen Zugang zu Leitungsnetzen und Speichern zu angemessenen\r\nund transparenten Bedingungen erhalten, die nicht von den Konditionen\r\nabweichen dürfen, die für vergleichbare Leistungen innerhalb eines Unternehmens\r\noder zwischen assoziierten Partnern angesetzt werden. Wenn\r\nBetreiber von CO2-Netzen aufgrund mangelnder Transportkapazität den\r\nAnschluss verweigern, sind sie verpflichtet notwendige Ausbaumaßnahmen\r\nvorzunehmen soweit dies wirtschaftlich tragbar ist oder wenn der Anschlussnehmer\r\ndie Kosten für die Maßnahme übernimmt.\r\nEine im Jahr 2022 durchgeführte Evaluierung des KSpG ergab, dass zur\r\nErreichung der Klimaziele neben CCS auch CCU notwendig ist. Basierend\r\nauf diesen Ergebnissen wurde eine Anpassung des Rechtsrahmens empfohlen,\r\neinschließlich Vorschlägen für den Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur.\r\nEin entsprechender Gesetzentwurf wurde am 30. Mai 2024 von\r\nder damaligen Bundesregierung fertiggestellt.127\r\nDie geplante Gesetzesänderung soll rechtliche Unsicherheiten hinsichtlich\r\nder Genehmigung von CO2-Transportleitungen beseitigen. Es definiert klare\r\nVerfahrensregeln für Kohlendioxidleitungen, die sowohl für CCS, CCU als\r\nauch für eine gemischte Nutzung verwendet werden können. Das Planfeststellungsverfahren\r\nfür CO2-Leitungen wird an das Verfahren für Leitungsvorhaben\r\nnach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) angepasst, wobei gleichzeitig\r\nunnötige Bürokratie vermieden und Verwaltungsverfahren beschleunigt\r\nwerden sollen. Hierzu gehört auch die Verkürzung des Rechtswegs durch\r\neine erstinstanzliche Zuständigkeit des Oberverwaltungsgerichts.\r\n127 Bei Fertigstellung der Studie war der Entwurf noch nicht beschlossen und die Umsetzung unter der\r\nneuen Bundesregierung unklar.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 118\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nZudem soll laut Gesetzesentwurf der kommerzielle Einsatz von dauerhaften\r\nCO2-Speichern ermöglicht werden, zusätzlich zu Anwendungen für\r\nForschung, Erprobung und Demonstration. Die Frist für die Beantragung\r\nvon Speichervorhaben wird aufgehoben. Grundsätzlich sollen künftige\r\nProjekte auf den Festlandsockel und die ausschließliche Wirtschaftszone\r\nbeschränkt werden. Die Bundesländer können jedoch über eine Optin\r\nRegelung die Zulassung von CO2-Speicherung auf ihrem Landesgebiet\r\nentscheiden.\r\nNeben dem Entwurf des KpSG hat die damalige Bundesregierung Eckpunkte\r\neiner Carbon-Management-Strategie verabschiedet. Ziel der\r\nStrategie ist es, bestehende Hürden für den Transport und die Speicherung\r\nvon CO2 abzubauen und klare Rahmenbedingungen für dessen\r\nNutzung zu schaffen. Wie bereits in der Novelle des KSpG festgelegt, wird\r\ndie Speicherung von CO2 auf hoher See angestrebt. Die bereits erwähnte\r\nOpt-in-Regelung für die Speicherung am Land wird zudem auch hier bestätigt.\r\nDarüber hinaus wird die Bedeutung einer harmonischen Integration\r\nvon CCS- und CCU-Prozessen hervorgehoben, um eine möglichst effiziente\r\nKohlenstoffnutzung durch CCU zu gewährleisten. Die damalige Bundesregierung\r\nstrebte zudem den Export von Kohlendioxid für die offshore-\r\nSpeicherung an. Dafür sollten zwei Gesetzentwürfe verabschiedet werden:\r\nZur Ratifizierung von Artikel 6 des London-Protokolls und zur Änderung\r\ndes Hohe-See-Einbringungsgesetzes (HSEG).\r\nMit der stärkeren Berücksichtigung von CO2-Abscheidetechnologien mehren\r\nsich auch kritische Stimmen gegen den Rechtsrahmen für CCS. Ein\r\nBündnis aus nationalen und internationalen Organisationen, Initiativen,\r\nGemeinden und Unternehmen fordert die Mitglieder des Bundestags und\r\nder Landesregierungen auf, die geplante Änderung des KSpG nicht zu\r\nverabschieden128. Kritisiert werden unter anderem vermeintlich negative\r\nAuswirkungen des CCS-Prozesses auf den Ausstieg aus fossilen Energien,\r\nunkalkulierbare Risiken der Speicherung unter dem Meeresboden\r\nsowie die Entwicklung eines flächendeckenden CO2-Pipelinenetzes. Auch\r\ndas UBA weist auf die Notwendigkeit einer effektiven Überwachung (Monitoring)\r\nbei der Nutzung von CCS-Technologien hin. Zudem bestünde bei\r\nder Entwicklung geeigneter Monitoringverfahren erheblicher Forschungsbedarf.\r\nZudem wird betont, dass zur Vermeidung zukünftiger Nutzungskonflikte\r\neine unterirdische Raumordnung erforderlich sei.129\r\n128 Z. B. der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND). Mehr als 70 Organisationen und\r\nBürgerinitiativen aus zahlreichen Ländern warnen davor, in der Klimapolitik auf CCS zu setzen\r\n129 https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/carbon-capture-storage-diskussionsbeitrag\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 119\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nBevor die erforderlichen Regulierungsmechanismen für die Infrastrukturentwicklung\r\ndiskutiert und bewertet werden, ist es wichtig, zunächst die\r\nbestehenden Finanzierungsmechanismen zu betrachten. Im Folgenden\r\nwerden die derzeit verfügbaren Förderinstrumente vorgestellt und durch\r\nBeispielprojekte aus dem Bereich der CO2-Infrastruktur veranschaulicht.\r\n4.2.3 Bestehende Finanzierungsmechanismen für CO2-Infrastruktur\r\nNeben den skizzierten ersten Ansätzen für eine Regulierung existieren\r\nauch erste Finanzierungsmechanismen für Infrastruktur, die im Folgenden\r\nkurz erläutert werden:\r\nEU-Innovationsfonds\r\nDer EU-Innovationsfonds unterstützt CCU-Technologien sowie den Bau\r\nund Betrieb von CCS-Anlagen und Infrastruktur durch Zuschüsse. Voraussetzungen\r\nfür eine Förderung sind die Wirksamkeit bei der Vermeidung\r\nvon Treibhausgasemissionen, der Innovationsgrad, Projektreife, Skalierbarkeit\r\nund Kosteneffizienz. Zusätzlich müssen Projekte in Bezug auf\r\nPlanung, Geschäftsmodell sowie finanzielle und rechtliche Struktur ausreichend\r\nausgereift sein. Gefördert werden bis zu 60 % der zusätzlichen\r\nKapital- und Betriebskosten im Zusammenhang mit der Innovation sowie\r\nbis zu 60 % der Kapitalkosten bei kleineren Projekten. Für den Zeitraum\r\n2020 bis 2030 wird das Fördervolumen des Fonds auf etwa 40 Mrd. Euro\r\ngeschätzt (bei einem CO2-Preis von 75 €/t CO2).\r\nBeispielprojekte:\r\n• Carbon2Business: Eine innovative Kohlenstoffabscheidungstechnologie\r\nwird in einem Zementwerk in Lägerdorf (Deutschland) eingesetzt, um\r\ndas aufgefangene Kohlendioxid als Rohstoff für verschiedene Industrien\r\nzu nutzen.\r\n• Everest: Dekarbonisierung des größten europäischen Kalkwerks Flandersbach\r\nin Nordrhein-Westfalen. Es wird eine industrielle Anlage entwickelt,\r\ndie CO2-Abscheidung und -Speicherung ermöglicht. Das Projekt\r\numfasst die gesamte Prozesskette, einschließlich Abscheidung, Pipeline-\r\nTransport, Verflüssigung und geologischer offshore-Speicherung in\r\nHolland. Aufgrund der Größe des Kalkwerks wird eine bedeutende Impulswirkung\r\nfür die Entwicklung der Infrastruktur angestrebt.\r\n• GeZero: Ein CCS-Projekt in Nordrhein-Westfalen, das die CO2-Abscheidung\r\nund Speicherung in einem Zementwerk abdeckt. Ziel ist die Speicherung\r\nvon etwa 700.000 Tonnen CO2 pro Jahr unter der Nordsee. Der\r\nTransport erfolgt zunächst per Zug zum Hub von Wintershall Dea in Wilhelmshaven\r\nund anschließend per Schiff und Pipeline zu den Speicherstätten.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 120\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nHorizon Europe\r\n„Horizon Europe“ ist ein Forschungs- und Innovationsförderprogramm der\r\nEU mit einer Laufzeit bis 2027. Ziel ist es, den Klimawandel zu bekämpfen,\r\ndie nachhaltigen Entwicklungsziele der Vereinten Nationen zu unterstützen\r\nund die Wettbewerbsfähigkeit sowie das Wachstum der EU zu fördern.\r\nDas Programm finanziert unter anderem Forschung und Entwicklung im\r\nBereich der CO2-Abscheidung, -Speicherung und -Nutzungstechnologien.\r\nFür den Zeitraum 2021–2027 steht ein Fördervolumen von 93,5 Mrd. Euro\r\nzur Verfügung.\r\nConnecting Europe Facility (CEF)\r\nDie CEF ist ein wichtiges Finanzierungsinstrument der EU zur Förderung\r\nvon Wirtschaftswachstum, Arbeitsplätzen und Wettbewerbsfähigkeit durch\r\nInfrastrukturinvestitionen. Das Programm deckt die Bereiche Energie,\r\nTransport und Digitalisierung ab und unterstützt den Aufbau neuer, grenzüberschreitender\r\nInfrastrukturen. Am 4. November 2024, während der PCI\r\nEnergy Days, wurden fünf CO2-Projekte präsentiert, die eine Förderung\r\nerhalten haben. Diese Projekte zielen darauf ab, eine EU-weite CO2-Infrastruktur\r\nfür Transport und Speicherung zu schaffen, die Emissionsquellen\r\nmit Speicherstätten verbindet:\r\n• Northern Lights: Entwicklung einer Infrastruktur zur Handhabung und\r\nSpeicherung von CO2 aus EU-Ländern auf dem norwegischen Kontinentalschelf\r\n• CO2next: Aufbau eines Hub-Terminals in Rotterdam\r\n• Aramis: Erstellung einer umfassenden Prozesskette für den Transport\r\nund die Speicherung von CO2 in der Nordsee\r\n• D’Artagnan: Dunkirk CO2 Hub: Entwicklung eines Hubs in Dünkirchen\r\nzur Unterstützung der CCS-Infrastruktur\r\n• Studies4CCS Interconnector: Erarbeitung von Machbarkeitsstudien\r\nzur Schaffung grenzüberschreitender CO2-Infrastrukturen\r\nFördermaßnahmen in Deutschland\r\nIn Deutschland werden ebenfalls bereits einzelne Förderprogramme zur\r\nUnterstützung der CO2-Abscheidung, -Speicherung und -Transportinfrastruktur\r\nangeboten.\r\nKfW-Klimaschutzoffensive: Die KfW-Bankengruppe fördert klimafreundliche\r\nWirtschaftsaktivitäten, darunter die CO2-Abscheidung in energieWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 121\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nintensiven Industrien wie der Zementherstellung, den Neubau von CO2-\r\nPipelines, die Nachrüstung von Gasnetzen für den CO2-Transport und die\r\ndauerhafte unterirdische CO2-Speicherung.\r\nKonsortialkredit Nachhaltige Transformation: Dieses Programm bietet\r\nflexible, beihilfefreie Finanzierungen für ambitionierte nachhaltige und\r\ntransformative Maßnahmen, die sich an den Kriterien der EU-Taxonomie\r\norientieren.\r\nFazit regulatorischer Ausgangslage\r\nIm Jahr 2024 wurden in Europa und Deutschland neue rechtliche Rahmenbedingungen\r\ngeschaffen, um die Entwicklung der CO2-Prozesskette\r\nzu beschleunigen. Sowohl auf europäischer als auch auf deutscher Ebene\r\nwerden CCUS-Prozesse als ein wesentlicher Teil zur Erreichung der Klimaziele\r\nund Negativemissionen gesehen. Die Errichtung von Speicherstätten\r\nzur kommerziellen Nutzung sowie zum Aufbau der Infrastruktur stehen im\r\nVordergrund. Auch CCU wird in aktuellen Überlegungen zur Carbon Management\r\nStrategie und zum KSpG einbezogen. Allerdings befindet sich\r\ndie Entwicklung des Rechtsrahmens noch in einer sehr frühen Phase, sodass\r\nLücken und Erweiterungsbedarf bestehen. Gleichzeitig fehlen umfassende\r\nFörder- bzw. Finanzierungsmaßnahmen, die den Hochlauf der\r\nCO2-Infrastruktur entlang der Wertschöpfungskette ermöglichen. Vor diesem\r\nHintergrund werden im nächsten Kapitel zentrale Handlungsoptionen\r\nbei der Gestaltung des zukünftigen Regulierungsrahmens dargestellt und\r\nbewertet.\r\n4.3 Diskussion und Bewertung von Regulierungsmechanismen\r\nIn diesem Kapitel werden mögliche Regulierungsmechanismen entlang\r\nfünf unterschiedlicher Regulierungsdimensionen vorgestellt und jeweils\r\neine Ausgestaltungsoption empfohlen. Die Optionen werden entlang der\r\nEingriffstiefe staatlicher Regulierung strukturiert. Dabei wird untersucht, in\r\nwelchem Ausmaß der Staat die Entwicklung beeinflussen kann, wie die\r\nkonkrete Ausgestaltung aussehen könnte und welche Vor- und Nachteile\r\ndie jeweiligen Optionen für Marktteilnehmer und die Infrastrukturentwicklung\r\nhaben.\r\nTabelle 12 bietet eine Übersicht der untersuchten Rahmenbedingungen\r\nsowie der potenziellen Mechanismen für die Regulierung der CO2-Infrastrukturentwicklung.\r\nFür jede Regulierungsdimension werden jeweils drei\r\nAusgestaltungsoptionen präsentiert, die nach dem Grad der Tiefe des\r\nstaatlichen Eingriffs geordnet sind. Die einzelnen Optionen werden in den\r\nfolgenden Abschnitten detaillierter dargestellt und eingeordnet.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 122\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nTabelle 12: Übersicht der betrachteten Regulierungsdimensionen und deren Ausgestaltungsoptionen\r\nRegulierungsdimensionen\r\nAusgestaltungsoptionen\r\nGeringe Eingriffstiefe Mittlere Eingriffstiefe Hohe Eingriffstiefe\r\nNetzplanung Unabhängige Entwicklung\r\nvon BECCUS-Clustern\r\nGemeinsame Planung durch\r\ndie beteiligten Akteure,\r\nz. B. koordiniert von Netzbetreibern\r\nZentralisierte staatliche Infrastrukturplanung\r\nNetzzugangsregulierung\r\nKeine gesonderte\r\nZugangsregulierung\r\nDiskriminierungsfreier\r\nZugang Dritter\r\nKomplexe Regulierung des\r\nZugangs über „Entry-/Exit“\r\nähnliche Strukturen\r\nEntflechtung Keine gesonderte Entflechtungsregelung\r\nLockere Entflechtungsregelung,\r\nz. B. buchhalterische\r\nEntflechtung\r\nStrikte Entflechtungsregelung,\r\nz. B. gesellschaftsrechtliche\r\nEntflechtung\r\nTarifstruktur Freie Gestaltung von Tarifen\r\nim Rahmen des Wettbewerbsrechts\r\nRegulierung von Tarifstrukturen\r\nbzw. Methodiken zur\r\nBestimmung der Tarife\r\nKostenbasierte Regulierung\r\nder Tarife\r\nAnschubfinanzierung\r\nIndirekte Finanzierung\r\nüber die Nachfrage und\r\nentsprechende Förderung\r\nZeitliche Verschiebung der\r\nFinanzierungslasten über\r\nAmortisationskonto\r\nDirekte Staatliche Finanzierung\r\noder Risikoübernahme\r\n4.3.1 Langfristige Infrastrukturplanung\r\nFür den Aufbau der CO2-Infrastruktur ist ein komplexer Koordinierungsprozess\r\nzur Bestimmung der Transportbedarfe auf Grundlage der Abscheidungsmengen\r\nund regionalen Speicherpotenziale erforderlich. Dabei wird\r\nerwartet, dass bereits im Jahr 2030 substanzieller Bedarf für eine CO2-\r\nInfrastruktur existiert.130 Beim Aufbau der Infrastruktur ist somit einerseits\r\ndie Ermöglichung eines schnellen Hochlaufs entscheidend, um frühzeitig\r\ndie erforderlichen Transport- und Speicherkapazitäten bereitzustellen,\r\ndie für die unvermeidbaren CO2-Emissionen benötigt werden. Andererseits\r\nsollten ebenfalls bereits frühzeitig die langfristigen Kapazitätsanforderungen\r\nund Transportbedarfe berücksichtigt werden, um zukünftige Erweiterungen\r\nund einen langfristig effizienten Aufbau der Infrastruktur zu\r\nermöglichen. Dieses Spannungsfeld stellt ein komplexes Koordinierungsproblem\r\ndar, da der Aufbau und die Verfügbarkeit der Transportkapazitäten\r\neng mit der Entwicklung der Nachfrage nach Transport und Speicherung\r\nverknüpft sind.\r\nDie Frage nach geeigneten Planungsprozessen, die einen koordinierten\r\nAufbau der nationalen und internationalen Infrastruktur unter Berücksich-\r\n130 Siehe Abschnitt 2.1.3, der Bedarf für 2030 wird im Entwurf für die CMS auf 1100 km Leitungsnetz geschätzt.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 123\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\ntigung der Wechselwirkungen mit anderen Infrastrukturen ermöglichen, ist\r\nfür die zukünftige Nutzung von BECCUS-Technologien somit von zentraler\r\nBedeutung. Dabei steht zunächst nicht die inhaltliche Ausgestaltung\r\nder Netzplanung selbst im Fokus, sondern die strukturelle Verteilung der\r\nVerantwortlichkeiten. Von besonderer Bedeutung ist hierbei die Fragestellung,\r\nob diese Planung dezentral durch Marktakteure, zentral durch den\r\nStaat oder in einer Mischform organisiert wird. Im Folgenden werden drei\r\nLösungsoptionen untersucht: eine vollständig unabhängige Netzplanung\r\ndurch private Akteure, eine abgestimmte Netzplanung durch die relevanten\r\nStakeholder unter staatlicher Koordinierung sowie eine staatlich gesteuerte\r\nzentralisierte Netzplanung.\r\nUnabhängige Entwicklung von BECCUS-Clustern\r\nIn einer dezentralen Planungsstruktur können BECCUS-Cluster bestehend\r\naus Gruppen von Emittenten in geographischer Nähe eigenständig Pläne\r\nfür die Entwicklung einer CO2-Infrastruktur entwickeln. Die Entscheidungen\r\nzu benötigten Transportkapazitäten werden durch die Mitglieder\r\ndes Clusters basierend auf wirtschaftlichen und technischen Überlegungen\r\ngetroffen und geplant. Die Umsetzung des Infrastrukturaufbaus kann\r\ndabei sowohl durch die Einbeziehung von Netz- und Speicherbetreibern in\r\ndas Cluster als auch integriert innerhalb eines der beteiligten Unternehmen\r\nerfolgen. In späteren Phasen des Hochlaufs können die verschiedenen\r\nCluster dann nach Bedarf zusammenwachsen und in eine weitflächigere\r\nInfrastruktur integriert werden, wenn dies durch die effizientere Nutzung\r\nvon Transport- und Speicherkapazitäten zu wirtschaftlichen Vorteilen führt.\r\nDer Staat übernimmt dabei keine koordinierende oder steuernde Rolle,\r\nsondern beschränkt sich auf die Schaffung passgenauer Rahmenbedingungen\r\nfür Genehmigungs- und Umsetzungsprozesse.\r\nDie wichtigsten Vorteile des beschriebenen dezentralen Planungsmodells\r\nsind Flexibilität und Autonomie der einzelnen Cluster in der Planung\r\nder Infrastruktur. Damit bleibt der übergreifende administrative Planungsund\r\nKoordinierungsaufwand für die beteiligten Unternehmen und öffentlichen\r\nBehörden beschränkt. Insgesamt ist in diesem Ansatz eine höhere\r\nGeschwindigkeit bei der Umsetzung des Infrastrukturaufbaus sowie eine\r\ndynamischere Reaktionsfähigkeit auf veränderte Rahmenbedingungen zu\r\nerwarten.\r\nAllerdings besteht das Risiko, dass der dezentrale Ansatz unzureichend\r\ndie Gesamtsystemperspektive und die langfristigen Bedarfe einer integrierten\r\ndeutschen CO2-Infrastruktur einbezieht. Gründe können bspw.\r\nsein, dass die frühen BECCUS-Cluster im Nordwesten Deutschlands in\r\nder Planung die zukünftigen Transportbedarfe süddeutscher Cluster unzureichend\r\nberücksichtigen oder dass die Bedarfe von Industrien, die erst\r\nzu späteren Zeitpunkten CO2-Abscheidung nutzen, nicht frühzeitig bedacht\r\nwerden. Zudem ist zu erwarten, dass die jeweiligen Cluster ihre eigenen\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 124\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nBedarfe priorisieren, sodass insbesondere die benötigten Transportkapazitäten\r\nkleinerer Akteure, z. B. in der Müllverbrennung, nicht ausreichend\r\nberücksichtigt werden. Zudem können unterschiedliche technische\r\nStandards und Planungsprinzipien zwischen den Netzbetreibern langfristig\r\nVerbindungen zwischen den Clustern erschweren. Im Ergebnis ist\r\nbei diesem Planungsansatz somit ein langfristig ineffizienter Infrastrukturaufbau\r\nmit Redundanzen oder komplexen späteren Anpassungsbedarfen\r\nmöglich.\r\nKoordinierte Netzplanung durch die beteiligten Akteure und\r\nStakeholder\r\nDie koordinierte Netzplanung durch die beteiligten Akteure stellt eine\r\nMischform dar, in welcher der Staat eine moderierende und steuernde\r\nRolle im Planungsprozess übernimmt. Die Hauptverantwortung für die\r\nPlanung liegt allerdings weiterhin bei privaten Akteuren, die am Aufbau\r\nund der Nutzung der CO2-Infrastruktur beteiligt sind. Der Staat beschränkt\r\nsich auf die Vorgabe der Planungsprinzipien und einheitlicher Standards\r\nsowie auf eine moderierende und vermittelnde Rolle innerhalb des Planungsprozesses.\r\nDer Prozess kann sich dabei an den existierenden Praktiken\r\nder Planung der Strom- und Gasinfrastruktur im Rahmen der Netzentwicklungsplanung\r\norientieren. Hier wird durch einen abgestimmten und\r\ndurch die Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigten Szenariorahmen ein\r\ngemeinsames Bild zur erwarteten zukünftigen Entwicklung der Infrastrukturbedarfe\r\nermittelt. Dies ermöglicht die frühzeitige Einbindung der betroffenen\r\nUnternehmen sowie weiterer Stakeholder in der Infrastrukturplanung.\r\nDie Hauptverantwortung in der Planung liegt dabei bei den Netzbetreibern\r\nals Investoren und Betreibern der Infrastruktur. Ein ähnliches Vorgehen ist\r\nauch für die Entwicklung der CO2-Infrastruktur naheliegend.\r\nDer skizzierte Planungsansatz kombiniert die Flexibilität einer dezentralen\r\nPlanung mit der strategischen Weitsicht einer übergreifenden Koordinierung\r\ndes gesamten Energiesystems. Netzbetreiber können weiterhin\r\nmarktorientiert agieren und die Erwartungen der Marktakteure über den\r\nBeteiligungsprozess einbeziehen. Gleichzeitig können über die Abstimmung\r\ndes Szenariorahmens Grundprämissen der Infrastrukturplanung\r\ndurch den Staat, der in diesem Modell durch die Regulierungsbehörde vertreten\r\nwird, beeinflusst werden. Dies können bspw. das Ambitionsniveau\r\nbeim Klimaschutz und die Vorgabe sektoraler Ziele sein. Gleichzeitig kann\r\nüber die Anbindung an die Systementwicklungsstrategie und die Netzentwicklungspläne\r\nfür Strom, Gas und Wasserstoff eine infrastrukturübergreifend\r\nkonsistente Planung gewährleistet werden.\r\nEin potenzieller Nachteil der koordinierten Netzplanung ist der zusätzliche\r\norganisatorische und zeitliche Aufwand für den Planungsprozess, da\r\ndie Einbindung unterschiedlicher Stakeholder mit entsprechenden Prozessen\r\nfür die Abstimmung und Bestätigung der Pläne zusätzliche VorlaufWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 125\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nzeiten benötigt, die im dezentralen Modell nicht anfallen. Es ist somit denkbar,\r\ndass der Hochlauf der CO2-Infrastruktur langsamer umgesetzt werden\r\nkann als im dezentral gesteuerten Ansatz.\r\nZentralisierte staatliche Infrastrukturplanung\r\nIn einer zentralisierten Struktur übernimmt der Staat die Hauptverantwortung\r\nfür die Netzplanung. Netzbetreiber werden als ausführende Akteure\r\neingebunden und folgen den staatlich oder in Behörden entwickelten\r\nPlanungsvorgaben. Die zentral gesteuerte Infrastrukturplanung ermöglicht\r\neine frühzeitige Standardisierung und eine übergeordnete Koordination auf\r\nnationaler und internationaler Ebene. Auch die Integration kleinerer Emittenten\r\nin die Infrastrukturplanung und die Kompatibilität mit übergeordneten\r\nstaatlichen Zielsetzungen kann durch den zentralen Ansatz sichergestellt\r\nwerden. Insgesamt wird eine einheitliche und stringente Perspektive\r\nauf die langfristigen Anforderungen der Infrastruktur ermöglicht.\r\nDemgegenüber steht der Nachteil, dass praktische Probleme aus der\r\nPerspektive der Infrastrukturbetreiber ggf. nicht oder zu spät berücksichtigt\r\nwerden. Für die Infrastrukturplanung ist ein umfassendes technisches\r\nVerständnis erforderlich, dass für die staatliche Planung aufgebaut\r\nwerden müsste. Zusätzlich müssen die Netzbetreiber in jedem Fall als Ausführer\r\nder Planung in den Prozess eingebunden werden. Auch ist fraglich,\r\nwie effizient die realen Bedürfnisse der sonstigen Marktakteure ohne explizite\r\nEinbindung berücksichtigt werden können. Zudem ist offen, wie eine\r\nFinanzierung der staatlich geplanten Infrastruktur sichergestellt werden\r\nkann. Es besteht somit die Gefahr, dass ein komplexer bürokratischer Prozess,\r\nder an den Anforderungen der Praxis vorbeigeht, geschaffen wird.\r\nDadurch entstünde eine finanzielle und organisatorische Belastung\r\ndes Staats, während das Know-how der Netzbetreiber und Marktakteure\r\nnicht effizient eingebunden werden kann.\r\nFazit und Empfehlung für langfristige Infrastrukturplanung\r\nEs wird ein koordinierter Planungsprozess unter Einbindung der beteiligten\r\nAkteure für die Planung der CO2-Infrastruktur empfohlen und in die\r\nPolicy Roadmap aufgenommen. Im dezentralen Ansatz besteht die Gefahr,\r\ndass die langfristige Perspektive in den ersten Schritten der Netzentwicklung\r\nunzureichend berücksichtigt wird. Insbesondere wenn langfristig\r\nder CO2-Transport innerhalb Deutschlands vom Süden zur Nordseeregion\r\nerfolgt, sollte frühzeitig der langfristige Kapazitätsbedarf mitbedacht\r\nwerden. Gleichzeitig kann die koordinierte Netzplanung die Bedürfnisse\r\nunterschiedlicher Stakeholder, z. B. auch kleinerer Emittenten, besser integrieren.\r\nIm zentralen Planungsansatz ist dagegen eine unzureichende\r\nBerücksichtigung praktischer Herausforderungen der umsetzenden Unternehmen\r\nmöglich. Zusätzlich müssten umfassendes Know-how und Kapazitäten\r\nbei der zuständigen Behörde aufgebaut werden. Basierend auf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 126\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nder Analyse wird somit die koordinierte Netzplanung durch die beteiligten\r\nAkteure empfohlen. Dieses Modell ermöglicht es, die dezentrale Perspektive\r\nmit zentral gesteuerten Elementen zu verbinden. Der Staat\r\nkann, vertreten durch die Regierungsbehörde, durch gezielte Koordination\r\nsicherstellen, dass langfristige Anforderungen berücksichtigt und kleinere\r\nAkteure einbezogen werden. Das Modell bietet somit die besten Voraussetzungen,\r\num eine effiziente und zukunftsorientierte CO2-Infrastruktur zu\r\nentwickeln.\r\n4.3.2 Netzzugangsmodelle und Anschlussrechte\r\nDie Existenz eines natürlichen Monopols bei CO2-Transport- und -Speicherinfrastrukturen\r\nbringt die Frage nach einer geeigneten Netzzugangsregulierung\r\nmit sich. Natürliche Monopole entstehen, wenn hohe Fixkosten\r\nund Skaleneffekte dazu führen, dass ein Anbieter den Markt effizient bedienen\r\nkann. Solche Strukturen bergen das Risiko, dass der Monopolist seine\r\nPosition ausnutzt und den Zugang zur Infrastruktur für Dritte beschränkt.\r\nEntsprechend ergibt sich die Frage wie ein regulatorischer Rahmen den\r\nInfrastrukturzugang für alle potenziellen Nutzer zu fairen Konditionen und\r\nohne Benachteiligung gegenüber Wettbewerbern sicherstellen kann. Im\r\nFolgenden werden verschiedene mögliche Zugangsmodelle für eine CO2-\r\nInfrastruktur diskutiert. Diese werden nach dem Grad der regulatorischen\r\nEingriffstiefe differenziert.\r\nKeine gesonderte Zugangsregulierung\r\nIn einem Modell ohne spezifische Netzzugangsregulierung gilt ausschließlich\r\ndas allgemeine Wettbewerbsrecht. Dieses lässt sich grundsätzlich\r\nin das Lauterkeitsrecht nach Gesetz gegen den unlauteren Wettbewerb\r\n(UWG) und das Kartellrecht nach Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen\r\n(GWB) unterteilen. Beide Rechtsbereiche dienen der Sicherung\r\nwettbewerblicher Marktstrukturen und der Kontrolle von Marktverhalten.\r\nDarüber hinaus erfolgen in diesem Ansatz keine weiteren Vorschriften für\r\nden Netzzugang. Die Festlegung der Anschluss- und Zugangsbedingungen\r\nliegt somit in der Hand der privaten Netzbetreiber.\r\nIn diesem Modell basiert der Zugang auf bilateralen Verhandlungen zwischen\r\nden Betreibern der Netzinfrastruktur bzw. Speicheranlagen und den\r\npotenziellen Nutzern. Der Staat legt keine verbindlichen Regeln für einen\r\ndiskriminierungsfreien Zugang fest, die über das allgemeine Wettbewerbsrecht\r\nhinaus gehen. Im Rahmen dieser Schranken können die Betreiber\r\nsomit entscheiden, wer Zugang zum Netz erhält. Dies führt zu einer geringen\r\nregulatorischen Komplexität und reduziert den Implementierungsaufwand,\r\nwas die Geschwindigkeit des Netzaufbaus grundsätzlich\r\nerhöhen kann.\r\nJedoch birgt dieses Modell verschiedene Risiken. Zunächst sind potenzielle\r\nBenachteiligungen Dritter beim Netzzugang möglich. Dies kann\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 127\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\ninsbesondere zutreffen, wenn Netz- oder Speicherbetreiber auch auf\r\nanderen Stufen der Prozesskette aktiv sind und Anreize zur Diskriminierung\r\nvon Infrastrukturnutzern entstehen. Ein weiteres Problem in diesem\r\nModell liegt in der möglichen Uneinheitlichkeit technischer Standards\r\nzwischen verschiedenen Netzgebieten. Da keine zentrale Regulierung\r\nvorliegt, fehlt eine übergeordnete Koordinierung bei der Entwicklung technischer\r\nStandards. Dies kann zu Inkompatibilitäten zwischen den Netzen\r\nführen und die Effizienz des gesamten Systems beeinträchtigen. Zudem\r\nerschwert eine mangelnde Transparenz potenziellen Marktteilnehmern\r\nPlanung und Teilnahme am Markt.\r\nDarüber hinaus widerspricht ein Modell ohne spezifische Zugangsregulierung\r\nden bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen der EU und\r\nDeutschlands. Sowohl die CCS-Richtlinie des Europäischen Parlaments\r\nals auch ihre Umsetzung in Deutschland im Rahmen des KSpG fordern,\r\ndass Netzbetreiber einen diskriminierungsfreien Zugang Dritter gewährleisten.\r\nDer bestehende europäische Ordnungsrahmen gibt daher einen\r\ndiskriminierungsfreien Netzzugang vor.\r\nDiskriminierungsfreier Zugang Dritter\r\nDaraus folgt, dass Netz- und Speicherbetreiber den potenziellen Marktteilnehmern\r\ndie technischen und wirtschaftlichen Zugangs- und Anschlussbedingungen\r\ntransparent bereitstellen müssen. Zu diesen Bedingungen\r\ngehören Aspekte wie Kapazität, Sicherheit, Kompatibilität sowie Preis- und\r\nKostenmodelle. Diese Informationen müssen klar definiert und nachvollziehbar\r\nsein, um eine transparente Grundlage für alle Marktteilnehmer zu\r\nschaffen.\r\nDarüber hinaus wird von den Betreibern erwartet, dass sie untereinander\r\nkooperieren, um eine effiziente Nutzung sowie einen effizienten Ausbau\r\nder Infrastruktur zu gewährleisten. Eine Verweigerung des Netzzugangs\r\nist nur dann zulässig, wenn die Betreiber nachweisen können, dass ein\r\nAnschluss aufgrund mangelnder Kapazitäten oder rechtlicher bzw. technischer\r\nHindernisse nicht möglich oder wirtschaftlich unzumutbar ist. In\r\nsolchen Fällen muss eine schriftliche Begründung an die BNetzA übermittelt\r\nwerden. Wird der Netzzugang aus Kapazitätsgründen verweigert, ist\r\nder Betreiber verpflichtet, Ausbaumaßnahmen vorzunehmen soweit dies\r\nwirtschaftlich zumutbar ist oder wenn die am Anschluss interessierte Partei\r\ndie Kosten übernimmt.\r\nEine Regulierung des diskriminierungsfreien Zugangs bietet nicht nur\r\nTransparenz für potenzielle Marktteilnehmer, sondern fördert auch die\r\nEntwicklung einheitlicher technischer Standards in verschiedenen Netzgebieten.\r\nDies reduziert potenzielle Inkompatibilitäten und ermöglicht eine\r\neffizientere Vernetzung der CO2-Infrastruktur in späteren Hochlaufphasen.\r\nZudem wird durch diese Struktur die Gleichbehandlung aller MarktteilnehWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 128\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nmer gewährleistet: Zugang zu den Netzen und Speichern erhält, wer die\r\nAnforderungen erfüllt und die Entgelte zahlt. Dabei gilt es, die Kriterien zur\r\nVerweigerung des Netzzugangs zu konkretisieren und für die Netzbetreiber\r\nplanungssicher zu gestalten. Mit unverhältnismäßigen Aufwänden verbundene\r\nNetzanschlüsse sollten im Sinne eines effizienten Netzbetriebs abgelehnt\r\nwerden können. Für eine möglichst sachgerechte Regulierung sollte\r\nder bürokratische Aufwand bei der Umsetzung des Netzzugangs möglichst\r\ngeringgehalten werden. So können negative Auswirkungen auf die Investitionsbereitschaft\r\ndurch zu hohe bürokratische Hürden vermieden werden.\r\nKomplexe Regulierung des Zugangs über „Entry-/Exit“ ähnliche\r\nStrukturen\r\nEine umfassendere Regulierung des Netzzugangs kann durch die Einführung\r\nkomplexerer Strukturen angelehnt an das im Gasmarkt angewandte\r\n„Entry-Exit“-Modells erfolgen. Im Kern ermöglicht das Entry-Exit-Modell\r\ndie Einspeisung und Entnahme von CO2 an beliebigen Punkten im Netz\r\ngegen eine standardisierte Einspeise- bzw. Entnahmegebühr. Dabei\r\nerfolgt keine Differenzierung der Entgelte nach Transportdistanz. Dies reduziert\r\ndie Komplexität für die Nutzer, da sie keine separaten Verträge mit\r\nverschiedenen Netzbetreibern abschließen müssen. Stattdessen wird ein\r\nBilanzkreissystem mit klar definierten Marktrollen etabliert, das die Einhaltung\r\neines Gleichgewichts aus Ein- und Ausspeisung in das Gesamtsystem\r\nermöglicht.\r\nInsbesondere in späteren Phasen der CO2-Netzentwicklung könnte das\r\nEntry-Exit-Modell eine sinnvolle Lösung sein. Es würde unterschiedliche\r\nTransportkosten vermeiden und dadurch Chancengleichheit für alle\r\nStandorte schaffen. Dies wäre ein Anreiz für Netznutzer, insbesondere\r\nwenn große Entfernungen zu den Speicherstandorten als Hindernis betrachtet\r\nwerden. Darüber hinaus könnten in einem verzweigten Netz mit\r\nmehreren Netzbetreibern die Kosten gesenkt und der Markt transparenter\r\ngestaltet werden, da separate Durchleitungsverträge zwischen\r\nNutzern und verschiedenen Netzbetreibern vermieden werden. Eine Marktstruktur\r\nmit hoher Regulierungsdichte fördert zudem die Standardisierung\r\nund Interoperabilität zwischen verschiedenen Netzen.\r\nJedoch bringt ein solch komplexes System auch erhebliche Herausforderungen\r\nmit sich, insbesondere in der Hochlaufphase der Infrastruktur. Da\r\nin der Hochlaufphase noch keine stark vernetzten Infrastrukturen erwartet\r\nwerden, könnte die Einführung eines Entry-Exit-Modells die Netzentwicklung\r\nverzögern. Im Rahmen des Hochlaufs kann zudem eine\r\nDifferenzierung der Entgelte nach Transportdistanz sinnvoll sein, um zunächst\r\ndie günstigsten Standorte zu erschließen und darüber hinaus Lerneffekte\r\nzu erzielen, die späteren Projekten zugutekommen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 129\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nFazit und Empfehlung für die Netzzugangsmodelle und\r\nAnschlussrechte\r\nDie bestehenden europäischen Richtlinien zur CCS-Infrastruktur und ihre\r\nUmsetzung in Deutschland erfordern einen diskriminierungsfreien Zugang\r\nzu Netzen und Speichern für alle Marktteilnehmer. Eine Regelung\r\nohne spezifische Vorgaben widerspricht diesen Anforderungen und ist daher\r\nnicht zulässig. In der Hochlaufphase der Infrastruktur ist ohnehin ein\r\ndiskriminierungsfreier Zugang zu empfehlen, um Transparenz und Einheitlichkeit\r\nfür Marktteilnehmer zu fördern und wird daher in die Policy Roadmap\r\naufgenommen. Dies gewährleistet die Gleichbehandlung aller Nutzer,\r\nschafft einen Anreiz zum Anschluss an das CO2-Netz und erfordert keinen\r\nerheblichen zusätzlichen regulatorischen Aufwand. Wichtig ist weiterhin,\r\ndass im Sinne eines effizienten Gesamtsystems die Kriterien für eine\r\nrechtssichere Verweigerung des Netzanschlusses konkretisiert werden.\r\nIn späteren Marktphasen, mit weiterentwickelter Infrastruktur und erhöhter\r\nVernetzung, könnte ein komplexeres Modell wie das Entry-Exit-System\r\neingeführt werden. Ein solcher Rahmen würde die Markttransparenz erhöhen\r\nund Chancengleichheit für alle Beteiligten schaffen. So könnte ein\r\nstärker integrierter und effizienter Markt entstehen, der den Anforderungen\r\neiner ausgebauten CO2-Infrastruktur gerecht wird. Die Einführung eines\r\nsolchen Modells sollte im Rahmen des fortschreitenden Infrastrukturhochlaufs\r\ngeprüft werden, wenn stärker vernetze Pipelines mit unterschiedlichen\r\nTeilbereichen und Betreibern entstehen.\r\n4.3.3 Entflechtung\r\nDie Implementierung von Entflechtungsvorgaben verfolgt das Ziel, wettbewerbsschädigendes\r\nVerhalten vertikal integrierter Unternehmen zu verhindern,\r\ndie gleichzeitig auf mehreren Ebenen der Prozesskette aktiv sind.\r\nEine solche Struktur birgt das Risiko, dass insbesondere Unternehmen mit\r\neiner Monopolstellung in der Transport- Speicherinfrastruktur einen Wettbewerbsvorteil\r\nin den marktlich organisierten Teilen der Prozesskette für\r\nsich schaffen, indem sie diese quersubventionieren.\r\nFür Strom- und Gasnetze existieren bereits umfangreiche Entflechtungsvorschriften,\r\ngeregelt in den §§ 6 bis 10e EnWG. Auch im Bereich der\r\nWasserstoffnetze sind bereits in der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie Entflechtungsregelungen\r\nvorgesehen, die allerdings noch nicht in deutsches\r\nRecht überführt wurden. Für CO2-Netze und -Speicher gibt es jedoch\r\nnoch keine vergleichbaren Regelungen. Die BNetzA betrachtet die Entflechtung\r\ndes Netzbetriebs und anderer Geschäftstätigkeiten als ein unterstützendes\r\nInstrument der Regulierung.131 Sie betont, dass Entflechtung\r\n131 BNetzA, Regulierung von Wasserstoffnetzen - Bestandsaufnahme, 2020 (Fn. 80), S. 69.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 130\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nkein Selbstzweck sein sollte, sondern ausschließlich zur Gewährleistung\r\nder Umsetzung der Zugangs- und/oder Entgeltregulierung eingesetzt werden\r\nsollte.\r\nIm Folgenden wird untersucht, in welchem Umfang Entflechtungsvorgaben\r\nfür CO2-Netze implementiert werden könnten und welche Auswirkungen\r\ndies auf die Marktteilnehmer und die Infrastruktur hätte. Dabei werden verschiedene\r\nEingriffstiefen der Regulierung und der Entflechtungsregelungen\r\nbetrachtet.\r\nKeine gesonderte Entflechtungsregulierung\r\nEine Option besteht darin, keine spezifischen regulatorischen Schritte\r\nzur Entflechtung zu ergreifen. Dies bedeutet, dass vertikal integrierte\r\nUnternehmen weiterhin alle Stufen der CO2-Prozesskette abdecken könnten.\r\nEin CO2-abscheidendes Unternehmen könnte somit gleichzeitig als\r\nBetreiber von Transportnetzen und Speichern agieren.\r\nDieses Modell bietet insbesondere in der frühen Entwicklungsphase der\r\nInfrastruktur Vorteile. Der fehlende Koordinationsaufwand und die gebündelte\r\nRisikoallokation innerhalb vertikal integrierter Unternehmen können\r\nInvestitionen fördern und Ineffizienzen reduzieren. Emittenten haben\r\ndie Möglichkeit, die benötigte Transport- und Speicherinfrastruktur eigenständig\r\naufzubauen und zu nutzen, was die Geschwindigkeit der Infrastrukturentwicklung\r\nerhöhen und die langfristige Vernetzung verbessern\r\nkönnte.\r\nAllerdings bringt ein solches Modell auch Herausforderungen mit sich.\r\nOhne spezifische Entflechtungsregelungen wäre ein umfangreiches\r\nMonitoring erforderlich, um eine potenzielle Diskriminierung Dritter\r\noder Quersubventionierungen aus dem Infrastrukturbetrieb in andere Geschäftsbereiche\r\nzu verhindern.\r\nLockere Entflechtungsregulierung, z. B. buchhalterische oder\r\ninformatorische\r\nEntflechtung\r\nEine moderate Form der Entflechtungsregelung stellt die buchhalterische\r\noder informatorische Entflechtung dar. Die buchhalterische Entflechtung\r\nerfordert die Führung separater Bücher für unterschiedliche Geschäftsfelder,\r\nwohingegen die informationelle Entflechtung den Informationsfluss\r\ninnerhalb eines Unternehmens restringiert. In lockeren Entflechtungsmodellen\r\nverbleiben die verschiedenen Aktivitäten somit innerhalb desselben\r\nUnternehmens, wodurch eine vertikale Integration weiterhin möglich\r\nbleibt.\r\nDie lockere Entflechtung ermöglicht eine vereinfachte, nachträgliche\r\nKontrolle (ex-post) potenzieller Missbräuche, etwa durch überhöhte NetzWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 131\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nentgelte oder Quersubventionierung aus dem Infrastrukturbetrieb in andere\r\nGeschäftsbereiche. Sie unterstützt außerdem die Überwachung des\r\nInformationsflusses, sodass wirtschaftlich sensible Daten, die von Infrastrukturnutzern\r\nbereitgestellt werden, nicht für andere Geschäftsfelder des\r\nNetzbetreibers genutzt werden können.\r\nAllerdings ist bei diesem Ansatz mit einer gewissen Komplexität in der\r\nUmsetzung zu rechnen. Unternehmen könnten mit erhöhten Overheadkosten\r\nkonfrontiert sein, etwa durch doppelte Buchführungs- oder Berichtspflichten.\r\nDies könnte sich negativ auf die Anreize für Investitionen und\r\ndie Geschwindigkeit der Infrastrukturentwicklung auswirken. Darüber hinaus\r\nbietet eine lockere Entflechtung keinen vollständigen Schutz vor diskriminierendem\r\nVerhalten durch Monopolisten.\r\nStrikte Entflechtungsregelung, z. B. gesellschaftsrechtliche oder\r\neigentumsrechtliche Entflechtung\r\nDie strikte Entflechtungsregelung stellt die umfassendste Stufe der Trennung\r\ndar und zielt auf eine vollständige Trennung der Geschäftsfelder\r\nentlang der Prozesskette ab. In diesem Fall werden Unternehmen durch\r\ngesellschaftsrechtliche oder eigentumsrechtliche Regelungen gezwungen,\r\nihre Geschäftsbereiche vollständig voneinander zu trennen: Ein Betreiber\r\nvon CO2-Netzen darf z. B. weder CO2 abscheiden noch speichern. Eine\r\nstrikte Entflechtung minimiert das Risiko von Marktmachtmissbrauch\r\nsowohl im Hinblick auf den Netzzugang als auch auf die Entgeltregulierung.\r\nDiese Trennung unterstützt die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien\r\nNetzzugangs und verhindert potenziell wettbewerbsschädigende\r\nQuersubventionen zwischen den Geschäftsfeldern. Allerdings ist\r\ndie Umsetzung strikter Entflechtungsregelungen mit erheblichem Aufwand\r\nverbunden. Die Trennung der Geschäftsfelder erfordert umfangreiche\r\nrechtliche und organisatorische Anpassungen, die zeitaufwendig und\r\nkostenintensiv sind. Zudem müssen Risiken, die entlang der Prozesskette\r\nbestehen, vollständig durch Vertragskonstruktionen zwischen separaten\r\nUnternehmen abgebildet werden. Auch der koordinierte Aufbau von CO2-\r\nAbscheidung, Transport und Speicherung wird durch die vertikale Trennung\r\nin separate Unternehmen erschwert. Dies kann zu zusätzlichen administrativen\r\nHürden und einer Verringerung der Synergien zwischen\r\nden verschiedenen Geschäftsbereichen führen. Strikte Entflechtungen\r\nkönnen daher die Investitionsbereitschaft der Netzbetreiber verringern\r\nund den Hochlauf der BECCUS-Prozesskette verlangsamen.\r\nFazit und Empfehlung für die Entflechtungsregelung\r\nIn den frühen Phasen der Marktentwicklung bietet der Verzicht auf umfassende\r\nEntflechtungsvorgaben wesentliche Vorteile. Dadurch wird die parallele\r\nEntwicklung von Abscheideanlagen, Netz- und Speicherinfrastruktur,\r\nCO2-Emittenten und Infrastrukturbetreibern unterstützt und eine SelbstnutWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 132\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nzung der Infrastruktur bleibt möglich. Dies fördert nicht nur die Geschwindigkeit\r\nder Implementierung, sondern erhöht auch den Investitionsanreiz\r\nfür Unternehmen. Gleichzeitig ist ein effektives Monitoring entscheidend,\r\num wettbewerbsschädigendes Verhalten der Netzbetreiber frühzeitig zu\r\nerkennen und zu verhindern.\r\nDa die Entflechtung kein Selbstzweck ist, sondern vielmehr als unterstützender\r\nMechanismus der Sicherstellung eines diskriminierungsfreien\r\nNetzzugangs und eines funktionierenden Marktes ohne Quersubventionen\r\ndient, sollte auf eine umfassende Entflechtung in der Hochlaufphase\r\nverzichtet werden. Erst in späteren Entwicklungsphasen der\r\nCO2-Infrastruktur könnte die schrittweise Einführung strengerer Entflechtungsregelungen\r\nsinnvoll sein, falls sich Anzeichen für Marktmachtmissbrauch\r\nergeben. Dieser Ansatz schafft Investitionsanreize und\r\ngewährleistet gleichzeitig die langfristige Wettbewerbsfähigkeit und Fairness\r\nim Markt. In der Policy Roadmap werden daher keine umfassenden\r\nEntflechtungsvorgaben empfohlen, jedoch wird ein kontinuierliches Monitoring\r\nder Notwendigkeit in späteren Phasen der Infrastrukturentwicklung\r\naufgenommen.\r\n4.3.4 Gestaltung der Tarifstrukturen\r\nEine zentrale Frage hinsichtlich der Refinanzierung der CO2-Infrastruktur\r\nist die Regulierung der Tarife für die Nutzung der Transportinfrastruktur\r\nund Speicher. Aufgrund der hohen notwendigen Investitionen zur Errichtung\r\nder Assets und der Langlebigkeit der Infrastruktur ist ein geeigneter\r\nRahmen für die Refinanzierung eine Grundvoraussetzung für einen\r\nerfolgreichen Hochlauf. Dies ist eng verknüpft mit der separat diskutierten\r\nFrage der Förderung des initialen Aufbaus der Infrastruktur (siehe Abschnitt\r\n4.3.5).\r\nBislang ist eine Entgeltregulierung weder in der CCS-Richtlinie auf europäischer\r\nEbene noch in der deutschen Gesetzgebung des KSpG angelegt.\r\nSomit stellt sich die Frage, ob es für den CO2-Markt sinnvoll ist, ähnliche\r\nRahmenbedingungen wie im Bereich der Strom- oder Gasversorgung zu\r\nschaffen. Dort bestehen komplexe Verfahren zur Bestimmung der Entgelte\r\nbasierend auf Kostenprüfungen und Effizienzvorgaben für die Netzbetreiber.\r\nAllerdings ist zu beachten, dass es sich um bereits entwickelte Infrastrukturen\r\nhandelt, sodass eine direkte Übertragung der Regelungen\r\nauf die CO2-Infrastruktur nicht notwendigerweise zielführend ist. Zudem\r\nzeigen andere Infrastrukturen wie die Fernwärmenetze oder Mineralölpipelines,\r\ndass eine strikte Entgeltregulierung keine Grundvoraussetzung für\r\nden Infrastrukturaufbau ist. Im Folgenden werden verschiedene regulatorische\r\nLösungsoptionen mit unterschiedlichen Eingriffstiefen für die Tarifstrukturen\r\nin den Bereichen CO2-Transport und -Speicherung beschrieben.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 133\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nFreie Gestaltung von Tarifen im Rahmen des Wettbewerbsrechts\r\nDie Lösungsoption mit der geringsten regulatorischen Eingriffstiefe ist die\r\nfreie Gestaltung der Tarife durch die Netz- und Speicherbetreiber im Rahmen\r\ndes Wettbewerbsrechts. Die Betreiber legen eigenständig die Höhe\r\nund Struktur ihrer Tarife sowie deren Anpassungsfrequenz fest. Auch\r\ndie Gestaltung etwaiger Rabatte und Langfristverträge ist somit Ergebnis\r\nbilateraler Verhandlungen zwischen Infrastrukturbetreibern und Nutzern.\r\nJedoch ist zu beachten, dass auch ohne spezifische Regulierung der Tarife\r\nEinschränkungen aus den Regelungen des Wettbewerbsrechts resultieren.\r\nBspw. ist es Unternehmen mit marktbeherrschender Stellung untersagt,\r\nunverhältnismäßige Entgelte zu erheben, die von der Praxis in wettbewerblichen\r\nMärkten abweichen. Für Unternehmen der Energiewirtschaft\r\nwird dies für die Versorgung mit Elektrizität, Fernwärme und leitungsgebundenem\r\nGas in § 29 GWB konkretisiert. Entsprechend wäre eine Anwendung\r\neiner vergleichbaren Regelung auf die CO2-Infrastruktur möglich.\r\nDie skizzierte freie Tarifgestaltung bietet den Infrastrukturbetreibern ein hohes\r\nMaß an Flexibilität und schafft Freiraum für marktliche Investitionen,\r\nda die Tarife auf Basis der spezifischen wirtschaftlichen Gegebenheiten\r\nder Projekte festgelegt und angepasst werden können. Entsprechend\r\nkann die Allokation von Risiken und Verantwortlichkeiten im Rahmen der\r\nbilateralen Tarifvereinbarungen mit den Nutzern der Infrastruktur verhandelt\r\nwerden. Gleichzeitig reduziert das Modell aufgrund der unkompliziert\r\ngestalteten Regulierung den administrativen Aufwand. Allerdings verbleibt\r\nein Risiko der Diskriminierung und intransparenter, wettbewerbsschädigender\r\nPraktiken, insbesondere wenn Marktteilnehmer mit ungleicher\r\nVerhandlungsmacht aufeinandertreffen. Eine effektive Überwachung durch\r\ndie zuständigen Behörden ist gleichzeitig aufwendiger, je freier die Akteure\r\nin der Gestaltung der Tarife sind, da die Vergleichbarkeit und Nachvollziehbarkeit\r\nder Tarifgestaltung für Dritte an Komplexität gewinnt.\r\nRegulierung von Tarifstrukturen bzw. Methodiken zur Bestimmung\r\nder Tarife\r\nEin Regulierungsmodell mit moderater Eingriffstiefe könnte darin bestehen,\r\nVorgaben für die Struktur der Tarife einzuführen, ohne jedoch die konkrete\r\nHöhe der Tarife festzulegen. Diese Vorgaben könnten Aspekte wie die Definition\r\nvon Tarifkomponenten, Bedingungen für Preisänderungen oder die\r\nGestaltung langfristiger Verträge betreffen. Netzbetreiber haben weiterhin\r\nSpielraum bei der Festlegung der Tarife, müssen sich jedoch an festgelegte\r\nRegeln halten.\r\nAnhaltspunkte bieten hier bspw. die bestehenden Regelungen in der Fernwärmeversorgung,\r\nin denen die Freiheit zur Preisänderung für Fernwärmeversorger\r\ndurch Preisänderungsklauseln (PÄK) eingeschränkt ist. Die PÄK\r\nhaben die Anforderungen der Verordnung über Allgemeine Bedingungen\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 134\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nfür die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) zu erfüllen und können\r\nsomit nicht vollkommen frei durch die Unternehmen gebildet werden,\r\nerlauben diesen aber eine gewisse Flexibilität, um die Heterogenität der\r\nWärmenetze sachgerecht abzubilden. Auch eine Festlegung bestimmter\r\nTarifkomponenten, bspw. eine Kombination variabler, kapazitätsbasierter\r\nund fixer Komponenten wie im CCUS-Regulierungsmodell in Großbritannien\r\nangewandt, wäre eine mögliche Ausgestaltung.\r\nDieses Modell bietet den Marktteilnehmern die Vorteile hoher Planungssicherheit\r\nund Transparenz. Einheitliche Regeln reduzieren das Potenzial\r\nwillkürlicher Tarifgestaltung und diskriminierender Praktiken durch Netzbetreiber\r\nmit Monopolstellung. Dennoch ist die größere regulatorische Beteiligung\r\nmit einem höheren administrativen Aufwand verbunden. Darüber hinaus\r\nkönnten Vorgaben hinsichtlich der langfristigen Vertragsgestaltungen\r\ndie Finanzierung von Projekten und die Risikoallokation zwischen\r\nden beteiligten Parteien erschweren, was insbesondere in der frühen\r\nEntwicklungsphase der Infrastruktur nachteilig wirken könnte.\r\nKostenbasierte Regulierung der Höhe der Tarife\r\nDie Einführung einer kostenbasierten Regulierung der Tarifstrukturen weist\r\ndie umfangreichste Eingriffstiefe der untersuchten Ansätze auf. In diesem\r\nAnsatz werden sowohl die Struktur als auch die Höhe der Tarife durch\r\ndie Regulierungsbehörden festgelegt. Die Tarifhöhe bestimmt sich dabei\r\nauf Grundlage der Infrastrukturkosten sowie einer regulierten Rendite des\r\nNetzbetreibers. Konkret könnte bspw. eine Cost-Plus-Regulierung umgesetzt\r\nwerden, bei der die Tarife wie beschrieben aus einer Kostenprüfung\r\nund der regulierten Rendite auf die anerkannten Kosten gebildet werden.\r\nWeitergehende Ansätze, wie die in den Strom- und Gasnetzen praktizierte\r\nAnreizregulierung, versuchen zusätzlich Effizienzanreize zu setzen, indem\r\nInfrastrukturbetreiber Vorgaben für Kostenreduktionen erhalten und bei\r\nÜberschreiten der Reduktionsziele Überrenditen erzielen können.\r\nDie Regulierung von Netz- und Speichertarifen in Struktur und Höhe bietet\r\nden höchsten Grad an Standardisierung sowie den umfangreichsten\r\nSchutz für Marktteilnehmer vor einem möglichen Missbrauch von\r\nMarktmacht durch die Netzbetreiber. Zudem schafft die klare Definition der\r\nRahmenbedingungen hohe Planungssicherheit und Transparenz für die\r\nNutzer der Infrastruktur. Darüber hinaus ermöglicht eine klare regulatorische\r\nFestlegung der Entgelte eine direkte Anbindung an Amortisationskontenmodelle\r\nzur intertemporalen Verschiebung der Refinanzierungslasten\r\nin der Hochlaufphase (siehe Diskussion im folgenden Abschnitt 4.3.5).\r\nNachteilig ist im skizzierten Modell allerdings, dass es mit erheblichem administrativem\r\nAufwand verbunden ist. Die Einrichtung einer solchen Entgeltregulierung\r\nwürde umfassende Prüfmechanismen der Regulierungsbehörden\r\nund entsprechende Gesetze, Verordnungen und Festlegungen\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 135\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nerfordern. Dabei ist zu bedenken, dass der Transport und die Speicherung\r\nvon CO2 aktuell in einem sehr frühen Entwicklungsstadium sind, sodass\r\nfraglich ist, inwiefern die Einführung eines komplexen Regulierungssystems\r\nin einem angemessenen Kosten-Nutzen-Verhältnis steht. Dies gilt\r\ninsbesondere vor dem Hintergrund, dass auch ohne diese Form der Regulierung\r\nder Tarifgestaltung durch marktbeherrschende Unternehmen klare\r\nSchranken gesetzt sind.\r\nWeiterhin ist in den frühen Phasen des Hochlaufs von entscheidender Bedeutung,\r\ndass Investitionen für den Aufbau der Infrastruktur mobilisiert\r\nwerden. Zu starke Einschränkungen der Tarifgestaltung könnten die\r\nFlexibilität der Infrastrukturbetreiber und die Finanzierung der Investitionen\r\nbeeinträchtigen. Insbesondere eine Anreizregulierung ist in dieser Phase\r\nnicht zielführend, da hier der Fokus auf der Hebung von Effizienzen in etablierten\r\nSystemen liegt. Sowohl in der Strom- als auch in der Gasversorgung\r\nwurde die Anreizregulierung erst etabliert, als die Infrastruktur bereits\r\nweitgehend existierte. Der Aufbau der Infrastruktur erfolgte in der Stromversorgung\r\nweitgehend in einem Cost-Plus-Regime und in der Gasversorgung\r\nbasierend auf privatwirtschaftlich verhandelten Langfristverträgen.\r\nFazit und Empfehlung für die Tarifstruktur\r\nIn den frühen Phasen des Infrastruktur- und Markthochlaufs sollte die\r\nunternehmerische Freiheit der Infrastrukturbetreiber nicht unnötig eingeschränkt\r\nwerden. Insbesondere in der Hochlaufphase ist es essenziell, Investitionen\r\nin den Aufbau eines Startnetzes zu fördern und gleichzeitig\r\nfaire Bedingungen für Marktteilnehmer zu schaffen. Eine freie Tarifgestaltung\r\nbietet hier Flexibilität, kann jedoch zu Intransparenz und diskriminierender\r\nTarifgestaltung führen und das Monitoring erschweren. Aufgrund\r\nder existierenden Schranken des Wettbewerbsrechts ist es dennoch zu\r\nempfehlen, in den frühen Phasen zumindest die Option für eine marktliche\r\nund freie Tarifgestaltung offenzulassen. Dabei sollte kontinuierlich geprüft\r\nwerden, ob die bestehenden Anreizstrukturen für die Mobilisierung von Investitionen\r\nausreichen.\r\nFalls eine freie privatwirtschaftliche Tarifgestaltung nicht genügt, um ausreichenden\r\nInvestitionen zu mobilisieren, sollte zusätzlich die Einführung\r\nregulierter Hochlauftarife, ähnlich den Regelungen zur Finanzierung des\r\nWasserstoffkernnetzes, in Erwägung gezogen werden. Diese ermöglichen\r\ndurch die zeitliche Verschiebung der Finanzierungslasten über ein Amortisationskonto\r\nreduzierte Tarife in der Hochlaufphase (siehe Diskussion im\r\nfolgenden Abschnitt). Somit können auch Pipelines und Speicher refinanziert\r\nwerden, die aufgrund des laufenden Markthochlaufes zunächst nicht\r\nvoll ausgelastet werden können. Dabei ist ein Cost-Plus-Ansatz geeignet,\r\num ausreichende Investitionssicherheit zu garantieren. Die Hochlaufentgelte\r\nkönnen als Opt-In-Option neben den privatwirtschaftlich gestalteten\r\nTarifen für den Infrastrukturaufbau ausgestaltet werden. Für die Policy\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 136\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nRoadmap wird daher die Einrichtung eines Opt-in-Systems empfohlen, in\r\ndem sich Infrastrukturbetreiber freiwillig der Tarifregulierung unterwerfen\r\nund im Gegenzug Amortisationskonten in Anspruch nehmen können, die\r\ndie Entgelte für die ersten Nutzer begrenzen.\r\n4.3.5 Förderung des Aufbaus der CO2-Infrastruktur\r\nWie bereits im vorigen Abschnitt dargestellt, ist ein geeigneter Investitionsrahmen\r\nfür den Aufbau der CO2-Infrastruktur entscheidend. Insbesondere\r\nin der Hochlaufphase ist zu erwarten, dass nicht alle CO2-\r\nPipelines und -Speicher von Beginn an voll ausgelastet werden können.\r\nEntsprechend müssten die ersten Nutzer der Infrastruktur mit hohen Tarifen\r\nbelastet werden, um eine Refinanzierung der Kosten zu ermöglichen.\r\nEs stellt sich somit die Frage, wie der Aufbau der Infrastruktur mit ausreichenden\r\nAnreizen für Investitionen und bezahlbaren Netzentgelten erfolgreich\r\ngestaltet werden kann. Diese Frage ist eng verknüpft mit dem in\r\nAbschnitt 3 diskutierten Förderrahmen für BECCUS-Technologien, da die\r\nInfrastrukturkosten durch die Nutzer refinanziert werden müssen. Eine zusätzliche\r\nFörderung der Infrastruktur reduziert somit auch die Kosten der\r\nBetreiber der BECCUS-Anlagen.\r\nIn der CMS des BMWK wird die Bedeutung der Planungssicherheit hervorgehoben,\r\num Investitionsanreize zu schaffen und Skaleneffekte im Infrastrukturaufbau\r\nzu realisieren. Der bestehende rechtliche Rahmen definiert\r\njedoch noch nicht ausreichend, welche langfristigen Sicherheiten vorgesehen\r\nsind. Grundsätzlich sind auch hier unterschiedliche staatliche Eingriffstiefen\r\nauf der Infrastrukturebene denkbar, um eine stabile Umgebung für\r\n«First Mover» zu schaffen, ohne die schnelle Entwicklung der Infrastruktur\r\nzu behindern. Im Folgenden werden verschiedene Lösungsoptionen betrachtet.\r\nIndirekte Finanzierung über Nachfrage und entsprechende\r\nFörderung\r\ndieser\r\nDie Option mit der geringsten staatlichen Eingriffstiefe ist der Verzicht auf\r\neine separate Förderung der Infrastrukturfinanzierung. In diesem Modell\r\nwürde die Finanzierung der Infrastruktur vollständig über das Marktdesign\r\nfür BECCUS erfolgen, bspw. durch einen ausreichend hohen CO2-\r\nPreis und Fördermaßnahmen für Abscheideprojekte. Letzteres könnten\r\nbspw. Differenzverträge auf den CO2-Preis sein, die indirekt auch die Nutzung\r\nder Infrastruktur mitfinanzieren würden (siehe Diskussion in Abschnitt\r\n3.4). In diesem Modell erfolgt die Finanzierung der Infrastrukturkosten somit\r\nvollständig über die Nutzungsentgelte, ohne dass direkte Fördermechanismen\r\nfür die Infrastruktur selbst erforderlich sind.\r\nVorteil dieses Ansatzes ist der geringere Implementierungsaufwand,\r\nda kein zusätzlicher Fördermechanismus für die Infrastruktur erforderlich\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 137\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nist. Historische Beispiele aus anderen Energiemärkten und Transportnetzstrukturen,\r\nwie Erdgasnetzen und Mineralölpipelines, zeigen, dass eine\r\nexplizite Förderung des initialen Infrastrukturaufbaus nicht unbedingt erforderlich\r\nist, wenn die Infrastrukturnutzer über ein funktionierendes Geschäftsmodell\r\nfür den Vertrieb der transportierten Güter verfügen. Grundvoraussetzung\r\nin diesem Ansatz ist, dass Marktdesign und Förderrahmen\r\nfür die CO2-Abscheider die Finanzierung der Infrastruktur ermöglichen.\r\nFraglich bleibt im skizzierten Modell, ob eine reine Nachfrageförderung tatsächlich\r\nausreichende Investitionssicherheit für die Betreiber und eine\r\nausreichende Auslastung der Infrastruktur garantieren kann. Insbesondere\r\nim Hochlauf müsste die Finanzierung durch wenige Infrastrukturnutzer\r\nerfolgen. Damit ist die Finanzierung der Infrastruktur von der Realisierung\r\nder ersten Projekte abhängig. Gleichzeitig erfolgt bei der indirekten\r\nFinanzierung der Infrastruktur über Förderung eine indirekte Selektion des\r\nInfrastrukturzugangs, falls die anfänglichen Entgelte von den Nutzern ohne\r\nFörderung nicht wirtschaftlich getragen werden können. Wenn in diesem\r\nModell über die staatliche Förderung entschieden wird, wer einen Zugang\r\nzur Infrastruktur erhält, wird eine unabhängige Entwicklung von Geschäftsmodellen\r\nerschwert.\r\nZeitliche Verschiebung der Finanzierungslasten über\r\nAmortisationskonto\r\nAngesichts der hohen Anfangsinvestitionen und der anfänglich geringen\r\nAnzahl von Netznutzern stellt die zeitliche Verschiebung der Finanzierungslast\r\nüber ein Amortisationskonto einen alternativen Ansatz dar. Dieser\r\nwurde auch zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes gewählt. Hier\r\nwerden zunächst Netzentgelte durch die BNetzA festgelegt, die keine vollständige\r\nKostendeckung ermöglichen, um die frühen Nutzer der Infrastruktur\r\nnicht übermäßig zu belasten. Die entstehenden Defizite werden auf\r\neinem Amortisationskonto, das von der staatlichen KfW-Bank abgesichert\r\nwird, verbucht und sollen zu einem späteren Zeitpunkt, wenn ausreichend\r\nInfrastrukturnutzer vorhanden sind, über die Netzentgelte refinanziert werden.\r\nFolglich könnte ein ähnliches Modell auch für den Aufbau der CO2-Infrastruktur\r\nangewendet werden. Analog zum Wasserstoffkernnetz müsste ein\r\nEntgelt für Transport und ggf. Speicherung, das die frühen Infrastrukturnutzer\r\nnicht wirtschaftlich überfordert, definiert und regulatorisch festgelegt\r\nwerden. Die Differenz zwischen den Erträgen aus den Hochlauftarifen\r\nund den tatsächlichen Kosten wird durch das staatlich gesicherte Amortisationskonto\r\nzwischenfinanziert. Überschüsse aus späteren Entgelteinnahmen\r\nwerden zur Rückzahlung verwendet. In zusammenhängenden\r\nNetzgebieten sollte das Entgelt dabei einheitlich ausgestaltet sein, sodass\r\nalle potenziellen Netznutzer von der staatlichen Übernahme des Risikos\r\nund der verschobenen Finanzierung profitieren können.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 138\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nDie Einführung eines Amortisationskontos bietet mehrere Vorteile. Sie\r\nschafft Planungssicherheit und reduziert das Investitionsrisiko für\r\nden Aufbau der Infrastruktur. In den ersten Jahren des Hochlaufs können\r\nzudem prohibitiv hohe Entgelte für die Nutzer vermieden werden. Sollte\r\nder Hochlauf schwächer als erwartet ausfallen, kann das Risiko der Infrastrukturbetreiber\r\nüber die staatliche Absicherung des Amortisationskontos\r\nbegrenzt werden. Gleichzeitig wird eine direkte Belastung des Bundeshaushalts\r\nbei einem erfolgreichen Hochlauf vermieden, da die anfänglichen\r\nDefizite über die Entgelte zu einem späteren Zeitpunkt ausgeglichen\r\nwerden.\r\nEin Nachteil des Amortisationskontos ist, dass die Implementierung eines\r\nsolchen Finanzierungsinstruments eine erhebliche organisatorische\r\nund administrative Koordination mit sich bringt. Dies ergibt sich aus der\r\nNotwendigkeit der Festlegung der Hochlaufentgelte sowie der Bilanzierung\r\nder Defizite in den Amortisationskonten. Hierfür sind Mechanismen analog\r\nzur kostenbasierten Entgeltregulierung erforderlich. Weiterhin ist die\r\nDefinition etwaiger Selbstbehalte im Fall eines Scheiterns des Hochlaufs\r\nkompliziert. Dies war bereits bei der Einrichtung des Amortisationskontos\r\nfür das Wasserstoffnetz ein wichtiger Kritikpunkt und ist im Fall der CO2-Infrastruktur\r\nbesonders relevant, da in späteren Phasen auch regional rückläufige\r\nCO2-Abscheidemengen denkbar sind. Dies kann bspw. durch die\r\nUmstellung von Produktionsprozessen, die Nutzung von CCS als Brückentechnologie\r\noder die Umstrukturierung des Industriesektors geschehen.\r\nDirekte staatliche Finanzierung oder Risikoübernahme\r\nNeben der indirekten Förderung und der zeitlichen Verschiebung der Finanzierungslasten\r\nkann der Staat auch direkte Teile des Infrastrukturaufbaus\r\nfördern. Dies kann etwa durch CAPEX-Zuschüsse für die\r\nSpeicher- und Pipelinebetreiber erfolgen. Alternativ sind auch staatliche\r\nGarantien oder die Übernahme von Risiken durch günstige Kredite möglich.\r\nSolche Maßnahmen senken die Finanzierungskosten, da Risikoprämien\r\nfür Investoren reduziert werden können. Auch staatlich garantierte\r\nKapazitätsbuchungen können zusätzliche Sicherheit schaffen und die Refinanzierungskosten\r\nfür Betreiber reduzieren.\r\nDiese Option erhöht die Investitionssicherheit direkt und signalisiert ein\r\nstarkes staatliches Engagement für den Aufbau der Infrastruktur. Allerdings\r\nmüssen auch hier neue Förderinstrumente entwickelt und gegebenenfalls\r\nratifiziert werden. Zudem handelt es sich um eine Belastung der\r\nöffentlichen Haushalte, was die politische Umsetzbarkeit und die gesellschaftliche\r\nAkzeptanz erschweren könnte. Alternativ wäre auch eine Finanzierung\r\nüber Sondervermögen wie dem KTF denkbar.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 139\r\n4. Regulierungsrahmen zur Unterstützung des CO2-\r\nInfrastrukturaufbaus\r\nFazit und Empfehlung für den Förderrahmen\r\nDie Entwicklung einer CO2-Transportinfrastruktur ist ein wesentlicher Baustein\r\nzur Erreichung der Klimaziele. Insbesondere vor dem Hintergrund der\r\nambitionierten Zielsetzungen für den Infrastrukturhochlauf bis 2030 ist eine\r\nRealisierung der Ziele ohne staatliche Unterstützung unwahrscheinlich.\r\nPrimärer Fokus sollte dennoch zunächst die Schaffung geeigneter\r\nRahmenbedingungen und eines funktionierenden Marktdesigns sein. Ist\r\ndies vorhanden, können über eine Infrastrukturförderung die Kosten für alle\r\nNutzer der Infrastruktur effektiv gesenkt werden. Dies ist einer selektiven\r\nindirekten Förderung der Infrastruktur über einzelne Nutzer vorzuziehen.\r\nAls konkretes Unterstützungsmodell bietet sich das Amortisationskonto-\r\nModell an. Dies ermöglicht eine verursachergerechte Finanzierung,\r\nohne den Bundeshaushalt direkt zu belasten, und verhindert prohibitiv\r\nhohe Entgelte in der Hochlaufphase. Es ermöglicht durch die staatliche\r\nAbsicherung zudem eine Risikominderung und schafft Anreize für First\r\nMover, ohne die langfristige Stabilität des Marktes zu gefährden. Für eine\r\nschnelle und effiziente Umsetzung der CO2-Infrastruktur wird daher die\r\nEinführung eines Amortisationskonto-Modells mit gedeckelten Hochlauftarifen\r\nempfohlen und in die Policy Roadmap aufgenommen. Dies sollte\r\nfür die Infrastrukturbetreiber optional (Opt-in) ausgestaltet werden,\r\nsodass weiterhin rein privatwirtschaftlich Infrastrukturprojekte entwickelt\r\nwerden können. Diese können dann losgelöst von regulierten Renditen\r\nund Tarifstrukturen refinanziert werden, bspw. über Langfristverträge zwischen\r\nInfrastrukturnutzern und -betreibern.\r\nDabei muss beachtet werden, dass die Förderung der CO2-Infrastruktur\r\nauch von Europäischer Seite koordiniert werden muss, da auch ein grenzüberschreitender\r\nTransport von CO2 ermöglicht werden soll. Insbesondere\r\nbei Speicherstätten im Ausland, die nach aktuellen Plänen von wesentlicher\r\nBedeutung sein werden, ist der direkte Einfluss der deutschen Förderbzw.\r\nUnterstützungsmechanismen begrenzt.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 140\r\n5. Finanzierungsbedarf und Refi nanzierungsmechanismen\r\nDas Potenzial für Negativemissionen durch BECCUS an bestehenden Anlagen\r\nsollte frühzeitig erschlossen werden, um den Hochlauf von Negativemissionen\r\nund die zukünftigen CO2-Entnahmezielen der Bundesregierung\r\nzu unterstützen. Sollten die kurzfristig erreichbaren BECCUS-Mengen von\r\n8,5 Mt/a biogenem CO2 bis 2030 (siehe Kapitel 2.3) ausgereizt werden,\r\nwären angesichts der Finanzierungslücke (siehe Kapitel 2.4.4 und 2.4.4)\r\nsignifi kante staatliche und private Investitionen erforderlich. Diese Investitionen\r\nin BECCUS bieten gleichzeitig ein erhebliches wirtschaftliches\r\nPotenzial.\r\nIm Falle einer Finanzierungslücke für TAB im Jahr 2030 in Höhe von etwa\r\n109 €/t CO2 (Kompensationsszenario, siehe Kapitel 2.4.4) wären zur Deckung\r\nder Finanzierungslücke für 4,8 Mt jährliche Abscheidekapazität für\r\nbiogenes CO2 etwa 0,51 Mrd. € Fördermittel pro Jahr erforderlich. Für\r\nBMKW belaufen sich die Förderkosten bei einer jährlichen Abscheidekapazität\r\nvon 3,8 Mt biogenem CO2 und einer Finanzierungslücke von 86 €/t\r\nCO2 auf 0,33 Mrd. € pro Jahr. Um Investitionsentscheidungen in Projekte\r\nzu ermöglichen, sollte von einem Förderzeitraum von 15 Jahren ausgegangen\r\nwerden (dies entspricht bspw. dem Förderzeitraum des staatlichen\r\nZertifi katkaufs in Schweden). Die Gesamtkosten zur Förderung von Negativemissionen\r\nüber 15 Jahre könnten sich somit auf rund 8 Mrd. €\r\nfür TAB und 5 Mrd. € für BMKW belaufen (siehe Tabelle 13).\r\nTabelle 13. Abschätzung möglicher Finanzierungsbedarfe für den BECCUS Hochlauf\r\n(2030, Preisbasis 2024)\r\nTechnologie TAB BMKW\r\nAbscheidepotenzial\r\nbiogenes CO2 (2030)\r\n4,7 Mt/a 3,8 Mt/a\r\nFinanzierungslücke (2030,\r\nKompensationsszenario)\r\n109 €/t CO2 86 €/t CO2\r\nFörderkosten pro Jahr 0,51 Mrd. €/a 0,33 Mrd. €/a\r\nGesamtkosten Förderung\r\n(15 Jahre)\r\n7,7 Mrd. € 4,9 Mrd. €\r\n5\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 141\r\n5. Finanzierungsbedarf und Refinanzierungsmechanismen\r\nAngesichts des hohen Förderbedarfs bei gleichzeitig begrenztem Kostensenkungspotenzial\r\nwerden nicht alle BECCUS-Anlagen über CfDs gefördert\r\nwerden können. Dies gilt besonders, wenn bei der Förderung von\r\neiner vollständigen Deckung der Finanzierungslücke ausgegangen wird.\r\nDurch eine Förderung des Infrastrukturaufbaus können die Kosten für\r\nTransport und Speicherung gesenkt und die Finanzierungslücke entsprechend\r\nreduziert werden. In diesem Fall würde eine Verteilung der Förderausgaben\r\nentlang der Prozesskette erfolgen, die Gesamtkosten der\r\nstaatlichen Förderung von Negativemissionen blieben weitgehend in ähnlicher\r\nGrößenordnung.\r\nZur Deckung von Förder- und Infrastrukturkosten erscheinen grundsätzlich\r\ndrei Refinanzierungsmechanismen denkbar:\r\n1. Refinanzierung aus Haushaltsmitteln des Bundes\r\n2. Refinanzierung über Umlagemechanismus\r\n3. Refinanzierung über Amortisationskonto (nur Infrastruktur)\r\nDie drei Refinanzierungsmechanismen werden im Folgenden im Detail\r\nuntersucht und gegebenenfalls quantifiziert.\r\nHaushaltsfinanzierung\r\nBei einer Refinanzierung aus Haushaltsmitteln würden die Kosten der\r\nFörderung von Negativemissionen und ihrer Infrastruktur direkt aus dem\r\nStaatshaushalt bestritten und damit (zumindest teilweise) vergesellschaftet.\r\nDie Förderung von Negativemissionen konkurriert dabei mit anderen\r\nTransformationsaufgaben des Staates (Sozialausgaben, Bildung, Ausbau\r\nund Erhalt der Infrastruktur, Unterstützung der industriellen Transformation,\r\nKlimaschutz und Klimaanpassung) um knappe Haushaltsmittel. Auch\r\nwenn die politische Einigung über die Bereitstellung von Haushaltsmitteln\r\nschwierig sein kann, wäre eine Haushaltsfinanzierung Im Vergleich zu anderen\r\nRefinanzierungsoptionen administrativ weniger komplex, da kein\r\neigener Refinanzierungsmechanismus erforderlich ist (z. B. Amortisationskonto\r\noder Umlagesystem). Gleichzeitig ist die langfristige Bereitstellung\r\nvon Haushaltsmitteln zur Deckung der Förderkosten über die gesamte Förderdauer\r\nherausfordernd (z. B. über einen Zeitraum von 15 Jahren). Alternativ\r\nkönnte die Finanzierung über Mittel des KTF erfolgen.\r\nUmlagefinanzierung\r\nEine Umlagefinanzierung bietet eine haushaltsneutrale Refinanzierungsoption\r\nund ermöglicht die Beteiligung relevanter Gruppen an den Finanzierungskosten.\r\nFür einzelne First-Mover-Projekte im Bereich TAB stellt\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 142\r\n5. Finanzierungsbedarf und Refinanzierungsmechanismen\r\neine Umlagefinanzierung zur Deckung der Kostenlücke eine Alternative\r\nzur Haushaltsfinanzierung dar. Würden etwa 10 % des Negativemissionspotenzials\r\nan TAB durch First-Mover realisiert werden (entspricht 0,47 Mt\r\nCO2 pro Jahr bzw. zwei Anlagen, siehe Tabelle 13), könnte dies ein Fördervolumen\r\nvon 53 Mio. € pro Jahr132 erfordern. Bei einem deutschlandweiten\r\nAbfallaufkommen von 21,6 Mt pro Jahr133 würde dies einer Erhöhung der\r\nGate Fees um etwa 2,5 €/t Abfall bedeuten, die über 15 Jahre zusätzlich\r\nzu erheben wäre. Für Siedlungsabfälle würde dies eine durchschnittliche\r\nErhöhung der Gate Fees um 2,3 % und für Gewerbeabfälle um 1,6 % bedeuten\r\n(vgl. Gebühren in Kapitel 2.4.4).\r\nUmlagen auf Strom und Abfallgebühren wirken prinzipiell stark regressiv:\r\neinkommensschwache Haushalte werden relativ stärker belastet. Für einen\r\n4-Personen-Haushalt mit einem durchschnittlichen Restmüllaufkommen\r\nvon 130 kg pro Person würde die Mehrbelastung durch eine Umlagefinanzierung\r\nfür First-Mover TAB bei etwa 1,3 €/Jahr liegen und damit\r\nals vernachlässigbar gelten. Diese Wälzung der Mehrkosten für Negativemissionen\r\nüber die Gate-Fee wäre jedoch nur für TAB realistisch. Eine\r\neuropäische Lösung könnte es zudem ermöglichen, einen größeren Teil\r\nder Negativemissionen aus TAB über eine Umlage zu finanzieren, ohne\r\nWettbewerbsnachteile oder Verzerrungen zu verursachen, und gleichzeitig\r\neine Lenkungswirkung zu erzielen.\r\nAllerdings bestehen bei der Umlagefinanzierung verschiedene Probleme.\r\nZunächst ist die Bemessungsgrundlage für die Erhebung der Umlage nicht\r\neindeutig und müsste je nach Technologie anders gewählt werden. Darüber\r\nhinaus kann die Festlegung der umlagerelevanten Gruppen politisch\r\nschwierig sein oder zu Akzeptanzprobleme bei den betroffenen Gruppen\r\nführen. Eine Quersubventionierung der Förderkosten für Negativemissionen\r\nüber eine Umlage, z. B. auf Strom, würde dem Prinzip der Verursachergerechtigkeit\r\nwidersprechen. Eine Kostenwälzung der zusätzlichen\r\nGate Fees auf Abfallgebühren bei TAB wäre komplex, da diese auf kommunaler\r\nEbene festgelegt und erhoben werden.\r\nAls herausfordernd stellt sich außerdem die administrative und praktische\r\nUmsetzung heraus. Die Entscheidung, eine Maßnahme auf Bundesebene\r\nüber eine Umlage zu refinanzieren, müsste über einen Umlageerhebungsauftrag\r\nan die einzelnen Kommunen bzw. Landkreise weitergegeben werden.\r\nAngesichts der kleinteiligen kommunalen Organisationsstruktur wäre\r\ndies mit einem erhöhten administrativen Aufwand verbunden. Die Gebühren\r\nfür die Abfallentsorgung werden von den Kommunen festgelegt. Inwieweit\r\nder Bund die Kommunen direkt mit der Erhebung einer Umlage zur\r\n132 Mehrkosten für den Einsatz von CCS zur Abscheidung von fossilem CO2 sind hierin nicht berücksichtigt,\r\nda Anreize zu deren Abscheidung durch das EU EHS II zu schaffen sind.\r\n133 Abfalleinsatz in Abfallverbrennungsanlagen im Jahr 2017, Quelle: https://www.itad.de/wissen/faktenblaetter/\r\nhintergrundinformationen-nach-behg\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 143\r\n5. Finanzierungsbedarf und Refinanzierungsmechanismen\r\nDeckung der Förderausgaben auf Bundesebene beauftragen kann, wäre\r\nabschließend zu prüfen.\r\nAmortisationskonto\r\nUm die hohen Investitionskosten in der Hochlaufphase der Infrastrukturentwicklung\r\nabzufedern und deren Auswirkungen auf die Netzentgelte für\r\ndie anfangs geringe Anzahl von Nutzern zu minimieren, kann ein Amortisationskonto\r\nals Refinanzierungsinstrument eingesetzt werden. Die Finanzierungslücke\r\n– resultierend aus hohen Anfangsinvestitionskosten bei\r\ngeringen Einnahmen und einer Deckelung des Hochlaufentgelts – wird\r\nüber das Amortisationskonto zwischenfinanziert. Dieses Instrument trägt\r\ndazu bei, Anreize für Investitionen und die Marktteilnahme aufrechtzuerhalten\r\nund gleichzeitig die Risiken eines schwachen Markthochlaufs zu\r\nreduzieren. Zudem wird vermieden, dass Haushalte in der Anfangsphase\r\ndirekt voll finanziell belastet werden, da die Finanzierunglast über das\r\nAmortisationskonto zeitlich verteilt wird. Sollte das Amortisationskonto am\r\nEnde des vorgesehenen Zeitraums dennoch nicht ausgeglichen sein, greift\r\neine subsidiäre staatliche Absicherung. In diesem Fall übernimmt der Bund\r\nden verbleibenden Fehlbetrag, wobei eine Kostenbeteiligung der Netzbetreiber\r\nvorgesehen ist. Dieses Risiko ist im CO2-Sektor relevant, da die\r\nabgeschiedenen Mengen in späteren Phasen sinken könnten. Das Instrument\r\nerfordert eine umfassende Tarifregulierung, um eine intertemporale\r\nKostenverteilung zu gewährleisten. Dies führt zu einem erhöhten administrativen\r\nAufwand, der sich negativ auf den privatwirtschaftlichen Wettbewerb\r\nauswirken kann. Daher sollte die Nutzung des Amortisationskontos\r\nfür Infrastrukturbetreiber freiwillig bleiben, damit Infrastrukturprojekte auch\r\nweiterhin privatwirtschaftlich realisiert werden können.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 144\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nDeutschland kann sich bei der Entwicklung eines eigenen Förderrahmens\r\nfür Negativemissionstechnologien an anderen Ländern orientieren. Weltweit\r\nund auch in Europa gibt es große Unterschiede zwischen den Ländern,\r\nwas den Stand der Entwicklung von Rahmenbedingungen für Negativemissionen\r\nund die damit verbundene CO2-Infrastruktur betrifft. Einige\r\nLänder, wie z. B. Schweden, haben bereits mehrere Fördermaßnahmen\r\nexplizit für Negativemissionstechnologien eingeführt. Andere, wie das Vereinigte\r\nKönigreich, haben detaillierte Rahmenbedingungen für CO2-Netze\r\nausgearbeitet. In den folgenden Kapiteln wird zunächst ein Überblick über\r\nrelevante Länder gegeben, gefolgt von einer detaillierten Länderstudie zu\r\nSchweden und dem Vereinigten Königreich. Der Fokus liegt dabei auf den\r\nfür Deutschland wichtigen Erkenntnissen.\r\n6.1 Marktdesign und Regulierung in anderen Ländern\r\nIm Folgenden werden acht relevante Länder betrachtet: Dänemark, Frankreich,\r\nJapan, die Niederlande, Norwegen, Schweden, das Vereinigte\r\nKönigreich und die USA. Diese Länder zeichnen sich dadurch aus, dass\r\nsie bereits erste Fördermaßnahmen für Negativemissionen verabschiedet,\r\nProjekte gestartet und/oder Regulierungen aufgesetzt haben. Eine Übersicht\r\nüber die Kerninstrumente je Land und die jeweiligen Regulierungen\r\nfür die benötigte CO2-Infrastruktur ist in Anhang A dargestellt.\r\nWährend Verpfl ichtungen zur Klimaneutralität weit verbreitet sind, haben\r\nvon den untersuchten Ländern nur Frankreich, Schweden und das Vereinigte\r\nKönigreich konkrete Ziele für Negativemissionen aufgesetzt. Dabei\r\nist zu unterscheiden zwischen Zielwerten für biogenes CO2 (Frankreich\r\nund Schweden) und Zielen für Negativemissionen allgemein (Vereinigtes\r\nKönigreich). In Deutschland werden die Ziele für technische Senken und\r\nGesamt-Netto-Negativemissionen voraussichtlich in der Langfriststrategie\r\nNegativemissionen formuliert, wie in Kapitel 3.1.2 beschrieben.\r\nHinsichtlich der Fördermechanismen für Negativemissionen lassen sich\r\nGemeinsamkeiten zwischen den Ländern feststellen. Die häufi gste bereits\r\numgesetzte Maßnahme ist F&E-Förderung in vier der acht unter-\r\n6.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 145\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nsuchten Länder. Dabei können Förderprogramme explizit für Negativemissionen\r\naufgesetzt werden, wie zum Beispiel das „Carbon Negative Shot“\r\nProgramm in den USA, das bis zu 80 % der Projektkosten übernimmt. Das\r\nProgramm hat ein Gesamtvolumen von 100 Mio. US-Dollar pro Jahr. In\r\nanderen Ländern sind Negativemissionen ein Teil größerer F&E Förderpakete.\r\nEin Beispiel ist die „Industrial Leap“-Initiative in Schweden, die\r\nein BECCS-Projekt der Göteborg Energi mit 11,2 Mio. SEK (ca. 1 Mio. €)\r\nunterstützt.\r\nEine weitere Maßnahme, die bereits in mehreren Ländern umgesetzt\r\nwird, ist der staatliche Zertifikatkauf, näher in Kapitel 3.5.3 beschrieben.\r\nDabei wird ein vorher festgelegter Betrag pro Tonne CO2 an die Anbieter\r\nvon Negativemissionen bezahlt. Unterschiede bestehen jedoch in der\r\nZeit, die den Unternehmen nach der Zusicherung der Förderung zur Verfügung\r\nsteht, um die erfolgreiche Einspeisung vorzuweisen. In den USA und\r\nSchweden sind es jeweils drei Jahre, in Dänemark sechs Jahre. Dies unterscheidet\r\nsich von der Förderdauer in Schweden, die 15 Jahre beträgt. In\r\ndiesem Zeitraum übernimmt die schwedische Regierung die CAPEX- und\r\nOPEX-Kosten für Abscheidung, Transport und Speicherung. In Schweden\r\nist außerdem vorgesehen, dass Unternehmen, die NEZ zusätzlich auf dem\r\nMarkt verkaufen können, diese von der Fördersumme abziehen. In Dänemark\r\nerfolgt die Förderung mit einer Rückforderungsklausel, falls biogenes\r\nCO2 in das EU EHS integriert wird.\r\nZusätzlich haben einzelne Länder bereits eine Reihe weiterer Maßnahmen\r\numgesetzt. Steuersenkungen reizen in den USA Negativemissionen\r\nund in Norwegen CO2-Abscheidungen an TAB an. In Norwegen gibt es\r\ndarüber hinaus bereits Investitionszuschüsse für Negativemissionen. Das\r\neinzige Land, das derzeit CfDs einsetzt, sind die Niederlande, allerdings\r\nbisher nur für CCS im Allgemeinen. Zusätzlich nutzen einige Länder europäische\r\nFörderprogramme, z. B. wird das Projekt „Beccs Stockholm“ in\r\nSchweden aus dem EU Innovation Fund mit 180 Mio. € unterstützt.\r\nDarüber hinaus unterstützen einige Länder die Marktbildung für Negativemissionen.\r\nFreiwillige Märkte für Negativemissionen sind hierbei die\r\nhäufigste Option. In Schweden ist geplant, dass staatliche geförderte\r\nUnternehmen zusätzliche Zertifikate auf dem freiwilligen Markt veräußern\r\nkönnen. Die Höhe der Förderung soll an dem auf diesem Markt erzielten\r\nPreis angepasst werden und die Förderung perspektivisch auslaufen. Japan\r\nund das Vereinigte Königreich, die jeweils ein eigenes nationales EHS\r\nbetreiben, planen die Integration von Negativemissionen in ihr System.\r\nIn Japan wurde die Entscheidung bereits verbindlich getroffen. Die Integration\r\nsoll in den nächsten Jahren ausgearbeitet und umgesetzt werden.\r\nIm Vereinigten Königreich wurde eine erste öffentliche Konsultation zur Integration\r\nvon Negativemissionen in das EHS abgeschlossen. Eine weitere\r\nKonsultation zu technischen Details soll folgen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 146\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nBei der Förderung der CO2-Infrastruktur gibt es unterschiedliche Ansätze.\r\nEinige Länder greifen auf europäische Fördermittel zurück, wie den\r\nEU Innovation Fund und die Connecting Europe Facility (siehe Kapitel 4.1).\r\nFrankreich und das Vereinigte Königreich planen den Aufbau von CCSClustern,\r\nbei denen industrielle Anlagen und Transportinfrastruktur räumlich\r\nzusammengefasst werden. In Ländern wie Norwegen, Dänemark und\r\nden Niederlanden, die eigene Speicherkapazitäten planen, wird die Erkundung\r\nund Nutzbarmachung der Speichermöglichkeiten bezuschusst.\r\nDarüber hinaus plant Japan die Förderung von CO2-Transport und -Speicherprojekten\r\nim Ausland mit dem Ziel, zukünftig CO2 zu importieren und\r\neinzulagern. Die norwegische Regierung bezuschusst grenzüberschreitende\r\nCO2-Projekte durch das „Longship“-Projekt.\r\nDie meisten Länder haben bereits Abkommen zum grenzüberschreitenden\r\nTransport und zur Speicherung von CO2 mit Speicherländern abgeschlossen.\r\nDie Niederlande und Belgien haben eine Vereinbarung getroffen, um\r\ndie Speicherung von CO2 aus Industrieanlagen in der Nordsee gemeinsam\r\nvoranzutreiben. Für viele europäische Länder ist Norwegen die Anlaufstelle\r\nfür die grenzüberschreitende CO2-Speicherung. Belgien,\r\nSchweden, Dänemark und die Niederlande haben bereits Abkommen zur\r\nEntwicklung von CO2-Transport und -Speicherinfrastruktur mit Norwegen\r\nunterzeichnet. Deutschland plant ebenfalls ein Abkommen mit Norwegen\r\nzur CO2-Speicherung abzuschließen.\r\nDie Regulierung der CO2-Infrastruktur ist unterschiedlich weit fortgeschritten\r\nbzw. unterscheidet sich in der Eingriffstiefe. In den Niederlanden\r\ngibt es bisher keine Regulierung, vielmehr sollen Unternehmen bilaterale\r\nTransport- und Tarifvereinbarungen mit den entsprechenden Infrastrukturunternehmen\r\nabschließen. In Norwegen bezieht sich der Regulierungsrahmen\r\nderzeit nur auf die Speicherung unter dem Meer und nicht auf\r\nden Transport an Land. Andere Länder haben bereits umfangreichere\r\nRahmenbedingungen, darunter bspw. Japan und das Vereinigte Königreich.\r\nDie ausgearbeiteten Regularien garantieren allesamt einen offenen,\r\ntransparenten und diskriminierungsfreien Infrastrukturzugang. Dabei\r\nsoll stets der Privatsektor die Netze und Speicher betreiben, während\r\nstaatliche Stellen für die Überwachung der Netze und des Zugangs verantwortlich\r\nsind.\r\nBei der Frage, was Deutschland von anderen Ländern lernen kann, ist zu\r\nbeachten, dass alle untersuchten Länder bei der Förderung von Negativemissionen\r\nund der CO2-Infrastruktur noch am Anfang stehen. Die meisten\r\nFörderinstrumente wurden erst entwickelt oder befinden sich momentan\r\nnoch in der Planung. Auch die CO2-Infrastruktur ist bisher nur in\r\nsehr begrenztem Umfang vorhanden. Daher ist eine Bewertung der unterschiedlichen\r\nAnsätze zu diesem Zeitpunkt nicht möglich.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 147\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nEs zeigt sich jedoch bereits, dass alle untersuchten Länder Negativemissionen\r\nund notwendige CO2-Infrastruktur fördern. Dabei greifen sie auf\r\nunterschiedliche Maßnahmen zurück, die auch in Deutschland umgesetzt\r\nwerden können, wie bspw. der staatliche Zertifi katkauf. Ebenso\r\nkann Deutschland von europäischen Fördertöpfen profi tieren, die bereits in\r\nanderen Ländern für Negativemissionstechnologie und CO2-Infrastruktur\r\ngenutzt werden, z. B. dem EU Innovation Fund.\r\nAuch bei der Regulierung der CO2-Infrastruktur gibt es Erkenntnisgewinne,\r\nda diese in einigen Ländern, insbesondere im Vereinigten Königreich,\r\nbereits weit fortgeschritten ist. Dies kann ggf. als Vorbild für die Ausarbeitung\r\neines Regulierungsrahmens in Deutschland dienen und ihn beschleunigen.\r\nDarüber hinaus haben einige Länder bereits damit begonnen, Kooperationen\r\nbei der CO2-Speicherung einzugehen. Deutschland sollte sich\r\ndiesen frühzeitig anschließen, wenn die Regierung den grenzüberschreitenden\r\nTransport von CO2 ermöglichen möchte.\r\n6.2 Länderfallstudie Schweden\r\nIn Schweden hat die Biomasse mit knapp 60 % den größten Anteil an den\r\ngenutzten erneuerbaren Energien. Davon entfallen rund 80 % auf Holzbrennstoffe.\r\n134 Schweden hat weiterhin eine große Papierindustrie und betreibt\r\nTAB, die beide zu einem hohen Potenzial für BECCUS beitragen.\r\nNach Angaben der schwedischen Energieagentur sollen bis 2045 mindestens\r\n10 Mt CO2 Negativemissionen pro Jahr durch BECCS generiert werden.\r\n135\r\nUm dieses Potenzial zu verwirklichen, hat die Regierung eine Reihe von\r\nFördermaßnahmen für Negativemissionen auf den Weg gebracht, wie in\r\nTabelle 14 dargestellt. Aufgrund der bereits ausgearbeiteten und geplanten\r\nFördermaßnahmen, vor allem für BECCS und für TAB, wird Schweden im\r\nFolgenden näher beschrieben.\r\nDie schwedische Regierung hat klare Klimaziele formuliert. Sie strebt an,\r\nbis spätestens 2045 klimaneutral zu werden. Dabei sollen die nationalen\r\nEmissionen um mindestens 85 % gegenüber 1990 gesenkt werden, während\r\ndie restlichen Emissionen durch Negativemissionen ausgeglichen\r\nwerden sollen. Bei Negativemissionen setzt Schweden überwiegend auf\r\nbiogenes CO2 und hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 rund 2 Mt biogenes\r\nCO2 pro Jahr zu speichern. Für andere Negativemissionen bestehen zum\r\njetzigen Zeitpunkt keine Ziele.\r\n134 Mehr Informationen zur Nutzung von Biomasse im Energiesektor unter: https://www.ieabioenergy.com/\r\nwp-content/uploads/2021/11/CountryReport2021_Sweden_fi nal.pdf\r\n135 https://www.regeringen.se/rattsliga-dokument/statens-offentliga-utredningar/2020/01/sou-20204/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 148\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nMomentan werden Projekte durch F&E-Zuschüsse als Teil der „Industrial\r\nLeap“-Initiative gefördert. Darüber hinaus hat die Regierung im August\r\n2024 die erste Ausschreibungsrunde für BECCS-Projekte eröffnet. Dabei\r\nstehen der schwedischen Energieagentur von 2026 bis 2046 insgesamt\r\n36 Mrd. SEK (ca. 3 Mrd. €) zur Verfügung, um Projekte durch den Kauf\r\nvon Zertifi katen zu fördern. Förderfähig sind CAPEX- und OPEX-Kosten\r\nentlang der gesamten BECCS-Prozesskette. Die Projekte haben nach\r\nder Förderzusage drei Jahre Zeit, um die Einlagerung des CO2 vorzuweisen.\r\nDie erwarteten Kosten belaufen sich auf 1.100–2.000 SEK/t CO2\r\n(100-157 €/t CO2). Es gibt jedoch einige Bedenken hinsichtlich der Effektivität\r\nund Effi zienz der Auktion.136\r\nFür die Zukunft sind zusätzliche Fördermaßnahmen im Gespräch. Das Finanzministerium\r\nschlägt zum Beispiel eine Steuersenkung auf den Mindestbetrag\r\nfür Strom für CCS-Projekte vor, um OPEX-Kosten zu senken\r\nund Investitionen anzureizen. Darüber hinaus setzt sich die schwedische\r\nEnergieagentur mit einer möglichen CCS-Pfl icht für TAB auseinander. Dies\r\nkönnte sich allerdings als schwierig erweisen, da dies insbesondere für\r\nkleinere Anlagen eine große Herausforderung darstellt. Wenn allerdings\r\nnur große Anlagen einbezogen werden, könnte es zu einer Verschiebung\r\nder Abfallmengen hin zu den ausgenommenen kleineren Anlagen kommen.\r\nAuch eine Beschränkung auf fossiles CO2 wäre komplex, da eine\r\nvollständige Trennung der Abfälle und damit der Emissionen nicht vollumfänglich\r\nmöglich ist.137\r\nZu diesem Zeitpunkt ist es noch nicht möglich, die schwedischen Fördermaßnahmen\r\nzu bewerten, da diese erst kürzlich angelaufen sind oder sich\r\nnoch in der Planung befi nden. Bereits jetzt zeichnet sich eine Kombination\r\ndiverser Maßnahmen mit unterschiedlichen Ansätzen und Förderdesigns\r\nab. Dies Strategie kann in Deutschland ebenfalls verfolgt werden.\r\n136 Eine detaillierte Bewertung des Instrumentes basierend auf Interviews liefert: https://enveurope.springeropen.\r\ncom/articles/10.1186/s12302-024-00971-0\r\n137 Eine Diskussion der schwedischen Energieagentur zu diesem Thema fi ndet sich in Kapitel 5.2: https://\r\nwww.energimyndigheten.se/4af869/globalassets/klimat--miljo/elektrifi ering/styrmedel-for-ccs-och-ccu.pdf\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 149\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nTabelle 14. Fallstudie Schweden (Hinweis: Tabelle setzt sich bis Seite 151 fort.)\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nZiele\r\n• Schweden will bis spätestens 2045 klimaneutral\r\nwerden. Dabei sollen die Emissionen, die in Schweden\r\nanfallen, um mindestens 85 % gegenüber 1990 gesenkt\r\nwerden. Der restliche Teil (15 %) kann durch Negativemissionen\r\nausgeglichen werden. Nach 2045 strebt das\r\nLand Netto-Negativemissionen an.138\r\n• Der Regierungsbericht „Weg zu einer klimapositiven\r\nZukunft“ von 2020 setzt das Ziel, bis 2030 rund 2 Mt\r\nbiogenen CO2 pro Jahr zu speichern.139\r\nZiele\r\n• Die EU schlägt in dem „Net-Zero Industry Act“ (NZIA)\r\nvor, dass die Mitgliedsstaaten bis 2030 Speicherkapazitäten\r\nvon mindestens 50 Mt pro Jahr errichten.140\r\n• Schweden hat weder eigene Ziele noch mögliche\r\nKapazitäten für die Speicherung oder den Transport\r\nvon CO2 formuliert.\r\n138 https://www.naturvardsverket.se/en/topics/climate-transition/sveriges-klimatarbete/swedens-climate-actand-\r\nclimate-policy-framework/#:~:text=After%202045%20Sweden%20is%20to,in%202045%20compared%\r\n20to%201990.\r\n139 https://www.regeringen.se/rattsliga-dokument/statens-offentliga-utredningar/2020/01/sou-20204/\r\n140 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_24_585\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 150\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nFörderung Markthochlauf\r\n• Förderung von Forschung und Entwicklung zu\r\nBECCUS und anderen Technologien mit Negativemissionen\r\ndurch Zuschüsse als Teil der „Industrial Leap“\r\nInitiative. Zum Beispiel wird ein BECCS Projekt von\r\nGöteborg Energi mit 11,2 Mio. SEK (ca. 1 Mio. €) gefördert.\r\n141\r\n• Zusätzlich wird das „Beccs Stockholm“-Projekt durch\r\nden EU Innovation Fund mit 180 Mio. € gefördert.142\r\n• Die Regierung hat eine mit einer Auktion begonnen,\r\num BECCS Projekte für den staatlichen Zertifi katkauf\r\nauszuwählen. Mit insgesamt 3 Mrd. € übernimmt sie die\r\nKosten für Abscheidung, Transport und Speicherung\r\nüber 15 Jahre. Die erwarteten Kosten betragen 1.100–\r\n2.000 SEK/tCO2 (100-157 €/tCO2). Dabei werden Projekte\r\nmit den niedrigsten Förderbedarfen ausgewählt.\r\nDie Projekte haben nach der Auswahl drei Jahre Zeit,\r\num das CO2 einzulagern.143\r\n• Das Finanzministerium schlägt eine Steuersenkung auf\r\nden Mindestbetrag für Strom für CCS-Projekte vor.144\r\n• Maßnahmen für TAB wie eine CCS-Pfl icht oder Steuererleichterungen\r\nwerden gerade von der Energieagentur\r\nerörtert.145\r\nMaßnahmen für Aufbau (Förderung)\r\n• Schweden hat die Änderung des Artikel 6 des London-\r\nProtokolls ratifi ziert, um die grenzüberschreitende\r\nVerbringung von CO2 zu ermöglichen. Mit Norwegen\r\nwurde bereits ein Abkommen zu CO2-Transport und\r\nSpeicherung unter dem Meeresboden geschlossen.146\r\n• Die Behörde „Geological Survey of Sweden“ wurde mit\r\nder Bewertung von nationalen Speichermöglichkeiten\r\nfür CO2 beauftragt. Die Speicherung wurde im Jahr\r\n2014 erlaubt.147\r\n• Um die Koordination und die Effi zienz zu verbessern,\r\nwurden regionale Initiativen gegründet, bspw. das\r\n„Carbon Network South Sweden“ (CNetSS) und „Cinfra-\r\nCap“, bei dem sich verschiedene staatliche und private\r\nAkteure entlang der Infrastrukturkette zusammengeschlossen\r\nhaben.148\r\n• Die Regierung beteiligt sich an der Finanzierung eines\r\nCCS-Hubs im Hafen von Göteborg, der Teil der „Cinfra-\r\nCap“ Initiative ist.149\r\n• Die schwedische Energieagentur hat im Jahr 2023 die\r\nöffentliche Konsultation für Politikmaßnahmen für CCS\r\nund CCU gestartet. Darin schlägt sie verschiedene\r\nMaßnahmen zur Förderung einer CO2-Infrastruktur vor.\r\nDiese umfassen unter anderem politische Instrumente\r\nzur Risikominderung, monetäre Unterstützung zur\r\nErhöhung des Renditepotenzials und damit der Risikobereitschaft\r\nsowie Kreditgarantien, die das Risiko für\r\nKreditgeber verringern. Alternativ wird auch eine direkte\r\nmonetäre Förderung in Erwägung gezogen, um Infrastruktur\r\naufzubauen.150\r\n141 https://www.energimyndigheten.se/en/news/2024/four-projects-receive-over-sek-300-million-throughthe-\r\nindustrial-leap/\r\n142 https://beccs.se/about-beccs-stockholm/\r\n143 https://www.energimyndigheten.se/en/sustainability/carbon-capture-and-storage/state-aid-for-beccs/\r\n144 https://www.regeringen.se/rattsliga-dokument/departementsserien-och-promemorior/2023/06/befrielsefran-\r\nenergiskatt-pa-el-for-infangning-av-koldioxid/\r\n145 https://www.energimyndigheten.se/4af869/globalassets/klimat--miljo/elektrifi ering/styrmedel-for-ccs-ochccu.\r\npdf\r\n146 https://www.regeringen.se/contentassets/02c53d80b3d14b8daccab41c51bfd123/mou-cross-border-co2-\r\nno-se_-se-fi nal.pdf\r\n147 https://www.sgu.se/en/physical-planning/carbon-capture-and-storage-ccs/\r\n148 https://www.regeringen.se/remisser/2024/03/remiss-av-energimyndighetens-rapport-styrmedel-for-ccsoch-\r\nccu-avskiljning-och-lagring-respektive-anvandning-av-koldioxid/\r\n149 https://www.offshore-energy.biz/port-of-gothenburg-soon-to-become-a-hub-for-transport-of-capturedco2/\r\n150 https://www.regeringen.se/remisser/2024/03/remiss-av-energimyndighetens-rapport-styrmedel-for-ccsoch-\r\nccu-avskiljning-och-lagring-respektive-anvandning-av-koldioxid/\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 151\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nMarktdesign\r\n• Die schwedische Energieagentur ist für die Planung,\r\nKoordination und Förderung von CCS zuständig. Sie\r\nschlägt vor, dass Unternehmen, die staatliche Unterstützung\r\nfür BECCS erhalten, NEZ auf einem freiwilligen\r\nMarkt verkaufen können. Die staatliche Förderung\r\nkann um den Verkaufspreis gekürzt werden und schrittweise\r\nauslaufen.151\r\n• Die Zertifi kate sollen nicht dazu genutzt werden, die Emissionen\r\nvon Unternehmen auszugleichen. Vielmehr sollen\r\nsie zur Reduzierung der schwedischen Emissionen\r\nund somit zum Erreichen der Klimaziele beitragen.152\r\nNetzzugang und Anschluss\r\n• Unterliegt den EU-Rahmenbedingungen der EU wie\r\nder „CCS Directive“ von 2009, die Regeln für Speicher\r\nund Infrastruktur festlegt, um eine sichere Nutzung und\r\neinen diskriminierungsfreien Zugang zu gewährleisten.\r\n153\r\n• Die schwedische Regierung hat bisher keine eigene\r\nRegulierung der CO2-Infrastruktur erlassen.\r\nFinanzierung der Netze\r\n• Die schwedische Regierung hat bisher keine Regelung\r\nder Finanzierung von CO2-Netzen veröffentlicht.\r\n6.3 Länderfallstudie Vereinigtes Königreich\r\nDas Vereinigte Königreich ist im Vergleich zu anderen Ländern weit fortgeschritten\r\nbei der Förderung von Negativemissionen sowie der CO2-Infrastruktur\r\nund wird daher hier im Detail näher beleuchtet. Wie in Tabelle 15\r\ndargestellt, ist vor allem die Integration der Negativemissionen in das nationale\r\nEHS und der regulatorischen Rahmen für CO2-Netze schon umfassend\r\nausgearbeitet. Diese sollen daher im Folgenden genauer untersucht\r\nwerden.\r\nDie britische Regierung unterstützt bereits Negativemissionen durch F&EFörderung\r\nund plant die Einführung eines CfD, wobei sich das Instrument\r\nnoch in der Ausgestaltung befi ndet. Darüber hinaus schlägt die EHS-Behörde\r\ndes Vereinigten Königreichs die Integration von Negativemissionen\r\nin das nationale EHS vor. Hierzu fand bis August 2024 ein öffentliches\r\nKonsultationsverfahren statt; ein weiteres Verfahren ist für die technischen\r\nDetails der Ausarbeitung geplant. Bisher ist bekannt, dass langfristig eine\r\nvollständige Integration erfolgen soll. Die kurz- bis mittelfristige Ausgestaltung\r\nist jedoch noch ungewiss. Die EHS-Behörde hat im Konsultationsdokument\r\neinige Ausgestaltungsparameter festgesetzt. So soll etwa\r\nkurz- bis mittelfristig nur eine Obergrenze für Emissionsberechtigungen\r\nfestgesetzt werden und jedes gehandelte NEZ eine solche Berechtigung\r\nersetzen. Darüber hinaus sollen keine nachfrageseitigen Beschränkungen\r\nvorgegeben werden, um eine möglichst hohe Nachfrage nach NEZ zu garantieren.\r\nAllerdings plant die Behörde angebotsseitige Beschränkungen,\r\n151 https://www.energimyndigheten.se/en/sustainability/carbon-capture-and-storage/national-centre-for-ccs/\r\n152 https://www.energimyndigheten.se/nyhetsarkiv/2023/energimyndigheten-foreslar-mojlighet-att-salja-negativa-\r\nutslapp-som-genereras-med-statligt-stod-till-bio-ccs/\r\n153 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=celex%3A32009L0031\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 152\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nbspw. durch Marktteilnahmeanforderungen für Negativemissionstechnologien.\r\nDiese können auch jeweils spezifi sch für die verschiedenen Technologien\r\nausgestaltet werden. Es gibt noch keinen festen Zeitplan für die\r\nIntegration, aber die Regierung geht davon aus, dass sie frühestens 2028\r\nerfolgen kann.\r\nBei der CO2-Infrastruktur setzt die britische Regierung auf die Entwicklung\r\nvon CCUS-Clustern, die in einem Ausschreibungsverfahren identifi\r\nziert wurden. Die beiden Cluster „East Coast“ bei Teesside im Nordosten\r\nEnglands und „Hynet“ im Raum Liverpool werden bereits gefördert, zwei\r\nweitere sollen bis 2030 entstehen, jeweils mit Abscheideanlagen und Infrastruktur\r\nfür den CO2-Transport. Der Aufbau der Cluster wird mit insgesamt\r\n20 Mrd. £ (ca. 24 Mrd. €) gefördert. Die Relevanz von CCUS-Clustern ist\r\nebenfalls in der deutschen CMS genannt. Allerdings stechen hier einige\r\nUnterschiede zwischen den Ländern hervor: So liegen im Vereinigten\r\nKönigreich die Cluster an der Küste und verfügen über Häfen. In der CMS\r\nwerden hingegen das Ruhrgebiet, die Rhein-Neckar-Region, die Zementindustrie\r\nin NRW sowie das mitteldeutsche Chemiedreieck genannt.\r\nDie britische Regierung hat eine Reihe von Dokumenten und Strategien\r\nveröffentlicht, die direkt oder indirekt die CO2-Infrastruktur einschließlich\r\nder Speicherung regulieren. Der „Energy Act“ von 2008, in\r\nder aktuellen Fassung aus dem Jahr 2023, regelt die Energieerzeugung\r\nund -sicherheit, einschließlich der Lizenzierung von CO2-Transport und\r\n-Speicherung sowie kommerzieller Vereinbarungen zur CO2-Abscheidung\r\nund -Speicherung. Die „Energy Security Bill“ von 2022 soll für saubere\r\nund bezahlbare Energie sorgen, unter anderem durch die Regulierung und\r\nStärkung von CCUS. Außerdem wurde im Rahmen des Gesetzes im Jahr\r\n2023 ein „CO2 Transport and Storage Business Model“ veröffentlicht, in\r\ndem ein Geschäftsmodel für Unternehmen im Bereich CO2-Transport und\r\n-Speicherung entwickelt wird.\r\nDie Regierung sieht sich dabei als Koordinatorin zwischen allen relevanten\r\nStakeholdern und fördert die CO2-Infrastruktur fi nanziell, vor allem in der\r\nAnfangsphase. Der Aufbau oder der Besitz der Infrastruktur durch den Staat\r\nist jedoch nicht vorgesehen. Dies soll durch private Unternehmen erfolgen,\r\ndie sogenannten „Transport and Storage Companies“ (T&SCos), die\r\nLizenzen für Transport- und Speicherdienstleistungen erhalten.\r\nDie Rechte und Pfl ichten der T&SCos sind klar defi niert: Sie sind verantwortlich\r\nfür den Bau, die Finanzierung, den Betrieb und die Wartung\r\nder Transport- und Speichernetzwerken. Dafür erhalten sie Nutzungsgebühren\r\nfür die Transport- und Speichernetze. Die Gebühren setzen\r\nsich aus einer regulatorisch festgelegten Nutzungsgebühr, der tatsächlich\r\ntransportierten CO2-Menge und der bereitgestellten Kapazität zusammen.\r\nZunächst werden die Risiken durch eine zu geringe Auslastung der Netze,\r\ngerade in den ersten Jahren nach Fertigstellung der Infrastruktur, abgefeWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 153\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\ndert. Durch sogenannte „revenue support agreements“ verpfl ichtet sich\r\ndie Regierung, unzureichende Erlöse der T&SCos auszugleichen,\r\nwas das Investitionsrisiko erheblich senkt. Diese sollen für die gesamte\r\nNutzungsdauer gelten, wobei die britische Regierung davon ausgeht, dass\r\ndie Nutzungsdauer 25 Jahre nicht überschreiten wird.\r\nEine Herausforderung bei diesem Modell ist, dass die Unternehmen bis\r\nzur Fertigstellung der Infrastruktur keine Nutzungsgebühren erhalten. Der\r\nRefi nanzierungsbeitrag erfolgt damit erst mit Inbetriebnahme der Speicher\r\nund Pipelines. Da es sich um Investitionen in Milliardenhöhe handelt,\r\nscheinen derzeit nur große Marktakteure in der Lage zu sein, das\r\nhohe Investitionsrisiko einzugehen. Hier sollte Deutschland alternative\r\nModelle entwickeln, die auch Entwicklungskosten vor der Inbetriebnahme\r\nrefi nanzieren (siehe Kapitel 4.3.5).\r\nDie britische Regierung hat das „Offi ce of Gas and Electricity Markets“\r\n(Ofgem) als Regulierungsbehörde für das CO2-Netz und die CO2-Speicherung\r\nbestimmt. Ihre Aufgabe ist es, den Wettbewerb zu fördern und\r\neinen diskriminierungsfreien Netzzugang zu fairen Bedingungen zu gewährleisten.\r\nDarunter fällt auch die Regulierung der Nutzungsgebühren für\r\nNetze und Speicher. Lizenzen für CO2-Speicher werden durch die „North\r\nSea Transition Authority“ (NSTA) vergeben. Für die Ausschreibungen und\r\ndie Förderung ist das „Department for Energy Security and Net Zero“\r\n(DESNZ) zuständig.\r\nDamit hat das Vereinigte Königreich einen klaren Regulierungsrahmen für\r\ndie CO2-Infrastruktur geschaffen und die Rollen privater und staatlicher Akteure\r\neindeutig defi niert. Dies ist jedoch erst in den letzten ein bis zwei\r\nJahren geschehen. Dementsprechend wurden bisher nur erste Genehmigungen\r\nfür den Bau von CO2-Pipelines erteilt, aber keine CO2-Infrastruktur\r\ngebaut.154 Inwieweit der britische Regulierungsrahmen erfolgreich ist\r\nund was Deutschland davon lernen kann, lässt sich zum jetzigen Zeitpunkt\r\nnoch nicht sagen. Das britische Beispiel verdeutlicht aber, dass\r\nandere Länder den Bau und den Betrieb von CO2-Infrastruktur bereits reguliert\r\nhaben.\r\n154 Siehe bspw. HyNet: https://infrastructure.planninginspectorate.gov.uk/projects/wales/hynet-carbon-dioxide-\r\npipeline/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 154\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nTabelle 15. Fallstudie Vereinigtes Königreich (Hinweis: Tabelle setzt sich bis Seite 156 fort.)\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nZiele\r\n• Mit der „Net Zero Strategy“ von 2021 verpfl ichtet sich\r\ndas Vereinigte Königreich zur Klimaneutralität bis\r\n2050.155\r\n• Die Strategie beinhaltet außerdem die Zielvorgabe,\r\nbis 2030 Negativemissionen von mindestens 5 Mt\r\nCO2 pro Jahr zu erreichen, die bis 2035 voraussichtlich\r\nauf 23 Mt CO2 ansteigen werden. Hierbei werden\r\nausschließlich „engineered removals“ betrachtet, also\r\ntechnische Lösungen wie zum Beispiel DACCS und\r\nBECCUS – ohne Aufforstung und natürliche Senken.\r\nUm Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen, werden laut\r\nder Strategie 75-81 Mt CO2 pro Jahr durch technische\r\nLösungen benötigt, vor allem durch DACCS und BECCS.\r\n155\r\n• Das „Climate Change Committee“, ein unabhängiges\r\nGremium, das die Regierung zum CO2-Budget berät,\r\ngeht von 53 Mt CO2 BECCS im Jahr 2050 aus.156\r\n• Die „Biomass Strategy” von 2023 nennt BECCS als\r\nwichtige Technologie und spricht von 52-58 Mt CO2 pro\r\nJahr bis 2050.157\r\n• Darüber hinaus sollen laut der Strategie 100 Mio. £ für\r\nForschung und Entwicklung von Projekten mit Negativemissionen\r\nbereitgestellt werden.155\r\nZiele\r\n• Die Regierung will 20-30 Mt CO2 pro Jahr bis 2030 und\r\nmehr als 50 Mt CO2 pro Jahr bis 2035 abscheiden und\r\nspeichern.158\r\n• Die potenzielle Kapazität von Speichern in dem Vereinigten\r\nKönigreich an Land und im Meer wird auf 70 Gt\r\ngeschätzt.159\r\n155 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6194dfa4d3bf7f0555071b1b/net-zero-strategy-beis.pdf\r\n156 https://www.theccc.org.uk/wp-content/uploads/2020/12/Sector-summary-GHG-removals.pdf\r\n157 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/64dc8d3960d123000d32c602/biomass-strategy-2023.pdf\r\n158 https://www.nstauthority.co.uk/about-us/north-sea-transition-forum-and-task-forces/co2-transportationand-\r\nstorage-task-force/\r\n159 https://www.bgs.ac.uk/geology-projects/carbon-capture-and-storage/co2-storage-capacity-estimation/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 155\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nFörderung Markthochlauf\r\n• Der „Climate Change Act” von 2008 wurde im Jahr 2023\r\nangepasst, damit auch technische Lösungen für Negativemissionen\r\nin dem CO2-Budget des Vereinigten\r\nKönigreichs berücksichtig werden können.160\r\n• Förderung von Forschung und Entwicklung von\r\nNegativemissionstechnologien wie zum Beispiel\r\nBECCUS durch das „Greenhouse Gas Removal Demonstrators\r\nProgramme“ (GGR-D) mit dem Ziel, mehrere\r\nPilotprojekte zu entwickeln und die Realisierbarkeit von\r\nverschiedenen Technologien zu bewerten.161\r\n• Das „Hydrogen BECCS Innovation Programme“ fördert\r\nForschung und Entwicklung von biogenen Projekten,\r\ndie Wasserstoff erzeugen und gleichzeitig CO2 abscheiden.\r\nDie Gelder werde durch die „Small Business\r\nResearch Initiative“ (SBRI) ausgezahlt, dabei werden\r\ndie kompletten Kosten übernommen.162\r\n• Im Jahr 2023 hat die Regierung hat ein Business Modell\r\nfür Negativemissionen nach öffentlicher Konsultation\r\nentwickelt. Es sieht vor, Technologien durch CfDs zu\r\nfördern. Ein eigenen Business Modell wurde explizit für\r\nBECCS entwickelt („Power BECCS Business Model“).\r\nFür BECCS ist ein System mit zwei CfDs vorgesehen,\r\neines für Strom und eines für CO2. Einige Merkmale,\r\nwie zum Beispiel die Laufzeit der Verträge (15 Jahre),\r\nwurden bereits festgesetzt, andere werden momentan\r\nnoch ausgestaltet.163\r\n• Die „National Infrastructure Commission“ (NIC), die die\r\nRegierung zu Infrastrukturfragen berät, schlägt eine\r\nPfl icht zur Ausstattung mit CCS für alle TAB vor.164\r\nMaßnahmen für den Aufbau (Förderung)\r\n• Die Regierung hat die Änderung von Artikel 6 des London-\r\nProtokolls ratifi ziert, um grenzüberschreitende\r\nVerbringung von CO2 zu ermöglichen.165 Ein Energieabkommen\r\nmit Deutschland, das explizit Kooperation bei\r\nCCUS anregt, wurde bereits geschlossen.166\r\n• Das von der Regierung fi nanzierte Projekt „United Kingdom\r\nStorage Appraisal“ hat alle potenziellen CO2-Speicher\r\nanalysiert und die Informationen online zugängig\r\ngemacht.167\r\n• Im Jahr 2023 hat die Regierung eine Vision für einen\r\nwirtschaftlichen CCUS-Markt veröffentlicht. Darin\r\nwerden drei Phasen beschrieben: Bis 2030 soll der\r\nMarkt aufgebaut, in den fünf darauffolgenden Jahren\r\nwirtschaftlich werden und ab 2035 wirtschaftlich sein.\r\nDabei will die Regierung die gesamte Prozesskette im\r\nLand aufbauen und Technologien exportieren.168\r\n• In der ersten Phase werden CCUS-Cluster identifi ziert\r\nund gefördert, mit insgesamt 20 Mrd. £. Die Regierung\r\nwill zwei CCUS-Cluster bis 2025 und zwei weitere bis\r\n2030 aufbauen, jeweils mit Infrastruktur für den Transport\r\nvon CO2.169\r\n• Die Regierung hat die Forschung und Entwicklung\r\nvon CCUS durch das „Accelerating Carbon Capture and\r\nStorage Technologies 3” Programm fi nanziert.170\r\n• Förderung für den Bau von CO2-Infrastruktur wird\r\ndurch den „CCS Infrastructure Fund“ (CIF) bereitgestellt,\r\nvor allem für Investitionsausgaben.171\r\n160 https://www.legislation.gov.uk/ukpga/2008/27/section/29\r\n161 https://www.ukri.org/what-we-do/browse-our-areas-of-investment-and-support/greenhouse-gas-removaldemonstrators-\r\ndirectorate-hub/#:~:text=The%20greenhouse%20gas%20removal%20demonstrators%20\r\nprogramme%20will%20assess%20sustainable%20routes,billion%20future%20global%20market%20in\r\n162 https://www.gov.uk/government/publications/hydrogen-beccs-innovation-programme\r\n163 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6581851efc07f3000d8d447d/ggr-power-beccs-businessmodels-\r\ndecember-2023.pdf\r\n164 https://nic.org.uk/studies-reports/infrastructure-progress-review-2024/#tab-waste\r\n165 https://tracker.carbongap.org/policy/london-protocol/\r\n166 https://www.gov.uk/government/publications/cooperation-on-energy-and-climate-joint-declaration-\r\nbetween-united-kingdom-and-germany/joint-declaration-of-cooperation-on-energy-and-climate#:~:\r\ntext=The%20UK%20and%20Germany%20decide,delivery%20across%20the%20whole%20economy.\r\n167 https://ukerc.rl.ac.uk/ETI/PUBLICATIONS/CCS_CC1001_18.pdf\r\n168 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6594718a579941000d35a7bf/carbon-capture-usage-andstorage-\r\nvision-to-establish-a-competitive-market.pdf\r\n169 https://www.great.gov.uk/international/content/investment/sectors/carbon-capture-usage-and-storage/#:~:\r\ntext=The%20UK%20will%20establish%20CCUS,dioxide%20a%20year%20by%202030.\r\n170 https://www.gov.uk/government/publications/accelerating-carbon-capture-and-storage-technologies-act-\r\n3-grant-funding-winners/grant-funding-winners-accelerating-carbon-capture-and-storage-technologies-3\r\n171 https://www.gov.uk/government/publications/design-of-the-carbon-capture-and-storage-ccs-infrastructurefund/\r\nthe-carbon-capture-and-storage-infrastructure-fund-an-update-on-its-design-accessible-webpage\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 156\r\n6. Internationale Lösungsansätze\r\nMarktdesign\r\n• Negativemissionen sollen in der Zukunft in den EHS\r\ndes Vereinigten Königreichs integriert werden. Die\r\nRegierung bis August 2024 Stellungnahmen zum ersten\r\nEntwurf eingeholt.172\r\n• Darüber hinaus werden freiwillige Märkte als wichtig\r\nerachtet, um Investitionen in den nächsten Jahren zu\r\nermöglichen. Eine öffentliche Konsultation zu freiwilligen\r\nCO2-Märkten für, insbesondere mit Blick auf Negativemissionen,\r\nist geplant.173\r\nNetzzugang und Anschluss\r\n• Strikte Regelungen für Transport und Speicherung\r\nwurden im „Energy Act“ von 2008 (aktuelle Version von\r\n2023), im „Energy Security Bill“ von 2022 und im „CO2\r\nTransport and Storage Business Model“ aus dem Jahr\r\n2018 (aktuelle Version von Dezember 2023) formuliert.\r\n• Im Mittelpunkt stehen die T&SCos (Unternehmen, die\r\neine Lizenz für Transport und Speicherdienstleistungen\r\nerhalten). Sie besitzen die Infrastruktur und erhalten die\r\nLizenz zur Speicherung. Die Rechte und Pfl ichten der\r\nT&SCos sind klar defi niert. Sie sind verantwortlich für\r\nden Bau, die Finanzierung, den Betrieb und die Wartung\r\nvon Transport- und Speichernetzwerken.174\r\n• Das „Offi ce of Gas and Electricity Markets“ (Ofgem) ist\r\ndie Regulierungsbehörde für das CO2-Netz und überwacht\r\ndas Verhalten von Firmen, die die CO2-Infrastruktur\r\nbetreiben oder nutzen.175\r\n• Die Regierung vergibt Lizenzen für CO2-Speicher\r\ndurch die „North Sea Transition Authority“ (NSTA).176\r\nFinanzierung der Netze\r\n• Die T&SCos bekommen Nutzungsgebühren für die\r\nTransport- und Speichernetze. Hier werden drei Elemente\r\nberücksichtigt: die wirkliche Menge des transportierten\r\nCO2, die bereitgestellte Kapazität und eine\r\nfeste Nutzungsgebühr.177\r\n• Eine Lizenz zum Transport von CO2 zu einem Speicher\r\nreguliert den Gewinn, den ein T&SCos damit erwirtschaften\r\ndarf.178\r\n• Ofgem reguliert die Gebühren zur Nutzung der Netze\r\nund der Speicher. 179\r\n• Um nachfrageseitige Einnahmerisiken für die T&SCos\r\nzu reduzieren, bspw. wenn zu Beginn zu wenige Nutzer\r\nvorhanden sind, wurde im Business Model ein „revenue\r\nsupport agreement“ formuliert. In diesem Falll erhalten\r\ndie T&SCos zusätzliche Zahlungen vom Staat. Die Laufzeit\r\nist abhängig von der Nutzungsdauer der Infrastruktur,\r\nwobei von weniger als 25 Jahren ausgegangen wird.180\r\n172 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/664df92b993111924d9d39f8/integrating-ggrs-in-theukets-\r\nconsultation.pdf\r\n173 https://carbonherald.com/uk-government-to-consult-on-voluntary-carbon-market-reforms/\r\n174 https://www.gov.uk/government/publications/carbon-capture-usage-and-storage-ccus-business-models\r\n175 https://www.ofgem.gov.uk/publications/co2-transport-and-storage-enforcement-guidelines-and-penalty-\r\npolicy-statement#:~:text=Under%20the%20Energy%20Act%202023,capture%2C%20usage%20\r\nand%20storage%20sector.\r\n176 https://www.nstauthority.co.uk/regulatory-information/licensing-and-consents/carbon-storage/\r\n177 https://www.gov.uk/government/publications/carbon-capture-usage-and-storage-ccus-business-models\r\n178 https://www.gov.uk/government/publications/energy-security-bill-factsheets/energy-security-bill-factsheet-\r\ncarbon-dioxide-transport-and-storage-regulatory-investment-model\r\n179 https://www.gov.uk/government/publications/energy-security-bill-factsheets/energy-security-bill-factsheet-\r\ncarbon-dioxide-transport-and-storage-regulatory-investment-model\r\n180 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6581d936fc07f3000d8d4517/ccus-heads-of-terms-december-\r\n2023-412234454.1.pdf\r\nNegativemissionen CO2-Infrastruktur\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 157\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nUm die Klimaziele Deutschlands und Europas zu erreichen, müssen Negativemissionstechnologien\r\nwie BECCUS erheblich ausgebaut werden.\r\nDafür ist sind jetzt Handlungen notwendig und können nicht auf spätere\r\nJahre verschoben werden. Allerdings gilt es dabei unterschiedliche technoökonomische\r\nHerausforderungen zu überwinden, wie zum Beispiel eine\r\nunsichere Nachfrage nach NEZ, unzureichende Zahlungsbereitschaft und\r\nhohe Finanzierungskosten aufgrund von Risikoaufschlägen bei der Kreditvergabe.\r\nAufgrund der hohen Kosten der Negativemissionstechnologien\r\nist insbesondere für BECCUS von einer erheblichen Finanzierungslücke\r\nauszugehen. Die Analysen in Kapitel 2 schätzen die Finanzierungslücke\r\nfür eine Referenzanlage mit 200 kt Abscheidekapazität pro Jahr und Inbetriebnahme\r\nim Jahr 2030 auf etwa 134 € pro Tonne CO2. Vor diesem\r\nHintergrund reichen die bestehenden und geplanten Förderinstrumente\r\nnicht aus, um den Markthochlauf von Negativemissionen in benötigtem\r\nMaße anzutreiben.\r\nNotwendig sind daher eigene Fördermaßnahmen für Negativemissionstechnologien\r\nund der Aufbau eines Zertifi katemarktes, wie in Kapitel 3\r\nerörtert. Zusätzlich müssen auch der CO2-Transport und die Speicherung\r\ngesichert sein, wofür ein passender Regulierungs- und Finanzierungsrahmen\r\nunumgänglich ist. Dies umfasst bspw. Regelungen zum\r\nNetzzugang und intertemporale Finanzierungsmechanismen für die Netze\r\nund Speicher, wie in Kapitel 4 erörtert. Die zentralen Empfehlungen sind im\r\nFolgenden zusammengefasst.\r\nStandardisierung\r\nFür den erfolgreichen Markthochlauf und den Aufbau eines regulierten\r\nMarktes von Negativemissionen sind Nachhaltigkeitsstandards und Zertifi\r\nzierungssysteme eine grundlegende Voraussetzung. Sie stellen die\r\nQualität von NEZ sicher und sollten sowohl auf dem freiwilligen Markt als\r\nauch in einem möglichen verpfl ichtenden System Anwendung fi nden. Derzeit\r\nwird auf EU-Ebene eine Zertifi zierungsmethode für Negativemissionen\r\n7.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 158\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nim Rahmen der CRCF-Verordnung ausgearbeitet.181 Es ist erforderlich,\r\ndass der EU-Zertifizierungsrahmen bestehende Zertifizierungsstandards\r\naus der Privatwirtschaft anerkennt und diese miteinander harmonisiert. Ein\r\nsolches oder vergleichbares Zertifizierungssystem muss zügig etabliert\r\nwerden, wobei gleichzeitig die internationale Abstimmung und Harmonisierung\r\nvorangetrieben werden sollte – ähnlich wie es bei den Nachhaltigkeitskriterien\r\nfür grünen Wasserstoff der Fall ist.\r\nBECCUS-Förderrahmen\r\nFür den Markthochlauf der Negativemissionstechnologien ist es wichtig,\r\nfinanzielle Anreize für entsprechende Investitionen zu setzen. Zu Beginn\r\nkann dies über Innovationszuschüsse und F&E-Förderung erfolgen, die\r\nKapital- und/oder Betriebskosten senkt. Auch in anderen Ländern ist die\r\nF&E-Förderung für Negativemissionstechnologien bereits weit verbreitet\r\n(siehe Kapitel 6.1). Sie treibt die Entwicklung innovativer, verbesserter Verfahren\r\nfür CO2-Entnahme und -Speicherung und damit letztendlich weitere\r\nKostendegression voran. Förderwürdig sind vor allem Technologien\r\nmit großem CO2-Reduktionspotenzial (und zugleich absehbarem Kostendegressionspotenzial),\r\ndie sich noch in einem frühen Technologiestadium\r\nbefinden.\r\nFür Technologien im späteren Entwicklungsstadium kann die Förderung\r\ndurch Investitionszuschüsse erfolgen, etwa durch Anpassung der bestehenden\r\nBIK-Förderrichtlinie, um erste großtechnische Anlagen zu fördern.\r\nDiese Zuschüsse reduzieren Kapitalkosten für einzelne First-Mover-Projekte\r\nund senken indirekt die Finanzierungskosten. In die Berechnung der\r\nFörderhöhe müssen alle CAPEX-Ausgaben einfließen, inklusive materieller\r\nund immaterieller Kosten. Bis zum Aufbau eines regulierten Marktes für\r\nNEZ sollten die Investitionszuschüsse durch weitere Instrumente flankiert\r\nwerden.\r\nBei BECCUS stellen die Betriebskosten (OPEX) einen Großteil der\r\nGesamtkosten dar, wobei ein signifikanter Teil der OPEX auf Betriebskosten\r\nfür nachgelagerte Prozessstufen entfällt, die nicht im direkten Umsetzungsbereich\r\nder Carbon-Capture-Unternehmen liegen. Eine reine\r\nInvestitionskostenförderung würde diesem Umstand nicht gerecht. Eine\r\nzielgerichtete Förderung muss daher auch die OPEX-Komponenten\r\nder Abscheidungsunternehmen adressieren. Mögliche Methoden umfassen\r\nden unten beschriebenen staatlichen Zertifikatekauf oder (indirekt)\r\ndie Förderung von Infrastruktur, was entsprechend niedrigere Transportund\r\nSpeicherkosten zur Folge hätte. Alternativ könnte auch eine direkte\r\nOPEX-Förderung in Betracht gezogen werden\r\n181 Das Ergebnis dazu wird im Laufe diesen Jahres erwartet. Es ist davon auszugehen, dass NEZ nach\r\ndiesem Standard in 2026 zertifiziert werden können.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 159\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nIm frühen Stadium der Marktbildung, in der noch keine ausreichend hohe\r\nprivatwirtschaftliche Nachfrage besteht, kann der Staat die Zertifikate selbst\r\nerwerben und so First-Mover-Projekte fördern. Dabei ist der staatliche\r\nZertifikatkauf, bei dem Zertifikate im Rahmen eines Abnahmevertrages\r\n(Menge pro Jahr, Preis, Laufzeit) gekauft werden, einer staatlichen Abnahmegarantie\r\nvorzuziehen, bei der die Regierung als Käuferin in letzter\r\nInstanz die Nachfrage absichert und eine geringere Planbarkeit für die ersten\r\nProjekte bietet. Der staatliche Zertifikatkauf sollte jedoch zeitlich und\r\nmengenmäßig stark begrenzt sein, um die Bildung marktlicher Nachfrage\r\nnicht zu hemmen. Der staatliche Zertifikaterwerb ist vor allem für die frühe\r\nHochlaufphase zu empfehlen, in der es nur geringe private Nachfrage gibt.\r\nDas Instrument ist damit für die Unterstützung von First-Mover-Projekten\r\nvon besonderer Bedeutung.\r\nIm fortgeschrittenen Markthochlauf halten wir CfDs für die geeignetste\r\nMaßnahme zur Unterstützung der Marktbildung. Bei CfDs erfolgt der Verkauf\r\nvon NEZ auf dem Markt, wobei sich die Höhe der Förderung nach\r\ndem marktlichen Preisniveau richtet. Dies bietet Planungssicherheit für\r\nUnternehmen und gleichzeitig eine effiziente Förderung auf Seiten der Regierung.\r\nDaher sind CfDs anderen Instrumenten vorzuziehen. Allerdings\r\nsetzen sie ein Niveau an privatwirtschaftlicher Nachfrage und Preistransparenz\r\nvoraus und sind daher erst im fortgeschrittenen Markthochlauf geeignet.\r\nWichtig für die Ausgestaltung der CfDs ist die Berücksichtigung von\r\nTechnologiefenstern, um die unterschiedlichen Kosten für Negativemissionen\r\nabzudecken und alle Technologien in der Hochlaufphase zu fördern.\r\nWir empfehlen ferner speziell für Negativemissionen konzipierte CfDs, da\r\nsich die bestehenden auf CO2-Vermeidung ausgelegten KSV für die Industrie\r\nnur begrenzt als primäres Förderinstrument eignen.\r\nMarktdesign\r\nAls langfristiges Marktdesign sollte eine Integration von Negativemissionstechnologien\r\nin das bestehende EU EHS angestrebt werden. Dies\r\nbietet nicht nur den Vorteil, dass ein bestehendes System genutzt werden\r\nkann, sondern stärkt auch das EU EHS und bietet zusätzlich eine langfristig\r\ngesicherte Nachfrage nach NEZ. Die Integration sollte im ersten\r\nSchritt teilweise erfolgen, das heißt mit angebots- und nachfrageseitigen\r\nBeschränkungen und einem eigenen Preis für NEZ im EHS. Damit können\r\ndie Anreizstrukturen für Negativemissionen zielgenauer gesteuert werden.\r\nIm zweiten Schritt sollte eine vollständige Integration erfolgen, mit einem\r\neinheitlichen Preis von Zertifikaten und Emissionsberechtigungen und\r\nohne Mengenbeschränkungen für Negativemissionen.\r\nDie teilweise Integration stellt einen freiwilligen, regulierten Negativemissionsmarkt\r\nin Verbindung mit dem EU EHS dar. Im Vergleich zur vollständigen\r\nIntegration ist eindeutig geregelt, wie viele Zertifikate von Unternehmen\r\nmit Abgabepflicht im EHS gekauft werden dürfen. Bspw. könnte der\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 160\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nKauf von NEZ nur für bestimmte Industrien, Anlagen oder Produkte gelten,\r\noder die Zertifikate könnten nur dafür verwendet werden, schwer vermeidbare\r\nEmissionen auszugleichen.\r\nWesentliches Merkmal der teilweisen Integration ist die Festlegung eines\r\nPreisniveaus für NEZ, das unter dem Preis von Emissionsberechtigungen\r\nliegt. Dieses niedrigere Preisniveau erhöht die Attraktivität von\r\nNegativzertifikaten aus Sicht potenzieller Käufer, da ein höherer Preis die\r\nBereitschaft verringern könnte, in Negativemissionen zu investieren. In einem\r\nsolchen Fall könnten Unternehmen stattdessen bevorzugt Emissionszertifikate\r\nerwerben, um ihre verbleibenden Emissionen auszugleichen.\r\nDas niedrigere Preisniveau schafft somit eine stabile Nachfrage nach Negativemissionen\r\nund bietet Planungssicherheit für Anbieter solcher Technologien.\r\nGleichzeitig ist es essenziell, eine Mengenbegrenzung für Negativemissionen\r\neinzuführen, um sicherzustellen, dass die Vermeidung von\r\nCO2-Emissionen weiterhin Vorrang vor deren Kompensation hat und Unternehmen\r\nweiterhin Anreize erhalten, ihre Emissionen aktiv zu reduzieren.\r\nBei der vollständigen Integration können NEZ ebenso wie Emissionsberechtigungen\r\nim EU EHS gehandelt werden. Da es hier keine Beschränkungen\r\nfür den Handel mit Negativemissionen gibt, ist es zwingend, die\r\nGesamtzahl der Emissionsberechtigungen und NEZ zu regulieren. Zum\r\nErreichen von Netto-Negativemissionen im EU EHS benötigt es eigene\r\nObergrenzen für Emissionsberechtigungen und NEZ. Nur wenn die Anzahl\r\nder NEZ die Emissionsberechtigungen übersteigen, wird der Atmosphäre\r\nCO2 entzogen.\r\nNeben den regulierten, europäischen Märkten wird es zukünftig aller Voraussicht\r\nnach einen internationalen Zertifikathandel nach Artikel 6 des\r\nPariser Klimaabkommens sowie unregulierte, freiwillige Märkte geben,\r\nauf denen NEZ gehandelt werden können. Beide leisten einen weiteren\r\nBeitrag zum Hochlauf von Negativemissionen.\r\nInfrastruktur\r\nNur mit einer funktionierenden Infrastruktur und einem passenden Regulierungsrahmen\r\nkönnen Negativemissionen in großem Maßstab realisiert\r\nwerden. Bei der Gestaltung des Regulierungsrahmens der CO2-Infrastruktur\r\nbedarf es einer differenzierten Betrachtung der einzelnen Infrastrukturentwicklungsphasen.\r\nDie Infrastrukturplanung sollte frühzeitig den\r\nlangfristigen Kapazitätsbedarf berücksichtigen und dabei verschiedene\r\nStakeholder aktiv einbeziehen. Eine koordinierte Netzplanung durch private\r\nAkteure unter staatlicher Koordinierung hat sowohl die Bedürfnisse kleinerer\r\nEmittenten als auch die Gesamtkosten der CO2-Infrastruktur im Blick.\r\nIn der Hochlaufphase kann die Regulierung des Netzzugangs auf dem\r\nbestehenden Rechtsrahmen aufbauen. Der bereits angelegte diskriminieWege\r\nz ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 161\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nrungsfreie Zugang genügt, um wettbewerbsschädigendes Verhalten zu\r\nverhindern und Transparenz zu schaffen. Dabei sollten die Konditionen\r\nzur Verweigerung des Netzzugangs weiter konkretisiert werden. In späteren\r\nEntwicklungsphasen können nach Bedarf komplexere Mechanismen\r\nfür den Netzzugang eingeführt werden, wie bspw. ein Modell ähnlich zum\r\nEntry-Exit-System im Gasmarkt, in dem die Nutzungsgebühren unabhängig\r\nvon der Transportdistanz sind. Dies fördert die Markttransparenz und\r\ngewährleistet Chancengleichheit insbesondere in einem etablierten Transportsystem.\r\nEine strenge Entflechtungsregelung ist in der frühen Hochlaufphase\r\nnicht erforderlich. Sollten nach dem Hochlauf Indizien für missbräuchliches\r\nVerhalten vertikal integrierter Unternehmen vorliegen, kann\r\nder Regulierer schrittweise eine Entflechtungsregelung einführen.\r\nIn der Hochlaufphase ermöglicht eine freie Tarifgestaltung im Rahmen\r\nder bestehenden Schranken des Wettbewerbsrechts hohe Flexibilität für\r\nInvestoren, bspw. hinsichtlich der Gestaltung von Langfristverträgen. Auch\r\nwenn dies zu Intransparenz führen und das Monitoring erschweren könnte,\r\nbieten die bestehenden wettbewerbsrechtlichen Regelungen ausreichenden\r\nSchutz vor Missbrauch. Werden Amortisationskonten zur intertemporalen\r\nKostenallokation eingerichtet, ist es jedoch sinnvoll, das Hochlaufentgelt\r\nzu regulieren. Die Inanspruchnahme eines Amortisationskontos und\r\ndie damit verbundene Regulierung der Tarifbildung sollte ein freiwilliger\r\nSchritt sein, um weiterhin auch die Entwicklung unabhängiger Infrastrukturprojekte\r\nzu ermöglichen.\r\nRoadmap\r\nBei der Umsetzung der beschriebenen Maßnahmen besteht dringender\r\nHandlungsbedarf, um einen schnellen Hochlauf von Negativemissionen\r\nzu ermöglichen. Dabei ist zunächst eine Hochlaufphase zu gestalten, die\r\nanschließend in einen liquiden und funktionalen Markt für Negativemissionen\r\nübergeht. In der Hochlaufphase sind insbesondere der Aufbau der\r\nZertifizierungssysteme und der Fördermechanismen für First-Mover-Projekte\r\nentscheidend. Letztere umfassen insbesondere die Investitionszuschüsse\r\nund den staatlichen Aufkauf von Zertifikaten. Parallel dazu sollte\r\ndie Einführung der CfDs für Negativemissionen vorbereitet werden. Gleichzeitig\r\nmüssen bereits frühzeitig im Hochlauf die Grundlagen für den Infrastrukturaufbau\r\nin Form von Mechanismen für die Infrastrukturplanung, den\r\nInfrastrukturzugang sowie die Finanzierung gelegt werden.\r\nFür die anschließende Marktphase ist insbesondere das Marktdesign mit\r\nder vorgeschlagenen schrittweisen Integration von Negativemissionen in\r\ndas EU EHS entscheidend. Auch wenn dies erst zu einem späteren Zeitpunkt\r\neingeführt wird, müssen bereits jetzt die Schritte auf europäischer\r\nEbene eingeleitet werden, um Verzögerungen durch langwierige Entscheidungsprozesse\r\nzu vermeiden. Die Übersicht der Roadmap mit den erläuterten\r\nHochlauf und Marktphasen ist in Abbildung 28 grafisch visualisiert.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 162\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\nEine Konkretisierung der Roadmap mit konkreten Schritten zur Gestaltung\r\ndes Hochlaufs und Vorbereitung der Marktphase bis 2030 ist in Abbildung\r\n29\r\ndargestellt. Die aufgezeigten Maßnahmen zielen auf die Implementierung\r\neines liquiden Marktes für Negativemissionen und den Aufbau eines\r\nCO2-Netzes bis 2030 ab.\r\n.\r\nAbbildung 28. Policy Roadmap für die Förderung von Negativemissionstechnologien\r\n2045\r\nMarkthochlauf Marktphase\r\nFirst Mover Diverse Anbieter und Nachfrager Markt bildet sich Liquider Markt für Negativemissionen\r\nInfrastruktur Marktdesign Förderung\r\n2025\r\nStaatlicher Zertifi katkauf\r\nInvestitionszuschüsse\r\nAufbau Zertifi zierungssysteme\r\nFreiwillige (unregulierte) Märkte und Internationaler Zertifi kathandel nach Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens\r\nNetzaufbauplanung\r\nDefi nition der Zugangsmodelle\r\nEntwicklung Finanzierungsmechanismen\r\nVollständige Integration von\r\nNegativemissionen in das EU EHS\r\nTeilweise Integration (mit\r\nHandelssystem für Neg. Em.)\r\nDifferenzverträge (CfD) für Negativemissionen\r\nFinanzierung Startnetz (Amortisationskonto)\r\nNicht abgebildet sind begleitende Maßnahmen: Finanzierungsinstrumente, Innovations- und F&E-Förderung, Labels und Leitmärkte, Informationskampagnen.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 163\r\n7. Empfehlungen für eine BECCUS Policy Roadmap\r\n2025 Strategien & Gesetze\r\nZielwerte\r\nNegativemissionen\r\n• Erarbeitung von konkreten Potenzialen und Zielwerten\r\nfür Negativemissionen, bspw. in der Langfriststrategie\r\nNegativemissionen (LNe).\r\nStrategien & Gesetze\r\nRahmenbedingungen CCS\r\n• Veröffentlichung der Carbon Management Strategie\r\n(CMS) und Änderung des Kohlendioxidspeichergesetzes\r\n(KSpG), um Hürden zum Transport und zur\r\nSpeicherung von CO2 zu beseitigen.\r\nFörderung Negativemissionen\r\n& CO2-Infrastruktur\r\nFörderroadmap und Refi nanzierungsmodell\r\n• Entwicklung von konkreten Fördermaßnahmen für\r\nNegativemissionstechnologien und CO2-Infrastruktur,\r\ndem zeitlichen Ablauf, Budget und Refi nanzierungsmodell;\r\nKonsolidierung in eine Förderroadmap.\r\nFörderung Negativemissionen\r\n& CO2-Infrastruktur\r\nNotifi zierung\r\n• Informieren der Europäischen Kommission und\r\ngegebenenfalls anderer Mitgliedstaaten über die\r\nFörderinstrumente.\r\nFörderung Negativemissionen\r\nBereitstellung Finanzmittel\r\n• Fördervolumen für Negativemissionstechnologien im\r\nHaushalt bzw. KTF verankern.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nNetzplanung\r\n• Abgestimmter Planungsentwurf für die Entwicklung\r\nder CO2-Infrastruktur.\r\nMarktdesign\r\nStandards und Zertifi zierungssysteme\r\n• Entwicklung von Zertifi zierungssystemen & Standards\r\nfür Negativemissionszertifi kate für regulierte\r\nMärkte (anknüpfend an die Carbon Removals and\r\nCarbon Farming Regulation, CRCF).\r\n2026 Förderung Negativemissionen\r\nAusschreibungen\r\n• Ausschreibungen für Fördermaßnahmen für\r\nNegativemissionen, wie bspw. Investitionszuschüsse,\r\nCfDs und staatlicher Zertifi katkauf.\r\nFörderung Negativemissionen\r\nFörderzusagen\r\n• Vergabe erster Förderzusagen für Negativemissionsprojekte\r\nbasierend auf den Ausschreibungsverfahren.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nNetzregulierung\r\n• Entwicklung von Netzzugangsmodellen & Anschlussrechten\r\nfür das CO2-Netz.\r\nCO2-Infrastruktur\r\nEinrichtung Finanzierung\r\n• Bestätigung der geplanten Investitionen und Einrichtung\r\neines Amortisationskontos für das CO2-Netz.\r\nMarktdesign\r\nKonzeption der Marktmechanismen\r\n• Planung des kurz- und langfristigen Marktdesigns\r\nfür Negativemissionen basierend auf der Empfehlung\r\nder EU-Kommission im Jahr 2026 zur Integration von\r\nNegativemissionen in das EU EHS.\r\n2027 CO2-Infrastruktur\r\nBaubeginn\r\n• Finale Investitionsentscheidungen und Beginn des\r\nBaus der CO2-Transport und -Speicherinfrastruktur.\r\nMarktdesign\r\nMRV-System\r\n• Aufbau eines MRV-Systems (monitoring, reporting\r\nand verifi cation) für Negativemissionen.\r\n2028 Marktdesign\r\nAufbau Register\r\n• Aufbau eines Registers für Negativemissionszertifi\r\nkate (anknüpfend an die CRCF-Verordnung,\r\ndie ein Register bis 2028 vorsieht).\r\nMarktdesign\r\nTAB im EHS\r\n• Voraussichtlich Aufnahme von TAB-Anlagen in\r\ndas EU EHS.\r\nca.\r\n2030\r\nCO2-Infrastruktur\r\nAnschluss Cluster\r\n• Anschluss erster CCUS-Cluster an das CO2-Netz\r\ndurch Pipelines.\r\nMarktdesign\r\nStart Integration\r\n• Eingliederung von Negativemissionszertifi katen in\r\ndas EU EHS, vorzugsweise zu Beginn durch eine\r\nteilweise Integration gefolgt von der vollständigen\r\nIntegration.\r\nAuf EU-Ebene umzusetzen\r\nKurzfristig\r\n(Fokus: Strategien und Anschubförderung)\r\nMittelfristig\r\n(Fokus: Marktdesign und Regulierung) Abbildung 29. Policy Roadmap mit Fokus auf die kurze und mittlere Frist bis 2030\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 164\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im\r\nLändervergleich\r\n182 https://www.iea.org/countries/denmark\r\n183 https://ens.dk/en/press/three-new-ccs-projects-have-been-pledged-support-capture-and-store-biogenicco2\r\n184 https://ens.dk/en/press/first-tender-ccus-subsidy-scheme-has-been-finalized-danish-energy-agencyawards-\r\ncontract\r\n185 https://ens.dk/sites/ens.dk/files/CCS/memo_summarizing_and_addressing_replies_received_in_the_public_\r\nconsultation_on_the_neccs_fund.pdf\r\n186 https://www.government.nl/latest/news/2024/04/15/five-northern-european-countries-conclude-international-\r\narrange-ments-on-transport-and-storage-of-carbon-across-borders\r\n187 https://www.offshore-energy.biz/danish-govt-bankrolls-two-projects-for-co2-storage-in-north-sea/\r\n188 https://ens.dk/sites/ens.dk/files/CCS/agreement_on_strengthened_framework_conditions_for_ccs_in_\r\ndenmark.pdf\r\nDie folgende Tabelle listet die acht untersuchten Länder hinsichtlich ihrer\r\nFörderung von Negativemissionstechnologien und der CO2-Infrastruktur auf.\r\nTabelle 16. Regulierungs- und Förderrahmen in anderen Ländern\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nDänemark • Dänemark hat sich die Ziele gesetzt, bis 2045\r\nklimaneutral zu werden und bis 2050 die\r\nEmissionen um 110 % gegenüber 1990 zu\r\nvermindern.182\r\n• Der Fonds für Negativemissionen via CCS\r\n(NECCS) gewährt Zuschüsse für Projekte\r\nmit negativen biogenen Emissionen über ein\r\nAusschreibungsverfahrens. Der Zuschuss\r\nwird pro Tonne CO2 ausbezahlt, sobald das\r\nCO2 eingelagert ist, allerdings mit Rückforderungsklausel\r\nfalls biogenes CO2 in das\r\nEHS integriert wird. Damit kann das Instrument\r\nals staatlicher Zertifikatkauf angesehen\r\nwerden. In der ersten Runde werden drei\r\nProjekte gefördert mit 130-350 €/t CO2.183\r\n• Die beiden Fonds CCUS und CCS zahlen\r\nebenfalls eine feste Summe pro Tonne\r\nCO2. Hier werden nicht explizit Projekte mit\r\nNegativemissionen unterstützt, aber das\r\neinzig bisher geförderte Projekt ist ein Biomassekraftwerk\r\nvon Ørsted, von dem aus\r\nCO2 durch das „Northern Lights“ Projekts\r\nnach Norwegen exportieren werden soll. Zertifikate\r\nwerden dabei an Microsoft verkauft.184\r\n• Die dänischen Energieagentur schlägt vor,\r\ndass Zertifikate auf dem freiwilligen Markt\r\nfür Negativemissionen gehandelt werden sollen.\r\n185\r\n• Abkommen mit Norwegen, Belgien, Frankreich\r\nund den Niederlanden über CO2-Transport und\r\nSpeicherung unter dem Meeresboden.186\r\n• Zuschüsse in Höhe von 41 Mio. € durch das\r\n„Energy Technology Development and Demonstration\r\nProgram“ (EUDP) für die Projekte\r\nGreensand und Bifrost zu CO2-Transport und\r\nSpeicherung.187\r\n• Bestehende Regulierung für Pipelines, die\r\ndirekt von der Abscheidung zur Speicherung\r\ngehen. Beispiele sind diskriminierungsfreier\r\nZugang und das Recht der dänischen Energieagentur\r\nBedingungen für die Dimension von\r\nPipelines zu bestimmen. Außerdem ist geregelt,\r\ndass staatliche und private Akteure Netze errichten,\r\nbesitzen und betreiben dürfen.188\r\n• Ein neues Gesetz für Infrastruktur für den Transport\r\nvon CO2 zu Häfen und für den zwischenstaatlichen\r\nTransport ist gerade in Bearbeitung.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 165\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nFrankreich • Die „Stratégie Nationale Bas-Carbone“ sieht\r\nvor, dass in Frankreich bis 2050 pro Jahr\r\nungefähr 10 Mt Negativemissionen durch\r\nBECCS generiert werden.189\r\n• Frankreich plant die Förderung von CCS\r\ndurch CfD. Allerdings wurden Technologie für\r\nNegativemissionen wie Biomasse bisher nicht\r\ngenannt.190\r\n• Das „label bas carbone“ ist ein Zertifizierungssystem\r\nfür CO2-Reduktionen,\r\nwelches den Handel mit Negativemissionen\r\nermöglicht. Bisher sind die Projekte allerdings\r\nfast ausschließlich zum Thema Aufforstung.191\r\n• Die französische Regierung hat ein Abkommen\r\nmit Dänemark zu CO2-Transport und Speicherung\r\nabgeschlossen.192\r\n• Frankreich unterstützt den Aufbau von\r\nCCUS-Clustern. Die meisten Projekte zu\r\nCO2-Transport und Speicherung werden in\r\nFrankreich durch die EU gefördert, unter anderem\r\nder Ausbau des Hafens in Dunkirk zum\r\nCO2-Hub. Andere, wie zum Beispiel der Aufbau\r\neiner CO2-Infrastruktur in Rhône, werden durch\r\ndie französische „French Agency for Ecological\r\nTransition“ (ADEME) unterstützt.193\r\n• Frankreich hat einen regulatorischen Rahmen\r\nfür den Transport von CO2 entwickelt, der auf\r\nden Prinzipien von offenem, transparentem und\r\ndiskriminierungsfreiem Zugang basiert.194\r\n189 https://unfccc.int/documents/268346?gad_source=1&gclid=EAIaIQobChMIxrvJr4DtiAMV9aeDBx0ygCu-\r\nBEAAYASAAEgI6LvD_BwE\r\n190 https://www.economie.gouv.fr/files/files/2023/DP_Paris_deep_decarbonisation_EN.pdf\r\n191 https://carbongap.org/wp-content/uploads/2023/03/carbongap-LCLpolicybrief-March2023.pdf\r\n192 https://www.en.kefm.dk/news/news-archive/2024/mar/co2-storage-across-borders-denmark-and-franceland-\r\nnew-international-arrangement-\r\n193 https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2024/07/The-Status-of-CCUS-in-France-Present-\r\nFuture-Opportunities.pdf\r\n194 https://www.globalccsinstitute.com/news-media/latest-news/france-outlines-ccus-trajectory-in-the-countrys-\r\ntransition-towards-carbon-neutrality-in-updated-national-strategy/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 166\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nJapan • Japan hat die Integration von Negativemissionen\r\nin das nationale EHS verkündet. Vier\r\nTechnologien sind abgedeckt: CCU, BECCS,\r\nblauer CO2 und DACCS. Dabei können auch\r\nProjekte außerhalb Japans genutzt werden,\r\nwenn sie innerhalb Japans nicht oder nur\r\nschwer realisierbar wären. Das japanische\r\nEHS wurde erst im Jahr 2023 eingeführt,\r\nund bis 2026 erfolgt die Vergütung durch ein\r\nGutschriftensystem („baseline-and-credit-system“).\r\nErst nach 2026 soll das EHS verpflichtend\r\nwerden.195\r\n• Die japanische Regierung unterstützt CCS-Projekte,\r\nwie zum Beispiel den weltweit ersten\r\nTransport von CO2 per Schiff durch Finanzierung\r\nvon F&E.196\r\n• Die Energiewende in anderen asiatischen Ländern\r\nwird durch die Asian Energy Transition Initiative\r\n(AETI) mit 10 Mrd. US$ gefördert. Dabei\r\nwerden unter anderem CCUS-Projekte gesponsort.\r\nAußerdem werden Projekte im In- und Ausland\r\ndurch nationale Regierungsbehörden wie\r\nzum Beispiel JOGMEC, JBIC, JICA und NEXI\r\ngefördert.197\r\n• Japan hat eine „CCS Long-Term Roadmap“\r\nveröffentlicht, um die CO2-Entnahme und\r\nSpeicherung mit niedrigen Kosten in Japan\r\nvoranzubringen. Die Regierung will CCS-Firmen\r\nunterstützen, und verschiedene Regulierungen\r\nauf den Weg bringen. Sie hat sich die Ziele gesetzt,\r\nbis 2030 jährlich 6-12 Mt CO2 und bis 2050\r\njährlich 120-240 Mt CO2 zu speichern.198\r\n• Der „Act on Carbon Dioxide Storage Business“\r\nregelt die Vergabe von Lizenzen für die\r\nSpeicherung von CO2. Die Regierung wird\r\nmögliche Speicherstätten identifizieren und die\r\nGenehmigungen an Firmen erteilen.199\r\n• Außerdem regelt der „CCS Business Act“ den\r\nTransport von CO2 in Pipelines, basierend auf\r\ndem Prinzip von diskriminierungsfreiem Zugang.\r\nDarüber hinaus verpflichten sich die Betreiber,\r\ntechnische Standards einzuhalten, die von der\r\njapanischen Regierung im Laufe der Zeit noch\r\nverschärft werden können. Der Transport durch\r\nSchiffe und Fahrzeuge ist nicht reguliert.200\r\n195 https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/energy-transition/042224-\r\njapans-gx-ets-to-accept-international-removal-voluntary-credits-for-compliance-obligations\r\n196 https://maritime-executive.com/article/japan-completes-construction-of-first-demonstration-lco2-transport-\r\nvessel\r\n197 https://foejapan.org/en/issue/20240227/16297/\r\n198 https://www.iea.org/policies/17537-ccs-long-term-roadmap\r\n199 https://carbonherald.com/japan-passes-carbon-capture-bill/\r\n200 https://insightplus.bakermckenzie.com/bm/energy-mining-infrastructure_1/japan-publication-of-draft-interim-\r\nsummary-of-ccs-regulatory-framework\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 167\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nNiederlande • Förderung von CCS (CfD) durch das SDE++\r\n(„Sustainable Energy Production and Climate\r\nTransition Incentive Scheme“), aber nicht\r\nNegativemissionen. BECCUS wird vielleicht\r\nmit aufgenommen.201\r\n• Geplanter CO2-Hub im Hafen von Rotterdam\r\n• Abkommen mit Norwegen, Dänemark und Belgien\r\nüber CO2-Transport und Speicherung unter\r\ndem Meeresboden.202\r\n• Die Projekte Portos und Aramis entwickeln\r\nCO2-Speicher in leeren Gasfeldern in der Nordsee\r\nund Infrastruktur dahin durch Maasvlakte\r\n(Rotterdam). Porthos bekommt Finanzierung von\r\nder Regierung abhängig von der Höhe des CO2\r\nPreises; Aramis ist ein PPP.203 204\r\n• Weitere Projekte zu CO2-Transport und Speicherung:\r\nNoordkaap, CO2TransPorts PCI und\r\nder Delta Rhine Corridor.\r\n• Keine Regulierung bisher, viel mehr sollen\r\nUnternehmen bilaterale Vereinbarungen über\r\nTransport und Tarife mit den entsprechenden\r\nInfrastrukturunternehmen treffen.205\r\n201 https://tracker.carbongap.org/region/netherlands/\r\n202 https://tracker.carbongap.org/region/netherlands/\r\n203 https://www.porthosco2.nl/en/\r\n204 https://www.aramis-ccs.com/\r\n205 CCS-Strategie nur auf Niederländisch verfügbar: https://open.overheid.nl/documenten/b4aba868-154c-\r\n427b-a81a-e733e20456c3/file\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 168\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nNorwegen • Durch das „Longship“ Projekt fördert Norwegen\r\nzwei CCS-Projekte durch Investitionszuschüsse,\r\neines davon bei einem Zementwerk,\r\ndas andere bei der TAB Hafslund Oslo Celsio.\r\nBei der TAB sollen 400.000 t CO2 pro Jahr\r\nabscheiden werden, allerdings wurde das\r\nProjekt wegen Kostensteigerungen vorerst\r\npausiert.206\r\n• Die norwegische Regierung fördert Forschung\r\nund Entwicklung von BECCUS und\r\nanderen Technologien mit Negativemissionen\r\ndurch das CLIMIT Programm.207\r\n• In Norwegen gibt es eine CO2-Steuer für TAB\r\nAnlagen, die CO2 abscheiden und einlagern\r\nbekommen eine Steuererleichterung.208\r\n• Die norwegische Energieagentur unter dem\r\nMinisterium für Klima und Umwelt hat verschiedene\r\nFördermaßnahmen für Negativemissionen\r\nvorgeschlagen, wie zum Beispiel\r\neine negative CO2-Steuer in Höhe von 2000\r\nNOK/tCO2 (ca. 177 €/tCO2), allerdings momentan\r\nnur für DAC.209\r\n• Außerdem sollen CDR-Zertifikate auf einem\r\nfreiwilligen Markt gehandelt werden können.\r\n210\r\n• Die norwegische Regierung ist stark involviert\r\nin die Entwicklung von CCS-Infrastruktur. Durch\r\ndas Longship Projekt fördert sie neben der Abscheidung\r\nvon CO2 auch den Transport und die\r\nSpeicherung von CO2 im Rahmen des „Northern\r\nLight Projects“. Die Regierung übernimmt dabei\r\nungefähr 66 % der Kosten. Im Rahmen des Projektes\r\nwird ein CO2-Hub in Øygarden gebaut,\r\nvon dem aus CO2 über Pipelines zu Speichern\r\nunter dem Meeresgrund transportiert wird.211\r\n• Die Regierung hat Abkommen über CO2-Transporte\r\nmit Schweden, Dänemark, Belgien und\r\nden Niederlanden geschlossen.212\r\n• Das staatliche Unternehmen Gassnova wurde\r\nim Jahr 2005 gegründet, um die Entwicklung von\r\nCCS vorabzutreiben. Gassnova berät die Regierung\r\nzu Themen rund um CCS und leitet das\r\nLongship Projekt für die Regierung.213\r\n• Die Regierung hat verschiedene Regularien\r\nveröffentlicht, die unterschiedliche Teile der\r\nCCS-Kette abdecken. Diese beziehen sich im\r\nMoment aber vorwiegend auf die Speicherung\r\nunter dem Meer und weniger auf den Transport\r\nan Land. Die Vorgaben zu Speicherung\r\nund Transport von CO2 im Meer zum Beispiel\r\nwurden im Jahr 2014 veröffentlicht und seither\r\nmehrmals aktualisiert. Darin werden technische\r\nStandards unter anderem für CO2-Pipelines beschrieben.\r\n214\r\n• Für die Vergabe von CO2-Speichern gibt es ein\r\nGenehmigungsverfahren ähnlich zu den Verfahren\r\nfür die Förderung von Öl und Gas.\r\n• Die Betreiber von CO2-Speichern und Transportinfrastruktur\r\nmüssen Emissionszertifikate\r\nbesitzen, falls es Leckagen gibt.215\r\n206 https://ccsnorway.com/state-support-agreements-in-longship/\r\n207 https://gassnova.no/app/uploads/sites/4/2022/01/CLIMIT-programme-plan-FINAL.pdf\r\n208 https://www.regjeringen.no/en/dokumenter/notification-excise-duty-on-waste-incineration-exemption-forundertakings-\r\ncovered-by-the-ets/id3027669/\r\n209 https://carbonherald.com/norway-considers-introducing-subsidy-for-direct-air-capturetech/#:~:\r\ntext=To%20boost%20carbon%20removal%20efforts,atmosphere%20using%20the%20novel%\r\n20technology.\r\n210 https://tracker.carbongap.org/region/norway/\r\n211 https://www.regjeringen.no/en/topics/energy/carbon-capture-and-storage/id86982/\r\n212 https://nccs.no/news/norway-signs-agreement-on-co2-transport-and-storage/\r\n213 https://gassnova.no/en/gassnova-en\r\n214 https://www.havtil.no/contentassets/40e3bb35dfe144529aa9a0eb636203ee/co2-safety-regulations.pdf\r\n215 https://ccsnorway.com/publication/regulatory-lessons-learned/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 169\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nSchweden • Schweden strebt nach 2045 Netto-Negativemissionen\r\nan.216\r\n• Laut Regierungsbericht sollen bis 2030 rund\r\n2 Mt biogenen CO2 pro Jahr gespeichert\r\nwerden.217\r\n• Förderung von Forschung und Entwicklung\r\nzu BECCUS und anderen Technologien mit\r\nNegativemissionen durch Zuschüsse als Teil\r\nder „Industrial Leap“ Initiative.218\r\n• Die Regierung hat eine mit einer Auktion begonnen,\r\num BECCS Projekte für den staatlichen\r\nZertifikatkauf auszuwählen. Mit insgesamt\r\n3 Mrd. € übernimmt sie die kompletten\r\nKosten für Abscheidung, Transport und Speicherung\r\nüber 15 Jahre.219\r\n• Das Finanzministerium schlägt eine\r\nSteuersenkung auf den Mindestbetrag für\r\nStrom für CCS-Projekte vor.220\r\n• Die schwedische Energieagentur schlägt\r\nvor, dass Unternehmen, die staatliche Unterstützung\r\nfür BECCS erhalten, NEZ auf einem\r\nfreiwilligen Markt verkaufen können. Die staatliche\r\nFörderung kann um den Verkaufspreis\r\ngekürzt werden und schrittweise auslaufen.221\r\n• Schweden hat ein Abkommen mit Norwegen\r\nüber CO2-Transport und Speicherung unter dem\r\nMeeresboden geschlossen.222\r\n• Um die Koordination und die Effizienz zu verbessern,\r\nwurden regionale Initiativen gegründet,\r\nbspw. das „Carbon Network South Sweden“\r\n(CNetSS) und „CinfraCap“.223\r\n• Die schwedische Energieagentur hat im Jahr\r\n2023 die öffentliche Konsultation für Politikmaßnahmen\r\nfür CCS und CCU gestartet. Darin\r\nschlägt sie verschiedene Maßnahmen zur\r\nFörderung einer CO2-Infrastruktur vor.224\r\n216 https://www.naturvardsverket.se/en/topics/climate-transition/sveriges-klimatarbete/swedens-climate-actand-\r\nclimate-policy-framework/#:~:text=After%202045%20Sweden%20is%20to,in%202045%20compared%\r\n20to%201990.\r\n217 https://www.regeringen.se/rattsliga-dokument/statens-offentliga-utredningar/2020/01/sou-20204/\r\n218 https://www.energimyndigheten.se/en/news/2024/four-projects-receive-over-sek-300-million-throughthe-\r\nindustrial-leap/\r\n219 https://www.energimyndigheten.se/en/sustainability/carbon-capture-and-storage/state-aid-for-beccs/\r\n220 https://www.regeringen.se/rattsliga-dokument/departementsserien-och-promemorior/2023/06/befrielsefran-\r\nenergiskatt-pa-el-for-infangning-av-koldioxid/\r\n221 https://www.energimyndigheten.se/en/sustainability/carbon-capture-and-storage/national-centre-for-ccs/\r\n222 https://www.regeringen.se/contentassets/02c53d80b3d14b8daccab41c51bfd123/mou-cross-border-co2-\r\nno-se_-se-final.pdf\r\n223 https://www.regeringen.se/remisser/2024/03/remiss-av-energimyndighetens-rapport-styrmedel-for-ccsoch-\r\nccu-avskiljning-och-lagring-respektive-anvandning-av-koldioxid/\r\n224 https://www.regeringen.se/remisser/2024/03/remiss-av-energimyndighetens-rapport-styrmedel-for-ccsoch-\r\nccu-avskiljning-och-lagring-respektive-anvandning-av-koldioxid/\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 170\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nVereinigtes\r\nKönigreich\r\n• Mit der „Net Zero Strategy“ von 2021 verpflichtet\r\nsich das Vereinigte Königreich bis\r\n2030 Negativemissionen von mindestens 5\r\nMt CO2 pro Jahr zu erreichen, die bis 2035\r\nvoraussichtlich auf 23 Mt CO2 ansteigen\r\nwerden. 225\r\n• Förderung von Forschung und Entwicklung\r\nvon Negativemissionstechnologien wie zum\r\nBeispiel BECCUS durch das „Greenhouse\r\nGas Removal Demonstrators Programme“\r\n(GGR-D). 226\r\n• Für BECCS sieht die Regierung eine Fördermaßnahme\r\nbestehend aus zwei CfD\r\nvorgesehen, eines für Strom und eines für\r\nCO2. Einige Merkmale, wie zum Beispiel die\r\nLaufzeit der Verträge (15 Jahre), wurden bereits\r\nfestgesetzt, andere werden momentan\r\nnoch ausgestaltet.227\r\n• Negativemissionen sollen in der Zukunft in\r\nden EHS des Vereinigten Königreichs integriert\r\nwerden.228\r\n• Die Regierung will 20-30 Mt CO2 pro Jahr bis\r\n2030 und mehr als 50 Mt CO2 pro Jahr bis 2035\r\nabscheiden und speichern.229\r\n• Um den Aufbau einer Infrastruktur zu beschleunigen\r\nwerden CCUS-Cluster identifiziert\r\nund mit insgesamt 20 Mrd. £ gefördert. Die\r\nRegierung will zwei CCUS-Cluster bis 2025 und\r\nzwei weitere bis 2030 aufbauen.230\r\n• Regularien zum Betrieb und zur Nutzung von\r\nCO2-Netzen wurden veröffentlicht. Im Mittelpunkt\r\nstehen die T&SCos (Unternehmen, die eine\r\nLizenz für Transport und Speicherdienstleistungen\r\nerhalten).\r\n• Die T&SCos bekommen Nutzungsgebühren für\r\ndie Transport- und Speichernetze.\r\n• Das „Office of Gas and Electricity Markets“\r\n(Ofgem) ist die Regulierungsbehörde für das\r\nCO2-Netz und überwacht das Verhalten von\r\nFirmen, die die CO2-Infrastruktur betreiben oder\r\nnutzen.231\r\n225 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6194dfa4d3bf7f0555071b1b/net-zero-strategy-beis.pdf\r\n226 https://www.ukri.org/what-we-do/browse-our-areas-of-investment-and-support/greenhouse-gas-removaldemonstrators-\r\ndirectorate-hub/#:~:text=The%20greenhouse%20gas%20removal%20demonstrators%20\r\nprogramme%20will%20assess%20sustainable%20routes,billion%20future%20global%20market%20in\r\n227 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/6581851efc07f3000d8d447d/ggr-power-beccs-businessmodels-\r\ndecember-2023.pdf\r\n228 https://assets.publishing.service.gov.uk/media/664df92b993111924d9d39f8/integrating-ggrs-in-theukets-\r\nconsultation.pdf\r\n229 https://www.nstauthority.co.uk/about-us/north-sea-transition-forum-and-task-forces/co2-transportationand-\r\nstorage-task-force/\r\n230 https://www.great.gov.uk/international/content/investment/sectors/carbon-capture-usage-and-storage/#:~:\r\ntext=The%20UK%20will%20establish%20CCUS,dioxide%20a%20year%20by%202030.\r\n231 https://www.ofgem.gov.uk/publications/co2-transport-and-storage-enforcement-guidelines-and-penalty-\r\npolicy-statement#:~:text=Under%20the%20Energy%20Act%202023,capture%2C%20usage%20\r\nand%20storage%20sector.\r\nWege z ur Skalierung von Negativemissionstechnologien 171\r\nAnhang A: Fördermaßnahmen und Regulierungen im Ländervergleich\r\nLand Negativemissionen\r\nFörderung und Marktrahmen\r\nCO2-Infrastruktur\r\nFörderung und Regulierung\r\nUSA • Die Regierung unterstützt Forschung und\r\nEntwicklung für Projekte mit Negativemissionen\r\ndurch das „Carbon Negative Shot“\r\nProgramm. Dabei übernimmt sie bis zu 80 %\r\nder Kosten und hat dafür ein Volumen von\r\n100 Mio. US$ pro Jahr vorgesehen.232\r\n• Unterstützung von Projekten mit Negativemissionen\r\ndurch den staatlichen Kauf von NEZ:\r\nDer „CDR Purchase Pilot Prize“ vergibt bis zu\r\n3 Mio. US$ pro Projekt durch ein Ausschreibungsverfahren\r\nfür bis zu 10 Projekte.233\r\n• Die „Voluntary Carbon Dioxide Removal Purchase\r\nChallenge“ bietet Anreize für den privaten\r\nKauf von NEZ, zum Beispiel durch die\r\nVeröffentlichung der Namen der Firmen mit\r\nden meisten Käufen und durch die Bereitstellung\r\nvon Informationsmaterial.234\r\n• Die Regierung hat bereits im Jahr 2008\r\nSteuererleichterung für CCS-Projekte\r\nbeschlossen, einschließlich BECCS mit ein.\r\nWenn Unternehmen nachweisen, dass sie\r\nCO2 eingespeichert haben, müssen sie weniger\r\nSteuer zahlen. Die Erleichterung wird\r\nberechnet anhand verschiedener Faktoren,\r\nwie zum Beispiel der Menge des gespeicherten\r\nCO2, des Alters der Anlage und der genutzten\r\nTechnologie.235\r\n• Die Regierung fördert Speicherprojekte durch\r\ndie „Carbon Storage Assurance Facility Enterprise“\r\n(CarbonSAFE) Initiative. Dabei werden\r\nFirmen bei Machbarkeitsstudien, Genehmigungsverfahren\r\nund dem Bau der Speicher unterstützt.\r\n236\r\n• Das „Carbon Dioxide Transportation Infrastructure\r\nFinance and Innovation Act“ (CIFIA) Programm\r\nfinanziert CO2-Infrastrukturprojekte\r\ndurch Kredite und Zuschüsse.237\r\n• Die einzelnen Staaten regulieren, wo Pipelines\r\ngebaut werden dürfen, wer Besitzansprüche auf\r\nUntergrundspeicher erheben darf und wer bei\r\nUnfällen haftet. Außerdem beschließen sie, wie\r\nder Zugang zu der Transportinfrastruktur geregelt\r\nist.238\r\n• Die Bundesregierung ist für zwei Aspekte\r\nzuständig, noch bevor der Bau von Transportinfrastruktur\r\nbeginnen kann: Die möglichen Effekte\r\nvon CO2-Transport für die Bevölkerung und\r\nfür die Umwelt. Für beides ist die „Pipeline\r\nand Hazardous Materials Safety Administration“\r\n(PHMSA) zuständig.239 Die Regeln werden momentan\r\nüberarbeitet.240\r\n232 https://www.energy.gov/fecm/funding-notice-carbon-negative-shot-pilots\r\n233 https://americanmadechallenges.org/challenges/direct-air-capture/docs/DAC-Commercial-CDR-Purchase-\r\nPilot-Prize-Official-Rules.pdf\r\n234 https://www.energy.gov/fecm/articles/doe-helping-you-buy-good-carbon-dioxide-removal-credits\r\n235 https://sgp.fas.org/crs/misc/IF11455.pdf\r\n236 https://netl.doe.gov/carbon-management/carbon-storage/carbonsafe\r\n237 https://www.energy.gov/lpo/carbon-dioxide-transportation-infrastructure-finance-and-innovation-program\r\n238 https://www.cbo.gov/system/files/2023-12/59345-carbon-capture-storage.pdf\r\n239 https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2024/05/Building-Our-Way-to-Net-Zero-Carbon-\r\nDioxide-Pipelines-in-the-United-States.pdf\r\n240 https://www.globalccsinstitute.com/news-media/latest-news/new-rules-for-co2-pipelines-under-review-inthe-\r\nunited-states/"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-20"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":true,"contractsCount":1,"contracts":[{"description":"Zum Zweck der Interessensvertretung werden Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestags mit dem Schwerpunkt Energienetze geführt. 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