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Speicherkapazitäten unter der Nordsee
Für die Industrie ist eine schnelle Dekarbonisierung nicht immer möglich. Um die Emission von Treibhausgasen dennoch zu reduzieren, kann CO₂ sicher und dauerhaft abgeschieden und in ausgeförderten Gasfeldern unter der Nordsee gespeichert werden. Wie viel Speicherraum steht für CO₂ zur Verfügung und wie ist der aktuelle Stand? Experten von Energie Beheer Nederland (EBN) und Gasunie – zwei öffentliche Organisationen, die eng beim erfolgreichen Aufbau des CCS-Marktes zusammenarbeiten – geben ihre Einschätzung.
Die Niederlande verfügen unter der Nordsee über ausreichende Kapazitäten zur CO₂-Speicherung: rund 1,5 Gigatonnen in ausgeförderten Gasfeldern, zuzüglich zusätzlicher Kapazitäten in sogenannten Aquiferen. Die ersten konkreten CCS-Projekte in den Niederlanden (Porthos und Aramis) sind bereits weit fortgeschritten und werden später durch den Delta Rhine Corridor sowie die Delta Schelde CO₂nnection ergänzt.
Die CO₂-Emissionen in den Niederlanden beliefen sich im Jahr 2024 auf 144 Megatonnen, was einem Rückgang von 37 Prozent gegenüber 1990 entspricht. Bis 2030 soll die Reduktion 55 Prozent gegenüber 1990 betragen. Die Stromerzeugung wird zunehmend klimafreundlicher durch den Ausbau von Solar- und Windenergie, und auch der Mobilitätssektor verursacht dank der zunehmenden Verbreitung von Elektrofahrzeugen immer weniger CO₂-Emissionen.
Für die Industrie ist die Dekarbonisierung jedoch deutlich schwieriger – insbesondere für Müllverbrennungsanlagen, Raffinerien sowie die Zement- und Düngemittelindustrie. Die CO₂-Emissionen der Industrie lagen 2024 noch bei 47 Megatonnen. Um auch in diesen schwer zu dekarbonisierenden Sektoren die Treibhausgasemissionen deutlich zu senken, gibt es eine Alternative: die Abscheidung und Speicherung von CO₂ (Carbon Capture and Storage, CCS).
Die CO₂-Emissionen in den Niederlanden beliefen sich im Jahr 2024 auf
Megatonnen,
gegenüber 1990 entspricht.
Europäische Richtlinie
Mit dem Net-Zero Industry Act (NZIA) verpflichtet die Europäische Union ihre Mitgliedstaaten zur Entwicklung von CCS-Projekten. Bis 2030 sollen in Europa 50 Megatonnen CO₂ pro Jahr abgeschieden und gespeichert werden oder zumindest Investitionsentscheidungen für Projekte mit einer entsprechenden Gesamtkapazität getroffen sein. Zum Vergleich: Im Jahr 2023 betrugen die gesamten Treibhausgasemissionen der Europäischen Union noch etwas mehr als 2.900 Megatonnen, was einem Rückgang von 37 Prozent gegenüber 1990 entspricht.
CO₂ kann in ausgeförderten Gasfeldern unter der Nordsee gespeichert werden. Doch nicht jedes Land verfügt über solche „leeren“ Gasfelder. Nach dem Prinzip „Der Verursacher zahlt“ hat Brüssel den Mitgliedstaaten Verpflichtungen auferlegt, die sich an der Gasproduktion im Zeitraum 2021–2023 orientieren. Für die Niederlande bedeutet dies, dass im Jahr 2030 insgesamt 13,3 Megatonnen CO₂-Speicherkapazität pro Jahr bereitgestellt werden müssen.
Großes Potenzial
Bram Herkens
Teamlead for Asset Management - CO₂ Transport and Storage systems & Project Lead EBN at Aramis
Bram Herfkens vom staatlichen Unternehmen Energie Beheer Nederland (EBN) ist eng in die niederländischen CCS-Projekte eingebunden. „Die Niederlande verfügen über zahlreiche Möglichkeiten“, so Herfkens. „Die geologische Speicherkapazität für CO₂ in ausgeförderten Gasfeldern unter der Nordsee beträgt etwa 1,5 Gigatonnen.“ Eine große geologische Kapazität bedeutet jedoch nicht automatisch, dass diese vollständig technisch und wirtschaftlich nutzbar ist. Neben Gasfeldern existieren auch tiefe salzwasserführende Gesteinsschichten, sogenannte Aquifere, die potenziell für die CO₂-Speicherung geeignet sind. „Wir führen derzeit erste Screening-Untersuchungen durch.
Auch hier könnten Speicherprojekte mit Kapazitäten von 100 Megatonnen oder mehr realisiert werden.“
Neben Gasfeldern existieren auch tiefe salzwasserführende Gesteinsschichten, sogenannte Aquifere, die potenziell für die CO₂-Speicherung geeignet sind.
CCS und Dekarbonisierung
Job van der Stoel
Geologist at Gasunie
Eine kürzlich veröffentlichter wissenschaftliche Artikel in Nature sorgte im September für Unsicherheit. Der Artikel kam zu dem Schluss, dass die weltweite Speicherkapazität auf 1.460 Gigatonnen begrenzt sei – rund zehnmal weniger als frühere Schätzungen. Die Kernaussage: CCS-Kapazitäten seien knapp und sollten nicht dazu genutzt werden, echte Dekarbonisierungsmaßnahmen in der Industrie aufzuschieben.
Job van der Stoel, Geologe bei Gasunie, äußert Zweifel an den zugrunde liegenden Annahmen: „Die Autoren gehen beispielsweise davon aus, dass CO₂ nicht in Gasfelder oder Aquifere in Tiefen von mehr als 2,5 Kilometern injiziert werden kann. In den Niederlanden entwickeln wir jedoch Projekte mit Injektionstiefen von 3 bis 4 Kilometern. Mit derart konservativen Annahmen ist es logisch, dass die Kapazität geringer ausfällt.“
Dies bedeutet jedoch nicht, dass die Dekarbonisierung der Industrie keine Priorität hat. Herfkens von EBN betont: „Innerhalb eines Unternehmens beginnt man selbstverständlich mit Energieeinsparungen. Danach folgt der Einsatz erneuerbarer Energien. Für Sektoren wie die Zement- und Müllverbrennungsindustrie ist dies jedoch nur begrenzt möglich. CCS ist dort kurzfristig oft die einzige Option, um die CO₂-Emissionen erheblich zu senken.“
Um die Klimaziele zu erreichen, ist CCS in den kommenden Jahrzehnten unverzichtbar. Dies geht auch aus den Szenarien der Internationalen Energieagentur und des Klimasekretariat der Vereinten Nationen. „CCS wird nicht eingesetzt, weil es attraktiv ist, sondern um die Industrie zu unterstützen. CCS ist ein integraler Bestandteil der Energiewende und des Energiesystems der Zukunft“, erklärt Marc Naus, Reservoir Engineer bei Gasunie.
Die ersten Projekte
EBN und Gasunie sind an den ersten großen CCS-Projekten in den Niederlanden beteiligt: Porthos und Aramis. Porthos verfügt über eine Transport- und Injektionskapazität von 2,5 Megatonnen CO₂ pro Jahr und ist ein regionales Projekt im Rotterdamer Hafen. Vier Industriekunden werden angeschlossen: die Raffinerien von Shell und ExxonMobil sowie die Wasserstoffanlagen von Air Products und Air Liquide. Die beiden letztgenannten Unternehmen werden sogenannten blauen Wasserstoff aus Erdgas produzieren. Das dabei entstehende CO₂ wird abgeschieden, in die Porthos-Infrastruktur eingespeist und in alten Gasfeldern etwa 20 Kilometer vor der Küste unter der Nordsee gespeichert. Die gesamte Speicherkapazität von Porthos, das 2026 in Betrieb gehen wird und bereits vollständig ausgelastet ist, beträgt 37,5 Megatonnen CO₂. Dies entspricht rund 5 Prozent der gesamten CO₂-Emissionen der niederländischen Industrie.
Aramis, das 2030 den Betrieb aufnehmen soll, ist deutlich größer dimensioniert. Von Rotterdam aus werden über eine Pipeline mehrere ausgeförderte Gasfelder in etwa 200 Kilometern Entfernung unter der Nordsee angeschlossen. Die Transportkapazität beträgt 22 Megatonnen CO₂ pro Jahr. In der ersten Phase werden drei Speicherprojekte mit einer gemeinsamen Injektionskapazität von rund 7,5 Megatonnen CO₂ pro Jahr angeschlossen. Mit steigender Nachfrage können weitere Speicher integriert werden, wodurch die Gesamtkapazität auf etwa 500 Megatonnen CO₂ anwachsen kann. Laut Herfkens von EBN befinden sich dafür bereits ausreichend Speicherprojekte in der Entwicklung.
Auf der Aramis-Infrastruktur auf der Maasvlakte wird zudem der Delta Rhine Corridor (CO₂-Infrastruktur aus Deutschland) angeschlossen. In der Region Moerdijk wird die Delta Schelde CO₂nnection (Pipeline von der belgischen Grenze) an den Delta Rhine Corridor angebunden. Damit entsteht ein integriertes CO₂-Netzwerk für Nordwesteuropa.
In der ersten Phase werden drei Speicherprojekte mit einer gemeinsamen Injektionskapazität von rund
Megatonnen CO₂ pro Jahr angeschlossen.
Ausreichende Kapazität
„Mit Porthos und den ersten drei Speicherprojekten bei Aramis erreichen wir mindestens 10 Megatonnen pro Jahr“, so Herfkens. „Für die europäische Vorgabe ist ein weiteres Projekt erforderlich, das ist aber gut realisierbar.“ Zusätzliche Speicherprojekte befinden sich in Vorbereitung und sollen ebenfalls über die Aramis-Pipeline angebunden werden. Bei erfolgreicher Umsetzung könnten die Niederlande bis 2040 mehr als 25 Megatonnen CO₂ pro Jahr injizieren.
Es gibt also ausreichend Speicherkapazität unter der Nordsee. „Die Kapazität ist nicht der begrenzende Faktor“, betont Herfkens. „Entscheidend ist, ob alle Beteiligten ausreichend Vertrauen in CCS haben. Es ist genügend Speicherkapazität vorhanden, und bald auch Transportkapazitäten. Sobald die Nachfrage der Industrie nach CO₂-Speicherung anläuft, kommt der Markt in Gang.“
Sicherheit gewährleisten
Bei Porthos sorgen dicke Tonschichten für die Abdichtung, bei anderen Gasfeldern können es Salzschichten sein.
Zur Sicherheit der CO₂-Speicherung äußert sich Van der Stoel eindeutig: „Um eine Genehmigung zu erhalten, muss nachgewiesen werden, dass das CO₂ geologisch eingeschlossen ist und nicht entweichen kann. Das erfordert zwar sorgfältige Arbeit, ist aber nicht kompliziert. Erdgas war dort schließlich auch über 300 Millionen Jahre eingeschlossen. Bei Porthos sorgen dicke Tonschichten für die Abdichtung, bei anderen Gasfeldern können es Salzschichten sein.“
Besondere Aufmerksamkeit gilt den Injektionsbohrungen, da diese die einzigen Stellen sind, an denen die geologische Formation durchbrochen wird. Nach etwa fünfzehn Jahren, wenn ein Gasfeld vollständig mit CO₂ gefüllt ist, müssen die Bohrungen hermetisch verschlossen werden. „In einem sogenannten Stilllegungsplan muss genau beschrieben werden, wie dies erfolgt. Das Bohrloch muss hermetisch verschlossen werden“, erklärt Naus. „Das niederländische Bergaufsichtsamt (Staatstoezicht op de Mijnen, SodM) sowie das niederländische Forschungsinstitut TNO überwachen die Kontrolle und das Monitoring der verschlossenen Felder und Bohrungen.“
Für Porthos wurde ein umfangreicher Monitoringplan beim niederländischen Ministerium für Klima und Grünes Wachstum eingereicht. „Dabei kommen Sensoren zum Einsatz, die Erschütterungen, Druck und Temperatur messen“, so Naus. „Wenn man einen guten Monitoringplan vorlegt, wird eine Genehmigung erteilt.“ Solche sogenannten MMV-Pläne (Messen, Monitoring und Verifizierung) erfordern eine gründliche Vorbereitung und sind für alle CCS-Projekte in Europa obligatorisch. „Ein Beispiel liefert das norwegische Projekt Northern Lights, das erste kommerzielle Projekt, das große Mengen CO₂ von mehreren Parteien in Aquiferen speichert. Alle konnten die Inbetriebnahme kaum erwarten. Das war spannend. Am Ende verlief alles unspektakulär, genau wie geplant und erwartet“, so Naus.
Herausforderung
Die Niederlande verfügen über eine große geologische Speicherkapazität. Die ersten Projekte befinden sich bereits in Umsetzung oder fortgeschrittener Planung. Aber der Erfolg von CCS hängt jedoch nicht allein von der technischen Umsetzung ab. Vertrauen und Entschlossenheit seitens der Stakeholder sowie die Bereitschaft der Industrie, tatsächlich zu investieren, sind mindestens ebenso entscheidende Faktoren. Die eigentliche Herausforderung liegt im Tempo und in der Zusammenarbeit. Werden diese Voraussetzungen erfüllt, können sich die Niederlande zu einem zentralen Drehkreuz im europäischen Markt für den sicheren Transport und die Speicherung von CO₂ entwickeln.
