Direct Air Capture als flexible industrielle Last: Warum CO2 aus der Luft zum Strommarkt-Thema wird

Direct Air Capture als flexible industrielle Last: Warum CO2 aus der Luft zum Strommarkt-Thema wird

In Berlin-Marzahn geht in diesen Wochen die größte Direct-Air-Capture-Anlage Deutschlands in Betrieb. Für industrielle Energieverbraucher ist das mehr als eine Klimageschichte: Hier entsteht eine Anlagenklasse, die planbar flexibel fährt, sich am Spotmarkt orientiert und CO2 als Rohstoff verfügbar macht. Wer heute Strom- und Gasbeschaffung verantwortet, sollte diese Entwicklung nicht dem ESG-Team überlassen.

Vom hitzebasierten Prozess zum elektrochemischen Lastprofil

Klassische Direct-Air-Capture-Verfahren funktionieren wie ein chemischer Schwamm: Ein Sorbens bindet CO2 aus der Luft, anschließend wird es unter hoher Temperatur wieder ausgetrieben. Dieser thermische Regenerationsschritt ist der Kostentreiber. Zwei- bis dreitausend Kilowattstunden pro Tonne CO2 sind ein üblicher Richtwert, ein erheblicher Teil davon als Prozesswärme.

Der Ansatz, den das Berliner Startup Ucaneo mit seiner Anlage in Marzahn industrialisiert, verzichtet auf Hitze. Ein flüssiges Lösungsmittel nimmt das CO2 bei Raumtemperatur und Umgebungsdruck auf, ähnlich wie die menschliche Lunge im Blut. Über den pH-Wert und eine bipolare Membran-Elektrodialyse wird das CO2 anschließend rein elektrisch wieder freigesetzt. Das drückt den Energiebedarf laut Betreiber auf rund 1.100 bis 1.700 Kilowattstunden pro Tonne, ein Effizienzgewinn von über 50 Prozent gegenüber hitzebasierten Verfahren.

Für die Energiebeschaffung ist die Konsequenz entscheidender als die Chemie: Eine solche Anlage ist ein reiner Stromverbraucher. Kein Erdgas, keine Abwärmeabhängigkeit, keine Kopplung an einen Dampfkreislauf. Was übrig bleibt, ist eine industrielle Last, die sich wie ein Elektrolyseur behandeln lässt, mit einer wichtigen Zusatzeigenschaft: Sie ist zeitlich entkoppelt.

Warum diese Anlagen ins Portfolio jedes flexiblen Lastmanagers gehören

Der elektrochemische DAC-Prozess zerfällt in zwei Schritte, die technisch trennbar sind. Im ersten Schritt zieht ein Luftkontaktor die Umgebungsluft durch das Lösungsmittel, bindet das CO2 als Bikarbonat und speichert es zwischen. Dieser Schritt braucht vergleichsweise wenig Strom und kann kontinuierlich laufen. Im zweiten Schritt, der elektrochemischen Zelle, wird das CO2 wieder aus dem Lösungsmittel getrieben. Hier sitzt der Großteil des Energiebedarfs, und dieser Schritt lässt sich zeitlich verschieben.

Die Betriebslogik ist damit die eines Batteriespeichers ohne Batterie: Der Anlagenbetreiber lädt sein Lösungsmittel mit CO2, wenn Strom teuer ist, und entlädt es elektrochemisch, wenn Strom günstig ist. Aus der Perspektive des Netzes ist eine solche Anlage eine steuerbare Last, die auf negative Preise, hohe Erneuerbaren-Einspeisung und Redispatch-Situationen reagieren kann. Aus der Perspektive des Betreibers ist es eine planbare Beschaffungsstrategie: Der Prozess lässt sich am Day-Ahead- oder Intraday-Preis ausrichten, ohne Produktionsverluste in Kauf zu nehmen, weil das Zwischenprodukt lagerfähig ist.

Diese Eigenschaft macht DAC-Anlagen zu einem interessanten Baustein für PPA-Strukturen. Wo klassische industrielle Abnehmer bei einem Wind- oder Solar-PPA mit dem Profilrisiko kämpfen, kann eine DAC-Anlage genau die Stunden abnehmen, die der Rest der Industrie nicht will. Das reduziert den Balancing-Aufwand und verbessert die Ökonomie der zugrunde liegenden Erneuerbaren-Anlage. Wer sich mit dem Zusammenspiel von Erzeugung, Flexibilität und Speicher tiefer beschäftigen will, findet in unserem Beitrag zur Rolle von Batteriespeichern in der Industrie (https://www.onu.energy/blog-card/bess-im-industrieeinsatz-was-batteriespeicher-leisten-und-was-sie-nicht-leisten-konnen) eine ergänzende Systemperspektive.

CO2 wird knapp, bevor es billig wird

Für Einkäufer in Chemie, Getränkeindustrie, Ernährung und Halbleiterfertigung ist der zweite Punkt mindestens so relevant wie der erste. CO2 ist heute ein Nebenprodukt fossiler Prozesse, insbesondere der Ammoniakproduktion für Düngemittel. Als in der Gaskrise 2022 Düngemittelhersteller in Europa ihre Produktion drosselten, brach das Angebot an technischem und Lebensmittel-CO2 innerhalb weniger Wochen ein. Brauereien meldeten Lieferengpässe, Kühlketten wurden knapp, in Teilen der Lebensmittelindustrie musste rationiert werden.

Dieses Muster wird sich wiederholen, und zwar strukturell. Je konsequenter Europa fossile Prozesse zurückfährt, desto weniger fällt CO2 als kostenloses Nebenprodukt an. Gleichzeitig wächst die Nachfrage: Synthetische Kraftstoffe für Luft- und Schifffahrt, Methanol als chemischer Grundstoff, klimaneutraler Zement, Gewächshäuser, Halbleiterfertigung, Medizintechnik. Für all diese Anwendungen wird CO2 vom Abfallprodukt zum bewusst beschafften Rohstoff. Die Frage ist nicht, ob die Preise für nicht-fossiles CO2 steigen, sondern wann.

Für industrielle Beschaffungsstrategien folgen daraus zwei Konsequenzen. Erstens: Wer heute langfristige Verträge über CO2-Lieferung abschließt, sollte die Herkunft prüfen, nicht nur den Preis. Fossiles CO2 wird in absehbarer Zeit regulatorisch teurer, und der Preisabstand zu atmosphärischem CO2 wird schrumpfen. Zweitens: Wer selbst Prozesse betreibt, in denen CO2 als Input dient, sollte frühzeitig Rahmenverträge mit DAC-Anbietern in Betracht ziehen. Die ersten industriellen Anlagen sind noch klein, die Kapazitäten für die zweite Hälfte des Jahrzehnts werden aktuell verhandelt.

Der regulatorische Rahmen entscheidet über die Ökonomie

Die zentrale offene Frage für die Wirtschaftlichkeit von DAC ist nicht die Technologie, sondern die Regulierung. Aktuell finanziert sich der Sektor primär über den freiwilligen Zertifikatemarkt. Käufer wie Microsoft, Klarna, Salesforce oder Rückversicherer schließen langfristige Abnahmeverträge über Tonnen dauerhaft entfernter Emissionen ab. Die Preise liegen typischerweise zwischen 500 und 1.000 Euro pro Tonne, deutlich über dem aktuellen EU-ETS-Preis für Emissionsrechte.

Damit DAC im industriellen Maßstab tragfähig wird, muss dieser Preisabstand in die eine oder andere Richtung geschlossen werden. Der wahrscheinlichste Weg führt über die Integration technischer Removals in den EU-ETS und über Contracts for Differences, wie sie bereits für Wasserstoff und andere Dekarbonisierungspfade diskutiert werden. Beides sind Instrumente, die Investoren Planungssicherheit geben und gleichzeitig Preisrisiken für Betreiber reduzieren. Ob und wann sie kommen, hängt an politischen Entscheidungen, die 2026 und 2027 anstehen.

Für Industriekunden mit hohem Reststrombezug lohnt es sich, diese Diskussion mitzuverfolgen. Denn sobald Removals im ETS anrechenbar werden, wird sich die Ökonomie der eigenen Dekarbonisierungsstrategie verschieben. Wer heute in Prozesswärme, Elektrifizierung oder Effizienz investiert, muss diese Investitionen gegen den erwartbaren Preis für Removals in fünf bis zehn Jahren rechnen. Ein Umfeld, in dem regulatorische Rahmenbedingungen sich schneller verändern als Investitionszyklen, macht diese Betrachtung nicht einfacher, wie wir bereits mit Blick auf den Erneuerbaren-Ausbau argumentiert haben (https://www.onu.energy/blog-card/sind-wir-in-deutschland-auf-dem-weg-in-ein-ausbau-moratorium-fur-erneuerbare-die-harte-regulatorische-realitat-der-energiewende).

Was das für die Beschaffungsstrategie in der Industrie bedeutet

Aus der Kombination von elektrochemischem Prozess, flexibler Fahrweise und wachsendem CO2-Rohstoffmarkt ergeben sich drei konkrete Handlungsfelder für industrielle Energieverantwortliche.

Erstens: Standortstrategie. DAC-Anlagen werden dort gebaut, wo Erneuerbare überschüssig sind und Netzanschluss verfügbar ist. Für Industriestandorte in Norddeutschland, in Iberien oder in Teilen Skandinaviens öffnet sich damit ein neues Nachbarschaftsprofil. Wer selbst dort produziert, sollte prüfen, ob eine Co-Location mit einer DAC-Anlage Synergien schafft, sei es beim Netzanschluss, beim Direktbezug von Erneuerbaren oder bei der Nutzung des abgeschiedenen CO2 als Prozessrohstoff.

Zweitens: PPA-Design. Die Frage, wer welche Stunden eines Erneuerbaren-Profils abnimmt, wird durch flexible Lasten wie DAC verändert. In einem Portfolio-PPA lassen sich klassische Grundlast-Verbraucher, flexible Prozesse und DAC so kombinieren, dass die Erlösseite des Erzeugers stabiler wird und die Kostenseite der Verbraucher planbarer. Das setzt voraus, dass Beschaffung, Portfoliomanagement und Nachhaltigkeitsstrategie an einem Tisch sitzen, nicht in getrennten Abteilungen. Warum reine Solar-Contracts allein die Rechnung nicht aufmachen, haben wir an anderer Stelle ausführlich diskutiert (https://www.onu.energy/blog-card/warum-solar-allein-nicht-reicht---und-warum-systemdenken-den-unterschied-macht).

Drittens: Rohstoffabsicherung. Wer CO2 heute als selbstverständlichen Input behandelt, sollte für die zweite Hälfte des Jahrzehnts ein Szenario mit strukturell knappem, nicht-fossilem CO2 durchrechnen. Das gilt besonders für Anwendungen mit langfristigen Vertriebsverträgen oder Take-or-pay-Strukturen auf der Absatzseite. Die Absicherung der Rohstoffseite wird hier so wichtig wie die Absicherung der Energieseite.

Direct Air Capture ist damit nicht länger nur eine Klimatechnologie. Es ist ein weiterer Baustein in der industriellen Elektrifizierung, der Strommarkt-Flexibilität und die Rohstofflogik der kommenden Jahre miteinander verbindet. Wer in Einkauf, Energiemanagement oder Werksleitung Verantwortung trägt, sollte diese Bausteine früh in die eigene Strategie integrieren, statt sie später einzeln nachrüsten zu müssen. Wenn Sie diskutieren möchten, wie sich diese Entwicklungen konkret in Ihrer Beschaffungsstrategie abbilden lassen, sprechen Sie uns bei onu.energy gerne an.

‍