Das CO2-Speicherpotenzial Europas erschließen

Einführung

CO2-abscheidung wird wahrscheinlich eine Schlüsseltechnologie für die Dekarbonisierung der Industrie sein, aber gibt es in Europa genügend geologische Speicherkapazitäten?

Kontext

• CO2-abscheidung und -speicherung (CCS) wird weithin als Schlüssel zur Erreichung der Nettonullstellung anerkannt, insbesondere als Lösung für Sektoren mit schwer zu reduzierenden Emissionen oder für Technologien zur Kohlenstoffabscheidung.
• CCS wird wahrscheinlich eine Schlüsseltechnologie für die Dekarbonisierung der Industrie sein, insbesondere bei Nachrüstungsanwendungen, bei denen derzeit in Betrieb befindliche Anlagen ohne Änderungen des zugrunde liegenden Prozesses dekarbonisiert werden können.
• Ein Haupthindernis für die groß angelegte Einführung von CCS sind die begrenzten Informationen über die geografische Verfügbarkeit von CO2-Speichern.

Zweck

• Ziel dieser Studie war es, sowohl für das Jahr 2035 als auch für das Jahr 2050 eine umfassende Schätzung der Verteilung und der Kapazität von CO2-Speichern in ganz Europa vorzunehmen und diese mit den Standorten der Emissionen potenzieller CCS einführender Industrien zu verknüpfen.
• Das Ergebnis ist die Ermittlung von Möglichkeiten zur Optimierung der Speicherung großer Emissionsmengen in Regionen mit hoher geologischer CO2-Speicherkapazität.
• Diese Studie soll den politischen Entscheidungsträgern dabei helfen zu verstehen, wo die Unterstützung der CCS-Entwicklung wahrscheinlich die größte Wirkung hat, z. B. in Regionen mit hohen Emissionen, die besonders von einer schnelleren Entwicklung des CO2-Transports und der Speicherung profitieren könnten.
• Außerdem wird sie Investoren und Projektentwicklern helfen, die vielversprechendsten Regionen für Investitionen in CO2-Transport und -Speicherung zu erkennen.

Wichtige Überlegungen und Unsicherheiten bei der Betrachtung der Wechselwirkung zwischen Großemittenten und CO2-Speicherstätten

Im Rahmen des Projekts werden der potenzielle CCS-Bedarf und die geschätzte CO2-Speicherkapazität überlagert, um die optimale Entwicklung von CO2-Transport und -Speicherung in ganz Europa zu ermitteln.

Unser Ansatz

Unsere Analyse bestand aus einer Literaturrecherche und einer numerischen Analyse, um die optimale Entwicklung des CO2-Transports und der CO2-Speicherung in Europa zu verstehen und um herauszufinden, wie weitere Entscheidungen der politischen Entscheidungsträger und des Privatsektors das gesamte geologische Potenzial Europas nutzen sollten.

Dies ist ein Teil davon:

1. Es wurden ein Inlands-Szenario (weit verbreitete Speicherung) und ein Export-Szenario (auf einige wenige Schlüsselbecken beschränkte Speicherung) entwickelt, bei denen niedrige/hohe Speicherkapazitäten auf Länderebene berücksichtigt werden.
2. Anhand einer Datenbank mit den aktuellen Industrieemissionen (IEP) wurde ein Szenario mit technischem Potenzial (um die Grenzen der Speicherkapazitäten zu testen) und ein Szenario mit prioritären CCS-Emissionen (in Verbindung mit dem oberen Ende der Literaturschätzungen für den CCS-Bedarf) sowohl für 2035 als auch für 2050 entwickelt. Die nicht-industrielle CCS-Nachfrage wurde unabhängig betrachtet.
3. Der Abgleich von Angebot und Nachfrage nach CCS führt zur Entwicklung von CO2-Transport- und Speicherszenarien für die Jahre 2035 und 2050.

Die europäische Speicherkapazität verstehen

Die europäischen Schätzungen der CO2-Speicherkapazität bilden zwei Szenarien - ein Export-Szenario mit wichtigen Speicherbecken und ein Inlands-Szenario mit weit verbreiteter Speicherung.

Schätzungen der CO2-Speicherkapazität

• Die Schätzungen für die hohe und niedrige CO2-Speicherkapazität wurden aus einem breiten Spektrum an veröffentlichter Literatur zur Bewertung der CO2-Speicherkapazität auf Länderebene abgeleitet.
• Für Länder, für die in der Literatur nur eine Schätzung gefunden wurde, wurden zusätzliche Bottom-up-Schätzungen vorgenommen. Dabei handelt es sich um neue Schätzungen auf der Grundlage der verfügbaren geologischen Daten.

Export-Szenario

• Im Exportszenario werden nur einige wenige wichtige Speicherbecken erschlossen.
• Diese Becken sind die Nordsee, die ostirische See, das Aquitanische Becken, das Adriatische Meer, die Ägäis und das Schwarze Meer.
• Die Zuweisung von Exportstandorten erfolgt auf der Grundlage angekündigter Projekte und gegebenenfalls der Nachfrage von Emittenten.
• Über die angekündigten Projekte hinaus stellen diese Exportpunkte eine Möglichkeit dar, nationale oder subnationale Gebiete mit erfassten Emissionen zusammenzufassen.
• Das in dieser Studie entwickelte Szenario ist illustrativ - in der Realität könnten noch viel mehr Exportpunkte entwickelt werden, insbesondere entlang der Küsten.

Häusliches Szenario

• Beim Szenario der inländischen Speicherung werden viel mehr, weit verteilte Speicherstätten in Betracht gezogen.
• Alle Länder mit ausreichender geologischer Speicherkapazität (≥1 GtCO2 hohe Speicherkapazitätsschätzung) werden einem Speicherort zugeordnet.
• Einigen Ländern werden mehrere Speicherorte zugewiesen, um die breitere Verteilung der Sedimentbecken widerzuspiegeln.

Die theoretische CO2-Speicherkapazität in Europa wird auf 262 bis 1520 GtCO2 geschätzt.

In dieser Studie werden 17 Länder ermittelt, die potenziell mehr als 10 GtCO2 speichern könnten.

• Bulgarien (3-450 GtCO2⁾¹ und Norwegen (70-280 GtCO2⁾² haben die größten theoretischen Speicherkapazitäten.
• Belgien, Österreich und Slowenien haben die geringsten theoretischen Speicherkapazitäten (≤1 GtCO2), was ein Hindernis für CCS in diesen Ländern sein kann.
• Finnland und Estland haben keine geeigneten Sedimentbecken für die CO2-Speicherung.

Für jedes Land wurden Schätzungen der oberen und unteren Lagerkapazität vorgenommen.

• Die Schätzungen wurden aus der gesamten Literatur zusammengestellt.
• Diese Schätzungen wurden durch Schätzungen für Länder mit nur einer Kapazitätsschätzung in der Literatur ergänzt^.3

Um den genauen Ort der CO2-Injektion zu bestimmen, werden zusätzliche Informationen über den Untergrund benötigt.

• Die Speicherung wird nicht an jedem Ort eines jeden Sedimentbeckens möglich sein. Einige Standorte werden aufgrund ihrer Untergrundgeologie besser geeignet sein als andere.
• Um genau zu wissen, wo in Zukunft CO2 in den Untergrund eingespeist werden könnte, ist ein besseres Verständnis des Untergrunds erforderlich, insbesondere in Regionen außerhalb der Nordsee.
• Andere Regionen eignen sich aus anderen Gründen möglicherweise nicht für die CO2-Speicherung - so besteht beispielsweise in Italien ein hohes Erdbebenrisiko, das die CO2-Speicherung in diesem Sedimentbecken gefährden kann^.4

Die künftige operative CO2-Speicherkapazität wird wahrscheinlich nur einen Bruchteil der in dieser Studie dargestellten theoretischen und effektiven Speicherkapazitäten betragen

Die in dieser Studie vorgestellten Schätzungen der Speicherkapazität werden in Zukunft verfeinert werden, wenn die Länder ein besseres Verständnis ihres Untergrunds erlangen. Die in dieser Studie vorgestellten Schätzungen beziehen sich entweder auf die theoretische Kapazität oder die tatsächliche Kapazität in der Ressourcenpyramide für CO2-Speicherkapazität.

In dieser Studie werden die Einschätzungen in der Literatur in drei Stufen eingeteilt:

• Bei den Schätzungen auf Länderebene handelt es sich um Schätzungen, für die keine Methodik öffentlich zugänglich ist, obwohl ein hoher Wert für die Speicherkapazität für das gesamte Land veröffentlicht wird - es wird davon ausgegangen, dass es sich um theoretische Speicherkapazitäten handelt.
• Schätzungen auf Becken-Ebene beziehen sich auf regionale Aquifere innerhalb eines Landes, um die CO2-Speicherkapazität abzuschätzen - dabei handelt es sich um theoretische Speicherkapazitäten.
• Bei den Schätzungen auf Fallen-Ebene handelt es sich um solche, die die Lage der geologischen Fallen berücksichtigen, unter denen CO2 gespeichert werden kann - dies sind die effektiven Speicherkapazitäten*.

In dem Maße, in dem die Länder ein besseres Verständnis ihres Untergrunds erlangen, werden theoretische Schätzungen der Speicherkapazität zu effektiven und praktischen Kapazitätsschätzungen werden, was die in dieser Studie dargestellte europäische Gesamtspeicherkapazität verringern kann.

Aus verschiedenen technischen, wirtschaftlichen, rechtlichen und sozialen Gründen wird nur ein Bruchteil der theoretischen Speicherkapazität kommerziell erschlossen werden.

• Der genaue Anteil der geologischen Speicherkapazität, der kommerziell genutzt werden wird, ist sehr standortspezifisch.
• Dieser Anteil wird wahrscheinlich auch durch regulatorische Hindernisse auf europäischer oder nationaler Ebene bestimmt.
• Diese Beschränkungen können je nach der Nachfrage nach CO2-Speicherung in der betreffenden Region und der Verfügbarkeit geeigneterer Speichergebiete in der Nähe variieren.

Ressourcenpyramide für CO2-Speicherkapazität¹

Schätzungen der geologischen Speicherkapazität in der Literatur sind unterschiedlich zuverlässig - Schätzungen auf Fallen-Ebene sind wahrscheinlich am zuverlässigsten

Für jede landesweite Schätzung der geologischen Speicherkapazität, die in der öffentlich zugänglichen Literatur analysiert wurde, werden verschiedene Detailstufen dargestellt.

Die Schätzungen, bei denen zur Berechnung der Speicherkapazität bekannte geologische Fallen* (d. h. die Fallhöhe, unter der CO2 dauerhaft gespeichert werden kann) herangezogen werden, sind wahrscheinlich am zuverlässigsten, da die Lage und der Umfang der Speicherstätte bekannt sind. Diese Kapazitätsschätzungen sind jedoch auf bekannte Fallenstandorte beschränkt.

Bei Schätzungen der Speicherkapazität auf Becken- und Länderebene wird der Anteil des Beckens, der geologische Fallen enthält, unter denen CO2 gespeichert werden kann, als Teil einer als Speichereffizienzfaktor bekannten Variable geschätzt. Daher sind diese Schätzungen weniger zuverlässig.

• Die größte CO2-Speicherkapazität (Grafik rechts) gibt es in Bulgarien, Norwegen, Polen und Deutschland.
• Sowohl Estland als auch Finnland verfügen nicht über geeignete geologische Formationen für die CO2-Speicherung in Sedimentbecken.

Das Szenario "Inland" steht für eine breite Entwicklung von CO2-Speicherstätten

In der Studie werden beispielhafte Speicherorte für die CO2-Injektion genannt.

• Die angekündigten Speicherstandorte (blaue Scheiben) basieren sowohl auf ^{angekündigten1} als auch auf ^{Pilotprojekten2}, deren Entwicklung für das Jahr 2035 angenommen wird.
• An diesen Orten wird das CO2 in den Untergrund injiziert, entweder an Land oder von dort zur Offshore-Injektion transportiert.
• Wenn es in einer Region weder ein angekündigtes noch ein Pilotprojekt gibt, entspricht der Speicherstandort der breiteren Verteilung der Sedimentbecken in dieser Region oder dem nächstgelegenen Standort an Land (lila Scheiben). Es wird angenommen, dass diese Standorte bis 2050 erschlossen werden.
• Belgien, Österreich und Slowenien haben alle eine hohe geschätzte Speicherkapazität von ≤1GtCO2, so dass ihnen kein eigener Speicherort zugewiesen wurde.
• Dabei handelt es sich nicht um tatsächliche Speicherorte, sondern um einen Ort, an dem nationale oder subnationale Emissionen für die Speicherung aggregiert werden können.
• Verfügt ein Land über mehr als eine Speicherstätte, hat jede Speicherstätte Zugang zu einem repräsentativen Teil der geologischen Speicher des Landes*.

Es können zusätzliche oder alternative Lagerstätten eingerichtet werden.

• Das in dieser Studie entwickelte Szenario ist beispielhaft - in der Realität könnten mehr (oder weniger) Speicherstätten entwickelt werden.
• Die ermittelten Standorte sind zwar plausibel, aber der genaue Ort der künftigen Injektion wird von einer Vielzahl technischer und wirtschaftlicher Faktoren abhängen, einschließlich der Nachfrage nach CCS. So könnte es wirtschaftlich sein, eine CO2-Speicherstätte in größerer Nähe zu den Emittenten zu entwickeln, sofern die Geologie geeignet ist.
• Es wurde nicht zwischen Onshore- und Offshore-Standorten für die CO2-Speicherung unterschieden, obwohl es starke politische und wirtschaftliche Faktoren geben kann, die den Standort der CO2-Speicherung beeinflussen werden.

Beim Export-Szenario werden nur wenige Speicherbecken erschlossen - die CO2-Emissionen werden an den Exportpunkten gebündelt, bevor sie zu einem der wichtigsten Speicherbecken transportiert werden.

Wenn nur wenige Speicherbecken entwickelt werden, sind die Emittenten auf die Aggregation an den Exportpunkten angewiesen.

Die CO2-Emissionen werden an bestimmten Orten aggregiert, bevor sie zu einigen wenigen Speicherbecken transportiert werden. Diese Exportpunkte beruhen auf angekündigten Projekten1 sowie auf großen Häfen, die aufgrund ihrer Lage wahrscheinlich CO2-Aggregationsanlagen entwickeln werden.

• Für das Jahr 2035 wird davon ausgegangen, dass nur die angekündigten Projekte (rot) und einige wichtige Exportstandorte eingerichtet werden.
• Bis 2050 werden alle anderen Standorte (orange) CO2-Aggregationsinfrastrukturen entwickeln - diese Exportstandorte werden durch den Standort der Emittenten in jedem Nachfrageszenario bestimmt. Sie sind Aggregationszonen für gestrandete Emittenten und könnten bei entsprechender Nachfrage auch anderswo angesiedelt werden.

Auf Inseln gelegene Exportpunkte müssen wahrscheinlich von einer kleinen Anzahl von Emittenten verschifft werden, während andere Exportpunkte an ein landseitiges Transportnetz mit mehreren angeschlossenen Emittenten angeschlossen sein können.

Die prioritären Speicherbecken (Nordsee, Ostirische See, Aquitanisches Becken, Adriatisches Meer, Ägäisches Meer und Schwarzes Meer) wurden auf der Grundlage der Standorte bereits angekündigter Speicherprojekte mit einer angemessenen geografischen Streuung sowie einer gut charakterisierten Geologie ausgewählt, die als für die CO2-Speicherung geeignet eingestuft wurde.

Diese Exportpunkte sind ein Mittel zur Aggregation von nationalen oder subnationalen Gebieten mit erfassten Emissionen.

• Bei diesen Exportstellen handelt es sich um Beispielstandorte; wenn eine erhebliche Nachfrage seitens der industriellen Emittenten besteht, könnte es wirtschaftlich sein, eine Exportstelle in größerer Nähe zu den Emittenten einzurichten.
• In Wirklichkeit könnten noch viel mehr Exportstandorte erschlossen werden, insbesondere entlang der Küsten - dieses Szenario ist nur beispielhaft.

Analyse und Projektionen der künftigen CCS-Nachfrage

In dieser Studie werden zwei Szenarien für den CCS-Bedarf der Industrie untersucht, um die potenziellen Anforderungen an die Entwicklung der CO2-Speicherung in Europa aufzuzeigen

CCS-Dekarbonisierungspfade könnten von einer großen Anzahl von Industrieanlagen in Europa genutzt werden. Das Potenzial für den Einsatz von CO2-abscheidung in der europäischen Industrie basiert auf einer Analyse der Datenbank des Industrial Emissions Portal (IEP) mit Emissionsdaten für große Punktquellen. In dieser Studie werden zwei Szenarien für den CCS-Bedarf in der Industrie betrachtet, die aufzeigen sollen, wo die Entwicklung von CO2-Transport und -Speicherung erforderlich sein könnte.

Technisches Potenzial Szenario

• Das Szenario "Technisches Potenzial" ist ein Mittel zur Ermittlung der maximal möglichen CO2-Abscheidungsmengen. Das Ziel dieses Szenarios ist es, die Grenzen der geologischen Speicherkapazität zu testen.
• In diesem Szenario werden alle potenziellen Quellen ermittelt, die eine CO2-Speicherung erfordern könnten.
• Only the smallest scale point source emitters (<0.1 MtCO2/year) are excluded for CCS uptake in this scenario.

Vorrangiges CCS-Szenario

• Das priorisierte CCS-Szenario ist mit Literaturschätzungen für den CCS-Einsatz in Europa verknüpft.
• Dieses Szenario stellt das obere Ende dieser Literaturschätzungen für jeden Industriesektor dar.

780 MtCO2/Jahr Industrieemissionen werden in Europa ausgestoßen - viele davon könnten durch CCS dekarbonisiert werden

Deutschland und Mitteleuropa dominieren die Gesamtemissionen, die vom Industrial Emissions Portal gemeldet werden.

Derzeit stammen die größten punktuellen Emissionen aus dem Stromerzeugungssektor (grau), der bis zu 40 Mio. t CO2/Jahr (sowohl fossile als auch biogene Stoffe) ausstößt. Allerdings gibt es erhebliche Unsicherheiten in Bezug auf die Aufnahme von CO2-abscheidung in den Stromerzeugungssektor, so dass dieser separat betrachtet wird.

• Zu den größten industriellen Emittenten in Europa gehören die Sektoren Zement und Kalk, Chemie, Eisen und Stahl, Papier und Zellstoff, Raffination und Abfallwirtschaft.
• Emissionen aus anderen Sektoren (weiß) bilden eine Minderheit der Gesamtemissionen und werden bei der Einführung von CCS nicht berücksichtigt.
• Industriestandorte sind oft über ein kleines geografisches Gebiet verteilt, z. B. in Rotterdam, in Nordrhein-Westfalen und um Antwerpen.

Ziel dieser Studie ist es, potenzielle Regionen mit hohem CCS-Bedarf zu ermitteln, damit die Grenzen der geologischen CO2-Speicherkapazität getestet werden können; daher wurden Szenarien entwickelt, die eine hohe CCS-Nutzung an Industriestandorten darstellen.

In dieser Studie werden zwei CCS-Nachfrageszenarien mit hoher industrieller Akzeptanz betrachtet

Zwei Szenarien veranschaulichen die CO2-Menge, die in den Jahren 2035 und 2050 in den wichtigsten Industriesektoren abgeschieden werden könnte.

• Das priorisierte CCS-Szenario stellt das obere Ende der Literaturschätzungen für den CCS-Einsatz in den einzelnen industriellen Teilsektoren dar.
• Das Szenario "Technisches Potenzial" zielt darauf ab, die maximale CO2-Menge, die abgeschieden werden könnte, zu quantifizieren, die Grenzen der geologischen Speicherkapazität zu testen und Senken für alle potenziellen industriellen Quellen, die CCS erfordern könnten, zu ermitteln. Es führt zu einem Anstieg des CCS-Bedarfs um über 70 % im Vergleich zum Szenario "Priorisiertes CCS".

Der Einsatz von CCS in jedem Szenario wurde durch prozentuale Benchmarks in jedem Sektor bestimmt.

Der Zement- und Kalksektor weist in beiden Szenarien für die Zeiträume 2035 und 2050 die höchsten Einsatzzahlen auf.

Für die späten 2030er und frühen 2040er Jahre wird in allen Sektoren ein rascher Anstieg der CCS-Einführung prognostiziert, der sich gegen 2050 abflachen wird.

Die CCS-Nachfrage wird zwischen den Werten für 2035 und 2050 interpoliert.

Das Szenario "Technisches Potenzial 2035" geht davon aus, dass Emittenten in industriellen Zentren oder in der Zement-/Abfallwirtschaft zu den ersten gehören, die CCS einsetzen.

Das Szenario des technischen Potenzials im Jahr 2035 geht davon aus, dass Emittenten in der Nähe von Industriezentren oder in den Sektoren Zement und Abfallwirtschaft die ersten sein werden.

• Bis 2035 wird davon ausgegangen, dass 31 % der Standorte im Szenario "Technisches Potenzial 2035" bereits Maßnahmen ergreifen CO2-abscheidung. Zu diesen Standorten gehören Anlagen in Industrieclustern sowie alle Einzelstandorte mit Emissionen von mehr als 0,5 MtCO2/Jahr.
• Es wird davon ausgegangen, dass verstreute Standorte (d. h. abseits eines Industriezentrums) noch keine CO2-abscheidung Anlagen installiert haben, es sei denn, sie gehören zum Zement- und Abfallwirtschaftssektor, die wahrscheinlich zu den Vorreitern bei der Installation von CO2-abscheidung gehören.
• Es wird davon ausgegangen, dass der Einsatz der Abscheidung im Jahr 2035 auf der Ebene der Anlagen unter 100 % liegt. Dies ist auf die schrittweise Einführung der Abscheidung (z. B. wenn CCS für mehrere Emissionsströme eingesetzt wird) sowie auf die Grenzen des Hochlaufs der CO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur zurückzuführen.

Das Szenario "Technisches Potenzial 2050" zeigt den Einsatz von CCS an jedem Industriestandort in Europa

Das Szenario "Technisches Potenzial" für das Jahr 2050 ergibt 520 MtCO2/Jahr als Höchstwert für die Industrie in Europa CO2-abscheidung .

• Alle derzeitigen Industriestandorte mit erfassbaren Emissionen >0,1 MtCO2/Jahr werden in das Szenario Technisches Potenzial einbezogen. Für eine mögliche Deindustrialisierung in Europa wird keine Vorhersage getroffen.
• Für jeden Sektor wird davon ausgegangen, dass ein Teil der heutigen Emissionen auf der Grundlage der jeweiligen industriellen Prozesse abgeschieden wird. Die Abscheidungsraten hängen von den emittierenden Strömen der einzelnen Teilsektoren ab, wobei ein hoher Reinheitsgrad und die größten emittierenden Ströme die wirtschaftlichsten Optionen für hohe Abscheidungsraten darstellen.
• Die Benchmarks für die Abscheidung sind im Szenario des technischen Potenzials für alle Sektoren höher, was zu einer größeren Gesamtmenge an abgeschiedenen CO2-Emissionen führt.
• Im Szenario "Technisches Potenzial 2050" werden an 1380 Industriestandorten 520 MtCO2/Jahr gebunden.

Im Szenario "Vorrang für CCS" für das Jahr 2035 werden Großemittenten und der Zementindustrie am ehesten eine Anlage CO2-abscheidung installieren.

Das Szenario "Priorisiertes CCS" im Jahr 2035 zeigt, dass CO2-abscheidung in anderen Sektoren als der Zementindustrie nur in begrenztem Umfang genutzt wird.

• Im Jahr 2035 werden Großemittenten in großen industriellen Zentren (>7 MtCO2) für die Einführung von CCS bevorzugt. Diese Standorte befinden sich in Industrieclustern sowie in großen Zement- und Kalkanlagen.
• Der Zementsektor wird CCS jedoch wahrscheinlich auch in kleineren, verstreuten Anlagen einsetzen, da es keine alternativen Dekarbonisierungsoptionen gibt.
• Es wird davon ausgegangen, dass der Einsatz der Abscheidung im Jahr 2035 auf der Ebene der Anlagen unter 100 % liegt. Dies ist auf die schrittweise Einführung der Abscheidung (z. B. wenn CCS für mehrere Emissionsströme eingesetzt wird) sowie auf die Grenzen des Hochlaufs der CO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur zurückzuführen.

Die Emittenten werden danach bewertet, wie wahrscheinlich es ist, dass sie CCS einsetzen, und die Emittenten mit den höchsten Werten werden in das Szenario "CCS mit Priorität 2050" aufgenommen.

Das Szenario "Vorrangige CCS" wird als vernünftiges Ergebnis vorgeschlagen, wenn CCS eine der bevorzugten Dekarbonisierungsoptionen in Europa ist.

Anhand eines Punktesystems wird ermittelt, welche Industriestandorte im Szenario "Priorisiertes CCS" am ehesten für den Einsatz von CCS in Frage kommen. Dies berücksichtigt:

• Abhängigkeit des Teilsektors von CCS (d. h. Verfügbarkeit von alternativen Dekarbonisierungspfaden)
• BECCS und negatives Emissionspotenzial
• Umfang der Emissionen der Anlage - aufgrund von Größenvorteilen ist es wahrscheinlicher, dass große Standorte eine CO2-abscheidung Anlage installieren.
• Nähe zu einem Industriecluster/Hub

Die Standorte mit den höchsten Punktzahlen werden in das Szenario "Priorisierte CCS" aufgenommen, wobei die Menge der abgeschiedenen Emissionen je nach Teilsektor einen bestimmten Bruchteil der heutigen Emissionen ausmacht.

Die nicht-industrielle CCS-Nachfrage ist höchst ungewiss, könnte aber in Zukunft ein wichtiger Motor für die Entwicklung der CO2-Speicherung sein

Entwicklung von Szenarien für den nicht-industriellen CO2-Bedarf:

Der CCS-Bedarf der nicht-industriellen Sektoren ist zwar höchst ungewiss, wird aber wahrscheinlich ein erhebliches Emissionsvolumen abdecken. In dieser Studie wird die CCS-Nachfrage in den vier Sektoren betrachtet, die voraussichtlich den Großteil der nicht-industriellen Emissionen ausmachen werden. Blauer Wasserstoff, CCS für die Stromerzeugung, CCS für Bioenergie (BECCS) und direct air capture (DAC) werden wahrscheinlich eine wesentliche Rolle dabei spielen, dass Europa seine Klimaziele erreicht.

Blauer Wasserstoff

• In ganz Europa wurden bereits zahlreiche Projekte für blauen Wasserstoff angekündigt, und mehrere Länder planen den Aufbau umfangreicher Produktionskapazitäten als Teil ihrer künftigen Pläne zur Dekarbonisierung.
• Blauer Wasserstoff könnte erhebliche Mengen des bestehenden Bedarfs an grauem Wasserstoff in der Industrie ersetzen und gleichzeitig die wachsende Nachfrage nach Wasserstoff im Verkehrs-, Wärme- und Stromsektor decken.

Strom CCS

• Die CCS-Kapazitäten im Energiesektor könnten bis 2050 erheblich ansteigen, um in Zeiten geringer erneuerbarer Stromerzeugung einsatzfähige Energie zu liefern - insbesondere wenn die Entwicklung von Energiespeicherkapazitäten begrenzt ist.

BECCS &AMP; DAC

• Um die verbleibenden Emissionen aus schwer abbaubaren Sektoren auszugleichen, ist wahrscheinlich ein hoher Einsatz von CO2-Entfernungen erforderlich.

Der nicht-industrielle CCS-Bedarf trägt bis zu 720 MtCO2/Jahr zusätzlich bis 2050 bei

Zuweisung auf europäischer Ebene

• Die zur Bestimmung des Standorts der nicht-industriellen Emissionen erforderlichen Daten lagen außerhalb des Rahmens dieser Studie.
• Die wichtigsten Faktoren, die für die Bestimmung des Standorts künftiger DAC- und blauer Wasserstoffkapazitäten erforderlich sind, sind nicht bekannt oder höchst ungewiss, weshalb die Nachfrage auf europäischer Ebene betrachtet wird.
• Die Entwicklung von DAC und blauem Wasserstoff wird wahrscheinlich durch die Verfügbarkeit geologischer Speicherkapazitäten vorangetrieben.
• Länder mit überschüssigen Speicherkapazitäten (nach der Speicherung von Industrieemissionen) werden beim Source-to-Sink-Matching ermittelt.

Zuweisung auf Länderebene

• Die Zuteilung auf Länderebene wird für CCS im Stromsektor auf der Grundlage der bestehenden fossilen Stromerzeugungskapazitäten für jedes Land berücksichtigt.
• Die Zuteilung von BECCS-Kapazitäten auf Länderebene wird in erster Linie auf der Grundlage der Industriesektoren mit dem höchsten Potenzial für negative Emissionen (Papier und Zellstoff, Abfallwirtschaft) geprüft.
• Bestehende biogene Emissionen aus der Stromerzeugung werden als sekundärer Faktor berücksichtigt.

Die länderspezifische Aufteilung der CCS- und BECCS-Stromerzeugung gibt einen Überblick darüber, wie die nicht-industrielle Nachfrage in Europa geografisch verteilt werden könnte. Es ist jedoch zu beachten, dass diese Analyse viele der Faktoren, die die Akzeptanz in diesen Sektoren beeinflussen würden, nicht berücksichtigt.

Der nicht-industrielle CCS-Bedarf trägt bis zu 720 MtCO2/Jahr zusätzlich bis 2050 bei

Benchmarks für die nicht-industrielle CCS-Nachfrage in Europa

Die Nachfrage nach industrieller CCS ist im Vergleich zur nicht-industriellen Nachfrage für alle Länder im Szenario "Priorisierte CCS" dominant

Der CCS-Bedarf von BECCS und Power CCS entspricht einem durchschnittlichen Anstieg von 11 % der industriellen Nachfrage auf Länderebene im Jahr 2035.

• Schweden und Finnland sind die wichtigsten Ausreißer, da ihre großen Papier- und Zellstoffsektoren ein erhebliches Potenzial für negative Emissionen durch BECCS bieten.
• In Anbetracht des derzeitigen großen Stromsektors in Deutschland stellt dieser sowohl 2035 als auch 2050 ein erhebliches Potenzial für Power CCS dar.

Die Nachfrage nach blauem Wasserstoff und DAC wird aufgrund von Unsicherheiten bei den Einsatzorten getrennt betrachtet.

• Die Nachfrage nach blauem Wasserstoff und DAC in ganz Europa übersteigt die industrielle Nachfrage in Deutschland im Jahr 2035.
• Bis 2050 macht die nicht-industrielle Nachfrage im Szenario "Priorisierte CCS" einen zusätzlichen Bedarf von 204 MtCO2/Jahr aus - dies entspricht einem zusätzlichen Bedarf von 65 % im Vergleich zu den industriellen Quellen im Szenario "Priorisierte CCS" 2050.
• Der Standort für die Entwicklung von blauem Wasserstoff und DAC wird wahrscheinlich von der Verfügbarkeit geologischer Speicherkapazitäten und dem Zugang zu CO2-T&S-Infrastrukturen bestimmt.

Auch im Szenario "Technisches Potenzial" dominiert in den meisten Ländern die industrielle CCS-Technologie, doch gibt es in Finnland, Schweden und dem Vereinigten Königreich eine erhebliche BECCS-Nachfrage.

Die industrielle Nachfrage ist in den meisten Ländern des Szenarios "Technisches Potenzial" deutlich größer als die Nachfrage nach CCS- und BECCS-Strom.

• Der mittlere CCS-Bedarf der Industrie als Prozentsatz der länderspezifischen CCS-Zuweisung beträgt 71 % im Jahr 2035 und 63 % im Jahr 2050.
• Die CCS-Nachfrage im Stromsektor ist in allen Ländern relativ gering, wobei der Medianwert der zugewiesenen Nachfrage bei 6 % im Jahr 2035 und 8 % im Jahr 2050 liegt.
• Für das Vereinigte Königreich, Finnland, Schweden und Estland ist die BECCS-Nachfrage sowohl 2035 als auch 2050 größer als die der Industrie.

Der CCS-Bedarf von blauem Wasserstoff und DAC könnte eine wichtige Triebkraft für die Entwicklung der Transport- und Speicherinfrastruktur in ganz Europa sein

• Bis zum Jahr 2050 könnte im Szenario "Technisches Potenzial" in ganz Europa allein durch DAC die Nachfrage nach CCS um 33 % steigen.
• Insgesamt ist die nicht-industrielle Nachfrage im Szenario des technischen Potenzials 2050 mit 724 MtCO2/Jahr 1,3-mal höher als die industrielle Nachfrage im Szenario des technischen Potenzials 2050.

Quelle-Senke-Abgleich-Szenarien

"Theoretische Speicherkapazität in Jahren" wird als Schlüsselmaßstab für den Vergleich der geschätzten niedrigen/hohen Speicherkapazität und der Menge an gebundenem Kohlenstoff in jedem Industrieszenario verwendet.

In diesem Abschnitt werden Szenarien für die Jahre 2035 und 2050 für das in jedem Land erforderliche CCS-Niveau entwickelt.

• Durch den Vergleich von Ländern mit hohem CO2-Bedarf und Ländern mit hoher CO2-Speicherkapazität werden Standorte ermittelt, an denen sich Investitionen in die CCS-Infrastruktur am stärksten auswirken werden.
• Anhand dieser Ergebnisse lassen sich beispielsweise Regionen mit hohen Emissionen in unmittelbarer Nähe zu sich entwickelnden CO2-Speicherstätten ermitteln, die für Investitionen in CO2-Transport und -Speicherung in Frage kommen könnten.

Der Vergleich zwischen der geologischen Speicherkapazität und dem Nachfrageszenario wird anhand der "theoretischen Speicherkapazität in Jahren" vorgenommen.

Um diese Speicherkapazitäten mit den einzelnen Industrieszenarien zu vergleichen, ist eine wichtige Vergleichsgröße die "jährliche Speicherkapazität".

• Dabei wird davon ausgegangen, dass das CO2 mit einer konstanten Rate gespeichert wird, die 100 % der abgeschiedenen Emissionen entspricht - in Wirklichkeit dürften die Speicherraten kurzfristig geringer sein und sich bis zu einem Maximalwert entwickeln.
• Diese Kennzahl gibt also die wenigsten Jahre an, in denen die theoretischen Speicher genutzt werden können.

"Jahre der theoretischen Speicherkapazität" hebt Orte hervor, an denen die Speicherkapazität wahrscheinlich eingeschränkt ist.

Die Schätzungen in dieser Studie und einige Schätzungen aus der Literatur beziehen sich jedoch auf die theoretische Kapazität, während andere Schätzungen aus der Literatur auf der effektiven Kapazität beruhen (d. h. sie berücksichtigen die Fallen innerhalb des voraussichtlichen Speicherbeckens).

In der Praxis kann nur ein Bruchteil dieser theoretischen/effektiven CO2-Speicherkapazität aus einer Vielzahl von technischen, wirtschaftlichen, rechtlichen und sozialen Gründen tatsächlich genutzt werden.

Unter Berücksichtigung der industriellen Emittenten im Szenario "Technisches Potenzial 2050" sind in ganz Europa Speicher für 500 bis 2900 Jahre verfügbar.

• In ganz Europa steht eine theoretische Speicherkapazität von 500 bis 2900 Jahren für das Nachfrageniveau des Szenarios "Technisches Potenzial" im Jahr 2050 zur Verfügung, bei dem die CCS-Nachfrage der Industrie 520 MtCO2/Jahr erreicht.
• Norwegen verfügt über ausreichende Kapazitäten, um CCS im Szenario "Technisches Potenzial" für bis zu 36.000 Jahre seiner eigenen Emissionen zu unterstützen, während Österreich im Szenario "Technisches Potenzial" nur über eine Kapazität von maximal 29 Jahren verfügt. Dabei wird davon ausgegangen, dass die CCS-Nachfrage über alle Jahre hinweg konstant ist.
• 19 Länder (68 %) verfügen über ausreichende CO2-Speicherkapazitäten, um ihre eigenen Emissionen für mehr als 100 Jahre zu speichern, und 20 Länder verfügen über ausreichende Kapazitäten, um ihre eigenen Emissionen für mehr als 50 Jahre zu speichern (niedrige Schätzung).
• Nach der hohen Schätzung verfügen 23 Länder (82 %) über CO2-Speicherkapazitäten, um ihre eigenen Emissionen für mehr als 100 Jahre zu speichern.
• Österreich, Belgien, Estland, Finnland und Luxemburg müssen ihre aufgefangenen Emissionen wahrscheinlich in ein anderes Land exportieren.

2050 liegt der priorisierte CCS-Bedarf der Industrie bei 313 MtCO2/Jahr - europaweit gibt es 820 Jahre Speicherkapazität im niedrigen Szenario und >4700 Jahre im hohen Szenario

• Norwegen verfügt über ausreichende Kapazitäten, um CCS im Szenario "Vorrangige CCS" für bis zu 175.000 Jahre seiner Emissionen zu unterstützen, während Deutschland im Szenario "Vorrangige CCS" über eine Kapazität von mindestens 290 Jahren verfügt. Dabei wird davon ausgegangen, dass die CCS-Nachfrage über alle Jahre hinweg konstant ist.
• 20 Länder (71 %) verfügen über genügend CO2-Speicherkapazitäten, um ihre eigenen Emissionen für mehr als 100 Jahre zu speichern, wenn die Schätzung niedrig ist.
• Nach der hohen Schätzung verfügen 23 Länder (82 %) über CO2-Speicherkapazitäten, um ihre eigenen Emissionen für mehr als 100 Jahre zu speichern.
• Belgien, die Niederlande, Estland, Finnland und Luxemburg müssen ihre aufgefangenen Emissionen wahrscheinlich in ein anderes Land exportieren.

Selbst wenn man die nicht-industrielle Nachfrage hinzurechnet, gibt es in Europa noch eine theoretische Speicherkapazität von mindestens 200 Jahren, wenn man die höchsten Nachfrageszenarien im Jahr 2050 berücksichtigt

• Im Szenario mit geringer Speicherkapazität verfügen Litauen, Ungarn, die Niederlande und Belgien über eine Speicherkapazität von ≤10 Jahren.
• Belgien, Österreich und Slowenien verfügen im Szenario mit hoher Speicherkapazität ebenfalls über eine Speicherkapazität von ≤100 Jahren.
• Auch in Deutschland, Italien und Schweden besteht die Gefahr, dass die Speicherkapazitätsgrenzen erreicht werden, wenn auch Power CCS und BECCS berücksichtigt werden.
• Wenn die gesamte nicht-industrielle Nachfrage (d.h. DAC, Blue H2, Power CCS und BECCS) zusammen mit dem Szenario des technischen Potenzials 2050 berücksichtigt wird, würde die Nachfrage europaweit 1250 MtCO2/Jahr betragen.
• Dies ergäbe eine Speicherkapazität von mindestens 200 Jahren beim niedrigen Szenario oder 1213 Jahren beim Szenario mit hoher Speicherkapazität.
• In Bulgarien, Norwegen, Irland und dem Vereinigten Königreich dürften Kapazitäten vorhanden sein - diese Länder werden aufgrund ihrer Nähe zu günstigen Speicherstandorten wahrscheinlich DAC- und Blue-H2-Anlagen entwickeln.

Wird die Speicherkapazität jedoch auf die angekündigten Projektkapazitäten beschränkt, so ergibt sich im Vergleich zum prioritären CCS-Bedarf von 2035 eine Speicherkapazität von mindestens 27 Jahren.

• Wird die gesamte nicht-industrielle Nachfrage (d.h. DAC, Blue H2, Power CCS und BECCS) im Jahr 2035 zusammen mit dem Szenario "Priorisierte CCS" im Jahr 2035 berücksichtigt, würde die Nachfrage 190 MtCO2/Jahr betragen.
• Vergleicht man diese Nachfrage mit der angekündigten Speicherkapazität (5100 MtCO2), so ergibt sich eine tatsächliche Speicherkapazität von nur 27 Jahren.
• Wenn CCS zu einer weit verbreiteten Dekarbonisierungsoption werden soll, müssen weitaus mehr Speicherkapazitäten entwickelt werden, als bereits geplant sind.
• Die Erschließung eines Offshore-Speicherbeckens dauert derzeit etwa 3 bis 4 Jahre - die Entwicklung der CO2-Speicherung ist wahrscheinlich ein limitierender Faktor für die kurzfristige Einführung von CCS.

Die Source-to-Sink-Szenarien sollen eine breite Palette möglicher Transport- und Speicherlösungen für industrielle CCS in ganz Europa veranschaulichen

Unter Berücksichtigung der Standorte der industriellen Emittenten und der geologischen Speicherkapazität wurden 8 Source-to-Sink-Szenarien entwickelt.

Es wurden 4 Konfigurationen (1-4) des CCS-Bedarfs (technisches Potenzial vs. priorisiertes CCS) und der CO2-Speicherverfügbarkeit (Inland vs. Export) betrachtet, um eine Abstimmung zwischen Quelle und Senke zu erreichen. Jedes dieser Szenarien wird sowohl für das Jahr 2035 (a) als auch für das Jahr 2050 (b) analysiert, so dass sich insgesamt 8 Source-to-Sink-Szenarien (1a-4b) ergeben.

Diese Szenarien zeigen auf, wo die Unterstützung der CCS-Entwicklung am wirksamsten sein dürfte, z. B. in Regionen mit hohen Emissionen, die am meisten von beschleunigten Investitionen in die CO2-Transport- und -Speicherinfrastruktur profitieren könnten.

Beschränkungen dieser Analyse

• Die in dieser Analyse verwendeten Speicherstätten/Exportpunkte müssen nicht unbedingt dort liegen, wo diese Infrastruktur entwickelt wird.
• Die Durchführbarkeit der Transportwege wurde nicht berücksichtigt - die Linien, die die Emittenten und die Speicherstätten/Exportpunkte verbinden, stellen keine tatsächlichen Transportwege dar.
• Für die maximale Transportentfernung zwischen Speicherprojekten/Exportpunkten wurden keine Grenzen festgelegt.
• Die nicht-industrielle Nachfrage wird bei diesem Abgleich zwischen Quelle und Senke nicht berücksichtigt, da die Ungewissheit in Bezug auf den Standort der künftigen Nutzung groß ist.

Damit CCS für inländische Emittenten im Szenario "Vorrang für CCS/Export" 2035 rentabel ist, müssen Transportnetze an Land aufgebaut werden.

Im Exportszenario 2035 werden nur die angekündigten Exportstandorte sowie einige wichtige Exportstandorte im Mittelmeerraum entwickelt.

• Exportpunkte rund um die Nord- und Ostsee sind von entscheidender Bedeutung; die Anbindung von Emittenten im Landesinneren an diese Punkte wird die breite Einführung von CCS fördern.
• Im Mittelmeerraum müssen Exportstandorte erschlossen werden, wenn CCS eine praktikable Option zur Dekarbonisierung werden soll.

Die meisten Emissionen werden in der Nordsee gespeichert, aber die theoretische Speicherkapazität in Norditalien dürfte bei diesem Szenario für mindestens 100 Jahre ausreichen.

• In diesem Szenario werden 80 % der Emissionen (76 MtCO2/Jahr) über Exportstandorte in der Nordsee verteilt, was bei Abscheidungsraten von 2035 eine theoretische Speicherdauer von 1300 bis 4700 Jahren ergibt.
• 23 MtCO2/Jahr Emissionen werden an einem Exportpunkt in Norddeutschland aggregiert - der Bau eines Onshore-Pipelinenetzes wird die Dekarbonisierung durch CCS für große Emittenten in Nordwestdeutschland ermöglichen.
• Allerdings werden den Speicherstätten in der Adria 14 MtCO2/Jahr an Emissionen zugewiesen. Daraus ergibt sich eine theoretische Speicherkapazität von etwa 100-450 Jahren in der Region Norditalien*.

Damit CCS für inländische Emittenten im Szenario "Vorrang für CCS/Export" 2035 rentabel ist, müssen Transportnetze an Land aufgebaut werden.

An Land fallen Transportkosten vom Emittenten zum Exportort an, und zusätzliche Kosten entstehen durch den Offshore-Transport zur vorrangigen Speicherstätte.

• Der Onshore-Transport wird je nach CO2-Durchsatz 2,5-4,6 €/tCO2 für den Pipelinetransport ^kosten1.
• Würden Offshore-Pipelines für den Transport der Emissionen von den Exportstellen und Lagerstätten verwendet, könnte dies zu einem Mehraufwand von 6,5-30,4 €/tCO2 führen, während der Transport per Schiff 9,6-16,9 ^€/tCO21 verursachen würde.
• Daher belaufen sich die CAPEX-Gesamtkosten bis 2035 für das Szenario "Priorisiertes CCS/Export" auf 3,6-12,5 Mrd. EUR und die OPEX für 2035 auf 0,6-1,7 Mrd. EUR/Jahr.

Im Szenario "Vorrangige CCS-Exporte 2050" müssen bis 2050 zusätzliche Onshore-Transportnetze in Polen, Italien und Kroatien aufgebaut werden.

Bis 2050 werden mehr Exportpunkte entwickelt, um die wachsende Zahl von Emittenten zu bedienen, die CCS als Dekarbonisierungsoption nutzen.

• Viele Küstenemittenten werden wahrscheinlich ihren eigenen Exportstandort entwickeln.
• Die Speicherung ist nach wie vor auf einige wenige wichtige Becken beschränkt.

Ein kleinerer Teil der Emissionen wird der Nordsee zugewiesen, aber die Kapazität könnte in Norditalien begrenzt sein.

• Bis 2050 wird ein kleinerer Teil der Emissionen (72 % der Emissionen, 228 MtCO2/Jahr) über Exportstandorte in der Nordsee verteilt. Dies ergibt eine theoretische Speicherdauer von 430-1600 Jahren.
• Darüber hinaus werden 21 % der Emissionen (64 MtCO2/Jahr) den Speicherstätten in der Adria zugewiesen, was bedeutet, dass die theoretische Kapazität in Norditalien nur 23 bis 100 Jahre beträgt.
• Angesichts der potenziellen technischen Grenzen der geologischen CO2-Speicherkapazitäten sollten stattdessen andere Speicherstätten im Mittelmeerraum genutzt werden - etwa in der Ägäis oder im Schwarzen Meer, die beide über ausreichende Speicherkapazitäten verfügen.

Im Szenario "Vorrangige CCS-Exporte 2050" müssen bis 2050 zusätzliche Onshore-Transportnetze in Polen, Italien und Kroatien aufgebaut werden.

Die Entwicklung weiterer Exportstandorte führt nicht zu einer signifikanten Verkürzung der Transportwege.

• Bis 2050 sollten Onshore-Netze nach Rijeka (Kroatien) und in Ostdeutschland zum Knotenpunkt Rostock aufgebaut werden, um die Transportkosten für einzelne Emittenten durch die Nutzung von Größenvorteilen zu senken.
• Die Gesamtentfernung des Onshore-Transports zwischen Emittenten und Exportpunkten beträgt bei diesem Szenario 81 600 km, was einen Onshore-Gesamtinvestitionsaufwand von 4,1 bis 7,5 Mrd. EUR bis 2050 und einen Onshore-OPEX von 0,41 bis 0,75 Mrd. ^EUR/Jahr1 ergibt - unter der Annahme, dass der Onshore-Transport überwiegend durch Pipelines erfolgt.
• Für den Offshore-Transport zu den wichtigsten Speicherbecken sind zusätzliche Investitionsausgaben in Höhe von 6,1-22,8 Mrd. EUR erforderlich, zuzüglich Betriebskosten in Höhe von 2,04-4,81 Mrd. EUR/Jahr im Jahr ²⁰⁵⁰¹ - unter der Annahme, dass eine Mischung aus Schifffahrt und Offshore-Pipelines verwendet wird.

Im Szenario "Vorrangig CCS / Inland" 2035 wird immer noch fast die Hälfte der Emissionen exportiert.

Das Szenario "Inland" sieht mehr Speicherstandorte vor, doch beschränken sich diese im Jahr 2035 auf bereits angekündigte / Pilotprojekte.

• Angekündigte Exportstandorte sind für jene Regionen enthalten, die noch keine lokalen Lagerstätten entwickelt haben.
• Auf der Grundlage der Nachfrage von Emittenten werden auch andere Exportstandorte einbezogen.

Die meisten Emissionen werden in der Nordsee gespeichert, aber es gibt potenzielle Kapazitätsgrenzen im niederländischen Sektor.

• Bei diesem Szenario werden insgesamt 94 MtCO2/Jahr abgeschieden, wovon 66 % (62 MtCO2/Jahr) letztendlich in der Nordsee gespeichert werden. Dies ermöglicht eine theoretische Speicherdauer von 650-5800 Jahren in der Nordsee, wenn die Abscheidungsraten von 2035 beibehalten würden.
• Würden jedoch die den niederländischen Abscheidungsprojekten zugewiesenen Emissionen (9,3 MtCO2/Jahr) nur in den niederländischen Speicherstätten gespeichert, würde dies eine theoretische Speicherdauer von nur 50-400 Jahren im niederländischen Nordseesektor ermöglichen.

Im Szenario "Vorrangig CCS / Inland" 2035 wird immer noch fast die Hälfte der Emissionen exportiert.

Die Transportentfernungen sind im Vergleich zum Exportszenario deutlich geringer.

• Der für den Transport der Emissionen zu inländischen Speicherstätten oder Exportstandorten erforderliche Onshore-Transport würde bis 2035 Investitionsausgaben in Höhe von 1,2-2,3 Mrd. EUR und bis 2035 Betriebsausgaben in Höhe von 0,12-0,23 Mrd. EUR/Jahr ^verursachen1.
• Allerdings sind 47 % der Emissionen mit einem Exportpunkt und nicht direkt mit einer Speicherstätte verbunden, da die Region noch keine inländischen Speicher entwickelt hat, so dass für diese Emissionen ein weiterer Offshore-Transport erforderlich sein wird.
• Dies wird bis 2035 Investitionskosten in Höhe von 1,4 bis 6,3 Milliarden Euro und bis 2035 Betriebskosten in Höhe von 0,23 bis 0,78 Milliarden Euro pro Jahr ^verursachen1.
• Der Gesamt-CAPEX für dieses Szenario beläuft sich auf 2,6-8,5 Mrd. €: 0,97-3,9 Mrd. € weniger als beim Szenario 2035 Prioritised CCS/Export, da weniger zusätzlicher Offshore-Transport erforderlich ist.

Eine flächendeckende Speicherung würde die CAPEX-Kosten für den Transport mehr als halbieren, aber die Speicherkapazität könnte in der deutschen Nordsee und in der Schweiz im Szenario 2050 Priorisiertes CCS / Inland begrenzt sein

Im Jahr 2050 sind mehr inländische Speicher entwickelt worden, wodurch der Bedarf an Exportstandorten sinkt.

• Einige Exportstandorte bleiben bestehen, wie z. B. in Finnland, das keinen Zugang zu eigenen geologischen CO2-Speicherkapazitäten hat.
• Die Entwicklung von Onshore-Speicherstätten hängt von einem günstigen politischen Klima in jedem Land ab.

Die begrenzte Offshore-Speicherkapazität in der deutschen Nordsee bedeutet, dass der Export zu einer alternativen Speicherstätte möglicherweise besser geeignet ist.

• Der in der deutschen Nordsee vorgeschlagenen Speicherstätte werden in diesem Szenario 31 MtCO2 /Jahr zugewiesen: Dieser Speicherbereich reicht, ausgehend von den theoretischen Speicherkapazitäten, nur für 90-500 Jahre.
• Einer vorgeschlagenen Speicherstätte in der Schweiz werden in diesem Szenario ebenfalls 22 MtCO2 /Jahr zugewiesen, und angesichts der begrenzten theoretischen Speicherkapazität in dieser Region könnte diese nur 120 Jahre reichen.

Eine flächendeckende Speicherung würde die CAPEX-Kosten für den Transport mehr als halbieren, aber die Speicherkapazität könnte in der deutschen Nordsee und in der Schweiz im Szenario 2050 Priorisiertes CCS / Inland begrenzt sein

Im Inlandsszenario können Einsparungen erzielt werden, indem der Bedarf an Weitertransport von einem Exportpunkt aus verringert wird.

• Die Investitionsausgaben für den Onshore-Transport belaufen sich in diesem Szenario auf 4,1 bis 7,5 Mrd. €, die Betriebsausgaben auf 0,48 bis 0,75 Mrd. € im Jahr ²⁰⁵⁰¹.
• Allerdings werden in diesem Szenario 25 % der Emissionen über einen Exportpunkt transportiert. Dadurch entstehen bis 2050 zusätzliche CAPEX-Kosten in Höhe von 1,1-3,8 Mrd. EUR und OPEX-Kosten in Höhe von 0,22-0,9 Mrd. EUR für den Überseetransport.
• Daher belaufen sich die Gesamt-KAPEX dieses Szenarios auf 5,1 bis 11,3 Mrd. EUR, d. h. zwischen der Hälfte und einem Drittel der Gesamt-KAPEX des Szenarios "Vorrangige CCS/Export" 2050.

Im Szenario Technisches Potenzial/Export 2035 besteht bei einer Beschränkung der Speicherung auf einige wenige Schlüsselbecken die Gefahr, dass die Speicherkapazität in Norditalien erreicht wird.

Das Szenario des technischen Potenzials stellt die Obergrenze der CCS-Einführung in Europa dar.

• Dieses CO2-abscheidung Szenario stellt den Zeitschritt 2035 zwischen heute und dem Erreichen der technischen Grenze von CCS im Jahr 2050 dar.
• Die Speicherung beschränkt sich auf einige wenige Schlüsselbecken, darunter die Nordsee.

Die meisten Emissionen werden in der Nordsee gespeichert, aber die Speicherstätten in Norditalien laufen bei diesem Szenario Gefahr, eine Kapazitätsgrenze zu erreichen.

• 74 % der bei diesem Szenario aufgefangenen Emissionen (123 MtCO2/Jahr) werden in der Nordsee gespeichert, nachdem sie an den angekündigten und anderen vorrangigen Exportstandorten aggregiert wurden. Dies ergibt eine theoretische Speicherkapazität von 330-3000 Jahren.
• 32 MtCO2/Jahr würden in Norditalien gespeichert werden, was einer Mindestlebensdauer von nur 46 Jahren entspräche, wenn man die geringe theoretische Speicherkapazität für Norditalien zugrunde legt.*
• Es wäre ratsam, einige Emissionen aus dem Mittelmeerraum weiter in die Ägäis/Schwarzes Meer zu transportieren, oder die Emittenten in der Nähe der Alpen könnten nach Norden transportiert werden, anstatt sie an einen Exportpunkt in Norditalien anzuschließen.

Im Szenario Technisches Potenzial/Export 2035 besteht bei einer Beschränkung der Speicherung auf einige wenige Schlüsselbecken die Gefahr, dass die Speicherkapazität in Norditalien erreicht wird.

Die Transportentfernungen sind beim Exportszenario wesentlich größer als bei der Entwicklung der inländischen Speicher.

• Für den Transport der Emissionen zu den Exportstandorten ist ein Landtransport erforderlich, der eine Gesamtstrecke von 93.100 km zurücklegt.
• Geht man von einem Pipelinetransport aus, so würden sich die CAPEX auf dem Landweg bis 2035 auf insgesamt 2,2 bis 4,0 Mrd. EUR und die OPEX auf 0,2 bis 0,4 Mrd. EUR/Jahr im Jahr ²⁰³⁵ belaufen1.
• In diesem Szenario ist ein weiterer Transport erforderlich, um Zugang zu den Speicherkapazitäten zu erhalten. Dies könnte je nach Durchflussmenge zusätzliche Investitionskosten von 1,9-15,8 Mrd. EUR und Betriebskosten von 0,95-2,5 Mrd. EUR/Jahr ^verursachen1.
• Einige dieser Exportpunkte (z. B. britische Cluster, Ravenna) werden jedoch Offshore-Pipelines nutzen, während andere (z. B. aus Deutschland/Belgien/Niederlande) eine Kombination aus Schifffahrt und Offshore-Pipelines nutzen können und einige ganz auf die Schifffahrt angewiesen sein können (z. B. Nordschweden/Finnland), um CO2 in der Nordsee zu speichern.

Selbst wenn >2/3 der CO2-Emissionen im Szenario Technisches Potenzial/Export 2050
in der Nordsee gespeichert werden, bleibt eine theoretische Speicherkapazität von >120 Jahren.

Bis 2050 werden viele weitere Exportstandorte erschlossen, um Emittenten an der Küste zu bedienen, die CCS zur Dekarbonisierung einsetzen wollen.

• Dazu gehören Orte rund um die Ostsee wie Rostock in Deutschland und im Mittelmeer in Süditalien.
• Obwohl mehr Exportstellen eingerichtet wurden, müssen die Binnenemittenten ihre Emissionen immer noch über weite Strecken auf dem Landweg transportieren, bevor sie zu ihrer Endlagerstätte gelangen.

Die Speicherung im Mittelmeerraum muss über Norditalien hinaus ausgebaut werden, um sicherzustellen, dass die Kapazität nicht erreicht wird.

• In der Nordsee werden mehr Emissionen aufgefangen und gespeichert (346 MtCO2/Jahr), aber ihr Anteil an den Gesamtemissionen ist bei diesem Szenario geringer (67 %). Dies ergibt eine theoretische Speicherkapazität von 120-1000 Jahren.
• 128 MtCO2/Jahr würden in der Region Norditalien gebunden werden. Diese Region könnte eine Mindestnutzungsdauer von nur 11 Jahren haben, wenn man die geringe theoretische Speicherkapazität berücksichtigt*.
• Im Jahr 2050 wäre es immer noch ratsam, einen Teil der Emissionen aus dem Mittelmeerraum weiter in die Ägäis/Schwarzes Meer zu transportieren, oder die Emittenten rund um die Alpen könnten nach Norden transportiert werden, anstatt sie an einen Exportpunkt in Norditalien anzuschließen.

Selbst wenn >2/3 der CO2-Emissionen des Szenarios "Technisches Potenzial/Export 2050" in der Nordsee gespeichert werden, bleibt eine theoretische Speicherkapazität von >120 Jahren.

Die durchschnittlichen Transportentfernungen nehmen zu, da verstreute Emittenten versuchen, CCS zur Dekarbonisierung einzusetzen.

• Die Gesamtentfernung zwischen den Emittenten und den Exportpunkten erhöht sich in diesem Szenario auf 99 300 km, wodurch sich die CAPEX-Transportkosten an Land auf 7,0-13,0 Mrd. EUR erhöhen - ein Anstieg um 3,0-5,5 Mrd. EUR im Vergleich zum Szenario "Priorisiertes CCS-Potenzial/Export 2050"¹.
• Zusätzliche Kosten entstehen durch den Transport von CO2 von einem Exportpunkt zu seinem endgültigen Speicherort, die sich bei diesem Szenario auf 10,3-37,9 Mrd. € an CAPEX und 3,6-8,3 Mrd. €/Jahr an OPEX belaufen.

Selbst bis 2035 im Szenario Technisches Potenzial / Inland reduziert die Entwicklung strategischer
Inlandsspeicher die gesamten CAPEX-Kosten des CO2-Transports erheblich.

Für das Jahr 2035 sind lediglich die angekündigten Export- und Lagerstandorte sowie einige wichtige Exportstandorte im Ostseeraum entwickelt worden.

• Angekündigte Exportstandorte sind für jene Regionen enthalten, die noch keine lokalen Lagerstätten entwickelt haben.

Zu den wichtigsten Entwicklungsmöglichkeiten gehören ein Onshore-Pipelinenetz in Deutschland und Onshore-Speicher in Südpolen.

• Die Entwicklung eines Onshore-Pipelinenetzes in Deutschland, das mit dem Drehkreuz in Wilhelmshaven verbunden ist, wäre von Vorteil, da 34 Mio. t CO2/Jahr über diesen Exportstandort zur Lagerung in der Nordsee transportiert werden.
• Der Onshore-Speicherung in der Region Oberschlesien in Polen werden 15 MtCO2/Jahr an Emissionen zugewiesen. Geht man davon aus, dass die gesamte Menge mit einer konstanten Rate eingespeist wird, würde die Speicherung angesichts der Speicherkapazität in Südpolen im Szenario mit geringer Speicherkapazität mindestens 147 Jahre lang reichen.

Selbst bis 2035 im Szenario Technisches Potenzial / Inland reduziert die Entwicklung strategischer
Inlandsspeicher die gesamten CAPEX-Kosten des CO2-Transports erheblich.

Die Abhängigkeit von Exportstandorten im Jahr 2035 erhöht die Transportkomponente der CCS-Wertschöpfungskette.

• Die gesamte Transportdistanz, die erforderlich ist, um die Emissionen direkt zu den Speicherorten zu transportieren, beträgt in diesem Szenario 38.800 km.
• Bei Verwendung von Pipelines als Transportmedium an Land würde dieses Szenario 2,2 bis 4 Mrd. € an CAPEX und 0,22 bis 4,0 Mrd. €/Jahr an ^OPEX kosten1.
• Allerdings sind 53 % der Emissionen mit einem Exportpunkt verbunden und nicht direkt mit einer Speicherstätte, da die Region noch keine inländischen Speicher entwickelt hat.
• Für den Zugang zu den Speicherkapazitäten sind weitere Transporte erforderlich, die 2,2 bis 4,5 Mrd. EUR an CAPEX und 0,45 bis 1,3 Mrd. EUR/Jahr an ^OPEX kosten würden1.
• Die gesamten CAPEX-Kosten für dieses Szenario belaufen sich auf 4,3-13,0 Mrd. €: 1,7-6,8 Mrd. € weniger als für das Szenario Technisches Potenzial/Export 2035.

Die weit verbreitete Entwicklung von Speicherstätten wird die CO2-Transportkosten senken, da sich die durchschnittliche Transportentfernung im Szenario Technisches Potenzial / Inland 2050 verringert.

Bis 2050 hat jedes Land, das dazu in der Lage ist, einen Speicherstandort entwickelt, obwohl Länder wie Finnland noch auf Exporte angewiesen sind.

• Einige Länder (z. B. das Vereinigte Königreich, Frankreich und Deutschland) haben mehrere Speicherorte in verschiedenen Regionen eingerichtet.
• Es wird davon ausgegangen, dass es keine politischen Hindernisse für den Standort von Onshore-Speichern und deren Entwicklung gibt.

Begrenzte Speicherkapazitäten gibt es vor der deutschen Küste, in der Schweiz und in den Niederlanden.

• 49 MtCO2/Jahr werden der deutschen Nordsee zugewiesen. In diesem Szenario können die abgeschiedenen Emissionen nur im Szenario mit geringer Speicherung für einen Zeitraum von mindestens 60 Jahren gespeichert werden.
• Ähnlich verhält es sich in der Schweiz, die 38 MtCO2/Jahr aufnimmt und über eine Speicherkapazität von mindestens 70 Jahren verfügt.
• Beide Gebiete sollten den Aufbau eines Transportnetzes in Betracht ziehen, damit die aufgefangenen Emissionen bei Bedarf an anderer Stelle gespeichert werden können.
• Der niederländischen Nordseespeicherung werden in diesem Szenario 24 MtCO2/Jahr zugewiesen, was jedoch bei einer geschätzten hohen Speicherkapazität von 3600 Mt höchstens 150 Jahre lang reichen könnte. Diese Emissionen könnten jedoch relativ leicht an einen alternativen Speicherort exportiert werden.

Die weit verbreitete Entwicklung von Speicherstätten wird die CO2-Transportkosten senken, da sich die durchschnittliche Transportentfernung im Szenario Technisches Potenzial / Inland 2050 verringert.

Angesichts des Ausbaus der Onshore-Lagerstätten sind die Transportkosten niedriger als bei einer Exportdominanz.

• 81 % der Emissionen werden in diesem Szenario bis 2050 an eine Speicherstätte angeschlossen - ein Anstieg um 28 % gegenüber 2035, da mehr Speicherstätten entwickelt werden.
• Im Vergleich zum Szenario 2050 mit prioritärer CCS-Technologie und inländischer Nutzung erhöhen sich die CAPEX-Kosten um 3,7 bis 8,1 Mrd. EUR und erreichen einen Gesamtbetrag von 8,9 bis 19,4 Mrd. ^EUR1.

Der Ausbau der CO2-Verkehrsnetze in ganz Europa wird erhebliche Investitionen in Höhe von 2,6 bis 50,9 Mrd. EUR erfordern (CAPEX).

Jedes Szenario (1a-4b) stellt eine Reihe von Transportoptionen für verschiedene Szenarien der industriellen Nachfrage und der Speicherkapazität dar.

• Die priorisierten CCS-Szenarien stellen das obere Ende der Literaturschätzungen zur CCS-Nutzung für jeden Industriesektor dar, während die Szenarien zum technischen Potenzial darauf abzielen, die Grenzen der geologischen Speicherkapazität zu testen.
• Im Export-Szenario werden nur einige wenige wichtige Speicherbecken erschlossen, während im Inlands-Szenario eine umfassende Speicherung modelliert wird.
• Durch die Kombination dieser Szenarien wurde eine Reihe von Transportoptionen für CO2 in ganz Europa entwickelt.

Die Inlandsszenarien sind sowohl in Bezug auf CAPEX als auch auf OPEX billiger als die Exportszenarien.

• Eine exportlastige Lösung für CO2-Transportnetze gibt den Emittenten mehr Flexibilität bei der Frage, wo ihre Emissionen gespeichert werden können.

Diese CAPEX- und OPEX-Kosten stellen eine hohe Schätzung für die CCS-Transportkosten in Europa dar.

• CCS wird wahrscheinlich eine kostspielige Dekarbonisierungsoption sein, die nur in schwer abbaubaren Industrien zum Einsatz kommt, obwohl Größenvorteile - insbesondere die Zusammenarbeit mit nahe gelegenen Emittenten - die Attraktivität von CCS als Dekarbonisierungsoption für bestimmte Emittenten erhöhen werden.
• Ungeachtet dessen müssen erhebliche Investitionen in CCS-Transportnetze getätigt werden, um Anreize für die Dekarbonisierung dieser schwer abzubauenden Industrien zu schaffen.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

• Europa als Ganzes verfügt über ausreichend theoretische Speicherkapazitäten für die langfristige CO2-Speicherung für mindestens 130 Jahre, selbst wenn man die technische Grenze der CO2-Emissionen aus industriellen und nicht-industriellen Quellen berücksichtigt.
• Die meisten Länder verfügen über ausreichende Speicherkapazitäten, um zumindest ihre eigenen Emissionen zu speichern. Zu den Ländern, die möglicherweise nicht über ausreichende Speicherkapazitäten verfügen, gehören die Niederlande, Österreich, Belgien, Estland, Finnland und Luxemburg (aber nicht unbedingt nur diese).
• Die derzeitige Speicherkapazität der angekündigten Projekte reicht nicht aus, um den potenziellen CO2-Bedarf im Jahr 2035 zu speichern. Die Länder sollten versuchen, mehrere Speicherstandorte zu ermitteln, um die langfristige Rentabilität nicht nur ihrer angekündigten Speicherprojekte, sondern auch von CCS in ganz Europa sicherzustellen. Es sollten mehr Speicherbecken in ganz Europa erschlossen werden, um den potenziellen Bedarf zu decken.
• Regionen mit hohen Emissionen wie Nordwestdeutschland und Polen würden besonders davon profitieren, wenn in naher Zukunft (d. h. bis 2035) entweder Onshore-Speicher entwickelt oder ein Onshore-Pipelinenetz oder Alternativen wie Binnenschifffahrt oder Züge zu bestimmten Exportpunkten eingerichtet würden.
• Bis 2035 müssen Exportpunkte in Regionen entwickelt werden, die weit von Speicherstätten entfernt sind (z. B. Finnland, westliches Mittelmeer), wenn CCS in diesen Regionen eine praktikable Dekarbonisierungsoption sein soll. Es sollten auch Anstrengungen unternommen werden, um ein flexibles, grenzüberschreitendes Speichersystem in der Nordsee aufzubauen, nicht nur um die Widerstandsfähigkeit zu verbessern, sondern auch um sicherzustellen, dass das gesamte CO2 sicher gespeichert wird und nicht durch politische Grenzen eingeschränkt wird.
• In allen Szenarien konzentriert sich die CCS-Nachfrage auf Cluster, in denen die Emissionsdichte hoch ist, wobei die Einführung an verstreuten Standorten in den Sektoren Zement und Kalk sowie Abfallwirtschaft Vorrang hat, da diese auf CCS-Pfade zur Dekarbonisierung angewiesen sind.
• Die nicht-industrielle CCS-Nachfrage könnte in ganz Europa rapide ansteigen und bis 2050 zusätzliche 700+ MtCO2/Jahr ausmachen. Auf Technologien mit negativen Emissionen (BECCS und DAC) könnte die größte zusätzliche Nachfrage entfallen, allerdings sind diese Prognosen mit einem hohen Maß an Unsicherheit behaftet.