CCS und CCU in Deutschland: das KSpTG und die neue CO2-Transportinfrastruktur
Dieser Artikel ordnet drei Stränge ein: den KSpTG-Rechtsrahmen als Befreiungsschlag für CCS und CCU, die entstehende CO2-Transportinfrastruktur aus Backbone, Hubs und Schiffstransport und die Zielsektoren mit unvermeidbaren Prozessemissionen samt der Unterscheidung von Speicherung und Nutzung. Es geht um die Offshore-Speicherung in der AWZ, das Länder-Opt-in onshore, das einheitliche Zulassungsregime für CO2-Leitungen und den Export über das London-Protokoll. Das Förderinstrument der Klimaschutzverträge, das CCS-Vorhaben mitfinanzieren kann, ist ein eigenes Thema und wird hier nur als Finanzierungsroute gestreift.
Das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG) ist seit dem 28. November 2025 in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 282), der Bundestag hat es am 6. November 2025 beschlossen, der Bundesrat hat am 21. November 2025 zugestimmt. Es ist die Novelle des KSpG von 2012, unter dem wegen Mengendeckel, einer 2016 abgelaufenen Antragsfrist und weitreichender Länder-Ausschlussklauseln kein einziger Speicher genehmigt wurde; eingebettet ist es in die Carbon-Management-Strategie (CMS, Kabinettsbeschluss 29. Mai 2024). Erlaubt ist die dauerhafte kommerzielle CO2-Speicherung ausschließlich offshore, in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und auf dem Festlandsockel; in den Küstengewässern, in marinen Schutzgebieten und in einem Acht-Kilometer-Puffer um Schutzgebiete ist sie verboten, Offshore-Windanlagen dürfen nicht wesentlich beeinträchtigt werden. Onshore an Land bleibt sie grundsätzlich verboten (Ausnahme Forschung), über ein Länder-Opt-in nach Paragraf 2 Absatz 5 können einzelne Bundesländer sie zulassen; Mecklenburg-Vorpommern hat sie ausgeschlossen, Bayern und Baden-Württemberg signalisieren Offenheit. CO2-Pipelines werden über ein einheitliches Zulassungsregime mit Planfeststellung oder Plangenehmigung nach Paragraf 4 genehmigt; CO2-Leitungen und CO2-Infrastruktur gelten als überragendes öffentliches Interesse, Kohlekraftwerksbetreiber sind vom Pipelinezugang ausgeschlossen (Paragraf 33 Absatz 5). Der grenzüberschreitende Export wird über die vorläufige Anwendung der Änderung von Artikel 6 des London-Protokolls ermöglicht, die volle bilaterale Nutzung verlangt die Ratifikation, das Hohe-See-Einbringungsgesetz ist noch im Verfahren. Der Bund fokussiert CCS und CCU auf unvermeidbare Prozessemissionen in Zement, Kalk, Teilen der Grundstoffchemie und der thermischen Abfallbehandlung, nicht auf den Stromsektor. Parallel entsteht eine neue CO2-Transportinfrastruktur: OGE plant ein deutschlandweites Backbone in der Größenordnung rund 1.000 km (Hubs Wilhelmshaven, Elbe-Cluster rund 70 km, erste Abschnitte ab 2028), bayernets ein süddeutsches Startnetz von knapp 250 km, der Hub Wilhelmshaven ein Exportterminal ab 2029 (Start 1,5 Mt pro Jahr, Ausbau bis 20 Mt pro Jahr), dazu der Schiffstransport von verflüssigtem CO2 zu Speichern wie Northern Lights in Norwegen (Phase 2 über 5 Mt pro Jahr ab 2028). CCS speichert das CO2 dauerhaft unterirdisch, CCU nutzt es als Rohstoff für Methanol, E-Fuels und Chemie. Für Betreiber und Investoren heißt das: Abscheidung, Transport und Speicherung müssen als Kette zusammen gedacht werden, denn die heutigen Standort- und Anbindungsentscheidungen legen die Dekarbonisierbarkeit auf Jahrzehnte fest.
Vom toten KSpG zum KSpTG: der Rechtsrahmen ist da
Dreizehn Jahre lang verhinderte das alte Kohlendioxid-Speicherungsgesetz (KSpG) von 2012 jede CO2-Speicherung in Deutschland. Es war faktisch tot: Ein Mengendeckel, eine bereits 2016 abgelaufene Antragsfrist und weitreichende Länder-Ausschlussklauseln fassten die Abscheidung und Speicherung so eng, dass kein einziger Speicher genehmigt wurde. Wer in dieser Zeit über Carbon Capture and Storage nachdachte, fand in Deutschland keinen tragfähigen Rahmen vor, weder für die Speicherung noch für den Transport des abgeschiedenen Kohlendioxids.
Seit dem 28. November 2025 ist das anders. An diesem Tag ist das novellierte Gesetz in Kraft getreten, nun unter dem Namen Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz (KSpTG, BGBl. 2025 I Nr. 282). Der Bundestag hatte es am 6. November 2025 beschlossen, der Bundesrat hatte am 21. November 2025 zugestimmt. Der neue Name ist Programm: Das angehängte und -Transport zeigt, dass das Gesetz nicht mehr nur die Speicherung regelt, sondern erstmals auch den Bau und Betrieb der CO2-Leitungen und damit die gesamte Transportseite mitdenkt.
Das KSpTG steht nicht für sich allein, sondern ist Teil einer größeren Linie. Es setzt die Carbon-Management-Strategie (CMS) um, deren Eckpunkte das Bundeskabinett am 29. Mai 2024 beschlossen hatte, und es fügt sich in das europäische Industrial Carbon Management ein, das mit dem Net-Zero Industry Act (NZIA) ein eigenes Injektionsziel für 2030 vorgibt. Der Gedanke dahinter ist, dass bestimmte industrielle Emissionen nur über Abscheidung, Transport und Speicherung beherrschbar sind, und dass dafür ein verlässlicher Rechts- und Infrastrukturrahmen gebraucht wird.
Was sich konkret ändert, lässt sich in drei Punkten zusammenfassen: Erstens ist die kommerzielle CO2-Speicherung offshore erstmals rechtlich möglich. Zweitens schafft das Gesetz ein einheitliches Zulassungsregime für CO2-Pipelines. Drittens öffnet es den Weg für den grenzüberschreitenden Export von CO2 zur Speicherung im Ausland. Aus einem faktischen Verbot ist damit ein Erlaubnistatbestand mit klaren Leitplanken geworden, der die nächsten Abschnitte dieses Artikels strukturiert.
Wo gespeichert werden darf: offshore ja, onshore nur per Länder-Opt-in
Die zentrale Erlaubnis des KSpTG ist räumlich klar begrenzt. Die dauerhafte kommerzielle CO2-Speicherung ist ausschließlich offshore zulässig, und zwar in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und auf dem Festlandsockel. In den Küstengewässern, also in der Zwölf-Seemeilen-Zone, ist sie dagegen verboten. Die Speicherung verlagert sich damit auf die offene See jenseits der Küste, nicht in unmittelbare Küstennähe und schon gar nicht an Land.
Innerhalb des Offshore-Bereichs zieht das Gesetz weitere Grenzen zum Schutz von Natur und konkurrierender Nutzung. Ausgeschlossen sind marine Schutzgebiete sowie ein Pufferbereich von acht Kilometern um diese Gebiete. Außerdem dürfen Offshore-Windanlagen nicht wesentlich beeinträchtigt werden, denn der Meeresraum ist begrenzt und wird bereits intensiv für die Windenergie genutzt. Wo gespeichert werden darf, ist damit das Ergebnis einer Abwägung zwischen Carbon Management, Meeresschutz und Offshore-Wind.
An Land bleibt die Speicherung grundsätzlich verboten, mit der einzigen Ausnahme von Forschungsprojekten. Den Schlüssel für eine Onshore-Speicherung hält jedoch nicht der Bund, sondern die Länder in der Hand: Über eine Opt-in-Klausel nach Paragraf 2 Absatz 5 KSpTG können einzelne Bundesländer die Onshore-Speicherung in ausgewiesenen Gebieten per Landesrecht zulassen. Die Lage ist uneinheitlich. Mecklenburg-Vorpommern hat die Onshore-Speicherung per Landesgesetz ausgeschlossen, während Bayern und Baden-Württemberg Offenheit signalisieren, Bayern mit einem Aktionsplan vom Juli 2025 und einer Prüfung bis Ende 2027. Für Binnenlandstandorte ist deshalb die Positionierung des jeweiligen Bundeslandes ein entscheidender Faktor.
Bemerkenswert ist die klare Schwerpunktsetzung des Gesetzes auf die Industrie und nicht auf den Stromsektor. Betreiber von Kohlekraftwerken sind sogar ausdrücklich vom CO2-Pipelinezugang ausgeschlossen (Paragraf 33 Absatz 5 KSpTG). Diese Abgrenzung ist eine bewusste Entscheidung des Gesetzgebers: CCS und CCU sollen die unvermeidbaren Prozessemissionen der Grundstoffindustrie adressieren, nicht die fossile Stromerzeugung verlängern. Wer aus der Energiewirtschaft kommt, etwa von den H2-ready-Gaskraftwerken nach dem StromVKG, muss diese Grenze kennen, denn die Logik des CO2-Transports ist eine andere als die der steuerbaren Erzeugung.
CO2-Pipelines und Export: das neue Zulassungsregime
Eine Erlaubnis zur Offshore-Speicherung nützt wenig, wenn das abgeschiedene CO2 nicht zum Speicher gelangt. Genau diese Lücke schließt das KSpTG mit einem einheitlichen Zulassungsregime für CO2-Leitungen. Genehmigt werden sie über eine Planfeststellung oder, in einfacheren Fällen, über eine vereinfachte Plangenehmigung nach Paragraf 4 KSpTG. Das Verfahren ist an die Logik des Energiewirtschaftsrechts angelehnt, sodass Planung, Beteiligung und Genehmigung von CO2-Pipelines einem aus dem Gas- und Stromnetzbau vertrauten Muster folgen.
Damit der Netzausbau nicht an langwierigen Einzelabwägungen scheitert, stuft das Gesetz die CO2-Infrastruktur rechtlich hoch ein. Bau, Betrieb und Änderung von CO2-Leitungen sowie die CO2-Infrastruktur insgesamt gelten als überragendes öffentliches Interesse (Paragraf 4 Absatz 1 Satz 3 und Paragraf 11 KSpTG). Diese Einstufung verschafft den Vorhaben in der Abwägung mit anderen Belangen ein deutliches Gewicht und beschleunigt damit Planung und Genehmigung. In marinen Schutzgebieten gilt dieser Vorrang allerdings nicht, sodass der Schutz des Meeres dort weiterhin Vorrang behält.
Mindestens ebenso wichtig wie das Inlandsregime ist die Export-Frage, denn die ersten erreichbaren Speicher liegen im Ausland. Der grenzüberschreitende Export von CO2 zur Offshore-Speicherung wird über die vorläufige Anwendung der 2009 beschlossenen Änderung von Artikel 6 des London-Protokolls ermöglicht. Die vorläufige Anwendung ist der pragmatische Weg, den Export rechtlich anzulegen, bevor das förmliche Verfahren abgeschlossen ist. Für die volle bilaterale Nutzung muss diese Änderung allerdings noch ratifiziert werden, und das dafür nötige Hohe-See-Einbringungsgesetz befindet sich nach Stand des Briefs noch im parlamentarischen Verfahren.
Die praktische Folge ist bemerkenswert: Speicher in Norwegen, den Niederlanden und Dänemark werden rechtlich erreichbar, bevor die deutsche AWZ-Speicherung tatsächlich steht. Für Betreiber heißt das, dass der erste gangbare Weg in vielen Fällen nicht der deutsche Untergrund ist, sondern der Transport zu einem etablierten europäischen Speicher. Damit rückt die Anbindung an Exporthubs und an den Schiffstransport in den Vordergrund, lange bevor die heimische Offshore-Speicherung verfügbar ist.
Die entstehende CO2-Transportinfrastruktur: Backbone, Hubs, Schiff
Parallel zum Recht baut sich eine physische Transportwelt auf. Sie besteht aus drei Bausteinen: einem deutschlandweiten Pipelinenetz, Exporthubs an der Küste und dem Schiffstransport von verflüssigtem CO2. Erst das Zusammenspiel dieser drei macht aus der gesetzlichen Erlaubnis eine funktionierende Kette von der Industriequelle bis zum Speicher. Die folgende Grafik zeigt diese CCS- und CCU-Wertschöpfungskette im Überblick.
Den Kern bildet das geplante Pipelinenetz. OGE (Open Grid Europe) plant ein deutschlandweites CO2-Backbone in der Größenordnung von rund 1.000 km, mit Hubs in Wilhelmshaven und einem Elbe-Cluster (Lägerdorf, Brunsbüttel, Heide) von rund 70 km sowie Korridoren ins Rheinland und über die Grenze, etwa Richtung Rotterdam und Dänemark. Erste Abschnitte sollen ab 2028 in Betrieb gehen. Im Süden plant bayernets ein süddeutsches Startnetz von knapp 250 km, das in einer ersten Phase rund 80 km vom Zementwerk bei Rosenheim ins Chemiedreieck Burghausen und weiter Richtung Linz führen soll. Damit zeichnet sich ein Netz ab, das die großen Industriecluster mit den Exportpunkten an der Küste verbindet.
An der Küste entstehen die Hubs, an denen das CO2 für die Seeschifffahrt aufbereitet und verladen wird. Der Hub Wilhelmshaven (HES) soll als Exportterminal für verflüssigtes CO2 ab 2029 in Betrieb gehen, mit einer Anfangskapazität von 1,5 Mt pro Jahr und einem Ausbau bis 20 Mt pro Jahr. Von dort geht es per Schiff weiter: Der Schiffstransport von verflüssigtem CO2 erschließt europäische Speicher, allen voran Northern Lights in Norwegen, dessen zweite Phase die Kapazität ab 2028 auf über 5 Mt pro Jahr erhöht. Für Standorte ohne Pipelineanschluss ist der Weg über Hub und Schiff oft die erste realistische Option.
Wer die Molekül-Flussrichtung der Energiewende vergleicht, erkennt eine Symmetrie: Während an Importhäfen wie Brunsbüttel grüne Energieträger ins Land kommen, wie beim Import von grünem Ammoniak, fließt an den CO2-Hubs der Kohlenstoff in die Gegenrichtung wieder hinaus, zur Speicherung im Ausland. Dieselben Küstenstandorte können so zu Drehscheiben in beide Richtungen werden, mit unterschiedlichen Molekülen, aber vergleichbarer Logistik aus Verflüssigung, Lagerung und Verschiffung.
Wer CCS und CCU braucht: unvermeidbare Prozessemissionen
CCS und CCU sind kein Allheilmittel für jede Emission, sondern gezielt für die Fälle gedacht, in denen sich CO2 technisch nicht vermeiden lässt. Der Bund fokussiert das Instrument deshalb bewusst auf schwer oder nicht vermeidbare Prozessemissionen und ausdrücklich nicht auf den Stromsektor. Die Zielsektoren sind vor allem die Zement- und Kalkindustrie, Teile der Grundstoffchemie und die thermische Abfallbehandlung, also die Müllverbrennung. In diesen Branchen geht es nicht um vermeidbare Verbrennungsemissionen, sondern um Kohlendioxid, das im Prozess selbst entsteht.
Der Grund liegt in der Chemie. Beim Brennen von Kalkstein, der Grundlage von Branntkalk und Zementklinker, wird Kohlendioxid chemisch freigesetzt, unabhängig davon, womit der Ofen beheizt wird. Diese Prozessemissionen bleiben auch dann bestehen, wenn die Anlage vollständig mit erneuerbarer Energie betrieben wird; sie lassen sich nicht durch einen Wechsel des Energieträgers vermeiden. Für diese Sektoren ist die Abscheidung des CO2 mit anschließendem Transport und Speicherung oder Nutzung der einzige Weg zur Klimaneutralität. Genau hier setzt der Sachverständigenrat für Umweltfragen an, der CCS auf solche unvermeidbaren Restemissionen begrenzt sehen will.
Am Ende der Kette teilt sich der Weg. CCS, das Storage, speichert das abgeschiedene CO2 dauerhaft unterirdisch, etwa offshore in der AWZ oder in europäischen Speichern wie Northern Lights. CCU, das Utilisation, nutzt das CO2 dagegen als Rohstoff und verarbeitet es zu Produkten weiter, etwa zu Methanol, E-Fuels oder anderen Chemieprodukten. Beide Wege beginnen mit derselben Abscheidung, unterscheiden sich aber im letzten Schritt grundlegend: einmal dauerhafte Einlagerung, einmal stoffliche Nutzung. Welcher Weg sich lohnt, hängt von der CO2-Qualität, von Abnehmern und von den erreichbaren Transport- und Speicheroptionen ab.
Über die Nutzung verbindet sich das Thema unmittelbar mit der Wasserstoffwirtschaft. E-Fuels und RFNBO brauchen neben grünem Wasserstoff eine Kohlenstoffquelle, und abgeschiedenes biogenes oder unvermeidbares CO2 wird damit zum Rohstoff. Wer die Anforderungen an diese Kraftstoffe verstehen will, findet sie in der Zertifizierung und Massenbilanzierung von RFNBO ausführlich behandelt. CCU schlägt damit die Brücke vom Carbon Management in die H2-basierte Chemie und macht aus einer Restemission einen Einsatzstoff.
Was Betreiber und Investoren jetzt entscheiden
Mit dem KSpTG wird Carbon Management von der Vision zur Planungsaufgabe. Wer 2026 die Standort- und Anbindungsentscheidungen trifft, legt für ein bis zwei Jahrzehnte fest, ob die eigenen Prozessemissionen überhaupt abscheidbar und abtransportierbar sind. Der erste Schritt ist deshalb, Abscheidung, Transport und Speicherung als eine Kette zu denken, nicht als drei getrennte Projekte. Zu klären ist, welche Transportoption tragfähig ist, also Pipeline, Schiff oder übergangsweise Lkw und Bahn, und welcher Speicher wirtschaftlich erreichbar ist, ob in der deutschen AWZ, in Norwegen, den Niederlanden oder Dänemark.
Der zweite Schritt ist, die Anbindung an das entstehende Backbone frühzeitig zu sichern. Die Nähe zu den geplanten OGE- und bayernets-Trassen und zu Hubs wie Wilhelmshaven wird zu einem harten Standortfaktor, denn ein Anschluss an eine geplante Trasse entscheidet darüber, ob abgeschiedenes CO2 später überhaupt kosteneffizient abfließen kann. Wer abseits der absehbaren Korridore liegt, muss den Weg über Schiff und Hub mitdenken und die Logistik aus Verflüssigung, Zwischenlagerung und Verschiffung früh in die Planung einbeziehen.
Der dritte Schritt ist die Grundsatzentscheidung zwischen CCS und CCU. Dauerhafte Speicherung und stoffliche Nutzung stellen unterschiedliche Anforderungen an CO2-Reinheit, Abnehmerstruktur und Logistik. CCU lohnt sich dort, wo Abnehmer für Methanol, E-Fuels oder Chemieprodukte in Reichweite sind und die CO2-Qualität passt; CCS ist der Weg, wo keine wirtschaftliche Nutzung verfügbar ist. Diese Entscheidung sollte nicht dem Zufall überlassen, sondern entlang der konkreten Abnehmer und der erreichbaren Speicher getroffen werden.
Schließlich gilt es, Finanzierung und Förderung sauber einzuordnen. Die Mehrkosten eines CCS-Vorhabens können über Klimaschutzverträge abgesichert werden, doch das ist ein eigenes Förderinstrument mit eigener Auktions- und Vertragsmechanik, nicht Teil des hier behandelten KSpTG-Rechtsrahmens. Beides sollte getrennt bewertet werden: Das KSpTG schafft die rechtliche Möglichkeit für Abscheidung, Transport und Speicherung, die Klimaschutzverträge können die wirtschaftliche Lücke schließen. Wer beide Stränge auseinanderhält und die Kette von der Quelle bis zum Speicher konsequent durchplant, sichert sich die Dekarbonisierbarkeit seines Standorts auf Jahrzehnte.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Das KSpTG ist das Kohlendioxid-Speicherungs- und -Transportgesetz, die Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (KSpG) von 2012. Es ist seit dem 28. November 2025 in Kraft (Bundesgesetzblatt 2025 I Nr. 282); der Bundestag hat es am 6. November 2025 beschlossen, der Bundesrat hat am 21. November 2025 zugestimmt. Der neue Name trägt das und -Transport explizit, weil das Gesetz nicht nur die Speicherung, sondern erstmals auch den Transport von CO2 regelt. Eingebettet ist es in die Carbon-Management-Strategie (CMS), deren Eckpunkte das Kabinett am 29. Mai 2024 beschlossen hatte. Das alte KSpG war faktisch tot: Wegen Mengendeckel, einer 2016 abgelaufenen Antragsfrist und weitreichender Länder-Ausschlussklauseln wurde unter ihm kein einziger Speicher genehmigt. Erst das KSpTG macht CCS und CCU in Deutschland im industriellen Maßstab rechtlich möglich.
Die dauerhafte kommerzielle CO2-Speicherung ist nach dem KSpTG ausschließlich offshore erlaubt, und zwar in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und auf dem Festlandsockel. In den Küstengewässern, also in der Zwölf-Seemeilen-Zone, ist sie verboten. Ausgeschlossen sind außerdem marine Schutzgebiete sowie ein Pufferbereich von acht Kilometern um diese Gebiete, und Offshore-Windanlagen dürfen nicht wesentlich beeinträchtigt werden. Damit ist die Speicherung auf die offene See jenseits der Küste und außerhalb der geschützten Bereiche begrenzt. Wo die deutsche AWZ-Speicherung noch nicht steht, werden über den Export Speicher in Norwegen, den Niederlanden und Dänemark erreichbar.
Onshore an Land bleibt die CO2-Speicherung grundsätzlich verboten, einzige Ausnahme sind Forschungsprojekte. Über eine Opt-in-Klausel nach Paragraf 2 Absatz 5 KSpTG können einzelne Bundesländer die Onshore-Speicherung in ausgewiesenen Gebieten per Landesrecht aber gezielt zulassen. Der Bund schreibt also kein bundesweites Onshore-Verbot fest, sondern überlässt den Ländern die aktive Entscheidung. Mecklenburg-Vorpommern hat die Onshore-Speicherung per Landesgesetz ausgeschlossen, Bayern und Baden-Württemberg haben Offenheit signalisiert, Bayern mit einem Aktionsplan vom Juli 2025 und einer Prüfung bis Ende 2027. Für Industriestandorte im Binnenland ist deshalb entscheidend, wie sich das jeweilige Bundesland positioniert.
CCS steht für Carbon Capture and Storage, also Abscheidung und dauerhafte unterirdische Speicherung. Das abgeschiedene CO2 wird über Pipeline oder Schiff zum Speicher gebracht und dort dauerhaft eingelagert, etwa offshore in der AWZ oder in europäischen Speichern wie Northern Lights in Norwegen. CCU steht für Carbon Capture and Utilisation, also Abscheidung und Nutzung als Rohstoff. Hier wird das CO2 nicht eingelagert, sondern zu Produkten weiterverarbeitet, zum Beispiel zu Methanol, E-Fuels oder anderen Chemieprodukten. CCU verbindet das Thema unmittelbar mit der Wasserstoffwirtschaft, weil E-Fuels und RFNBO neben grünem Wasserstoff eine CO2-Quelle brauchen; abgeschiedenes biogenes oder unvermeidbares CO2 wird damit zum Rohstoff. Beide Wege beginnen mit derselben Abscheidung, unterscheiden sich aber am Ende der Kette.
Der Bund fokussiert CCS und CCU bewusst auf schwer oder nicht vermeidbare Prozessemissionen, nicht auf den Stromsektor. Zielsektoren sind vor allem die Zement- und Kalkindustrie, Teile der Grundstoffchemie und die thermische Abfallbehandlung, also die Müllverbrennung. In diesen Branchen entstehen Emissionen chemisch im Prozess selbst, etwa beim Brennen von Kalkstein zu Branntkalk und Zementklinker. Diese Prozessemissionen bleiben auch dann bestehen, wenn die Anlage vollständig mit erneuerbarer Energie betrieben wird, denn sie lassen sich nicht durch einen Wechsel des Energieträgers vermeiden. Für diese Sektoren ist die Abscheidung des CO2 mit anschließendem Transport und Speicherung oder Nutzung der einzige Weg, klimaneutral zu werden. Kohlekraftwerksbetreiber sind dagegen sogar vom CO2-Pipelinezugang ausgeschlossen (Paragraf 33 Absatz 5 KSpTG).