Eine Vision für CO2-abscheidung, Verwertung und Speicherung in der EU

Zusammenfassung für politische Entscheidungsträger

Modelle und Berichte zahlreicher Regierungen und Agenturen, darunter die Europäische Kommission ("Kommission"), der IPCC und die IEA sowie die Industrie und die Wissenschaft, kommen übereinstimmend zu dem Schluss, dass die EU ohne groß angelegte CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung ("CCUS") ihr Green-Deal-Ziel, bis 2050 klimaneutral zu sein, deutlich verfehlen wird.

Die EU muss CCUS aus den folgenden Gründen in großem Maßstab einsetzen:

• Klimamodelle machen deutlich, dass eine dauerhafte Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre unabdingbar sein wird, sowohl um die verbleibenden schwer abbaubaren Treibhausgasemissionen auf ein Netto-Nullniveau zu bringen als auch um das Erbe der historischen Emissionen umzukehren. Die geologische Speicherung von CO2, das entweder aus direct air capture (DACS) oder aus Bioenergieprozessen (BECCS) stammt, bietet eine Möglichkeit, große Mengen an Kohlenstoff dauerhaft aus der Atmosphäre zu entfernen - bekannt als Kohlendioxidabscheidung (CDR). Nach Modellrechnungen der Kommission und des IPCC muss die EU, um ihre Klimaziele zu erreichen, bis 2050 mindestens 150 Mio. Tonnen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs pro Jahr abscheiden und speichern.
• CCUS ist ein wichtiges Mittel zur Verringerung der Emissionen aus schwer zu vermeidenden Prozessindustrien wie Zement, Stahl, chemische Produktion und Abfallverbrennung. Bei Zement, Kalk, einigen Chemikalien und der Abfallverbrennung wird CO2 als unvermeidlicher Teil des Prozesses und nicht durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe freigesetzt; die unvermeidlichen Prozessemissionen von Zement und Kalk machen fast 3 % der gesamten CO2-Emissionen in der EU aus. Die meisten Schwerindustrien sind auch auf die Verbrennung fossiler Brennstoffe angewiesen, um Hochtemperaturwärme für eine Reihe von Prozessen zu erzeugen. Während für einige die Elektrifizierung oder die Verwendung alternativer Brennstoffe eine Option sein könnte, ist CCUS für viele Emittenten ein wichtiger Bestandteil des kostengünstigsten Dekarbonisierungspfads und hat das Potenzial, kurz- bis mittelfristig Treibhausgaseinsparungen in großem Umfang zu erzielen. Im Jahr 2021 machten die Gesamtemissionen der Schwerindustrie und der Abfallwirtschaft rund ein Viertel der CO2-Emissionen in der EU aus.
• Im Stromsektor wird erwartet, dass erneuerbare Energiequellen bis 2050 den überwiegenden Teil der EU-Stromversorgung dekarbonisieren werden, aber es werden auch Formen der langfristigen Energiespeicherung oder der kohlenstoffarmen disponiblen Stromerzeugung erforderlich sein, um die intermittierende Wind- und Solarstromerzeugung zu unterstützen. Vor allem in Regionen mit erheblichen bestehenden und kürzlich errichteten fossilen Kraftwerkskapazitäten kann die Anwendung von CCUS auf fossile oder mit Biomasse befeuerte Kraftwerke eine schnellere und vollständigere Dekarbonisierung des Netzes ermöglichen.
• Die Rolle des kohlenstoffarmen Wasserstoffs (der aus Erdgas hergestellt und das dabei entstehende CO2 dauerhaft gespeichert wird) in der EU muss noch bestimmt werden. Sobald die Preise für Erdgas sinken, bietet es eine potenziell äußerst wettbewerbsfähige Option für die kohlenstoffarme Wasserstoffversorgung. Da es ungewiss ist, ob die EU physisch in der Lage sein wird, bis 2050 den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien zu erzeugen, den sie für ihren Bedarf an direkter Elektrifizierung sowie an erneuerbarem Wasserstoff benötigt (und ob genügend Wasserstoffimporte zur Verfügung stehen werden), wird kohlenstoffarmer Wasserstoff in der Dekarbonisierungsstrategie der EU zumindest während der Übergangszeit eine wichtige Rolle spielen müssen.
• Kohlenstoff wird weiterhin ein wesentlicher Rohstoff für viele Chemikalien und einige Kraftstoffe sein und muss in einem Netto-Null-Europa aus Alternativen zu fossilen Brennstoffen gewonnen werden. Angesichts der begrenzten Verfügbarkeit von ökologisch vorteilhaftem biogenem Kohlenstoff wird die Umwandlung von CO2 aus der Atmosphäre oder aus biogenen Abfällen in Chemikalien und Brennstoffe (CO2-abscheidung und Nutzung) eine Schlüsselrolle spielen. Dies kann z. B. eine positive Option für bestimmte isolierte Industrieanlagen sein, die nicht wettbewerbsfähig an ein Speichernetz angeschlossen werden können.

Aus all diesen Gründen und auf der Grundlage der überzeugenden Beweise aus der Modellierung des Energiesystems kommt diese Arbeitsgruppe zu dem Schluss: "Kein CCUS, kein Netto-Nullpunkt". Das Ausmaß der Herausforderung ist beträchtlich. Auf der Grundlage der großen Energiesystemmodellstudien der Europäischen Kommission, der IEA und anderer muss die EU bis 2050 zwischen 300 und 640 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr abscheiden und nutzen oder speichern, um ihre Klimaziele zu erreichen, wobei die meisten Schätzungen im oberen Bereich liegen. Mehrere Studien zu 1,5°C-kompatiblen Szenarien deuten darauf hin, dass bis zur Hälfte des im Jahr 2050 gespeicherten CO2 für den Zweck der Kohlendioxidabscheidung verwendet werden wird.

Über die EU hinaus betrachtet, ist die Herausforderung immens: Laut dem 6. Sachstandsbericht des IPCC müssen bis 2100 weltweit durchschnittlich 665 Gt CO2 abgeschieden und gespeichert werden, um ein 1,5°C-Szenario zu erreichen. Nicht zuletzt muss die EU eine Vorreiterrolle bei der Demonstration und Ausreifung dieser Technologien übernehmen, damit sie für die weltweite Einführung bereit sind. Um eine Führungsrolle zu übernehmen, ist es von entscheidender Bedeutung, dass klare Zeitpläne mit angemessen ehrgeizigen Meilensteinen festgelegt werden.

Trotz dieser dringenden Notwendigkeit, CCUS einzusetzen und ein CO2-Transportnetz und Speicherkapazitäten aufzubauen, hat die EU nur sehr begrenzte Maßnahmen ergriffen, vor allem im Vergleich zu dem Schwerpunkt, den sie auf erneuerbare Energien und Wasserstoff gelegt hat. Im Vergleich zu den USA, Kanada und dem Vereinigten Königreich hat sie der CCUS-Industrie nur langsam Vorrang eingeräumt und sie weiterentwickelt. Obwohl Norwegen und einige Mitgliedstaaten, darunter die Niederlande, Dänemark und Schweden, begonnen haben, positive Schritte zur Unterstützung und Planung von CCUS-Projekten und -Infrastrukturen zu unternehmen, sind größere Maßnahmen auf EU-Ebene und in den Mitgliedstaaten erforderlich.

Maßnahmen zur Bewältigung der Herausforderung

In ihrer Mitteilung über nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe strebt die Kommission bereits 5 Mio. t "negative Emissionen" durch Technologien wie DACS oder BECCS bis 2030 an. Dies wird bis 2040 rasch ansteigen müssen, wobei bis 2050 wahrscheinlich Hunderte von Tonnen CO2 entfernt werden müssen. Ohne den raschen Aufbau eines CO2-Transport- und -Speichernetzes wird dies nicht möglich sein. In der Mitteilung wird außerdem vorgeschlagen, dass bis 2030 mindestens 20 % des in Produkten verwendeten Kohlenstoffs aus nachhaltigen, nichtfossilen Quellen stammen sollten, was unter den derzeitigen Bedingungen kaum zu erreichen sein dürfte. Bei der endgültigen Festlegung des entsprechenden Rechtsrahmens wird die EU bestimmen müssen, welche Rolle die Abscheidung und Nutzung von fossilem Kohlenstoff aus industriellen Quellen als Übergangsmaßnahme spielen kann.

Im Rahmen der derzeit vorgeschlagenen Reform des Emissionshandelssystems (ETS) in Verbindung mit dem Mechanismus zur Anpassung der CO2-Grenzen (CBAM) werden energieintensive Industrien in den nächsten Jahren durch die Abschaffung kostenloser Zertifikate schrittweise vollständig dem ETS unterworfen. Da der Zugang zu kosteneffizientem CO2-Transport und -Speicherung fehlt, werden viele Unternehmen keine vernünftige Option zur Dekarbonisierung haben und einfach ETS-Zertifikate kaufen müssen, was die Kosten ohne Klimavorteil erhöht und die finanzielle Fähigkeit der Unternehmen zur Dekarbonisierung schwächt. Für diese Unternehmen wird die Verfügbarkeit einer kosteneffizienten CO2-Infrastruktur während des laufenden Jahrzehnts von entscheidender Bedeutung sein, um wettbewerbsfähig zu bleiben und gleichzeitig eine Dekarbonisierung zu erreichen. Ohne solche Maßnahmen könnte es zu einer Verlagerung dieser Industrien in Länder außerhalb der EU kommen, was sich negativ auf die Wirtschaft auswirken und die globalen Emissionen potenziell erhöhen würde.

Um den Dekarbonisierungsbedarf der EU, insbesondere für die energieintensive Industrie, zu decken, wird die erste Stufe eines funktionierenden und kosteneffizienten Netzes, das die Industrie-"Cluster", in denen sich die energieintensive Industrie konzentriert, verbindet, in der zweiten Hälfte dieses Jahrzehnts benötigt, wenn die ETS-Reformen zu greifen beginnen, und muss dann im nächsten Jahrzehnt abgeschlossen werden. Ebenso müssen im nächsten Jahrzehnt Anstrengungen zur Dekarbonisierung des Ausgleichsstroms unternommen werden, wofür mit CCUS ausgerüstete Kraftwerke eine Option darstellen.

Obwohl das Emissionshandelssystem der wichtigste Mechanismus ist, der darüber entscheidet, ob und in welchem Umfang CCUS eingesetzt wird (im Vergleich zu Wasserstoff oder direkter Elektrifizierung), gibt es eine Reihe von Gründen, warum ein positives Konzept der Kommission und der Mitgliedstaaten für die Entwicklung von CCUS in den kommenden Jahren von entscheidender Bedeutung sein wird.

Erstens verfügen die emittierenden Industrien weder über das Fachwissen noch über die Fähigkeit, eine "eigene" CO2-Infrastruktur und -Speicherung zu entwickeln. Das liegt zum einen daran, dass sie keine Infrastrukturunternehmen sind, und zum anderen daran, dass Netze und Speicher, um kosteneffizient zu sein, naturgemäß gemeinsam genutzte Anlagen sein müssen. Wie Gas- und Wasserstoffnetze müssen sie daher von Infrastrukturunternehmen (z. B. Betreibern/Eigentümern von Erdgasfernleitungsnetzen und -speichern) gebaut werden, um mehrere Kunden zu bedienen. Ein solcher Ansatz wird die Entstehung eines kosteneffizienten Netzes ermöglichen, das von mehreren Unternehmen genutzt wird und Größenvorteile gewährleistet.

Zweitens besteht, wie bei den Wasserstoffnetzen, ein Henne-Ei-Problem. Es ist derzeit unmöglich, genau zu wissen, wie viel und wann sich die Nachfrage nach CO2-Transport und -Speicherung entwickeln wird. Die Modellierung kann eine gute Schätzung liefern, aber sie ist naturgemäß unsicher. Es ist nicht möglich, mit dem Bau der erforderlichen Pipelines und Speicher zu warten, bis sich die Nachfrage entwickelt. Zu Beginn muss die Infrastruktur so gebaut werden, dass sie sowohl die derzeitige als auch die künftige Nachfrage deckt, so dass Größenvorteile genutzt werden können, und zwar auf der Grundlage eines schrittweisen Ansatzes, bei dem zunächst die wichtigsten Emissionszentren angeschlossen werden. Die Fristen für den Aufbau einer solchen Infrastruktur sind lang (das norwegische CO2-Speicherprojekt Northern Lights beispielsweise benötigt vier Jahre von der endgültigen Investitionsentscheidung bis zur ersten Speicherung und sieben Jahre von der ersten Konzeption an).

Drittens: Die erforderlichen Investitionen belaufen sich auf mehrere Milliarden Euro. Ohne eine klare und konsequente Botschaft der Kommission, dass CCUS benötigt und unterstützt wird, werden keine Investitionen fließen.

Daher ist es von entscheidender Bedeutung, dass die Kommission jetzt die Führung übernimmt, um die Entwicklung eines CO2-Netzes und einer CO2-Speicherkapazität in der EU voranzutreiben, die mit ihren Klimazielen vereinbar sind. Darüber hinaus ist es wichtig, die Entwicklung von Märkten für qualifizierte, klimaschonende CCU-Produkte zu fördern. Ohne eine solche Führungsrolle deutet alles darauf hin, dass sich die notwendige Infrastruktur nicht oder zu langsam entwickeln und zu klein sein wird, um die EU in die Lage zu versetzen, ihr Ziel für 2030 und später für 2040 zu erreichen und bis 2050 eine vollständige Dekarbonisierung zu erreichen.

Die Führungsrolle der Kommission bei der Entwicklung der erfolgreichen EU-Industrie für erneuerbare Energien und in jüngster Zeit ihre Wasserstoffstrategie sind richtungsweisend. Letztere hat die Mitgliedstaaten und die Industrie zum Handeln veranlasst und die Entwicklung von Wasserstoff in Europa entscheidend vorangebracht. Das gleiche Maß an Maßnahmen und Engagement ist nun auch für CCUS erforderlich.

Die Arbeitsgruppe schlägt daher vor, dass eine CCUS-Strategie und ein Aktionsprogramm der Kommission, die sich am Erfolg der Wasserstoffstrategie orientieren, jetzt dringend erforderlich sind. Eine solche Strategie könnte die folgenden zentralen Maßnahmen umfassen (weitere Einzelheiten sind im vollständigen Bericht enthalten):

• Klare Kommunikation der wesentlichen Rolle, des Umfangs und der Anforderungen an CCS, CCU und damit verbundene Formen der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CDR) zur Erreichung der europäischen Klimaziele - "no CCUS, no net zero".
• Festlegung von Zielen für die EU und ihre Mitgliedstaaten in Bezug auf die Speicherkapazität, die Transportinfrastruktur und die gespeicherten oder genutzten Mengen bis zum Jahr 2050. Insbesondere wenn solche Ziele - wie im Falle von Wasserstoff - von Rat und Parlament gebilligt werden, würden sie der Industrie ein wichtiges Maß an Sicherheit bieten, um Investitionen zu fördern und Maßnahmen auf Ebene der Mitgliedstaaten zu katalysieren. Die Zielvorgaben sollten auf einer strengen Analyse der realisierbaren Dekarbonisierungspfade und der voraussichtlichen Restemissionen beruhen. Auf der Grundlage bestehender Folgenabschätzungen und Modellierungen der Kommission sowie anderer führender Studien schlagen wir vorläufig die folgenden Ziele zur Prüfung vor:
  • Bis 2030: Die jährliche Gesamtspeicherkapazität im EWR sollte mindestens 80 Mio. t CO2 betragen, wobei der Schwerpunkt auf der Nordsee liegt, aber auch mehrere andere wichtige Speicherregionen entstehen. Es wird ein erstes CO2-Netz entwickelt, das die großen industriellen Emissionszentren und viele verstreute Emittenten miteinander verbindet und insbesondere die Dekarbonisierung wichtiger Teile der energieintensiven Industrie in der EU ermöglicht, die CCUS und den Abtransport von CO2 benötigen werden.
  • Bis 2040: Alle wichtigen industriellen Quellen in Europa sollten Zugang zu CO2-Transport und -Speicherung haben. Die Gesamtspeicherkapazität in der Region sollte mindestens 300 Mio. t/Jahr erreichen, und die dauerhafte Speicherung von atmosphärischem oder biogenem CO2 sollte mindestens 100 Mio. t erreichen.
  • Bis 2050: Die gesamte jährliche Speicherkapazität wird mindestens 500 Mio. t/Jahr erreichen. Die Abscheidung von atmosphärischem und biogenem CO2 wird etwa 200 Mio. t/Jahr an dauerhaftem Abbau liefern und fossile Kohlenstoffrohstoffe ersetzen müssen.
• Die Mitgliedstaaten werden aufgefordert, bei der nächsten Überarbeitung ihrer nationalen Energie- und Klimaaktionspläne und langfristigen Klimastrategien die geplante Rolle von CCUS eindeutig zu erklären und dabei Ziele für die Entwicklung der Abscheidung, des Transports, der Nutzung und der Speicherung oder des CO2-Exports im eigenen Land sowie konkrete Maßnahmen zur Erreichung dieser Ziele anzugeben. Derzeit haben nur drei Mitgliedstaaten (Dänemark, die Niederlande und Schweden) spezielle Strategien und Finanzierungsverpflichtungen für die Einführung der Technologie in großem Maßstab bis 2030 abgegeben.
• Katalysierung einer größeren und besser vorhersehbaren Anzahl von Finanzierungen auf EU- und nationaler Ebene, z. B. im Rahmen des ETS-Innovationsfonds und - im Hinblick auf die Infrastruktur - der Fazilität "Connecting Europe". Dies sollte sowohl FuEuI (wo die EU Gefahr läuft, gegenüber den USA und anderen Ländern ins Hintertreffen zu geraten) als auch, wie im Falle von Wasserstoff, die Einführung von CO2-Verträgen auf EU-Ebene und auf Ebene der Mitgliedstaaten oder anderer geeigneter Instrumente umfassen, um das Risiko von Aktivitäten entlang der CCUS-Wertschöpfungskette zu verringern und die frühen Phasen der großmaßstäblichen Einführung sowohl von Reduktions- als auch von Abbauprodukten (über die erstmalige Demonstration hinaus) zu unterstützen.
• Katalysierung der Erstellung eines detaillierten "Atlas" von CO2-Speicherressourcen bis 2024 und Finanzierung der vorkommerziellen Bewertung strategischer Speicherstätten.
• Ermutigung der Mitgliedstaaten, die Finanzierungs- und Risikoteilungsmechanismen (z. B. Zuschüsse und Garantien) einzurichten, die erforderlich sind, um die Entwicklung des CO2-Transports und der CO2-Speicherung rechtzeitig zu gewährleisten, um den Bedarf der Industrie und des Klimas zu decken. Zwar dürfte sich das Netz mittelfristig vollständig selbst finanzieren, doch werden in der Anfangsphase des Netzausbaus gewisse finanzielle Unterstützung und Garantien erforderlich sein.
• In diesem Zusammenhang sollte die Entwicklung eines Rahmens für wichtige CCUS-Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse (IPCEI) geleitet werden, der auf den erfolgreichen Modellen für Mikroelektronik, Batterien und Wasserstoff basiert. Dies könnte eine ähnlich wichtige "Beschleunigerrolle" in Bezug auf CCUS spielen.
• Verpflichtung zur Schaffung eines vorhersehbaren und transparenten Rechtsrahmens für die künftige CO2-Verkehrsinfrastruktur der EU durch neue Rechtsvorschriften auf der Grundlage des Konzepts für Wasserstoff, jedoch in einer Weise, die den besonderen Merkmalen von CCUS Rechnung trägt, Investitionen fördert und den Zugang Dritter und die technische Harmonisierung, wo erforderlich, gewährleistet.
• Katalysierung der raschen Entwicklung eines "EU/EWR-CO2-Netzplans" bis Ende 2023 mit klaren Transport- und Speicherplänen für 2030, 2040 und 2050. Das künftige CO2-Netz der EU wird zu einem großen Teil aus neuen und wiederverwendeten Pipelines bestehen, aber auch zusätzliche Transporte auf der Straße, der Schiene und per Schiff werden unerlässlich sein, und die Speicherstätten werden sich im Besitz verschiedener Akteure befinden. Die Entwicklung des Netzplans muss daher von einem breiten Konsortium von Unternehmen durchgeführt werden. Dies sollte zu einem Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplan für die CO2-Infrastruktur und zur Einrichtung eines CCUS-'ENTSO' bis 2024 führen.
• Sicherstellung einer positiven Klimawirkung durch die Umwandlung von CO2 in Produkte und Materialien durch Anwendung einer konsistenten und strengen Lebenszyklusanalyse, eines klimaorientierten Konzepts für eine kreislauforientierte CO2-Wirtschaft und einer klaren Strategie für den Übergang von der Verwendung von fossilem CO2 zu atmosphärischem und biogenem CO2 für nicht dauerhafte Anwendungen (z. B. Kraftstoffe), wenn kohlenstoffarme Energie im Überfluss vorhanden ist.
• Langfristige, marktbasierte und regulatorische Triebkräfte für CCUS als Instrument für die industrielle Dekarbonisierung und den CO2-Abbau sollten entwickelt werden. Die Nachfrage nach kohlenstoffarmen Produkten der Schwerindustrie oder qualifizierten CCU-Prozessen kann durch das öffentliche Beschaffungswesen und Anforderungen an die Kohlenstoffintensität der Endverbrauchssektoren angeregt werden. Es sollte auch ein Markt für die Einhaltung von Vorschriften für den dauerhaften und messbaren CO2-Abbau geschaffen werden, ohne die Bemühungen um eine Verringerung der Emissionen zu beeinträchtigen; dies kann mit sektoralen oder nationalen Zielen auf der Grundlage der erwarteten Resttreibhausgase bei Netto-Null verbunden werden. Es sollte eine umfassende Bewertung anderer möglicher langfristiger regulatorischer Anreize für eine angemessene CCUS-Einführung durchgeführt werden.
• Einrichtung von Foren und Plattformen für einen besseren Wissensaustausch und eine engere Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedstaaten, den zuständigen Behörden und der Industrie, einschließlich der Arbeitsgruppen des CCUS-Forums und einer EU-CCUS-Partnerschaft (oder -Allianz), die die Empfehlungen der Arbeitsgruppe Industriepartnerschaft widerspiegelt. Der Aufbau eines CO2-Transport- und -Speichernetzes sowie die Entwicklung neuer Technologien und ein breiteres gesellschaftliches Verständnis von CCUS werden die Interaktion und Koordinierung zahlreicher unterschiedlicher Akteure erfordern. In dieser Hinsicht besteht ein erheblicher Spielraum für die Weitergabe der Erfahrungen der Vorreiter-Mitgliedstaaten an neue Regionen.

Schlussfolgerung

Die Kommission muss dringend handeln, wenn die EU eine CCUS-Industrie haben will, die "fit for purpose" ist. Ohne solche Maßnahmen ist es schwer vorstellbar, wie die EU ihre Klimaziele erreichen kann. Die Kommission spielt eine wesentliche Rolle bei der Koordinierung und Beschleunigung der jüngsten Anstrengungen der Mitgliedstaaten - die zwangsläufig grenzüberschreitend erfolgen werden - und stellt gleichzeitig sicher, dass kein Mitgliedstaat und keine Region bei ihren Bemühungen um eine Dekarbonisierung durch CCUS-Technologien zurückbleibt. Ohne diese Führungsrolle ist es unwahrscheinlich, dass sich CO2-Abscheidung, -Transport, -Nutzung und -Speicherung schnell genug und im erforderlichen Umfang entwickeln, und die Industrie wird nicht in der Lage sein, die Vorgaben des europäischen Green Deal zu erfüllen. Zu diesem Zweck bietet dieses Visionspapier einen ersten Schritt und eine Reihe von Empfehlungen für eine umfassende CCUS-Strategie für die EU.

Definitionen

CCS: CO2-abscheidung und Speicherung bezieht sich auf die Abscheidung (Abtrennung) von Kohlendioxid (CO2) aus verschiedenen Quellen, gefolgt von seinem Transport und der Injektion in eine geeignete unterirdische geologische Formation zum Zwecke der dauerhaften Speicherung. Während der Begriff in der Literatur teilweise auf CO2 aus Punktquellen zur Emissionsminderung beschränkt wird, wird in diesem Papier eine breiter gefasste technologieorientierte Definition verwendet, die auch CO2 atmosphärischen und biogenen Ursprungs umfasst.

CCUS: CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung umfasst eine Reihe von Technologien zur Abscheidung, zum Transport, zur Nutzung und zur Speicherung von CO2, einschließlich CCU, CCS, BECCS und DACS, mit dem Ziel der Emissionsminderung oder der Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre.

CDR: Kohlendioxidabbau bezieht sich auf anthropogene Prozesse, die CO2 aus der Atmosphäre entfernen und dauerhaft in geologischen, terrestrischen oder ozeanischen Reservoiren oder in Produkten speichern.

CO2-Speicherrichtlinie: "Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid und zur Änderung der Richtlinie 85/337/EWG des Rates, der Richtlinien 2000/60/EG, 2001/80/EG, 2004/35/EG, 2006/12/EG und 2008/1/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie der Verordnung (EG) Nr. 1013/2006 (Text von Bedeutung für den EWR)".

CCU: CO2-abscheidung und Nutzung ist ein Prozess, bei dem CO2 aus CO2-Punktquellen oder der Umgebungsluft abgetrennt und anschließend in oder als Produkt verwendet wird. In diesem Papier umfasst der Begriff nicht die verbesserte Ölgewinnung.

BECCS: Bioenergie mit CO2-abscheidung und Speicherung bezieht sich auf die Verbrennung oder Umwandlung von Biomasse mit CO2-abscheidung und Speicherung des entstehenden biogenen CO₂. BECCS ist eine Technologie zur CO2-Entfernung, vorausgesetzt, die Biomasse stammt aus nachhaltiger Produktion und die Emissionen der Wertschöpfungskette werden berücksichtigt.

CEF: Fazilität "Connecting Europe".

DAC: Direct air capture ist die Abtrennung von CO2 aus der Umgebungsluft zum Zwecke der Umwandlung oder Speicherung.

DACS: Direct air capture und Speicherung ist die Abtrennung von CO₂ aus der Umgebungsluft und die anschließende dauerhafte geologische Speicherung. DACS ist eine CO2-Entfernungstechnologie, sofern die Emissionen der Wertschöpfungskette berücksichtigt werden.

EWR: Europäischer Wirtschaftsraum.

IAM: Integriertes Bewertungsmodell.

PCI: Projekt von gemeinsamem Interesse.

PMI: Projekt von gegenseitigem Interesse.

TEN-E: Transeuropäische Netze für Energie.

TEN-V: Transeuropäisches Verkehrsnetz.

Technologiegestützte Umzüge: Beinhaltet DACS und BECCS. Auch bekannt unter den Bezeichnungen industrieller Abbau, technischer Abbau und CCS-basierter Abbau.

TRL: Technologische Bereitschaftsstufe.

Einführung und Umfang

Die Ergebnisse des Internationalen Ausschusses für Klimaänderungen (IPCC) haben deutlich gemacht, dass ein rascher, globaler Übergang zu Netto-Null-Treibhausgasemissionen notwendig sein wird, um die globale Erwärmung auf 1,5°C über dem vorindustriellen Niveau zu begrenzen und irreversible Schäden für unser Klima und unsere Gesellschaft zu vermeiden. Als Reaktion auf die Dringlichkeit der Klimakrise hat sich die Europäische Union (EU) das rechtsverbindliche Ziel gesetzt, die Treibhausgasemissionen bis 2050 auf Null zu^reduzieren1 sowie ein Zwischenziel von 55 % bis 2030^.2 Mehrere ^{Mitgliedstaaten3} haben ihre eigenen rechtsverbindlichen Pläne umgesetzt, um die Klimaneutralität noch schneller zu erreichen.

Neben einer Reihe anderer Technologien zur Verringerung des Kohlenstoffausstoßes, darunter erneuerbare Energien, Effizienzsteigerungen und CO2-freie kraftstoffe, wird erwartet, dass CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung (CCUS) eine Schlüsselrolle bei der Verwirklichung sowohl der globalen als auch der EU-Ambitionen zur Erreichung von Netto-Null innerhalb dieses kurzen Zeitrahmens spielen werden. CCUS umfasst eine Reihe von Verfahren zur Abtrennung von CO2 entweder aus Emissionsquellen oder aus der Luft (Abscheidung), gefolgt von der dauerhaften ^Speicherung4 in tiefen geologischen Formationen (Speicherung) oder der Umwandlung in Produkte (Nutzung)^.5

Aufgrund der großen Vielfalt an dekarbonisierten Dienstleistungen, die diese Technologien für die Gesellschaft erbringen können, zeigen Energiesystemmodelle durchweg, dass CCUS für das Erreichen von Netto-Null innerhalb des erforderlichen Zeitrahmens und zu den niedrigsten Gesamtkosten von wesentlicher Bedeutung sein wird (Tabelle 1). Die Modellierung der Europäischen Kommission von Szenarien, die mit einer Erwärmung von 1,5°C vereinbar sind, zeigt, dass in der EU bis 2050 jährlich zwischen 280 und 600 Millionen Tonnen (Mt) CO2-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung erforderlich sein ^werden6 (Tabelle 1, Abbildung 1). Dies stimmt weitgehend mit anderen Bewertungen überein, z. B. mit dem Szenario "Netto-Null bis 2050" der IEA, das bis 2050 weltweit eine jährliche CO2-Abscheidung von 7,6 Gt vorsieht (davon etwa 350 Mio. t/Jahr in Europa), oder mit dem Szenario "Pathway to Net Zero" von DNV, das bis 2050 über 570 Mio. t CCS in Europa vorsieht. Die im 6. Sachstandsbericht des IPCC vorgestellten Integrierten Bewertungsmodelle (Integrated Assessment Models, IAMs) kommen bei den 1,5°C-kompatiblen Szenarien auf einen Mittelwert von 665 Gt weltweit gebundenem und gespeichertem CO2 bis zum Jahr 2100,^und7 von sieben "Illustrativen Minderungspfaden" erfordert der einzige Pfad ohne CCS-Einsatz auch einen Rückgang des weltweiten Primärenergieverbrauchs um fast 50 % bis 2045.

Tabelle 1: Schätzungen zum CO2-Abscheidungsbedarf in Europa bis 2050 (weltweit werden derzeit etwa 36,6 Mio. t/Jahr abgeschieden)

	Ein sauberer Planet für alle (EC, 2018)8	Nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe (EG, 2021)9	Netto-Null bis 2050 (IEA, 2020)6	Der Weg zum Netto-Nullpunkt (DNV, 2021)10	AR6-Median über 1,5°C-Pfade (IPCC, 2022)7
Gesamte CO2-Abscheidung im Jahr 2050 (Mio. t/Jahr)	606 (1.5Tech) 281 (1.5Life)	550 (INDUS) 330 (ECOSYS)	7600 (Global) ~350 (Europa)	568 (Europa)	637 (Europa)
Gesamtabscheidung aus Biomasse im Jahr 2050 (Mio. t/Jahr)	276 (1.5Tech) 84 (1.5Life)	~195 (INDUS) ~115 (ECOSYS)	1380 (Global, 94% gespeichert)	345 (nur Europa, BECCS)	011
Insgesamt direct air capture im Jahr 2050 (Mio. t/Jahr)	210 (1.5Tech) 123 (1.5Life)	~150 (INDUS) ~150 (ECOSYS)	985 (Global, 64% gespeichert)	194 (Europa, DAC zur Speicherung)	19.9
Gesamtes DAC oder biogenes CO2 zu Brennstoffen im Jahr 2050 (Mt/J)	227 (1.5Tech) 154 (1.5Life)	~190 (INDUS) ~190 (ECOSYS)	500 (weltweit)	Nicht angegeben	Nicht angegeben

Abbildung 1: Geschätzte jährliche CO2-Abscheidungsmengen für die EU im Jahr 2050 unter zwei möglichen ^Szenarien9

Anwendungen für CCS

Die Fähigkeit, CO2-Ströme zu steuern und sie in dauerhafte Kohlenstoffsenken zu leiten, ist ein grundlegendes Instrument zur Dekarbonisierung, das eine Reihe von Klimavorteilen freisetzen kann (Abbildung 2):

• Die geologische Speicherung von CO2, das entweder aus direct air capture (DACS) oder aus ^{Bioenergieprozessen12} (BECCS) stammt, bietet die Möglichkeit, der Atmosphäre dauerhaft große Mengen an Kohlenstoff zu entziehen, vorausgesetzt, die verbrauchte Biomasse wird auf klima- und umweltverträgliche Weise erzeugt^.13 Klimamodelle zeigen deutlich, dass diese CO2-Entfernungen von entscheidender Bedeutung sein werden, sowohl um etwaige verbleibende Treibhausgasemissionen bei einem Nettonullpunkt auszugleichen als auch um die atmosphärischen Konzentrationen auf ein akzeptables Niveau zu bringen, indem das Erbe historischer Emissionen umgekehrt wird. Die Modellierung von Szenarien, die mit 1,5°C übereinstimmen, zeigt, dass mehr als die Hälfte des im Jahr 2050 gespeicherten CO2 für die Beseitigung von Kohlendioxid verwendet werden könnte; die vom IPCC bewerteten IAMs weisen einen Median von 304 Mio. t/Jahr BECCS in Europa bis 2050 auf.
• CCS bietet ein wichtiges Mittel zur Minderung von Emissionen aus schwer zu vermeidenden Prozessindustrien wie der Zement-, Stahl- und Chemieproduktion sowie der Abfallverbrennung, wo CO2 häufig entweder als Folge der Prozesschemie oder bei der Verbrennung von Brennstoffen zur Erzeugung der erforderlichen hohen Temperaturen freigesetzt wird. Je nach Art der Emissionen kann CCUS entweder das einzige Mittel zur Emissionsminderung sein oder zum kostengünstigsten Dekarbonisierungspfad gehören. Im Jahr 2019 machten die Industrieemissionen etwa ein Viertel der CO2-Emissionen der EU^aus14, und die Nachfrage nach den meisten dieser Produkte und Dienstleistungen wird voraussichtlich konstant bleiben oder^steigen15.
• Im Stromsektor wird erwartet, dass erneuerbare Energien bis 2050 den größten Teil der EU-Stromversorgung dekarbonisieren werden, aber es werden auch Formen der langfristigen Energiespeicherung oder der kohlenstoffarmen, abschaltbaren Stromerzeugung benötigt, um die intermittierende Wind- und Solarstromerzeugung zu unterstützen. In einigen Regionen - insbesondere in jenen mit erheblichen bestehenden und kürzlich errichteten fossilen Kraftwerkskapazitäten - kann die Anwendung von CCS in fossilen oder mit Biomasse befeuerten Kraftwerken eine schnellere und vollständigere Dekarbonisierung des Netzes ermöglichen.
• Durch die Dekarbonisierung der Wasserstofferzeugung aus fossilen Brennstoffen kann CCS auch dazu beitragen, die Ziele der Region für den Übergang zu kohlenstoffarmen Brennstoffen zu erreichen, vorausgesetzt, die Abscheidungsraten werden maximiert und Methanleckagen in der Lieferkette minimiert. Wie in der EU-Wasserstoffstrategie dargelegt, spielt kohlenstoffarmer Wasserstoff vor allem kurz- bis mittelfristig eine Rolle, solange die elektrolytische Wasserstofferzeugung mit Netzstrom kohlenstoffintensiv bleibt.

Abbildung 2: Die unterschiedlichen Dekarbonisierungsleistungen von CCUS-Technologien in Abhängigkeit von der CO2-Quelle und der Dauer der Speicherung

Anwendungen von CCU

Die Umwandlung von CO2 in andere Chemikalien und Materialien kann in solche Anwendungen unterteilt werden, die zu einer dauerhaften Isolierung des Kohlenstoffs aus der Atmosphäre führen, und solche, die dies nicht tun. Produkte, die in der Lage sind, das abgeschiedene CO2 dauerhaft zu binden, wie z. B. die Mineralisierung in Beton oder Zuschlagstoffen, können eine ähnliche Klimaschutzfunktion erfüllen wie die geologische Speicherung (vorausgesetzt, das CO2 wird am Ende der Nutzungsdauer nicht wieder freigesetzt)^.16 CO2 kann auch als Alternative zu fossilem Kohlenstoff als Ausgangsmaterial für eine Reihe von Produkten verwendet werden, darunter Düngemittel, Kunststoffe und Kraftstoffe, in denen das CO2 später freigesetzt wird. Unter der Voraussetzung, dass das verwendete CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs ist, können diese Technologien eine wichtige Rolle dabei spielen, die kontinuierliche Verfügbarkeit dieser Produkte in einem Netto-Null-Europa zu ermöglichen^.17

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Die Arbeitsgruppe räumt ein, dass es zwangsläufig Ungewissheit über das Ausmaß und den Umfang der Rolle gibt, die CCS und CCU bei der Erreichung von Netto-Null spielen werden. Während es in einigen Industriesektoren wie Zement und Kalk derzeit nur wenige alternative Dekarbonisierungsoptionen gibt, stehen in anderen Sektoren konkurrierende technologische Pfade zur Verfügung, und einige Sektoren könnten bis 2050 auslaufen oder drastisch reduziert werden, da sie veraltet sind oder durch innovative kohlenstofffreie Prozesse ersetzt werden. Es muss jedoch auch erkannt werden, dass die Erfolgschancen für diesen beispiellosen gesellschaftlichen Übergang umso größer sind, je mehr Dekarbonisierungstechnologien und -pfade zur Verfügung stehen und je größer die Chance ist, die kumulativen Emissionen zu minimieren, bevor Netto-Null erreicht wird. Auch wenn es möglich sein mag, Dekarbonisierungspfade auf sektoraler oder regionaler Ebene zu entwickeln, ohne auf CCS oder CCU zurückzugreifen, bedeutet dies nicht, dass die Entwicklung dieser Technologien nicht entscheidend für das Erreichen unserer Klimaziele sein könnte. Im Gegenteil, es gibt überwältigende Beweise dafür, dass die dauerhafte Speicherung sowohl von fossilem als auch von atmosphärischem/biogenem CO2 für die Erreichung des rechtlich verbindlichen Ziels der EU, die Treibhausgasemissionen bis 2050 auf Null zu reduzieren, von entscheidender Bedeutung sein wird und auch einen wichtigen Beitrag zu dem Zwischenziel einer 55%igen Reduzierung bis 2030 leisten kann.

Auch wenn das Erreichen des Ziels der Klimaneutralität in der EU bis 2050 weiterhin Priorität hat, muss Europa langfristig eine zentrale Rolle bei der beschleunigten Einführung verschiedener Klimatechnologien, einschließlich CCS und CCU, spielen, um deren Verfügbarkeit für andere Regionen der Welt zu gewährleisten, die versuchen, das Wirtschaftswachstum von den Treibhausgasemissionen abzukoppeln. Letztlich ist die Beweislage eindeutig: Wenn es nicht gelingt, CCS und CCU in Europa in vollem Umfang einzuführen, wäre dies ein erhebliches Scheitern der Klimaschutzmaßnahmen.

In diesem Papier soll eine langfristige Vision skizziert werden, wie die EU, ihre Mitgliedstaaten und andere Interessengruppen sicherstellen können, dass CCUS planmäßig entwickelt wird, um sein Dekarbonisierungspotenzial zu entfalten und den Anforderungen eines klimaneutralen Europas gerecht zu werden. Sie wird die Vision der EU für CCS und CCU bis 2050 skizzieren und Ziele und politische Entwicklungen vorschlagen, die Vorhersehbarkeit für die Skalierung der Komponententechnologien schaffen und den Weg zur Klimaneutralität unterstützen können. Die Arbeitsgruppe ermutigt die Europäische Kommission, das Visionspapier als Grundlage für eine künftige EU-Strategie für CCUS zu verwenden.

Die aktuelle Landschaft für CCUS in der EU

Die EU hat bereits eine Reihe von Maßnahmen ergriffen, um die Entwicklung von CCS und CCU in der Region zu unterstützen. Mit der ^{CO2-Speicherrichtlinie18} von 2009 wurde ein Rechtsrahmen für die geologische Speicherung von CO2 geschaffen, der in allen Mitgliedstaaten umgesetzt wurde. Die Einbeziehung der CO2-Speicherung (und, im Rahmen der vorgeschlagenen Überarbeitung, bestimmter Formen der CO2-Nutzung) in das Emissionshandelssystem bedeutet, dass ETS-konforme Emittenten die Abgabe von Zertifikaten vermeiden können, indem sie CO2 abscheiden und dauerhaft speichern, was einen wirtschaftlichen Anreiz für CCS darstellt. Ein begrenztes Maß an direkter Finanzierung für die Einführung von CO2-Abscheidung, -Nutzung, -Transport und -Speicherung ist auch über Mechanismen wie die Fazilität für Konjunkturbelebung und Widerstandsfähigkeit, die Fazilität "Connecting Europe" und den Innovationsfonds verfügbar. Im Rahmen der Erneuerbare-Energien-Richtlinie wird die CO2-Nutzung durch die Anrechenbarkeit von CO2-abgeleiteten Kraftstoffen als erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs (RFNBO) oder rezyklierte Kohlenstoffkraftstoffe gefördert, und sie wird auch im Rahmen der sektorspezifischen Instrumente ReFuel EU Aviation und Fuel EU Maritime anerkannt.

Da jedoch nur begrenzte Kohlenstoffpreissignale und wenige andere finanzielle Anreize zur Verfügung stehen, ist CCUS in der EU und auf internationaler Ebene nur langsam vorangeschritten und hat sich oft schwer getan, über Demonstrationsprojekte für eine "erstmalige Technologie" hinauszukommen oder in einigen Sektoren dieses Stadium überhaupt zu erreichen^.19 Im Clean Energy Technology Tracker der IEA wird CCUS sowohl in der Energiewirtschaft als auch in der Industrie als eine von mehreren Technologien genannt, die nicht auf dem Weg zum Netto-Nullpunkt sind^.20 Von den rund 30 kommerziellen CCS-Projekten, die heute in Betrieb sind, befinden sich nur zwei in Europa: Die norwegischen Projekte Sleipner und Snøhvit basieren auf der Speicherung von CO2, das bei der Erdgasförderung abgeschieden wird^.21 Die meisten anderen laufenden Projekte sind auf die Nutzung von CO2 für die verbesserte Ölgewinnung in Nordamerika zurückzuführen.

Im Rahmen des EU-Programms New Entrants Reserve 300 (NER 300) sollten 2009 12 CCS-Demonstrationsprojekte in vollem Umfang finanziert werden, von denen jedoch keines in Betrieb genommen wurde. Ein Großteil der Gründe für das Scheitern dieser Projekte lag in der Konzeption des Programms, das auf die Finanzierung durch den Verkauf von EU-Emissionshandelszertifikaten angewiesen war, deren Preis zusammenbrach und dazu führte, dass die für das Programm verfügbaren Mittel von erwarteten 9 Mrd. EUR auf 1,5 Mrd. EUR reduziert wurden^.22 Darüber hinaus bedeutete die breite Verteilung der Mittel (d. h., dass alle EU-Länder mindestens ein und höchstens drei Projekte aufnehmen sollten und kein Projekt mehr als 15 % der Gesamtmittel in Anspruch nehmen durfte), dass groß angelegte CCS-Projekte mit hohen Vorlaufkosten nicht durchführbar waren^.23

Die langfristige Demonstration der sicheren geologischen CO2-Speicherung (einschließlich der mehr als 25-jährigen Erfahrung im norwegischen Teil der Nordsee) und die großtechnische Abscheidung in einer Vielzahl von Sektoren haben jedoch die technische Machbarkeit von CCS und CCU bewiesen. Die Herausforderung besteht nun darin, die Innovations- und Klimapolitik zu entwickeln, die eine breite Einführung der Technologie überall dort, wo sie benötigt wird, wirtschaftlich sinnvoll machen kann. Da es sich bei CCS um eine Lösung handelt, deren einzige Funktion und gesellschaftlicher Wert in der Emissionsverringerung besteht, ist sie grundsätzlich auf solche politischen Anreize und/oder regulatorischen Faktoren angewiesen. Darüber hinaus steht CCS im Vergleich zu einigen anderen Klimatechnologien vor besonderen Herausforderungen, wie z. B. hohen Vorlaufkosten (im Verhältnis zum großen Projektumfang und dem erheblichen Minderungspotenzial), langen Projektvorlaufzeiten, der Notwendigkeit einer umfangreichen gemeinsamen Infrastruktur und neuer rechtlicher Rahmenbedingungen sowie der Ungewissheit über die künftige Nachfrage aufgrund politischer und rechtlicher Unsicherheiten. Diese Herausforderungen werden durch das Fehlen eines festen politischen Engagements auf EU-Ebene oder in den Mitgliedstaaten noch verschärft, da CCUS zwar häufig anerkannt, aber als "letzter Ausweg" für das Klima angesehen wird, der zu einem späteren Zeitpunkt in Angriff genommen werden kann. Obwohl 20 Mitgliedstaaten in ihren nationalen Energie- und Klimaplänen eine Rolle für CCUS angedeutet haben, haben nur drei (Dänemark, die Niederlande und Schweden) spezielle Strategien und Finanzierungsverpflichtungen für die großtechnische Einführung der Technologie bis 2030 gemacht(siehe Anhang 2 für Einzelheiten zu diesen Initiativen der Mitgliedstaaten).

Die jüngste Welle des Interesses der Industrie an CCUS als Dekarbonisierungsinstrument hat dazu geführt, dass in Europa seit 2019 mehr als 60 neue Abscheidungs-, Nutzungs- und Speicherprojekte vorgeschlagen wurden, aber nur ein CCS-Großprojekt (das norwegische "Longship-Projekt "²⁴) hat eine positive endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen und befindet sich nun im Bau^.25 Die Fähigkeit der Emittenten, konkrete Pläne für die Entwicklung der CO2-Abscheidung zu machen, wurde größtenteils durch das kurzfristige Versprechen verfügbarer Speicheranlagen mit "Zugang für Dritte" wie die norwegischen Nordlichter freigesetzt, die derzeit von erheblichen Investitionen der nationalen Regierungen abhängig sind. Obwohl sich mehrere andere geologische Speicherstätten bereits in einem frühen Entwicklungsstadium befinden, werden diese bis 2030 wahrscheinlich nur eine Kapazität von etwa 30-40 Mio. t/Jahr erreichen^.26 Angesichts der Tatsache, dass in der EU bis 2050 jährlich Hunderte von Tonnen CO2 abgeschieden und sequestriert werden müssen, wird das laufende Jahrzehnt ein entscheidender Zeitraum für die Ausweitung von CCUS und die Schaffung der langfristigen politischen und finanziellen Rahmenbedingungen sein, die erforderlich sind, um sicherzustellen, dass die Einführung über die Demonstrationsphase hinaus andauert.

Da die Kommission derzeit vorschlägt, die kostenlosen Zertifikate im Rahmen des Emissionshandelssystems bis 2035 vollständig auslaufen zu lassen^,27 werden die industriellen Emittenten im Jahr 2030 wahrscheinlich hohen Kohlenstoffpreisen ausgesetzt sein. Dies ist zwar ein wichtiger Schritt, um die Dekarbonisierung in der Industrie voranzutreiben, doch ohne einen leichten Zugang zu Technologien für eine tiefgreifende Dekarbonisierung wie CCS werden kohlenstoffintensive Industrien an vielen Standorten in der EU keine praktikable Möglichkeit haben, ihre Treibhausgasemissionen auf kosteneffiziente Weise erheblich zu reduzieren. In diesem Fall könnte die Reform des Emissionshandelssystems und die Einführung des Mechanismus zur Anpassung der Kohlenstoffgrenzen dazu führen, dass diese Produkte für die Bürger und die Industrie in der EU teurer werden (weil sie ETS-Zertifikate bezahlen müssen), ohne dass die Emissionen tatsächlich reduziert werden. Da die EU-Klimapolitik in der gesamten Region gleichermaßen gilt, muss auch die EU-weite Bereitstellung einer frei zugänglichen CO2-Infrastruktur koordiniert werden, um gleiche Wettbewerbsbedingungen für die Industrie im Binnenmarkt zu gewährleisten (siehe Abschnitt 3.7).

Für die technologiegestützte CO2-Entfernung (DACS und BECCS) schlägt die Kommission in ihrer Mitteilung über nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe derzeit ein (unverbindliches) EU-weites Ziel von 5 Mio. t CO2 im Jahr 2030 vor, das weit unter dem nach der Modellierung des Energiesystems erforderlichen Niveau (mindestens 150 Mio. t/Jahr bei Nettonull) und dem kurzfristigen Wachstumspotenzial dieser Technologien liegt (siehe Abschnitt 3.7).

Eine EU-Strategie für CCUS

In Europa muss CCUS ein echtes internationales Unterfangen sein, bei dem die Mitgliedstaaten ihre CO2-Speicherressourcen gemeinsam nutzen, neue interregionale Infrastrukturen entwickeln und ihre Regulierungsansätze und technischen Standards bei Bedarf angleichen können. CCUS benötigt daher eine umfassende EU-Strategie, die diese Herausforderungen angeht, den voraussichtlichen Zeitplan und Umfang der Einführung umreißt, die Finanzierung und Unterstützung fördert, klare Ziele vorgibt und die Infrastrukturplanung optimiert. Das politische Engagement, das diese Strategie signalisiert, würde ein günstigeres Umfeld für Projektinvestitionen schaffen und einen positiven Rückkopplungseffekt auf die Kosten durch die Verringerung des Risikos bei der Projektfinanzierung und durch Learning-by-Doing fördern. Ähnliche Verpflichtungen und Ziele für erneuerbare Energien - und seit kurzem auch für Wasserstoff - im Rahmen der EU-Dekarbonisierungsstrategie haben dazu beigetragen, das Vertrauen der Industrie und der Investoren in diese Sektoren zu stärken, die Einführung voranzutreiben und die Kostenkurve für die Technologien rasch zu senken.

Eine CCUS-Strategie der EU würde darauf abzielen:

• Klare Kommunikation der Rolle, des Umfangs und der Anforderungen von CCS und CCU für die Erreichung der europäischen Klimaziele - Schaffung von Vertrauen bei Projektentwicklern und Investoren, Angleichung von Definitionen und Erwartungen und Sensibilisierung der anderen Beteiligten für die Notwendigkeit dieser Technologien.
• Sicherstellen, dass die Bedürfnisse von CCUS bei zukünftigen Gesetzen und Überarbeitungen bestehender Gesetze umfassend berücksichtigt werden.
• Erleichterung eines koordinierten Ansatzes für die Verpflichtungen der Mitgliedstaaten, um sicherzustellen, dass ihre Pläne für die Einführung von CCS und CCU durch eine stärkere Zusammenarbeit umgesetzt werden können.
• Erleichterung der koordinierten und optimierten Entwicklung von CO2-Transport- und -Speicherinfrastrukturen.
• Bereitstellung von Finanzierungs- und Regulierungsmechanismen für die Einführung von CCUS in einer kurzfristigen (Kommerzialisierung der Technologie) und einer langfristigen (marktgesteuerten) Phase.
• Gewährleistung der Angleichung an bestehende integrierte Energiestrategien wie die europäische Industriestrategie.

In den folgenden Abschnitten werden einige der spezifischen Maßnahmen erläutert, die die EU, ihre Mitgliedstaaten und andere Akteure ergreifen können, um diese Ziele zu erreichen.

3.1 Kommunikation über die Rolle des CCUS in der europäischen Klimapolitik

Wie bereits dargelegt, ist CCUS notwendig, um die europäischen Klimaziele zu erreichen, und muss daher für diese Rolle in der europäischen Klimapolitik anerkannt werden. Es ist wichtig, dass die EU deutlich macht, dass CCUS kein Ausdruck von verringerten Klimazielen oder einer Verzögerung des Übergangs von fossilen Brennstoffen ist, sondern einen schnelleren, widerstandsfähigeren Weg zur Klimaneutralität bietet, insbesondere durch seine Fähigkeit, CO2-Emissionen in naher Zukunft und in großem Maßstab aus der Prozessindustrie zu mindern und eine dauerhafte Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre zu gewährleisten.

Indem die EU eine führende Rolle bei der Vermittlung der Rolle von CCUS bei der Dekarbonisierung Europas übernimmt und sich dabei auf eindeutige wissenschaftliche Erkenntnisse stützt, kann sie sowohl den Regierungen der Mitgliedstaaten als auch den Entwicklern von CCUS-Projekten dabei helfen, das Bewusstsein und die Unterstützung der Interessengruppen zu gewinnen, was letztlich für die Verbreitung der Technologie und die Marktentwicklung von wesentlicher Bedeutung ist. Neue Einführungsstrategien sollten auch auf einem offenen Dialog mit der Zivilgesellschaft, den Gewerkschaften, der Industrie und anderen Interessengruppen beruhen. Um Vertrauen und Unterstützung zu schaffen, ist es wichtig, dass neue finanzielle Unterstützungsmechanismen und Rechtsvorschriften die Entwicklung von CCUS als eine Klimalösung fördern, die parallel zu den Bemühungen zur Förderung von Energieeffizienz, erneuerbaren Energien und anderen nachhaltigen kohlenstoffarmen Technologien funktionieren kann, anstatt sie zu beeinträchtigen. Zu den Maßnahmen zur Priorisierung und Maximierung der CO2-Vermeidung könnte gehören, dass Fördermechanismen und Normen hohe Abscheidungsraten (mindestens 95 %) vorschreiben und sich auf Technologien konzentrieren, die ausreichend skalierbar sind, um in naher Zukunft Wirkung zu zeigen.

Die EU und andere geeignete Akteure sollten Maßnahmen ergreifen, um:

• Bereitstellung eindeutiger, faktengestützter Informationen über die Rolle von CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung bei der Erreichung von Netto-Null und der Beschleunigung der Dekarbonisierung energieintensiver Industrien.
• Sicherstellen, dass die Entwicklung von CCUS-Strategien und -Projekten durch eine frühzeitige und offene Kommunikation mit einem breiten Spektrum relevanter Interessengruppen erfolgt.
• Sicherstellen, dass die Verantwortung und die Kosten für die Dekarbonisierung letztlich bei den Unternehmen im Industriesektor und in der Wertschöpfungskette für fossile Brennstoffe liegen, durch eine schrittweise Verlagerung von subventionsbasierten Mechanismen hin zu einem Engagement im ETS und anderen regulatorischen Anreizen.
• Aufrechterhaltung eines ständigen Stakeholder-Netzwerks/Forums, einschließlich einer Arbeitsgruppe aus Vertretern der Mitgliedstaaten (einschließlich relevanter Nicht-Mitglieder wie Norwegen, Island, Großbritannien und der Schweiz).
• Entwicklung eines Online-Portals als Informationsdienst für die Öffentlichkeit, in dem die Notwendigkeit der Technologie für die Erreichung des Netto-Nullpunkts, die Sicherheit und Dauerhaftigkeit der geologischen Speicherung hervorgehoben und die wichtigsten Projekte und Entwicklungen vorgestellt werden.

3.2 EU-weite politische Rahmenbedingungen für die Einführung von CCUS

Je nach lokalen Faktoren wie Geologie, Verfügbarkeit sauberer Energie, Emissionsquellen und politischen Zwängen sind nicht alle Mitgliedstaaten in der Lage, CO2 in ihrem Hoheitsgebiet zu speichern, oder sie entscheiden sich möglicherweise nicht dafür, CCS oder CCU als Teil ihrer Klimastrategien aufzunehmen. Für die Mitgliedstaaten, die diese Technologien derzeit nicht in ihre nationalen Energie- und Klimapläne aufgenommen haben, sollte die EU sicherstellen, dass ausreichend realistische und realisierbare Alternativen einbezogen und Folgenabschätzungen durchgeführt werden.

Für die Mitgliedstaaten, die auf CCUS setzen wollen, um ihre Klimaziele zu erreichen, muss die EU sicherstellen, dass diese Technologien eine tragfähige, gerechte und für alle Regionen und Branchen zugängliche Lösung darstellen. Die EU kann dazu beitragen, dass die Mitgliedstaaten ihre eigenen Ziele für den Einsatz von CCUS in den nationalen Klima- und Energieplänen erreichen, und zwar auf der Grundlage von Projektionen der voraussichtlichen Abscheidungsmengen, Transportmöglichkeiten und potenziellen Speicherstätten. Dies würde sicherstellen, dass sich abzeichnende Engpässe bei der inländischen Speicherung (oder bei dauerhaften materialbasierten Senken) erkennbar sind und dass die geplanten CO2-Exportmengen für potenzielle Empfänger-Mitgliedstaaten sichtbar sind, so dass beide Parteien die Infrastruktur entsprechend planen können.

Bei CCS gibt es ein Henne-Ei-Problem: Die Industrie wird nicht in die Infrastruktur von CO2-abscheidung investieren, wenn sie nicht sicher ist, dass rechtzeitig kosteneffiziente Transport- und Speicherkapazitäten zur Verfügung stehen, und die Entwickler von Speicheranlagen werden nicht investieren, wenn keine garantierten CO2-Ströme verfügbar sind. Die Kommission kann einen koordinierten "Circulus virtuosus" von Investitionen schaffen, indem sie proaktiv Investitionen und Vorhersehbarkeit in der CCS- und Speicherentwicklung vorantreibt, die mit den Klimaschutzzielen der EU vereinbar sind. Angesichts des unvermeidlichen Mangels an Gewissheit darüber, wie viel und wo CCS zum Einsatz kommen wird, sollten die Infrastrukturplanung und die Entwicklung von Geschäftsmodellen flexibel bleiben und sich an veränderte Anforderungen anpassen lassen.

Es gibt eine Reihe von übergreifenden politischen und regulatorischen Instrumenten, die in Betracht gezogen werden sollten, um die Einführung von CCUS in den Mitgliedstaaten zu beschleunigen und zu koordinieren:

• Klare Etappenziele (2030, 2040, 2050) für die Einführung der industriellen Abscheidung und, getrennt davon, für die technologiegestützte CO2-Entfernung auf der Grundlage wissenschaftlich fundierter langfristiger Modelle und eines Ansatzes zur Minimierung des Klimarisikos. Solche Ziele könnten in Tonnen gespeichertem CO2, verfügbarer Speicherkapazität (in Mio. t/Jahr), Anzahl der CO2-Abscheidungsprojekte in Schlüsselsektoren oder der Schaffung von kohlenstoffarmen Industrieclustern ausgedrückt werden.
• die Mitgliedstaaten aufzufordern, die geplante Rolle von CCS und CCU für die Emissionsreduzierung und CO2-Beseitigung in ihren NECPs und langfristigen Klimastrategien förmlich zu erklären, den entsprechenden Bedarf für die Entwicklung inländischer Speicher oder den CO2-Export in andere Staaten sowie konkrete Schritte zur Erreichung dieser Ziele zu nennen^.28
• Nach dem Vorbild des für Wasserstoff entwickelten^Konzepts29 sollte ein solider, vorhersehbarer und transparenter Rechtsrahmen für die künftige CO2-Infrastruktur geschaffen werden, der den besonderen Merkmalen dieser aufstrebenden Branche Rechnung trägt, Monopolmacht vermeidet und einen diskriminierungsfreien, offenen Zugang zu wesentlichen Infrastrukturen gewährleistet und gleichzeitig den Wettbewerb und die Expansion des Marktes fördert.
• Klärung der Position von CCS und CCU in den einschlägigen künftigen EU-Rechtsvorschriften und Gewährleistung, dass diese Rechtsvorschriften und die Finanzierung mit den Initiativen der Mitgliedstaaten koordiniert werden.
• Überprüfung und Erwägung zusätzlicher langfristiger Regulierungsinstrumente, um sicherzustellen, dass der Netto-Nullpunkt erreicht und die CO2-Speicherung ausgebaut wird, wie z. B. geologische Kohlenstoffbuchhaltung und eine Kohlenstoffrücknahmeverpflichtung, die die Hersteller fossiler Brennstoffe verpflichten würde, ihre Produktion mit einem wachsenden Prozentsatz an gebundenem CO2 abzustimmen^.30 Solche "angebotsseitigen" Regulierungsmaßnahmen könnten den Vorteil haben, dass sie denjenigen, die am besten in der Lage sind, CO2 zu speichern, die Verpflichtung zum Handeln auferlegen und die Dekarbonisierung fossiler Brennstoffe als Absicherung für einen unzureichenden Ausstieg gewährleisten.

3.3 Schaffung von wirtschaftlichen Anreizen für CCUS-Projekte in der vorkommerziellen Phase

Wie die meisten Dekarbonisierungstechnologien verursacht die Umsetzung von CCUS Kosten für die emittierenden Anlagen, einschließlich der Kapitalkosten und der laufenden Betriebskosten für die CO2-Abscheidung sowie der Zahlung von Gebühren an die Anbieter von CO2-Transport und -Speicherung^.31 Das ETS sollte letztendlich ein angemessenes Investitionssignal für die industriellen Emittenten darstellen, um diese Kosten zu internalisieren, aber die verarbeitende Industrie wird derzeit durch die kostenlosen Zertifikate, die zugeteilt werden, um ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten, vom ETS abgeschirmt. Obwohl die Einnahmen aus überschüssigen Zertifikaten dazu beitragen können, die CO2-Vermeidung zu monetarisieren, sind diese unsicheren Einnahmen ein schwächeres Signal als das Gebot, die Kosten der vollen Kohlenstoffpreisbelastung zu vermeiden. Darüber hinaus bleiben selbst die rekordverdächtigen ETS-Zertifikatspreise von rund 100 €/t im Jahr 2022 zu niedrig und zu unbeständig, um die Einführung von CCS in vielen Sektoren voranzutreiben, insbesondere für Erstanbieterprojekte, die auch den Aufbau der Infrastruktur unterstützen müssen oder hohe Gebühren für eine frühe, weniger umfangreiche Infrastruktur zahlen müssen^.32 Unter Berücksichtigung des Kohlenstoffpreises und der bestehenden Finanzierungsregelungen fehlen Einnahmen für die derzeit angekündigten Projekte, die sich bis 2030 auf schätzungsweise 10 Mrd. EUR belaufen werden (Abbildung 3)^.31 Einige Mitgliedstaaten haben zusätzliche oder aufgestockte Kohlenstoffsteuern vorgeschlagen oder eingeführt, von denen stärkere und besser vorhersehbare Preissignale ausgehen können, um die Einführung von Technologien zur Kohlenstoffreduzierung voranzutreiben; diese können auf sektoraler Ebene eingesetzt werden^.33

Um die finanzielle Lücke zwischen den aktuellen Kohlenstoffpreisen und den Kosten für die erstmalige Einführung von CCUS in der Industrie zu schließen, haben mehrere Mitgliedstaaten eine Form von "Kohlenstoffdifferenzverträgen" (CCfD) oder ähnliche Mechanismen eingeführt oder vorgeschlagen, bei denen der Staat die Differenz zwischen einem Kohlenstoffreferenzpreis (z. B. dem ETS) und einem "Ausübungspreis" subventioniert, der die tatsächlichen Kosten des Projekts pro Tonne vermiedenen CO2 darstellt. Nach diesem Prinzip hat die niederländische SDE++-Regelung für Dekarbonisierungstechnologien CCUS einbezogen und es dem Porthos-Projekt (das vier Emittenten im Rotterdamer Hafen umfasst) ermöglicht, bis zu einer endgültigen Investitionsentscheidung im Jahr 2022 voranzukommen. Ähnliche Mechanismen werden für die Finanzierung von CCUS und die industrielle Dekarbonisierung im Vereinigten Königreich, in Dänemark und in Deutschland vorgeschlagen und könnten auch in die aktuelle Überarbeitung des Innovationsfonds einbezogen werden. Dieser Ansatz hat den Vorteil, dass die jährlichen Einnahmen für die Projekte während der Vertragslaufzeit vorhersehbar sind, während gleichzeitig die Gesamtsubvention mit steigendem Kohlenstoffpreis im Laufe der Zeit abnimmt. Für bestimmte CCS-Anwendungen wie Wasserstoffproduktion, Stromerzeugung und CO2-Entfernung wurden andere Formen von Subventionen auf der Grundlage von Differenzverträgen in Betracht gezogen, z. B. auf der Grundlage von Basis- und Referenzpreisen für Wasserstoff und Strom oder dem freiwilligen Marktwert von Entfernungsgutschriften^.35

Der Innovationsfonds kann ein wirksamer Mechanismus sein, um die Entwicklung neuartiger CCUS-Demonstrationsprojekte zu fördern. Im Rahmen der ersten beiden Aufforderungen zur Einreichung von Großprojekten wurden bereits elf CCUS-Projekte ausgewählt. Die Erfahrung hat jedoch gezeigt, dass neue kohlenstoffarme Technologien über mehrere Einführungsphasen hinweg nachhaltig unterstützt werden müssen, so wie viele Jahre lang Strompreisanreize und andere Mechanismen die Reifung der Wind- und Solarenergie unterstützt haben. Eine ähnlich nachhaltige Unterstützung - durch eine Kombination von EU- und MS-Initiativen - wird ebenfalls notwendig sein, um verschiedene Anwendungen von CCUS zu kommerziellen Aussichten zu entwickeln, die großvolumige, risikoarme Finanzierungen anziehen und allein durch Marktanreize angetrieben werden können.

Dies wird den Aufbau von Transport- und Lagerinfrastrukturen und Lieferketten sowie die Standardisierung von Schlüsseltechnologien ermöglichen. Die EU sollte darauf abzielen:

• Aufstockung des Umfangs und der Reichweite des für die CCUS-Förderung zur Verfügung stehenden Innovationsfonds und/oder Einführung alternativer Mechanismen zur Förderung von Projekten, die zu einer signifikanten Dekarbonisierung führen, unter Berücksichtigung:
  • Erhebliche Optimierung von Technologien mit hohem TRL-Wert;
  • Das Ausmaß der Auswirkungen der Anwendung einer nachgewiesenen Technologie in einer neuen Region oder einem neuen Sektor, beispielsweise durch die Bevorzugung von Sektoren mit weniger Alternativen zu CCUS;
  • Innovation über die Technologie hinaus - bei der Entwicklung von Geschäftsmodellen oder Lieferketten;
  • Frühzeitige Aufforderungen zur Einreichung von Vorschlägen für den Innovationsfonds zur Maximierung früherer Emissionsminderungen und Einbeziehung von CCfD-Mechanismen in den Innovationsfonds.
  • Ermutigung der Mitgliedstaaten zur Entwicklung eines nachhaltigen und vorhersehbaren Finanzierungsstroms durch Mechanismen, die einen bankfähigen Einkommensstrom während der Projektlaufzeit bieten, z. B. durch ein CCfD-Modell. Diese Anreize können dazu beitragen, Technologien über die Demonstrationsphase hinaus zu vermarkten, um einen raschen Übergang zu einer marktbestimmten Phase zu ermöglichen.
  • Sicherstellen, dass CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung für neue und bestehende Fonds für die industrielle Dekarbonisierung in Frage kommen.
  • Förderung negativer Emissionen (CDR) durch DACS und BECCS durch die Entwicklung eines europäischen Zertifizierungssystems für CO₂-Abscheidung und Schaffung neuer Nachfrageanreize, um kurz- und langfristige Investitionen in diese Technologien zu fördern (siehe auch Abschnitt 3.7).

Abbildung 3: Schätzungen der kumulativen Lücke zwischen den angekündigten Finanzmitteln für CO2-abscheidung und die Speicherung und den Finanzmitteln, die die angekündigten Projekte benötigen, um einen positiven Kapitalwert zu ^erzielen34

Kasten 1: Ein illustrativer Fahrplan für CCUS in Europa

Phase der Kommerzialisierung der Technologie und Bildung von Clustern - 2025-2032

In dieser ersten Phase der Einführung sollten kohlenstoffarme Cluster und die dazugehörige CO2-Infrastruktur in den meisten großen Industriegebieten Europas initiiert und entwickelt werden. Diese Entwicklungen werden mit groß angelegten Speicherzentren verknüpft, die derzeit in der Nordsee entstehen, sowie mit zwei bis vier neuen Speicherstandorten in Südeuropa und Mittel- und Osteuropa - möglicherweise auf der Grundlage der derzeit entstehenden Entwicklungen im Schwarzen Meer, in der Adria und in Südwestfrankreich. Bis 2032 müssen die Speicher in der Nordsee eine Kapazität von 80 Mio. t CO2 pro Jahr haben. Die Cluster werden
regionale Onshore-Pipelinenetze, erste größere Fernleitungen sowie Straßen-, Schienen- und Binnenschifffahrtswege nutzen, um den Zugang zu den verstreuten industriellen Emittenten in ihrer Umgebung zu ermöglichen, und gegebenenfalls CO2-Verschiffungsterminals für den Weitertransport. In Regionen mit einer geringeren Emissionsdichte werden auch eigenständige 'Quelle-zu-Senke'-Projekte erforderlich sein. In dieser Entwicklungsphase wird es in erster Linie um die Dekarbonisierung der Industrie gehen, und die Abscheidungstechnologien in Schlüsselsektoren (wie Zement, Abfallverbrennung, fossiler Wasserstoff, Raffinerie-Cracker und Stahlproduktion) sollten durch die Einführung eines technisch standardisierten und kommerziell ausgereiften Niveaus risikoarm gemacht werden. Durch die Abscheidung und Speicherung bestehender biogener Emissionen in der Industrie und im Energiesektor lassen sich beträchtliche CO2-Entfernungen erzielen. Die Einführung von Technologien und Infrastrukturen wird anfangs von einer erheblichen öffentlichen Finanzierung durch Mechanismen wie den Innovationsfonds, die Fazilität "Connecting Europe" und Initiativen der Mitgliedstaaten abhängen. Es wird jedoch erwartet, dass die Abhängigkeit der Industrie vom ETS-Preis zunehmend Projekte mit Zugang zu Infrastruktur und risikoarmer Abscheidungstechnologie vorantreiben wird.

Kommerzielle Phase und regionale Vernetzung - 2032-2040

In dieser Phase wird eine stärkere Vernetzung zwischen Industrieclustern durch nationale und internationale Netze und eine stärkere Nutzung von Fernleitungspipelines einsetzen. Durch diese Netze und andere CO2-Transportmodalitäten (insbesondere den Schiffsverkehr) sollten bis 2040 alle großen Industriequellen in Europa Zugang zu dauerhafter CO2-Speicherung in geologischen oder stofflichen Senken haben. Entlang der wichtigsten Verkehrskorridore werden CO2-Fernleitungen eingerichtet, die Größenvorteile ermöglichen und die großen Industriecluster mit den Speichergebieten verbinden. Auf der Grundlage der in Tabelle 1 dargestellten Modellierung des Energiesystems sollte die Gesamtspeicherkapazität in der Region mindestens 300 Mio. t/Jahr erreichen, wobei etwa die Hälfte davon in der Nordsee liegen dürfte. Da die industriellen Emittenten in vollem Umfang dem Kohlenstoffpreis ausgesetzt sind und die Nachfrage nach kohlenstoffarmen Produkten steigt, dürfte sich die Dekarbonisierung der Industrie durch CCUS oder andere Mittel zunehmend rechnen. Darüber hinaus wird die Entwicklung von Projekten zur Kohlenstoffabscheidung in kommerziellem Maßstab durch DACCS und BECCS im Laufe des Jahrzehnts erheblich zunehmen, was durch neue Anreize wie Compliance-Märkte und die Festlegung eines zusätzlichen CO2-Abscheidungsziels innerhalb des EU-Klimarahmens für 2040 gefördert wird. Auf der Grundlage der in Tabelle 1 dargestellten Studien sollte die dauerhafte Speicherung von atmosphärischem oder biogenem CO2 bis zum Ende dieses Zeitraums eine Größenordnung von 100 Mio. t erreichen.

Flexible transeuropäische Infrastruktur und Wachstum der CO2-Entfernung - 2040-2050

Im letzten Jahrzehnt vor dem Erreichen der Kohlenstoffneutralität wird es mit dem Rückgang der ungebremsten fossilen Kohlenstoffemissionen zu einem deutlichen Wachstum der technologiebasierten CO2-Entfernung kommen. Unter der Voraussetzung, dass ausreichend kohlenstoffarme Energie zur Verfügung steht und die biologische Vielfalt, die Lebensmittelsicherheit und die nachhaltige Landnutzung nicht beeinträchtigt werden, deuten Modellierungen darauf hin, dass die negativen Emissionen aus DACS und BECCS bis 2050 200 Mio. t/Jahr erreichen müssen (Tabelle 1). Atmosphärisches und biogenes CO2 wird auch die Verwendung fossiler Kohlenstoff-Rohstoffe für alle Produkte und Brennstoffe ersetzen, die weiterhin auf Kohlenstoff angewiesen sind. Um das Wachstum aus der Abscheidung und den verbleibenden Industrie- und Energiequellen aufzufangen, wird eine jährliche Gesamtspeicherkapazität von mindestens 500 Mio. t/Jahr benötigt. Während dieses Zeitraums muss ein äußerst wettbewerbsfähiger, harmonisierter und flexibler regionaler Markt für CO2-Transport und -Speicherung etabliert werden, auf dem Abscheidungsstandorte Zugang zu einer Reihe möglicher CO2-Speicherstätten oder zur Abnahme für die CO2-Nutzung (für atmosphärisches oder biogenes CO2) haben.

3.4 Einrichtung einer groß angelegten Speicherung für alle

Die vielversprechenden Fortschritte bei national geförderten CO2-Transport- und -Speicherprojekten wie dem norwegischen "Nordlicht" und den jüngsten Ankündigungen Dänemarks haben die jüngste Zunahme von Plänen für CO2-Abscheidungsprojekte beflügelt, doch bleibt die Entwicklung geologischer Speicherstätten weit hinter der Nachfrage der Emittenten zurück. Da bis 2030 ein Defizit von 50 % an erschlossener Speicherkapazität prognostiziert wird, ist die rechtzeitige Erschließung von Speicherstätten ein entscheidendes Element für die Einführung von CCS in Europa (Abbildung 4). Einschließlich der Nordseeressourcen des Vereinigten Königreichs und Norwegens verfügt Europa schätzungsweise über eine theoretische Kapazität von Hunderten von Gigatonnen für die^{CO2-Speicherung36}, aber die Erschließung einzelner Speicherstätten kann mehrere Jahre^dauern37 und erfordert detaillierte geologische Bewertungen und oft langwierige Genehmigungsverfahren. Die Erschließung kann auch erhebliche Investitionen in der Vorbauphase erfordern, die ein finanzielles Risiko darstellen, wenn keine Gewissheit über die Nachfrage nach CO2-Abscheidungsanlagen besteht. Trotz des in jüngster Zeit gestiegenen Interesses der Industrie ist diese Nachfrage nach wie vor ungewiss, da nur wenige Mitgliedstaaten eine nennenswerte politische Unterstützung oder Finanzierung für CCUS zugesagt haben und die verfügbaren CO2-Transportoptionen begrenzt bleiben.

Abbildung 4: Die wachsende Kluft zwischen den aufgefangenen CO2-Mengen und den verfügbaren ^{Speicherstätten38}

Die Auswahl mehrerer Projekte zur CO2-Abscheidung und -Speicherung im Rahmen der ersten Aufforderungen des Innovationsfonds wurde zufällig durch die Verfügbarkeit von staatlich finanzierten Speicherstätten in der Nordsee ermöglicht; diese kurzfristigen Standorte sind nun stark überzeichnet. In den Niederlanden kam der Erfolg des SDE++-Programms bei der Förderung neuer CCUS-Projekte im Jahr 2021 zum Stillstand, da es an Speicherkapazitäten mangelte, die den Zeitplan der ausgeschriebenen Projekte einhalten konnten. In der Anfangsphase ist es von entscheidender Bedeutung, dass die EU Maßnahmen ergreift, um die Speicherkapazität früher als die Nachfrage zu entwickeln und die Sackgasse zu durchbrechen, in der sich viele Projekte befinden. Die jüngste Aufnahme der CO2-Speicherung in die TEN-E-Verordnung und die Finanzierung von zwei neuen Speicherstätten
(in Island und Bulgarien) durch den Innovationsfonds sind wichtige Schritte. Um den Markt zu lenken und sicherzustellen, dass die Kapazitäten vorausschauend und koordiniert entwickelt werden, sollten die EU, die Mitgliedstaaten, die zuständigen Behörden und potenzielle Entwickler von Speicherstätten aus dem Privatsektor jedoch Folgendes in Betracht ziehen

• einen Plan zur Ermittlung und Erleichterung der Entwicklung strategisch günstig gelegener Speicherstätten auf der Grundlage der von den Mitgliedstaaten vorgelegten voraussichtlichen Abscheidungs- und Speichermengen.
• Bereitstellung von Finanzmitteln für einschlägige Expertengremien (z. B. geologische Erhebungen), um einen frei zugänglichen "Atlas" der CO2-Speicherressourcen für die gesamte Region zu erstellen, der auf einer einheitlichen Methodik beruht und den Zugang zu Daten von Öl- und Gasbetreibern maximiert^.40
• Bereitstellung zweckgebundener Mittel (möglicherweise über den Innovationsfonds) für die Charakterisierung und Reifung von Großspeichern (>100 MtCO2) an strategischen Standorten bis zum Status "einspeisebereit" - dies könnte möglicherweise ein Ausschreibungsverfahren zur Entwicklung von Zielspeicherkapazitäten zu Stichtagen umfassen.
• Sicherstellung, dass von der EU oder den Mitgliedstaaten finanzierte Projekte mit einer CO2-Speicherkomponente überschüssige Zugangskapazitäten Dritter umfassen.
• Entwicklung von Regulierungsmechanismen und Anreizen, um sicherzustellen, dass die Öl- und Gasindustrie und andere Eigentümer unterirdischer Daten die Entwicklung von Speicherstätten aktiv unterstützen, einschließlich des Erwerbs und der gemeinsamen Nutzung von Daten, der Vorankündigung von Plänen für sich erschöpfende Felder und der Instandhaltung bestehender Öl- und Gasinfrastrukturen, die einen zukünftigen Wert für CO2-Aktivitäten haben könnten.
• Bereitstellung von EU-Leitlinien zur Straffung der Genehmigungsverfahren für Speicherstätten (mit dem Ziel einer maximalen Dauer von 9 Monaten) und Schaffung einer Plattform für den Wissensaustausch und den Aufbau von Kapazitäten zwischen den zuständigen Regulierungsbehörden der Mitgliedstaaten.
• Untersuchung neuer Ansätze für die Deckungsvorsorge für Speicherstätten (z. B. ein Portfolio-Ansatz) und die Einrichtung eines EU-weiten Versicherungsfonds.
• Schaffung regionaler Koalitionen, um sicherzustellen, dass das Nordseebecken und andere wichtige grenzüberschreitende europäische Speicherbecken planmäßig entwickelt werden, um die bis 2050 erforderlichen Einspeisekapazitäten bereitzustellen.

Wichtig ist auch die Feststellung, dass sich die derzeitigen Pläne für die Entwicklung der CO2-Speicherung stark auf die Nordsee konzentrieren, wo eine gut charakterisierte, günstige Geologie, bestehende Offshore-Ressourcen und eine unterstützende Politik eine kommerzielle Chance bieten. Geeignete Speichergeologie findet sich jedoch in den meisten Regionen Europas (Abbildung 5), einschließlich gut gelegener Onshore-Speicherressourcen in Mittel- und Osteuropa und Offshore-Speicher im Schwarzen Meer und im Mittelmeerraum. Diese Gebiete müssen ebenfalls zu lebensfähigen Standorten entwickelt werden, um sicherzustellen, dass alle emittierenden Industrien in der EU Zugang zu einer Infrastruktur für die Dekarbonisierung haben. Viele Länder stehen jedoch vor Herausforderungen, darunter eine unzureichende oder begrenzte Umsetzung der CCS-Richtlinie, ein Mangel an regulatorischen oder technischen Kapazitäten und größere Kommunikationsprobleme im Zusammenhang mit Onshore-Speichern. Die Entwicklung der CO2-Speicherung in neuen Regionen sollte durch den Austausch von bewährten technischen und regulatorischen Verfahren und Erfahrungen, den Aufbau von Kapazitäten in den Regierungen der Mitgliedstaaten und EU-koordinierte Anstrengungen zur Ermittlung und Entwicklung vielversprechender Speicherstätten beschleunigt werden. Zu diesem Zweck werden unter anderem folgende Maßnahmen empfohlen:

• Förderung des Aufbaus von Kapazitäten und des Wissensaustauschs zwischen Regierungen und anderen Interessengruppen in den betreffenden Mitgliedstaaten, insbesondere in Bezug auf die Genehmigungsanforderungen für Speicherstätten.
• die Mitgliedstaaten, ihre Umsetzung der einschlägigen Vorschriften für den CO2-Transport und die CO2-Speicherung, wie z. B. die CO2-Speicherrichtlinie, zu bewerten und erforderlichenfalls zu aktualisieren.
• Sondierung der Möglichkeiten, wie der Fonds für einen gerechten Übergang und der Kohäsionsfonds koordiniert und umfassender genutzt werden könnten, um Industrieregionen beim Zugang zur CO2-Speicherung zu unterstützen.

Abbildung 5: Regionale CO2-Speicherkapazität in Europa auf der Grundlage aktueller ^{Schätzungen39}

Kasten 2: US-Initiativen zum Ausbau der CO2-Infrastruktur

CO2-Abscheidung, -Transport und -Speicherung haben in den USA eine lange Tradition, was vor allem auf den weit verbreiteten Einsatz von CO2 zur verbesserten Ölgewinnung zurückzuführen ist. In den USA sind etwa 13 große Abscheidungsprojekte in Betrieb, es gibt über 8000 km CO2-Pipelines und eine weit verbreitete geeignete Geologie für die CO2-Speicherung. Im Jahr 2003 gründete das US-Energieministerium (DOE) sieben regionale Partnerschaften zur CO2-Speicherung (Regional Carbon Sequestration Partnerships, RCSP), die die Aufgabe hatten, die besten CO2-Speichermethoden und -Standorte im ganzen Land zu ermitteln und die CO2-Injektion zu erproben. Im Anschluss an diese Arbeit startete das DOE 2016 das Carbon Storage Assurance Facility Enterprise (CarbonSAFE) mit dem Ziel, die Entwicklung von Speicherkomplexen mit dem Potenzial zur Speicherung von mehr als 50 Mio. Tonnen CO2 voranzutreiben. Dieses mit 45 Mio. USD finanzierte Projekt umfasste die Phasen der Projektauswahl, der Standortcharakterisierung und der Genehmigung, so dass geeignete Standorte im Wesentlichen den Status "injektionsbereit" erreichen konnten^.41 Im Jahr 2021 wurden im Rahmen des Infrastructure Investment and Jobs Act (IIJA) 12,1 Mrd. USD für die gesamte CO2-Wertschöpfungskette bereitgestellt, darunter 2,54 Mrd. USD für Demonstrationsprojekte zur CO2-Abscheidung und 2,1 Mrd. USD in Form von zinsgünstigen Darlehen für gemeinsame CO2-Transportinfrastrukturen^.42 Darüber hinaus wurde ein Programm zur Kommerzialisierung von CO2-Speichern eingerichtet, das auf CarbonSAFE aufbaut und 2,5 Milliarden Dollar an Zuschüssen für die Entwicklung neuer oder erweiterter CO2-Speicherprojekte und den damit verbundenen Transport bereitstellt, einschließlich der Finanzierung von Entwicklungs- und Bauphasen. IIJA unterstützt auch CO2-Abscheidungstechnologien durch die Bereitstellung von 3,5 Milliarden Dollar für die Schaffung von vier "DAC-Hubs", die jeweils mindestens 1 Mio. t/Jahr abscheiden werden. Diese Initiativen zur Unterstützung von Demonstrationsanlagen und -infrastrukturen zur CO2-Abscheidung untermauern die umfassenderen Bemühungen zur Förderung von CCUS im Rahmen des Inflation Reduction Act (2022), der den Wert der Steuergutschrift 45Q für Unternehmen, die CO2 abscheiden und speichern, auf bis zu 85 $/t für Punktquellen und 180 $/t für DAC erhöht.

3.5 CO2-Verkehrsinfrastruktur für Europa

Schaffung von Clustern und lokalisierter Infrastruktur

Die meisten der aktuellen Projekte in Europa ( CO2-abscheidung ) basieren auf der Prämisse, dass der kommerzielle Rahmen für die CO2-Abscheidung von dem für Transport und Speicherung getrennt werden kann. Bei diesem Modell würde ein Emittent für die Installation und den Betrieb des CO2-Abscheidungsprozesses zahlen und dann einem CO2-Transport- oder "Transport- und Speicher"-Unternehmen eine Gebühr für die Entnahme von CO2 am Anlagenzaun zahlen. Es ist unrealistisch zu erwarten, dass ein industrieller Emittent bereit oder sogar in der Lage ist, Investitionen in den CO2-Transport und die CO2-Speicherung zu tätigen, wenn er über keinerlei Fachwissen verfügt. Dieser Ansatz vereinfacht nicht nur die Projektstruktur für die Emittenten, sondern eignet sich auch für die Entwicklung gemeinsamer Infrastrukturen, die durch die Verarbeitung großer CO2-Mengen Größenvorteile erzielen können, und bietet gleichzeitig eine Lösung auch für kleine Emittenten, für die sich eine neue CO2-Infrastruktur allein möglicherweise nicht lohnt. Stark industrialisierte Zonen oder Cluster", die oft mit Hafengebieten verbunden sind, sind die vielversprechendsten Vorreiter für den Aufbau dieser Art von gemeinsamem CO2-Netz, möglicherweise zusammen mit ergänzender Infrastruktur für Wasserstoff und Wärme (Abbildung 6). Ein CO2-Netz im Rotterdamer Hafen (in Verbindung mit Offshore-Speichern) wird im Rahmen des Porthos-Projekts vorgeschlagen, während das vom Innovationsfonds ausgewählte Kairos@C-Projekt eine ähnliche Lösung für Emittenten in Antwerpen vorsieht. In Kopenhagen plant ein Netzwerk lokaler Müllverbrennungsanlagen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und anderer Emittenten eine gemeinsame Infrastruktur im Rahmen des C4-Projekts. Industriecluster oder CO2-Exportterminals können auch als Sammelstellen für Emissionen aus isolierteren Anlagen wie Zementwerken dienen, die über Pipelines, Wasserwege, Straßen oder Schienen transportiert werden.

Abbildung 6: Illustratives Schema eines dekarbonisierten Industrieclusters im Hafen von Dünkirchen, einschließlich eines CO2-Netzes, eines Exportterminals und einer Verbindung zu Binnenemittenten durch nicht leitungsgebundenen Transport^.43

Neben den Skalierungsmöglichkeiten und der Flexibilität, die CCUS-Cluster bieten, ergeben sich Herausforderungen für die Gestaltung von Politik- und Finanzierungsinitiativen, die in der Vergangenheit einen projektbezogenen Ansatz verfolgten. Die Trennung der CO2-Wertschöpfungskette bringt auch neue Projektrisiken mit sich, da die Emittenten die Sicherheit benötigen, dass die CO2-Abnahme gewährleistet ist, und die Speicher (oder CO2-Nutzer) eine verlässliche CO2-Versorgung benötigen. Diese Herausforderungen werden mit zunehmender Größe der Cluster und der Verfügbarkeit alternativer Abnahmemöglichkeiten abnehmen, doch in der ersten Phase der Entwicklung kann die EU darauf hinwirken:

• Die Mitgliedstaaten und die EU-Finanzierung sollten in die Lage versetzt werden, regionale Synergien und die potenzielle Skalierbarkeit der Klimaauswirkungen als zusätzliche Kriterien für Dekarbonisierungsprojekte zu nutzen, um über die projektspezifische Bewertung und Finanzierung hinauszugehen.
• Erleichterung der Entwicklung von Risikomanagement-Strategien und Geschäftsmodellen, die den stetigen Ausbau von Clusternetzwerken ermöglichen.
• Schaffung von Anreizen für von der EU oder den Mitgliedstaaten finanzierte Infrastrukturen, um einen Teil der überschüssigen Kapazität für Dritte zugänglich zu machen.
• Ausweitung der Möglichkeiten bestehender Infrastrukturentwicklungsinstrumente, einschließlich TEN-E, PCI, TEN-T und CEF, um die Schaffung lokaler CO2-Netze, Terminals und den Zugang für verstreute Emittenten zu unterstützen.
• Ausweitung der TEN-E-Förderung für CO2-Infrastrukturen über PCIs und PMIs hinaus.
• Aufnahme von CO2-Transportmodalitäten außerhalb von Pipelines in die TEN-V-Verordnung.

Interregionale und internationale Verkehrsnetze

Der grenzüberschreitende Transport von CO2 wird in allen Phasen der CCUS-Einführung in Europa eine wesentliche Rolle spielen und über die Grenzen der EU hinausgehen (Abbildung 7). Mehrere der am weitesten fortgeschrittenen Abscheidungs- und Speicherprojekte basieren auf der Verbringung von CO2 zu Sammelstellen im Zusammenhang mit der Offshore-Speicherung in der Nordsee (oder zur Basaltspeicherung in Island). Viele geplante Industriecluster, die keinen direkten Zugang zu Speicheranlagen innerhalb des Mitgliedstaates haben, wie z. B. in Dünkirchen und Antwerpen, werden zunächst auf den Transport per Schiff angewiesen sein und langfristig möglicherweise auf Pipelines umsteigen. Mittelfristig werden umfassendere regionale CO2-Netze erforderlich sein, die den Zugang zu weiter verstreuten Emittenten und zu weiter von der Speicherung entfernten Clustern im Landesinneren ermöglichen und Verbindungen zwischen den Clustern herstellen.

Abbildung 7: Beispiel für ein potenzielles transeuropäisches CO2-Netz auf der Grundlage einer frühen ^{GFS-Modellierung48}

Neben der Ausweitung des Zugangs werden größere Netze dazu beitragen, die Kosten durch Größenvorteile zu senken und das Projektrisiko zu verringern, indem CO2-Emittenten und Abnehmern ein breiteres Portfolio an Senken und Quellen zur Verfügung steht. Nationale CO2-Pipelinenetzwerke wurden bereits in Deutschland und Belgien vorgeschlagen^,44 während Joint Ventures für die Entwicklung grenzüberschreitender Pipelines Pläne beinhalten, die Belgien und Deutschland mit dem norwegischen^{Kontinentalschelf45} und Rotterdam mit Nordrhein-Westfalen verbinden sollen^.46 Obwohl die Kommission darauf hingewiesen hat, dass der Transport für die Offshore-Speicherung zwischen EWR-Ländern nicht formell durch das Londoner Protokoll eingeschränkt werden sollte^,47 ist weitere Klarheit von der Internationalen Seeschifffahrtsorganisation erforderlich, und eine Lösung für den CO2-Export in das Vereinigte Königreich wird noch benötigt.

Die EU kann dazu beitragen, die Entwicklung eines interregionalen CO2-Transportnetzes zu lenken und zu entschärfen, indem sie die wichtigsten Transportrouten und potenziellen Fernleitungen, einschließlich der potenziellen Transportmengen, ermittelt. Es muss unbedingt sichergestellt werden, dass sich die CO2-Netze in den einzelnen Mitgliedstaaten auf koordinierte und harmonisierte Weise entwickeln, mit gemeinsamen technischen Standards für CO2-Spezifikationen und kompatiblen Regulierungsprotokollen. Die langfristige Planung eines paneuropäischen CO2-Netzes wird auch dazu beitragen, dass sich die Transportoptionen in der Anfangsphase in Richtung kosten- und mengenoptimierter Lösungen entwickeln (z. B. gemeinsam genutzte Pipelines oder gegebenenfalls Großschifffahrt), und verhindern, dass man sich auf teurere Konfigurationen festlegt.

Zu diesem Zweck werden unter anderem folgende Maßnahmen empfohlen:

• Entwicklung eines übergreifenden Fahrplans für die Entwicklung einer optimierten grenzüberschreitenden CO2-Transportinfrastruktur, einschließlich einer anfänglichen "No regrets"-Infrastruktur, "CO2-Backbone"-Pipelines für Europa und Lösungen für verstreute Emittenten, die alle verfügbaren Verkehrsträger nutzen.
• Aufstellung eines 10-jährigen Netzentwicklungsplans für die CO2-Infrastruktur nach dem Vorbild der Gas- und Stromnetze.
• Schaffung einer europaweiten Regulierungsplattform für die multimodale CO2-Verkehrsinfrastruktur, die die Grundsätze des diskriminierungsfreien, offenen Zugangs gewährleistet.
• Entwicklung einer europaweiten Reihe von technischen CO2-Spezifikationsstandards für den Transport und von Mechanismen für die Verfolgung von Masse und Zusammensetzung.
• Einrichtung einer neuen Plattform für CO2-Infrastrukturbetreiber (analog zu ENTSO-E und ENTSO-G).
• Gewährleistung eines hohen Maßes an privatwirtschaftlicher Sorgfaltspflicht, Überwachung und behördlicher Aufsicht, um die Möglichkeit von CO2-Leckagen zu minimieren.
• Ermutigung der Mitgliedstaaten, die dem Londoner Protokoll beigetreten sind, die Änderungen bezüglich des grenzüberschreitenden Transports von CO2 zu ratifizieren.
• Erleichterung des Austauschs von bewährten Verfahren und Erfahrungen aus bilateralen Abkommen über den grenzüberschreitenden Transport und die Speicherung von CO2.
• Leitlinien für die Zusammenarbeit und den Handel mit CO2 mit Nicht-EWR-Ländern erstellen und darauf hinarbeiten, dass die CO2-Speicherung im Vereinigten Königreich im Rahmen des EU-Emissionshandelssystems als nicht emittiertes CO2 anerkannt wird.

3.6 Sicherstellung eines positiven Klimabeitrags der CO2-Nutzung

CO2-abscheidung und Nutzung (CCU) ist ein weit gefasster Begriff, der eine Reihe unterschiedlicher Anwendungen umfasst, bei denen CO2 aus Punktquellen oder der Umgebungsluft abgeschieden und anschließend in oder als Produkt verwendet wird^.49 CCU könnte zum Klimaschutz beitragen, wenn es fossile Rohstoffe ersetzt, vorgelagerte Emissionen vermeidet oder CO2 über einen klimaschonenden Zeitraum aus der Atmosphäre isoliert^.50 Das Ausmaß des Beitrags zum Klimaschutz hängt in erster Linie ab von: a) der Quelle des verwendeten CO2 (fossil, biogen oder atmosphärisch); b) der umgewandelten Form des CO2 und dem Lebenszyklus dieses Produkts; c) dem Prozess und den für die Umwandlung erforderlichen Inputs; und d) dem kontrafaktischen Szenario ohne das CO2-abgeleitete Produkt (Abbildung 8).

Abbildung 8: Überblick über den Anwendungsbereich von ^CCU51

Einige CO2-abgeleitete Materialien können als relativ stabile Langzeitsenke für CO2 fungieren und somit eine ähnliche Funktion wie die geologische Speicherung erfüllen. Dazu gehört insbesondere die Bildung von mineralischen Karbonaten in Beton oder synthetischen Zuschlagstoffen für Baumaterialien. So kann beispielsweise bei der Aushärtung von Beton CO2 anstelle von Wasserdampf eingesetzt werden, wodurch CO2 absorbiert und in stabile Karbonate umgewandelt wird. CO2 kann auch in Polymere für Werkstoffe umgewandelt werden - in diesem Fall kann das CO2 letztlich wieder freigesetzt werden, wenn es ohne CO2-Abscheidung verbrannt wird.

Derzeit erkennt das EU-Emissionshandelssystem die Nutzung von CO2 nicht als Klimavorteil an, der auf die Emissionsminderungen von Anlagen angerechnet werden kann. Bei der laufenden Überarbeitung der ETS-Richtlinie könnten jedoch nur dann Emissionsreduktionen anerkannt werden, wenn das abgeschiedene CO2 dauerhaft chemisch in einem Produkt gebunden ist, so dass es bei normaler Nutzung und Entsorgung nicht in die Atmosphäre gelangt^.52 Ein solcher Schritt würde eine geeignete Methodik zur Definition von "dauerhaft gebunden" erfordern.

Große potenzielle Märkte können für die Umwandlung von CO2 in Kraftstoffe wie synthetisches Methan, Methanol und Ethanol bestehen, wobei das CO2 bei der Verwendung des Kraftstoffs wieder freigesetzt wird. Diese Verfahren erfordern in der Regel die Verfügbarkeit von kohlenstoffarmem oder erneuerbarem Wasserstoff für die Hydrierung
des CO2, was den Gesamtenergiebedarf erhöht.

Ein bedeutendes geplantes Projekt dieser Art ist die Initiative von Holcim, 1 Mio. t/Jahr CO2 aus dem Zementwerk Lägerdorf in synthetisches Methanol umzuwandeln, indem es mit erneuerbarem Wasserstoff kombiniert wird; dieses Projekt wurde in der jüngsten Runde des Innovationsfonds ausgewählt^.53 Die Verwendung von fossilem CO2 für synthetische Brennstoffe wird derzeit auch dadurch unterstützt, dass die EU-Ziele für die Verwendung von RFNBOs und rezyklierten Kohlenstoffbrennstoffen erfüllt werden können^.54 Bei diesen CCU-Anwendungen, bei denen das fossile CO2 letztlich emittiert wird, wird das Minderungspotenzial im Vergleich zu einem kontrafaktischen Szenario ermittelt, bei dem fossiler Kohlenstoff sowohl für den Punktquellenemittenten als auch für die Kraftstoffanwendung verwendet wird (wobei die Minderung über das kombinierte Energiesystem auf maximal 50 % begrenzt wird)^.55 Sofern ein Nettoklimavorteil ermittelt wird, ist die nicht dauerhafte Verwendung von fossilem CO2 der Emission von CO2 in naher Zukunft vorzuziehen und kann auch dazu dienen, die Entwicklung von CO22-Abscheidungs- und Umwandlungstechnologien zu beschleunigen.

Das Erreichen von Netto-Null-Emissionen erfordert jedoch letztlich einen Übergang zu nicht-fossilen Kohlenstoff-Rohstoffen weit vor 2050. Unter der Voraussetzung, dass ausreichende Mengen kohlenstoffarmer Elektrizität zur Verfügung stehen, hat die Europäische Kommission eine potenziell bedeutende künftige Rolle für synthetische Kraftstoffe auf der Grundlage von atmosphärischem CO2 aus direct air capture ermittelt, die bei 1,5°C-kompatiblen Szenarien von 154 Mio. t CO2/Jahr bis 2050 auf 227 Mio. t/Jahr ansteigen könnte^.56 Bei der Verwendung von atmosphärischem CO2 fungiert der Kohlenstoff (zusammen mit Wasserstoff) als Energievektor, der eine einfachere Einführung kohlenstoffarmer Kraftstoffe ermöglichen könnte, insbesondere in Sektoren wie der Luftfahrt, in denen die Verwendung von kohlenstofffreien Kraftstoffen möglicherweise nicht möglich ist. Andere potenzielle Verwendungszwecke für atmosphärischen oder biogenen Kohlenstoff könnten in Zukunft der Ersatz von fossilem Kohlenstoff in einer Reihe von kohlenstoffbasierten Produkten wie Kunststoffen, Düngemitteln und Arzneimitteln sein, obwohl die Nachfrage auch durch Verbesserungen beim Materialrecycling minimiert werden sollte^.57 Angesichts des anhaltenden Bedarfs an Kohlenstoffrohstoffen für eine Reihe von Sektoren sollten Anstrengungen unternommen werden, um schrittweise von der Verwendung von fossilem CO2 auf atmosphärisches und nachhaltig gewonnenes biogenes CO2 umzusteigen und gleichzeitig sicherzustellen, dass angemessene Anreize vorhanden sind, um das notwendige Maß an DAC-Einsatz und begleitenden kohlenstoffarmen Energiequellen zu erreichen.

CO2-Umwandlungstätigkeiten können auch aus anderen Gründen als dem Klimaschutz erfolgen, z. B. durch die Verringerung des Verbrauchs fossiler Brennstoffe oder anderer Ressourcen als Selbstzweck; Prozesse und Projekte sollten jedoch auch einen eindeutigen Klimanutzen nachweisen können, um in den Anwendungsbereich einer künftigen CCUS-Strategie der EU aufgenommen zu werden. Für jede CO2-Nutzungstechnologie ist es unerlässlich, das Emissionsminderungspotenzial durch eine gründliche Lebenszyklusanalyse zu bewerten, wobei die Kohlenstoffintensität aller Energieinputs und eine sorgfältige Auswahl des kontrafaktischen Szenarios zu berücksichtigen sind^.58 Die Industrie, die EU und die Mitgliedstaaten können darauf hinwirken, dass die fossilen CO2-Quellen so schnell wie möglich zur Minderung durch dauerhafte Speicherung (entweder in geologischen Formationen oder in Materialien) übergehen können, indem sie beispielsweise allen Emittenten von Punktquellen eine CO2-Infrastruktur zur Verfügung stellen. CO2 für die geologische Speicherung und für die Nutzung wird dieselbe Transportinfrastruktur nutzen, so dass die kombinierten potenziellen Ströme bei der Planung der künftigen Infrastruktur berücksichtigt werden müssen, insbesondere innerhalb von Industrieclustern.

Um sicherzustellen, dass CCU-Technologien einen positiven Beitrag zu den Klimazielen der EU leisten, sollte die EU Folgendes in Betracht ziehen:

• Aufnahme der Verwendung von abgeschiedenem CO2 in die ETS-Richtlinie nur in Fällen, in denen das CO2 dauerhaft chemisch in einem Produkt gebunden ist, so dass es bei normaler Verwendung und Entsorgung nicht in die Atmosphäre gelangt.
• Entwicklung und Umsetzung robuster Methoden für Lebenszyklusanalysen zur Ermittlung der potenziellen Klimaauswirkungen der Umwandlung von CO2 in Produkte.
• Zertifizierung von kohlenstoffarmen Materialien zur Anerkennung eines potenziellen eingebetteten Klimavorteils im Zusammenhang mit der CO2-Nutzung.
• Analyse der Menge an atmosphärischem oder biogenem CO2, die benötigt wird, um fossile kohlenstoffbasierte Produkte zu ersetzen, unter Berücksichtigung künftiger Verbrauchstrends und anderer potenzieller Quellen wie Biomasse.
• Schaffung von Vorschriften und Anreizen zur vorrangigen Nutzung des umweltfreundlichen biogenen und atmosphärischen CO2 in den Sektoren, die am stärksten auf Kohlenstoff-Rohstoffe angewiesen sind, und zur Festlegung eines Zeitplans für den Übergang von fossilen zu nicht-fossilen Kohlenstoffquellen. Ein solcher Rahmen sollte auch dazu beitragen, das Ziel der Mitteilung über einen nachhaltigen Kohlenstoffkreislauf zu erreichen, wonach 20 % der Produkte bis 2030 aus nicht fossilem Kohlenstoff hergestellt werden sollen.
• Eine Strategie, die sicherstellt, dass jede CCU fossiler CO2-Emissionen in der Lage ist, den Übergang zu einer dauerhaften CO2-Reduzierung in einer Weise zu vollziehen, die mit dem erforderlichen unionsweiten Emissionsreduktionspfad vor 2050 vereinbar ist.

3.7 Sektorspezifische Anwendungen von CCUS und langfristige Geschäftsmodelle

Dauerhafte Kohlendioxid-Entfernungen erreichen

Es besteht ein Konsens darüber, dass eine groß angelegte Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre aus drei Hauptgründen erforderlich sein wird:

1. Weitere Verringerung der Nettoemissionen in naher Zukunft;
2. Ausgleich der Restemissionen, um mittelfristig Netto-Null-Emissionen zu erreichen; und
3. Erzielung und Aufrechterhaltung negativer Netto-Emissionen nach 2050, um historische Emissionen und eine mögliche globale Temperaturüberschreitung zu vermeiden.

Die geologische Speicherung oder Mineralisierung von atmosphärischem CO2, das entweder durch direct air capture oder durch die Verarbeitung von Biomasse gewonnen wird (vorausgesetzt, sie ist klimaschonend und nicht umweltschädlich), sind Lösungen zur Kohlenstoffentfernung, die eine messbare und dauerhafte Speicherung von CO2 mit einem äußerst geringen Risiko der Umkehrung bieten. Kurzfristige Möglichkeiten für BECCS finden sich insbesondere in
den Sektoren Zellstoff und Papier, Bioenergie und Energie aus Abfall (siehe Anhang 1), die mit beträchtlichen biogenen Emissionen verbunden sind (zusammen mehr als 100 Mio. t)^.59 Andere Optionen für eine potenzielle großmaßstäbliche Kohlenstoffentfernung aus Biomasse ohne CO2-Abscheidung umfassen Biokohle und werden manchmal als Biomasse mit Kohlenstoffentfernung und -speicherung (BiCRS) oder Hybridlösungen bezeichnet^.60

Derzeit gibt es in der EU kaum Anreize, diese Technologien in dem erforderlichen Umfang zu entwickeln, da der Wert der Abscheidungen ausschließlich von freiwilligen Märkten stammt, deren Nachfrage nicht ausreicht, um die Kosten der meisten frühen BECCS- und (insbesondere) DACS-Anlagen zu decken. Wenn die Ziele der EU und der Mitgliedstaaten für die technologische Kohlenstoffabscheidung erreicht werden sollen, müssen dringend zusätzliche Anreize geschaffen werden, z. B. die Finanzierung von Demonstrationsprojekten, gefolgt von einem Übergang zu Märkten für die Einhaltung der Vorschriften für die Kohlenstoffabscheidung. In der ersten Einführungsphase können spezielle Geschäftsmodelle parallel zu den freiwilligen Märkten funktionieren und die Finanzierungslücke zwischen den Kosten für die Erstanbieter und den bestehenden Einnahmen schließen. Schweden hat ein System mit 15-Jahres-Verträgen für BECCS-Anlagen vorgeschlagen, das bis 2030 einen Abbau von 2 Mio. t/Jahr ermöglichen^soll61, während im Vereinigten Königreich ein Ansatz auf der Grundlage eines "Differenzvertrags" erwogen wird, um das Ziel von 5 Mio. t/Jahr bis 2030 zu^{erreichen62 .}

Längerfristig könnte der Wert der technologischen Kohlenstoffsequestrierung mit einem neuen Markt für Entfernungszertifikate verknüpft werden, die an sektorale, nationale oder regionale Ziele oder möglicherweise an das Emissionshandelssystem gebunden sind; dies sollte vorsichtig und schrittweise angegangen werden, um die Priorisierung von Emissionsreduktionen nicht zu gefährden^.63 Um einen Markt für die dauerhafte Kohlenstoffsequestrierung mit ausreichender Geschwindigkeit zu entwickeln, sollten verschiedene rechtliche und regulatorische Maßnahmen auf EU-Ebene und in den Mitgliedstaaten in Betracht gezogen werden, um sicherzustellen, dass die Gesetzgebung einen Business Case für Investitionen in die dauerhafte Kohlenstoffsequestrierung schafft. Ein Beispiel für eine kurzfristige Maßnahme zur Gewährleistung dieser Entwicklung wäre die Einrichtung eines speziellen Finanzierungsstroms für die permanente Kohlenstoffsequestrierung im Rahmen des Innovationsfonds.

Eine Grundvoraussetzung für diese Anreize und Märkte für CDR ist, dass die Regierungen, einschließlich der EU und ihrer Mitgliedstaaten, strenge Zertifizierungsmechanismen einführen, die diese kostspieligeren Formen der tatsächlichen, messbaren und dauerhaften Kohlenstoffabscheidung angemessen bewerten. Um die erforderlichen Investitionen in technologische CDR zu fördern, sollte die EU:

• Festlegung wissenschaftlich fundierter Ziele für den Kohlenstoffabbau und Einrichtung einer separaten Säule für den dauerhaften Abbau neben ETS, ESR und LULUCF.
• Ermittlung der Mengen an technologischer CDR, die bei Netto-Nullstellung auf der Grundlage der Restemissionen auf sektoraler und nationaler Ebene erforderlich sind.
• Entwicklung eines Portfolios von Beseitigungsoptionen für Europa, wobei zu betonen ist, dass die Kohlenstoffbeseitigung real, dauerhaft, messbar und zusätzlich zur Emissionsreduzierung erfolgen muss.
• Sicherstellen, dass der künftige EU-Zertifizierungsmechanismus für den Kohlenstoffabbau auf vollständigen Lebenszyklusanalysen beruht, die Zusätzlichkeit gewährleistet und Unsicherheiten in Bezug auf Überwachung, Berichterstattung, Überprüfung, Dauerhaftigkeit und Verlagerung minimiert.
• Schaffung gezielter Finanzierungsmechanismen zur Unterstützung der frühzeitigen Entwicklung und Demonstration eines echten, messbaren und dauerhaften Kohlenstoffabbaus.
• Entwicklung eines Marktrahmens für schwer abbaubare Sektoren zum Erwerb von Emissionsminderungsgutschriften" und eines klaren Zeitplans für dessen Einführung.
• Erarbeitung einer Strategie, ob fossile Emissionen und Emissionen an Land durch geologische und naturnahe Speicherung ausgeglichen oder getrennt werden können.
• Festlegung von Biomassestandards, um die Verwendung von Abfallrohstoffen zu fördern und neue Flächenrodungen zu verhindern.

Darüber hinaus wird die Schaffung eines europäischen Netzes für den Transport und die dauerhafte Speicherung von CO2 ein wichtiger Faktor für die Entwicklung der Kohlenstoffabscheidung in der Zukunft sein. Insbesondere gibt es ein Potenzial für infrastrukturelle Synergien zwischen der CO2-Abscheidung über direct air capture, der Verfügbarkeit von sauberer Energie und geeigneten Bedingungen für die geologische Speicherung von CO2.

CCUS für industrielle Prozesse

Die verarbeitende Industrie in der EU ist eine Schlüsselkomponente der Gesamtwirtschaft, da sie wichtige Materialien wie Zement, Stahl, Chemikalien, Kunststoffe, Alumnium und andere herstellt, die für unseren Lebensstil in den kommenden Jahrzehnten unverzichtbar sein werden. Mit dem Übergang der EU zu einer kohlenstoffneutralen Zukunft wird die Nachfrage nach vielen dieser Materialien für Anwendungen wie Windturbinen, Fotovoltaik, Hochspannungsleitungen, elektrifizierten Verkehr und energieeffiziente Gebäude steigen. Allerdings sind diese Industrien auch sehr energie- und emissionsintensiv und machen bis zu einem Viertel der gesamten EU-Emissionen aus (einschließlich energiebezogener Emissionen)^.14 Während viele Prozesse durch Elektrifizierung dekarbonisiert werden können, wird das Erreichen von Netto-Null auch bedeuten, dass "schwer abbaubare" Emissionen wie die Prozessemissionen von Zement, Kalk und Chemikalien sowie Emissionen aus der verbleibenden Verwendung fossiler Brennstoffe (oder Biomasse) für den Antrieb von Hochtemperaturprozessen angegangen werden müssen (Abbildung 9). Die EU ist in der Lage, der Welt zu zeigen, dass eine wirklich kohlenstofffreie Industrie möglich ist, und gleichzeitig dafür zu sorgen, dass die Tausende von direkten und indirekten Arbeitsplätzen, die mit dieser Industrie verbunden sind, in der EU bleiben. Es wird erwartet, dass CCUS eine entscheidende Rolle bei der vollständigen Dekarbonisierung der Schwerindustrie spielen wird und derzeit die kostengünstigste oder einzige Option für mehrere Sektoren darstellt (Abbildung 10). Da andere Länder, darunter die USA, Kanada und das Vereinigte Königreich, die Entwicklung von CCUS für die kohlenstoffarme Industrie beschleunigen (siehe Kasten 2 zu den Initiativen der USA), wird es für die EU immer dringlicher, dafür zu sorgen, dass ihre Industrien auch in einer kohlenstoffarmen Zukunft wettbewerbs- und lebensfähig bleiben.

Abbildung 9: Überblick über den voraussichtlichen Einsatz von CCUS in den wichtigsten Industriesektoren in den Jahren 2030 und 2050 als Prozentsatz der derzeitigen sektoralen Emissionen (basierend auf verschiedenen Literaturquellen⁾⁶⁴

Abbildung 10: Geschätzte Kosten für die Produktion von kohlenstoffarmem Zement, Eisen und Stahl und Chemikalien über verschiedene ^{Produktionswege65}

In vielen dieser Sektoren steht die Einführung von CCUS in einer großtechnischen Anlage weltweit noch aus. Mit Unterstützung von Initiativen wie dem Innovationsfonds könnten jedoch mehrere Verfahren in der EU zum ersten Mal zum Einsatz kommen. Wie bei den meisten Anwendungen von CCUS wird es notwendig sein, während einer Übergangszeit, in der die Industrie in vollem Umfang dem Kohlenstoffpreis ausgesetzt ist, einen politisch unterstützten kommerziellen Nutzen für frühe Projekte zu schaffen, der über eine erste Anlage in jedem Sektor hinausgeht. Dadurch wird sichergestellt, dass die für eine breite kommerzielle Nutzung erforderlichen Technologien und Infrastrukturen rechtzeitig zur Verfügung stehen und kostenoptimiert sind. Ab 2030 sollte die dekarbonisierte Industrie auch damit beginnen, sich von der Abhängigkeit von staatlicher Unterstützung zu einer Dekarbonisierung zu bewegen, die von der Marktnachfrage und den Standards für kohlenstoffarme Produkte und Dienstleistungen angetrieben wird. Der relative Kostenanstieg bei der Produktion von kohlenstoffarmen Rohstoffen wie Stahl und Zement ist viel geringer und daher für die Verbraucher leichter zu verkraften, wenn er auf Endprodukte wie Autos oder Gebäude angewandt wird^.66

Die EU-Politik kann dazu beitragen, diesen Übergang zu beschleunigen, indem sie die Zertifizierung kohlenstoffarmer Produkte entwickelt, Regulierungsstandards für Endverbraucherprodukte festlegt und durch Initiativen im Bereich des öffentlichen Beschaffungswesens eine erste Nachfrage schafft. Viele dieser Maßnahmen können auf bestehenden oder geplanten Gesetzespaketen wie dem Vorschlag für eine Ökodesign-Verordnung für nachhaltige Produkte und der Bauprodukte-Verordnung aufbauen.

Die Herausforderung der industriellen Dekarbonisierung entwickelt sich weiter, da sich die Prozesse ändern und neue kohlenstoffarme Technologien verfügbar werden oder ihre Kosten sinken, und der Begriff "schwer abbaubar" kann weit gefasst und schlecht definiert sein. Für einige Industriezweige wie Zement, Kalk und die Herstellung bestimmter Petrochemikalien gibt es derzeit keine praktikablen Alternativen zu CCUS für die Dekarbonisierung. Für andere Industriezweige, wie z. B. die Stahlindustrie, gibt es möglicherweise alternative Wege, die oft auf kohlenstoffarmen Brennstoffen oder Rohstoffen wie Wasserstoff oder Biomasse basieren (Abbildung 9); allerdings gibt es oft keine Einheitslösung oder eine Technologie, die eine gesamte Anlage dekarbonisieren kann, insbesondere wenn der Zugang zu kohlenstoffarmer Elektrizität oder Wasserstoff eingeschränkt ist oder sich nur langsam entwickelt. Die europäischen Schwerindustriebetriebe werden weiterhin ihre optimalen technisch-wirtschaftlichen Wege zur Dekarbonisierung bewerten und identifizieren, und die politischen Entscheidungsträger könnten beschließen, dass Subventionen für Technologien wie CCUS von einem gründlichen Nachweis abhängig gemacht werden, dass alternative Lösungen nicht praktikabel oder noch nicht verfügbar sind (eine solche Anforderung ist ein Merkmal des niederländischen Förderprogramms SDE++; siehe Anhang 2). Das wirksamste Mittel, um eine rasche, marktorientierte Dekarbonisierung dieses Sektors zu erreichen - und damit die kumulativen Emissionen zu minimieren - ist die Gewährleistung eines maximalen Zugangs zu allen Arten von Infrastrukturen, sei es CO2, Wasserstoff oder kohlenstoffarmer Strom. Auch die CO2-Abscheidung ist ein energieintensiver Prozess, und während viele Emittenten die verfügbare Abwärme nutzen können, werden einige Industrien - insbesondere Zement- und Kalkwerke - in hohem Maße auf den Zugang zu kohlenstoffarmer Energie angewiesen sein.

Zusätzlich zu den oben aufgeführten umfassenden finanziellen und infrastrukturellen Unterstützungsmaßnahmen könnten Schritte zur Maximierung des Dekarbonisierungspotenzials von CCUS in der Industrie Folgendes umfassen:

• Schaffung eines wichtigen Projekts von gemeinsamem europäischen Interesse (IPCEI) für CCUS und einer Industriepartnerschaft nach dem Vorbild der Wasserstoff-Allianz sowie angemessene Anerkennung von CCUS in anderen relevanten IPCEI.
• Technologieneutrale Finanzierung der industriellen Dekarbonisierung durch Mechanismen wie CO2-Differenzverträge, die über die Phase der Erstausrüstung hinaus zugänglich sind.
• Standards für die "beste verfügbare Technologie" und leistungsabhängige Anreize und Vorschriften, um sicherzustellen, dass die CCUS-Anlagen hohe Abscheideraten beibehalten und alternative Technologien bewertet werden, sofern sie verfügbar sind.
• Ermutigung der Mitgliedstaaten und der Interessengruppen aus der Industrie, schwer zu vermeidende Emissionen zu ermitteln und einzustufen, Dekarbonisierungsfahrpläne für wichtige Industriesektoren zu entwickeln, die tragfähig und für beide Seiten erreichbar sind (d. h. nicht von denselben Ressourcen abhängen), und die industrielle Dekarbonisierung in den NECP angemessen zu berücksichtigen.
• Strenge Produktzertifizierung zur Unterstützung der Nachfrage nach kohlenstoffarmen Produkten.
• Einführung eines öffentlichen Beschaffungswesens für kohlenstoffarme Produkte, wie z. B. Beton und Stahl.
• Einführung von Grenzwerten für die Kohlenstoffintensität oder von sektoralen Zielen für kohlenstoffarme Produkte in Endverbrauchssektoren wie Bauwesen und Fahrzeuge.

In den Anhängen finden Sie kurze Fallstudien zu Fragen der CCUS-Einführung in wichtigen Industriesektoren.

CCUS im Energiesektor

Da die Kosten für Wind- und Solarenergie in den letzten zehn Jahren drastisch gesunken sind, hat der frühe politische Fokus der EU auf CCS als Dekarbonisierungstechnologie für fossil befeuerte Kraftwerke stark nachgelassen. Dennoch liefern fossile Brennstoffe immer noch etwa ein Drittel des Stroms in der Region und sind für etwa 25 % der CO2-Emissionen verantwortlich. Erst im Jahr 2020 wurden große Kohlekraftwerke in Betrieb genommen (über 4,4 GW), und in vielen Ländern sind erhebliche neue Gaskraftwerkskapazitäten im Bau oder in Planung (schätzungsweise fast 30 GW)^.67 Vor allem effiziente Gaskraftwerke werden voraussichtlich in mehreren Mitgliedstaaten ein fester Bestandteil des Energiemixes bleiben, da die Kapazitäten der erneuerbaren Energien ausgebaut und die Kohlekraft schrittweise abgebaut wird. Diese Kraftwerke sind in der Lage, die intermittierende Stromerzeugung flexibel zu unterstützen, und könnten als schnell einsetzbare Ergänzung zu groß angelegten, langlebigen Formen der Energiespeicherung dienen, wie z. B. die Umwandlung von Strom in Wasserstoff. Angesichts des Ausmaßes der Herausforderung, eine rasche Dekarbonisierung des Netzes zu erreichen, und der Anzahl der bestehenden und geplanten fossilen Anlagen können mit CCUS ausgestattete Kraftwerke eine Rolle bei der Beschleunigung dieses Übergangs und der Verringerung der gegenwärtig erheblichen "eingeschlossenen" Emissionen, die bis 2050 anfallen werden, spielen.

Da Versorgungskraftwerke im Allgemeinen im Vergleich zu den meisten industriellen Emittenten relativ große CO2-Punktquellen darstellen, können sie Möglichkeiten zur Verringerung in großem Maßstab bieten, und ihre potenziellen aufgefangenen Emissionen müssen bei der CO2-Infrastrukturplanung sorgfältig berücksichtigt werden. In dieser Hinsicht können mit CCUS ausgerüstete Kraftwerke an einigen Orten als CO2-Infrastrukturknotenpunkte fungieren, da sie Größenvorteile ermöglichen.

Die Ergänzung von mit Biomasse befeuerten Kraftwerken, wie z. B. bestehenden Kohle- oder Gaskraftwerken, die auf den Betrieb mit nachhaltig erzeugter fester Biomasse oder Biogas umgestellt werden, kann diese Anlagen in die Lage versetzen, auch eine permanente Kohlenstoffabscheidung durch BECCS zu ermöglichen. Darüber hinaus bieten mit Biomasse befeuerte Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) eine vielversprechende Möglichkeit für die Integration mit der CO2-Abscheidung, da ein Großteil der für die Abscheidung erforderlichen Energie als Nutzwärme zurückgewonnen werden kann^.68 Zu den Empfehlungen für die potenzielle Einführung von CCUS im Energiesektor gehören:

• Erwägung einer gesetzlichen Anforderung für CCUS (mit hohen Abscheidungsraten als "BAT"-Standard) als Verpflichtung für alle neuen fossilen Kapazitäten.
• Erwägung zusätzlicher Strommarktmechanismen, um die Rentabilität einer kohlenstoffarmen, abschaltbaren Stromerzeugung zu unterstützen und eine vorrangige Abschaltung gegenüber kohlenstoffintensiveren Quellen zu gewährleisten (ein Beispiel ist das im Vereinigten Königreich vorgeschlagene Dispatchable Power Agreement)^.69
• Ermittlung von fossil befeuerten Anlagen, die für die Bereitstellung von BECCS sinnvoll umgewidmet werden können.

Schlussfolgerungen

Es besteht ein zunehmender wissenschaftlicher und politischer Konsens darüber, dass die breite Einführung von CCUS (in der Größenordnung von mehreren 100 Mio. t/Jahr) erforderlich ist, wenn die EU ihre Klimaziele erreichen will. Da diese Notwendigkeit durch langfristige Analysen tragfähiger Dekarbonisierungspfade auf nationaler Ebene deutlich wird, haben mehrere Mitgliedstaaten - insbesondere in der Nordseeregion - damit begonnen, diese Technologie aktiv zu unterstützen und einzusetzen. Die Kommission muss nun eine wichtige Rolle bei der Koordinierung, Optimierung und Beschleunigung dieser Entwicklungen spielen, die zwangsläufig grenzüberschreitend stattfinden werden, und gleichzeitig sicherstellen, dass kein Mitgliedstaat und keine Region bei ihren Bemühungen um eine Dekarbonisierung mit CCUS-Technologien zurückbleibt. Ohne diese Führungsrolle ist es schwer vorstellbar, wie sich CO2-Abscheidung, -Transport, -Nutzung und -Speicherung ausreichend schnell und in der erforderlichen Größenordnung entwickeln werden, und die Industrie wird nicht in der Lage sein, die Vorgaben des europäischen Green Deal zu erfüllen. Zu diesem Zweck bietet dieses Visionsdokument einen ersten Schritt und eine Reihe von Empfehlungen für eine umfassende CCUS-Strategie für die EU.

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Anhang 1. Fallstudien aus der Industrie

Zement und Kalk

Die Zement- und Kalkindustrie ist einer der treibhausgasintensivsten Industriesektoren in der EU und für über 3 % der Treibhausgasemissionen in der Region verantwortlich^.70 Da etwa zwei Drittel der von Zement- und Kalkwerken freigesetzten CO2-Emissionen mit der Kalzinierung von Kalziumkarbonat verbunden sind, lassen sich diese "Prozessemissionen" nicht durch Brennstoffwechsel oder Elektrifizierung vermeiden, sondern können nur durch CCUS angegangen werden. Die Zementindustrie spielt daher eine wichtige Rolle in den aktuellen Plänen für den großtechnischen Einsatz von CCUS in der Region. Ein Projekt wird derzeit in Brevik in Norwegen gebaut, und vier weitere Projekte wurden im Rahmen der ersten beiden Aufforderungen des Innovationsfonds in Frankreich, Bulgarien, Deutschland und Polen ausgewählt (zusätzlich zu einem Kalkwerk in Frankreich). Andere Strategien zur Dekarbonisierung von Zement und Kalk umfassen die Verbesserung der Prozesseffizienz (die in der Regel an den EU-Standorten bereits maximiert wurde), die Umstellung auf kohlenstoffarme Brennstoffe oder Strom für die Prozessheizung und im Falle von Zement die Verwendung von Klinkerersatzstoffen wie Hochofenschlacke. Die meisten Prognosen der Industrie gehen jedoch davon aus, dass CCUS bis zu etwa der Hälfte der CO2-Reduzierung beitragen kann, die erforderlich ist, um eine Netto-Nullstellung zu erreichen. Langfristig könnten kohlenstoffärmere Alternativen zu Zement - wie z. B. Materialien auf Magnesiumoxidbasis - technisch ausgereift sein, aber es wird nicht erwartet, dass sie innerhalb des Zeitrahmens für das Erreichen von Netto-Null bis 2050 einen wesentlichen Beitrag leisten werden.

Für die CO2-Abscheidung aus Zement- und Kalkwerken werden derzeit mehrere technische Ansätze entwickelt: Erstens die Nachverbrennung von Standard-Rauchgasen unter Verwendung von Lösungsmitteln zur CO2-Abscheidung, wie sie in Brevik eingesetzt werden. Zweitens ein Oxyfuel-Verfahren, wie es im Rahmen des K6-Projekts in Frankreich und in Lägerdorf in Deutschland vorgeschlagen wird, bei dem die Verbrennung und Kalzinierung in einem Gemisch aus Sauerstoff und CO2 erfolgt, wodurch ein relativ reiner CO2-Strom entsteht. Drittens kann der Zementofen indirekt beheizt werden, wodurch die CO2-reichen Prozessemissionen von den verbrennungsbedingten Emissionen getrennt werden, wie es derzeit im Pilotmaßstab im Rahmen des LEILAC-Projekts in Belgien (und dessen geplanter Ausweitung in Deutschland) erprobt wird; dieses Verfahren könnte am effektivsten mit indirekter Beheizung durch Elektrifizierung oder eine andere kohlenstoffarme Wärmequelle kombiniert werden. Jede dieser Technologien verdient weitere Entwicklung, da die optimale Lösung für eine bestimmte Anlage von einer Reihe standortspezifischer Faktoren abhängt, darunter die Verfügbarkeit von Abwärme, kohlenstoffarmen Brennstoffen oder Strom und Sauerstoff (möglicherweise als Nebenprodukt des Elektrolyseurs). Aufgrund der relativ geringen Verfügbarkeit von Abwärme in Zementwerken stellt der mit allen Formen der CO2-Abscheidungstechnologie verbundene Energiebedarf eine Herausforderung für den Sektor dar, und die potenziellen Anforderungen an eine erweiterte Energieinfrastruktur (z. B. erneuerbare Energieversorgung und -bereitstellung) sollten berücksichtigt werden.

Da Zement- und Kalkwerke in der Regel in der Nähe von Steinbrüchen und lokalen Kunden und nicht in der Nähe anderer Industriezweige in Clustern angesiedelt sind, stellt der leichte Zugang zur CO2-Transportinfrastruktur für viele Standorte in der EU eine Herausforderung dar. Die derzeit im Rahmen des Innovationsfonds ausgewählten Projekte haben die Nutzung einer Reihe von Transportoptionen für die Verbindung zu den Lagerstätten vorgeschlagen, darunter Bahn, Schiff und Pipeline - manchmal in Kombination. In einigen Fällen kann sich die lokale CO2-Nutzung als nützliche Zwischenlösung erweisen.

Sobald die Abscheidungstechnologien vollständig kommerzialisiert und die CO2-Infrastruktur weithin verfügbar ist, kann die Herstellung von kohlenstoffarmem oder kohlenstofffreiem Zement am wirksamsten durch die Marktnachfrage im Gebäudesektor gefördert werden. Dies könnte mit der Beschaffung von kohlenstoffarmem Zement für öffentliche Projekte beginnen und durch regulatorische Maßnahmen wie die Aufnahme von Kohlenstoff-Fußabdrücken in Gebäudenormen auf den privaten Sektor ausgedehnt werden.

Stahl

Der Eisen- und Stahlsektor ist mit einem Anteil von über 5 % an den gesamten Treibhausgasemissionen die größte Quelle industrieller Emissionen in der EU^.71 Stahl ist eine Eisenlegierung, die auf zwei Hauptwegen hergestellt werden kann: Primärstahl" aus der Verarbeitung von Eisenerz und "Sekundärstahl" aus dem Recycling von Stahlschrott in einem Elektrolichtbogenofen (EAF). Sekundärstahl ist weitaus weniger kohlenstoffintensiv als Primärstahl und macht derzeit etwa 40 % der europäischen Produktion aus. Allerdings sind der Wiederverwertung von Stahl Grenzen gesetzt, die sich sowohl aus der Verfügbarkeit von geeignetem Schrott als auch aus den Qualitätsanforderungen an das Endprodukt ergeben. Daher wird auch in Zukunft ein erheblicher Anteil der Primärstahlproduktion erforderlich sein.

Nahezu der gesamte Primärstahl in der EU wird im sehr kohlenstoffintensiven Hochofenverfahren hergestellt, bei dem Eisenerz mit Kokskohle bei hohen Temperaturen chemisch reduziert wird, bevor es in einem einfachen Sauerstoffofen zu Stahl weiterverarbeitet wird. Viele Stahlerzeuger in der Region streben nun eine Umstellung auf das alternative Verfahren des direkt reduzierten Eisens (DRI) an, das mit Erdgas (etwa halb so kohlenstoffintensiv wie das Hochofenverfahren) oder sogar vollständig mit kohlenstoffarmem oder erneuerbarem Wasserstoff betrieben werden kann, wodurch die CO2-Emissionen auf ein wesentlich niedrigeres Niveau sinken könnten. Derzeit entfallen auf das DRI-Verfahren (das meist mit Erdgas betrieben wird) nur etwa 5 % der weltweiten Stahlproduktion, und in der EU ist nur eine Anlage in Betrieb. Die größte Herausforderung bei der Umstellung aller Hochofenstandorte auf eine kohlenstoffarme Form von DRI besteht in der Beschaffung ausreichender Wasserstoffmengen; Studien zufolge wären über 60 Mrd. m3 (5,4 Mio. t) Wasserstoff erforderlich, um die 92 Mio. t der EU-Stahlproduktion im Jahr 2018 zu erreichen. Würde er vollständig aus einer mit erneuerbaren Energien betriebenen Elektrolyse gewonnen, wären dafür fast 350 TWh an erneuerbarer Energieerzeugung erforderlich, was mehr als dem Doppelten der gesamten heutigen Solarstromproduktion in der EU entspricht^.72

Während die Umstellung von Hochofenanlagen auf DRI ein wichtiger Weg zur Dekarbonisierung des Primärstahls in der EU sein wird, sehen einige Akteure der Industrie auch eine ergänzende Rolle für CCUS vor. Zu den möglichen Anwendungen gehören:

• Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff aus Methan für Wasserstoff-DRI.
• Abscheidung von CO2 aus mit Erdgas betriebenen DRI-Anlagen - möglicherweise während des Übergangs zu einer 100%igen Wasserstoffumwandlung oder langfristig, wenn die Wasserstoffversorgung unzureichend ist.
• Abscheidung von CO2 aus den verbleibenden Hochöfen - möglicherweise zusammen mit einer neuen DRI-Anlage am selben Standort.
• Abscheidung von CO und CO2 aus Hochöfen für CCU-Anwendungen.
• Abscheidung von CO2 aus Elektrolichtbogenöfen (insbesondere, wenn in diesem Stadium Legierungskohlenstoff hinzugefügt wird).
• Abscheidung von CO2 aus Hilfsprozessen und nachgelagerten Prozessen, die schwer zu elektrifizieren sind.

Eine der Herausforderungen bei der tiefen Dekarbonisierung über die Wasserstoff-DRI-Route ist die Notwendigkeit, dem Eisen an einem bestimmten Punkt des Prozesses Legierungskohlenstoff zuzuführen; bei der konventionellen Stahlerzeugung würde dieser Kohlenstoff aus der Kokskohle oder dem Erdgas stammen. In einem wasserstoffbasierten DRI-Verfahren könnte biogener Kohlenstoff verwendet werden, indem ein kleiner Teil des Biogases in den DRI-Reaktor oder Biokohle in das EAF eingebracht wird. Alternativ kann der Elektrolyseur eine Quelle für Eisen mit höherem Kohlenstoffgehalt zugeführt werden, was die Beibehaltung eines mit CCUS ausgerüsteten Hochofens am Standort sinnvoll machen könnte.

Die Abscheidung von CO2 aus Gichtgas wurde weltweit nur im Pilotmaßstab erprobt, beispielsweise im Rahmen des EU-finanzierten Projekts STEPWISE. Seit 2017 wird CCS in einer großtechnischen DRI-Anlage in Abu Dhabi mit einem kommerziellen Verfahren betrieben, das einen Teil (~40-50 %) des erzeugten CO2 abscheidet. Angesichts des enormen Ausmaßes der Stahlemissionen in der EU und weltweit wäre die Förderung der weiteren Entwicklung von CCUS in diesem Sektor eine umsichtige Strategie zur Gewährleistung einer tiefgreifenden Dekarbonisierung und der Widerstandsfähigkeit gegenüber einer künftigen Verknappung von Wasserstoff oder erneuerbaren Energien. Mit 330.000 Arbeitsplätzen und 2,6 Millionen indirekten Arbeitsplätzen, die mit dem Sektor verbunden sind, ist es zwingend notwendig, dass eine kohlenstoffarme Stahlindustrie in der EU erhalten werden kann.

Energiegewinnung aus Abfall

Waste-to-Energy (WtE)-Anlagen nutzen die aus der Verbrennung von Abfallströmen gewonnene Wärme zur Stromerzeugung oder liefern direkt Wärme für Anwendungen wie Fernwärme. Sie spielen in der heutigen Gesellschaft eine doppelte Rolle. In erster Linie erfüllt die WtE eine hygienische Funktion durch die Behandlung von Haushalts- und Industrieabfällen, die nicht recycelt werden können oder sollen. Darüber hinaus fungieren WtE-Anlagen durch die Behandlung der bei Sortier- und Recyclingaktivitäten anfallenden Rückstände auch als zuverlässige Schadstoffsenke. Zweitens nutzen WtE-Anlagen die im Restmüll enthaltene Energie für die Erzeugung von Strom, Wärme und Kälte. Im Jahr 2021 entsprach die durch WtE in Europa erzeugte Primärenergiemenge 13,8 Mrd. m³ Erdgas. Dies entspricht etwa 9 % der Erdgasimporte der EU aus Russland
(155 Mrd. m³) in diesem Jahr^.73

Abgesehen von den Einsparungen an CO2-Emissionen, die durch die Substitution fossiler Brennstoffe durch WtE erzielt werden können, trägt WtE auch zur Verringerung der Treibhausgasemissionen bei, indem es die Umleitung von Deponien erleichtert, d. h., dass Abfälle von Deponien auf Behandlungswege umgeleitet werden, die in der Abfallhierarchie weiter oben stehen. Bei der Zersetzung von Abfällen auf Deponien entsteht Methan - ein Treibhausgas, das auf 100-Jahres-Sicht 28-mal stärker ist als CO2 und auf 20-Jahres-Sicht 86-mal stärker^.74

Darüber hinaus können in WtE-Anlagen weitere CO2-eq-Einsparungen durch die Rückgewinnung von wertvollen Rohstoffen wie Eisen- und Nichteisenmetallen aus der Verbrennungsschlacke (IBA) nach dem Verbrennungsprozess erzielt werden.

Trotz dieses wichtigen Klimanutzens gibt es immer noch Emissionen aus WtE-Anlagen, die in Angriff genommen werden müssen. Haushaltsabfälle allein sind für 3 % der Treibhausgasemissionen in der EU (und 5 % weltweit) verantwortlich^.75 EU-weit sind fast 500 WtE-Anlagen in Betrieb, die in vielen Städten zu den größten Emissionsquellen gehören. Viele Anlagen haben bereits Pläne für die Installation einer CO2-Abtrennung, häufig aufgrund ehrgeiziger kommunaler Dekarbonisierungsziele und der Tatsache, dass keine alternativen Dekarbonisierungsoptionen verfügbar sind. Die Abfallverwertungsquoten haben sich in der EU stetig verbessert, aber ein Teil der nicht verwertbaren Abfälle wird voraussichtlich in absehbarer Zukunft bestehen bleiben. Dem IPCC zufolge könnte die Integration von WtE und CCS dazu führen, dass Abfall zu einer Energiequelle mit Netto-Null-Emissionen oder sogar Netto-Negativ-Emissionen wird. Allein in Europa hat die Integration von CCS in WtE-Anlagen das Potenzial, jährlich etwa 60 bis 70 Millionen Tonnen Kohlendioxid abzuscheiden.

Das durch WtE erzeugte CO2 muss je nach Herkunft in zwei Kategorien unterschieden werden:

• Fossiles CO2 aus der Verbrennung von fossilen Abfällen, wie z. B. Kunststoffresten.
• Biogenes CO2 aus der biogenen Fraktion verschiedener Abfallströme, wie z. B. Papier- und Pappereste, Holz, Leder, Lebensmittel und Grünabfälle, die verunreinigt und daher nicht wiederverwertbar sind.

Da etwa 50-85 % der verbrannten Abfallströme biogenen Ursprungs sind, was einem biogenen Anteil von 40-60 % des emittierten CO2 entspricht, können WtE-Anlagen bei der CO2-Entfernung durch BECCS eine wichtige Rolle spielen (wie Vizepräsident Timmermans bestätigte). Nach Angaben der ETH Zürich könnten die derzeitigen WtE-Anlagen in Europa jährlich 35 Mio. t CO2 aus der Atmosphäre entfernen, wenn sie mit CCS ausgestattet wären^.76 Dies ohne weitere Landnutzung, die eine Einschränkung für BECCS-Anlagen mit herkömmlichen Biomassequellen darstellen könnte.

Die Amager Bakke WtE-Anlage von ARC in Kopenhagen hat eine CO2-Abscheidungstechnologie erprobt und ein großtechnisches System vorgeschlagen, das ein Ankerprojekt im Rahmen des geplanten C4-Clusters wäre - einer Sammlung von öffentlichen Versorgungsunternehmen in der Stadt, die eine gemeinsame CO2-Infrastruktur erforschen. Ein kommerzielles CO2-Abscheidungssystem ist auch in der AVR-Anlage in Duiven, Niederlande, in Betrieb, wo 60 kt/Jahr CO2 an lokale Gewächshäuser geliefert werden. In den unmittelbaren Nachbarländern der EU machen WtE-Anlagen fast 40 % der Anträge im Rahmen des britischen CCUS-Finanzierungsverfahrens aus, während in Norwegen Hafslund Oslo Celsio mit dem Bau der weltweit ersten großtechnischen Abscheidungsanlage mit dauerhafter geologischer Speicherung von 400 000 kt/Jahr in der Nordsee begonnen hat, nachdem das norwegische Longship-Projekt, die Gemeinde und andere Investoren die Finanzierung übernommen haben.

Abgesehen von lokalen Dekarbonisierungszielen gibt es derzeit kaum Anreize, CO2 aus WtE-Anlagen abzuscheiden, die mit Ausnahme Dänemarks und Schwedens nicht in das Emissionshandelssystem einbezogen sind. Die derzeitige Überarbeitung der ETS-Richtlinie könnte jedoch dazu führen, dass WtE-Emissionen dem Kohlenstoffpreis unterworfen werden. Darüber hinaus gibt es in mehreren Ländern nationale Verbrennungssteuern für fossile CO2-Emissionen. Dies kann zwar die Dekarbonisierung des Sektors vorantreiben, doch sollte die Politik sorgfältig konzipiert werden, um zu vermeiden, dass Abfälle auf Deponien abgelagert oder aus der EU exportiert werden, und vor allem, um sicherzustellen, dass die Recyclingraten weiterhin maximiert werden. Wie auch in anderen Branchen werden die Anbieter von kohlenstoffarmen, kohlenstofffreien oder kohlenstoffnegativen Abfallbehandlungsdienstleistungen neue Anreize benötigen, um die Kostenlücke zur konventionellen Entsorgung zu schließen und ihre Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten. Dies könnte durch ein Differenzvertragsmodell, direkte Gebührenunterstützung oder Projektzuschüsse geschehen, bis eine ausreichende Marktnachfrage nach CO2-neutralen Abfallbehandlungsdienstleistungen besteht. Auch der Verkauf von Kohlenstoffabbauzertifikaten kann eine wichtige Rolle bei der Finanzierung künftiger WtE-CCS-Anlagen spielen.

Die EU-Politik im Rahmen der Abfallrichtlinie zielt derzeit darauf ab, gemischte Bioabfallströme durch getrennte Sammlung, Kompostierung und anaerobe Vergärung deutlich zu reduzieren. Mit der verstärkten Trennung von Kunststoffen an der Quelle und der Zunahme biobasierter Produkte auf dem Markt könnte die Menge biogener Inhalte im Restmüll jedoch potenziell steigen. In Zukunft sollten die EU und die nationalen Regierungen bestrebt sein, bestehende Anlagen mit CCUS-Technologie auszustatten, und alle neuen Abfallverbrennungsanlagen sollten mit CCUS gebaut werden. Die künftige Rolle von CCUS im Abfallsektor sollte angemessen in die übergreifenden Strategien der EU für die Kreislaufwirtschaft, die Sektorintegration, die Klimafinanzierung und das Zertifizierungssystem für den Kohlenstoffabbau integriert werden.

Anhang 2. Länder-Fallstudien

Dänemark

Politischer Rahmen

In den letzten Jahrzehnten sind die dänischen Energiequellen schrittweise von fossilen Brennstoffen auf erneuerbare Energien umgestellt worden, und bis 2019 hat Dänemark seine gesamten Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 um 39,6 % gesenkt^.77 Dies war vor allem das Ergebnis einer klugen und umsichtigen Planung und der richtigen Investitionsentscheidungen. In den letzten Jahren hat Dänemark auf diesem Erbe aufgebaut und sich einige der ehrgeizigsten Klimaziele und Emissionsreduktionsvorgaben der Welt gesetzt.

Am 6. Dezember 2019 einigten sich 8 der 10 Parteien im dänischen Parlament auf ein rechtsverbindliches nationales Klimagesetz^.78 Dieses beinhaltete ein rechtsverbindliches Ziel zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 70 % bis 2030 (im Vergleich zu 1990). Seit der Verabschiedung des Klimagesetzes hat Dänemark auf breite politische Vereinbarungen zur Emissionsreduzierung hingearbeitet und im Juni 2020 eine Klimavereinbarung für Energie und ^Industrie79 abgeschlossen, in der eine breite Mehrheit der Parteien im dänischen Parlament zustimmte, dass es in Zukunft möglich sein muss, CO2 in Dänemark abzuscheiden, zu transportieren, zu nutzen und zu speichern sowie abgeschiedenes CO2 über die Landesgrenzen hinaus zu transportieren, sofern dies unter sicheren und umweltfreundlichen Bedingungen geschieht. Die Vereinbarung sieht vor, dass insgesamt etwa 16,6 Mrd. DKK (rund 2,2 Mrd. €) in den Preisen von 2023 für die Entwicklung und Umsetzung dieser Technologien bereitgestellt werden.

Darüber hinaus wurde in den politischen Vereinbarungen vom 30. Juni 2021 und vom 14. Dezember 2021 ein Fahrplan für die Abscheidung, den Transport und die Speicherung von CO2 vereinbart.⁸⁰ Die Vereinbarungen stellen eine Gesamtstrategie für CO2-abscheidung und die Speicherung (CCS) in Dänemark dar und bringen das Ziel zum Ausdruck, CCS langfristig zu Marktbedingungen einzuführen, dem Geologischen Dienst Dänemarks und Grönlands (GEUS) Mittel für die Untersuchung potenzieller Speicherstandorte zuzuweisen, um Dänemark zu einer europäischen Drehscheibe für die CO2-Speicherung zu machen und sechs regionale Cluster einzurichten, sowie sicherzustellen, dass die richtigen Rechtsvorschriften und Infrastrukturen vorhanden sind.

Ergänzend dazu werden in der jährlichen Haushaltsvereinbarung (Grünes Kapitel) 2022 vom 4. Dezember 2022 rund 2,6 Mrd. DKK (350 Mio. EUR) in den Preisen von 2023 für die Abscheidung von CO2 und die Erreichung negativer Emissionen bereitgestellt (Tabelle 2). Darüber hinaus wurde am 24. Juni 2022 eine breite politische Einigung über eine Kohlenstoffsteuer erzielt, die weitere 19,5 Mrd. DKK (2,6 Mrd. €) für CCS bereitstellt, so dass insgesamt etwa 38,2 Mrd. DKK (ca. 5,2 Mrd. €) für CCUS zur Verfügung stehen, was im Jahr 2030 zu einer Speicherung von 3,2 Mio. t CO2 führen soll.

Umsetzung

Die Kombination der oben genannten Maßnahmen bildet den politischen Rahmen für die dänischen CCS-Bemühungen, die sich auf die Bereitstellung von Speicherstätten, die Ermöglichung des grenzüberschreitenden CO2-Transports und die Schaffung von Mechanismen zur Förderung der CO2-Abscheidung durch die Emittenten konzentrieren.

Tabelle 2: Dänemarks Subventionsregelungen für CCS

	CCUS	NECCS	GSR
Förderfähig	Negative Emissionen und Reduktionen aus technologischen Abgasprozessen	Negative Emissionen aus technologischen Prozessen	Negative Emissionen und Reduktionen durch technologische Prozesse, ohne den Agrarsektor
Förderfähige CO2-Quellen	Fossile und biogene Stoffe	Biogene (einschließlich DACCS)	Fossile und biogene Stoffe (einschließlich DACCS)
Vertragslaufzeit	Bis zu 20 Jahre pro Vertrag mit Ausstiegsoption und Einbehaltungsstrafe	Bis zu 8 Jahre pro Vertrag mit Ausstiegsoption (begrenzte Selbstbehaltstrafe)	Bis zu 15 Jahre pro Vertrag mit Ausstiegsoption (begrenzte Selbstbehaltstrafe)
Vorfinanzierungen	Nein	Ja	Nein
Erstes Jahr der Verringerung	2025/26	2024/25	2026/27
Zeitraum der Unterstützung	2024-2049	2023-2032	2026-2043
Haushalt (2023-Preise)	16,6 mia. kr.	2,6 mia. kr.	19,5 mia. kr.

In diesem Zusammenhang hat Dänemark die Änderung von Artikel 6 des Londoner Protokolls von 2009 akzeptiert und den Generalsekretär der Internationalen Seeschifffahrtsorganisation (IMO) von seiner Absicht unterrichtet, von der vorläufigen Anwendung der Änderung von Artikel 6 des Londoner Protokolls von 2009 gemäß Entschließung LP.5 (14) Gebrauch zu machen. Beide Notifikationen wurden am 27. Januar 2022 beim Sekretariat der IMO hinterlegt. Darüber hinaus hat Dänemark am 26. September 2022 die weltweit erste bilaterale Vereinbarung mit Belgien über den Transport von CO2 zum Zweck der dauerhaften geologischen Speicherung unterzeichnet^.81

Dänemarks erste Ausschreibung für CO2-Speichergenehmigungen öffnete am 15. August 2022 für Genehmigungsanträge bis zum 1. Oktober 2022 für die Exploration und Speicherung von CO2 in einem abgegrenzten Gebiet im dänischen Teil der Nordsee. Um neue Speicherstätten zu ermöglichen, hat GEUS die Aufgabe, ab 2022-2024 potenzielle Speicherstätten in Dänemark zu ermitteln. Potenzielle Speicherstätten können sich entweder offshore, near-shore oder onshore befinden. Da die Einrichtung von Speicherstandorten als langwieriger Prozess gilt und Faktoren wie die lokale Unterstützung für die Entwicklung an Land wichtig sind, ist es notwendig, frühzeitig mit den betreffenden Regionen, Gemeinden und Bürgern zusammenzuarbeiten. Acht neue potenzielle Speicherstandorte wurden bereits identifiziert, und GEUS hat in Stenlille und Havnsø seismische Daten gesammelt, und plant, dies auch in Gassum, Thorning, Rødby und Jammerbugt zu tun (Abbildung 11). Gleichzeitig führt die dänische Energiebehörde eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Strukturen durch. Ziel ist es, diese Gebiete für eine öffentliche Ausschreibungsrunde im Jahr 2024 freizugeben.

In einigen Fällen befinden sich potenzielle Speicherstätten in der Nähe der dänischen Emittenten, aber es besteht auch ein Bedarf für den Transport von CO2 zu den Speicherstätten. Die dänische Energiebehörde hat in Dänemark sechs Cluster mit erheblichen Emissionen ermittelt (Abbildung 12). Diese befinden sich um die Städte Kopenhagen, Odense, Fredericia, Esbjerg, Aarhus und Aalborg. Die relevanten Interessengruppen in diesen Clustern haben die Aufgabe, ihre Empfehlungen zu möglichen Verkehrsinfrastrukturen und Eigentumsmodellen vorzulegen sowie Synergien untereinander und den Transport von CO2 aus anderen Ländern zu berücksichtigen, um Konsistenz zu gewährleisten. Die endgültigen Empfehlungen werden am 2. Januar 2023 vorgelegt.

Abbildung 11: Die Verteilung der potenziellen CO2-Speicherressourcen Dänemarks mit den acht identifizierten Speicherstandorten und den wichtigsten Verursachern

Abbildung 12: Die sechs von der dänischen Energieagentur identifizierten emissionsintensiven Cluster

Die Niederlande

Eine Kombination von Faktoren hat dazu beigetragen, dass die Niederlande bei der Einführung von CCUS in der EU eine Vorreiterrolle einnehmen. Dazu gehören eine erhebliche regionale Konzentration von Industrieemissionen (Cluster), vielversprechende geologische Speichervorkommen und starke Klimabestrebungen. Starker lokaler Widerstand führte jedoch 2010 zur Absage eines CCS-Projekts im Zusammenhang mit der Shell-Raffinerie Pernis, was dazu führte, dass die Onshore-Speicherung im Land im Rahmen der nationalen Umsetzung der CO2-Speicherrichtlinie verboten wurde. Das ROAD-Projekt zur Abscheidung von CO2 aus einem Kohlekraftwerk in Rotterdam wurde ebenfalls gestrichen, unter anderem aufgrund der Umsetzung einer Politik des Kohleausstiegs. Trotz dieser Fehlstarts kehrte CCUS im Rahmen des Klimaabkommens von 2019 auf die Klimaagenda zurück, in dem der Technologie eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung der Industrie zuerkannt wurde, um die angestrebte Emissionsreduzierung von 49 % bis 2030 zu erreichen.82 Im Rahmen eines umfassenden Dialogs mit Interessenvertretern aus Industrie, Wissenschaft und Zivilgesellschaft wurden Beschränkungen für den geplanten CCUS-Einsatz eingeführt, darunter eine Obergrenze von 10,2 Mio. Tonnen CO2-Abscheidung, die subventioniert werden soll^,83 eine Anforderung an die Industrie, nachzuweisen, dass keine anderen kosteneffizienten Alternativen für die Dekarbonisierung zur Verfügung stehen (das "Sieb"), und die Verpflichtung, die Subventionen für CCUS bis 2035 einzustellen. In der Vereinbarung wurden fünf wichtige Industriecluster identifiziert, wobei ein sechster (der Zesde-Cluster) manchmal in späteren Analysen berücksichtigt wird (Abbildung 13)^.76

Um die Einführung von CCUS in der Industrie zu finanzieren, wurde das niederländische Programm für eine nachhaltige Energiewende (Stimulering Duurzame Energietransitie, SDE) zur Förderung des Einsatzes erneuerbarer Energien im Jahr 2020 auf CO2-abscheidung ausgeweitet, das auch die Nutzung und Speicherung sowie andere Dekarbonisierungstechnologien umfasst. Im Rahmen dieser erweiterten "SDE++"-Regelung konkurrieren die Projekte auf der Grundlage der Kosten für die Kohlenstoffreduzierung um eine Finanzierung; dies geschieht in vier separaten Phasen mit steigender Höchstförderung, die in der letzten Phase bis zu 300 €/t CO2 reicht^.42 Erfolgreiche Projekte können dann eine Förderung in Höhe der Differenz zwischen ihren tatsächlichen Betriebskosten und dem Marktwert des erzeugten Produkts erhalten, die auf einer durchschnittlichen jährlichen Basis für eine Vertragslaufzeit von 12 oder 15 Jahren berechnet wird.

Abbildung 13: Die sechs wichtigsten Industriecluster in den ^{Niederlanden84}

Von den 4,76 Mrd. EUR, die in der SDE++-Runde 2020 vergeben wurden, erhielten die Angebote von vier Emittenten im Rotterdamer Hafen für die Finanzierung der CO2-Abscheidung und -Speicherung den Zuschlag für eine garantierte Finanzierung von bis zu 2,1 Mrd. EUR. Die 2,5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr, die von diesen Emittenten gemeinsam abgeschieden werden, werden über eine CO2-Pipeline und eine küstennahe Speicherstätte, das sogenannte Porthos-Projekt, transportiert. Porthos wird eine Speicherstätte nutzen, die zum Teil im Rahmen des ROAD-Projekts entwickelt wurde und deren Kapazität auf die vier vertraglich vereinbarten Anlagen beschränkt ist, während die Onshore-Pipeline für zusätzliche 7,5 Mio. t/Jahr ausgelegt sein wird.

CO2-abscheidung Projekte stellten auch die Mehrheit der Antragsteller für die SDE++-Runde 2021, mit elf Antragstellern und durchschnittlichen Kohlenstoffvermeidungskosten von nur 75 €/t^.85 Diese Projekte konnten jedoch nicht fortgesetzt werden, da sie die Machbarkeit des Zugangs zur Speicherung innerhalb des erforderlichen Zeitraums von fünf Jahren nicht nachweisen konnten. Die SDE++-Finanzierung erstreckt sich auch auf CCU-Projekte, einschließlich der Verwendung von CO2 in Gewächshäusern für die Landwirtschaft, bei denen die CO2-Vermeidung in erster Linie durch den vermiedenen Einsatz von gasbefeuerten Heizgeräten erfolgt. In der WtE-Anlage in Twence wird derzeit eine Abscheidung von 100 kt/Jahr zu diesem Zweck installiert. Das für das SDE++-System vorgesehene jährliche Gesamtbudget schwankt; im Jahr 2020 betrug es 5 Mrd. EUR, für die Runde 2022 hat die Regierung jedoch 13 Mrd. EUR für das System bereitgestellt. In der Runde 2022 stellten CCS-Projekte mit einem Gesamtantrag von 7,1 Mrd. EUR (größtenteils Wiedereinreichungen aus der Runde 2021) den größten Anteil der Bieter.

In den Niederlanden wurden einige andere CO2-abscheidung Cluster-, Nutzungs- und Speicherprojekte vorgeschlagen. Unter dem Namen Carbon Collect Delta arbeiten Emittenten im Nordseehafen - einer grenzüberschreitenden Hafenregion mit Belgien - mit dem Ziel zusammen, bis 2030 bis zu 6,5 Mio. t/Jahr aufzufangen und zu speichern. Im September 2021 gingen TotalEnergies, Shell, EBN und Gasunie eine Partnerschaft ein, um erschöpfte Offshore-Gasfelder im Nordwesten der Niederlande zu erschließen, die als Aramis-Projekte bekannt sind^.86 Dieser Standort würde durch eine Pipeline aus Rotterdam mit einer maximalen Kapazität von 22 Mio. t/Jahr gespeist werden, obwohl das Projekt zunächst auf die Verarbeitung von 5 Mio. t CO2 pro Jahr abzielt. Im Jahr 2022 kündigte Neptune Energy die Erschließung des Gasfeldes L10 für die CO2-Speicherung an, ebenfalls mit dem Ziel, 4-5 Mio. t/Jahr zu speichern^.87 Wenn sich diese neuen Speicherstätten planmäßig entwickeln, können in der nächsten Runde des SDE++ Angebote für Projekte zur CO2-Abscheidung und -Speicherung angenommen werden.

Kroatien

Fast 40 % der kroatischen Emissionen entfallen auf Energie- und Industrieproduktionsprozesse^.88 Ein Großteil dieser Emissionen entsteht im Energiesektor, bei der Produktion und Raffination von Kohlenwasserstoffen sowie bei der Zement- und Düngemittelherstellung^.89

Bislang hat die kroatische Regierung CO2-abscheidung und die Speicherung nicht zu einer hohen politischen Priorität gemacht. So wird im nationalen Energie- und Klimaplan des Landes für den Zeitraum 2021-2030 nur auf CO2-abscheidung und die Speicherung verwiesen, wenn es heißt, dass Kohle- und Erdgaskraftwerke "nur im Zusammenhang mit der Entwicklung der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) technologisch fortschrittlich sein werden". Dennoch wird CO2-abscheidung und Speicherung langfristig als potenziell wichtig angesehen. Die Low Carbon Strategy (NN 63/21) sieht die Anwendung der CCU- und CCS-Technologie in Gaskraftwerken und in der Zementindustrie nach 2040 als Teil des Szenarios der beschleunigten Energiewende (NU2) vor.
Es gibt jedoch ein gewisses kommerzielles Interesse an CO2-abscheidung und Speicherung in Kroatien. Kroatien hat im Rahmen seines Konjunkturprogramms Investitionen in zwei spezifische Projekte vorgesehen^.90 Bei der ersten Investition handelt es sich um einen Zuschuss in Höhe von 12,7 Mio. EUR für ein Pilotprojekt von Petrokemija Kutina, einer Ammoniak- und Düngemittelproduktionsanlage in Kutina, Kroatien, bei dem CO2 abgeschieden und über die bestehende Gaspipeline (die umgewidmet und renoviert werden muss) zu erschöpften Öl- und Gasfeldern in Ivanić Grad, Kroatien, transportiert werden soll. Im Rahmen des Projekts sollen 190 000 Tonnen CO2 pro Jahr abgeschieden werden, was einer Gesamtmenge von 5 Mio. Tonnen CO2 entspricht, die während der Laufzeit des Projekts gespeichert werden sollen. Bei der zweiten Investition handelt es sich um einen Zuschuss in Höhe von 33,2 Mio. EUR für eine CCS-Anlage, die Teil eines Ethanol-Raffinerieprojekts in Sisak, Kroatien, sein soll. Das Projekt zielt darauf ab, 55 000 Tonnen CO2 pro Jahr abzuscheiden, die zu erschöpften Gasfeldern in etwa 40 km Entfernung vom Standort transportiert werden sollen.

Polen

Mit einem Anteil von 10,5 % an den gesamten Treibhausgasemissionen der EU gehört Polen zu den größten Emittenten^.91 Da etwa 68 % der polnischen Emissionen aus dem Energie- und Industriesektor stammen, gibt es für CO2-abscheidung und die Speicherung beträchtliche Möglichkeiten, Polens CO2-Emissionen erheblich zu reduzieren.

Auf strategischer Ebene fehlt es Polen jedoch an einem umfassenden Konzept für die Entwicklung von CO2-abscheidung und der Speicherung. Der Nationale Energie- und Klimaplan des Landes für den Zeitraum 2021-2030 erwähnt CO2-abscheidung und Speicherung nur am Rande^,92 während die Energiepolitik Polens bis 2040 erklärt, dass CCS-Technologien erforscht und umgesetzt werden, aber keine detaillierte Strategie liefert, die beschreibt, wie CO2-abscheidung und Speicherung in Polen entwickelt werden sollen, und keine spezifischen Ziele oder einen Zeitplan enthält^.93 Darüber hinaus werden in Polens Umsetzung der CCS-Richtlinie erhebliche regulatorische Beschränkungen auferlegt, die eine Mindestkapazitätsschwelle für CCS-Anlagen beinhalten, die Einrichtung von Pilotprojekten ausschließen und die CO2-Speicherung an Land verbieten^.94

Es gibt jedoch mehrere geplante CO2-abscheidung und Speicherprojekte in Polen, z. B. in einem Heizkraftwerk in ^Przemyśl95 und dem Poland-EU CCS Interconnector - einem multimodalen Import-Export-Terminal für flüssiges CO2 mit offenem Zugang im Hafen von Danzig. Das Projekt wurde in die fünfte Liste der Energieprojekte von gemeinsamem Interesse aufgenommen und soll ab Juli 2026 in Betrieb genommen werden, wobei zwischen 2025 und 2030 potenziell 2,7 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr und zwischen 2030 und 2035 bis zu 8,7 Millionen Tonnen CO2 transportiert werden könnten.

Zwei groß angelegte CO2-abscheidung und Speicherprojekte wurden ebenfalls teilweise von der EU finanziert, die beide für Zement verwendet werden. Das Zementwerk Górażdże, das sich im Besitz von Heidelberg Materials befindet, wird im Rahmen des mit 18 Mio. EUR aus dem EU-Programm Horizont 2020 kofinanzierten Projekts ACCSESS eine innovative, auf Enzymen basierende CO2-abscheidung Technologie nach der Verbrennung testen. Im Rahmen des von Sintef Energi (norwegisches Forschungsinstitut) koordinierten Projekts werden Aspekte des CO2-Transports von Standorten auf dem europäischen Festland zur Speicheranlage Northern Lights in Norwegen untersucht, einschließlich aller rechtlichen Aspekte des grenzüberschreitenden CO2-Transports. Das Projekt hat eine Laufzeit von 48 Monaten, von Mai 2021 bis April 2025.

Darüber hinaus zielt das von Lafarge Cement S.A. durchgeführte Projekt GO4ECOPLANET darauf ab, eine durchgängige CCS-Kette zu schaffen, die mit der CO2-Abscheidung und -Verflüssigung im Zementwerk Kujawy, dem Transport von flüssigem CO₂ per Zug zum Terminal in Danzig und der anschließenden Verschiffung des CO2 zu Offshore-Speicherstätten beginnt. Das Projekt wurde im Rahmen der zweiten Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für Großprojekte des Innovationsfonds der EU ausgewählt. Diese beiden Projekte, die ersten ihrer Art in Osteuropa, werden zu den Vorreitern einer groß angelegten Dekarbonisierung in der Region und in der Zementindustrie gehören.

Auch wenn die Inbetriebnahme dieser Projekte wichtig ist, um die Machbarkeit von CO2-abscheidung und die Speicherung als kritische Klimalösung für Polen zu demonstrieren, bleibt die Entwicklung der kritischen CO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur eine wichtige Priorität, um eine flächendeckende Einführung im Lande zu erreichen.

Anhang 3: Struktur der Arbeitsgruppe

Dieses Dokument wurde von den Ko-Vorsitzenden der Arbeitsgruppe auf der Grundlage eines umfassenden Konsultations- und Einbeziehungsprozesses mit den Mitgliedern der Arbeitsgruppe und formellen Eingaben von fast allen Teilnehmern erstellt.

Ko-Vorsitzende der Arbeitsgruppe:

• Clean Air Task Force
• Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgungsbetriebe (zurückgezogen am 5. Oktober 2022)
• Florenzer Schule für Regulierung

Mitglieder der Arbeitsgruppe:

• Agora Energiewende
• Air Liquide
• Aker CO2-abscheidung
• ArcelorMittal
• Österreichischer Verband für Baustoffe und keramische Industrie
• Avenia Pycasso
• Baker Hughes
• Bellona Europa
• Bioenergie Europa
• BP
• Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz
• Carbo-Kultur
• Sauberer Kohlenstoff
• Carbon Engineering Ltd.
• CCSA/Null-Emissions-Plattform
• CEFIC
• Chevron
• Cimpor
• Klimawerkstatt
• CO2-Wert Europa
• CO2-Wert Australien
• CO2GeoNet
• Ballungsraum Pau Béarn Pyrénées
• DC & P
• DGMK
• DOW
• Drax-Gruppe
• EBN
• EERA
• eFuel-Allianz
• Gruppe Energiepolitik
• Engie Laborelec
• ENI
• Equinor
• ERCST
• ETH Zürich
• EUROFER
• Eurogas
• Europäischer Verband der Kalkindustrie
• Evida
• Fortum Recycling & Abfall
• Gassnova
• GE
• Globales CCS-Institut
• Göteborg Energi und Renova
• Regierung von Flandern
• Hafslund Oslo Celsio
• Heidelberger Materialien
• Holcim
• TES-Wasserstoff
• INERCO
• IOGP
• KlimaDiskurs.NRW
• LanzaTech
• Margriet Kuijper Beratung
• MCi Kohlenstoff
• Ministerium für Wirtschaft und nachhaltige Entwicklung, Kroatien
• Mitsubishi Heavy Industries
• Plattform für negative Emissionen
• Norddanmark EU Konter
• Norsk Hydro
• Nordlichter
• Norwegisches Ministerium für auswärtige Angelegenheiten
• Norwegisches Ministerium für Erdöl und Energie
• Norwegisches Erdöldirektorat
• Offshore-Energien UK
• Hafen Rotterdam (Porthos)
• RasmussenGlobal
• Repsol
• RWE Generation SE
• SCHWENK Latvija
• Shell
• SIA-Partner
• SNAM
• Südpol
• Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP)
• Stockholm Exergi
• Schwedisches Amt für Umweltschutz
• Der finnische Bioenergieverband
• Der Europäische Kalkverband
• Gesamte Energien
• UNIPER
• Universität Zagreb
• Verein Deutscher Zementwerke e.V.
• VW
• Wintershall DEA

Zusätzliche Kommentare von Mitgliedern

Einige der oben aufgeführten Organisationen haben nicht unbedingt das gesamte Dokument gebilligt.

Zusätzliche Kommentare von Mitgliedern der Arbeitsgruppe sind hier zu finden:

• Korrekte Terminologie und Definitionen sind unerlässlich:
  • CCS, CDR (DACS und BECCS), CCU (und zugehörige Unterkategorien) sollten anstelle von CCUS verwendet werden, und es sollten die entsprechenden IPCC-Definitionen verwendet werden.
  • Die "Dekarbonisierung" kann nicht auf die Industrie angewandt werden: Während die Energieträger dekarbonisiert werden können, können weder die Industrie noch die Wirtschaft "dekarbonisiert" werden, da Kohlenstoff ein wesentlicher Bestandteil der meisten von der Gesellschaft benötigten Produkte ist und bleiben wird.
• Anwendungsbereich: Sowohl das Klima als auch die Kohlenstoffkreisläufe (nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe) sollten bei der Festlegung des politischen Rahmens und einer angemessenen Bewertung der in Betracht gezogenen technologischen Optionen berücksichtigt werden.
• Ein gemeinsames Verständnis darüber, wie die Auswirkungen (insbesondere die Klimaauswirkungen) der verschiedenen Optionen zur Kohlenstoffabscheidung, -speicherung und -kreislaufwirtschaft zu bewerten sind, sollte als Voraussetzung für die Gestaltung eines europäischen politischen Rahmens angesehen werden, der wirksam zur Erreichung der Ziele des Green Deal beitragen kann.