Eine europäische Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung
Wichtige politische Empfehlungen für die Kommerzialisierung der Technologien CO2-abscheidung und Speicherung sowie Kohlenstoffabscheidung und -speicherung

Über diesen Bericht
Clean Air Task Force skizziert eine Reihe konkreter Schritte, die erforderlich sind, um eine umfassende CO2-abscheidung und Speicherstrategie zu entwickeln, die den klimapolitischen Ambitionen Europas gerecht wird.
Die Bemühungen um den Einsatz von CO2-Managementtechnologien in Europa haben bereits deutlich zugenommen. Die Bemühungen, sie in großem Maßstab in Europa einzusetzen, haben sich jedoch als schwierig erwiesen, was vor allem auf unzureichende regulatorische Anreize und die Notwendigkeit zurückzuführen ist, eine gemeinsame CO2-Infrastruktur zu entwickeln. Angesichts von mehr als 50 vorgeschlagenen CO2-abscheidung oder Speicherprojekten in der gesamten Region (mit einem Minderungspotenzial von mehr als 80 Tonnen CO2 pro Jahr) ist es dringend erforderlich, dass die EU und die nationalen Regierungen einen koordinierten politischen Rahmen entwickeln, der es ermöglicht, dass diese Erstanbieterprojekte vorankommen und sich zu einer lebensfähigen, regionsweiten Industrie für die CO2-Speicherung entwickeln.
CO2-abscheidungDie Technologien zur Abscheidung, zum Transport und zur Speicherung von Kohlendioxid sind entscheidende Instrumente, um eine Dekarbonisierung der Wirtschaft zu erreichen. Studien des IPCC, der IEA und der Europäischen Kommission selbst haben dies immer wieder gezeigt. Der aktuelle politische Fahrplan der EU spiegelt diese Realität jedoch noch nicht wider.
Lesen Sie den vollständigen Bericht, um zu erfahren, wie ein umfassender politischer Rahmen für CO2-abscheidung und Speicherung in Europa aussehen würde.
- Zusammenfassung
- Einführung
- Der Status von CO2-abscheidung und die Lagerung in Europa
- Die bestehenden rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen
- Schließung der Finanzierungslücke
- Einrichtung eines groß angelegten, frei zugänglichen Speichers
- Bauen jenseits der Nordsee
- Koordinierung von Clustern und gemeinsamer Infrastruktur
- Übergang zu einem Markt für kohlenstoffarme Produkte und Dienstleistungen
- Dauerhafter Abbau von Kohlendioxid
- Schaffung eines Marktes für kohlenstoffarmen Wasserstoff
- Beseitigung von Hindernissen für einen flexiblen und internationalen Markt
- Aufbau einer breiten Unterstützung durch die Interessengruppen
- Zusammenfassung: Ein technologiepolitischer Rahmen
- Langfristige Sichtweise: Eine EU-Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung
Toby Lockwood, Manager für Technologie und Märkte, CO2-abscheidung, CATF
Tim Bertels, Senior Partner, Darel Gruppe
Zusammenfassung
Ein kritisches Jahrzehnt für CO2-abscheidung und Lagerung
Mit dem Aufkommen rechtlich verbindlicher Verpflichtungen zur Erreichung von "Netto-Null"-Treibhausgasemissionen bis 2050 oder früher haben die Bemühungen um den Einsatz von CO2-abscheidung und Speicherung in ganz Europa deutlich zugenommen. Dieses Konzept umfasst eine Reihe von Technologien, mit denen CO2 - entweder aus bestehenden Emissionsquellen oder aus der Atmosphäre - abgeschieden und dauerhaft in tiefen geologischen Formationen gespeichert werden kann. Die Modellierung der Wege zum Netto-Nullpunkt unterstreicht die entscheidende Rolle, die CO2-abscheidung und die Speicherung für die Dekarbonisierung des gesamten Energiesystems spielen, indem sie die Emissionen der Industrie und des Stromsektors verringern, kohlenstoffarme Brennstoffe produzieren und eine Quelle für den dauerhaften Kohlenstoffabbau darstellen. Bisherige Bemühungen, diese Technologien in großem Maßstab in Europa einzusetzen, sind jedoch gescheitert, vor allem wegen unzureichender gesetzlicher Anreize und der Notwendigkeit, eine gemeinsame CO2-Infrastruktur zu entwickeln. Angesichts von über 50 vorgeschlagenen CO2-abscheidung oder Speicherprojekten in der gesamten Region (mit einem Minderungspotenzial von über 80 Mio. t CO2 pro Jahr) ist es dringend erforderlich, dass die EU und die nationalen Regierungen einen koordinierten politischen Rahmen entwickeln, der es ermöglicht, dass diese Erstanbieterprojekte vorankommen und sich zu einer lebensfähigen, regionsweiten Industrie für die CO2-Speicherung entwickeln.
Geplante und in Betrieb befindliche CO2-abscheidung und Speicherprojekte in Europa10
Die vollständige Karte finden Sie hier

Die Lücke zwischen den angekündigten Finanzmitteln für CO2-abscheidung und die Speicherung und den Finanzmitteln, die für die angekündigten Projekte erforderlich sind, um einen positiven Nettogegenwartswert zu erzielen (kumuliert über die Zeit)84

Schließung der Finanzierungslücke
Wie die meisten Dekarbonisierungstechnologien verursacht auch CO2-abscheidung den emittierenden Industrien Kosten, darunter Kapitalkosten und laufende Betriebskosten für die CO2-Abscheidung sowie Transport- und Speichergebühren. Das Kohlenstoffpreissystem der EU sollte ein Investitionssignal für die Emittenten sein, um diese Kosten zu internalisieren, aber es bleibt ein schwacher und zu unbeständiger Antrieb für die meisten Industriesektoren, insbesondere aufgrund des Vorhandenseins von kostenlosen Zertifikaten. Unter Berücksichtigung des Kohlenstoffpreises und der bestehenden Finanzierungsregelungen besteht eine Einnahmelücke für derzeit angekündigte Projekte, die sich bis 2030 auf insgesamt 10 Milliarden Euro beläuft (siehe Abbildung oben). Diese "Finanzierungslücke" kann auf EU-Ebene und auf nationaler Ebene durch Maßnahmen wie "Kohlenstoffverträge mit Differenz" geschlossen werden, die eine Art garantierten Kohlenstoffpreis für Dekarbonisierungsprojekte bieten; ein solcher Ansatz wird bereits von nationalen Regierungen wie den Niederlanden, dem Vereinigten Königreich und Dänemark verfolgt.
Wichtige Empfehlungen:
- Aufstockung des EU-Innovationsfondsprogramms und Erwägung einer Vorabfinanzierung zur Förderung einer früheren Projektentwicklung
- Einführung neuer Betriebssubventionen für Abscheidungsanlagen auf EU- und nationaler Ebene, z. B. über ein Modell mit Differenzverträgen
- Sicherstellen, dass neue und bestehende Fonds für die industrielle Dekarbonisierung für CO2-abscheidung und Speicherung zugänglich sind
Einrichtung eines groß angelegten Open-Access-Speichers
Obwohl die Fortschritte bei neuen CO2-Transport- und -Speicherprojekten wie dem norwegischen "Nordlicht" ein breites Wachstum bei Abscheidungsprojekten ausgelöst haben, bleibt die Entwicklung von geologischen Speicherstätten weit hinter dem Bedarf zurück. Ausgehend von den derzeit angekündigten Projektzeitplänen könnte bis 2030 ein Defizit von 50 % an erschlossenen Speicherkapazitäten entstehen, obwohl Europa über eine theoretische Kapazität von schätzungsweise 500 Gt für die CO2-Speicherung verfügt (Abbildung auf der nächsten Seite). Die Entwicklung und Genehmigung von Speicherstätten kann mehrere Jahre in Anspruch nehmen, ist von detaillierten geologischen Daten abhängig und erfordert risikoreiche Investitionen vor dem Bau, insbesondere bei First-Mover-Projekten mit ungewisser Nachfrage.
Wichtige Empfehlungen:
- Öffentliche Unterstützung für die Charakterisierung und Entwicklung von Großspeichern (>100 MtCO2) auf koordinierter, grenzüberschreitender Basis
- Einführung gesetzlicher Vorschriften für die Öl- und Gasindustrie, um Schritte zur Entwicklung von Speicherstätten zu unternehmen (einschließlich Datenerfassung und Genehmigungen)
- Anreize für die Industrie zur Wiederverwendung bestehender Öl- und Gasinfrastruktur für CO2
- Bereitstellung von EU-Leitlinien zur Straffung der Genehmigungsverfahren für Speicherstätten
- Entwicklung neuer Finanzinstrumente zur Deckung des geringen Risikos von CO2-Leckagen
Die wachsende Kluft zwischen den abgeschiedenen CO2-Mengen und den verfügbaren Speichermöglichkeiten, basierend auf den aktuellen Projektankündigungen85

Bauen jenseits der Nordsee
Bislang hat sich die Entwicklung von CO2-Speicherkapazitäten auf die Nordsee konzentriert, wo die gut charakterisierte Geologie und die vorhandenen Öl- und Gasvorkommen ein günstiges Umfeld bieten. Um sicherzustellen, dass die emittierenden Industrien Europas gleichermaßen Zugang zum Dekarbonisierungspotenzial dieser Infrastruktur haben, ist es von entscheidender Bedeutung, die Entwicklung anderer geeigneter Speichergeologien in der gesamten Region zu fördern und zu erleichtern, einschließlich der Onshore-Speicherung in Mittel- und Osteuropa und der Offshore-Speicherung im Mittelmeerraum. Dieser Prozess kann durch den Austausch bewährter technischer und regulatorischer Verfahren, den Aufbau von Kapazitäten in den Regierungen der Mitgliedstaaten und EU-koordinierte Anstrengungen zur Ermittlung und Erschließung vielversprechender Speicherstätten wirksam beschleunigt werden.
Wichtige Empfehlungen:
- Förderung von Initiativen zum Kapazitätsaufbau für Regierungen und andere Akteure in wichtigen Mitgliedstaaten
- EU-koordinierte Bemühungen zur Aktualisierung der Vorschriften zur Kohlenstoffspeicherung in den Mitgliedstaaten
- Identifizierung vielversprechender, groß angelegter Onshore- oder Offshore-Speicherregionen in Süd-, Mittel- und Osteuropa und Sicherstellung, dass sie so weit entwickelt werden, dass sie für die Einspeisung geeignet sind
- Sondierung von Möglichkeiten, wie der Just Transition Fund breiter eingesetzt werden könnte, um Industrieregionen beim Zugang zur CO2-Speicherung zu unterstützen
Koordinierung von Clustern und gemeinsamer Infrastruktur
Ein wesentliches Merkmal vieler der aktuellen europäischen Projekte von CO2-abscheidung ist die Trennung des kommerziellen Rahmens für die CO2-Abscheidung von dem für den Transport und die Speicherung. Dieses Modell ist typisch für mehrere "Cluster"-Initiativen, bei denen ein CO2-Infrastrukturbetreiber Dienstleistungen für Emittenten innerhalb einer bestimmten Industrieregion erbringt. Dieser Ansatz reduziert zwar die Projektkomplexität für die Emittenten und ermöglicht Größenvorteile, stellt aber auch neue Herausforderungen an die Politikgestaltung, die von einer projektbezogenen Finanzierung zu einem systembasierten Ansatz übergehen und dazu beitragen muss, die Risiken von Stranded Assets und kettenübergreifenden Projekten zu verringern.
Wichtige Empfehlungen:
- Ermöglichung der Nutzung regionaler Synergien und der Skalierbarkeit der Klimaauswirkungen als Kriterien für die nationale und EU-Finanzierung
- Entwicklung von Risikomanagement-Strategien und Geschäftsmodellen, die den stetigen Ausbau von Clusternetzwerken ermöglichen
Übergang zu einem Markt für kohlenstoffarme Produkte und Dienstleistungen
Mittelfristig sollte sich ein nachhaltiger kommerzieller Rahmen für CO2-abscheidung und die Speicherung in der Industrie von der Abhängigkeit von staatlicher Unterstützung hin zu einem von der Nachfrage nach kohlenstoffarmen Produkten und Dienstleistungen angetriebenen Markt entwickeln. Der relative Kostenanstieg bei der Produktion von kohlenstoffarmen Rohstoffen wie Stahl und Zement ist weniger signifikant, wenn er auf Endprodukte angewendet wird. Die Politik kann dazu beitragen, diesen Übergang zu beschleunigen, indem sie die Zertifizierung kohlenstoffarmer Produkte entwickelt, Regulierungsstandards für Endverbraucherprodukte festlegt und die anfängliche Nachfrage ankurbelt.
Wichtige Empfehlungen:
- Entwicklung einer strengen Zertifizierung kohlenstoffarmer Produkte
- Einführung eines öffentlichen Beschaffungswesens für kohlenstoffarme Produkte wie Beton und Stahl
- Grenzwerte für die Kohlenstoffintensität in Endverbrauchssektoren wie Bau und Fahrzeuge
- Festlegung sektoraler Ziele für die Einführung kohlenstoffarmer Produkte
Dauerhafter Kohlenstoffabbau
Es besteht ein Konsens darüber, dass eine groß angelegte Entfernung von CO2 aus der Atmosphäre zum Netto-Nullpunkt erforderlich sein wird, sowohl um die verbleibenden fossilen Emissionen auszugleichen, als auch um eine Klimaüberschreitung durch negative Netto-Emissionen zu vermeiden. Die geologische Speicherung von atmosphärischem CO2, das entweder durch direct air capture oder durch die Verarbeitung von klimaschonender Biomasse gewonnen wird, ist eine technologische Lösung, die ein hohes Maß an Dauerhaftigkeit und ein geringes Leckagerisiko bietet. Die Politik spielt eine wichtige Rolle bei der Festlegung strenger Zertifizierungsmechanismen und der Einführung von Finanzierungsströmen für kostenintensivere, hochwertige Formen der Kohlenstoffabscheidung, ohne die Bemühungen zur Emissionsreduzierung zu beeinträchtigen.
Wichtige Empfehlungen:
- Entwicklung eines Portfolios von Abschiebeoptionen für Europa bei gleichzeitigen Fortschritten in Richtung dauerhafterer Lösungen
- Sicherstellen, dass der künftige EU-Zertifizierungsmechanismus für die Kohlenstoffabscheidung auf einer vollständigen Lebenszyklusanalyse basiert und Unsicherheiten in Bezug auf Dauerhaftigkeit und Verlagerung minimiert
- Gezielte Finanzierungsmechanismen zur Unterstützung der frühzeitigen Entwicklung von technologischen Ablösungen
- Festlegung wissenschaftlich fundierter Ziele für technologiegestützte Beseitigungsmaßnahmen
- Festlegung von Normen zur Förderung der Verwendung von Abfall-Biomasse-Rohstoffen und zur Begrenzung neuer Flächenrodungen
Ein Markt für kohlenstoffarmen Wasserstoff
Da Kraftstoffe derzeit 80 % des weltweiten Energieverbrauchs ausmachen und viele der heutigen Anwendungen weiterhin schwer zu elektrifizieren sein werden, werden in einer kohlenstoffarmen Wirtschaft sehr große Mengen an kohlenstoffarmen Kraftstoffen benötigt werden. Die Nutzung von CO2-abscheidung und die Speicherung zur Dekarbonisierung der Wasserstoffproduktion aus Erdgas bieten eine schnell skalierbare Quelle für kohlenstoffarmen Wasserstoff, die dazu beitragen kann, erneuerbaren Energien bei der Dekarbonisierung des Energiesektors den Vorrang zu geben. Die Politik muss zunächst sicherstellen, dass die Klimaauswirkungen aller Formen von Wasserstoff streng bewertet werden, und dann die technologieneutrale Finanzierung von Brennstoffquellen allein auf der Grundlage des Dekarbonisierungspotenzials fördern.
Wichtige Empfehlungen:
- Einführung eines robusten Zertifizierungssystems für kohlenstoffarmen Wasserstoff mit ehrgeizigen Schwellenwerten (einschließlich vorgelagerter Emissionen), das an die technologische Entwicklung angepasst werden kann
- Förderfähigkeit von Wasserstoff als Kraftstoff bei der Finanzierung der Dekarbonisierung
- Regionalplanung und Koordinierung von Wasserstoffnetzen mit CO2-Netzen
Überwindung der Hindernisse für einen flexiblen und internationalen Markt für CO2
Die Möglichkeit, CO2 grenzüberschreitend zu transportieren, ist von entscheidender Bedeutung für den europaweiten Zugang zu einem Portfolio potenzieller Speicherstätten, um Größenvorteile zu erzielen und die Risiken einzelner Projekte zu verringern. Derzeit erfordert der grenzüberschreitende Transport von CO2 für die Offshore-Speicherung bilaterale Vereinbarungen, die zeitaufwendig sind und zu einer mangelnden Angleichung der Rechtsvorschriften führen könnten. Die EU und die nationale Politik müssen daran arbeiten, die Regulierung des CO2-Transports und die technische Standardisierung zu koordinieren, um einen flexiblen und skalierbaren Markt für CO2 zu fördern.
Wichtige Empfehlungen:
- Einbeziehung aller Verkehrsmodalitäten in die Überarbeitung der TEN-V-Verordnung
- Entwicklung einer europaweiten Reihe von CO2-Spezifikationsstandards für Transport und Lagerung
- Einrichtung einer Plattform für die Koordinierung zwischen den Verkehrsnetzbetreibern
- Ermutigung der Mitgliedstaaten, das Londoner Protokoll zu ratifizieren und Leitlinien für bilaterale Abkommen festzulegen
Aufbau einer breiten Unterstützung durch die Interessengruppen
Einige Initiativen zur Einführung von CO2-abscheidung und Speicherung in Europa sind auf Widerstand gestoßen, oft aufgrund von Bedenken hinsichtlich der Sicherheit der Speicherung und der Verbindung mit der weiteren Nutzung fossiler Brennstoffe. Die Regierungen können eine führende Rolle übernehmen, indem sie die überzeugenden Argumente für die Technologie im Zusammenhang mit dem Übergang zu einer Netto-Null-Energieversorgung klar darlegen und gleichzeitig sicherstellen, dass neue politische Maßnahmen auf einem offenen Dialog mit der Zivilgesellschaft, den Gewerkschaften, der Industrie und anderen Interessengruppen beruhen.
Wichtige Empfehlungen:
- Evidenzbasierte Botschaften von allen Regierungsebenen über die Rolle des Kohlenstoffmanagements bei der Erreichung von Netto-Null
- Unterstützung politischer Ankündigungen durch gute Kommunikation und umfassende Konsultation der Interessengruppen
- Ermutigung lokaler Regierungen oder anderer lokaler Einrichtungen, sich an der Koordinierung regionaler Cluster zu beteiligen
Eine EU-Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung
CO2-abscheidung und Speicherung in Europa ist ein grundlegend internationales Unterfangen, bei dem die Mitgliedstaaten ihre CO2-Speicherressourcen gemeinsam nutzen, neue Verbindungsinfrastrukturen entwickeln und ihre Finanzierungs- und Regulierungsansätze soweit wie möglich angleichen müssen. Daher sollte die Europäische Union eine führende Rolle bei der Koordinierung und Planung dieser neuen, dekarbonisierenden Industrie einnehmen und den Wissensaustausch innerhalb der Region fördern. Mit einer speziellen Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung kann die Kommission einen Fahrplan für das Wachstum innerhalb der für das Netto-Null-Ziel erforderlichen Fristen aufstellen. Dieses Dokument würde denjenigen Industrien und Mitgliedstaaten, die CO2-abscheidung und Speicherung zur Dekarbonisierung nutzen wollen, ein klares Signal geben, dass ihre Bemühungen unterstützt werden.
Strategiepunkte:
- Festlegung klarer Etappenziele für die industrielle Abscheidung und den technologiegestützten CO2-Abbau auf der Grundlage wissenschaftlich fundierter langfristiger Modelle und eines Ansatzes zur Minimierung des Klimarisikos
- Ausarbeitung eines Plans zur Ermittlung und Entwicklung strategisch günstig gelegener Speicherstätten auf der Grundlage der von den Mitgliedstaaten vorgelegten Angaben zu den voraussichtlichen Abscheidungs- und Speichermengen
- Koordinierung der einschlägigen EU-Rechtsvorschriften und der EU-Finanzierung mit den Initiativen der Mitgliedstaaten
- Festlegung einer Position zur angemessenen Art der Regulierung der CO2-Speicherung, um Monopolmacht zu vermeiden und Wettbewerb und Expansion zu fördern
- Entwicklung eines übergreifenden Plans für die Entwicklung einer optimierten grenzüberschreitenden CO2-Transportinfrastruktur, einschließlich Lösungen für verstreute Emittenten
- Einrichtung einer europaweiten Regulierungsplattform für die CO2-Transportinfrastruktur
- Ermutigung der betreffenden Mitgliedstaaten, die Änderung des Londoner Protokolls zu ratifizieren und etwaige Regelungslücken bei der CO2-Speicherung zu schließen
- Schaffung einer regionalen Koalition, die sicherstellt, dass das Nordseebecken planmäßig entwickelt wird, um bis 2050 eine Speicherkapazität in der Größenordnung von 1 Gt zu erreichen
- Bereitstellung von Leitlinien für die Zusammenarbeit und den CO2-Handel mit Nicht-EU-Ländern
- Einrichtung eines speziellen europäischen Forums für CO2-abscheidung und Speicherung zur Koordinierung zwischen der Industrie und anderen Interessengruppen, zum Wissenstransfer und zum kommerziellen Engagement
Einführung
Die Rolle von CO2-abscheidung und der Speicherung für Net Zero
Als Reaktion auf die Dringlichkeit der Klimakrise hat sich die Europäische Union (EU) das Ziel gesetzt, die Treibhausgasemissionen bis 2050 auf Null zu reduzieren, mit einem Zwischenziel von 55 % bis 2030.1 Mehrere Mitgliedstaaten haben ihre eigenen rechtsverbindlichen Pläne umgesetzt, um die Klimaneutralität noch schneller zu erreichen. Wie der Internationale Ausschuss für Klimaänderungen (IPCC) betont hat, ist ein Übergang zur Klimaneutralität in so kurzer Zeit auf globaler Ebene notwendig, wenn die Erwärmung auf 1,5°C über dem vorindustriellen Niveau begrenzt werden soll2, und die EU ist gut positioniert, um eine führende Rolle bei diesen internationalen Bemühungen zu spielen. Das Ausmaß der Aufgabe für die Gesellschaft ist jedoch beispiellos und hängt davon ab, ob viele der kohlenstoffarmen Technologien, die sich derzeit in einem frühen Entwicklungsstadium befinden, innerhalb eines außergewöhnlich kurzen Zeitraums in großem Umfang eingesetzt werden können.
CO2-abscheidung und -speicherung und die Kohlenstoffentfernung, die häufig unter dem Begriff Kohlenstoffmanagementtechnologien zusammengefasst werden, bedürfen einer solchen beschleunigten Entwicklung besonders. Diese Technologien basieren auf dem Prozess der Abtrennung von CO2 aus Industrieemissionen - oder aus der Atmosphäre selbst - und der Injektion in poröses Gestein tief unter der Oberfläche und sind einzigartig in ihrer Fähigkeit, der Erde Kohlenstoff zurückzugeben. Während ein gesellschaftlicher Übergang weg von fossilen Brennstoffen das Endziel ist, wird in der Modellierung von Energiesystemen immer wieder betont, dass diese Formen der Kohlenstoffbewirtschaftung von entscheidender Bedeutung sein werden, um innerhalb des erforderlichen Zeitrahmens und zu den geringsten Kosten für die Gesellschaft den Netto-Nullpunkt zu erreichen. Das IEA-Szenario "Netto-Null bis 2050" sieht vor, dass bis 2050 jährlich 7,1 Gt CO2 gespeichert werden, und in den 18 IPCC-"1,5°C-Szenarien", die bis 2050 ebenfalls Netto-Null im Energiesektor erreichen, werden letztlich durchschnittlich 15 Gt pro Jahr abgeschieden und gespeichert.3
Die zentrale Rolle, die CO2-abscheidung und Speichertechnologien in Netto-Null-Szenarien spielen, bezieht sich auf die verschiedenen Funktionen, die sie in einer dekarbonisierten Wirtschaft erfüllen können.4 Sie bieten ein Mittel zur Minderung von CO2-Emissionen aus "schwer abbaubaren" Prozessindustrien wie der Zement-, Stahl- und Chemieproduktion, wo in einigen Fällen CO2 unvermeidlich durch chemische Prozesse freigesetzt wird oder hohe Temperaturen erforderlich sind, die durch Elektrifizierung nur schwer zu erreichen sind. Während erneuerbare Energiequellen den Stromerzeugungssektor zunehmend dominieren werden, spielt CO2-abscheidung in vielen Fällen eine Rolle bei der Dekarbonisierung der abschaltbaren Kraftwerke, die zur Unterstützung der intermittierenden Wind- und Solarenergie erforderlich sind, sowie bei der Dekarbonisierung der kürzlich gebauten fossilen Kraftwerke.
Abbildung 1: CO2-abscheidung und Speicherung im IEA-Fahrplan "Netto-Null bis 2050"3,4

CO2-abscheidung kann auch dazu beitragen, die enormen Mengen an kohlenstoffarmen Brennstoffen wie Wasserstoff zu liefern, die in einer Netto-Null-Welt benötigt werden. Am wichtigsten ist vielleicht, dass die geologische Speicherung von CO2, das aus direct air capture oder einigen Bioenergieprozessen stammt, eine Möglichkeit bietet, große Mengen an Kohlenstoff dauerhaft aus der Atmosphäre zu entfernen.
Kurz gesagt, die Fähigkeit, Kohlenstoff in die Erde zurückzuholen, wird wahrscheinlich von großem Nutzen für die Gesellschaft sein; nicht als Mittel zur Aufrechterhaltung der Produktion fossiler Brennstoffe oder als Konkurrenz zu erneuerbaren Energiequellen, sondern als Ergänzung zu diesen: zur Bereitstellung von sauberem Stahl, Zement und anderen Materialien, die für ihre Herstellung benötigt werden, von sauberem Strom, um sie zu unterstützen, und von alternativen Wasserstoffquellen, die erneuerbaren Energien für andere Zwecke den Vorrang geben können.
Trotz verschiedener politischer Initiativen, die auf diesen eindeutigen Bedarf abzielen, ist die Einführung von CO2-abscheidung und Speicherung bisher nur langsam vorangeschritten (Abbildung 2), wobei es oft schwierig ist, über erste Demonstrationsprojekte hinauszukommen oder in einigen Sektoren überhaupt dieses Stadium zu erreichen.5 Dies wird besonders in Europa deutlich, wo heute nur zwei von weltweit etwa 26 Projekten in vollem Umfang in Betrieb sind. Diese in Betrieb befindlichen Anlagen haben jedoch die technische Machbarkeit von CO2-abscheidung und Speicherung für eine Reihe von Anwendungen bewiesen und ihr Dekarbonisierungspotenzial aufgezeigt; der nächste Schritt besteht darin, eine Klima- und Innovationspolitik zu formulieren, die es ermöglicht, die Technologie in dem Tempo umzusetzen, das erforderlich ist, um Netto-Null zu erreichen. Die Verbreitung innovativer kohlenstoffarmer Technologien erfordert einen durchgängigen, ganzheitlichen politischen Rahmen, der in jeder Entwicklungsphase die notwendigen Voraussetzungen für Wachstum schafft. Das Endziel der Politik zur Einführung kohlenstoffarmer Technologien sollte nicht in der Durchführung von Einzelprojekten bestehen, sondern in der breiten Nutzung der Zieltechnologie.6 Auf dieser Stufe der Marktdurchdringung kann die Technologieübernahme durch marktbasierte Anreize vorangetrieben werden, die durch geeignete Regulierungssysteme, wie z. B. Kohlenstoffpreise, unterstützt werden. Dieser Ansatz erfordert politische Maßnahmen, die darauf ausgerichtet sind, neue Technologien über die Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsphasen hinaus zu unterstützen, um "nth-of-a-kind"-Projekte zu erreichen - d.h. den Punkt, an dem die Technologie über standardisierte Designs verfügt und für Investoren "risikolos" ist (in der Regel nach etwa 5 bis 10 Generationen) - und schließlich die rasche Expansion dieser Iteration zu ermöglichen.
Der erfolgreiche Durchlauf einer Technologie durch die einzelnen Entwicklungsstufen hängt auch von mehreren wichtigen "Erfolgsfaktoren" ab, darunter sinkende Technologiekosten, leichter Zugang zu Finanzmitteln, zeitlich optimierte Projekteinführung, das Vorhandensein der erforderlichen Infrastruktur und Lieferketten sowie ausreichende öffentliche Unterstützung. Frühe Entwicklungsphasen sollten das Endziel einer breiten Einführung im Auge haben, beispielsweise durch die Förderung von Technologien und Projekten, die sich leicht skalieren lassen, und durch die Nutzung von Anreizen, die sich leicht zu der in späteren Phasen erforderlichen Unterstützung entwickeln können. Die Politik sollte auch darauf abzielen, über projekt- oder technologiezentrierte Ansätze hinauszugehen und eine Perspektive für das gesamte System einzunehmen, bei der eine Reihe von Projekten und komplementären Technologien die Infrastruktur gemeinsam nutzen und die Möglichkeiten der Kreislaufwirtschaft ausschöpfen können. Damit innovative Technologien nicht mehr auf direkte öffentliche Unterstützung angewiesen sind, muss die Politik Geschäftsmodelle und rechtliche Rahmenbedingungen schaffen, die den Wert einer Technologie für die Dekarbonisierung des Systems in einen Wert für private Investoren auf Projektebene umwandeln können.
Abbildung 2: Die Pipeline der kommerziellen CCS-Anlagen von 2010 bis September 20215

CO2-abscheidung und -speicherung braucht eindeutig eine solche umfassende politische Strategie, da bisherige Bemühungen zur Förderung der Einführung mit mehreren schwierigen Hürden zu kämpfen hatten, darunter relativ hohe Vorlaufkosten, oft lange Projektvorlaufzeiten, geringe öffentliche Aufmerksamkeit oder Unterstützung und die Notwendigkeit einer koordinierten Entwicklung mit gemeinsamer Infrastruktur. Diese Technologien stehen vor der beängstigenden Aufgabe, innerhalb weniger Jahre von Projekten der ersten Generation zu Anlagen der n-ten Generation zu gelangen, bevor sie rasch in eine mehr marktgesteuerte Expansionsphase übergehen. Dies erfordert einen ebenso raschen und flexiblen Wechsel in der Politikgestaltung.
Dieser Bericht enthält eine Reihe politischer Empfehlungen für die Beschleunigung der Einführung von CO2-abscheidung und der Speicherung in Europa, mit besonderem Augenmerk auf die EU. Zunächst wird der aktuelle Stand der Technologie in der gesamten Region untersucht, sowohl im Hinblick auf kurzfristige Projektpläne als auch auf die bestehende politische und regulatorische Landschaft. Auf der Grundlage umfassender Gespräche mit Erstentwicklern und anderen Interessengruppen aus der Industrie werden eine Reihe von Schlüsselthemen genannt, die bei der anstehenden politischen Entwicklung in der EU, den Mitgliedstaaten und ihren Partnerländern in der weiteren Region berücksichtigt werden müssen. Schließlich wird ein Entwurf für eine übergreifende Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung in der EU vorgeschlagen.
Der Status von CO2-abscheidung und die Lagerung in Europa
1996 begann die norwegische Sleipner-Gasplattform mit der Injektion von CO2, das vom Erdgas abgetrennt wurde, zurück unter den Meeresboden in eine salzhaltige Aquifer-Formation. Angetrieben durch die Einführung einer hohen Kohlenstoffsteuer für Offshore-Öl- und -Gasaktivitäten in Norwegen wurde diese Anlage später durch eine etwas komplexere Entwicklung auf der Snøhvit-Plattform im Jahr 2008 ergänzt (einschließlich des Offshore-Transports von CO2).7 Obwohl diese Pionierinitiativen bis heute die einzigen groß angelegten Demonstrationen eines vollständigen CO2-abscheidung und Speicherprozesses in Europa geblieben sind, waren sie entscheidend für die Schaffung des Potenzials für eine sichere, langfristige Speicherung von CO2 unter der Nordsee und haben den Weg für die heutigen Entwicklungen bereitet.
Aufbauend auf Sleipners Pionierarbeit stand Europa in den frühen 2000er Jahren an der Spitze der weltweiten Bemühungen zur Entwicklung von CO2-abscheidung als Lösung für den Klimawandel, wobei der Schwerpunkt auf der Anwendung der Technologie auf Kohlekraftwerken lag, da diese die größten CO2-Punktquellen in Europa und der weltweit emissionsstärkste Sektor sind. Auf einem G8-Treffen im Jahr 2008 wurde das Ziel festgelegt, bis 2020 mindestens zwanzig Kraftwerke in Betrieb zu nehmen, die in vollem Umfang mit CO2-abscheidung und Speicherung ausgestattet sind.8 Um diese Bemühungen voranzutreiben, gewährte die EU solchen Projekten Anspruch auf ihren Fonds "New Entrant Reserve" 300 (NER 300), der den Verkauf von Zertifikaten im Rahmen des EU-Emissionshandelssystems (ETS) zur Finanzierung kohlenstoffarmer Technologien nutzt. Der Verfall des Kohlenstoffpreises nach der globalen Finanzkrise in Verbindung mit unzureichender finanzieller Unterstützung durch die Mitgliedstaaten und in einigen Fällen mit lokalem Widerstand gegen die Projekte führte jedoch dazu, dass letztlich keine der geplanten Anlagen realisiert wurde.9
Seit etwa 2015 ist das Interesse von Politikern und Unternehmen an der Einführung von CO2-abscheidung in Europa wieder gestiegen, was zum großen Teil auf die ehrgeizigeren Klimaziele des Pariser Abkommens und in jüngerer Zeit auf das im europäischen Klimagesetz festgelegte Ziel von Netto-Null im Jahr 2050 zurückzuführen ist.1 Heute gibt es in der Region mehr als 50 Vorschläge für CO2-abscheidung und Speicherprojekte(Abbildung 3).10 Diese neue Welle des Interesses an der Technologie ist durch zwei wesentliche Unterschiede zu den Bemühungen zu Beginn des Jahrhunderts gekennzeichnet. Erstens eine Verlagerung von der Kohleverstromung hin zu einer Konzentration auf die Emissionen von Industrien mit wenigen Alternativen zur Dekarbonisierung, wie Zement, Chemie und Stahl(Abbildung 4), sowie in einigen Ländern die Dekarbonisierung der Wasserstofferzeugung und von Gaskraftwerken. Zweitens wird weithin anerkannt, dass das lokal begrenzte, emittentenorientierte Geschäft der CO2-Abscheidung getrennt von der wirtschaftlichen Herausforderung der Entwicklung von Transport- und Speicherinfrastrukturen, die von mehreren CO2-Quellen gemeinsam genutzt werden können, angegangen werden muss.7,11,12 Mit diesem Ansatz sollen die Misserfolge der Vergangenheit vermieden werden, bei denen Projekte, die von einzelnen großen Emittenten geleitet wurden, oft nicht in der Lage waren, die technischen Herausforderungen, hohen Kosten und Projektrisiken zu bewältigen, die mit der Entwicklung von Infrastrukturen für gemeinsame Träger und geologische Speicherung verbunden sind. Die Trennung des Wirtschaftsmodells für die Projektinfrastruktur kann den Aufbau ausreichender Transport- und Speicherkapazitäten für mehrere Emittenten fördern, was Größenvorteile und die Aufteilung der Projektrisiken auf mehrere Standorte ermöglicht.
Abbildung 3: Geplante und in Betrieb befindliche CO2-abscheidung und Speicherprojekte in Europa10
Die vollständige Karte finden Sie hier

Derzeitige Vorschläge für eine gemeinsame CO2-Infrastruktur basieren meist auf hochindustrialisierten Gebieten, in denen "Cluster" oder "Knotenpunkte" von Emittenten wie Raffinerien, Chemiewerken, Stahlwerken und Kraftwerken eine gemeinsame CO2-Fernleitung nutzen können - ein Beispiel dafür ist das Porthos-Projekt im Hafen von Rotterdam und die britischen Initiativen East Coast Cluster und HyNet(Abbildung 5). Ein verwandtes Modell, das vor allem vom norwegischen Projekt 'Northern Lights' übernommen wurde, besteht jedoch darin, CO2 von weit verstreuten, küstennahen Emittenten mit Hilfe von CO2-tragenden Schiffen zu sammeln. Ein Großteil dieser Bemühungen um die Entwicklung einer dienstleistungsorientierten, frei zugänglichen CO2-Speicherinfrastruktur geht auf das Konto von Öl- und Gasunternehmen wie Equinor, Shell, Total, Eni und BP, die über das entsprechende geologische Fachwissen und bestehende Offshore-Anlagen verfügen und auch zunehmend von ihren eigenen Unternehmensverpflichtungen zur Erreichung von Netto-Null-Emissionen (in der Regel beschränkt auf Scope-1- und -2-Emissionen) angetrieben werden.14
Mit einer theoretischen Gesamtspeicherkapazität von mehr als 150 Gt, sowohl in salinen Aquiferen als auch in erschöpften Gasfeldern, ist die Nordsee zum Mittelpunkt der Aktivitäten von CO2-abscheidung in der Region geworden, mit dem Ergebnis, dass die überwiegende Mehrheit der geplanten Projekte im Vereinigten Königreich, in Norwegen und den Niederlanden angesiedelt ist, wie auch neuere Vorschläge in Nordfrankreich, Belgien, Dänemark und Schweden.15 Viele Cluster und einzelne Emittenten an der Nord- und Ostseeküste haben ihr Interesse an der Nutzung des schiffsgestützten Transports zur Anbindung an die verschiedenen vorgeschlagenen Speicherstätten bekundet, was den Katalysatoreffekt dieser Transportlösung verdeutlicht, da sie den Küstenindustrien ein flexibleres, kapitalschonendes Dekarbonisierungsangebot unterbreitet. Andernorts basieren der Ravenna Hub-Vorschlag von Eni in Italien und das Projekt von Energean in Griechenland auf der Speicherung in erschöpften Gasfeldern im Mittelmeerraum.16,17
Abbildung 4: Emissionen nach Sektoren für die EU27 und das Vereinigte Königreich im Jahr 201913

Obwohl der Kontinent auch über eine umfangreiche Onshore-Speichergeologie verfügt und mehrere Großversuche durchgeführt wurden, ist das Interesse an diesem Weg nach dem starken lokalen Widerstand gegen einige frühere Vorschläge in den Niederlanden und Deutschland stark gedämpft worden. Beispiele für Onshore-Vorschläge sind das Pycasso-Projekt, das auf der Speicherung in erschöpften Gasfeldern im Südwesten Frankreichs basiert, und zwei Initiativen in Kroatien, die die Nutzung erschöpfter Öl- und Gasfelder vorsehen.18,19
Abbildung 5: Dekarbonisierung eines Industrieclusters durch CO2-abscheidung und Speicherung und Wasserstoffnetze

Die bestehenden rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen
Politische Instrumente der EU
Eine wichtige Voraussetzung für die CO2-Speicherung in Europa ist die EU-Richtlinie über die geologische Speicherung von CO2 - allgemein bekannt als "CCS-Richtlinie" -, die 2009 eingeführt und 2011 in den meisten Mitgliedstaaten in nationales Recht umgesetzt wurde.20 Diese Richtlinie legt die Regeln für die Auswahl geeigneter CO2-Speicherstandorte sowie die Verpflichtungen der Standortbetreiber in Bezug auf Betrieb, Schließung und Nachsorge fest. Eine wichtige Bestimmung ist die Möglichkeit, die Haftung vom Standortbetreiber auf die nationale Regierung zu übertragen, und zwar mindestens 20-30 Jahre nach Abschluss der CO2-Injektion, sofern die Betreiber nachweisen können, dass der Speicher stabil und intakt ist. Auch wenn die Richtlinie nicht alle rechtlichen und haftungsrechtlichen Fragen löst, hat sie doch eine solide Grundlage geschaffen, auf der eine frühe Projektentwicklung stattfinden kann. Die Mitgliedstaaten verfügen jedoch über einen beträchtlichen Spielraum bei der Umsetzung der Richtlinie, wobei Deutschland die CO2-Injektion faktisch auf Pilotprojekte beschränkt und Länder wie Österreich, Lettland, Litauen, Slowenien und Finnland die CO2-Speicherung gänzlich untersagen.21
Grundsätzlich sind CO2-abscheidung und die Speicherung mit Kosten für die emittierende Industrie verbunden und werden daher nur dann auf breiter Basis umgesetzt, wenn diese Kosten durch zusätzliche Einnahmen ausgeglichen oder durch Vorschriften internalisiert werden können. Bei dem oben beschriebenen Modell der "geteilten Kette" ist ein Emittent im Allgemeinen für die Reinigung des CO2 nach einem bestimmten Standard verantwortlich und bezahlt einen separaten Transport- und Speicherbetreiber für die Abnahme des CO2. Dies vereinfacht zwar die Projektstruktur für den Emittenten, aber die kombinierten Kosten für den Abscheidungsprozess und den Transport- und Speichertarif müssen durch gleichwertige Einkommensströme gedeckt werden. In der EU ist die wichtigste Triebkraft für die Dekarbonisierung im Energie- und Industriesektor der Kohlenstoffpreis im Rahmen des Emissionshandelssystems, der den meisten emittierenden Industrien zusätzliche Kosten auferlegt. Theoretisch kann die Vermeidung dieser Kosten durch CO2-abscheidung für die Emittenten einen positiven Investitionsanreiz darstellen. In der Praxis müssen die zusätzlichen Kosten des Prozesses jedoch wieder hereingeholt werden - möglicherweise durch Weitergabe der Kosten an die Kunden. Der Anreizeffekt des ETS wird noch dadurch erschwert, dass es für die meisten verarbeitenden Industrien kostenlose Emissionszertifikate gibt, die die potenziell schädlichen Auswirkungen hoher Kohlenstoffpreise auf die globale Wettbewerbsfähigkeit europäischer Exportgüter abmildern sollen. Die Zuteilung erfolgt auf der Grundlage der Kohlenstoffintensität und des Handelsvolumens der einzelnen Industriezweige sowie der Referenzemissionen der effizientesten Anlagen des Sektors.
Obwohl der Kohlenstoffpreis im Januar 2021 ein Rekordniveau von fast 100 €/t erreichte(Abbildung 6)22, verdeutlicht der anschließende rasche Rückgang die Schwierigkeit, sich bei kapitalintensiven Investitionen allein auf dieses Signal zu verlassen. Während der Preis langfristig nach oben tendieren dürfte (in Übereinstimmung mit den Klimazielen der EU), bleibt er kurzfristig zu niedrig und unvorhersehbar, um Investitionen in viele der Dekarbonisierungstechnologien anzutreiben, die notwendig sein werden, um Netto-Null zu erreichen - insbesondere solche, die unterstützende Infrastrukturen wie CO2-abscheidung und Speicherung erfordern. Folglich haben die meisten aktuellen Projektvorschläge in der Region versucht, zusätzliche Finanzierungsströme zu erhalten, entweder von nationalen Regierungen oder durch andere EU-Fonds.
Abbildung 6: Der Preis für CO2-Zertifikate im EU-EHS (€/t) in den letzten 10 Jahren22

Auf EU-Ebene ist der Innovationsfonds das bedeutendste dieser Instrumente - ein System, das dem Format der NER 300 folgt, indem es die Erlöse aus dem Verkauf von EU-Emissionshandelszertifikaten zur Förderung innovativer kohlenstoffarmer Technologien verwendet.24 Während eines zehnjährigen Handelszeitraums, der im Jahr 2021 beginnt, wird das System 450 Millionen Zertifikate verkaufen, was - unter der Annahme eines Kohlenstoffpreises von 50 € - etwa 25 Milliarden Euro einbringen würde, die gleichmäßig über jährliche Ausschreibungen bis 2030 verteilt werden. Der Gesamtumfang des Fonds könnte erheblich steigen, wenn der ETS-Preis hoch bleibt. Im Jahr 2020 bewarben sich mehr als 300 Projekte (darunter mehr als 60 mit einer Komponente CO2-abscheidung und Speicherung) um 1 Milliarde Euro, die für Großprojekte vorgesehen waren; letztlich waren jedoch nur sieben Projekte erfolgreich, von denen vier CO2-abscheidung und Speicherung beinhalteten (Tabelle 1).23 Der Innovationsfonds zeichnet sich dadurch aus, dass er erfolgreiche Projekte mit bis zu 60 % der zusätzlichen Kapital- und Betriebskosten unterstützt.
Im Rahmen eines aktuellen Vorschlags zur Überarbeitung des EU-Emissionshandelssystems wird außerdem vorgeschlagen, den Umfang des Innovationsfonds um 200 Millionen Zertifikate sowie einen Teil der "kostenlosen Zertifikate", die der Industrie nicht mehr zur Verfügung gestellt werden, zu erweitern.25 Ein Teil des Fonds kann auch auf der Grundlage von Kohlenstoffdifferenzverträgen zugeteilt werden (siehe Kasten).
Tabelle 1: Im Rahmen der ersten Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für den Innovationsfonds für großmaßstäbliche Dekarbonisierungsprojekte ausgewählte Projekte (2021)23
Projekt | Standort | Entwickler | Beschreibung | Maximaler Zuschuss (€) | €/t CO2 vermieden |
---|---|---|---|---|---|
Kairos@C | Antwerpen, Belgien | Luftverflüssiger Großindustrie SA, BASF | 14,2 Mio. t/Jahr CO2 aus 5 Emittenten im Hafen von Antwerpen (2 Wasserstoffanlagen, 2 Ethylenoxidanlagen, 1 Ammoniakanlage) und CO2-Transportschiffe zur Speicherung in den Niederlanden, Norwegen oder dem Vereinigten Königreich. Anbindung an die vom Antwerp@C-Konsortium entwickelte Verkehrsinfrastruktur. | 356,859,000 | 25.1 |
K6 | Pas-de-Calais, Frankreich | Eqiom, Air Liquide France Industries | CO2-Reduzierung und -Abscheidung (über ein Oxyfuel-Verfahren) im Zementwerk Lumbres von Eqiom in Nordfrankreich. Das CO2 wird nach Dünkirchen transportiert und von dort aus in der Nordsee gelagert. | 153,386,598 | 18.9 |
Stockholm Exergi BECCS@ STHLM | Stockholm, Schweden | Stockholm Exergi | Abscheidung von 800 kt/Jahr CO2 aus einem mit Biomasse befeuerten Heizkraftwerk mit dem Ziel, einen Netto-Kohlenstoffabbau zu erreichen. Das CO2 wird per Schiff zur Lagerung in Norwegen transportiert. | 180,000,000 | 23.1 |
SHARC | Raffinerie Porvoo, Finnland | Neste Oyj | Nachhaltiger Wasserstoff und Rückgewinnung von Kohlenstoff. Umfasst die Erzeugung von Wasserstoff aus Wasserelektrolyse (im 50-MW-Maßstab) und aus Methan mit CO2-abscheidung und Speicherung. | 88,286,266 | 22.1 |
Verträge über Kohlenstoffdifferenzen
Carbon Contracts for Difference (CCfDs) bilden die Grundlage vieler aktueller Vorschläge, um eine investierbare Einnahmequelle für Dekarbonisierungsprojekte in der Industrie zu schaffen, einschließlich CO2-abscheidung und Speicherung. Dieses Modell zielt darauf ab, ein höheres und vorhersehbareres Kohlenstoffpreissignal für Investoren in Dekarbonisierungstechnologien zu liefern, die noch zu kostspielig sind, um von den aktuellen CO2-Preisen angetrieben zu werden.26 Eine Regierung oder eine andere Vertragspartei vereinbart mit dem Projektbetreiber einen Kohlenstoff-"Basispreis" (in € pro Tonne CO2), entweder durch bilaterale Verhandlungen oder einen Wettbewerbsprozess. Die Regierung zahlt dem Betreiber dann die Differenz zwischen dem tatsächlichen Kohlenstoffpreis und dem Basispreis für die erzielten Emissionsreduzierungen; diese Reduzierungen müssen möglicherweise im Verhältnis zu einem Benchmark-Wert "business-as-usual" berechnet werden(Abbildung 7). Sollte der Kohlenstoffpreis über den Basispreis steigen, muss der Emittent diesen Überschuss an die Regierung zurückzahlen.
Abbildung 7: Kohlenstoffverträge mit Differenzausgleich26

Das Modell ähnelt den Contracts for Difference (CfD), die zur Förderung kohlenstoffarmer Elektrizität im Vereinigten Königreich eingesetzt werden, wobei der Ausübungspreis pro MWh erzeugter Elektrizität festgelegt wird.27 Der Erzeuger erhält dann die Differenz zwischen dem Ausübungspreis und dem Großhandelsstrompreis für die gesamte erzeugte Elektrizität, wodurch ein ausreichendes Einkommen zur Deckung der Kosten und zur Erzielung einer angemessenen Rendite garantiert wird. Der Erfolg dieses Ansatzes bei der Beschleunigung des Einsatzes und der damit verbundenen Kostensenkungen bei erneuerbaren Energiequellen - insbesondere bei Offshore-Windkraftanlagen - hat zu einer stetigen Senkung der Basispreise und damit der Höhe der erforderlichen staatlichen Subventionen geführt.28 Während die Basispreise für einige Technologien in der Anfangsphase durch bilaterale Verhandlungen festgelegt wurden, werden später wettbewerbsorientierte Ausschreibungsverfahren eingesetzt, um die Kosten zu senken.
Die Vertrautheit des Vereinigten Königreichs mit der CfD-Förderung für kohlenstoffarme Energie hat eine Form von Carbon CfD zu einer beliebten Wahl gemacht, um den industriellen Einsatz in dem Land voranzutreiben CO2-abscheidung und wird wahrscheinlich ab 2022 als technologieorientiertes Einnahmemodell eingeführt werden.29 Das niederländische SDE++-Subventionsmodell für Dekarbonisierungstechnologien (einschließlich CO2-abscheidung) ähnelt dem Ansatz sehr, ist aber streng genommen kein Differenzvertragsmechanismus, da der Projektbetreiber die Regierung nicht zurückzahlt, wenn der Kohlenstoffmarktpreis den "Ausübungspreis" übersteigt; stattdessen gibt es eine feste Untergrenze für die Subvention.30 Die EU hat vorgeschlagen, eine Form von CCfD für die Zuweisung eines erweiterten Innovationsfonds ab 2022 zu verwenden, und auch Deutschland hat ein CCfD-System angekündigt. In jüngster Zeit hat Dänemark angedeutet, dass ein ähnliches Modell für ein geplantes Subventionsprogramm für CO2-abscheidung und Speicherung verwendet werden soll (siehe Abschnitt über Dänemark).
Die Fazilität "Connecting Europe" (CEF) ist eine weitere europäische Initiative, die darauf abzielt, gemeinsame Infrastrukturprojekte in der gesamten Region zu fördern, und zwar durch verschiedene Mittel der finanziellen Unterstützung wie Zuschüsse, Darlehensbürgschaften und Projektanleihen.31 Energie- und CO2-bezogene Infrastrukturprojekte können diese Unterstützung in Anspruch nehmen, indem sie den Status eines "Projekts von gemeinsamem Interesse" (PCI) erhalten, wobei die Regeln für die Förderfähigkeit in der Verordnung "Transeuropäische Netze - Energie" oder "Ten-E" festgelegt sind.32 Bisher haben mehrere CO2-Infrastrukturprojekte den PCI-Status erhalten, was die Genehmigungsverfahren beschleunigte und ihnen Zugang zur CEF verschaffte, die in erster Linie für Durchführbarkeits- und FEED-Studien (Front-End-Engineering and Design) verwendet wird. Die Unterstützung beschränkte sich jedoch bisher auf CO2-Pipelines und zugehörige Ausrüstung (Tabelle 2). Bei der Überarbeitung der TEN-E-Verordnung im Jahr 2021 wurden die Kriterien auf CO2-Speicherstätten ausgeweitet, ein Vorschlag des Europäischen Parlaments, den CO2-Transport per Schiff, Straße und Schiene förderfähig zu machen, wurde jedoch nicht angenommen.33
Die EU verfügt über eine Reihe anderer Finanzierungsströme, die für CO2-abscheidung und Speicheraktivitäten genutzt werden können oder genutzt wurden. Insbesondere wurden viele forschungsbasierte Projekte durch Programme wie Horizont 2020 und sein Nachfolgeprogramm Horizont Europa finanziert .37 Als Reaktion auf die schwerwiegenden wirtschaftlichen Auswirkungen der Covid-19-Pandemie führte die EU ihr Konjunkturpaket ein, das als Fazilität für Konjunkturbelebung und Widerstandsfähigkeit bekannt ist und 723,8 Mrd. EUR in Form von Darlehen und Zuschüssen zur Unterstützung von Reformen und Investitionen in den Mitgliedstaaten umfasst.38 Mindestens 30 % dieser Mittel sollen für klimabezogene Projekte verwendet werden, wobei mehrere Länder CO2-abscheidung und Speicheraktivitäten in ihre Pläne aufgenommen haben, die sie für den Zugang zu den Mitteln eingereicht haben. Der Fonds für einen gerechten Übergang (Just Transition Fund, JTF) ist ein weiteres Schlüsselelement des Green Deal, der darauf abzielt, die mit der Umstellung auf eine grüne Wirtschaft verbundenen sozialen und wirtschaftlichen Kosten zu mildern, und der Unterstützung für Regionen bereitstellt, die stark von fossilen Brennstoffen abhängig sind (z. B. Kohlebergbauregionen). Der JTF verfügt über ein Gesamtbudget von 17,5 Milliarden Euro.39
Schließlich ist CO2-abscheidung auch in der EU-Taxonomie für nachhaltige Finanzierungen enthalten, die eine Liste ökologisch nachhaltiger Wirtschaftstätigkeiten für Investoren und Projektentwickler festlegt und damit die Leitlinien für jegliche Kreditvergabe in der Region vorgibt, die als "nachhaltige Finanzierung" bezeichnet wird (mit dieser Bezeichnung ist keine Finanzierung verbunden).40
Die Rolle der Netto-Null-Ziele
Das im Juni 2021 in Kraft getretene europäische Klimagesetz legt die rechtlich verbindliche Vorgabe für die EU fest, bis 2050 Klimaneutralität, d. h. Netto-Null-Treibhausgasemissionen, zu erreichen, wie es im Green Deal der EU für 2020 vorgesehen ist.1 Es enthält auch ein Zwischenziel, nämlich die Treibhausgasemissionen bis 2030 auf mindestens 55 % des Niveaus von 1990 zu senken. Einige Mitgliedstaaten und andere Länder in der Region hatten bereits ihre eigenen rechtsverbindlichen Netto-Null-Ziele festgelegt, darunter das Vereinigte Königreich, Frankreich und Dänemark, die alle 2019 Netto-Null-Ziele bis 2050" festlegten, sowie Schweden, das sich 2017 verpflichtete, Netto-Null bereits 2045 zu erreichen. Auch Deutschland hat sich 2021 das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 gesetzt.41 Zusätzlich zu diesen nationalen Zielen haben sich auch mehrere subnationale Regionen und Kommunen Netto-Null-Ziele gesetzt - oft mit einem im Vergleich zum nationalen Ziel beschleunigten Zeitplan.42
Netto-Null-Emissionsziele spielen eine wichtige Rolle bei der Gestaltung der Klimatechnologiepolitik, indem sie häufig die Notwendigkeit von CO2-abscheidung und Speicherung als Ergänzung zu anderen Emissionsminderungstechnologien hervorheben und verdeutlichen. Dies kann zu politischen Veränderungen bei der Zuteilung von Anreizen und Subventionen für die Technologieentwicklung führen. Solche Ziele können auch einen direkten Einfluss auf die emittierenden Industrien haben, deren langfristige Strategien für eine Zukunft planen müssen, in der ihr Unternehmen sowohl lebensfähig als auch ein Netto-Null-Emittent bleibt. Für Industriezweige, die bei der Emissionsminderung weitgehend auf CO2-abscheidung angewiesen sind, darunter Zement-, Kalk- und Abfallverbrennungsanlagen, haben die Netto-Null-Ziele die Pläne zur Demonstration dieser Technologie in großem Maßstab beschleunigt(siehe Kästen über Abfallverbrennung und Zement). Selbst wenn sie nicht vollständig vom Kohlenstoffpreis betroffen sind oder Subventionen für CO2-abscheidung und die Speicherung erhalten, könnten einige Industrien immer noch die strategische Notwendigkeit sehen, die Technologie zu entwickeln, um die künftige Rentabilität zu erhalten - sie stellen sich eine Zukunft vor, in der ein kohlenstoffarmes Produkt oder eine kohlenstoffarme Dienstleistung notwendigerweise einen höheren Wert haben wird.
Tabelle 2: Liste der grenzüberschreitenden CO2-Netz-PCIs und der damit verbundenen Finanzierung durch die CEF34,35,36

Nationale Aktivitäten und Politiken
Die Niederlande
Da sich der Innovationsfonds noch in der Anfangsphase befindet (und die CEF-Finanzierung im Wesentlichen Machbarkeitsstudien für CO2-Verkehrsinfrastrukturen abdeckt), werden die meisten Projekte der ersten Stunde CO2-abscheidung durch Anreize auf nationaler Ebene vorangetrieben, vor allem in den Ländern rund um die Nordsee, in denen die Rolle der Technologie bei der Erreichung der Nettonullstellung in der Politik anerkannt wurde. In den Niederlanden wurde das Programm zur Förderung der nachhaltigen Energiewende (Stimulering Duurzame Energietransitie, SDE) zur Unterstützung des Einsatzes erneuerbarer Energien im Jahr 2020 auf andere Technologien zur Kohlenstoffreduzierung ausgeweitet - einschließlich CO2-abscheidung und Speicherung. Im Rahmen dieser erweiterten "SDE++"-Regelung konkurrieren 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.43 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 Vertragsdauer von 12 oder 15 Jahren berechnet wird.
Von den 4,76 Milliarden Euro, die in der SDE++-Runde 2020 vergeben wurden, konnten sich vier Emittenten, die mit dem Infrastrukturprojekt Porthos verbunden sind, mit ihren Angeboten zur Finanzierung der CO2-Abscheidung und -Speicherung eine Garantie von bis zu 2,1 Milliarden Euro sichern (siehe Kasten zu Porthos). Bei den derzeitigen Kohlenstoffpreisen wäre der tatsächliche Finanzierungsbedarf während der Laufzeit der Verträge jedoch wesentlich geringer. Im Rahmen des Klimaabkommens von 2019 wurde zunächst eine Obergrenze für den Anteil der Subventionen für Projekte von CO2-abscheidung festgelegt, und zwar maximal 7,2 Mio. t CO2 pro Jahr für die Industrie und 3 Mio. t pro Jahr für die Stromerzeugung.44 Dies wurde von der Übergangsregierung auf ein Gesamtvolumen von 9,7 Mio. t pro Jahr für die Industrie angehoben, so dass 7,2 Mio. t für die Zuteilung übrig bleiben, wenn die 2,5 Mio. t für Porthos berücksichtigt werden. CO2-abscheidung stellt mit elf Antragstellern und durchschnittlichen Kohlenstoffvermeidungskosten von nur 75 €/t die Mehrheit der Antragsteller für die Runde 2021 des Programms dar; bei den derzeitigen ETS-Preisen würde dies keine Subvention darstellen.45 Das für das SDE++-System vorgesehene jährliche Gesamtbudget schwankt; 2020 betrug es 5 Mrd. EUR, aber die Regierung hat angekündigt, es 2022 auf 11 Mrd. EUR zu erhöhen.
Einige andere CO2-abscheidung Cluster und Speicherstätten wurden in den Niederlanden vorgeschlagen, darunter Emittenten im Nordseehafen - einer grenzüberschreitenden Hafenregion, die gemeinsam mit Belgien genutzt wird (siehe Fallstudie zu Carbon Connect Delta).46 Und im September 2021 gründeten TotalEnergies, Shell, EBN und Gasunie eine Partnerschaft zur Erschließung erschöpfter Offshore-Gasfelder im Nordwesten der Niederlande, bekannt als das Aramis-Projekt.47 Dieser Standort würde durch eine Pipeline von Rotterdam aus gespeist werden, die zunächst auf 5 Mio. t CO2 pro Jahr ausgelegt ist, aber man geht davon aus, dass die Gasfelder in der Region eine Gesamtkapazität von über 1 Gt haben.
Norwegen
Die norwegische Regierung setzt sich seit langem für CO2-abscheidung und die Speicherung von Kohlendioxid ein und gründete 2005 Gassnova, ein staatliches Unternehmen, das die Forschung beaufsichtigen und die Einführung in großem Maßstab vorantreiben soll. Eine nennenswerte staatliche Unterstützung für ein Großprojekt wurde jedoch erst 2020 sichergestellt, als die norwegische Regierung 1,6 Mrd. EUR für das CCS-Projekt "Longship" bereitstellte.49 Der Großteil dieser Mittel ist für die CO2-Transport- und -Speicherkomponente "Northern Lights" des von Equinor, Total und Shell geleiteten Projekts bestimmt, das CO2 per Schiff zu einem Standort an der norwegischen Westküste bringen will, von wo aus es per Pipeline zu einem Offshore-Speicher mit einer anfänglichen Kapazität von 1,5 Mio. t CO2 pro Jahr geleitet werden soll(Abbildung 9). Longship umfasst auch zwei Abscheidungsanlagen: Das Zementwerk Brevik von Norcem und die Müllverbrennungsanlage Klemetsrud in Oslo, die beide etwa 400 kt CO2 pro Jahr zur Speicherstätte beitragen würden. Die Finanzierungszusage der Regierung deckt sowohl die Kapital- als auch die Betriebskosten der CO2-Abscheidung im Zementwerk für zehn Jahre ab, während die teilweise Unterstützung für die Müllverbrennungsanlage davon abhängt, dass das Projekt zusätzliche Finanzmittel erhält; nach einem Eigentümerwechsel werden diese jedoch von der Stadt Oslo und neuen Investoren bereitgestellt. Die staatliche Finanzierung wird schätzungsweise etwa drei Viertel der gesamten Projektkosten für die drei Komponenten abdecken. Die Bauarbeiten am Onshore-CO2-Terminal und am Zementwerk Brevik begannen im Jahr 2021.50
Fallstudie zum Projekt: Porthos
Porthos ist eine gemeinsame Initiative des Hafenbetriebs Rotterdam, des staatlichen Gasunternehmens EBN und des Energienetzbetreibers Gasunie zur Entwicklung einer gemeinsamen Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von CO2 im Gebiet des Hafens von Rotterdam(Abbildung 8). Das Projekt sieht die Speicherung von abgeschiedenem CO2 in erschöpften Gasfeldern nur 21 km vor der niederländischen Küste vor, wobei eine Pipeline mit einer Gesamtlänge von 55 km genutzt wird.48
Bei dem ursprünglich 2017 vorgeschlagenen Projekt haben die Entwickler vier wichtige emittierende Industrien im Hafengebiet identifiziert: zwei Ölraffinerien im Besitz von Shell und ExxonMobil sowie Wasserstoffproduktionsanlagen im Besitz von Air Liquide und Air Products, die als erste Emittenten fungieren und insgesamt 2,5 Mio. t CO2 pro Jahr in das Netz einspeisen werden. Diese Anlagen eignen sich als erste Abscheidungsprojekte, da sie Prozessgasströme umfassen, aus denen CO2 zu relativ geringen Kosten abgeschieden werden kann. Im Jahr 2020 erhielt die Initiative den PCI-Status und wurde mit 102 Mio. EUR aus der Fazilität "Connecting Europe" gefördert, was auf die Partnerschaft mit den benachbarten Clusterplänen CO2-abscheidung in Antwerpen und North Sea Port zurückzuführen ist. Im Jahr 2021 sicherten sich die vier Emittenten eine Finanzierung von bis zu 2,1 Mrd. EUR durch das niederländische SDE++-Programm, das für die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Infrastrukturprojekts von entscheidender Bedeutung war. Ein Teil dieser Finanzierung deckt das Entgelt, das die Emittenten den Betreibern des Porthos-Projekts für die CO2-Entnahme zahlen müssen. Das Projekt durchläuft derzeit das Genehmigungsverfahren, und eine endgültige Investitionsentscheidung wird für Anfang 2022 erwartet, mit dem Ziel, den Betrieb im Jahr 2024 aufzunehmen.
Abbildung 8: Die CO2-Transport- und Speicherinfrastruktur von Porthos48

Dieses Engagement für das Speicherprojekt Northern Lights hat zur Entstehung mehrerer anderer Pläne für CO2-abscheidung Cluster in Norwegen und darüber hinaus geführt. Eine wichtige Voraussetzung für die staatliche Unterstützung von Northern Lights war die Fähigkeit, über die anfänglichen Projekte und sogar über die Kapazität der ersten Pipeline hinaus zu expandieren, indem CO2 von Emittenten in ganz Europa bezogen wird.51 Sofern genügend CO2 gesichert werden kann, soll das Projekt in einer zweiten Phase auf 5 Mio. t pro Jahr erweitert werden. Pläne für Abscheidungsanlagen in Norwegen selbst können aus verschiedenen staatlichen Programmen finanziert werden, darunter die Finanzierung großer energiebezogener Projekte durch Enova (ein staatliches Unternehmen, das mit der Entwicklung sauberer Energietechnologien beauftragt ist) sowie das Forschungsprogramm CLIMIT von Gassnova. Norwegen hat außerdem Pläne zur Einführung einer neuen Steuer auf CO2-Emissionen angekündigt, die bis 2030 bis zu 200 €/t erreichen könnte; diese würde das ETS für die Sektoren, die dem EU-System unterliegen, ergänzen (insgesamt nicht mehr als 200 €/t), würde aber auch für andere emittierende Sektoren gelten.52
Abbildung 9: Ein vorgeschlagenes Netz von Emittenten, die in Northern Lights einspeisen könnten (einschließlich "wechselseitiger Speicherstätten" im Vereinigten Königreich und Irland)51

Das Vereinigte Königreich
Das Vereinigte Königreich hat auch mehrere Zyklen staatlicher Unterstützung für die groß angelegte Einführung von CO2-abscheidung und Speicherung durchlaufen, die zumeist auf wettbewerbsorientierten Finanzierungsverfahren zwischen Projektangeboten basierten. Im Jahr 2015 wurde das Vertrauen der Industrie durch die Streichung eines Fonds in Höhe von 1 Mrd. GBP, der für zwei Finalisten-Projekte (Peterhead und White Rose) vorgesehen war, stark beeinträchtigt. Nach dieser Kehrtwende setzten jedoch mehrere regionale Industriegebiete die Entwicklung von Dekarbonisierungsstrategien auf der Grundlage von CO2-abscheidung fort und planten in einigen Fällen die Nutzung von Offshore-Speicherstandorten, die im Rahmen früherer Initiativen ausgewiesen wurden. Im November 2020 setzte sich die Regierung das Ziel, zwei dieser CO2-abscheidung und Speichercluster bis 2025 und zwei weitere bis 2030 zu verwirklichen, unterstützt durch eine erneute Zusage von 1 Milliarde Pfund, bekannt als CO2-abscheidung und Speicherinfrastrukturfonds (CIF).53 Dieser ist in erster Linie auf die Unterstützung von Verkehrs- und Speicherinfrastruktur ausgerichtet, kann aber auch zur Finanzierung von Kapitalinvestitionen in Abscheidungsprojekte in schwierigeren Industriesektoren verwendet werden. In einem im Oktober 2021 veröffentlichten Dokument zur "Netto-Null-Strategie" erhöhte die Regierung ihr Ziel, bis 2030 20-30 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr zu speichern (einschließlich 6 Mio. Tonnen pro Jahr in der Industrie) und mindestens 50 Mio. Tonnen bis Mitte der 2030er Jahre.54 Dies geschah als Reaktion auf die Empfehlungen des unabhängigen "Ausschusses für Klimawandel", der alle fünf Jahre über verbindliche nationale Kohlenstoffbudgets informiert.
Neben den vom CIF bereitgestellten Kapitalzuschüssen schließt das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS) derzeit die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle ab, um eine langfristige Investitionsgrundlage für eine neue CO2-Industrie zu schaffen. CO2-Transport und -Speicherung werden als regulierte Industrie im Rahmen eines RAB-Modells (regulated asset base) betrieben, bei dem der private Sektor (in der Regel Öl- und Gasunternehmen) die Infrastruktur aufbaut und dann den CO2-Lieferanten einen regulierten Tarif in Rechnung stellt, um die Investitionskosten und eine festgelegte Rendite zu decken.55 Auf der Abscheidungsseite würden die industriellen Emittenten über einen Differenzvertragsmechanismus entschädigt, bei dem die Regierung (über eine unabhängige Gegenpartei) die Differenz zwischen dem Kohlenstoffpreis und einem vereinbarten "Basispreis" zahlt, der die Kosten des Abscheidungsprojekts decken sollte(Abbildung 10).29,56
Das Vereinigte Königreich ist in der Region ungewöhnlich, weil es eine klare Rolle für CO2-abscheidung mit Kraftwerken der Versorgungswirtschaft (entweder mit Gas oder Biomasse befeuert) sieht, um abrufbaren, kohlenstoffarmen Strom zu liefern. Die Kraftwerke werden eine modifizierte Version der bestehenden Differenzverträge nutzen, die für die kohlenstoffarme Stromerzeugung verwendet werden und bei denen die Differenz zwischen dem Großhandelsstrompreis und einem Basispreis gezahlt wird. Der als "Dispatchable Power Agreement" bekannte Mechanismus wird wahrscheinlich auch eine Zahlung zur Deckung einiger Fixkosten beinhalten, um die Rolle dieser Anlagen als flexibles Backup für die variable Erzeugung aus erneuerbaren Energien anzuerkennen.57 Ein viertes Modell wird derzeit für die Entschädigung der kohlenstoffarmen Wasserstofferzeugung entwickelt, wobei die Regierung angibt, dass dies ebenfalls die Form eines Differenzvertrags auf der Grundlage des Wasserstoffverkaufs annehmen wird.58 Die Unternehmen würden für die Differenz zwischen einem vereinbarten Basispreis und dem tatsächlich erzielten Verkaufspreis pro verkaufter MWh Wasserstoff entschädigt, sofern der Verkaufspreis nicht unter den Erdgaspreis fällt. Bei all diesen Geschäftsmodellen für Abscheidungsanlagen sind Verträge für eine Betriebsdauer von 10 bis 15 Jahren vorgesehen.
Es wurde ein stufenweises System eingeführt, um die Empfänger sowohl des CIF als auch der Betriebsverträge zu bestimmen.59 In Phase 1 wurden in einem wettbewerbsorientierten Verfahren zwei Cluster ermittelt, die in der Lage sind, Abscheidung, Transport und Speicherung bis Mitte der 2020er Jahre in großem Maßstab rasch umzusetzen. Im Oktober 2021 wurde in einem Verfahren zur Ermittlung der ersten "Track-1"-Clusters der East Coast Cluster ausgewählt, der eine Kombination aus zwei verschiedenen Industrieregionen in den Gebieten Teesside und Humber darstellt, die in denselben Offshore-Speicher einspeisen(siehe Fallstudie zum East Coast Cluster), sowie das HyNet-Projekt in Merseyside, das in erster Linie auf der Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff basiert.60 Die Cluster wurden anhand einer Reihe von Kriterien bewertet, darunter die Fähigkeit, den Betrieb planmäßig aufzunehmen, die nivellierten Kosten der Kohlenstoffreduzierung, die Schaffung von Arbeitsplätzen und der wirtschaftliche Wert sowie das Expansionspotenzial.
Abbildung 10: Die vorgeschlagene Struktur für industrielle CO2-abscheidung Projekte im Vereinigten Königreich56

In der derzeit laufenden Phase 2 konkurrieren die Emittenten innerhalb jedes Clusters darum, als erste an diese CO2-Pipelinenetze angeschlossen zu werden. Obwohl die für Phase 1 eingereichten Anträge oder "Cluster-Pläne" auch eine Auswahl möglicher Emittenten enthalten, soll dieses Verfahren es anderen Emittenten in der Region ermöglichen, eine potenziell günstigere Dekarbonisierung anzubieten. Die Einzelheiten für die zweite Phase der 'Track 2'-Cluster müssen noch bekannt gegeben werden, sollen aber eine Inbetriebnahme ab 2027 ermöglichen, um die nationalen Ziele für die CO2-Speicherung zu erreichen.
Der Ansatz des Vereinigten Königreichs zeichnet sich dadurch aus, dass versucht wird, die Finanzierungsunterstützung formell nach den geografischen Zwängen der CO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur zu strukturieren: Die Auswahl der insgesamt günstigsten Cluster hat Vorrang vor einzelnen Emittenten. Es ist auch anzumerken, dass sich die Regierung nicht dazu verpflichtet hat, wie der CIF zwischen Track 1- oder 2-Cluster-Infrastrukturen oder den damit verbundenen Emittenten aufgeteilt werden könnte, und dass in einigen Fällen keine Zuschüsse für notwendig erachtet werden könnten.
Tabelle 3: Ein Vergleich der niederländischen und britischen Fördermechanismen für CO2-abscheidung in der Industrie
Schema | Beschreibung |
---|---|
UK ICC-Vertrag | - Vertrag mit einer Laufzeit von 10 oder 15 Jahren - Referenzpreis für Kohlenstoff folgt einem linearen Verlauf (abgeleitet vom UK ETS) - Bilaterale Aushandlung des Basispreises - Investitionszahlungen für die ersten fünf Jahre (Verlängerungsmöglichkeit) - Kostenlose Zertifikate verfallen zu einem im Voraus festgelegten Preis und Volumen - Zahlungen auf der Grundlage von abgeschiedenen und gespeicherten CO2-Tonnen - Transport- und Speichertarif basiert auf einem regulierten Asset-Base-Modell |
SDE++ | - 12- oder 15-Jahres-Vertrag - Referenzpreis für Kohlenstoff ist das EU-Emissionshandelssystem - Ausschreibungsverfahren für den Basispreis (Höchstsatz für jede Technologie festgelegt) - Investitionsförderung inbegriffen - Wert der kostenlosen Zertifikate wird von der Subvention zum Marktpreis für Kohlenstoff abgezogen - Zahlungen auf der Grundlage der vermiedenen CO2-Tonnen - Transport- und Speichertarif im Basistarif enthalten (Höchstgebot), basierend auf Porthos-Kosten |
Dänemark
Trotz des früheren Verbots der CO2-Speicherung hat sich Dänemark vor kurzem in die Reihe der Nordseeländer eingereiht, die sich fest zum Einsatz von CO2-abscheidung, Nutzung und Speicherung verpflichtet haben, nachdem ein Klimagesetz für 2020 ein verbindliches Ziel von 70 % Treibhausgasreduzierung bis 2030 (im Vergleich zu den Werten von 1990) festgelegt hat.61 Begleitend zu dieser Gesetzgebung wurde in einer Klimavereinbarung für Energie und Industrie ein sektorales Ziel für die Reduzierung der jährlichen Emissionen um 3,4 Mio. t CO2 im Jahr 2030 festgelegt, von denen 0,9 Mio. t durch CO2-abscheidung Technologien erreicht werden sollen. Zur Finanzierung des Einsatzes von CO2-abscheidung und der Speicherung wurde in der Vereinbarung auch die Absicht bekundet, einen speziellen Finanzierungspool in Höhe von 16 Mrd. DKK (2,14 Mrd. EUR) über 20 Jahre einzurichten, wobei die jährlichen Zuweisungen von 202 Mio. DKK (27 Mio. EUR) im Jahr 2024 auf 815 Mio. DKK (105 Mio. EUR) im Jahr 2030 steigen sollen.62 Ebenfalls im Jahr 2020 erklärte sich das Land bereit, die gesamte Öl- und Gasförderung in der Nordsee bis 2050 einzustellen und weitere 200 Mio. DKK (27 Mio. EUR) zur Unterstützung der Entwicklung der CO2-Speicherung bereitzustellen, die über das bestehende Programm zur Entwicklung und Demonstration von Energietechnologien (EUDP) zugewiesen werden sollen.63
Im Jahr 2021 veröffentlichte die dänische Regierung eine umfassende CO2-abscheidung und Speicherstrategie in zwei Teilen.64 Im ersten Teil wurden verschiedene Vorschriften und Genehmigungsverfahren genannt, die geändert oder entwickelt werden müssen, sowie Mittel für die Charakterisierung potenzieller Speicherstätten bereitgestellt. Die zweite Mitteilung befasst sich in erster Linie damit, wie der 16 Mrd. DKK umfassende Finanzierungspool ("CCUS-Fonds") auf Wettbewerbsbasis an Projekte vergeben werden soll, wobei der Schwerpunkt zunächst auf der Vergabe eines einzigen Vertrags für eine CO2-Abscheidung und -Speicherung von mindestens 0,4 Mio. t/Jahr bis 2026 liegt (dies kann durch Zusammenlegung mehrerer Emittenten geschehen). Die dänische Energiebehörde hat erklärt, dass sie eine Finanzierung auf der Grundlage eines Differenzvertrags mit einer Laufzeit von 20 Jahren in Erwägung zieht, bei dem der Preis für das erfolgreiche Gebot jedes Jahr an den durchschnittlichen Kohlenstoffpreis angepasst wird.65 Der Vertrag wird wahrscheinlich im Rahmen einer offenen Verhandlung mit präqualifizierten Bietern vergeben, wobei neben dem Gebotspreis auch Kriterien wie die Projektreife und das Potenzial für zusätzliche CO2-Abscheidung (über 0,4 Mio. t/Jahr) berücksichtigt werden. Das erfolgreiche Projekt muss die gesamte Wertschöpfungskette der Abscheidung, des Transports und der Speicherung abdecken, möglicherweise in Zusammenarbeit mit Unterauftragnehmern für diese Dienstleistungen. Das Vertragsverfahren wird voraussichtlich bis Dezember 2022 abgeschlossen sein, woran sich eine zweite Finanzierungsphase anschließen wird.
Die Ankündigung dieser Fördermaßnahmen hat zu mehreren Projektvorschlägen geführt, die sich sowohl auf die Abscheidung als auch auf die Speicherinfrastruktur in dem Land beziehen. Ein Konsortium unter der Leitung von INEOS hat das Greensand-Speicherprojekt vorgeschlagen, das auf einem erschöpften Offshore-Gasfeld basiert (siehe Projektfallstudie zu Greensand), während ein Konsortium unter der Leitung von Noreco und TotalEnergies versucht, eine andere Gasfeldregion zu einer Speicherstätte mit dem Namen Bifrost zu entwickeln. Im Dezember 2021 erhielten diese Initiativen eine Gesamtfinanzierung von 272 DKK (36 Mio. EUR) über das EUDP, was eine erhebliche Ausweitung der ursprünglichen Mittelzuweisung im Rahmen des Nordseeabkommens darstellt.66 Es wurden auch eine Reihe von Vorschlägen für Abscheidungsprojekte unterbreitet, darunter das "C4"-Konsortium von Kopenhagener Versorgungsunternehmen (siehe Kasten zu Energieabfall) und Aalborg Portland Cement in Nordjütland.
Fallstudie zum Sektor: Abfall zu Energie
Ein bedeutender Anteil der Projektvorschläge für die frühzeitige Abscheidung in ganz Europa entfällt auf Müllverbrennungsanlagen, die durch die Verbrennung von Siedlungsabfällen Strom erzeugen und in vielen nordeuropäischen Ländern auch Dampf für die Fernwärmeversorgung liefern können. Obwohl dieser Sektor einen relativ kleinen Anteil an den Industrieemissionen in Europa ausmacht, steht er aus mehreren Gründen an der Spitze der Entwicklung von CO2-abscheidung . Viele der Kommunen, die Eigentümer dieser Anlagen sind, haben sich selbst dazu verpflichtet, Netto-Null-Emissionen zu erreichen - oft in kürzeren Zeiträumen als ihre nationalen Regierungen -, und Müllverbrennungsanlagen können ihre größte einzelne Emissionsquelle darstellen, für deren Reduzierung es kaum Alternativen zu CO2-abscheidung gibt. Privat betriebene Anlagen haben in der Regel langfristige Verträge, die langfristige Investitionsentscheidungen ermöglichen.67 Da etwa 50 % der in diesen Anlagen verbrannten Abfälle in der Regel biogenen Ursprungs sind, besteht auch die Möglichkeit, durch die Nachfrage von Unternehmen nach Gutschriften für "negative Emissionen" Einnahmen zu erzielen(siehe Permanenter Kohlendioxidabbau auf Seite 41).
Müllverbrennungsanlagen bilden zusammen mit biomassebetriebenen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (die einige der gleichen Antriebsfaktoren haben) den Hauptteil des Kopenhagener Clusters CO2-abscheidung oder der C4-Initiative in Dänemark.68 Eine Gruppe von öffentlichen Versorgungsunternehmen in der Stadt hat sich 2020 zusammengeschlossen, um Wege zur Entwicklung einer gemeinsamen CO2-Infrastruktur zu erkunden, mit dem Ziel, bis zu 3 Mio. t CO2 pro Jahr abzuscheiden. Das Herzstück des Projekts ist die ARC-Anlage Amager Bakke, in der bereits 2020 ein kleiner Pilotversuch zur Abscheidung in Betrieb genommen wurde und die Pläne für eine großtechnische Abscheidung von der Sicherung eines Teils des EU-Innovationsfonds abhängen. Ein Vorteil des Einsatzes von CO2-abscheidung in Fernheizwerken wie diesen besteht darin, dass die bei der CO2-Kompression entstehende Abwärme zur Erwärmung des Wassers für das System genutzt werden kann.
Andernorts ist die Klemetsrud-Anlage in Oslo ein wahrscheinlicher erster Zubringer zu Northern Lights, während Müllverbrennungsanlagen auch einen bedeutenden Teil anderer norwegischer Cluster wie Borg CO2 ausmachen - eine Ansammlung von Emittenten um die Städte Frederikstad und Sarpsborg.69,70 Im Vereinigten Königreich entfallen neun der 23 industriellen Abscheidungsprojekte, die innerhalb der beiden prioritären Cluster als förderungswürdig erachtet werden, auf Müllverbrennungsanlagen. In den Niederlanden beliefert AVR örtliche Gewächshäuser mit rund 60 kt/Jahr CO2, das in seiner Abfallverbrennungsanlage in Duiven abgeschieden wird.71
Die EU hat den Wunsch geäußert, von der Abfallverbrennung wegzukommen, indem sie diese Praxis von der Unterstützung durch die Europäische Investitionsbank oder von Finanzierungsmechanismen wie der Fazilität für Rückgewinnung und Widerstandsfähigkeit oder dem Mechanismus für einen gerechten Übergang ausgeschlossen hat.72 Während es von entscheidender Bedeutung ist, den derzeitigen Trend zur Erhöhung der Recyclingraten fortzusetzen, stellt die Verbrennung von nicht verwertbaren Abfällen mit CO2-abscheidung eine vielversprechende Alternative zur Deponierung dar, bei der Methan - ein starkes Treibhausgas - entsteht(Abbildung 11). Die Schaffung angemessen ausgewogener Anreize zur Förderung des Recyclings und zur Förderung von Investitionen in sauberere, kohlenstoffarme Verbrennungsanlagen - bei gleichzeitiger Vermeidung der Verlagerung von CO2-Emissionen durch Abfallexport zu billigeren, treibhausgasintensiveren Betreibern - ist eine große Herausforderung. In den meisten Ländern unterliegen Müllverbrennungsanlagen für ihre fossilen CO2-Emissionen nicht dem EU-Emissionshandelssystem, doch in Dänemark und Schweden fallen die Anlagen unter dieses System, was einen zusätzlichen Anreiz zur Emissionssenkung bietet. In Norwegen wurde kürzlich eine Steuer von 14 €/t auf fossiles CO2 aus Abfallverbrennungsanlagen vorgeschlagen, um die Recyclingquoten zu erhöhen.73 Im Vereinigten Königreich wurde der Sektor kürzlich für berechtigt erklärt, Verträge mit der Industrie CO2-abscheidung zu beantragen, sofern die Anlagen einen hohen Effizienzstandard erfüllen.59 Für die nordischen Länder besteht die Möglichkeit, aus dem wachsenden Markt für Gutschriften für die Kohlenstoffentfernung im Zusammenhang mit biogenen Abfällen Nutzen zu ziehen, allerdings können die Empfänger der britischen Industrieverträge nicht auch Gutschriften für die Kohlenstoffentfernung beantragen.
In einem zunehmend privatisierten und international wettbewerbsfähigen Sektor muss vermieden werden, dass Verbrennungsanlagen mit CO2-abscheidung im Vergleich zu Anlagen ohne Abfälle einen Wettbewerbsnachteil erleiden. Einige haben eine Ausfuhrsteuer auf Abfälle vorgeschlagen, um dieses Problem zu lösen.
Die geringe Größe von Abfallverbrennungsanlagen und ihre typische Lage in städtischen Gebieten können auch eine Herausforderung für den CO2-Transport darstellen. Mehrere der vorgeschlagenen Standorte sehen den Transport von verflüssigtem CO2 auf der Straße zu nahe gelegenen Häfen vor. Dies ist zwar eine flexible und weniger kapitalintensive Option als Pipelines, doch bringt diese Lösung eigene Herausforderungen mit sich, wie die große Lagerung vor Ort, die starke Beanspruchung der Straßen und den Bedarf an kohlenstoffarmen Straßentankwagen.
Abbildung 11: Eine Aufschlüsselung der Emissionen des Abfallsektors im Vereinigten Königreich, die den Trend weg von der Deponierung zeigt (Viridor, 2021)74

Deutschland
Frühe Versuche, die CO2-abscheidung in großem Maßstab in deutschen Kohlekraftwerken einzusetzen, scheiterten, zum Teil aufgrund des starken lokalen Widerstands gegen die CO2-Speicherung, obwohl ein Projekt im Forschungsmaßstab in Ketzin von 2008 bis 2013 erfolgreich kleine Mengen CO2 speicherte.75 Letztlich führten diese Erfahrungen zu einer sehr begrenzten Umsetzung der CCS-Richtlinie der EU im Jahr 2012, und das deutsche CO2-Speicherungsgesetz erlaubt keine neuen Speicherlizenzen. Im Jahr 2019 setzte die damalige Bundeskanzlerin Angela Merkel die Technologie jedoch wieder auf die Tagesordnung und bezeichnete sie als ein potenziell entscheidendes Element in den Dekarbonisierungsplänen des Landes.76
Im Dezember 2021 veröffentlichte eine neue Regierungskoalition eine Vereinbarung, die mehrere Schlüsselprioritäten für die Energie- und Klimapolitik enthält.77 Obwohl CO2-abscheidung und Speicherung nicht ausdrücklich erwähnt werden, wird die Notwendigkeit alternativer, schnell skalierbarer Formen von kohlenstoffarmem Wasserstoff hervorgehoben. In der Vereinbarung wird auch die Absicht geäußert, eine langfristige Strategie für die technologische Beseitigung von CO2 zu entwickeln, die darauf abzielt, die etwa 5 % der als "unvermeidbar" angesehenen Emissionen (63 Mio. t) zu bewältigen. In jüngster Zeit hat die Regierung ein CCfD-basiertes Förderprogramm für industrielle Dekarbonisierungsprojekte angekündigt, das auch Anlagen zur Abscheidung, Nutzung und Speicherung von CO2 umfasst.
Auf regionaler Ebene hat die stark industrialisierte Region Nordrhein-Westfalen eine Kohlenstoffmanagementstrategie entwickelt, die vorsieht, dass jährlich bis zu 7 Mio. Tonnen CO2 aus der Zement-, Kalk-, Stahl- und Chemieindustrie abgeschieden werden.78 Dieses CO2 könnte entweder zu den geplanten CO2-Verschiffungsterminals in Bremerhaven und Wilhelmshaven oder über den Delta Corridor - eine grenzüberschreitende CO2- und Wasserstoffpipeline-Initiative unter der Leitung des Rotterdamer Hafens und von Rotterdam Rijn Pijpleiding - nach Rotterdam transportiert werden. In Deutschland hat der Gasnetzbetreiber Open Grid Europe Pläne für den Bau eines 964 km langen Pipelinenetzes vorgelegt, durch das jährlich 18,8 Mio. t CO2 transportiert werden können.
Andere Länder
Die Aussicht auf eine frei zugängliche Speicherinfrastruktur in der Nordsee, wie sie von Northern Lights und Porthos verkörpert wird, hat sich als äußerst wirksam erwiesen, um Industriecluster und einzelne Emittenten in anderen Ländern rund um die Nord- und Ostsee zur Entwicklung von Abscheidungsplänen zu bewegen. Zu den Projekten in Schweden, die mit Northern Lights in Verbindung stehen, gehören das Biomasse-Heizkraftwerk von Stockholm Exergi und die Ölraffinerien von Preem in Göteborg, während eine weitere große Abscheidungsanlage für das Slite-Werk von Heidelberg Cementa auf Gotland geplant ist. In Belgien hat das Projekt Antwerp@C die Hafenbehörde mit sieben emittierenden Industrien in der Region mit dem Ziel zusammengebracht, eine gemeinsame CO2-Infrastruktur zu entwickeln.79 Da Belgien über keine geeigneten geologischen Lagerstätten verfügt, untersuchen verwandte CO2-Abscheidungspläne wie Kairos@C den Transport per Pipeline oder Schiff nach Rotterdam (zum Anschluss an die Speicherstätten Porthos oder Aramis) oder zu Northern Lights. In Frankreich wurde das '3D'-Projekt in Dünkirchen von einem Konsortium aus 11 Interessengruppen ins Leben gerufen, das sich auf die Demonstration des innovativen DMX-Abscheidungsverfahrens im Stahlwerk von ArcelorMittal bis 2025 konzentriert, aber letztlich das Ziel verfolgt, ein Industriecluster in der Hafenregion zu entwickeln.80 Dieses Cluster soll bis 2025 auf 10 Mio. t CO2 pro Jahr anwachsen. Ein weiteres potenzielles Abscheidungscluster in Nordfrankreich befindet sich im Industriegebiet der Normandie, wo vier Emittenten eine Absichtserklärung zur Entwicklung einer CO2-Infrastruktur und zur Abscheidung von 3 Mio. Tonnen pro Jahr bis 2030 unterzeichnet haben.81
Über die Nordsee hinaus gibt es auch in Südeuropa einige Pläne für CO2-abscheidung und Speicherprojekte, die sich in einem frühen Stadium befinden. In Italien plant das Ravenna Hub von Eni die Abscheidung von 3 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr, die größtenteils aus Enis eigenen Anlagen im Nordosten Italiens stammen und in Offshore-Gasfeldern, die als "Blaue Adria" bekannt sind, gespeichert werden sollen.82 In Südwestfrankreich ist das Pycasso-Projekt bemerkenswert, weil es eine Onshore-Speicherung in erschöpften Gasfeldern vorsieht, die zuvor zur Speicherung von 50 kt CO2 im Rahmen des erfolgreichen Lacq-Rousse-Pilotprojekts von Total genutzt wurde, das von 2010 bis 2013 lief (siehe Fallstudie).18 Pycasso würde emittierende Industrien aus ganz Südwestfrankreich und Nordostspanien zusammenführen, um dieses geologische Becken zu speisen.
Wie bereits erwähnt, haben sieben Länder Pläne für die Entwicklung von CO2-abscheidung und die Speicherung in ihren Anträgen auf Mittel aus dem EU-Paket für Konjunkturbelebung und Widerstandsfähigkeit aufgeführt: Finnland, Belgien, Dänemark, Schweden, Deutschland, Kroatien und Griechenland.38 Die Projekte, die für diese Finanzierung in Frage kommen, reichen von geplanten Abscheidungsanlagen wie der Ethanolraffinerie Sisak in Kroatien bis hin zu Pipeline-Infrastrukturen wie dem belgischen "H2 and CO2 Backbone" sowie allgemeineren Paketen zur Unterstützung der industriellen Dekarbonisierung.
Keines dieser Länder hat jedoch bisher nationale Finanzierungsmechanismen oder Einführungsziele für groß angelegte CCS-Projekte eingeführt. Die meisten Initiativen stützen sich auf Anträge an den EU-Innovationsfonds und die Fazilität "Connecting Europe" oder auf die Finanzierung von Forschung und Entwicklung im Rahmen des Programms "Horizont Europa".
Tabelle 4: Eine Zusammenfassung der für die Einführung von CO2-abscheidung und Speicherung (CCS) relevanten nationalen Politiken
Land | Kapitalunterstützung für CCS-Projekte | Betriebsunterstützung für CCS-Projekte | CO2-Transport und Speicherung Verordnung | Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls | Gezielte Unterstützung für die CO2-Entfernung | Einbindung von CCS in NECP | Einsatz Ziele oder Strategien |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Dänemark | 37 Mio. € für Speicherprojekte | 2,1 Mrd. € CCS-Finanzierungspool für 0,9 Mio. t/Jahr Abscheidung | Noch zu definieren | Beabsichtigt zu ratifizieren | 2,1 Mrd. € Finanzierungspool umfasst Bioenergieverbrennung - separater Pool für Biokohle, Biogas, DAC | Ja (F&E) | 0,9 Mio. t/Jahr bis 2030 (Abscheidung durch Verbrennung) |
Deutschland | Finanzierung der industriellen Dekarbonisierung auf der Grundlage von CCfDs | Finanzierung der industriellen Dekarbonisierung auf der Grundlage von CCfDs | Derzeit verboten | Nein | Nein (technischer Kohlenstoffabbau im Koalitionsvertrag) | Ja (F&E) | Nein |
Niederlande | SDE++ | SDE++ | Benchmark-Transport- und Speichertarif in der SDE++-Subvention enthalten | Ja | Nein | Ja | Obergrenze von 9,7 Mio. t/Jahr (Industrie) und 3 Mio. t/Jahr (Strom) für CCS-Subventionen im Rahmen von SDE++ |
Norwegen | 1,6 Mrd. € für Longship", einige projektspezifische Mittel von Enova | Staatliche Finanzierung umfasst den Großteil der Betriebskosten des Langschiffs | Kommerzieller Betrieb durch staatliches Unternehmen | Ja | Nein | K.A. | |
Schweden | Enthalten in 3,35 Mrd. € für das CCS-System für Bioenergie (2026-2046) | Enthalten in 3,35 Mrd. € für das CCS-System für Bioenergie (2026-2046) | Keine Lagerstätten geplant | Nein | Umgekehrte Auktion für Bio-Energie-CCS (2022) | Ja | Nein |
Vereinigtes Königreich | 1 Milliarde Pfund für T&S-Infrastruktur und Industrie CO2-abscheidung, auch Kapitalrückzahlungskomponente in Geschäftsmodellen für Abscheidungsanlagen | Differenzverträge für Strom (Dispatchable Power Agreement), Industrie (ICC) und kohlenstoffarmen Wasserstoff | Transport und Speicherung auf der Grundlage eines regulierten Vermögensmodells - feste Rendite | Ja | In der Konsultation - wahrscheinlich DPA + Zusatzzahlung für Bio-Energie CCS-Strom, 5 Gt Ziel | K.A. | 20-30 Mio. t/Jahr CO2 abgetrennt und gespeichert bis 2030 Abbildung |
Abbildung 12: Förderpolitische Landschaft für CO2-abscheidung und Speicherung in Europa, mit Darstellung bemerkenswerter geförderter Projekte

Fallstudie zum Sektor: Zement
Die Zementindustrie ist zusammen mit der eng mit ihr verbundenen Kalkherstellung der treibhausgasintensivste Industriezweig in Europa, auf den fast 190 Mio. t CO2 bzw. rund 5 % der CO2-Emissionen der Region entfallen.13 Als wichtigster "bindender" Bestandteil von Beton ist die Zementproduktion eng mit dem globalen Wachstum verbunden und hat sich in den letzten zwei Jahrzehnten mehr als verdoppelt. Etwa zwei Drittel der von Zement- und Kalkwerken freigesetzten CO2-Emissionen sind das Ergebnis der unausweichlichen Chemie des Prozesses: der Kalzinierung von Kalziumkarbonat zu Kalziumoxid. Die restlichen Emissionen stammen aus den verschiedenen Brennstoffen, die zur Erzeugung der für diese Reaktion erforderlichen Wärme verwendet werden. Während die Kohlenstoffemissionen des Brennstoffs möglicherweise durch die Verwendung kohlenstoffärmerer Brennstoffe wie klimaschonender Biomasse oder Wasserstoff vermieden werden könnten, gibt es derzeit keine andere Option für den Umgang mit den "Prozessemissionen" von Zement als CO2-abscheidung. Daher steht die Zementindustrie bei vielen der frühen Pläne für CO2-abscheidung und die Speicherung in der ganzen Welt und in Europa an vorderster Front.
Das am weitesten fortgeschrittene dieser Pläne, das Norcem-Werk Brevik in Norwegen, wurde als erste Emissionsquelle für das Nordlicht-Speicherprojekt ausgewählt und soll 2024 in Betrieb gehen. Norcem ist eine Tochtergesellschaft von HeidelbergCement, das eine Reihe weiterer Initiativen in ganz Europa verfolgt, in der Regel ebenfalls über lokale Tochtergesellschaften. In Schweden ist das Slite-Werk von Cementa auf der Insel Gotland ein vorgeschlagenes Projekt, für das derzeit eine Vormachbarkeitsstudie für die Abscheidung von 1,8 Mio. t pro Jahr bis 2030 durchgeführt wird.83 Im Vereinigten Königreich will das Zementwerk von Hanson in Nordwales einer der ersten Industriestandorte sein, der CO2 an das HyNet-Cluster liefert, und startet 2021 eine Machbarkeitsstudie CO2-abscheidung . Das Zementwerk von Eqiom in Nordfrankreich wurde vom EU-Innovationsfonds ausgewählt, um eine Form von CO2-abscheidung zu installieren, die als Oxyfuel bekannt ist - dies wird wahrscheinlich CO2 für den Export von einem Terminal in Dünkirchen liefern. CO2-abscheidung spielt auch eine wichtige Rolle in den Dekarbonisierungsplänen des französisch-schweizerischen Zementriesen LafargeHolcim, der weltweit an etwa 20 Projekten beteiligt ist, darunter das Pycasso-Cluster in Frankreich und Spanien.
Diese Zementhersteller und viele andere haben sich der "Business Ambition for 1.5°C Commitment" angeschlossen, einer Initiative unter der Leitung der Science Based Targets Initiative, die von den Unternehmen Dekarbonisierungsmaßnahmen verlangt, die mit dem Netto-Null-Ziel für 2050 vereinbar sind. Im Jahr 2021 veröffentlichte die Global Cement and Concrete Association (die mehr als 80 % der Zementproduktion außerhalb Chinas vertritt) einen Fahrplan für die Verwirklichung von Netto-Null-Beton und schätzte, dass CO2-abscheidung zu 36 % der gesamten CO2-Reduzierung weltweit (1370 Mio. t) beitragen würde.84
Die verfügbaren Optionen zur Dekarbonisierung von Beton sind in Abbildung 13 dargestellt, die die Vision von HeidelbergCement für einen kohlenstofffreien Werkstoff zeigt.85 Ein erheblicher Teil der CO2-Emissionen kann durch "konventionelle Maßnahmen" vermieden werden, d. h. durch den Einsatz effizienterer Anlagen, alternativer Brennstoffe und die Erhöhung des Anteils alternativer Rohstoffe wie Industrieabfälle. Bis zu einem gewissen Grad wird das CO2 durch den Beton selbst zurückgewonnen, da die kalzinierten Mineralien im Produkt langsam mit dem CO2 in der Luft reagieren. Das Recycling von Altbeton könnte ebenfalls einen großen Beitrag zur Verringerung der gesamten Kohlenstoffintensität des Endprodukts leisten. Das relative Ausmaß der Rolle dieses "Kreislaufwirtschafts"-Ansatzes und von CO2-abscheidung bleibt ungewiss - in gewissem Maße abhängig von den künftigen Bauraten -, aber es besteht kaum ein Zweifel daran, dass die Industrie CO2-abscheidung benötigt, um in einer Netto-Null-Welt lebensfähig zu bleiben.
Eine Herausforderung für den Zement- und Kalksektor sind die typischerweise abgelegenen Standorte der Anlagen, die sich in der Regel in der Nähe von Steinbrüchen und lokalen Kunden befinden und nicht zu den Schwerindustrie-"Clustern" gehören, die den Schwerpunkt vieler CO2-Infrastrukturprojekte bilden. Für Küstenstandorte wie die Anlage in Brevik bietet die Schifffahrt eine Lösung, aber Anlagen im Landesinneren, die keinen direkten Zugang zu Speicheranlagen haben, müssen möglicherweise zunächst auf andere Transportarten als Pipelines zurückgreifen, wie z. B. Tanklastwagen, Eisenbahn oder Flussschiffe. Dies erfordert Verflüssigungs- und CO2-Speicherkapazitäten am Standort der Anlage.
Abbildung 13: HeidelbergCement's Wege zur Reduzierung der
Zementemissionen85

Schließung der Finanzierungslücke
Die Analyse der politischen Landschaft für CO2-abscheidung und die Speicherung in ganz Europa zeigt, dass das unmittelbarste Hindernis für die Technologie ein Mangel an Finanzmitteln für viele Projekte ist, die sich in der Anfangsphase befinden. Der Innovationsfonds ist zwar eine willkommene und dringend benötigte Quelle für die Unterstützung von Projekten in Bezug auf Kapital und Betriebskosten, doch ist er stark überzeichnet: Von mehr als 300 Bewerbern für die erste Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen wurden nur sieben erfolgreiche Kandidaten ausgewählt. Vor allem in diesen frühen Phasen der Einführung, in denen die gemeinsame CO2-Infrastruktur erst noch aufgebaut werden muss, sind wesentlich umfangreichere Finanzmittel erforderlich. Der Innovationsfonds ist außerdem auf die Demonstration neuer Technologien beschränkt, so dass er die ersten Generationen von Anlagen ( CO2-abscheidung ) nicht unterstützen kann, die für die Risikominimierung von Technologien für kommerzielle Investoren so wichtig sind.
Die meisten frühen Projekte, die sich offenbar auf positive endgültige Investitionsentscheidungen zubewegen, sind daher in hohem Maße von Ausgabenverpflichtungen der nationalen Regierungen abhängig, die häufig sowohl einen Teil der anfänglichen Kapitalinvestition bereitstellen als auch die Lücke zwischen den Projektbetriebskosten und dem Kohlenstoffpreis schließen.
Die Analyse von Carbon Limits für CATF verdeutlicht das Ausmaß dieser Finanzierungslücke, indem sie den Nettogegenwartswert der heute vorgeschlagenen Projekte mit den geschätzten Mitteln vergleicht, die aus den bestehenden nationalen und EU-Förderpaketen zur Verfügung stehen.84 Abbildung 14 zeigt die kumulative Nettogegenwartswertlücke aller Projekte, die bis zu einem bestimmten Jahr (drei Jahre vor dem angestrebten Starttermin) finanziert werden müssen, unter der Annahme eines Kohlenstoffpreises, der im Jahr 2030 auf 93 €/t steigt, und allgemeiner Kosten für Transport und Speicherung. Bis 2030 belaufen sich die nicht rückzahlbaren Investitionen aller geplanten Projekte auf über 10 Mrd. €. Damit diese Projekte rentabel und damit finanzierbar sind, muss dieser Fehlbetrag durch irgendeine Form der zusätzlichen Finanzierung gedeckt werden - idealerweise in Form einer laufenden operativen Unterstützung mit einem hohen Maß an Zukunftssicherheit. Die geschätzten Mittel, die im Rahmen der bestehenden Förderregelungen zur Verfügung stehen, decken jedoch während des größten Teils des untersuchten Zeitraums weniger als die Hälfte des Fehlbetrags ab.
Die Finanzierung der anfänglichen Einführung von CO2-abscheidung und der Speicherung, von der ersten bis zur x-ten Anlage, ist eine komplexe politische Herausforderung, die unterschiedliche Anreize für verschiedene Teile der Prozesskette erfordert. Der Aufbau einer frühen Transport- und Speicherinfrastruktur kann ein sehr kapitalintensives Unterfangen mit langen Entwicklungszeiten und problematischen Risiken im Zusammenhang mit dem Potenzial für gestrandete Anlagen sein. Daher sind mehrere der ersten Infrastrukturprojekte, wie Porthos, Northern Lights und die britischen Cluster, auf erhebliche Kapitalzuschüsse der Regierungen ihrer Gastländer angewiesen, insbesondere für die risikoreichen frühen Phasen vor einer endgültigen Investitionsentscheidung.
Abbildung 14: Die Lücke zwischen den angekündigten Finanzmitteln für CO2-abscheidung und die Speicherung und den Finanzmitteln, die die angekündigten Projekte benötigen, um einen positiven Kapitalwert zu erzielen (kumuliert über die Zeit)86

Kurzfristig sind direkte Kapitalzuschüsse oder staatlich geförderte Darlehen für die Infrastruktur wahrscheinlich weiterhin unverzichtbar, wenn in kurzer Zeit angemessene Speichervolumina entwickelt werden sollen. Damit die emittierenden Industrien diese neue Infrastruktur in ihren Dekarbonisierungsstrategien nutzen können, muss die Politik jedoch auch die CO2-Abscheidung durch nachhaltige, stabile Einnahmeströme mit einem gewissen Maß an langfristiger Sicherheit (mindestens zehn Jahre) belohnen. Solche Anreize liefern ein stärkeres und weniger volatiles Kohlenstoffpreissignal als der Marktpreis und ermöglichen es neuen Projekten, CO2-Abscheidungsanlagen zu bauen und zu betreiben und die Zahlung eines regulierten Tarifs für die CO2-Abnahme zu unterstützen. In diesen frühen Entwicklungsstadien einer im Entstehen begriffenen Kohlenstoffmanagement-Branche sind bankfähige Einnahmeströme von entscheidender Bedeutung, um eine breitere Basis für die Projektfinanzierung zu gewinnen, einschließlich großer, risikoscheuer Kreditgeber, wodurch die Finanzierungskosten und die Gesamtprojektkosten gesenkt werden. Über den Wert der Finanzierung selbst hinaus signalisiert eine starke staatliche Unterstützung auch ein politisches Bekenntnis zu CO2-abscheidung als Dekarbonisierungsinstrument und stärkt das Vertrauen von Industrie und Investoren.
Bislang haben die Niederlande als einziges Land in Europa mit dem SDE++-System einen Subventionsrahmen geschaffen, der sowohl die Kapital- als auch die laufenden Betriebskosten für CO2-abscheidung und Speicherprojekte abdeckt. Ein ähnliches Modell dürfte im Vereinigten Königreich eingeführt werden, wo industrielle CO2-abscheidung Verträge die Form eines Differenzvertrags annehmen würden, der dem Emittenten einen erhöhten Kohlenstoffpreis garantiert. Diese Systeme sind zusammen mit dem kürzlich vorgeschlagenen dänischen Fonds die einzigen speziellen Einnahmemodelle für Großanlagen in Europa CO2-abscheidung . In Norwegen hat sich der Staat bereit erklärt, die zusätzlichen Betriebskosten für das Zementwerk in Brevik zu übernehmen, die für den Start der Speicheranlage Northern Lights erforderlich sind - für nachfolgende Abscheidungsprojekte und andere Cluster ist jedoch ein wiederholbarer und wettbewerbsfähigerer Förderrahmen erforderlich.
Diese Beispiele zeigen, dass eine angemessene langfristige Einnahmesicherheit für CO2-Abscheidungsprojekte - insbesondere jenseits von Erstanlagen - in erster Linie von der nationalen Politik und weniger von zentral zugewiesenen EU-Initiativen abhängen dürfte. Die Form, die dieses Geschäftsmodell annimmt, wird daher zwangsläufig von Land zu Land unterschiedlich sein, zumindest mittelfristig. Die nationalen Regierungen tendieren dazu, Anreize zu entwickeln, die auf bestehenden Förderregelungen für erneuerbare Energien aufbauen oder diese nachahmen; diese Anpassung etablierter Instrumente kann dazu beitragen, schnell das Vertrauen von Entwicklern und der Finanzwelt zu gewinnen.
Empfehlungen:
- Aufstockung des Innovationsfonds und Erwägung einer vorgezogenen Finanzierung zu Beginn des Jahrzehnts, um eine frühere Projektentwicklung zu fördern - insbesondere für kritische Infrastrukturen, die es Folgeprojekten ermöglichen, zu niedrigeren Kosten zu bieten
- Auf EU- und nationaler Ebene sollten Formen der Betriebssubventionierung für CO2-Abscheidungsanlagen (z. B. CO2-Differenzverträge) eingeführt werden, die bankfähige Einnahmeströme für frühe Projekte bieten können.
- Sicherstellen, dass neue und bestehende Subventionsregelungen für die industrielle Dekarbonisierung auch für CO2-abscheidung und Speicherprojekte zugänglich sind
- Sicherstellen, dass die Anforderungen an die Erfassungsrate auf der Ebene des Prozessstroms und nicht auf der Ebene der gesamten Anlage festgelegt werden
Einrichtung eines groß angelegten, frei zugänglichen Speichers
Die Entwicklung einer gemeinsamen Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von CO2 ist die zentrale Herausforderung in der derzeitigen Phase der Einführung von CO2-abscheidung und der Speicherung. Im Gegensatz zu einigen kohlenstoffarmen Technologien - vor allem Wind- und Solarenergie - kann die CO2-Speicherkapazität nicht einfach schrittweise und modular aufgebaut werden, sondern erfordert erhebliche Vorabinvestitionen in Anlagen, die mindestens zehn Megatonnen CO2 speichern können. Obwohl zusätzliche Pipelinenetze und CO2-Injektionsstellen im Laufe der Zeit schrittweise ausgebaut werden können, erfordert selbst die anfängliche Transportinfrastruktur in der Regel Kapazitäten von mindestens 1 Mio. t CO2 pro Jahr, um angemessene Größenvorteile zu erzielen.
Die von Carbon Limits für CATF durchgeführte Analyse zeigt, dass die Nachfrage aus den derzeit vorgeschlagenen CO2-Abscheidungsprojekten die verfügbare Kapazität der derzeit in der Entwicklung befindlichen Speicherstätten bei weitem übersteigt(Abbildung 14).87 Dieses Defizit wird nach 2030 besonders deutlich, wenn viele First-Mover-Cluster expandieren oder Projekte, die sich in einem frühen Entwicklungsstadium befinden, in Betrieb genommen werden sollen. Bis zu 40 % der Nachfrage können nicht gedeckt werden, wenn in den 2020er Jahren keine weiteren Speicheranlagen entwickelt werden, und diese Lücke wird sich wahrscheinlich vergrößern, wenn mehr Industriestandorte Dekarbonisierungspläne vorlegen(Abbildung 15). Da Speicherstätten in der Regel lange Projektvorlaufzeiten haben, die eine umfassende Standortcharakterisierung und Genehmigungsanforderungen umfassen, muss dringend sichergestellt werden, dass neue Initiativen früh in diesem Jahrzehnt begonnen werden.
Die Wiederverwendung bestehender Infrastrukturen kann eine wichtige Rolle spielen, wenn es darum geht, schnell expandierende Projekte zu ermöglichen. Insbesondere können bestehende Gaspipelines, die kurz vor dem Ende ihrer Nutzung für die Gasförderung stehen oder diese bereits abgeschlossen haben, für den CO2-Fluss in die andere Richtung umgewidmet werden. Dieser Ansatz kann zusammen mit der Wiederverwendung von Offshore-Plattformen, die mit bereits gut charakterisierten geologischen Verhältnissen und erschöpften Gasfeldern verbunden sind, die Projektentwicklungszeiten und Kapitalkosten erheblich reduzieren. Er bildet die Grundlage mehrerer britischer Vorschläge, darunter die Projekte HyNet, Acorn und V Net Zero, und die Wiederverwendung bestehender Gaspipelines wird im Rahmen des Pycasso-Projekts in Frankreich geprüft. Die Politik kann eine Rolle bei der Förderung der Wiederverwendung bestehender Infrastrukturen spielen, indem sie wichtige Anlagen identifiziert und die Industrie reguliert, um sicherzustellen, dass diese Anlagen instand gehalten werden, wenn sie wahrscheinlich für CO2 umgenutzt werden müssen.
Abbildung 15: Die wachsende Kluft zwischen den abgeschiedenen CO2-Mengen und der verfügbaren Speicherung, basierend auf den aktuellen Projektankündigungen87

Eine weitere Aufgabe der Regierung besteht darin, die geologische Charakterisierung zu unterstützen, die erforderlich ist, um die Entwicklung neuer Speicherstätten zu beschleunigen, insbesondere im Hinblick auf saline Aquifer-Ressourcen. In den USA ist die Initiative Carbon Storage Assurance Facility Enterprise (CarbonSAFE) ein vom Energieministerium finanziertes Programm, das groß angelegte Speicherstätten (mit einer Kapazität von mindestens 50 Mio. t) an wichtigen Standorten im ganzen Land vollständig entwickelt und sie so weit bringt, dass sie vollständig charakterisiert, für die CO2-Injektion zugelassen und für die kommerzielle Nutzung verfügbar sind.88 Ein ähnliches Modell könnte sinnvollerweise in der EU übernommen werden, wo es notwendig ist, über grundlegende geologische Bewertungen und Kartierungen hinauszugehen und in der gesamten Region "einsatzbereite" Speicheranlagen zu schaffen.
Letztlich wirft die Notwendigkeit einer gemeinsamen CO2-Infrastruktur die grundlegende Frage nach der künftigen Rolle des öffentlichen und des privaten Sektors auf. Frühe Projekte wie Porthos und Northern Lights waren auf ein hohes Maß an Beteiligung des öffentlichen Sektors angewiesen, einschließlich der Beteiligung staatlicher Unternehmen, großer Kapitalzuschüsse und der Übernahme vieler Projektrisiken durch die Regierung. Die einzelnen Länder haben unterschiedliche Vorstellungen über das Ausmaß der öffentlichen Beteiligung, das in einer künftigen Kohlenstoffmanagementbranche erforderlich ist, und die Länder, die den Anfang machen, legen ihren eigenen Kurs fest. Eine stärker regulierte Branche mit begrenzten Erträgen für Entwickler (wie im Vereinigten Königreich vorgeschlagen) kann die Kosten für frühe Abscheidungsprojekte senken, wenn die Betreiber von Speicheranlagen faktische Monopole haben, kann aber auch die Expansion begrenzen. Andererseits könnte ein stärker wettbewerbsorientierter Markt für CO2-Speicherdienstleistungen die Risikobereitschaft des Sektors erhöhen und Expansionspläne beschleunigen. Langfristig wird die EU wahrscheinlich eine Rolle dabei spielen, gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen den Betreibern von CO2-Speichern zu gewährleisten, Monopole zu vermeiden und ein wettbewerbsfähiges Umfeld für die Speicherung zu fördern, in dem kleinere oder spezialisierte Entwickler in den Markt eintreten können.
Empfehlungen:
- Unterstützung für die frühzeitige, groß angelegte Charakterisierung und Entwicklung von Großspeichern (100 Mio. t und mehr) auf koordinierter, grenzüberschreitender Basis (z. B. direkte Zuschüsse, Darlehen, Steuergutschriften)
- Einführung regulatorischer Anforderungen für die Öl- und Gasindustrie, um Schritte in Richtung CO2-Speicherung zu unternehmen, einschließlich Exploration, Datenerfassung und -austausch sowie Genehmigungen
- Schaffung neuer Finanzinstrumente zur Deckung des geringen, aber anspruchsvollen Risikos von CO2-Leckagen, z. B. Pflichtversicherungsfonds
- Anreize für die Industrie zur Wiederverwendung bestehender Infrastrukturen für CO2, möglicherweise durch öffentliche Unterstützung für die Instandhaltung, den Kauf wichtiger Fernleitungen oder gesetzliche Verpflichtungen, die Wiederverwendung vor der Stilllegung zu erwägen
- Bereitstellung eines standardisierten Pakets von EU-Empfehlungen zur Vereinfachung der Genehmigungsverfahren für Speicherstätten
- einen soliden Rechtsrahmen für die CO2-Speicherindustrie anzustreben, der den Zugang Dritter gewährleistet und die Risikozuweisung über die gesamte Prozesskette hinweg klärt
Fallstudie zum Speicherprojekt: Greensand
Das im Juni 2020, kurz nach Dänemarks neuem politischen Bekenntnis zu CO2-abscheidung und Speicherung, gestartete Projekt Greensand ist eine Initiative zur Entwicklung der CO2-Speicherung in der dänischen Nordsee, die von INEOS Energy mit einem Konsortium von 22 Partnern geleitet wird.89 Die erste Phase des Projekts, die die technische Validierung des Nini-West-Feldes (ein erschöpftes Ölreservoir) umfasste, wurde mit Mitteln aus dem Energy Technology and Demonstration Program (EUDP) unterstützt und 2021 abgeschlossen. In dieser Phase wurde untersucht, wie das Reservoir auf CO2 reagiert, die Grundlage für das Bohrlochdesign geschaffen und bewertet, wie viel der bestehenden Offshore-Infrastruktur von INEOS wiederverwendet werden kann. Im August 2021 ging das Projekt in eine zweite Phase über, die ab Ende 2022 eine dreimonatige Testeinspeisung von rund 12 000 Tonnen CO2 mit Hilfe von Containern mit flüssigem CO2 vorsieht, die per Schiff aus dem Hafen von Antwerpen angeliefert werden.90 Im Gegensatz zu Northern Lights, das ein Onshore-Sammelterminal nutzt, plant Greensand, CO2 direkt per Schiff zur Einspeiseplattform zu liefern. Weitere staatliche Mittel in Höhe von 197 DKK (26 Mio. €) werden etwa 40 % der Kosten für diese zweite Phase des Projekts decken.
Die Vorbereitungsarbeiten für die großtechnische Injektion von bis zu 1,5 Mio. t CO2 pro Jahr in das Nini-Reservoir begannen ebenfalls im Jahr 2022 (einschließlich der Entwicklung spezieller CO2-Transportschiffe), um 2025 in eine Betriebsphase überzugehen. Das Potenzial zur Erweiterung auf nahe gelegene erschöpfte Reservoirs und darunter liegende saline Aquifere könnte die Gesamtspeicherkapazität bis 2030 auf 4-8 Mio. t pro Jahr erhöhen(Abbildung 16); die obere Schätzung entspräche einem Viertel der Gesamtemissionen Dänemarks.91 Die Beschaffung verlässlicher Mengen an abgeschiedenem CO2 in Dänemark oder in nahe gelegenen Ländern ist jedoch eine wichtige Voraussetzung für Investitionen in das umfassende Projekt und die Erweiterungsphase.
Abbildung 15: Die wachsende Kluft zwischen den abgeschiedenen CO2-Mengen und der verfügbaren Speicherung, basierend auf den aktuellen Projektankündigungen87

Bauen jenseits der Nordsee
CO2-abscheidung und Speicherung hat das Potenzial, eine gerechte Klimalösung für ganz Europa zu sein - nicht nur für die Länder rund um die Nordsee, auf die sich die meisten Aktivitäten heute konzentrieren. In fast allen Mitgliedstaaten gibt es geeignete geologische Bedingungen für eine sichere CO2-Speicherung, wobei die Ressourcen in Rumänien, Polen, Kroatien und der Tschechischen Republik besonders vielversprechend sind. Die Entwicklung von CO2-Speicherkapazitäten in Mittel- und Osteuropa steht jedoch vor Herausforderungen, darunter die Notwendigkeit, die rechtlichen Rahmenbedingungen zu verbessern und einschlägige Erfahrungen und Fachkenntnisse innerhalb der Regierung und der lokalen Öl- und Gasunternehmen aufzubauen, die wahrscheinlich die ersten Projekte leiten werden. Im Gegensatz zu den Initiativen in der Nordsee wird die Speicherung in diesen Regionen größtenteils an Land stattfinden, was eine sorgfältige Zusammenarbeit mit den Anwohnern und anderen Interessengruppen erfordert.
Bisher haben in Europa drei erfolgreiche Versuche zur Onshore-CO2-Speicherung stattgefunden: in Lacq-Rousse in Südfrankreich, in Ketzin in Brandenburg (Deutschland) und in Hontomin in Nordspanien, die sich alle durch eine enge Zusammenarbeit mit den örtlichen Gemeinden auszeichneten. In jüngster Zeit haben einige Forschungsprojekte versucht, die Grundlagen für weitere CO2-Speicher-Pilotprojekte in Süd-, Mittel- und Osteuropa zu schaffen, darunter die von der EU finanzierten Forschungsprojekte "Strategy CCUS" und "Enabling onshore CO2 storage (ENOS)" sowie "CCS4CEE", die mit Zuschüssen der EUA und Norwegens finanziert wurden.92,93,94 Diese Initiativen haben vielversprechende Standorte identifiziert, das Bewusstsein geschärft und Maßnahmen für die weitere Entwicklung aufgezeigt, aber ein Schritt hin zu tatsächlichen Versuchsinjektionen von CO2 ist erforderlich, wenn diese Regionen auch rechtzeitig Zugang zu Speicherstätten haben sollen, die ihren Industrien die Dekarbonisierung ermöglichen.
In vielen Ländern gibt es nach wie vor gravierende Lücken bei der Umsetzung der EU-Richtlinie zur CO2-Speicherung, die jede Form der Speicherung verhindern können. Besonders problematisch wird diese Frage für Länder, die CO2 in der Nähe einer Grenze zu einem Nachbarland speichern wollen, das diese Praxis verboten hat, da die Möglichkeit einer unterirdischen Migration über die Grenze besteht. In dieser Hinsicht kann die EU eine koordinierende Rolle spielen, indem sie die Mitgliedstaaten, die CO2 speichern wollen, dabei unterstützt, ihre Vorschriften mit den Staaten mit etablierteren Protokollen in Einklang zu bringen und Leitlinien für die Lösung grenzüberschreitender Probleme zu entwickeln.
Die EU unterstützt mehrere Finanzierungsmechanismen, um die Kosten für den Übergang zu einer umweltfreundlicheren Wirtschaft zu tragen; insbesondere der Just Transition Fund zielt darauf ab, Teile Europas zu unterstützen, die derzeit stark von Kohle und anderen fossilen Brennstoffen abhängig sind. Unter bestimmten Bedingungen kann er zur Unterstützung von Investitionen in die Emissionsreduzierung in der Industrie, einschließlich der Verwendung von Wasserstoff, eingesetzt werden. Es ist jedoch wichtig zu erkennen, dass die Entwicklung von CO2-Speicherstätten, insbesondere in Mittel- und Osteuropa, eine wichtige Rolle für die langfristige Lebensfähigkeit von Arbeitsplätzen und Existenzen in Verbindung mit wichtigen lokalen Industrien spielen wird, und dass Speicherstätten nicht immer in den Regionen liegen, die von ihrer Entwicklung abhängen.
Empfehlungen:
- Förderung von Initiativen zum Kapazitätsaufbau für Regierungen und andere Akteure in wichtigen Mitgliedstaaten
- EU-koordinierte Bemühungen zur Aktualisierung der Vorschriften zur Kohlenstoffspeicherung in den Mitgliedstaaten
- Identifizierung vielversprechender, groß angelegter Onshore- oder Offshore-Speicherregionen in Süd-, Mittel- und Osteuropa und Sicherstellung, dass sie so weit entwickelt werden, dass sie für die Einspeisung geeignet sind
- Sondierung von Möglichkeiten, wie der Just Transition Fund breiter eingesetzt werden könnte, um dekarbonisierenden Regionen den Zugang zur CO2-Speicherung zu erleichtern
Länder-Fallstudie: Tschechische Republik
Die Tschechische Republik ist ein stark industrialisiertes Land in Mitteleuropa, das wahrscheinlich CO2-abscheidung und Speicherung benötigt, um das Netto-Null-Ziel der EU zu erreichen. Von den rund 110 Mio. t CO2-Emissionen im Jahr 2018 entfielen etwa 50 Mio. t auf die Energiewirtschaft (hauptsächlich aus Braunkohle für die Stromerzeugung) und 16 Mio. t auf industrielle Prozesse wie Stahl, Raffinerien und Zement.95 Das Land verfügt auch über ein gutes geologisches Potenzial für die Speicherung von CO2 mit einer Gesamtkapazität von schätzungsweise 850 Mio. t bis 3 Gt, vor allem entlang der nördlichen und südöstlichen Grenzen und in der Nähe der meisten großen Emissionsquellen(Abbildung 17). Bisherige Bemühungen zur Entwicklung von CO2-abscheidung umfassten mehrere EU-finanzierte Forschungsprojekte zu Abscheidungstechnologien, zur Kartierung möglicher Transportnetze und zur Bewertung geeigneter Speicherstätten. Obwohl noch keine groß angelegte Abscheidungs- oder Speicherdemonstration durchgeführt wurde, zielt ein laufendes Projekt mit dem Namen CO2-SPICER darauf ab, die Grundlagen für die allererste Probespeicherung von CO2 auf einem erschöpften Ölfeld im Wiener Becken nahe der Grenze zu Österreich und der Slowakei zu schaffen. An dieses Projekt, das 2024 abgeschlossen werden soll, könnte sich möglicherweise eine Bauphase anschließen. Heidelberg Cement ist auch an der Umsetzung von CO2-abscheidung und der Speicherung im Werk seiner tschechischen Tochtergesellschaft Ceskomoravský Cement interessiert - dies würde die CO2-Speicherung in einem erschöpften Ölfeld beinhalten. Diese Pläne erfordern eine enge Beteiligung des Öl- und Gasunternehmens MND, das zunehmend aktiv an der Unterstützung von CO2-abscheidung Projekten und der politischen Entwicklung im Land beteiligt ist.
Allerdings war die kommerzielle Speicherung von CO2 im Land bis zum Auslaufen eines langjährigen Verbots im Jahr 2020 verboten. Obwohl die CO2-Speicherung nun theoretisch möglich ist, erfordert sie in der Praxis eine gründlichere Umsetzung der CCS-Richtlinie der EU in tschechisches Recht durch ein neues Durchführungsdekret, an dem das Umweltministerium derzeit arbeitet. In der Verordnung müssen insbesondere die finanziellen Garantien geregelt werden, die von den Unternehmen, die CO2 speichern, verlangt werden, um die künftigen Kosten für die Überwachung und Überprüfung der Speicherstätte für eine eventuelle Übergabe an den Staat zu decken. Im Zuge des technologischen Fortschritts besteht auch ein Bedarf an mehr Personal und dem Aufbau von Kapazitäten im Bereich CO2-abscheidung und Speicherung innerhalb der Regierung.
Abbildung 17: Emissionsquellen (rot) und potenzielle CO2-Speichergebiete (blau) in der Tschechischen Republik95

Koordinierung von Clustern und gemeinsamer Infrastruktur
Die konzeptionelle Trennung der CO2-Abscheidungsprojekte von der Speicherinfrastruktur hat einen Großteil der jüngsten Entwicklung in Europa vorangetrieben, indem sie die Emittenten von den Kosten, Risiken und der Komplexität der Infrastrukturplanung befreit hat. Es besteht ein zunehmender Konsens darüber, dass dieses Modell, bei dem CO2-Transport und -Speicherung als Dienstleistung für die emittierende Industrie erbracht werden, die Zukunft der Branche sein wird. In dieser frühen Entwicklungsphase bringt dieser Ansatz jedoch sowohl Koordinationsprobleme als auch Flexibilität mit sich, die auch bei anderen infrastrukturabhängigen Klimalösungen wie Wasserstoffnetzen und Elektrofahrzeugen auftreten. Das oft als "Henne-Ei-Problem" bezeichnete Problem besteht darin, dass Entwickler zögern, in große Infrastrukturen zu investieren, wenn sie nicht sicher sind, dass diese mit abgeschiedenem CO2 gefüllt werden, während Emittenten nicht in die CO2-Abscheidung investieren, wenn sie nicht sicher sind, dass sie Zugang zu einem "Abnehmer" für das Treibhausgas haben werden. Die Abschwächung dieses Risikos der gestrandeten Anlagen ist daher ein zentrales Thema bei der Gestaltung der Politik und der Projektentwicklung CO2-abscheidung geworden, in der Regel durch eine sorgfältige Koordinierung zwischen den Unternehmen und ein gewisses Maß an staatlicher Beteiligung und Regulierung.
Am Beispiel des norwegischen Nordlichtprojekts und des Porthos-Projekts im Rotterdamer Hafen wird deutlich, dass die Entwicklung dieser scheinbar unabhängigen Infrastrukturprojekte im Gleichschritt mit den emittierenden Industrien erfolgen musste, die letztlich für die Einnahmen sorgen werden. In beiden Fällen arbeiteten die Entwickler mit den ersten Emittenten in der Region zusammen, indem sie zunächst Vereinbarungen wie MoUs unterzeichneten und sich schließlich auf staatliche Subventionen verließen, um sich zu verpflichten, alle Elemente des Prozesses gemeinsam zu unterstützen. Im Falle von Porthos war es erforderlich, dass alle vier Erstemittenten in der ersten Runde des SDE++-Mechanismus erfolgreich Unterstützung erhielten und so die Einnahmeströme zur Verfügung stellten, die es ihnen ermöglichten, für die CO2-Abnahme zu bezahlen. Bei diesen frühen Projekten werden die endgültigen Investitionsentscheidungen im Allgemeinen für alle Elemente der Kette gemeinsam getroffen.
Mit seinem stufenweisen Cluster-Wettbewerb hat das Vereinigte Königreich ausdrücklich anerkannt, dass CO2-abscheidung und die Speicherung ein gemeinschaftliches Unterfangen innerhalb einer Region ist, während es gleichzeitig versucht, den Wert mit einem Wettbewerbselement zu maximieren. Dieser Prozess konzentrierte sich zunächst auf die Priorisierung von Industrieregionen mit zugänglichen und relativ gut erschlossenen Speicherstandorten, die Mittel für die Infrastrukturförderung erhalten können. Ähnlich wie bei Northern Lights und Porthos erforderten die Angebote der Cluster eine enge Zusammenarbeit zwischen den federführenden Unternehmen des Clusters - häufig ein Öl- und Gasunternehmen, das die Speicherstätte entwickelt - und den Emittenten in der Region, die idealerweise einige kostengünstigere, schnell zu erschließende "niedrig hängende" Emissionen umfassen. Diese Emittenten müssen zwar immer noch um ein Paket staatlicher Fördermittel konkurrieren, aber jede frühe Investition in die Transport- und Speicherinfrastruktur hängt von der Zusage der Regierung ab, genügend Emittenten (mit langfristiger Rentabilität) zu unterstützen, um die erste Pipeline zu füllen.
Die meisten dieser frühen Infrastrukturprojekte zielen darauf ab, schrittweise zu expandieren und im Laufe der Zeit CO2-Injektionsstellen und möglicherweise neue Pipelines oder Schiffe hinzuzufügen. Northern Lights hat diesen Prozess bereits eingeleitet, indem es Absichtserklärungen mit zahlreichen Industriestandorten in Nordeuropa abgeschlossen hat. Da jedoch die geplante Speicherinfrastruktur im Allgemeinen überzeichnet ist und die Mittel für Abscheidungsanlagen begrenzt sind, werden viele Emittenten ihre Abscheidungspläne zurückstellen müssen, bis mehr Speicher oder Mittel zur Verfügung stehen.
Diese Erfahrungen der Vorreiter machen deutlich, dass eine sorgfältige politische Gestaltung erforderlich ist, um diese bedeutende "Herausforderung für das Ökosystem" in der Entwicklungsphase von CO2-abscheidung und Speichertechnologien zu minimieren. Die staatliche Förderung der Speicher- und Infrastrukturentwicklung muss mit der Unterstützung der Emittenten für die Installation und den Betrieb von Abscheidungsanlagen koordiniert werden. Darüber hinaus sollte bei der Unterstützung der Emittenten nicht nur die kostengünstigste Möglichkeit der CO2-Abscheidung berücksichtigt werden, sondern auch der Mehrwert und die Größenvorteile bei der Förderung von Clustern von gemeinsam angesiedelten Emittenten sowie die Möglichkeiten zur Erweiterung. In Europa haben sich solche Cluster in der Regel organisch durch regionale Zusammenarbeit zwischen Industrien entwickelt, aber der derzeitige politische Rahmen ist oft schlecht geeignet, um diesen Initiativen zu einer gemeinsamen endgültigen Investitionsentscheidung zu verhelfen. Letztendlich werden sich diese Projektrisiken in höheren Projektkosten niederschlagen und eine größere oder sogar unerschwingliche Belastung für die Staatsfinanzen darstellen. Die Politik kann auch dazu beitragen, Strategien zur Verringerung des Risikos zu entwickeln, das durch den Rückzug eines Emittenten entsteht, beispielsweise durch die obligatorische Einrichtung von Fonds auf Gegenseitigkeit.
In dem Maße, in dem CO2-abscheidung und die Speicherung über die Phase der einmaligen Projekte hinaus in eine Expansionsphase übergehen, werden diese Koordinierungsprobleme abnehmen. Transport- und Speicherunternehmen werden über ein breiteres Portfolio von Emittenten verfügen, von denen sie CO2 beziehen können, und einige Emittenten haben möglicherweise eine Auswahl an etablierten CO2-Abnahmeoptionen, was das Risiko des Ausfalls eines einzelnen Projekts verringert. Mit der Zeit wird auch der Versicherungssektor besser in der Lage sein, den Entwicklern bei der Minderung dieser Risiken zu helfen, da er sich mit dem neu entstehenden Sektor vertraut macht.
Empfehlungen
- nationale und EU-Finanzierungshilfen über eine projektbezogene Bewertung hinaus zur Nutzung regionaler Synergien und zur Maximierung von Skaleneffekten zu befähigen
- Berücksichtigung der regionalen Skalierbarkeit des Kohlenstoffminderungspotenzials als Schlüsselkriterium für die Finanzierung
- Entwicklung von Risikomanagementstrategien und investitionsfähigen Geschäftsmodellen, die den stetigen Ausbau von Clusternetzwerken fördern können
Cluster-Fallstudie: Der Ostküsten-Cluster
An der Nordostküste Englands ist ein großer Teil der britischen Schwerindustrie und Energieerzeugung angesiedelt, die sich hauptsächlich an den Flussmündungen von Teesside und Humberside konzentriert. Diese beiden Regionen spielten in früheren, gescheiterten Plänen zur Entwicklung von CO2-abscheidung im Vereinigten Königreich eine wichtige Rolle, haben sich jedoch weiterentwickelt und ihre Kräfte gebündelt, um den East Coast Cluster (ECC) zu gründen, der im britischen Cluster-Wettbewerb erfolgreich die Priorität "Track 1" erhielt. Im Mittelpunkt dieses Plans steht die Offshore-Speicherstätte Endurance" in der südlichen Nordsee, ein salzhaltiger Aquifer, der ursprünglich für frühere Abscheidungspläne im Kohlekraftwerk Drax charakterisiert wurde. Ein als Northern Endurance Partnership bekanntes Konsortium, bestehend aus BP, Eni, Equinor, NationalGrid, Shell und Total, ist gemeinsam Eigentümer und Betreiber dieses Standorts, der sowohl dem "Net Zero Teesside"-Cluster als auch dem "Zero Carbon Humber"-Cluster zur Bildung des ECC dienen wird(Abbildung 18).96
In beiden Regionen gibt es eine Vielzahl bestehender CO2-emittierender Industrien, darunter Raffinerien, Petrochemie, Düngemittelproduktion, Müllverbrennungsanlagen, Stahlproduktion sowie Gas- und Biomassekraftwerke. Ein erheblicher Teil der für den Cluster geplanten CO2-Emissionen steht jedoch im Zusammenhang mit neuen Entwicklungen, darunter die H2HSaltend-Anlage von Equinor in Humberside, in der blauer Wasserstoff und Chemikalien hergestellt werden sollen, die Pläne von SSE Thermal für ein neues Gaskraftwerk an seinem bestehenden Standort Keadby am Humber und das von BP vorgeschlagene Projekt Net Zero Teesside Power", das ebenfalls auf einer neuen Gas- und Dampfturbine basieren wird. Zu den anderen, kleineren Emittenten, die in den ersten Plänen für die Cluster enthalten sind, gehören Ölraffinerien am Südufer des Humber, die Ammoniakanlage von CF Fertiliser in Teesside und die Abfallverbrennungsanlage von Suez (Teesside). Es muss noch entschieden werden, welche dieser Anlagen vorrangig als erste Projekte an die Infrastruktur angeschlossen werden, mit entsprechenden Verträgen zur Einkommensunterstützung, aber es ist wahrscheinlich, dass an jedem Standort mindestens ein großer Emittent (entweder Wasserstoff oder Stromerzeugung) erforderlich sein wird. Insgesamt wurden in den beiden Regionen 24 Vorschläge für Capture-Projekte ermittelt, die die Förderkriterien der Regierung erfüllen.97
Sowohl Net Zero Teesside als auch Zero Carbon Humber erfordern den Aufbau einer umfangreichen CO2-Pipeline-Infrastruktur, um alle Emittenten mit der Speicherung zu verbinden. Eine Onshore-Pipeline in der Region Teesside wird sich von der Küste bis nach Billingham über 10 km ins Landesinnere erstrecken, während eine wesentlich längere Pipeline in Humberside letztlich bis zu 90 km bis zum Biomassekraftwerk Drax reichen könnte. Neue Offshore-Pipelines sind erforderlich, um beide Standorte mit der Offshore-Speicheranlage zu verbinden, wobei der (weiter entfernte) Standort in Teesside fast 150 km von der Anlage entfernt ist. Der kombinierte Ostküsten-Cluster strebt die Speicherung von bis zu 20 Mio. t CO2 pro Jahr bis 2030 an.
Abbildung 18: Die vorgeschlagene CO2-Infrastruktur und potenzielle Abscheidungsanlagen in Net Zero Teesside und Zero Carbon Humber96


Übergang zu einem Markt für kohlenstoffarme Produkte und Dienstleistungen
Mit einer angemessenen Unterstützung für die ersten Projekte in Schlüsselsektoren sollten CO2-abscheidung und die Speicherung Anfang der 2030er Jahre in eine Expansionsphase eintreten können. In dieser Phase muss die Politik darauf abzielen, mehr marktorientierte Anreize für CO2-abscheidung zu schaffen, die sich im Falle der verarbeitenden Industrie auf die Entwicklung eines Marktes für kohlenstoffarme Produkte wie Stahl, Zement, Kunststoffe und Chemikalien konzentrieren werden. Dieser Wandel wird sich wahrscheinlich im Kontext hoher Kohlenstoffpreise (>100 €/t) vollziehen, und Investoren und Entwickler werden in der Lage sein, viele der Projektkosten und -risiken zu übernehmen, die derzeit von den Regierungen getragen werden.
Zu den regulatorischen Ansätzen, die direkte Anreize für die Herstellung kohlenstoffarmer Produkte schaffen, könnten Verkaufssteuern auf der Grundlage des eingebetteten Kohlenstoffs oder Grenzwerte für die Kohlenstoffintensität bestimmter Produkte gehören.98 Diese Hebel können an verschiedenen Stellen der Wertschöpfungskette angesetzt werden; der relative Kostenanstieg, der mit kohlenstoffarmem Stahl oder Zement verbunden ist, wird im Vergleich zu den Gesamtkosten von Konsumgütern für den "Endverbrauch", wie z. B. einem Auto oder einem Haus, sehr viel geringer ausfallen - nur 1 bis 2 % mehr -(Abbildung 19). Bei einigen hochwertigen Konsumgütern gibt es Anzeichen dafür, dass die freiwillige Nachfrage und die Netto-Null-Ziele der Unternehmen die Nachfrage nach dekarbonisierten Rohstoffen anregen könnten. Automobilhersteller wie Volvo, Mercedes-Benz und Volkswagen haben sich alle verpflichtet, bis 2050 oder früher Kohlenstoffneutralität zu erreichen, und Volvo ist eine Partnerschaft mit dem schwedischen Stahlhersteller SSAB eingegangen, um bei der Entwicklung von grünem Stahl zu helfen.99,100 Im Jahr 2021 startete ArcelorMittal sein "XCarb"-System zur Zertifizierung von kohlenstoffarmem Stahl in der gesamten Lieferkette.101
Es ist wichtig, dass politische und regulatorische Maßnahmen diese Initiativen der Industrie flankieren und Entwicklungen in Sektoren mit weniger Spielraum für die Vermarktung von Premiumprodukten anstoßen. Am wichtigsten ist, dass die Regierungen die Zertifizierung für den in Produkten eingebetteten Kohlenstoff formalisieren und standardisieren, und zwar auf der Grundlage einer soliden Lebenszyklusanalyse und möglicherweise aufbauend auf bestehenden Nachhaltigkeitszertifizierungssystemen. In einigen Sektoren, wie z. B. dem Baugewerbe, könnte die Festlegung von Grenzwerten für den eingebetteten Kohlenstoff in neuen Gebäuden einen bedeutenden Markt für kohlenstoffarmen Zement und Stahl schaffen, mit der Option, die Grenzwerte schrittweise zu verschärfen. Regierungen können auch dazu beitragen, die anfängliche Nachfrage anzukurbeln, indem sie die Verwendung kohlenstoffarmer Produkte bei der öffentlichen Beschaffung von Gütern, Gebäuden oder Dienstleistungen vorschreiben und das öffentliche Bewusstsein für eingebetteten Kohlenstoff schärfen.
Abbildung 19: Die relativen Preisauswirkungen von dekarbonisiertem Zement und Stahl in den Endverbrauchssektoren102,103

In der EU würden diese Maßnahmen wahrscheinlich durch die für 2022 erwartete Initiative für nachhaltige Produkte umgesetzt, die darauf abzielt, Marktanreize für Produkte mit geringeren Klima- und Umweltauswirkungen zu schaffen, einschließlich Zement, Stahl und Chemikalien.104 Zu den internationalen Präzedenzfällen gehört Kaliforniens "Buy Clean California Act" (2017), der eine maximal akzeptable Emissionsintensität für Stahl, Glas und Dämmstoffe einführt und von den Lieferanten staatlicher Projekte die Vorlage von Ökobilanzen verlangt.105 Während diese gesetzgeberischen Maßnahmen anfangs keine Werte festlegen werden, die CO2-abscheidung entsprechen, sollten sie durch eine enge Abstimmung mit der industriellen Dekarbonisierungspolitik im Laufe der Zeit verschärft werden, um die wachsende Verfügbarkeit der Technologie widerzuspiegeln.
Die Marktnachfrage kann den Einsatz von CO2-abscheidung sowohl in der Dienstleistungsbranche als auch bei Produkten vorantreiben. So könnten beispielsweise dekarbonisierte Müllverbrennungsanlagen den Kommunen die Möglichkeit geben, Verträge für eine kohlenstoffarme Abfallentsorgung abzuschließen, was ihnen helfen würde, lokale Netto-Null-Ziele zu erreichen und gleichzeitig einen wettbewerbsfähigen Markt zu schaffen, der sowohl auf der Kohlenstoffintensität als auch auf den Kosten basiert.
Die Entwicklung einer nachfrageorientierten Wertschöpfung bei kohlenstoffarmen Produkten ist eng mit der bevorstehenden Einführung eines Kohlenstoffgrenzausgleichsmechanismus (CBAM) für die EU-EHS-Region verbunden. Diese vorgeschlagene EU-Initiative, die ab 2026 in Kraft treten soll, sieht die Erhebung einer Abgabe auf Nicht-EU-Importe von Strom, Zement, Aluminium, Düngemitteln sowie Eisen- und Stahlerzeugnissen auf der Grundlage ihrer Kohlenstoffintensität und des EU-EHS-Preises vor.106 Dadurch sollen die Wettbewerbsbedingungen zwischen inländischen Erzeugern, die für ihre Emissionen zahlen müssen, und Importen aus Regionen mit weniger strengen (oder gar keinen) Kohlenstoffpreisregelungen angeglichen werden. Im Allgemeinen stellt die CBAM einen positiven Schritt hin zu einem wettbewerbsfähigeren, marktorientierten Modell dar, bei dem kohlenstoffintensive Industrien stärker dem Kohlenstoffpreis ausgesetzt sind, anstatt kostenlose Emissionszertifikate zu erhalten. Allerdings muss die CBAM sorgfältig umgesetzt werden, wenn sie wirklich Anreize für die Dekarbonisierung der EU-Industrie schaffen und gleichzeitig die Infrastruktur für die Wasserstoffversorgung und das Kohlenstoffmanagement fördern soll. Da die CBAM ein komplexes Verfahren zur Überprüfung und Berechnung des eingebetteten Kohlenstoffs erfordert, könnte sie auch zur Unterstützung der Zertifizierung kohlenstoffarmer Produkte und zur Sensibilisierung der Verbraucher für den Kohlenstoff-Fußabdruck von Produkten in der EU eingesetzt werden.
Empfehlungen
- Entwicklung einer strengen Zertifizierung kohlenstoffarmer Produkte, einschließlich einer effektiven Verfolgung des Kohlenstoff-Fußabdrucks über die gesamte Wertschöpfungskette
- Einführung der öffentlichen Beschaffung von kohlenstoffarmen Rohstoffen wie Beton, Stahl und Chemikalien
- Einführung von Grenzwerten für die Kohlenstoffintensität in wichtigen Endverbrauchssektoren wie dem Baugewerbe, die entsprechend der technologischen Entwicklung verschärft werden
- Festlegung von Zielen für die verstärkte Einführung kohlenstoffarmer Produkte auf sektoraler Basis
Dauerhafter Abbau von Kohlendioxid
Seit der IPCC-Bewertung von 2018 über die möglichen Wege zur Erreichung von 1,5°C wird zunehmend anerkannt, dass Technologien, die CO2 aus der Atmosphäre entfernen können, eine entscheidende Rolle spielen.2 Diese Fähigkeit ist von entscheidender Bedeutung, um die verbleibenden Treibhausgasemissionen in einer Netto-Null-Welt auszugleichen, in der einige Sektoren - wie der Luftverkehr - technisch, wirtschaftlich oder sozial schwierig zu dekarbonisieren sind. Da die Welt weit davon entfernt ist, bis 2050 ein Netto-Null-Ziel zu erreichen, müssen die negativen Netto-Emissionen bis weit in die zweite Hälfte des Jahrhunderts fortgesetzt werden, um die CO2-Konzentrationen in der Atmosphäre auf ein Niveau zu bringen, das den Zielen des Pariser Abkommens entspricht.
Die geologische Speicherung von CO2 kann zur Beseitigung von Kohlenstoff genutzt werden, wenn das gespeicherte CO2 direkt aus der Atmosphäre entnommen wird (direct air capture) oder aus biogenen Abfällen oder anderen klimaschonenden Formen von Biomasse gewonnen wird, was als Bioenergie CO2-abscheidung und Speicherung bekannt ist. Im IEA-Fahrplan "Netto-Null bis 2050" für den globalen Energiesektor erreichen diese Optionen zusammen 1,9 Gt CO2 pro Jahr, wovon etwa zwei Drittel auf die Bioenergie entfallen.3 Da sie derzeit die kostengünstigere Option darstellt, dürfte der auf Biomasse basierende Weg in naher Zukunft dominieren, aber direct air capture wird wahrscheinlich eine immer wichtigere Ergänzung sein, da die klimaschützenden Biomassequellen knapper werden.
Die Vergrößerung natürlicher Kohlenstoffsenken wie Wälder oder die Erhöhung des Kohlenstoffgehalts im Boden kann eine wichtige Rolle bei der kurzzyklischen Beseitigung (Jahrzehnte bis Jahrhunderte) spielen, die in naher Zukunft rasch gesteigert werden kann. Die geologische Speicherung von CO2 bietet jedoch das Potenzial für eine langzyklische Beseitigung (in der Größenordnung von Jahrtausenden) mit größerer Sicherheit, da Wälder und Böden dem Risiko einer CO2-Freisetzung durch Brände oder Landnutzungsänderungen ausgesetzt sind. Natürliche Senken werden im Laufe der Zeit gesättigt", was bedeutet, dass sie keinen zusätzlichen Nettoabbau mehr bieten. In Anbetracht dieser Einschränkungen ist die geologische Speicherung von atmosphärischem CO2 am besten geeignet, um die verbleibenden fossilen Emissionen bei Netto-Null auszugleichen.
Die wichtigste politische Herausforderung für die Förderung jeglicher Art von Kohlenstoffabbau ist die Notwendigkeit, einen strengen Zertifizierungsmechanismus einzurichten, der jede Tonne CO2, die abgebaut wird, verifizieren und einen Rahmen für die Überwachung und Berichterstattung schaffen kann. Ein solches System sollte darauf abzielen, die unterschiedlichen Eigenschaften von natürlichem und technologiebasiertem Abbau zu berücksichtigen und gleichzeitig sicherzustellen, dass alle Ansätze die Zusätzlichkeit und Überprüfbarkeit nachweisen können.
Da herkömmliche "Ausgleichsgutschriften" - die oft auf der Reduzierung von Emissionen basieren - im Zusammenhang mit Netto-Null-Zielen zunehmend als unzureichend angesehen werden, gibt es eine wachsende freiwillige Unternehmensnachfrage nach Kohlenstoffabbau auf speziellen Marktplätzen, die verschiedene Zertifizierungsstandards verwenden.107 Ein führendes Beispiel für diesen Trend ist Microsoft, das sich verpflichtet hat, alle seine aktuellen und historischen Emissionen bis 2030 durch CO2-Entfernungen auszugleichen, und strenge Kriterien dafür aufgestellt hat, welche Aktivitäten als hochwertige CO2-Entfernungen gelten.108 Die freiwillige Nachfrage liefert einen Geschäftsgrund für mehrere Projekte in Europa, die auf Kohlenstoffentfernung basieren, wie die relativ kleine direct air capture Anlage "Orca" in Island, die 4000 tCO2 pro Jahr auffängt und speichert.109
Ausgehend von der wachsenden gesellschaftlichen Nachfrage nach Kohlenstoffabbau ist es dringend erforderlich, dass die Regierungen eine führende Rolle bei der Festlegung harmonisierter Kriterien übernehmen, die als Grundlage für die Projektfinanzierung, die Märkte für die Einhaltung der Vorschriften und die transparente Rechnungslegung auf sektoraler und nationaler Ebene dienen können. In ihrer Mitteilung über "Nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe" vom Dezember 2021 hat die Europäische Kommission ihre Absicht dargelegt, einen EU-weiten Zertifizierungsmechanismus für den Kohlenstoffabbau zu entwickeln, und ein Ziel von 5 Mio. Tonnen für den technologischen Abbau bis 2030 vorgeschlagen.110 Die britische Regierung hat ebenfalls eine öffentliche Konsultation zu diesem Thema durchgeführt, deren Ergebnisse für 2022 erwartet werden.
Wenn ein geeigneter Anrechnungsmechanismus vorhanden ist, müssen die Regierungen entscheiden, wie sie am besten Anreize für den Abbau von Treibhausgasen durch Instrumente wie Finanzierungsinitiativen oder regulatorische Anforderungen schaffen. In Europa ist eine der wichtigsten Überlegungen, inwieweit die Anrechnung von Emissionsminderungen mit bestehenden klimapolitischen Maßnahmen wie dem Emissionshandelssystem (ETS) oder der Effort-Sharing-Verordnung verknüpft werden sollte, die Dekarbonisierungsziele für Sektoren festlegt, die nicht unter das ETS fallen.111,112 Derzeit besteht auch Unsicherheit darüber, ob Emissionsminderungsprojekte in der Lage sein werden, parallele Einnahmen sowohl aus staatlichen Anreizen als auch aus freiwilligen Märkten zu erzielen.
Grundsätzlich muss die Politik das richtige Gleichgewicht finden zwischen dem planmäßigen Ausbau von Abscheidetechnologien, um Netto-Null zu erreichen, und der Sicherstellung, dass Emissionsminderungen wo immer möglich Vorrang haben. Einige technologiegestützte Emissionsminderungen, wie die Abscheidung und Speicherung bestehender biogener Kohlenstoffemissionen, können zu ähnlichen Kosten wie die industrielle CO2-abscheidung und Speicherung erreicht werden und könnten daher potenziell durch Gutschriften in Verbindung mit den bestehenden Kohlenstoffpreisen gefördert werden. direct air capture ist jedoch mit wesentlich höheren Kosten verbunden (schätzungsweise 190 bis 660 €/t) und wird daher spezielle Finanzierungsprogramme benötigen, wenn sie in Zukunft eine praktikable Option werden soll.
Auf nationaler Ebene sind einige Länder bereits dazu übergegangen, gezielte Anreize für bestimmte Entsorgungstechnologien zu schaffen. So plant Schweden, Anreize für Bioenergie CO2-abscheidung und -speicherung zu schaffen, und hat 36,3 Mrd. SEK (3,35 Mrd. €) für ein Subventionsprogramm im Zeitraum von 2026 bis 2046 bereitgestellt.113 Im Rahmen des Programms werden in einem umgekehrten Auktionsverfahren 15-Jahres-Verträge an die wettbewerbsfähigsten Projekte vergeben, beginnend mit einer Auktion im Jahr 2022 für Verträge ab 2026 (siehe Fallstudie unten). Im Vereinigten Königreich wurden Innovationsmittel in Höhe von 100 Millionen Pfund bereitgestellt, um die Entfernung von Treibhausgasen durch geologische Speicherung zu unterstützen, und ein neues Geschäftsmodell für die Entfernung von Treibhausgasen wird derzeit entwickelt.114
Als globaler Vorreiter in der Klimapolitik dürfte das Vorgehen der EU bei der Zertifizierung und Finanzierung des Abbaus von Schadstoffen ein wichtiges Beispiel für ähnliche Initiativen in anderen Ländern sein.
Empfehlungen
- Gewährleistung eines breiten Spektrums von Optionen zur Kohlenstoffentfernung in Europa, wobei schrittweise zu Methoden mit einem höheren Grad an Dauerhaftigkeit übergegangen wird
- Sicherstellen, dass der künftige Zertifizierungsmechanismus der EU auf einer vollständigen Lebenszyklusanalyse basiert und Unsicherheiten in Bezug auf Dauerhaftigkeit und Leckagen minimiert
- Schaffung gezielter Steuer- und Finanzierungsmechanismen auf EU- und nationaler Ebene, wie z. B. Differenzverträge, um die frühzeitige Entwicklung technologiegestützter Beseitigungsverfahren mit geologischer Speicherung zu unterstützen
- Festlegung wissenschaftlich fundierter Ziele für die technologiegestützte Beseitigung, die bis zu wichtigen Meilensteinen erreicht werden sollen
- Festlegung von Biomassestandards, die die Verwendung von Abfällen fördern
Fallstudie zum Projekt: Das BECCS@STHLM von Stockholm Exergi
Stockholm Exergi ist ein schwedisches Energieversorgungsunternehmen, das die Hauptstadt des Landes mit mehreren Abfall- und Biomasse-Heizkraftwerken mit Wärme und Strom versorgt. Im Jahr 2019 installierte das Unternehmen eine kleine Testabscheidungsanlage in seinem 375-MW-Biomassekraftwerk Värtan KVV8 als ersten Schritt zur Umsetzung einer großtechnischen Abscheidung in der Anlage, die 800 000 Tonnen CO2 pro Jahr entspricht. Mit diesem groß angelegten Bioenergieprojekt CO2-abscheidung und -speicherung (BECCS@STHLM) will Stockholm Exergi der erste große Anbieter von negativen Emissionen in Europa werden. Die von der Anlage verwendete Biomasse stammt hauptsächlich aus gehackten Ästen und Baumkronen aus nachhaltiger Forstwirtschaft sowie aus Abfällen aus der Zellstoff- und Papierindustrie.115
Bei dem groß angelegten Projekt wird die Technologie der CO2-Abscheidung mit heißem Kaliumkarbonat eingesetzt, die bereits seit Jahrzehnten zur Verbesserung der Reinheit der Stockholmer Gasversorgung verwendet wird. Durch die Nutzung der Abwärme aus dem Abscheidungsprozess zur Aufstockung der Dampfproduktion der Anlage für die Fernwärmeversorgung entstehen dem System keine Nettoenergiekosten. Das CO2 wird anschließend komprimiert, getrocknet und verflüssigt, um per Schiff zu einer langfristigen Lagerstätte transportiert zu werden. Das Unternehmen verhandelt derzeit mit Anbietern von Lagerflächen auf dem norwegischen Kontinentalschelf.
Im November 2021 erhielt der Vorschlag durch die Auswahl durch den EU-Innovationsfonds für Großprojekte, der erhebliche Kapital- und Betriebsmittel für Dekarbonisierungsprojekte bereitstellt, einen wichtigen Impuls. Damit das Projekt tragfähig ist, muss diese Finanzierung jedoch auch durch Schwedens bevorstehende Subventionen für negative Emissionen ergänzt werden, die ab 2022 im Rahmen eines umgekehrten Auktionsverfahrens vergeben werden, sowie durch Einnahmen aus freiwilligen Kompensationsmärkten. Das Projekt soll 2023 eine endgültige Investitionsentscheidung treffen und könnte ab 2026 in Betrieb genommen werden. Durch die Einführung eines ähnlichen Verfahrens für den gesamten Wärme- und Kraftwerkspark des Unternehmens schätzt Stockholm Exergi das Potenzial, bis 2045 1,7 Mio. t biogenes CO2 abzuscheiden.
Schaffung eines Marktes für kohlenstoffarmen Wasserstoff
Das Energiesystem in einer Netto-Null-Welt wird nicht nur auf kohlenstoffarmen Strom, sondern auch auf kohlenstoffarme Brennstoffe angewiesen sein. Im Gegensatz zu Elektrizität kann Energie in Form von Brennstoffen leicht gespeichert werden, sie kann Hochtemperaturwärme liefern, die für viele industrielle Prozesse benötigt wird, und sie bietet die hohe Energiedichte, die für viele Formen des Verkehrs notwendig ist. Heute werden 80 % des weltweiten Endenergieverbrauchs in Form von Kraftstoffen verbraucht, und obwohl die Elektrifizierung vieler Sektoren - insbesondere von Personenkraftwagen - zu erwarten ist, werden Luftfahrt, Seeschifffahrt, Schwerlastverkehr und industrielle Prozesse wie die Stahlerzeugung weiterhin auf Kraftstoffe angewiesen sein. In den meisten plausiblen Szenarien für das Erreichen von "Netto-Null" erfüllt Wasserstoff (oder seine Derivate wie Ammoniak) diese Rolle und erreicht im IEA-Szenario "Netto-Null bis 2050" eine jährliche Produktion von 530 Mio. Tonnen - eine Versechsfachung der heutigen Produktion und entspricht (energetisch gesehen) etwa einem Drittel des weltweiten Ölverbrauchs im Jahr 2019.3 In der Wasserstoffstrategie der EU für 2020 wird das Ziel formuliert, bis 2030 40 GW an erneuerbaren Wasserstoffproduktionskapazitäten zu schaffen (oder bis zu 10 Mio. Tonnen pro Jahr), während das Vereinigte Königreich bis zum selben Zeitpunkt 10 GW anstrebt.54,116 Mehrere Studien gehen davon aus, dass die EU bis 2050 mindestens 2100 TWh (>60 Mio. t) Wasserstoff pro Jahr benötigen könnte(Abbildung 20).125 Die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser mit dekarbonisiertem Strom ist ein wichtiger Weg, der jedoch mit einem Anteil von 0,03 % an der dedizierten Wasserstofferzeugung (30 kt H2 pro Jahr) allein nicht ausreicht, um die Aufgabe zu bewältigen.117 Kohlenstoffarmer Wasserstoff kann auch durch die Reformierung von Erdgas und die sichere Speicherung des bei diesem Prozess entstehenden CO2 gewonnen werden. Dieses Verfahren, das bereits 700 kt Wasserstoff pro Jahr produziert, ist heute viel etablierter als die Elektrolyse und könnte in Europa rasch ausgebaut werden. Aus diesem Grund sehen Dekarbonisierungspläne wie das IEA-Konzept "Netto-Null bis 2050" und die britische Netto-Null-Strategie eine erhebliche Ausweitung dieser Form von Wasserstoff vor, insbesondere zur Deckung der kurzfristigen Nachfrage.
Wie bei anderen kohlenstoffarmen Produkten müssen die Regierungen auch für die Entwicklung eines Marktes für kohlenstoffarmen Wasserstoff geeignete Zertifizierungs- und Kohlenstoffbilanzierungsprotokolle einführen. Die Bestimmung der akzeptablen Kohlenstoffintensität von Wasserstoff ist sowohl für die Elektrolyse als auch für aus Erdgas gewonnene Produkte komplex und erfordert eine vollständige Lebenszyklusanalyse, Überwachung und Überprüfung. Die vorgelagerten Methanemissionen sind potenziell der wichtigste Beitrag zu den Klimaauswirkungen von aus Erdgas gewonnenem Wasserstoff und müssen daher durch robuste Messungen und Emissionsberichte genau erfasst und so nahe wie möglich an Null gehalten werden.
Abbildung 20: Projektionen der potenziellen Wasserstoffnachfrage im Jahr 2050 gemäß vier EU-Dekarbonisierungsstudien125

In den letzten Jahren sind einige freiwillige Pilotprojekte zur Zertifizierung von kohlenstoffarmem Wasserstoff entstanden, darunter das EU-weite "CertifHy"-Programm, das von einem Konsortium industrieller Wasserstoffhersteller und -verbraucher entwickelt wurde und einen Herkunftsnachweis für "grünen Wasserstoff" (aus Elektrolyse mit erneuerbaren Energien) und "kohlenstoffarmen Wasserstoff" - definiert als Wasserstoff mit einer um mindestens 60 % geringeren Treibhausgasemissionsintensität im Vergleich zu einem Referenzwert - vorsieht.118 Weitere Normen werden derzeit auf nationaler Ebene im Vereinigten Königreich, in Frankreich und Deutschland (nur für elektrolytischen Wasserstoff) sowie von der Internationalen Partnerschaft für Wasserstoff und Brennstoffzellen in der Wirtschaft (IPHE) entwickelt.119 In einem kürzlich vorgelegten Vorschlag zur Überarbeitung der EU-Rechtsvorschriften, dem so genannten Paket zur Dekarbonisierung von Gas und Wasserstoff, definierte die Kommission kohlenstoffarmen Wasserstoff als Wasserstoff, der im Vergleich zu fossilem Wasserstoff ohne Kohlendioxid 70 % weniger Treibhausgasemissionen verursacht.120 Der delegierte Rechtsakt, der die Einzelheiten der Bilanzierungsmethode und des Zertifizierungssystems zur Unterstützung dieses Standards enthält, wird jedoch nicht vor 2024 erwartet, was in der Zwischenzeit zu Unsicherheiten für Projektentwickler und zu potenziellen Konflikten zwischen den entstehenden freiwilligen und nationalen Standards führt.
Nun muss dringend mit dem Aufbau der europaweiten Verkehrsinfrastruktur für eine künftige Wasserstoffwirtschaft begonnen werden, und dies wird nur möglich sein, wenn kurzfristig große Mengen kohlenstoffarmen Wasserstoffs zur Verfügung stehen. Die Ziele für die Kohlenstoffintensität von Wasserstoff sollten daher eine Rolle für Wasserstoff berücksichtigen, der mit CO2-abscheidung dekarbonisiert wird, und so gestaltet sein, dass eine allmähliche Verschärfung der akzeptablen Kohlenstoffintensitäten im Laufe der Zeit möglich ist. Die elektrolytische Wasserstofferzeugung muss ebenfalls rasch eingeführt werden, aber da mehr als 35 % der Elektrizität in der EU nach wie vor aus fossilen Brennstoffen stammt, bleibt erneuerbare Elektrizität eine kostbare Ressource.121 Damit elektrolytischer Wasserstoff die von der EU für 2030 vorgeschlagenen Ziele für die Verwendung nicht-biologischer erneuerbarer Brennstoffe in Industrie und Verkehr erfüllen kann, werden 500 TWh zusätzlicher erneuerbarer Energie pro Jahr benötigt - etwa die Hälfte der jährlichen erneuerbaren Erzeugung in der Region.122
Während die Förderung der Nachfrage nach kohlenstoffarmem Wasserstoff zusammen mit einer entsprechenden Zertifizierung dazu beitragen kann, Investitionen in neue Wasserstoffproduktionsanlagen mit CO2-abscheidung anzuregen, könnten diese Anlagen beim heutigen Kohlenstoffpreisniveau noch zusätzliche Anreize benötigen. Zwei der CO2-Abscheidungsanlagen, die im Rahmen des niederländischen SDE++-Programms im Rahmen des Porthos-Projekts unterstützt werden, sind mit der bestehenden Wasserstoffproduktion verbunden; neue Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff für Kraftstoffanwendungen sind jedoch im Rahmen des SDE++-Programms in seiner derzeitigen Form nicht rentabel. Damit Wasserstoff die ihm zugedachte Rolle als Energieträger der Zukunft übernehmen kann, sollten solche Anreize auch die Produktion von Gas für Kraftstoffanwendungen unterstützen. Im Vereinigten Königreich wird derzeit ein auf neue Wasserstoffanlagen zugeschnittenes Differenzvertragsmodell entwickelt.
Der Aufbau des für eine Wasserstoffwirtschaft erforderlichen Wasserstoff-Pipelinenetzes wird zahlreiche Synergien mit dem Aufbau von CO2-Transportnetzen aufweisen. Beide Netze müssen in erster Linie die großen Industriegebiete und Häfen miteinander verbinden, wobei zu berücksichtigen ist, dass die Ambitionen mehrerer Mitgliedstaaten im Bereich Wasserstoff auch Pläne für Importe in großem Maßstab umfassen. Für beide Netze können bestehende Gaspipelines und Transportkorridore wiederverwendet werden, aber beide erfordern neue Regulierungsregelungen, grenzüberschreitende Planung und Koordinierung auf regionaler und EU-Ebene. Das European Hydrogen Backbone ist eine von Gasinfrastrukturunternehmen geleitete Initiative, die ein 6800 km langes Pipelinenetz kartiert hat, das bis 2030 aufgebaut werden könnte, einschließlich potenzieller Wasserstoffspeicherstätten.123
Empfehlungen:
- Einführung eines soliden Zertifizierungssystems für kohlenstoffarmen Wasserstoff auf der Grundlage einer Lebenszyklusanalyse und mit Bestimmungen für die Ein- und Ausfuhr zwischen verschiedenen Rechtsordnungen
- Die Schwellenwerte zur Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff sollten ehrgeizig sein - einschließlich vorgelagerter Normen für Methanleckagen - und an die technologischen Entwicklungen angepasst werden.
- Förderung kohlenstoffarmer Wasserstoff-als-Kraftstoff-Projekte im Rahmen von Förderprogrammen für Projekte zur Emissionsminderung
- Regionalplanung und Koordinierung der Entwicklung von Wasserstofftransportnetzen mit CO2-Netzen
Fallstudie zum Projekt: H-vision
H-vision ist ein Plan zur Entwicklung einer Wasserstoffproduktions- und -transportinfrastruktur für die Industrie im Rotterdamer Hafen, der auf der Umwandlung von Raffinerieabgasen (bestehend aus Wasserstoff und leichten Kohlenwasserstoffen) und der Abscheidung und Speicherung des entstehenden CO2 basiert. Der dabei entstehende kohlenstoffarme Wasserstoff wird als Brennstoff für die Raffinerien und andere industrielle Prozesse, die Prozesswärme bei hohen Temperaturen benötigen, zurückgeführt und ersetzt die bisherige CO2-intensive Nutzung der Abgase als Brennstoff. Das 2019 von zehn Industriepartnern und dem Rotterdamer Hafen gegründete H-vision-Konsortium will bis 2032 2,7 Mio. t CO2-Emissionen im Hafen einsparen und befindet sich derzeit in einer Pre-FEED-Phase.124
Eine erste Wasserstoffanlage mit einer Kapazität von 750 MW soll 2026 in Betrieb gehen, gefolgt von einer zweiten Anlage ähnlicher Größe bis 2032. Diese Anlagen wandeln einen Rohstoff um, der zu etwa 90 % aus Raffinerieabgasen und zu weniger als 10 % aus Erdgas besteht. In der ersten Phase des Projekts soll auch in ein lokales Wasserstoffnetz investiert werden, das an eine umfassendere nationale Initiative zur Errichtung einer Wasserstoff-Hauptleitung in Rotterdam und darüber hinaus angeschlossen werden soll. Letztendlich soll die Wasserstoffinfrastruktur für "grünen", durch Elektrolyse erzeugten Wasserstoff genutzt werden, der entweder aus den Niederlanden stammt oder aus Ländern mit einer kostengünstigen Wasserstoffversorgung importiert wird. Da die Herstellung von Wasserstoff für Kraftstoffe nicht durch Mittel für die industrielle Dekarbonisierung im Rahmen des SDE++-Programms unterstützt wird, hatte das Projekt Schwierigkeiten, einen Business Case zu erstellen. Die für 2022 vorgesehene Zuteilung des Programms soll jedoch eine neue Kategorie für die Erzeugung von Wasserstoff aus Restgasströmen umfassen, die H-vision einen Weg zu Fortschritten eröffnen könnte.
Beseitigung von Hindernissen für einen flexiblen und internationalen Markt
Obwohl Europa im größten Teil des Kontinents mit geeigneten geologischen Bedingungen für die CO2-Speicherung gesegnet ist, gibt es dennoch ein Gefälle bei den Ressourcen, das durch die frühe Konzentration auf die Erschließung der Nordsee noch verstärkt wurde. Viele der derzeit vorgeschlagenen Abscheidungsprojekte und -cluster planen die Verbringung von CO2 zu Speicherstätten in anderen Ländern - in der Regel in Norwegen oder den Niederlanden, aber in Zukunft möglicherweise auch in Großbritannien, Dänemark oder Frankreich. Selbst wenn mehr Speicherstätten in ganz Europa erschlossen werden, besteht ein grundlegender Vorteil darin, einen flexiblen internationalen Markt zu ermöglichen, auf dem die Emittenten wählen können, ob sie CO2 an die wettbewerbsfähigste Speicherstätte schicken oder einfach ihre Emissionen umleiten können, falls die übliche Speicherstätte nicht betriebsbereit ist.
Leider stellt der Transport von CO2 über internationale Grenzen hinweg, selbst innerhalb der EU, immer noch ein erhebliches Hindernis für eine rasche Projektentwicklung dar, und zwar aufgrund eines internationalen Umweltgesetzes, das als Londoner Protokoll bekannt ist.126 Dieses Gesetz, das die Entsorgung von Abfallstoffen auf See regelt, enthält seit 2006 Bestimmungen für die sichere Verpressung von CO2 unter dem Meeresboden, verbietet aber formal immer noch die Ausfuhr von CO2 zur Entsorgung in einem anderen Land. Im Jahr 2009 wurde eine Änderung dieser Beschränkung vorgeschlagen und per Abstimmung angenommen, die jedoch erst dann offiziell in Kraft tritt, wenn sie von mindestens zwei Dritteln der Vertragsparteien des Protokolls ratifiziert wurde; bisher haben nur sechs dieser Länder unterzeichnet (Norwegen, die Niederlande, das Vereinigte Königreich, Finnland, Estland und der Iran). Um diese Sackgasse zu umgehen, wurde 2019 eine vorläufige Lösung gefunden, bei der zwei Länder ein bilaterales Abkommen schließen konnten, um die Ausfuhr und Einfuhr von CO2 für die Offshore-Speicherung zu ermöglichen; eine Lösung, die sich als entscheidend für die Entwicklung von Nordlicht erwiesen hat.
Diese Frage stellt jedoch nach wie vor eine Hürde für viele Projekte dar, denn bisher haben nur die Niederlande und Norwegen ein solches bilaterales Abkommen geschlossen. Die Verhandlungen zum Abschluss eines solchen Abkommens können zeitaufwändig sein und zu Projektverzögerungen und Unsicherheiten führen. Ein Hauptproblem ist die Übertragung der Haftung zwischen den Ländern, da die speichernde Nation möglicherweise nicht bereit ist, die gesamte Haftung für CO2 zu übernehmen, das sie nicht selbst ausgestoßen hat. Dies kann sich auf die Kosten für die Überwachung einer Speicherstätte erstrecken, sobald diese an den Staat übertragen wurde, oder auf das Risiko, in Zukunft Kohlenstoffkosten für ausgetretenes CO2 zu zahlen. Obwohl diese Kosten und Risiken als geringfügig angesehen werden, können sie dennoch einen raschen Abschluss eines grenzüberschreitenden Abkommens erschweren. Hier kommt der EU eine klare Rolle zu, indem sie eine Reihe von Leitlinien oder Vorlagen für faire Vereinbarungen zwischen den Ländern bereitstellt und so dazu beiträgt, einen regulatorischen Flickenteppich zu vermeiden, der die Marktliquidität einschränken könnte.
Angesichts der langen Errichtungszeiten und der großen Volumenströme, die für die Pipelineinfrastruktur erforderlich sind, ist es von entscheidender Bedeutung, dass die Gesetzgebung und die technische und regulatorische Koordinierung die Rolle flexiblerer Transportoptionen wie Schiff, Schiene und Straßentankwagen nicht vernachlässigen, die die Entwicklung von CO2-abscheidung an kleineren, verstreuten Standorten beschleunigen können. Die Entwicklung internationaler Transportnetze, die alle diese Modalitäten umfassen, erfordert eine enge Zusammenarbeit zwischen den zuständigen Stellen in den verschiedenen Mitgliedstaaten, einschließlich der Betreiber von Gasnetzen, Schifffahrts- und Eisenbahnunternehmen sowie Hafenbehörden. Um die Entwicklung einer untereinander kompatiblen und skalierbaren Infrastruktur zu gewährleisten, sollte die EU auch mit Normungsgremien zusammenarbeiten, um annehmbare Standards für CO2-Spezifikationen wie Temperaturen, Drücke und zulässige Konzentrationen von Verunreinigungen für die verschiedenen Transportmodalitäten und Lagerstätten zu entwickeln.
Empfehlungen:
- Einbeziehung aller CO2-Transportmodalitäten in die Überarbeitung der TEN-V-Verordnung der EU
- Entwicklung eines europaweiten Pakets von CO2-Spezifikationsstandards für den Transport per Pipeline, Schiff, Straße und andere Modalitäten, zusammen mit Leitlinien für akzeptable Spezifikationen, die von den Speicherstätten verlangt werden können
- Einrichtung einer Plattform für eine enge Koordinierung zwischen den Betreibern regionaler CO2-Transportnetze, einschließlich der Betreiber von Pipelines, Terminals und anderen Modalitäten
- Ermutigung der Mitgliedstaaten, die Änderung des Londoner Protokolls zu ratifizieren
- Erstellung von Leitlinien oder einer Vorlage für den Abschluss bilateraler Vereinbarungen über den grenzüberschreitenden Transport von CO2
Fallstudie eines grenzüberschreitenden Netzwerks: Carbon Connect Delta
Carbon Connect Delta ist ein im Entstehen begriffener Plan für eine gemeinsame CO2-Transportinfrastruktur für den Nordseehafen - eine grenzüberschreitende Hafenbehörde, die die niederländischen Häfen Vlissingen und Terneuzen sowie den belgischen Hafen Gent umfasst.46 Das Projekt wurde 2020 von der regionalen Industriegruppe Smart Delta Resources ins Leben gerufen, die ein Konsortium aus einer Untergruppe ihrer Mitglieder bildete, darunter die Nordseehafenbehörde, Dow Benelux, PZEM, Yara, Zeeland Refinery, Gasunie und Fluxys. Ziel des Konsortiums ist es, die CO2-Emissionen in dem Gebiet bis 2030 durch CO2-Abscheidung, -Verwertung und -Speicherung um 30 % (6,5 Mio. t CO2 pro Jahr) zu senken, und zwar in enger Verbindung mit parallelen Plänen zur Entwicklung der Wasserstoffproduktion und der Transportinfrastruktur.
Zu den emittierenden Industrien, die als wahrscheinliche "First Mover" in der Region identifiziert wurden, gehören die Düngemittelfabrik von Yara und der chemische Produktionsstandort von Dow in Terneuzen sowie die Zeeland-Raffinerie an der Scheldemündung in Vlissingen. An diesen Standorten könnten ab 2026 bis zu 3,3 Mio. t CO2 pro Jahr abgeschieden und gespeichert werden. ArcelorMittal verfolgt auch die CO2-Abscheidung für seinen Hochofen in Gent: Im Rahmen des Projekts "Steelanol" wird das Kohlenmonoxid in den Abgasen in Ethanol umgewandelt, wobei 300.000 Tonnen CO2 für die geologische Speicherung übrig bleiben.
Abbildung 21: Die vom Nordseehafen abgedeckte Region

Im Rahmen der ersten Arbeiten von Carbon Connect Delta wurden die verschiedenen verfügbaren CO2-Transportoptionen bewertet, wobei die CO2-Verschiffung als vielversprechendste Lösung für die erste Phase des Projekts ausgewählt wurde. Dabei dürfte es sich um eine zentrale Sammelstelle und ein Exportterminal handeln, mit einer internen Transportinfrastruktur, z. B. Lastkähne oder Pipelines, um die verschiedenen Emittenten zu verbinden. In Anbetracht der Beschränkungen des niederländischen SDE++-Systems, das derzeit die Speicherung von CO2 innerhalb der Niederlande vorschreibt, wird das CO2 zunächst nach Rotterdam transportiert, wo es in Speicherstätten im Zusammenhang mit den Projekten Porthos oder Aramis eingespeist werden kann. Carbon Connect Delta ist auch Teil des grenzüberschreitenden CO2-Netzes PCI, bekannt als CO2TransPorts, das CO2-Verbindungen zwischen den Häfen von Rotterdam, Antwerpen und dem Nordseehafen entwickeln will. Die erste Phase dieser Initiative (ab 2024) konzentriert sich auf die Entwicklung der Porthos-Infrastruktur, aber eine zweite Phase (ab 2026) zielt darauf ab, ein CO2-Pipeline-Netz im Raum Antwerpen und Nordseehafen aufzubauen.
Carbon Connect Delta steht vor mehreren Herausforderungen, die mit dem grenzüberschreitenden Charakter des Clusters selbst zusammenhängen. Die niederländischen Emittenten gelten als Vorreiter des Projekts, da sie für das nationale SDE++-System in Frage kommen, und es wird erwartet, dass die belgischen Emittenten künftige Finanzierungsmöglichkeiten nutzen könnten, um sich einem etablierten Verkehrsnetz anzuschließen. Ohne eine enge Abstimmung zwischen nationalen oder regionalen Subventionsprogrammen ist es für grenzüberschreitende Emittenten äußerst schwierig, einen kohärenten Plan zu erstellen, der zu einer gemeinsamen endgültigen Investitionsentscheidung führen kann. Dies führt ein zusätzliches Element der Unsicherheit und des Risikos zu der oben beschriebenen "Koordinationsherausforderung" ein. Probleme im Zusammenhang mit Hindernissen für den grenzüberschreitenden CO2-Transport sind auch innerhalb des Clusters vorhanden, darunter das derzeitige Fehlen eines bilateralen Abkommens zwischen den beiden Ländern (Belgien arbeitet an der Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls).
In dem Maße, wie sich industrielle Dekarbonisierungscluster in ganz Europa entwickeln und ausdehnen, werden die grenzüberschreitenden Probleme, mit denen Carbon Connect Delta konfrontiert ist, immer häufiger auftreten. Eine stärkere Angleichung der technischen Standards, Vorschriften und Subventionssysteme zwischen den europäischen Staaten kann dazu beitragen, diese potenziellen Hindernisse zu beseitigen und eine kostenoptimierte Entwicklung der Infrastruktur zu ermöglichen.
Aufbau einer breiten Unterstützung durch die Interessengruppen
Frühere Versuche, CO2-abscheidung in Europa einzuführen, haben gezeigt, dass es für Projekte von entscheidender Bedeutung ist, sich die Unterstützung der Öffentlichkeit und anderer lokaler Interessengruppen zu sichern. Unzureichende Kommunikation und andere lokale Faktoren führten in den Niederlanden und Deutschland zu starkem lokalen Widerstand und schließlich zur Absage einiger früher Vorschläge. Letztendlich hatten der Vertrauensverlust der Öffentlichkeit gegenüber industriellen Entwicklern, die sich vertiefenden Spaltungen und die damit verbundenen politischen Reaktionen langfristige Folgen für die Technologie in diesen und anderen Ländern: Die CO2-Speicherung wurde in Deutschland und Österreich faktisch verboten, die Onshore-Speicherung in den Niederlanden. Während CO2-abscheidung (mit Offshore-Speicherung) in den Niederlanden wieder auf die politische Agenda gesetzt wurde, ist die Unterstützung durch die Öffentlichkeit und Umwelt-NGOs nach wie vor fragil. Um die Bedenken zu zerstreuen, wurde im Klimaabkommen von 2018 eine Obergrenze für die Menge an CO2-abscheidung festgelegt, die subventioniert werden kann. Die Anhebung dieser Obergrenze ohne Konsultation im Jahr 2021 führte jedoch zu Einwänden aus der Zivilgesellschaft, was die Notwendigkeit unterstreicht, dass die Politik von CO2-abscheidung durch klare Kommunikation und Dialog unterstützt wird.
Obwohl die Erfahrungen in den Niederlanden und Deutschland einen langen Schatten auf die aktuellen Entwicklungen in Europa - insbesondere bei der Onshore-Speicherung - geworfen haben, stießen viele frühere Initiativen auf eine viel größere Akzeptanz. Frühere Vorschläge zur Entwicklung von CO2-abscheidung im Nordosten Schottlands haben im Allgemeinen eine gute öffentliche Unterstützung genossen, was durch durchdachte Kommunikationsstrategien und eine lokale Bevölkerung mit engen Beziehungen zur Öl- und Gasindustrie und einem Verständnis dafür, dass diese sich weiterentwickeln muss, unterstützt wurde. Auch forschungsbasierte Projekte stießen im Allgemeinen auf eine größere öffentliche Akzeptanz, selbst wenn sie erhebliche CO2-Mengen in Onshore-Gebiete einleiten, wie die Projekte Lacq, Hontomin und Ketzin.75,127,128 Dies zeigt, dass es oft nicht die Aktivität selbst ist, die in der Öffentlichkeit Besorgnis erregt, sondern das mangelnde Vertrauen in die emittierenden Industrien, gepaart mit der Wahrnehmung, dass CO2-abscheidung und die Speicherung lediglich ein Vorwand sind, um "business as usual" fortzusetzen. Andererseits ist die Unterstützung für Klimaschutzmaßnahmen und -investitionen in Europa im Allgemeinen relativ groß und geht in vielen Regionen mit einer wachsenden Besorgnis über die Zukunft der lokalen Industrie und Arbeitsplätze einher.
Die Projektentwickler müssen gute Strategien für die Kommunikation mit den Stakeholdern und deren Einbindung entwickeln und gleichzeitig Koalitionen mit vertrauenswürdigen Unterstützern wie lokalen Regierungen, unterstützenden NROs und Forschungsinstituten aufbauen. Die Bemühungen zur Dekarbonisierung von Clustern können sogar von solchen "lokalen Vorreitern" koordiniert und initiiert werden, die nicht zu den emittierenden Industrien selbst gehören (siehe Kasten zum Pycasso-Projekt). Aber auch die nationalen Regierungen und die EU spielen eine wichtige Rolle, indem sie die Bemühungen der Industrie zur Dekarbonisierung unterstützen, indem sie die klare und unmissverständliche Botschaft vermitteln, dass CO2-abscheidung und die Speicherung eine praktikable und unumgängliche Option ist, um schnell eine Netto-Nullstellung zu erreichen. Dadurch kann das Wissensungleichgewicht vermieden werden, das viele frühe Bemühungen kennzeichnete, bei denen die politischen Entscheidungsträger den dekarbonisierenden Wert der Technologie erkannten und Entwicklungen unterstützten, das öffentliche Bewusstsein jedoch gering blieb, bis die Projekte das Leben der Menschen direkt beeinträchtigten. Die Regierungen können sowohl der Öffentlichkeit als auch den Investoren ein starkes Signal geben, dass die Technologie in der Zukunft des Landes eine Rolle spielen wird, insbesondere wenn sie durch unabhängige, wissenschaftlich fundierte Analysen unterstützt werden, die zeigen, welchen Beitrag CO2-abscheidung zu den Dekarbonisierungszielen leisten muss. Je mehr Projekte in Europa erfolgreich realisiert werden, desto mehr können sie als greifbarer Beweis für groß angelegte Emissionsminderungen und einen sicheren Betrieb herangezogen werden. Kurz gesagt, die Verantwortung für die Förderung der Idee von CO2-abscheidung und der Speicherung als Lösung für den Klimawandel kann nicht allein der Industrie überlassen werden, da es sonst unwahrscheinlich ist, dass sie sich in dem erforderlichen Tempo weiterentwickelt.
Empfehlungen:
- Klare, faktengestützte Botschaften von allen Regierungsebenen über die Rolle von CO2-abscheidung und Speicherung bei der Erreichung von Netto-Null.
- Unterstützung politischer Ankündigungen durch gute Kommunikation und gegebenenfalls öffentliche Konsultation
- Ermutigung lokaler Regierungen oder anderer lokaler Einrichtungen, sich an der Koordinierung regionaler Dekarbonisierungscluster zu beteiligen
Fallstudie zum Projekt: Pycasso
Das Projekt Pycasso steht für "Pyrenean carbon abolition through sustainable sequestration options" (Abschaffung des Kohlenstoffs in den Pyrenäen durch nachhaltige Sequestrierung) und zielt darauf ab, die Dekarbonisierung der industriellen Emittenten auf beiden Seiten der französisch-spanischen Grenze voranzutreiben.18 Die Initiative geht auf ein frühes Pilotprojekt zur CO2-Speicherung zurück, das von Total im erschöpften Gasfeld von Rousse nahe der französischen Stadt Pau durchgeführt wurde. Zwischen 2010 und 2013 wurden 51 kt CO2 aus einer nahegelegenen Gasverarbeitungsanlage verpresst, was von der örtlichen Bevölkerung im Allgemeinen positiv aufgenommen wurde. Mit einer geschätzten CO2-Kapazität von 435 Mio. t in dieser Lagerstätte und weiteren in anderen Gasfeldern in der Nähe zählt die Region zu den vielversprechendsten Speicherstätten in Frankreich.
Seit der Konzeption von Pycasso im Jahr 2021 bestand die Vision darin, diese Speicherressource in den Mittelpunkt eines grenzüberschreitenden Industrieclusters zu stellen und eine breite Koalition von Emittenten auf beiden Seiten der Pyrenäen zu bilden. Insgesamt umfasst der ursprüngliche Plan CO2-Emissionen in Höhe von 13 Mio. t/Jahr (5 Mio. t in Frankreich und 8 Mio. t in Spanien), die aus der chemischen Produktion, der Ölraffination, der Papierindustrie, der Abfallverbrennung und der Zementindustrie stammen. Diese Industriezweige haben Absichtserklärungen unterzeichnet, um an der Entwicklung des Konzepts mitzuwirken, und bilden ein Konsortium, dem auch örtliche Universitäten und regionale Behörden angehören; die französische Gemeinde Pau Béarn Pyrénées (in der Nähe der Speicherstätte) ist ebenfalls Mitglied des Lenkungsausschusses des Projekts. Die Präsenz einer Regionalregierung als lokaler Verfechter des Projekts hat sich als Schlüsselfaktor erwiesen, um das Vertrauen und die Unterstützung der Öffentlichkeit und anderer lokaler Interessengruppen zu gewinnen. Ausschlaggebend für diese enge Partnerschaft ist das ehrgeizige Ziel der Region, bis 2040 Klimaneutralität zu erreichen, in Verbindung mit der Erkenntnis der lokalen Behörde, dass die Herausforderung der Dekarbonisierung der Industrie alle Maßnahmen zur Verringerung des CO2-Fußabdrucks der einzelnen Bürger in den Schatten stellt.
Die Verfügbarkeit gut entwickelter Onshore-Speicher in der Region bietet das Potenzial für äußerst wettbewerbsfähige Gesamtkosten für den Einsatz des Kohlenstoffmanagements. Eine unabhängige Studie schätzt die Gesamtkosten für die Speicherung auf 69 €/t (auf der Grundlage eines standardmäßigen Post-Combustion-Capture-Verfahrens), was die Region zur kostengünstigsten in Frankreich macht. Der Cluster könnte auch in der Lage sein, die bestehende Gaspipeline-Infrastruktur wiederzuverwenden, und prüft derzeit diese Möglichkeit sowohl für den CO2- als auch für den Wasserstofftransport. Weiter in der Zukunft bietet der Hafen von Bayonne das Potenzial für CO2-Importe.
Das Projekt plant, eine Finanzierung der weiteren Entwicklungsphase über den EU-Fonds Horizont Europa zu beantragen, wobei ab 2022 eine detaillierte technische Studie durchgeführt werden soll. Eine positive endgültige Investitionsentscheidung im Jahr 2024 oder 2025 könnte zur ersten CO2-Injektion im Jahr 2027 und möglicherweise zum Vollbetrieb des Clusters im Jahr 2030 führen.
Zusammenfassung: Ein technologiepolitischer Rahmen
Eine Analyse von Element Energy für CATF schätzt, dass bis 2050 in Europa jährlich bis zu 1,5 Gt CO2-Emissionen aufgefangen und gespeichert werden müssen, um das Netto-Null-Ziel zu erreichen.129 Obwohl mehrere Länder jetzt rasche Fortschritte bei den Technologien für das Kohlenstoffmanagement machen, werden in diesem Bericht einige der Herausforderungen hervorgehoben, die zu bewältigen sind, wenn dieses Niveau der weit verbreiteten Einführung innerhalb des erforderlichen Zeitraums erreicht werden soll. Viele dieser Hindernisse lassen sich als Mangel an wichtigen "Erfolgsfaktoren" für eine rasche Technologieeinführung identifizieren(Abbildung 22).
Abbildung 22: Erfolgsfaktoren für die Entwicklung von CO2-abscheidung und Speicherung in Europa

Es ist durchaus möglich, diese Hürden zu überwinden und einen nachhaltigen politischen Rahmen zu schaffen, in dem CO2-abscheidung und Speicherung gedeihen können. Dies zeigen heute die europäischen Staaten, die beschlossen haben, in den 2020er Jahren eine CO2-Speicherinfrastruktur aufzubauen, da sie einen unvermeidlichen Bedarf an diesen Technologien festgestellt haben, um ihre Klimaziele zu erreichen. Obwohl jedes dieser Länder einen eigenen Ansatz verfolgt, der mit den bestehenden energiepolitischen Rahmenbedingungen und den lokalen Prioritäten im Einklang steht, sind die gemeinsamen Erfolgsfaktoren klar. Direkte staatliche Finanzierung ist in dieser frühen Phase von entscheidender Bedeutung, insbesondere für die rasche Entwicklung der erforderlichen Transport- und Speicherinfrastruktur, die ein Signal an die emittierenden Industrien geben und eine schrittweise zukünftige Expansion zu geringeren Kosten ermöglichen wird. Öffentlich-private Partnerschaften entlang der Wertschöpfungskette des Kohlenstoffmanagements können dazu beitragen, frühe Projektrisiken zu verringern und sicherzustellen, dass die Infrastruktur vor der CO2-Verfügbarkeit ausgebaut wird und nicht hinter der Nachfrage der Emittenten zurückbleibt.
Die Regierungen müssen für Emittenten, die ihr CO2 abscheiden wollen, auch ein investitionsfähiges Geschäftsmodell schaffen, so wie ähnliche garantierte Einnahmen in vielen Ländern den raschen Einsatz erneuerbarer Energien gefördert haben. Dies bedeutet nicht unbedingt eine direkte Projektfinanzierung, sondern könnte auch beinhalten, dass die emittierenden Sektoren einem garantierten Kohlenstoffpreis ausgesetzt werden. Die Struktur dieser Anreize wird jedoch von der lokalen Energiepolitik abhängen, und wenn möglich, ist der Aufbau auf bestehenden, erfolgreichen Dekarbonisierungsmechanismen ein wirksames Mittel, um risikoscheue Investoren in größerem Umfang anzuziehen und die Umsetzungszeiträume zu verkürzen.
Mit der Zeit können gezielte Unterstützungsmechanismen wegfallen, wenn die Kohlenstoffpreissignale in Übereinstimmung mit dem Netto-Null-Ziel stärker werden und die Nachfrage des öffentlichen und privaten Sektors nach kohlenstoffarmen Produkten und Dienstleistungen steigt(Abbildung 23). Angesichts dieser Entwicklung werden politische Maßnahmen, die heute zur Ankurbelung des Sektors ergriffen werden, von der Anpassungsfähigkeit und Wiederholbarkeit in einem Kontext mit hohen Kohlenstoffpreisen profitieren, so dass der Wettbewerb allmählich zunehmen und die staatliche Unterstützung abnehmen kann. Einige Formen der gezielten Unterstützung, wie z. B. Anreize für den CO2-Abbau, werden sich im Laufe der Zeit weiterentwickeln müssen, um mit umfassenderen Kohlenstoffpreissystemen zu harmonisieren.
Wind- und Solarenergie sind Technologien, die diese Entwicklungsstadien erst kürzlich durchlaufen haben, wobei Wind etwa 1 % des weltweiten Primärenergieverbrauchs ausmacht und Solarenergie etwa die Hälfte dieses Beitrags leistet. Abbildung 24 zeigt das Ausmaß der historischen und aktuellen weltweiten Investitionen in erneuerbare Energien - die hauptsächlich aus Wind- und Solarenergie bestehen -, die für die bemerkenswerte Expansion in den letzten zwei Jahrzehnten erforderlich waren.130 Im Jahr 2020 waren die Investitionen in diese Technologien in Höhe von fast 300 Milliarden US-Dollar hundertmal so hoch wie die gesamten weltweiten Investitionen in CO2-abscheidung und Speicherung. Der Beitrag staatlicher Finanzmittel, der zur Unterstützung des Aufstiegs der erneuerbaren Energien erforderlich war, war beträchtlich, konnte aber im Laufe der Zeit zurückgehen, da der Sektor für groß angelegte private Investitionen freigegeben wurde. Mit der richtigen politischen Unterstützung können in den kommenden zehn Jahren auch groß angelegte Investitionen in CO2-abscheidung und in die Speicherung von Energie freigesetzt werden, die in Bezug auf die CO2-Reduzierung ähnliche Erträge bringen können. In Europa wurden 2019 durch die gesamte Solar- und Windenergie 74 Mio. t bzw. 227 Mio. t CO2-Emissionen vermieden (unter der Annahme, dass nur Gaskraftwerke verdrängt werden), während allein durch die angekündigten Projekte von CO2-abscheidung bis 2030 mehr als 80 Mio. t pro Jahr vermieden werden könnten.
Abbildung 23: Die Entwicklung der Innovationspolitik für CO2-abscheidung und die Speicherung in verschiedenen Entwicklungsstadien

Abbildung 24: Weltweite Investitionen in Technologien für die Energiewende nach Sektoren (Bloomberg, 2021)130

Langfristige Sichtweise: Eine EU-Strategie für CO2-abscheidung und Speicherung
Was zeichnet die europäischen Länder aus, die sich derzeit am stärksten für die erfolgreiche Umsetzung von CO2-abscheidung engagieren, die Abscheidung und Speicherung? Am offensichtlichsten ist die Verfügbarkeit der bewährten CO2-Speichergeologie in der Nordsee, die den Ländern mit einer etablierten Offshore-Industrie in dieser Region eine Chance bietet. Diese Länder sind jedoch auch mit der offensichtlichen Notwendigkeit einer CO2-abscheidung und einer Speicherstrategie konfrontiert, wenn sie das kompromisslose Ziel von Netto-Null erreichen wollen. Jede emittierende Industrie braucht eine Lösung zur Dekarbonisierung, um lebensfähig zu bleiben, wichtige Arbeitsplätze und wirtschaftliche Aktivitäten zu erhalten und die Verlagerung der Produktion in andere Teile der Welt zu vermeiden.
In den Fällen, in denen die Politik direkt auf der Grundlage langfristiger Analysen zur Erreichung des Netto-Null-Ziels entwickelt wurde, ist die Rolle von CO2-abscheidung unausweichlich, da sie zur Dekarbonisierung schwer abbaubarer Industriezweige beiträgt und den Abbau von Emissionen in der Atmosphäre ermöglicht, um noch schwierigere Emissionen auszugleichen. Im Vereinigten Königreich hat der Ausschuss für Klimawandel - ein unabhängiges Gremium, das über die von der Regierung festgelegten verbindlichen langfristigen Kohlenstoffbudgets und die zu ihrer Erreichung erforderlichen Schritte berät - festgestellt, dass CO2-abscheidung und die Speicherung "eine Notwendigkeit und keine Option" sind.131,132 In Schweden hat ein ähnlich weitsichtiger Ansatz in Verbindung mit einem ehrgeizigeren Netto-Null-Ziel und auf der Grundlage von Informationen des Klimarats den Bedarf an technischen Lösungen zur Kohlenstoffabscheidung hervorgehoben.133 Die jüngste Kehrtwende Dänemarks ( CO2-abscheidung ) ist ebenfalls auf ehrgeizigere Reduktionen (70 % bis 2030) und eine weitsichtige Analyse der dafür notwendigen Schritte durch die Regierung zurückzuführen.134 In Deutschland haben Analysen unabhängiger Einrichtungen wie Agora, Ariadne und Dena im letzten Jahr ebenfalls einen Bedarf an CO2-Abscheidung (zwischen 29 und 74 Mio. t pro Jahr) aufgezeigt, wenn das Ziel des Landes, bis 2045 netto null Emissionen zu erreichen, erreicht werden soll.135
Die wachsende Bedeutung von CO2-abscheidung und Speicherung in einer längerfristigen Perspektive wird auch durch die Zahl der Länder unterstrichen, die diese Technologie in ihre langfristigen Strategien aufgenommen haben, die sie im Rahmen des UNFCCC-Abkommens von Paris vorgelegt haben; dies gilt für 20 europäische Staaten, darunter Frankreich, Belgien, Spanien, Österreich und die Tschechische Republik. Dennoch handelt es sich hierbei nicht um eine Klimalösung, bei der Maßnahmen aufgeschoben werden können, egal ob sie jetzt oder in zwei Jahrzehnten erforderlich sind. Damit sie in den 2030er- und 2040er-Jahren für die Industrie in allen Ländern eine realisierbare Option darstellt, muss die unterstützende Infrastruktur bereits heute eingerichtet werden, und die Abscheidungstechnologien müssen frühzeitig eingesetzt werden, um kostenoptimierte Verfahren zu liefern, wenn sie in großem Maßstab benötigt werden.
Die Klarheit, die dieser langfristige, auf das gesamte System bezogene Analyseansatz schafft, kann wiederum zu politischer Klarheit über die Rolle, den Umfang und die Langlebigkeit von CO2-abscheidung und Speicherung führen. Zielvorgaben für den Einsatz sind ein wirksames Mittel, um verlässliche politische Unterstützung zu signalisieren; sie wurden bereits mit großem Erfolg eingesetzt, um Investitionen in den Sektor der erneuerbaren Energien anzuziehen. Ähnliche Ziele für die Industrie CO2-abscheidung und die dauerhafte CO2-Entfernung sind erforderlich, um das Vertrauen der Industrie und der Investoren wiederherzustellen, das nach dem Scheitern früherer europäischer Bemühungen zur Förderung dieser Technologien stark geschwunden ist.
Die Europäische Kommission kann eine führende Rolle bei der Verdeutlichung der Bedeutung von Kohlenstoffmanagementtechnologien für die Erreichung der ehrgeizigen Klimaziele der Region übernehmen und gleichzeitig alle Sektoren dekarbonisieren und den Verlust wertvoller wirtschaftlicher Aktivitäten und Lebensgrundlagen verhindern. Dieses erneuerte Engagement sollte in einem EU-Strategiedokument dargelegt werden, in dem die langfristige Rolle und der Anwendungsbereich der Technologie in der Region umrissen und die Bereiche ermittelt werden, in denen neue oder geänderte Rechtsvorschriften erforderlich sind.
Eine solche Strategie sollte:
- Festlegung klarer Etappenziele auf der Grundlage wissenschaftlich fundierter langfristiger Modelle für die Dekarbonisierung der gesamten Wirtschaft und eines Ansatzes zur Minimierung des Klimarisikos:
- Mt CO2, die bis zu den Meilensteinen (2030, 2040, 2050) gespeichert werden sollen
- Mio. Tonnen Kohlenstoffabbau, einschließlich der sicheren geologischen Speicherung von atmosphärischem CO2
- Entwicklung eines Plans zur Ermittlung, Charakterisierung und Genehmigung von strategisch platzierten Großspeicherstätten in der Region auf der Grundlage der von den Mitgliedstaaten vorgelegten voraussichtlichen Abscheidungs- und Speichermengen
- Koordinierung der einschlägigen EU-Rechtsvorschriften und der EU-Finanzierung mit den Initiativen der Mitgliedstaaten
- Festlegung einer Position zur angemessenen Regulierung des entstehenden Marktes für CO2-Speicherung mit dem Ziel, Monopolmacht zu vermeiden, den Wettbewerb zu stimulieren und eine angemessene Expansion zu fördern
- Ausarbeitung eines übergreifenden Plans für die Entwicklung einer optimierten grenzüberschreitenden CO2-Transportinfrastruktur, einschließlich der Ermittlung von Korridoren für Fernleitungen und Lösungen für verstreute Emittenten (Schiffe, Straßentankwagen, Eisenbahn und Lastkähne)
- Schaffung einer europaweiten Regulierungsplattform für CO2-Transportinfrastrukturen, einschließlich CO2-Spezifikationen
- Leitlinien der Kommission, um alle Mitgliedstaaten mit Plänen zur CO2-Abscheidung oder -Speicherung zu ermutigen, die Änderung des Londoner Protokolls über den CO2-Transport zu ratifizieren und noch bestehende Regelungslücken bei der CO2-Speicherung zu schließen
- Schaffung einer regionalen Koalition, die sicherstellt, dass das Nordseebecken planmäßig entwickelt wird, um bis 2050 eine Speicherkapazität in der Größenordnung von 1 Gt zu erreichen
- Bereitstellung von Leitlinien für die Zusammenarbeit mit Drittstaaten (insbesondere Norwegen und Großbritannien) zur Entwicklung eines gemeinsamen Konzepts für den Transport und die Speicherung von CO2, das es der Nordsee ermöglicht, ihr Potenzial als gemeinsame Speicherressource zu nutzen
- Einrichtung eines speziellen europäischen Forums für CO2-abscheidung und Speicherung zur Koordinierung zwischen den einschlägigen Akteuren, einschließlich thematischer Arbeitsgruppen zur Entwicklung internationaler Leitlinien, zur Förderung des Wissens- und Technologietransfers und zur Ermittlung gemeinsamer Geschäftsmöglichkeiten
Nicht alle Mitgliedstaaten werden sich dafür entscheiden, CO2 in ihrem Hoheitsgebiet zu speichern oder CO2-abscheidung und Speicherung als Teil ihrer Dekarbonisierungsstrategien einzubeziehen; dies wird letztlich vom lokalen Kontext abhängen, einschließlich der Geologie, der Verfügbarkeit erneuerbarer Energien, der bestehenden Industriesektoren und anderer lokaler Prioritäten. Die EU kann jedoch die klare Botschaft vermitteln, dass CO2-abscheidung eine praktikable Option für die Dekarbonisierung schwer abbaubarer Sektoren darstellt, und jenen Ländern Unterstützung anbieten, die ihre eigene CO2-Speicherung entwickeln oder ihren Emittenten den Anschluss an grenzüberschreitende Standorte ermöglichen wollen. Damit wird sichergestellt, dass diese Technologien eine gerechte, offen zugängliche Lösung für alle bleiben, die sie zur Dekarbonisierung benötigen.
Referenzen
1. EC (2021) Europäischer Grüner Deal. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal_en (Zugriff im Dezember 2021)
2. IPCC (2018) Global warming of 1.5°C. Summary for Policymakers. Geneva, Switzerland, Intergovernmental Panel onClimate Change, 34 pp (Oct 2018)
3. IEA (2021) Netto-Null bis 2050. Ein Fahrplan für den globalen Energiesektor. Paris, Frankreich, Internationale Energieagentur, 224 Seiten (2021)
4. IEA (2020) Special report on CO2-abscheidung utilisation and storage. CCUS in clean energy transitions. Paris, Frankreich, Internationale Energieagentur, 174 Seiten (September 2020)
5. GCCSI (2021) Der globale Status von CCS: 2021. Melbourne, Australien, Global CCS Institute, 43 Seiten (2021)
6. Kramer G J, Haigh M (2009) Kein schneller Wechsel zu kohlenstoffarmer Energie, Nature; 462 (3) (Dec 2009)
7. IEA (2016) 20 years of CO2-abscheidung and storage - accelerating future deployment. Paris, Frankreich, Internationale Energieagentur, 115 Seiten (Nov 2016) (oder andere Sleipner/Snohvit-Analyse)
8. G8-Gipfel (2008) G8-Erklärung zu Umwelt und Klimawandel. Verfügbar unter: https://georgewbush-whitehouse.archives.gov/news/releases/2008/07/20080708-3.html (Jul 2008)
9. Lupion M, Herzog H J (2013) NER300: Lessons learnt in attempting to secure CCS projects in Europe, International Journal of Greenhouse Gas Control; 19; 19-25 (2013)
10. CATF (2021) Europa CO2-abscheidung activity and project map. Verfügbar unter: https://www.catf.us/ccsmapeurope/ (Zugriff im Dezember 2021)
11. ZEP (2014) Business models for commercial CO2 transport and storage. Brüssel, Belgien, Zero Emissions Platform (Juni 2014)
12. Oxburgh (2016) Lowest cost decarbonisation for the UK: the critical role of CCS. Report to the Secretary of State for Business, Energy and Industrial Strategy from the Parliamentary Advisory Group on CO2-abscheidung and Storage (Sep 2016).
13. UNFCCC (2022) Treibhausgasinventardaten - Vergleich nach Kategorien. Verfügbar unter: https://di.unfccc.int/comparison_by_category ( Zugriff im März 2022)
14. Perkins R (2021) Ölkonzerne versprechen Netto-Null-Ziel, aktualisierte Ziele zur Reduzierung von Methan und Kohlenstoffintensität. S&P Global. Verfügbar unter: https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/oil/092021-oil-majors-pledge-net-zero-target-updategoals-to-cut-methane-carbon-intensity (Sep 2021)
15. Anthonsen K L, Christensen N P (2021) EU geological CO2 storage summary. Geological Survey of Denmark and Greenland für Clean Air Task Force. Rapport 2021/34 (Juli 2021)
16. Eni (2022) Ravenna: Upstream-Betrieb und CO2-Speicherung. Verfügbar unter: https://www.eni.com/en-IT/operations/italyravenna-upstream-activities.html (Zugriff im März 2022)
17. Tugwell P (2021) Energean schlägt 500 Mio. $ für Kohlenstoffspeicher in Nordgriechenland vor, World Oil. Verfügbar unter: https://www.worldoil.com/news/2021/2/25/energean-proposes-500mm-carbon-storage-facility-in-northern-greece (25 Feb 2021)
18. Demangel V (2021) Pycasso. Vortrag bei: Séminaire National CSCV, 13. Dezember 2021 (2021)
19. Vlada Republike Hrvatske (2021) Nacionalni plan oporavka I otpornosti 2021-2026. Regierung von Kroatien, Zagreb. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/recovery_and_resilience_plan_for_croatia_hr.pdf (Juli 2021)
20. EG (2009) Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid. Amtsblatt der Europäischen Union. Verfügbar unter: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32009L0031&from=EN (5 Jun 2009)
21. Shogenova A, Pissens K, Holloway S et al. (2014) Implementation of the EU CCS Directive in Europe: results and development in 2013, Energy Procedia; 63; 6662-6670 (2014)
22. Trading Economics (2021) EU Carbon Permits. Verfügbar unter: https://tradingeconomics.com/commodity/carbon (Zugriff im Dezember 2021)
23. EC (2021) Erste Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für Großprojekte - Liste der für einen Zuschuss vorausgewählten Vorschläge. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/clima/system/files/2021-11/policy_funding_innovation-fund_large-scale_successful_projects_en.pdf (Nov 2021)
24. EC (2021) Innovationsfonds. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/clima/eu-action/funding-climateaction/innovation-fund_en ( Zugriff im Dezember 2021)
25. EG (2021) Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://eur-lex.europa.eu/resource.html?uri=cellar:618e6837-eec6-11eb-a71c01aa75ed71a1.0001.02/DOC_1&format=PDF
26. Gerres T, Linares P (2020) Carbon contracts for differences: their role in European Industrial decarbonization. Plattform für klimafreundliche Materialien (September 2020)
27. BEIS (2020) Strategiepapier - Contracts for Difference. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich. Verfügbar unter: https://www.gov.uk/government/publications/contracts-for-difference/contract-for-difference (März 2020)
28. Evans S (2019) Analysis: record-low price for UK offshore wind cheaper than existing gas plants by 2023, Carbon Brief. Verfügbar unter: https://www.carbonbrief.org/analysis-record-low-uk-offshore-wind-cheaper-than-existing-gas-plantsby-2023 (20 Sep 2019)
29. BEIS (2021) CO2-abscheidung, use and storage - An update on the business model for Industrial CO2-abscheidung. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich (Mai 2021)
30. EZK (2021) SDE++ 2020. Stimulierung der nachhaltigen Energieerzeugung und des Klimawandels. Ministerium für Wirtschaft und Klimapolitik, Niederlande.
31. EC (2021) Fazilität "Connecting Europe". Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/inea/en/connectingeurope-facility ( Zugriff 2021)
32. EG (2021) Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 über Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur. Amtsblatt der Europäischen Union. Verfügbar unter: https://eur-lex.europa.eu/legalcontent/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32013R0347&from=en (25 Apr 2013)
33. Rat der Europäischen Union (2021) Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013. Brüssel, Belgien. Verfügbar unter: https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-15036-2021-INIT/en/pdf (Dez 2021)
34. EG (2018) Delegierte Verordnung (EU) 2018/540 der Kommission vom 23. November 2017 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich der Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse. Amtsblatt der Europäischen Union (6. April 2018)
35. EG (2020) Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 der Kommission vom 31. Oktober 2019 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich der Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse. Amtsblatt der Europäischen Union (März 2020)
36. EG (2021) Delegierte Verordnung (EU) .../... der Kommission vom 19.11.2021 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich der Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse. (Nov 2021)
37. EC (2021) Horizon Europe. Europäische Kommission Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/info/research-and-innovation/funding/funding-opportunities/funding-programmes-and-open-calls/horizon-europe_en (Zugriff 2021)
38. Pernot E (2021) Kohlenstoffmanagement in den Konjunktur- und Resilienzplänen der EU. Clean Air Task Force. Verfügbar unter: https://www.catf.us/2021/10/carbon-management-eu-recovery-resilience-plans/ (Oct 2021)
39. EC (2021) Just Transition Fund. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/info/funding-tenders/findfunding/eu-funding-programmes/just-transition-fund_en (Zugriff im Dezember 2021)
40. EC (2021) EU Taxonomy Climate Delegated Act. Europäische Kommission. Available at: https://eur-lex.europa.eu/resource.html?uri=cellar:d84ec73c-c773-11eb-a925-01aa75ed71a1.0021.02/DOC_1&format=PDF (Jun 2021)
41. Carver D (2021) Globale Netto-Null-Verpflichtungen. House of Commons Library. Verfügbar unter: https://commonslibrary.parliament.uk/global-net-zero-commitments/ (Nov 2021)
42. IEA (2021) Empowering cities for a net zero future. Internationale Energieagentur (Juli 2021)
43. PBL (2021) Eindadvies basisbedgragen SDE++ 2021. Planbureau voor de Leefomgeving, Niederlande (Feb 2021)
44. Regierung der Niederlande (2021) Klimaabkommen. Verfügbar unter: https://www.klimaatakkoord.nl/documenten/publicaties/2019/06/28/national-climate-agreement-the-netherlands (Juni 2019)
45. Energeia (2021) SDE++ ruimschoots overvraagd, vooral door CCS-projecten, Energeia (3 Dec 2021)
46. SDR (2021) Carbon Connect Delta. Smart Delta Resources. Verfügbar unter: https://www.smartdeltaresources.com/en/carbon-connect-delta (Zugriff im Dezember 2021)
47. Gasunie (2021) TotalEnergies, Shell Netherlands, EBN und Gasunie bilden eine Partnerschaft zur Entwicklung eines Offshore-CCS-Projekts: Aramis. Gasunie-Pressemitteilung. Verfügbar unter: https://www.gasunie.nl/en/news/totalenergies-shell-netherlands-ebn-andgasunie-form-partnership-to-develop-an-offshore-ccs-project-aramis (Sep 2021)
48. Porthos (2021) Porthos CO2-Transport und -Speicherung. Verfügbar unter: https://www.porthosco2.nl/en/ (Zugriff im Dezember 2021)
49. CCS Norwegen (2021) Das Langschiff CCS Projekt. CCS Norwegen. Verfügbar unter: https://ccsnorway.com/the-project/(Zugriff im Dezember 2021)
50. Bellona (2020) Norway's Longship CCS Project. Bellona, Norwegen (Oktober 2020)
51. Nordlichter (2021) Arbeiten Sie mit uns. Northern Lights CCS, Norwegen. Verfügbar unter: https://northernlightsccs.com/workwith-us/ ( Zugriff im Dezember 2021)
52. Bellona (2021) Norwegen schlägt eine CO2-Steuer von 200 € pro Tonne bis 2030 vor. Bellona. Available at: https://bellona.org/news/ccs/2021-02-norway-proposes-e200-per-ton-co2-tax-by-2030#:~:text=Norway%20was%20one%20of%20the,cubic%20metre%20natural%20gas%20emissions (Feb 2021)
53. HM Government (2020) The Ten Point Plan for a Green Industrial Revolution. HM Government, Vereinigtes Königreich (Nov 2020)
54. HM Government (2021) Net Zero Strategy: Build Back Greener. HM Government, Vereinigtes Königreich (Oktober 2021)
55. BEIS (2021) CO2-abscheidung, usage and storage - An update on the business model for transport and storage. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich (Mai 2021)
56. BEIS (2020) CO2-abscheidung, usage and storage - An update on business models. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich (Dezember 2020)
57. BEIS (2021) An update on the Dispatchable Power Agreement business model. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich (Mai 2021)
58. BEIS (2021) Low Carbon Hydrogen Business Model: consultation on a business model for low carbon hydrogen. Department for Business, Energy and Industrial Strategy, Vereinigtes Königreich (Aug 2021)
59. BEIS (2021) Cluster Sequencing for CO2-abscheidung usage and storage deployment: Phase-1. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, Vereinigtes Königreich (Mai 2021)
60. BEIS (2021) Oktober 2021 update: Track-1 clusters confirmed. Verfügbar unter: https://www.gov.uk/government/publications/cluster-sequencing-for-carbon-capture-usage-and-storage-ccus-deployment-phase-1-expressions-of-interest/october-2021-update-track-1-clusters-confirmed (Nov 2021)
61. KEFM (2020) Klimagesetz. Gesetz Nr. 965 vom 26. Juni 2020. Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgungsunternehmen, Dänemark (Juni 2020)
62. KEFM (2020) Klimaaftale for energi og industry mv. 2020. Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgungswirtschaft, Dänemark (Juni 2020)
63. KEFM (2020) Vereinbarung über die Zukunft der Öl- und Gasförderung in der Nordsee. Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgung, Dänemark (Dezember 2020)
64. KEFM (2021) Ein Fahrplan für die Abscheidung und Speicherung von CO2. Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgung, Dänemark (Dezember 2021)
65. Dänische Energiebehörde (2022) Einladung zum zweiten Marktdialog CCUS-Fonds. Dänische Energieagentur, Kopenhagen, Dänemark (März 2022)
66. Reuters (2021) Dänemark gewährt 30 Mio. $ Zuschuss für das von INEOS geleitete Projekt zur Kohlenstoffspeicherung in der Nordsee. Reuters. Verfügbar unter: https://www.reuters.com/business/energy/denmark-awards-30-mln-grant-ineos-led-north-sea-carbon-storageproject-2021-12-09/ (9 Dec 2021)
67. Eunomia (2021) CCUS development pathway for the EfW sector. Ein Bericht für Viridor. Eunomia Research and Consulting Ltd, Bristol, UK (Oktober 2021)
68. C4 (2021) C4 Press Release. Verfügbar unter: https://a-r-c.dk/app/uploads/2021/02/C4-press_release.pdf (Feb 2021)
69. Fortum (2021) Ein großmaßstäbliches CO2-abscheidung und Speicherprojekt (CCS) in Norwegen gestartet. Verfügbar unter: https://www.fortum.com/media/2018/11/full-scale-carbon-capture-and-storage-ccs-project-initiated-norway (Zugriff im Dezember 2021)
70. Borg CO2 (2021) Borg CO2. Verfügbar unter: https://www.borgco2.no/ (Zugriff im Dezember 2021)
71. AVR (2018) Erste Tonnen CO2 aus Restmüll für den Gewächshausgartenbau gebunden. Verfügbar unter: https://www.avr.nl/en/co2-installation/first-tons-of-co2-captured-from-residual-waste-supplied-to-greenhouse-horticulture/ (Sep 2019)
72. Makavou K (2021) Die EU ist sich sicher: Müllverbrennung hat keinen Platz auf der Nachhaltigkeitsagenda. Zero Waste Europe. Verfügbar unter: https://zerowasteeurope.eu/2021/05/wte-incineration-no-place-sustainability-agenda/ (Mai 2021)
73. Geminor (2021) Ungleiche Steuerbelastung wird die nachhaltige Energiegewinnung verringern. Geminor. Verfügbar unter: https://geminor.no/en/2021/03/uneven-tax-burden-will-reduce-sustainable-energy-recovery/#:~:text=Norway%20is%20also%20following%20up,5%20per%20tonne%20of%20waste. (März 2021)
74. Viridor (2021) Präsentation bei: CCUS 2021, 12-14 Oct 2021.
75. Szizybalski A, Kollersberger T, M.ller F et al. (2014) Communication supporting the research on CO2 storage at the Ketzin pilot site, Germany - a status report after ten years of public outreach, Energy Procedia; 51; 274-280 (2014)
76. Wettengel (2019) Merkel setzt umstrittene CCS-Technologie wieder auf die deutsche Agenda. Clean Energy Wire. Verfügbar unter: https://www.cleanenergywire.org/news/merkel-puts-contentious-ccs-technology-back-german-agenda (Mai 2019)
77. Deutschland (2021) Koalitionsvertrag. Verfügbar unter: https://www.spd.de/fileadmin/Dokumente/Koalitionsvertrag/Koalitionsvertrag_2021-2025.pdf (Nov 2021)
78. MWIDE (2021) Kohlenstoff kann klimaschutz - Carbon Management Strategie NRW. Ministerium für Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie des Landes Nordrhein Westfalen, Düsseldorf, Deutschland (2021)
79. Hafen von Antwerpen (2021) Auf dem Weg zu einem klimaneutralen Hafen. Hafen von Antwerpen. Verfügbar unter: https://www.portofantwerp.com/en/climate-neutral-port (Zugriff im Dezember 2021)
80. 3D (2021) DMX-Demonstration Dünkirchen. Verfügbar unter: https://3d-ccus.com/ (Zugriff im Dezember 2021)
81. Rais A (2021) Konsortium zur Unterstützung der Dekarbonisierung des Industriebeckens der Normandie. Process Worldwide. Verfügbar unter: https://www.process-worldwide.com/consortium-to-help-decarbonize-industrial-basin-of-normandy-a-1038628/ (Jul 2021)
82. Eni (2020) Eni für 2020 - Kohlenstoffneutralität bis 2050. Eni (2020)
83. Cementa (2021) Schweden weltweit erstes kohlenstoffneutrales Zementwerk. Verfügbar unter: https://www.cementa.se/en/sweden-first-in-the-world-with-carbon-neutral-cement-plant (Jul 2021)
84. GCCA (2021) Concrete Future. Die GCCA 2050 Cement and Concrete Industry Roadmap for Net Zero Concrete. Global Cement and Concrete Association (2021)
85. Theulen J (2021) Dekarbonisierung und Umsetzungsfahrplan von HeidelbergCement. Vortrag auf: CO2-abscheidung technology conference and Expo, 20-21 Oct, Bremen, Deutschland (Oct 2021)
86. CATF (2022) Die Kluft zwischen CO2-abscheidung und den Ambitionen im Bereich der Speicherung und den verfügbaren Mitteln. Clean Air Task Force (Januar 2022)
87. CATF (2022) Die Lücke zwischen der Entwicklung der Kohlenstoffspeicherung und der Nachfrage nach Abscheidung. Clean Air Task Force (Januar 2022)
88. NETL (2021) CarbonSAFE. Nationales Labor für Energietechnologie. Verfügbar unter: https://netl.doe.gov/coal/carbon-storage/storage-infrastructure/carbonsafe (Zugriff im Dezember 2021)
89. Greensand (2021) Projekt Greensand. Verfügbar unter: https://projectgreensand.com/ (Zugriff im Dezember 2021)
90. Poulsen S R (2022) Projekt Greensand. Vorgestellt bei: Der Aufstieg von CCS in Dänemark, GCCSI-Webinar (März 2022)
91. Energy Watch (2021) Dänemarks erstes großes CCS-Projekt erhält entscheidende Genehmigung. Energy Watch. Verfügbar unter:https://energywatch.eu/EnergyNews/Oil___Gas/article12585280.ece
92. Strategie CCUS (2021) Strategie CCUS. Verfügbar unter: https://www.strategyccus.eu/ (Zugriff im Dezember 2021)
93. Saftic B, Hladik C, Pearce J et al. (2020) Studie über neue Möglichkeiten für Pilot- und Demonstrationsprojekte zur geologischen CO2-Speicherung an Land in Europa. ENOS D6.8. CO2GeoNet (März 2020)
94. Miu L, Nazare D, Catuti M et al. (2021) Assessment of current state, past experiences and potential for CCS deployment in the CEE region. CCS4CEE (November 2021)
95. Bartovic V, Hruby M, Visnerva A (2021) Assessment of current state, past experiences and potential for CCS deployment in the CEE region (Czech Republic). CCS4CEE (Nov 2021)
96. Lane A (2021) Der Ostküsten-Cluster. Präsentation bei: CCUS 2021, 12-14 Oct 2021. BP (2021)
97. BEIS (2022) Cluster Sequencing Phase-2: eligible projects (power CCUS, hydrogen and ICC). Verfügbar unter: https://www.gov.uk/government/publications/cluster-sequencing-phase-2-eligible-projects-power-ccus-hydrogen-and-icc/clustersequencing-phase-2-eligible-projects-power-ccus-hydrogen-and-icc (März 2022)
98. Element Energy (2018) Industrial CO2-abscheidung business models. Bericht für das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (Okt. 2018)
99. Mission Possible Partnership (2021) Strategie für den Übergang zum Null-Stahlsektor. Mission Possible Partnership (Oktober 2021)
100. Volvo Group (2021) Green steel collaboration - Volvo Group, SSAB and Ovako. Verfügbar unter: https://www.volvogroup.com/en/future-of-transportation/going-fossil-free/green-steel-collaboration.html (Zugriff im Dezember 2021)
101. ArcelorMittal (2021) XCarb™: Towards carbon neutral steel. Verfügbar unter: https://corporate.arcelormittal.com/climateaction/xcarb ( Zugriff im Dezember 2021)
102. Rootzen J M, Johnsson F (2016) Paying the full price of steel - perspectives on the cost of reducing carbon dioxide emissions from the steel industry, Energy Policy; 98; 459-469 (2016)
103. Rootzen J M, Johnsson F (2016) Managing the costs of CO2 abatement in the cement industry, Climate Policy; 17 (6); 781-800 (Jul 2016)
104. EC (2021) Initiative für nachhaltige Produkte. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/12567-Sustainable-products-initiative_en (Zugriff im März 2022)
105. California State Assembly (2017) Buy Clean California Act. Assembly Bill No. 262. Verfügbar unter: https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billNavClient.xhtml?bill_id=201720180AB262 (Oct 2017)
106. EC (2021) Carbon Border Adjustment Mechanism. Europäische Kommission. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_21_3661 (Jul 2021)
107. Puro.Earth (2021) Puro.Earth. Verfügbar unter: https://puro.earth/ (Zugriff im Dezember 2021)
108. Carbon Direct (2021) Kriterien für hochwertige Kohlendioxid-Entfernung. Kohlenstoff Direkt (Juli 2021)
109. Climeworks (2021) Orca. Verfügbar unter: https://climeworks.com/roadmap/orca (Zugriff im Dezember 2021)
110. EC (2021) Nachhaltige Kohlenstoffkreisläufe. Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat.KOM(2021) 800 (Dezember 2021)
111. ICAP (2021) Emissionshandelssysteme und Netto-Null: Handel mit Emissionsminderungen. International Carbon Action Partnership, Berlin, Deutschland (Mai 2021)
112. Rickels W, Proel. A, Geden O, Burhenne J, Fridahl M (2021) Integrating carbon dioxide removal into European Emissions Trading, Frontiers in Climate; 3; 690023 (Jun 2021)
113. Sveriges Riksdag (2021) Bericht des Ausschusses für Umweltfragen, Volksgesundheit und Verbraucherpolitik 2021/22: MJU1.Elanders Sverige AB, V.llingby (2021)
114. BEIS (2022) Projects selected for Phase 1 of the direct air capture and greenhouse gas removal programme. Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie, London, UK. Verfügbar unter: https://www.gov.uk/government/publications/direct-air-capture-and-other-greenhouse-gas-removal-technologies-competition/projects-selected-for-phase-1-of-thedirect-air-capture-and-greenhouse-gas-removal-programme (Jan 2022)
115. Judge P (2021) Stockholm Exergi CO2-abscheidung erhält EU-Unterstützung. Data Centre Dynamics News. Verfügbar unter: https://www.datacenterdynamics.com/en/news/stockholm-exergi-carbon-capture-scheme-gets-eu-support/ (Nov 2021)
116. EC (2020) Eine Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa. KOM(2020) 301. Europäische Kommission (Juli 2020)
117. IEA (2019) The future of hydrogen. Von der IEA erstellter Bericht für die G20, Japan. Internationale Energieagentur (Juni 2019)
118. CertifHy (2021) CertifHy. Verfügbar unter: https://www.certifhy.eu/ (Zugriff im Dezember 2021)
119. Darel (2022) Untersuchung zur Entwicklung von Wasserstoff-Zertifizierungssystemen. Darel, Rotterdam, die Niederlande (Okt. 2021)
120. EG (2021) Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbare Energien, Erdgas und Wasserstoff. Europäische Kommission (Dezember 2021)
121. Eurostat (2021) Elektrizitäts- und Wärmestatistik. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_and_heat_statistics (Zugriff im Dezember 2021)
122. Bellona (2021) Wasserstoff rückt in den Mittelpunkt der RED. Bellona Europa. Verfügbar unter: https://bellona.org/news/climatechange/2021-07-hydrogen-enters-center-stage-in-red (Jul 2021)
123. Wang A, van der Leun K, Peters D, Buseman M (2020) European Hydrogen Backbone. Enagas, Energinet, Fluxys Belgium Gasunie, GRTgas, NET4GAS, OGE, ONTRAS, Snam, Swedegas, Ter.ga (Jul 2020)
124. H-Vision (2021) H-Vision. Verfügbar unter: https://www.h-vision.nl/en (Zugriff im Dezember 2021)
125. EHB (2021) Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen, European Hydrogen Backbone. Verfügbar unter: https://gasforclimate2050.eu/sdm_downloads/2021-ehb-analysing-future-demand-supply-and-transport-of-hydrogen/(2021)
126. IEAGHG (2021) Exporting CO2 for offshore storage - the London Protocol's Export Amendment and Associated Guidelines and Guidance. 2021-TR02. IIEA Greenhouse Gas R&D Programme (April 2021)
127. Lupion M, P.rez A, Torrecilla F, Bel.n M (2013) Lessons learned from the public perception and engagement strategy - Experiences in Ciuden's CCS facilities in Spain, Energy Procedia; 37; 7369-7379 (2013)
128. Ha-Duong M, Gaultier M, de Guillebon B, Mardon G (2013) Social aspects of Total's Lacq CCS pilot project. Centre CIRED (Feb 2013)
129. Element Energy (2022) European CCS potential and economic impacts. Element Energy, Cambridge, UK (Apr 2022)
130. Bloomberg NEF (2021) Energy Transition Investment Trends. Bloomberg NEF (Januar 2021)
131. CCC (2021) The UK's independent advisor on tackling climate change. Verfügbar unter: https://www.theccc.org.uk/ (Zugriff im Dezember 2021)
132. CCC (2022) Net Zero The UK's contribution to stopping global warming. Ausschuss für Klimawandel, London, UK (Mai 2019)
133. Klimatpolitiskar.det (2019) Report of the Swedish Climate Policy Council. Klimatpolitiskar.det, Schweden (März 2019)
134. KEFM (2020) Klimaprogramm 2020. Dänisches Ministerium für Klima, Energie und Versorgung, Dänemark (Dezember 2020)
135. CATF (2021) Die Bedeutung des Kohlenstoffmanagements für ein klimaneutrales Deutschland. Clean Air Task Force (Dezember 2021)