CO2-Abscheidung und -Speicherung

Nachgeschaltete Abscheidung im Abgas

Als letzter Reinigungsschritt des Abgases nach der Entschwefelung kann eine CO₂-Wäsche installiert werden. Dieses Verfahren wird auch Post-Combustion-Capture genannt (engl. combustion = ‚Verbrennung‘; capture = ‚Einfangen‘). Bei einem Kohlekraftwerk mit einem angenommenen Wirkungsgrad von 38 % ohne Abscheidung sind zur Produktion von 1 kWh elektrischen Stroms 0,32 kg Steinkohle nötig, aus der ca. 0,88 kg CO₂ entsteht. Hauptbestandteil des Abgases ist jedoch der in der Atmosphäre enthaltene Stickstoff. Der CO₂-Partialdruck beträgt etwa 15 %. Dies macht Waschverfahren relativ aufwändig, da der Stickstoff quasi als „Ballast“ durch den gesamten Prozess geschleppt werden muss.

Verschiedene Waschverfahren befinden sich in der Erprobung. In der Erdgasaufbereitung (nicht aber im Kraftwerksbereich) großtechnisch bekannt ist die Aminwäsche, bei der das CO₂ bei 40 °C unter Bildung temporärer Carbamidsäuren an fein verteilte Tröpfchen eines zugesetzten Amins gebunden wird und mit diesen in einem zweiten Schritt in einen Abscheider (Stripper) gelangt, wo das CO₂ bei 150 °C wieder, in nun konzentrierter Form, aus diesen Tröpfchen freigesetzt wird und die freigewordenen Amin-Tröpfchen zurück in den davor liegenden Prozessschritt kehren. Amine gelten bei offenen Prozessen allerdings als dritthäufigste Ursache arbeitsplatzbedingter Krebserkrankungen, und auch eine geschlossene Abscheidetechnik wäre für Arbeiter und Bevölkerung nicht ohne technische Risiken. Gefährdungen dieser Art dagegen sind bei Einsatz nicht flüchtiger Amine wie z. B. der Aminosäuren Prolin oder Sarcosin nicht zu erwarten, weshalb seit 2009 im Kraftwerk Staudinger ein solches, auf einer Aminosäuresalzlösung basierendes Verfahren erprobt wurde. Der Wirkungsgrad allein des Kraftwerks sank dabei um sechs Prozentpunkte (6 %), die CO₂-Abscheideleistung indes betrug über 90 %.

Analog funktioniert eine Carbonat-Wäsche mit Hydrogencarbonat. Bei der Carbonatwäsche erfolgt die CO₂-Fixierung bei ca. 40 °C und die anschließende CO₂-Abspaltung bei 105 °C. Eine Entfernung von Kohlenstoffdioxid aus Rauchgasen ist aber auch mit organischen Lösungsmitteln möglich, z. B. mit Methanol (Rectisolwäsche), N-Methyl-2-pyrrolidon (Purisolwäsche) oder Polyethylenglykoldimethylether (Selexol-Wäsche). Die Abscheiderate liegt mit diesen Verfahren bei bis zu ca. 95 %, der Energieaufwand ist anderen Verfahren vergleichbar, senkt den Wirkungsgrad allein der Kraftwerke allerdings ebenfalls um mehr als 5 %.

Weitere Trennverfahren sind Membranfilter, Chilled Ammonia oder das Carbonat-Looping-Verfahren (bzw. Lime-Loop-CO₂-Reduction-Verfahren), bei dem Kalkstein als Kreislaufmedium benutzt wird und man dementsprechend mit den beiden Calciumverbindungen Calciumoxid (Branntkalk, CaO) und dem das daraus zwischenzeitlich gebildeten Calciumcarbonat (CaCO₃) arbeitet. Der gesamte Prozess läuft hier in einem Temperaturbereich von 650–900 °C ab, woraus sich ein vergleichsweise geringer Wirkungsgradverlust ergibt. Der effektiv geringere Wirkungsgrad wurde bisher allerdings lediglich qualitativ diskutiert.

Gemeinsam ist allen Waschverfahren der hohe Energiebedarf, der beispielsweise für die Regenerierung der Waschmittel notwendig ist. Bei einem Kohlekraftwerk sinkt dabei der Gesamtwirkungsgrad um geschätzt acht bis zwölf Prozentpunkte (8–12 %), entsprechend kann der Brennstoffeinsatz steigen. Ein modernes Steinkohlekraftwerk hat einen Wirkungsgrad von ca. 45 %, durch die CO₂-Abscheidung sinkt der Wirkungsgrad auf dann ca. 33–37 %, was einen um bis zu ca. 35 % höheren Kohleverbrauch für dieselbe Stromproduktion bedeutet. Keines dieser Abscheideverfahren hat bisher eine CO₂-Abscheidequote von über 90 % im großtechnischen Maßstab gezeigt. Bisherige Anlagen scheiden entweder deutlich geringere Anteile an CO₂ ab oder verharren in der Erprobungs- und Entwicklungsphase.

Aktuell werden mehrere Versuchsanlagen betrieben, in Deutschland an der TU Darmstadt.

Es erscheint energetisch sinnvoller, für chemische Synthesen das CO₂ mit Kohle zu Kohlenmonoxid (Boudouard-Gleichgewicht) umzuwandeln.

Abscheidung in IGCC-Kombikraftwerken

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In Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung (Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC) und CO₂-Abtrennung (Carbon Dioxide Capture and Storage, CCS) reagiert die Kohle in einem ersten Schritt (Vergasen, partielle Oxidation) unterstöchiometrisch mit Wasser zu Wasserstoff und Kohlenstoffmonoxid.

Mit Hilfe geeigneter Katalysatoren können Kohlenstoffmonoxid und Wasserdampf zu Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff reagieren (homogene Wassergasreaktion). Dadurch kann ein Gasgemisch gewonnen werden, das hauptsächlich aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid besteht. Bedingt durch die Vergasung bei Drücken bis 60 bar, kann eine hohe CO₂-Konzentration und damit ein hoher CO₂-Partialdruck im Gasgemisch eingestellt werden. Unter diesen Bedingungen kann CO₂ mit erprobten Verfahren aus dem Gasgemisch absorbiert werden (physikalische Absorption). Dieses Verfahren wird als Pre-Combustion-Capture bezeichnet, da das CO₂ vor der Verbrennung entfernt wird. Der Wasserstoff (bis 90 Volumenprozent möglich) kann z. B. in Brennstoffzellen genutzt werden. Da IGCC-Kraftwerke bereits ohne CO₂-Abscheidung mit technischen Problemen zu kämpfen haben, wird es bis zur technischen und ökonomischen Marktreife möglicherweise noch Jahrzehnte dauern. Berechnungen zufolge hat diese Variante der CO₂-Abscheidung einen geringen Wirkungsgradverlust (weniger als 10 %). Eine Pilotanlage besteht seit 2011 im niederländischen Kraftwerk Buggenum.

Abscheidung im Oxyfuel-Verfahren

Im Oxyfuel-Verfahren wird die Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff und CO₂ (rezirkulierendem Rauchgas) verbrannt. Das dabei entstehende Rauchgas ist nicht mit Luft-Stickstoff verdünnt und besteht im Wesentlichen aus CO₂ und Wasserdampf. Der Wasserdampf kann mit wenig Aufwand kondensiert werden, so dass ein hochkonzentrierter CO₂-Strom (Konzentration im Idealfall nahe 100 Prozent) übrigbleibt. Das CO₂ kann dann verdichtet und zum Lager transportiert werden. Eine Pilotanlage zur CO₂-Sequestrierung mit einer thermischen Leistung von 30 MW im Industriepark Schwarze Pumpe war von 2008 bis 2014 in Betrieb.

Auch beim Oxyfuelverfahren sinkt der elektrische Gesamtwirkungsgrad gegenüber einer Anlage ohne CO₂-Abscheidung um ca. 10 Prozentpunkte, was je nach Wirkungsgrad des zugrundeliegenden Prozesses einem 30–50 % höheren Kohlebedarf entspricht. Das bedeutet ein Absinken des thermodynamischen Wirkungsgrades um ca. 15 %. Zusätzlicher Hauptenergieverbraucher ist in diesem Fall die Luftzerlegungsanlage für die Produktion des reinen Sauerstoffs.

„CCS-Ready“

Im Zusammenhang mit dem Neubau von Kohlekraftwerken werden zunehmend die Begriffe „CCS-Ready“ bzw. „Capture-Ready“ verwendet, die bezeichnen sollen, dass der Kraftwerksneubau für nachträgliche Installationen zur Abscheidung vorbereitet ist. Diese Begriffe sind derzeit nicht genau definiert oder gesetzlich geschützt. Der TÜV Nord hat einen eigenen Standard definiert und vergibt darauf basierend ein Zertifikat. Gesetzliche Auflagen bestehen nicht.

Da für den Aufbau der Abscheidung Flächen benötigt werden, die mehr als der Hälfte der ursprünglichen Kraftwerksfläche entsprechen, sollten bei einem Kraftwerksneubau oder einer Renovierung diese Flächen vorhanden und für die Nutzung freigegeben sein. Ein Kraftwerksneubau ohne diese Voraussetzungen kann normalerweise nicht geltend machen, „CCS-Ready“ zu sein.

Direkte Entnahme aus der Umwelt

Weitere Programme erforschen Möglichkeiten, das Kohlenstoffdioxid mittels chemischer Absorber direkt aus der Luft zu filtern. Diese Technologie wird zumeist als DAC (Direct air capture) bezeichnet. Es existieren erste Prototypen, die das Verfahren experimentell erproben, nachteilig sind jedoch die hohen Kosten. Mit Stand Anfang 2018 betrug diese ca. 600 USD pro Tonne Kohlenstoffdioxid. Entwickler dieser Technik hoffen, die Kosten für die Kohlendioxidabscheidung aus der Luft langfristig auf ca. 100 $/Tonne senken zu können, Speicherung nicht eingerechnet. Climeworks ist ein Unternehmen, das dieses Verfahren anbietet.

Geforscht wird auch an der Entnahme von CO₂ aus Meerwasser, wodurch das Meerwasser weiteres CO₂ aus der Luft aufnehmen und so die atmosphärische Konzentration verringern könnte. Vorteil dieses Verfahrens sind die höhere Konzentration von CO₂ in Meerwasser im Vergleich zur Luft und der potenziell niedrigere Energieaufwand zur Abscheidung. Ein wesentliches technisches Problem ist die Verschmutzung der verwendeten elektrochemischen Zellen durch die Ausfällung von Mineralien.

Lagerung in Form von CO₂

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Im zweiten Satz fehlt die Angabe, welche Temperatur dort bei 800 m Tiefe herrscht und folglich welcher (vermutlich sehr hohe) Gasdruck.

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Die meisten Forscher auf dem Gebiet der CO₂-Sequestrierung favorisieren (Stand 2000er Jahre) eine Lagerung in tiefen Sedimentschichten, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind. Ab ca. 800 m Tiefe treten Drücke auf, bei denen das eingebrachte CO₂ so verdichtet ist, dass es im überkritischen Zustand bleibt. Damit ein erneutes Zutagetreten des Kohlenstoffdioxids praktisch ausgeschlossen ist, müssen diese Schichten durch eine undurchlässige Deckschicht abgedeckt sein. Trotz des dort herrschenden Drucks besitzt das CO₂ mit unter 700 kg pro m³ eine geringere Dichte als das Salzwasser, wodurch es auf diesem schwimmen wird. Im oberen Bereich der Lagerstätte wird deshalb das Salzwasser aus den Poren verdrängt, wodurch Platz für das verpresste CO₂ geschaffen wird. Wo das verdrängte Salzwasser bleibt, ist eine der kritischen Fragen der CCS-Technologie. Es wird vorwiegend zur Seite (lateral) verdrängt werden und kann dann an geologischen Störungszonen, auch in weiter Entfernung vom Injektionsort, aufsteigen und ins Grundwasser (Trinkwasser) oder an den Meeresboden gelangen. Die laterale Ausdehnung der Druckanomalie kann vielfach größer sein als die Verbreitung des CO₂ in einem Aquifer. Werden zur Verpressung von CO₂ und zur Verdrängung von Salzwasser Drücke verwandt, die deutlich über dem Formationsdruck und der Zugspannung des Gesteins liegen, so können induzierte Erdbeben auftreten, die im Einzelfall auch zu Erschütterungen führen können, die über der Fühlbarkeitsgrenze liegen.

Bei der Nutzung tiefer Aquifere steht die Sequestrierung im Wettbewerb mit anderen Nutzungen, beispielsweise der Nutzung dieser Aquifere zur nachhaltigen Stromerzeugung aus Geothermie. Fragen der Umweltschädlichkeit der Endlagerung großer Mengen von verunreinigtem CO₂ aus dem Rauchgas in Aquiferen sind überhaupt nicht untersucht. Auch ist die Speicherfähigkeit von Aquiferen begrenzt. Die 2009 vermuteten etwa 20 Mrd. Tonnen Speicherkapazität auf deutschem Territorium entsprechen etwa den CO₂-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks während 30 bis 60 Jahren. Die Erfahrungen mit diesen Gesteinsschichten in den norwegischen Sleipner- und Snøhvit-Gasfeldern zeigen, dass die tatsächlich verfügbare Speicherfähigkeit deutlich niedriger anzusetzen wäre.

Während in einfachen Modellen vor wenigen Jahren davon ausgegangen wurde, dass sich das CO₂ in salinaren Aquiferen entweder im Salzwasser lösen oder mineralisieren würde, zeigen aktuelle Untersuchungen, dass wahrscheinlich ein wesentlicher Anteil dauerhaft als überkritische Flüssigkeit bestehen bleiben wird.

Kohlenstoffdioxid kann in Form von Karbonaten gelagert werden, die auch offen und ohne Sicherheitsbedenken deponiert werden könnten. Als Ausgangsstoffe kommen hierfür in erster Linie Silikate der Erdalkalimetalle in Frage. Diese lassen sich mit gelöster Kohlensäure exotherm zu Karbonaten und Kieselsäuren umsetzen. Besonders erfolgversprechend sind nicht-polymerisierte oder niedrig-polymerisierte Silikate wie Olivine, Pyroxene und Pyroxenoide, so z. B. Forsterit, Monticellit, Wollastonit, Diopsid oder Enstatit, weniger dagegen Schicht-Silikate wie die Serpentine. Problematisch ist dennoch die langsame Reaktionsgeschwindigkeit. Zu deponierende Produkte wären Magnesium- oder Calcium-Carbonat und aus der Kieselsäure ausgefälltes Silicium-Dioxid. Forscher der New Yorker Columbia University unter Klaus Lackner konnten 2008 zeigen, dass an Peridotit, einem Gestein aus Olivin und Pyroxen, auch in situ eine erheblich schnellere Karbonatisierung ablaufen kann als bisher angenommen, eine technische Nutzung damit auch ohne vorherigen Abbau des Minerals und anschließende Deponierung der entstandenen Carbonate möglich wäre. Die Forscher halten mit der Niederbringung einer größeren Zahl von Bohrungen, hydraulischer Frakturierung des Gesteins und einer Anfangserwärmung die reaktive CO₂-Sequestrierung in größerer Tiefe, wo ohnehin höhere Drücke und Temperaturen herrschen, im großtechnischen Maßstab für möglich. Ein internationales Wissenschaftlerteam berichtete 2016 in Science, dass die Mineralisierung in Basaltgestein sehr effizient ist. In dem Pilotprojekt CarbFix injizierten sie auf Island 220 Tonnen mit radioaktivem schwerem Kohlenstoff markiertes Kohlenstoffdioxid zusammen mit Wasser in Tiefen von 200 bis 400 Metern. Die Messungen ergaben, dass schon nach 1,5 Jahren etwa 95 % des injizierten Kohlenstoffs Bestandteil von Calcit und anderer Mineralien war.

Globale Potenziale und planetare Grenze

Schätzungen in wissenschaftlicher und industrieller Literatur geben die technische globale Speicherkapazität häufig im Bereich von etwa 10.000–40.000 Gt CO₂ an; Branchenangaben liegen bei rund 14.000 Gt CO₂, wovon allerdings der überwiegende Teil bislang unentdeckt ist und nur ein sehr kleiner Anteil derzeit wirtschaftlich erschlossen gilt. Eine aktuelle, vorsorgeorientierte Bewertung kommt – nach Abzug von Ausschlussflächen (u. a. Schutzgebiete, seismische Gefährdung, Wassertiefen/Geologie) sowie regulatorischen und gesellschaftlichen Einschränkungen – auf eine prudente planetare Speicherkapazität von rund 1.460 Gt CO₂. Diese Potenziale sind räumlich ungleich verteilt; Staaten mit hoher historischer Emissionsverantwortung verfügen teils nur über geringe inländische Speicherkapazitäten und wären auf grenzüberschreitenden Transport und Speicherung angewiesen, während Länder mit großer Kapazität und geringerer Verantwortung Speicherleistungen (bei finanzieller Kompensation) anbieten könnten (Stichwort common but differentiated responsibilities).

Einsatz von Kohlendioxid zum Fördern von Methan

Man kann Kohlenstoffdioxid auch in tiefe, nicht abbaubare Kohleflöze injizieren, was den Kollateralnutzen hätte, dass das CO₂ an der Kohle sorbiert (durch schwache physikalische Wechselwirkungen fixiert) würde und das normalerweise in der Kohle enthaltene sogenannte Flözgas Methan, dadurch verdrängt, als relativ saubere Energiequelle gefördert und genutzt werden könnte. Modellrechnungen anhand von Demonstrationsanlagen ergaben, das mit dem sog. CarbFix-Verfahren abhängig von den jeweiligen Standortbedingungen vor Ort Speicherkosten von ca. 25 bis 50 Dollar/Tonne CO₂ möglich wären, die damit niedriger lägen als bei herkömmlichen CCS-Verfahren.

Ebenfalls erforscht wird seit 2008 der Austausch von Methan-Hydraten in Sedimentschichten am Meeresboden gegen CO₂. Der kommerzielle Abbau von Gashydrat-Lagerstätten zwecks Gewinnung des fossilen Energieträgers wurde bisher nur in einem westsibirischen Permafrostvorkommen realisiert. In Japan, den USA, Kanada, Südkorea, China, Indien und anderen Staaten werden jedoch umfangreiche Förderprogramme aufgelegt, die darauf abzielen, in ca. zehn Jahren mit dem großflächigen Abbau von submarinen Hydratlagerstätten zu beginnen. Das Forschungsprojekt SUGAR (2008–2017) hatte zum Ziel, das dem Meeresboden entnommene Methan gegen CO₂ auszutauschen.

Internationales Seerecht

Das Verbot der Verbringung von Abfällen auf See (Verklappung) sowie das Exportverbot von Abfällen zur Verbringung ins Meer, die in der Londoner Konvention (1972) und dem OSPAR-Abkommen niedergelegt sind, betrifft auch die CO₂-Speicherung im Meer oder unterhalb des Meeresbodens. Da das weltweit erste CO₂-Speichervorhaben offshore bei der norwegischen Bohrinsel Sleipner realisiert wurde, bestand hier Regelungsbedarf. Die Vertragsstaaten haben Anpassungen des OSPAR-Abkommens 2007 beschlossen, bei der Londoner Konvention 2008. Demnach ist die Verbringung von CO₂ in geologische Formationen unterhalb des Meeresbodens gestattet. Die bis dahin (und in manchen Ländern bis heute) diskutierte Verbringung von CO₂ in die offene Wassersäule ist den jeweiligen Vertragsstaaten hingegen seither untersagt.

Das Londoner Protokoll erlaubt mittlerweile bilaterale Vereinbarungen zur transnationalen Nutzung von Speichern in untermeerischen Sedimentbecken; zugleich wirft ein aktuelles Gutachten des Internationalen Seegerichtshofs Fragen zur Regulierung bei Mehrparteien-Injektionen in ein gemeinsames Becken auf. Bislang haben nur wenige Staaten entsprechende Erlaubnisse beantragt.

EU-Recht

Auf EU-Ebene regelt die Richtlinie 2009/31/EG zur geologischen Speicherung von Kohlenstoffdioxid die Auswahl, Genehmigungsverfahren und Betrieb von CO₂-Speichern. Diese Richtlinie ist seit dem 25. Juni 2009 in Kraft und regelt unter anderem die Vorgehensweise des Genehmigungsprozesses bei der Erkundung, Betrieb und Abschluss von CO₂-Speichern und gibt materielle Standards an die Beschaffenheit der geologischen Formationen. Transportnetze und Speicherstätten müssen diskriminierungsfrei zugänglich gemacht werden, also insbesondere Nutzern aus allen EU-Ländern offenstehen.

Weitergehende Anforderungen wie der verpflichtende Einsatz von CCS in neuen Kraftwerken und das Nachrüsten Bestehender waren in der Diskussion, sind jedoch nicht in die Richtlinie aufgenommen.

Die EU-Richtlinie gilt nicht unmittelbar in den Mitgliedsstaaten. Diese haben die Richtlinie in nationales Recht zu überführen. Hierzu hatten die Mitgliedsstaaten eine Frist von zwei Jahren, d. h. bis zum 25. Juni 2011. Nach Mitteilung der EU-Kommission haben 25 der 27 Mitgliedsstaaten diese Frist versäumt. Lediglich Spanien und Rumänien haben termingerecht Vollzug gemeldet. Die EU-Kommission prüfte gemäß der Europäischen Verträge Sanktionen gegen die säumigen Staaten.

Deutschland

In Deutschland wurde der Einsatz von CCS zum 24. August 2012 durch das Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz – KSpG) gesetzlich geregelt; dieses wurde mit Wirkung vom 28. November 2025 geändert und in Kohlendioxid-Speicherung-und-Transport-Gesetz (KSpTG) umbenannt. Deutschland hat damit 2012 auch die EU-Richtlinie 2009/31/EG in nationales Recht umgesetzt. Das Gesetz erklärt die CO₂-Speicherung in der Ausschließlichen Wirtschaftszone und im Bereich des Festlandsockels für zulässig. Zu Lande ist eine Zustimmung der betroffenen Bundesländer notwendig.

Österreich

In Österreich wurde die CO₂-Endlagerung 2011 verboten; lediglich Forschungsvorhaben bis zu 100.000 t CO₂ wurden gestattet. Im Jahr 2026 verfolgt die Koalition aus ÖVP, SPÖ und NEOS ein Gesetzesvorhaben zur Aufhebung des Verbots.

Andere Länder

In Australien regelt ein neues Gesetz die CO₂-Speicherung offshore in den Territorialgewässern. Für die Speicherung auf Land gibt es in einigen Bundesstaaten Regelungen. Die CCS-Anlage innerhalb des Gorgon-Gasprojekts im Nordwesten Australiens gilt als die weltweit größte.

Ähnlich ist auch in den Vereinigten Staaten und in Kanada die CO₂-Speicherung in einzelnen Bundesstaaten geregelt. Eine landesweite gesetzliche Regelung befindet sich in den USA in der öffentlichen Anhörung.

Bitte den Hinweis zu Rechtsthemen beachten!

Nutzbarkeit der Technik

Der Wirkungsgradverlust am Kraftwerk führt bei heutigem Stand der Technik zu einem Effizienzverlust von Kraftwerken um ca. 10 Prozentpunkte. Dies entspricht einem um ca. 30 % erhöhten Ressourceneinsatz. Hieraus resultieren neben hohen Kosten ein schnellerer Verbrauch teils ohnehin knapper Ressourcen und zusätzliche Umweltbelastungen durch Landschaftszerstörung (im Fall z. B. von Braunkohletagebau), den Transport, die Zunahme an Abwärme und die Emission anderer Schadstoffe (Feinstaub, Schwermetalle). Weitere Umweltfolgen entstehen durch erhöhten Anfall von Abwasser und Abfall als Folge des Abscheidungsprozesses. Diese lassen sich allein mit dem Kenntnisstand der klassischen Thermodynamik nicht quantifizieren.

In jedem Fall würde die Technik Strom aus Kohlekraftwerken deutlich verteuern.

Bei Pipelinelängen von mehr als 500 km dürften die Verluste umso höher ausfallen. Für Europa ist ein CO₂-Pipeline-Netz von 22.000–37.000 km Länge geplant. Legt man die Erfahrungen aus den USA zu Grunde, wäre bei einem 25.000 km langen Pipeline-Netz jedes Jahr mit sechs Leckagen zu rechnen. Nicht eingerechnet ist der langfristige Energieeinsatz, da in den Lagerstätten über Tausende von Jahren ein Monitoring stattfinden sollte. Insofern stellt sich die Frage, ob die Energiebilanz von CCS-Kraftwerken überhaupt positiv ausfällt.

Die Technik ermöglicht keine CO₂-freie, sondern nur eine CO₂-„arme“ Stromproduktion. Nur etwa 70 % der CO₂-Emissionen werden tatsächlich vermieden.

Unter Berücksichtigung vorsorgeorientierter Ausschlusskriterien ist die globale geologische Speicherkapazität begrenzt (ca. 1.460 Gt CO₂). Daraus ergibt sich eine strategische Knappheit: Geologische Speicher sollten vorrangig für hoch-dauerhafte CO₂-Entnahme (z. B. BECCS oder DACCS) eingesetzt und nicht durch fortgesetzte fossile Nutzung mit CCS gebunden werden, wenn dadurch das verbleibende Entnahmepotenzial sinkt. Szenariovergleiche zeigen zudem, dass nahezu alle Pfade die Potenziale in bestehenden Öl- und Gasfeldern bis ca. 2125 ausschöpfen und die planetare Grenze vor 2200 überschreiten würden, sofern keine Gegensteuerung erfolgt.

Lagerung des Kohlenstoffdioxids

In Deutschland werden tiefe salinare Aquifereen (salzwasserführende unterirdische Schichten) und ausgediente Erdgaslagerstätten als wichtigste potenzielle Speicherstätten für CO₂ angesehen. Eine Untersuchung der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe von 2010 hat eine Speicherkapazität in salinaren Aquiferen von etwa 9,3 Mrd. Tonnen CO₂, in ausgedienten Erdgaslagerstätten von etwa 2,75 Mrd. Tonnen ermittelt. Dabei wurde allerdings noch nicht das ganze Bundesgebiet untersucht. Von den 45 größten ermittelten Speichern liegen 43 in Norddeutschland oder in der Nordsee.

Bei manchen Arten der Lagerung, insbesondere bei der Einleitung ins Meer, könnte das gelagerte CO₂ im Laufe von einigen 100 bis 1000 Jahren wieder in die Atmosphäre gelangen, so dass nur eine Verzögerung der Emission erreicht oder es sogar zu einer Erhöhung der CO₂-Emission kommen würde (aufgrund des erhöhten Brennstoffeinsatzes wird mehr CO₂ produziert als ohne Abscheidung). Auch bei einigen unterirdischen Lagern, die prinzipiell wesentlich zuverlässiger sind, ist die Dichtigkeit des Endlagers schwer einzuschätzen. Das Beobachten von CO₂-Lagern ist daher wichtiger Gegenstand der Entwicklung. Die Gefahr des allmählichen Ausgasens, das den klimapolitischen Effekt der CO₂-Sequestrierung womöglich unbemerkt zunichtemachen würde, erschwert auch die Suche nach geeigneten Lagerstätten, denn der endgültige Verbleib des Gases muss natürlich gesichert sein (je nach Ansicht für mindestens 200 oder 10.000 Jahre). Die deutsche Bundesregierung nannte 2007 aus klimapolitischer Sicht eine maximale Leckage-Rate von 0,01 % pro Jahr akzeptabel, bei der nach 1000 Jahren noch ca. 90 % des CO₂ im Endlager verbleibt.

Beim Einlagern sehr großer Mengen CO₂ wird das Salzwasser aus den Aquiferen verdrängt. Da dieses nicht „nach unten“ ausweichen kann, wird es zur Seite fließen und letztlich an Schwächezonen des Gebirges (Störungszonen) aufsteigen, so dass es dann zu einer Durchmischung mit dem Grundwasser kommen kann. Sichere Lagerungslokalitäten haben die Anforderung, hinreichend weit von Störungszonen, die eine derart hohe Durchlässigkeit bis zur Erdoberfläche aufweisen, entfernt zu sein. Da es nach Angaben des BGR alleine in Niedersachsen über 16.000 Tiefenbohrungen, Risse und Frakturen bis in die geplanten Speicherhorizonte gibt, reduziert sich dadurch die Zahl möglicher CO₂-Endlager noch einmal deutlich.

Weit gefährlicher als das allmähliche Ausgasen des gelagerten Kohlenstoffdioxids wäre ein plötzliches Zutagetreten. Dadurch würden hohe CO₂-Konzentrationen erreicht werden, die erstickend wirken (siehe hierzu Nyos-Unglück). Aufgrund von Beobachtungen bei der Erdgasförderung kann das Auftreten von Erdbeben im Bereich der Lagerstätte und damit evtl. ein solches Zutagetreten durch Risse oder an defekten Bohrlöchern nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden.

Die Einleitung großer Mengen CO₂ ins Meer kann massive ökologische Folgen haben, etwa durch Senkung des pH-Wertes oder die Bildung von „CO₂-Seen“ auf dem Meeresgrund, die das dortige Leben abtöten (siehe dazu auch Kohlenstoffzyklus, hier vor allem Versauerung der Meere).

Die Verfahren zur CO₂-Sequestrierung verursachen zusätzliche Kosten bei der Stromerzeugung. Die wirtschaftliche Machbarkeit hängt daher wesentlich von den im CO₂-Handel politisch festgelegten Preisen der Emissionsrechte ab. Ziel des europäischen Emissionsrechtehandels ist die Förderung CO₂-mindernder Technologien. Zu diesen zählt die CO₂-Sequestrierung.

Inzwischen – 2014 – sind die Herstellungskosten für Strom aus Wind und Sonne (Photovoltaik) stark gesunken; zahlreiche fossile Kraftwerke in Deutschland können im Betrieb nicht einmal die Kosten für Brennstoff und CO₂-Rechte erwirtschaften. Die CCS-Technologie – sie impliziert eine deutliche Verteuerung der Stromproduktion aus fossilen Energien – erscheint damit obsolet.

Alternativen

Kritiker der CO₂-Sequestrierung wenden ein, dass alternative Stromerzeugung und ein Ausstieg aus der Kohleverstromung mit weniger Problemen behaftet, weiter entwickelt und (schon jetzt oder zumindest auf Sicht) billiger seien. Insbesondere werden hier genannt:

• Maßnahmen zur Energieeinsparung und Verbesserung der Energieeffizienz
• Ausbau der erneuerbaren Energien
• verstärkte Nutzung von Kernenergie
• biologische Sequestrierung
• Recycling durch Methanisierung

Es gibt Ansätze, sequestriertes CO₂ nutzbar zu machen, statt es zu speichern (→ Carbon Capture and Utilization). Im Jahr 2020 startete das „Verbundvorhaben NECOC“. In diesem gelang es Forschern, in Einzelschritten CO₂ durch Einsatz von Energie und Wasserstoff zu nutzbarem Industrieruß umzuformen. Fragen der Systemintegration und Skalierung des Verfahrens sind noch offen.

Kosten

Die Kosten der CO₂-Sequestrierung setzen sich zusammen aus:

• Kosten für Forschung und Entwicklung
• Grundstückskosten bei Anlagen auf dem Land
• Kapitalkosten für die Abscheideanlagen
• Betriebskosten der Abscheideanlagen, inklusive der Kosten für den zusätzlichen Brennstoffeinsatz aufgrund des reduzierten Wirkungsgrads der Kraftwerke
• Kosten für den Transport zu den Lagerstätten
• Kosten für die Lagerung inklusive der Überwachung
• Kosten für die Versicherung
• Kosten für den Katastrophenschutz und die Abwehr von Schadensfällen.

Das Global CCS Institute schätzte im Jahr 2011, dass die Kosten für Kohlekraftwerke bei 23 bis 92 US-Dollar pro Tonne vermiedenes CO₂ liegen und durch künftige Forschungs- und Entwicklungsarbeit weiter sinken könnten.

In einem 2012 veröffentlichten Positionspapier kritisiert der Energieversorger EnBW die CCS-Technologie. Zur Zeit gebe es in der Bevölkerung keine Akzeptanz für die unterirdische Speicherung von CO₂ und außerdem „ist die CCS-Technologie mit erheblichen Kosten verbunden, die perspektivisch die Förderkosten der Erneuerbaren inklusive Photovoltaik deutlich übertrifft“.

Kritik des Umweltrates

Der Gesetzentwurf zu CCS traf im Mai 2009 auf deutliche Kritik beim Sachverständigenrat für Umweltfragen. Empfohlen wird stattdessen ein Forschungsgesetz für eine begrenzte Zahl von Demonstrationsprojekten. Das Papier warnt eindringlich vor Risiken und versteckten Kosten und nennt folgende Punkte:

• technische Risiken sind unerforscht. Das Gesetz würde CCS aber gleich in großem Maßstab ermöglichen. Die Einlagerung ist irreversibel.
• Bis heute gibt es keinen säurefesten Beton, um die Bohrlöcher verschließen zu können. Es droht ein weiteres nicht kontrollierbares Endlagerproblem.
• Ewigkeitskosten über mehrere 1000 Jahre aus Steuergeldern, da die Energiekonzerne 40 Jahre nach Stilllegung die Lagerstätten an den Bund übergeben. Dieser trägt dann das Haftungsrisiko und die Monitoringkosten.
• Nutzungskonflikte mit Geothermie und Druckluftspeichern für die Windkraft. CCS hätte durch das Gesetz faktisch Vorrang.
• Gesetzentwurf ist übereilt, da bis 2020 durch CCS kein nennenswerter Beitrag zu erwarten sei.
• Indirekte Förderung der Kohlekraft durch kostenlosen Zugang zu begrenzten Ressourcen an Speicherkapazität
• Hohe direkte Subventionen für CCS für Energiekonzerne zu Lasten erneuerbarer Energien
• fehlende Raumordnung / Einflussnahme vor Ort
• wichtige Einzelheiten nicht geregelt
• Akzeptanzprobleme unterschätzt

Zudem äußert der Umweltrat Kritik an CCS in Verbindung mit Kohlekraft:

• Abspaltung, Transport und Einlagerung verschlechtern den Wirkungsgrad der Kraftwerke
• Technik würde erst nach immensen Investitionen zur Verfügung stehen

Kohlekraftwerke gelten als nicht geeignet, um die wachsenden Mengen aus Wind- und Solarenergie flexibel zu ergänzen. Sie sind als Grundlastkraftwerke z. B. nicht in der Lage, schnell hoch- oder runterzufahren. Gas- oder Wasserkraftwerke können dagegen schneller reagieren und eignen sich entsprechend besser zur Ergänzung. Die Diskussion mündet in der Frage, ob auf neue Kohlekraftwerke bei vollständiger Versorgungssicherheit verzichtet werden kann. Der Umweltrat positioniert sich hier eindeutig: „Die Systementscheidung sollte zugunsten der erneuerbaren Energien erfolgen.“

Kritik von Umweltschützern

Neben dem Sachverständigenrat für Umweltfragen wurde CCS auch von Umweltschutzorganisationen immer wieder kritisiert. So äußerte zum Beispiel der WWF Deutschland in einer 2009 veröffentlichten Stellungnahme Zweifel, ob entsprechende Technologien weltweit schnell genug zur Verfügung stehen würden, um einen signifikanten Beitrag zur Reduzierung der CO₂-Emissionen zu leisten. Greenpeace bezeichnete CCS gar als „Mogelpackung“.

Laut Andreas Malm würden Maßnahmen zur nachträglichen Entziehung von CO₂ aus der Atmosphäre solange keinen lindernden Effekt auf die globale Erwärmung zeigen, wie wirtschaftliche Anreize zur Weiterverwendung – und damit Wiedereinbringung – des gewonnenen Rohstoffs bestünden. Die sinnstiftende Anwendung von Technologien wie Direct Air Capture (DAC) müsse durch öffentliche Betriebe erfolgen, um CO₂ dauerhaft binden zu können. Hierzu benötige es der Anerkennung der Atmosphäre als globales öffentliches Gut.

Forschungsprogramme

In vielen Industrieländern der Erde wird die CO₂-Sequestrierung erforscht. Die Europäische Union hat ihren bisherigen Forschungsetat für diesen Bereich von 30 auf 200 Millionen Euro aufgestockt. Im Rahmen des European Energy Programme for Recovery wurden 2009 Förderzusagen über 1 Milliarde Euro für CCS-Projekte gegeben. Auch in den USA existiert bereits seit 1997 ein derartiges Forschungsprogramm.

In der Bundesrepublik Deutschland wird in Forschungsprojekten im Rahmen der Programme Geotechnologien und Cooretec untersucht, wie der notwendige Kraftwerksneubau in Deutschland von 40 GW (etwa 1/3 der Engpassleistung aller deutschen Kraftwerke) so gestaltet werden sollte, dass die notwendige Reduzierung der CO₂-Emissionen erreicht werden kann. So müssen insbesondere die Wirkungsgrade der Kraftwerke maximiert werden, weil so der CO₂-Anfall an der Quelle minimiert wird. Weiterhin erprobt man die Realisierung von Kraftwerkstechnologien mit CO₂-Abtrennung (Prognose: Ersteinsatz bis 2030) sowie Möglichkeiten, das Gas aus den Rauchgasen konventioneller Kraftwerke abzuscheiden. Zuletzt wird nach Möglichkeiten gesucht, das abgetrennte CO₂ dauerhaft und sicher zu lagern.

Im September 2009 hat das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) die Finanzierung eines Projekts zur Untersuchung von Speicherstandorten gestoppt.

Auf EU-Ebene wurde die Technologieplattform für CO₂-freie Kraftwerke (TP ZEFFPP) eingerichtet, die in internationaler Kooperation von Experten aus Nichtregierungsorganisationen, Wissenschaft und Industrie den Stand der Forschung untersucht und den Handlungsbedarf ermittelt, um die Vision CO₂-freier Kraftwerke umzusetzen. Dieses Gremium erarbeitet auch Vorschläge für die Ausrichtung des 7. Forschungsrahmenprogramms der EU. Hierzu ist allerdings anzumerken, dass der Begriff CO₂-freie Kraftwerke irreführend ist, es geht allenfalls um eine Reduzierung der CO₂-Abgabe in die Atmosphäre. Dies gilt insbesondere, wenn nicht nur das Kraftwerk, sondern die Stromerzeugung aus Kohle insgesamt betrachtet wird.

Die Förderung von CCS durch die Europäische Union im Rahmen des 2010 begonnenen NER300-Programms hat keinen Erfolg erzielt. Trotz knapp 4 Mrd. Euro Subventionen war keines der Projekte erfolgreich, wie der Europäische Rechnungshof 2018 kritisiert.

Pilotanlagen

Derzeit wird in verschiedenen Anlagen die CO₂-Abscheidung in Kraftwerken im Pilotmaßstab ohne wirtschaftliche Erfolgsaussichten erprobt:

• im Kraftwerk Staudinger durch Siemens Energy und E.ON
• im Kraftwerk Niederaußem durch RWE, Linde und BASF
• Im Kraftwerk Heilbronn durch EnBW Praxistests zum Aminwäscheverfahren.

Im Industriepark Schwarze Pumpe wurde die CCS-Technologie durch Alstom und Vattenfall Europe getestet, 2014 wurde bekannt, dass Vattenfall die Anlage auf Grund der „schwierigen Marktbedingungen“ komplett stilllegt und demontiert.

Im September 2021 ging die bis dahin größte Direct-Air-Capture-Anlage „Orca“ in Island in Betrieb. Der Betreiber Climeworks gibt an, mit der Anlage im Jahr ca. 4.000 Tonnen CO₂ abscheiden bzw. in Wasser zu lösen und in Basaltgestein einbringen zu können.

Schleswig-Holstein

Der Stromversorger RWE hatte zwischen 2006 und 2010 Planungen verfolgt, eine CO₂-Abscheidung an einem neuen Braunkohlekraftwerk auf dem Standort des Goldenbergwerks in Hürth zu installieren sowie dieses CO₂ über eine 530 km lange Pipeline ins nördliche Schleswig-Holstein zu pumpen und dort zu verpressen. Ursprünglich sollte die Anlage 2015 in Betrieb gehen.

Schleswig-Holsteins Umweltminister Christian von Boetticher, Wirtschaftsminister Dietrich Austermann (beide CDU) und RWE Dea hatten das „gemeinsame Projekt“ angekündigt. Zunächst war grob von Nordfriesland und Ostholstein als Speicherregion die Rede. Im Mai 2009 genehmigte das Landeswirtschaftsministerium dort Bodenuntersuchungen. RWE Dea begann damit in den Ämtern Südtondern, Mittleres Nordfriesland und Schafflund.

In den betroffenen Gemeinden trafen die Pläne auf starken Widerstand. So sammelte etwa die Bürgerinitiative gegen das CO₂-Endlager e. V. nach eigenen Angaben mehr als 80.000 Unterschriften. Landes-SPD, SSW, Grüne und Die Linke sprachen sich früh gegen das Projekt aus. Schließlich schwenkte auch die CDU um, ebenso die FDP. Somit beschloss der Schleswig-Holsteinische Landtag am 17. Juni 2009 einstimmig, das Speichervorhaben abzulehnen und das CCS-Gesetz im Bundesrat abzulehnen. Nach der Landtagswahl 2009 bekräftigte die Landesregierung ihre ablehnende Haltung. RWE legte daraufhin das gesamte CCS-Projekt auf Eis.

Brandenburg

In Brandenburg wollte der Energiekonzern Vattenfall CO₂ an einem neuen Block des Braunkohlekraftwerk in Jänschwalde abspalten, über Pipelines transportieren und bei Beeskow (Landkreis Oder-Spree) oder Neutrebbin (Landkreis Märkisch-Oderland) im Untergrund verpressen. Für dieses Projekt waren Fördergelder der EU in Höhe von 180 Millionen Euro vorgesehen gewesen. Die Resonanz auf das Projekt war im Land gespalten. Während die Landesregierung, Handels- und Handwerkskammer sowie Teile der Gewerkschaften wie beispielsweise die IGBCE das Projekt befürworteten, gab es vor allem in den avisierten Speicherregionen Ablehnung. Gegen das Projekt hatten die Bürgerinitiativen CO₂ntraEndlager und CO₂-Endlager-stoppen e. V. mehr als 10.000 Unterschriften gesammelt. Politische Unterstützung erhalten die Brandenburger Bürgerinitiativen durch den CDU-Bundestagsabgeordneten Hans-Georg von der Marwitz aus Märkisch-Oderland, der in CCS einen wirtschafts- und umweltpolitischen Irrweg sieht. Ebenso hat sich die Evangelische Kirche Berlin-Brandenburg-schlesische Oberlausitz (EKBO) in einem Beschluss der Synode am 30. Oktober 2010 aufgrund ungeklärter Risiken gegen die Erprobung von CCS in Brandenburg ausgesprochen. Die Linke ist in der CCS-Frage gespalten: Während Einzelstimmen CCS ablehnen, steht die Brandenburger Landespartei und insbesondere Wirtschaftsminister Christoffers zur Koalitionsvereinbarung mit der SPD, in der sie CCS unterstützt, obwohl Die Linke zuvor im Wahlkampf 2009 mit dem Slogan „Konsequent gegen CO₂-Endlager“ geworben hatte.

Nachdem das Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg (LBGR) die Aufsuchungserlaubnis für die Erkundungsregion Birkholz-Beeskow und Neutrebbin 2009 erteilt hatte, war Vattenfall aufgefordert gewesen, Betriebspläne für die Erkundung (Seismik, Bohrung) aufzustellen und genehmigen zu lassen. Hierzu kam es nicht mehr. Im Dezember 2011 stellte Vattenfall das Projekt unter Hinweis auf das verzögerte Gesetzgebungsverfahren zum Kohlendioxidspeichergesetz (KSpG) ein.

Sachsen-Anhalt

Im Bereich Maxdorf, Altmarkkreis Salzwedel, plante die Firma GDF Suez zusammen mit Vattenfall in dem fast leergeförderten Erdgasteilfeld Altensalzwedel die Speicherung von Kohlenstoffdioxid in Verbindung mit der Förderung des restlichen Erdgases in Höhe von rund 2 Mrd. m³ zu erproben. Der Betrieb der Anlage wurde 2012 beendet.

Schweiz

In der Schweiz wurde 2019 ein Endlager im Felslabor Mont Terri geprüft. Im Sommer 2024 wurde bekannt, dass ein 1300 Meter tiefes Bohrloch der Nationalen Genossenschaft für die Lagerung radioaktiver Abfälle in Trüllikon im Kanton Zürich für Versuche verwendet wird.

Norwegen

Im Gemeindeteil Brevik von Porsgrunn in Norwegen steht ein Zementwerk der Heidelberg Materials Sement Norge AS. Im Rahmen des Forschungsprojekts Cicero wurde eine CO₂-Abscheideanlage errichtet (Inbetriebnahme Juni 2025), die das beim Kalkbrennen (CaCO₃ -> CaO + CO₂) entstehende CO₂ kühlt und durch Komprimieren verflüssigt. Es soll flüssig verschifft und etwa 100 km westlich von Norwegen in 2500 m Meerestiefe in den Meeresboden verpresst werden. Betreiber ist die Projektgesellschaft Brevik CCS. Nach Herstellerangaben des Konsortiums SLB Capturi soll die Abscheidesanlage eine Kapazität von bis zu 400.000 Tonnen haben.

Das norwegische Unternehmen Northern Lights hat das erste CO₂ in das Aurora-Reservoir in 2600 Metern Tiefe in der norwegischen Nordsee eingeleitet. Northern Lights wird bis Ende 2025 CO₂ von Norwegen aus zum Reservoir verbringen und speichern. 2026 sollen CO₂-Mengen aus Dänemark und den Niederlanden hinzukommen. Im März 2025 beschloss Northern Lights, in ein Erweiterungsprojekt zu investieren, das die Transport- und Speicherkapazität von 1,5 Mio. Tonnen CO₂ pro Jahr auf mindestens 5 Mio. Tonnen CO₂ pro Jahr erhöhen wird. Northern Lights ist eine eingetragene Partnerschaft mit gemeinschaftlicher Haftung (delt ansvar=DA) im Besitz von Equinor, TotalEnergies und Shell.

Dänemark

Im September 2026 wurde nahe der Hafenstadt Esbjerg eine Lagerstätte für Kohlendioxid im Meeresgrund in Betrieb genommen. Seit 2023 war in der dänischen Nordsee diese Einlagerung auf dem ausgeförderten Ölfeld Nini West getestet worden. Im Rahmen dieses Projekts Greensand landeten jährlich rund 15 Tausend Tonnen verflüssigtes Kohlendioxid in diesem Lager in rund 1800 Metern Tiefe. Im Regelbetrieb sollen künftig pro Jahr maximal 400.000 Tonnen zu der ehemaligen Ölplattform verbracht und im Meeresgrund eingelagert werden.

Die im Bau befindliche Abscheidungsanlage Ørsted Kalundborg CO₂ Hub sollte der ursprünglichen Ankündigung zufolge ab 2026 im Kraftwerk Asnæs und im Kraftwerk Avendøre bei Kopenhagen bis zu 430.000 Tonnen CO₂ pro Jahr abscheiden. Mittlerweile (Oktober 2026) schreibt Øersted, der Betrieb werde 2027 aufgenommen. Die Lagerung des abgeschiedenen Kohlenstoffdioxids ist in Norwegen geplant. Zudem erteilte die dänische Regierung 2024 den Unternehmen Equinor, Øersted und Nordsøfonden die Lizenz, ein potenzielles Lager in der Nähe jener Abscheideanlage zu erkunden. Laut Equinor könnte dieses jährlich bis zu 12 Mio. Tonnen CO₂ aufnehmen; eine Gesamtkapazität wurde dabei nicht genannt.

Fahrplan der Internationalen Energieagentur

2016 berichtete die NZZ, der Fahrplan der Internationalen Energieagentur (IEA) von 2009 sei längst Makulatur. Dieser hatte verlangt, von 2010 bis 2020 rund hundert CCS-Projekte aufzubauen und dabei 300 Millionen Tonnen CO₂ zu speichern. Doch Politikern erschienen die Kosten zu hoch, viele Projekte wurden gestoppt.

Übersichtsliteratur

• S. Kammerer, I. Borho, J. Jung, M. S. Schmidt: Review: CO₂ capturing methods of the last two decades. In: International Journal of Environmental Science and Technology. Dezember 2022, doi:10.1007/s13762-022-04680-0 (englisch, Open Access). 
• IPCC Special report on CCS von 2005 (PDF-Datei; 22,80 MB, engl.).
• Technische Abscheidung und Speicherung von CO₂ – nur eine Übergangslösung – Positionspapier des Umweltbundesamtes (2006) als Kurz- oder Langfassung zum Herunterladen
• Internationale Energieagentur (IEA): CO₂ Capture and Storage – A Key Carbon Abatement Option, Paris 2008 (PDF-Datei; 3,8 MB).
• CO2-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken – Bericht des Büros für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB), 1. Juli 2008 (PDF; 683 kB)
• CCS – Rahmenbedingungen des Umweltschutzes für eine sich entwickelnde Technik – Hintergrundpapier des Umweltbundesamtes auf umweltbundesamt.de, 2009
• International CCS technology survey (PDF-Datei; 4,7 MB, englisch)
• Ralf E. Krupp: Geologische Kurzstudie zu den Bedingungen und möglichen Auswirkungen der dauerhaften Lagerung von CO₂ im Untergrund; im Auftrag des BUND; 2010 (PDF-Datei; 6,1 MB)
• Global CCS Institute: Global Status of CCS; 2011 (PDF-Datei; 6 MB, engl.)

Gesetzestexte

• Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid und zur Änderung der Richtlinie 85/337/EWG des Rates sowie der Richtlinien 2000/60/EG, 2001/80/EG, 2004/35/EG, 2006/12/EG und 2008/1/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie der Verordnung (EG) Nr. 1013/2006 (Text von Bedeutung für den EWR) (Ursprungsfassung mit Erwägungsgründen)
• Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid und zur Änderung der Richtlinie 85/337/EWG des Rates sowie der Richtlinien 2000/60/EG, 2001/80/EG, 2004/35/EG, 2006/12/EG und 2008/1/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie der Verordnung (EG) Nr. 1013/2006 (Text von Bedeutung für den EWR) (Konsolidierte Fassung vom 24. Dezember 2018 ohne Erwägungsgründe)
• Kohlendioxidspeichergesetz in Deutschland vom 17. August 2012
• Text des deutschen Gesetzes zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherung-und-Transport-Gesetz - KSpTG)

Aufsätze

• Robert H. Socolow: Können wir das Klimaproblem begraben? In: Spektrum der Wissenschaft. Heidelberg, 03/2006, S. 72 ff., ISSN 0170-2971, kostenfrei abrufbar bei wissenschaft-online (PDF; 348 kB)
• Oliver Mayer-Spohn, Markus Blesl, Ulrich Fahl, Alfred Voß: Logistik der CO₂-Sequestrierung – Optionen für den CO₂-Transport. In: Chemie Ingenieur Technik. 78.2006,4, S. 435–444, ISSN 1522-2640
• Lutz Wicke: Mit CCS oder gar nicht. Artikel zur technischen Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit der Sequestrierung, der ein „Schweigekartell der Oberingenieure“ analog zur Diskussion um die Abscheidung von Schwefeldioxid in den 1970er Jahren ins Feld führt.
• Rainer Wolf: CCS, Anlagengenehmigungsrecht und Emissionshandel. In: Zeitschrift für Umweltrecht (ZUR). Ausgabe 12/2009, S. 571–579. (PDF-Datei; 149 kB)
• Ernst Riensche, Sebastian Schiebahn, Li Zhao, Detlef Stolten: Kohlendioxid-Abtrennung aus Kohlekraftwerken – Aus der Erde in die Erde. In: Physik in unserer Zeit 43(4), S. 190–197 (2012), ISSN 0031-9252
• Dirk Asendorpf: „Wir könnten alle Emissionen aufnehmen“. Norwegen macht Europa ein verführerisches Angebot: Leere Erdgasfelder vor der Nordseeküste sollen zum CO₂-Endlager werden, in: Die Zeit Nr. 33, 9. August 2018, S. 31.
• Bernhard Pötter: Der nächste Bodenschatz. Die Tageszeitung, 8. Januar 2022, ISSN 1434-4459 (Online [abgerufen am 9. Januar 2022] Bericht zum Projekt Northern Lights, Seite 8-9).