Das Interesse an der Technologie der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) wurde auch durch die steigenden Kosten für EU-Kohlenstoffzertifikate angetrieben, die im Februar einen Rekordwert von 100 Euro pro Tonne erreichten.

Wissenschaftler haben erklärt, dass CCS schnell ausgebaut werden muss, um den Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur in diesem Jahrhundert unter 2 Grad Celsius zu halten.

Hier finden Sie einige geplante oder in der Entwicklung befindliche CO2-Speicherprojekte in Europa:

NORDSEE

NORWEGEN * Northern Lights, ein Joint-Venture-Projekt von Equinor, TotalEnergies und Shell, plant, ab Mitte 2024 mit der Injektion von bis zu 1,5 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr (mtpa) in einen salinen Aquifer in der Nähe des Troll-Gasfeldes zu beginnen. Es gibt Pläne, die Speicherkapazität ab 2026 auf 5-6 mtpa zu erhöhen, abhängig von der Nachfrage. * Smeaheia, ein Projekt von Equinor zur Entwicklung einer Speicherstätte in der Nordsee mit einem Potenzial für die Injektion von bis zu 20 mtpa ab 2027/2028.

Equinor, das die Explorationslizenz im Jahr 2022 erhalten hat, will das CO2 aus seiner eigenen Wasserstoffproduktion sowie von einigen Industriekunden in Europa einspeichern. Das Unternehmen beabsichtigt, die endgültige Investitionsentscheidung im Jahr 2025 zu treffen. * Luna, ein von der deutschen Wintershall Dea geleitetes Projekt zur Speicherung von bis zu 5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr an einem Standort etwa 120 km westlich von Bergen. Wintershall Dea und ihr norwegischer Partner, Cape Omega, haben im Oktober eine Explorationslizenz erhalten.

Wintershall Dea hält 60 % und das norwegische Unternehmen Cape Omega die restlichen 40 % an der Lizenz.

* Havstjerne ist ein zweites Projekt unter der Leitung von Wintershall Dea in der Nordsee in Partnerschaft mit Altera Infrastructure Group Ltd. zur Erkundung eines CO2-Speichers mit einer potenziellen Kapazität zur Einspeisung von 7 Millionen Tonnen des Gases pro Jahr.

* Trudvang, ein gemeinsames Projekt von Sval Energi, Storegga und Neptune Energi zur Entwicklung einer Speicherstätte östlich des Sleipner-Gasfeldes in der Nordsee mit einer Kapazität zur Injektion von etwa 9 Mio. t CO2 pro Jahr ab 2029.

Sval ist der vorgeschlagene Betreiber mit einem Anteil von 40%, während Storegga und Neptune jeweils 30% halten.

* Poseidon, ein von Aker BP geleitetes Projekt zur Erkundung eines CO2-Speichers in der Nordsee mit einer potenziellen Kapazität zur Einspeisung von mehr als 5 Millionen Tonnen pro Jahr.

Aker BP, das zweitgrößte börsennotierte norwegische Öl- und Gasunternehmen, hält einen Anteil von 60% und die österreichische OMV einen Anteil von 40%. Die Anlage könnte möglicherweise die Emissionen des mehrheitlich im Besitz der OMV befindlichen österreichischen Kunststoffkonzerns Borealis speichern.

BRITIEN * Acorn CCS, ein Projekt vor der schottischen Küste zur Entwicklung einer Speicherstätte mit einer jährlichen Kapazität von 5-10 mtpa CO2 bis 2030. Storegga, Shell und Harbour Energy halten jeweils 30% der Anteile und North Sea Midstream Partners (NSMP) die restlichen 10%. * Viking CCS, das von dem unabhängigen Öl- und Gasunternehmen Harbour Energy geleitet wird, hat das Ziel, bis 2030 bis zu 10 Mio. Tonnen CO2 auf dem erschöpften Viking-Gasfeld in der südlichen Nordsee zu speichern.

Es ist geplant, 2027 mit der Injektion von CO2 zu beginnen, zunächst mit einer Rate von 2 Mio. Tonnen CO2 pro Tag, die bis 2030 auf 10 Mio. Tonnen pro Tag und bis 2035 auf 15 Mio. Tonnen pro Tag ansteigen soll. RWE, Phillips 66, VPI und West Burton Energy prüfen die Speicherung von CO2-Emissionen an diesem Standort.

* Northern Endurance, eine von BP geführte Partnerschaft, will eine Infrastruktur entwickeln, um ab 2030 etwa 20 Mio. Tonnen CO2 unter dem Meeresboden in der südlichen Nordsee zu transportieren und zu speichern.

Das Projekt, an dem auch National Grid, Equinor, Shell und TotalEnergies beteiligt sind, zielt auf die Speicherung von CO2-Emissionen ab, die in Industrieclustern in Teesside und Humberside abgeschieden werden. DIE NIEDERLANDE * Porthos, ein Projekt des Hafens von Rotterdam, Gasunie und EBN, zielt darauf ab, 2,5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr in erschöpften niederländischen Gasfeldern in der Nordsee zu speichern.

Die gesamte Speicherkapazität wurde bereits von 4 Industriepartnern unter Vertrag genommen: Air Liquide, Air Products, ExxonMobil und Shell.

Das Projekt plante, 2024-2025 mit der CO2-Injektion zu beginnen, aber ein Rechtsstreit hat den Start bis 2026 verzögert. * L10, ein von Neptune Energy geleitetes Projekt zur Speicherung von 4-5 mtpa CO2 in erschöpften Gasfeldern in der niederländischen Nordsee.

Weitere Projektpartner sind ExxonMobil, Rosewood Exploration und das staatliche Unternehmen EBN. Die Partner planen, im März eine Speicherlizenz zu beantragen, wobei die ersten CO2-Injektionen in den Jahren 2027-2028 erfolgen sollen, also später als die ursprünglich für 2026 geplanten.

DÄNEMARK * Greensand, ein Pilotprojekt unter der Leitung von INEOS Energy und Wintershall Dea, soll zeigen, dass CO2 im dänischen Teil der Nordsee unterirdisch gespeichert werden kann.

Das Projekt zielt darauf ab, ab 2025-2026 zunächst bis zu 1,5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr zu verpressen und die Kapazität bis 2030 auf 8 Mio. Tonnen pro Jahr zu erhöhen. * Bifrost, ein von TotalEnergies geleitetes Projekt, zielt darauf ab, ab 2027 bis zu 3 Mio. Tonnen CO2 in die erschöpften Harald-Gasfelder in der dänischen Nordsee zu injizieren und die Kapazität bis 2030 auf mehr als 10 Mio. Tonnen pro Jahr zu erhöhen.

An dem Projekt sind auch Orsted, der Betreiber von Offshore-Pipelines, und die Technische Universität von Dänemark beteiligt. Im Februar hat Dänemark TotalEnergies zwei Lizenzen für die CO2-Speicherung erteilt, darunter auch das Harald-Gebiet.

DEUTSCHLAND * Das CO2-Exportterminal Wilhelmshaven, ein von Wintershall Dea geleitetes Projekt zum Bau einer CO2-Verflüssigungs- und Zwischenspeicheranlage in Wilhelmshaven, Deutschlands einzigem Tiefwasserhafen, könnte das CO2 anschließend per Schiff oder Pipeline zu dauerhaften Speicherstätten unter der Nordsee transportieren.

Die Anlage soll ab 2026 zunächst etwa 1 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr aufnehmen.

ANDERE SPEICHERORTE

BRITIEN

* Das Projekt HyNet North West zielt darauf ab, Gas und Brenngas aus der Stanlow-Raffinerie in Cheshire in kohlenstoffarmen Wasserstoff umzuwandeln und das dabei entstehende CO2 abzufangen und über Pipelines zur Offshore-Speicherung in der Bucht von Liverpool zu transportieren.

Bereits bestehende Salzkavernen in Cheshire werden ebenfalls als Speicher genutzt. Die Anlage soll 2025 in Betrieb gehen und etwa 4,5 Mio. Tonnen CO2 speichern, die bis 2030 auf 10 Mio. Tonnen ansteigen sollen.

BULGARIEN

* ANRAV, ein Projekt unter der Leitung des privaten irischen Energieunternehmens Petroceltic, wird die CO2-Abscheidungsanlagen im Zementwerk Devnya von HeidelbergCement im Nordosten Bulgariens mit der Offshore-Dauerlagerung im erschöpften Schwarzmeer-Gasfeld Galata verbinden.

Die Anlage wird voraussichtlich 2028 in Betrieb gehen und eine Kapazität von 800.000 Tonnen CO2 pro Jahr haben.

FRANKREICH

* PYCASSO, ein Projekt zur Abscheidung von Kohlenstoff aus der Industrie im Südwesten Frankreichs und im Norden Spaniens, der in einem erschöpften Gasfeld in Aquitaine gespeichert werden soll. Es ist geplant, bis 2030 etwa 1 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr zu transportieren.

ISLAND

* Das Coda-Terminal wird ein grenzüberschreitendes CO2-Transport- und Speicherzentrum in Straumsvík sein, das von dem isländischen CO2-Speicherunternehmen Carbfix betrieben wird.

Das von Industriebetrieben abgeschiedene CO2 wird zum Terminal transportiert und dort in Wasser aufgelöst, bevor es in Basaltgestein verpresst wird. Der Betrieb wird schrittweise erhöht und soll ab 2031 bis zu 3 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr erreichen.

* Das von Carbfix koordinierte Silverstone-Projekt wird die CO2-Abscheidung im kommerziellen Maßstab einsetzen, CO2 in Wasser auflösen und in unterirdisches Basaltgestein einleiten, um es im geothermischen Kraftwerk Hellisheidi in der Nähe des Mount Hengill zu speichern.

Silverstone wird etwa 25.000 Tonnen CO2 pro Jahr abscheiden und speichern. Es wird erwartet, dass es im ersten Quartal 2025 in Betrieb geht.

ITALIEN

* CCS Ravenna Hub, unter der Leitung des Energieunternehmens ENI, ist ein Projekt zur Abscheidung von CO2 und dessen Transport zu erschöpften Offshore-Gasvorkommen vor der Küste von Ravenna in der Adria.

Die erste Phase ist für das Jahr 2023 geplant. Die gesamte Kette der Abscheidung, des Transports und der Speicherung wird bis zu 100.000 mtpa CO2 umfassen.

IRLAND

* Das Cork CCS-Projekt zielt darauf ab, den aus irischen Industrieanlagen abgeschiedenen Kohlenstoff in einem erschöpften Gasfeld in der Keltischen See zu speichern und dabei möglicherweise eine bestehende Pipeline für den Transport zu nutzen. Das Projekt wird von dem Energieversorger Ervia geleitet.

SCHWEDEN

* Slite CCS, ein CCS-Projekt unter der Leitung von HeidelbergCement und seiner schwedischen Tochtergesellschaft Cementa in seinem Zementwerk Slite auf der schwedischen Insel Gotland in der Ostsee.

Es zielt darauf ab, bis zu 1,8 Mio. Tonnen CO2 abzuscheiden, was etwa 3 % der Gesamtemissionen des Landes entspricht, und diese an mehreren in der Entwicklung befindlichen Standorten in der Nordsee zu speichern.