Dänemarks Meeresboden nimmt Europas Industrieabgase – Deutschland schaut zu

Greensand ist die erste CO2-Speicheranlage in der EU, die im Vollbetrieb arbeitet – und sie ist vorerst für andere gedacht.

Es gibt zwei Arten, das Greensand-Projekt zu lesen. Die eine sieht darin den Beweis, dass Carbon Capture and Storage funktioniert: eine verflüssigte, messbare, geologisch gesicherte Lösung für das, was die Industrie nicht wegeffizienzieren kann. Die andere sieht ein Sicherheitsnetz, das die Logik des Emissionshandels untergräbt, weil es die Vermeidung an der Quelle billiger erscheinen lässt als sie ist.

Beide Lesarten teilen eine Prämisse: Deutschland kommt für beides zu spät.

Was Greensand bietet

Das Reservoir Nini West war einmal ein Ölfeld. Jetzt presst INEOS Energy dorthin CO2, das zuvor verflüssigt, per Lastwagen nach Esbjerg gefahren und dann per Schiff auf die Offshore-Plattform gebracht wurde. Für die erste kommerzielle Phase stammt das Gas überwiegend aus dänischen Biomethananlagen – einer der wenigen Industriebereiche, in denen sich sogenanntes biogenes, also aus nachwachsenden Rohstoffen stammendes CO2 mit besonderem Argument abspeichern lässt, weil der Kreislauf damit rechnerisch negativ wird.

Die Infrastruktur ist jedoch ausdrücklich auf europäische Industriekunden ausgelegt. Das geologische Speicherpotenzial Dänemarks wird auf 12 bis 22 Gigatonnen geschätzt – mehr als Deutschland in absehbaren Jahrzehnten an fossilem CO2 produzieren würde. Die Frage ist nicht, ob Platz ist. Die Frage ist, ob Gas dorthin kommt.

Die regulatorische Blockade

Für grenzüberschreitende CO2-Transporte zur Meeresspeicherung gilt das Londoner Protokoll von 1996, das solche Exporte ursprünglich verbot. Eine Änderung des Artikels 6, die das Verbot unter Bedingungen aufhebt, wurde 2009 beschlossen – trat aber international noch nicht vollständig in Kraft, weil nicht genug Vertragsstaaten ratifiziert haben. Deutschland gehört zu den Ländern, die die Änderung bis heute nicht ratifiziert haben. Dänemark hat unterdessen bilateral mit Belgien ein Abkommen zum grenzüberschreitenden Transport und zur Speicherung geschlossen – ein Ausweg um den internationalen Stau herum, den Deutschland für sich bisher nicht beschritten hat.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat 2024 das Kohlendioxid-Speicherungsgesetz reformiert und damit Offshore-CCS in deutschen Gewässern grundsätzlich ermöglicht. Die konsequente Folge – also die Ratifikation des Londoner Protokolls, um deutschen Firmen den Export zu ermöglichen – blieb aus. Das Ergebnis: Ein Zementwerk in Nordrhein-Westfalen kann sein CO2 nicht legal nach Dänemark exportieren, obwohl die Kapazität dafür bereitstünde.

Die Kostenschere

150 bis 300 Euro je Tonne: Auf diesen Korridor schätzen Experten die aktuellen CCS-Kosten, teils darunter, teils darüber, je nach Abscheideprozess und Transportweg. Der EU-Emissionshandelspreis für eine Tonne CO2 liegt derzeit bei rund 85 Euro. Die Differenz von mindestens 65 Euro je Tonne ist das strukturelle Problem: Solange das Zertifikat billiger ist als die Abscheidung, rechnet sich CCS ohne Subvention nicht.

Hinzu käme beim Export nach Dänemark der Transportaufwand. Verflüssigung, LKW, Schiff, Injektion – jeder Schritt kostet. Direkte Vergleiche zwischen deutschen Inlandskosten und dem dänischen Export fehlen in der öffentlichen Datenlage; Greensand hat keine Preisstaffel veröffentlicht. Was belegt ist: Die Entwicklung eines deutschen Offshore-Speichers dauert nach eigener Aussage der Betreiber sechs bis dreizehn Jahre. Frühestens 2035 könnte eine Anlage in der deutschen Nordsee injizieren. Bis dahin ist die Wahl keine zwischen Export und Inland, sondern zwischen Export und gar nichts.

Was das für energieintensive Branchen bedeutet

Zement, Kalk, Stahl, Chemie – das sind die Sektoren, in denen ein erheblicher Anteil der Emissionen nicht aus dem Energieeinsatz stammt, sondern aus dem Produktionsprozess selbst. Beim Brennen von Kalkstein zu Zement entsteht CO2 zwingend, unabhängig davon, womit der Ofen beheizt wird. Für diese Prozessemissionen gibt es keine Elektrifizierungsoption. CCS ist, zumindest auf dem aktuellen Stand der Technik, die einzige Möglichkeit, sie zu senken.

Mehrere deutsche Unternehmen aus diesen Sektoren haben laut Briefing Interesse an einer Speicherung in Dänemark signalisiert – ohne dass daraus bisher Verträge geworden wären. Der regulatorische Engpass beim Londoner Protokoll ist ein Grund. Ein anderer: Solange der ETS-Preis unter den CCS-Kosten liegt, fehlt der wirtschaftliche Druck, der die Entscheidung erzwingt. Stattdessen kaufen Unternehmen Zertifikate und schieben die technische Lösung auf.

Die Frage, die Greensand nicht beantwortet

Das stärkste Argument gegen CCS als klimapolitisches Instrument lautet: Es schafft einen Ausweg, der die eigentliche Transformation verlangsamt. Wer weiß, dass es einen Speicher gibt, investiert weniger in die Prozessveränderung, die das CO2 gar nicht erst entstehen ließe. Dieser Einwand ist ernst zu nehmen – und er lässt sich mit dem Greensand-Start weder bestätigen noch entkräften.

Entscheidend ist, für welche Emissionen CCS zugelassen wird. Gilt es nur für unvermeidbare Prozessemissionen, schließt es eine echte Lücke. Gilt es für alles, weil der politische Widerstand gegen die Zertifikate-Verteuerung zu groß ist, wird es zum Verzögerungsinstrument. Diese Abgrenzung trifft keine Anlage und kein Ingenieur. Sie ist eine gesetzgeberische Aufgabe – in Brüssel und in Berlin.

Daran, wie Deutschland die Frage der Sektorabgrenzung im CCS-Recht beantwortet und ob es die Londoner-Protokoll-Ratifikation bis Ende 2027 vollzieht, wird erkennbar, ob die Bundesregierung CCS als letztes Mittel für unvermeidbare Emissionen behandelt oder als Versicherung gegen härtere Klimapolitik.