Juli 2023 – von Oliver Akeret & Martynas Bagdonas, Sustainability in Business Lab der ETH Zürich

Im August 2022 wurde im Rahmen des Pilotprojekts DemoUpCARMA zum ersten Mal CO₂ von der Schweiz nach Island transportiert. Dieses wurde zuvor bei einer Abwasserreinigungsanlage (ARA Bern) aufgefangen und abgeschieden. In Island soll dies im geologischen Untergrund injiziert werden, um dort zu mineralisieren.

Die Wahl Islands als Speicherort ist kein Zufall, obschon die Transportroute somit deutlich verlängert wird. Forschungsprojekte haben gezeigt, dass das Potenzial für die Speicherung von CO₂ in geologischen Formationen in der Schweiz in naher Zukunft begrenzt ist. Daher ist die Untersuchung alternativer Speichermöglichkeiten von entscheidender Bedeutung.

Nach der CO₂-Abscheidung bei der ARA Bern, wird das CO₂ verflüssigt und in ISO-Container mit einem Fassungsvermögen von 20 Tonnen verladen, die das CO₂ bis zur Ankunft am Speicherort in flüssigem Zustand halten können. Die ISO-Container werden per Lastwagen von der ARA Bern zum Bahnhof Weil am Rhein transportiert. Von dort aus wird das CO₂ zunächst per Bahn nach Rotterdam und dann per Schiff nach Reykjavik transportiert. Nach der Anlieferung in Reykjavik wird der ISO-Container per Lastwagen zur Injektionsstelle gebracht.

Vom Pilot-Transport zum Scale-Up

Dieser eher komplizierte Transportweg ist als Pilotphase des Projekts zu sehen. Das eigentliche Hauptziel des Pilotprojekts besteht darin, die generelle Machbarkeit einer CO2-Wertschöpfungskette zu beweisen, um bereits vor dem Scale-up und der weiteren Entwicklung solcher CO₂-Wertschöpfungsketten mögliche technisch-ökonomische und regulatorische Lücken aufzuzeigen. Die Erkenntnisse aus diesem Pilotprojekt werden wichtig sein, angesichts der Mengen an CO₂, die längerfristig in grossem Massstab abgeschieden, transportiert und gespeichert werden müssen.

In der langfristigen Klimastrategie der Schweiz wird geschätzt, dass bis 2050 jährlich sieben Millionen Tonnen CO₂ abgeschieden, transportiert und gelagert werden müssen, um das Netto-Null-Ziel zu erreichen. Selbst wenn man davon ausgeht, dass bis dahin nähere Lagerstätten zur Verfügung stünden, können solche CO₂-Mengen nicht mehr in ISO-Containern und mit Lastwagen, Zügen oder Schiffen transportiert werden. In diesem Szenario wird ein grösseres CO₂-Pipelinenetz benötigt, welches das abgeschiedene CO₂ in der Schweiz sammelt und dann in ein grösseres transeuropäisches Netz überführt. Um dies zu planen, untersuchte das Sustainability in Business Lab der ETH Zürich (sus.lab) im Rahmen des DemoUpCARMA-Projekts verschiedene organisatorische und finanzielle Aspekte einer solchen CO₂-Infrastruktur in der Schweiz, unter Berücksichtigung möglicher Finanzierungs- und Einnahmequellen und der Frage, wer der Eigentümer des Pipelinenetzes wäre.

Wie würde das Pipelinenetz aussehen?

Im Jahr 2021 haben Saipem und der Verband der Betreiber Schweizerischer Abfallverwertungsanlagen (VBSA) eine Studie [1] durchgeführt, die die Machbarkeit und Kosten eines CO₂-Pipelinenetzes in der Schweiz analysiert. Die Studie erlaubt es, erste Schlüsse zu ziehen, wie ein solches Leitungsnetz für die sieben Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr aussehen könnte, die in der langfristigen Klimastrategie der Schweiz vorgesehen sind: Es hätte eine Länge von rund 1'000 Kilometern (siehe Abbildung 1) und würde aus zwei Hauptleitungen (Ost und West) bestehen, die über kleinere Leitungen direkt mit den Emittenten verbunden wären. Die Pipelines würden in Basel zusammenlaufen, wo das Schweizer CO₂-Netz schliesslich mit einem grösseren transeuropäischen Netz verbunden werden könnte. Die in dieser Studie berücksichtigten Emittenten sind solche, die mindestens 100’000 Tonnen CO₂ pro Jahr ausstossen, was 32 grosse Emittenten aus schwer zu dekarbonisierenden Sektoren wie der Zementindustrie oder der Abfallverwertung zur Energiegewinnung (waste-to-energy) umfasst.

Abb. 1: CO2-Pipeline-Netzwerk in der Schweiz

Wie viel würde sie kosten und wer würde sie bezahlen?

In der Pipeline-Studie werden die anfänglichen Investitionskosten auf rund 3 Mrd. EUR und die jährlichen Betriebskosten auf etwa 200 Mio. EUR geschätzt. Es ist wichtig diese hohe Investitionssumme im Verhältnis mit anderen Projekten in der Schweiz anzuschauen. So beispielsweise das FABI-Ausbauprogramm des Eisenbahnnetzes (6.4 – 12.9 Mrd. CHF) oder der Bau des NEAT Gotthard-Basistunnel (23 Mrd. CHF).

Angesichts der hohen Kreditwürdigkeit der Schweiz wäre eine öffentliche Finanzierung eines solchen CO₂-Pipelinenetzes aus rein finanzieller Sicht die kostengünstigste Variante. Allerdings bietet die Bundesverfassung derzeit nur die Grundlage für die Entwicklung von Energietechnologien auf Bundesebene, und es ist unklar, ob ein CO₂-Pipelinenetz unter diese Definition fallen könnte. Geht man davon aus, dass die öffentliche Finanzierung auf kantonaler Ebene geregelt werden müsste, besteht die zentrale Herausforderung in der Koordination zwischen den Kantonen. In Anbetracht der zahlreichen Investitionsentscheidungen, die getroffen werden müssen, und der verschiedenen gegenseitigen Abhängigkeiten, wäre die Einrichtung einer zentralen Finanzierungs- und Eigentumseinheit wahrscheinlich notwendig, um den Prozess zu optimieren und die Gesamtkosten zu senken. In Anbetracht dieser Einschränkungen könnte auch eine (teilweise) private Finanzierung von Vorteil sein, beispielsweise um den Betrag der verfügbaren Mittel zu erhöhen, einen Teil der Risiken mit dem privaten Sektor zu teilen oder die vorhandenen operativen Fähigkeiten besser zu nutzen.

Um einen Teil der anfänglichen Investitionskosten zu amortisieren, vor allem aber um die laufenden Betriebskosten zu decken, ist es wichtig, mögliche Einnahmequellen aus dem Betrieb des CO₂-Pipelinenetzes in Betracht zu ziehen. Es sind mehrere Einnahmemodelle denkbar, um einen konstanten Zahlungsstrom zu schaffen: Hauptsächlich durch Steuereinnahmen generierte Subventionen des Staates oder der Kantone würden einen Teil der Kosten auf die Gesellschaft abwälzen. Gleichzeitig könnten kostendeckende Tarife für Emittenten, die das CO₂-Pipelinenetz nutzen, oder Steuern für alle emittierenden Industrien, die an die Pipeline angeschlossen werden könnten, in Betracht gezogen werden. Auch eine Mischform, die beide Modelle kombiniert, wäre denkbar. In vielen Regelwerken in Europa werden die Tarife oder Steuern für emittierende Industrien zur Finanzierung von Netzanlagen verwendet. Da die Schweizer Gesellschaft jedoch vom Klimaschutz im Allgemeinen und die betreffenden Emittenten von den daraus resultierenden CO₂-Einsparungen im Besonderen profitieren sollen, könnte ein anderes oder hybrides Modell ins Auge gefasst werden.

Wie und von wem würde die Pipeline verwaltet werden?

Abgesehen von den Finanzierungsaspekten ist die entscheidende Frage, welche Art von Unternehmen das CO₂-Pipelinenetz besitzen und betreiben würde, wobei auch hier die Entscheidung zwischen öffentlichem und privatem Eigentum und Betrieb liegt. Aufgrund ihrer Finanzierungsmechanismen haben Verwaltungen in der Regel niedrigere Investitions- und Betriebskosten, doch kann es ihnen an betrieblicher Effizienz mangeln, da der Betrieb von Infrastrukturanlagen in der Regel nicht zu ihren Haupttätigkeiten und Fachkenntnissen gehört. Die Beteiligung privater Akteure in Konstellationen wie einer öffentlich-privaten Partnerschaft (oder Public Private Partnership, PPP) kann dagegen zu wenig flexibel sein, da langfristige Verträge zwischen der öffentlichen Hand und privaten Unternehmen zu Lock-In-Effekten und Starrheit führen. Ein Mittelweg, der in Europa zunehmend für grosse Infrastrukturen genutzt wird, sind Modelle mit regulierten Vermögenswerten (Regulated Asset Base model, RAB). RABs ermöglichen es einem privaten oder öffentlichen Infrastrukturbetreiber, unter der Aufsicht einer unabhängigen wirtschaftlichen Regulierungsbehörde zu arbeiten. Sie kombinieren die Flexibilität staatlicher Infrastrukturen mit den Effizienzanreizen von PPPs und ermöglichen es dem Infrastrukturbetreiber, in einem monopolistischen Markt zu operieren, während er von der Regulierungsbehörde kontrolliert wird (siehe Abb. 2).