1 Einleitung

Als Ergebnis des Pariser Abkommens haben sich die meisten Länder weltweit verpflichtet, die globale Erwärmung auf unter 2 °C, beziehungsweise 1,5 °C im Vergleich zu vorindustriellen Niveaus, zu begrenzen [1]. Innerhalb der Europäische Union (EU) sollen diese Ziele durch das sogenannte Europäische Klimagesetz erreicht werden. Die EU soll bis 2050 klimaneutral werden, ab dann werden negative Emissionen angestrebt [2]. In Österreich soll dieses Ziel bereits bis 2040 umgesetzt werden [3].

Im Jahr 2024 beträgt die Kapazität für Carbon Capture (CC) weltweit etwa 50 Mt/a. Davon werden rund 47 Mt/a geologisch gespeichert (37 Mt/a Enhanced oil recovery (EOR), 10 Mt/a dezidierte CO2-Speicherung), 1 Mt/a an CO2 wird aktuell über CCU-Aktivitäten genutzt. Rund 2 Mt/a der CC-Kapazität ist keine eindeutige Senke zuzuweisen. Durch zukünftige Projekte wird ein signifikanter Anstieg der CC-Kapazitäten auf rund 560 Mt/a bis 2030 erwartet [4]. Laut IEA sollen die CC-Kapazitäten bis 2030 jedoch auf 800 Mt/a ausgebaut und bis 2060 über 2 Giga Tonnen CO2 pro Jahr (Gt/a) geologisch gespeichert werden. Bis 2100 ist laut IPCC die Speicherung von 1200 Gt CO2 notwendig [5].

Gewisse Emissionen der Industrie, Energieerzeugung sowie diffuse Emissionen aus der Landwirtschaft, der Deponierung von Abfällen und fluorierte Gase können durch konventionelle Dekarbonisierungsstrategien (z. B. Nutzung CO2-neutraler Brennstoffe, Elektrifizierung) nicht vollständig vermieden werden. CCS sowie CCU sind daher essenzielle Bestandteile jeder nachhaltigen Strategie zur Klimaneutralität. Die EU und ihre Mitgliedstaaten arbeiten aktuell aktiv an der Umsetzung effektiver Carbon Management Strategien. Laut der Europäischen Kommission müssen bis 2050 jährlich bis zu 476 Mt/a geologisch gespeichert werden [6].

Auch Österreich hat sich verpflichtet, bis Mitte 2024 eine geeignete Carbon Management Strategie vorzustellen [7]. Dabei soll der Fokus auf Emissionen, die schwer zu vermeiden oder unvermeidbar sind (Hard-to-abate Emissionen) liegen. Der wichtigste Hebel um eine klimaneutrale Wirtschaft zu erreichen, bleibt die schrittweise Reduzierung des Einsatzes fossiler Brennstoffe [8].

1.1 CO2-Quellen

Ortsfeste Anlagen, die CO2 bei Verbrennungsprozessen oder als Nebenprodukt von Produktionsprozessen emittieren, werden als CO2-Punktquellen bezeichnet [9]. Emissionen aus der Verbrennung von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen werden als energiebedingte Emissionen bezeichnet, prozessbedingte Emissionen hingegen werden durch chemische Reaktionen während Produktionsprozessen verursacht [10]. Bei diffusen Quellen handelt es sich um verteilte, sogenannte Flächenquellen [11]. Der Ursprung des CO2 beeinflusst zukünftige Strategien im Carbon Management (CM) maßgeblich. Hierbei kann fossiles, geogenes (mineralisch gebundenes CO2), biogenes und atmosphärisches CO2 sowie CO2 aus der Abfallverbrennung (Mischung aus fossilem und biogenem CO2) unterschieden werden [12].

1.2 CO2-Senken

Die Injektion in tiefe geologische Formationen ermöglicht die langfristige Speicherung von CO2. Vorrangig sind ehemalige Kohlenwasserstofflagerstätten sowie saline Aquifere geeignete Optionen für die geologische Speicherung von CO2 [13]. Konkrete CO2-Speicherkapazitäten sind in den meisten Gebieten nicht bekannt. Asien und Nordamerika verfügen derzeit über die größten identifizierten Speicherkapazitäten. Europa besitzt Schätzungen zufolge über CO2-Speicherkapazitäten von bis zu 300 Gt. Die Kapazitäten in der Nordsee belaufen sich auf 200 Gt. Weltweit liegt die berechnete Speicherkapazität zwischen 6800 und 30.000 Gt [5]. Aus bilanzieller Sicht ist es möglich, den CO2-Speicherbedarf Europas (siehe 1) durch europäische CO2-Speicher sowie jene der Nordsee über mehrere hundert Jahre zu decken.

Unter Berücksichtigung des Technology Readiness Level (TRL) der beschriebenen Speicheroptionen sowie der österreichischen Geologie sind ehemalige Kohlenwasserstofflagerstätten die Speicheroptionen, die in naher Zukunft in Österreich am wahrscheinlichsten entwickelt werden [14]. Saline Aquifere besitzen in der Regel ein höheres Speicherpotenzial als Kohlenwasserstofflagerstätten, sind jedoch im Allgemeinen weniger gut erforscht. Die CO2-Speicherung in salinen Aquiferen ist daher mit größerem Aufwand verbunden und erfordert längere Entwicklungszeiten [15]. Kohlenwasserstofflagerstätten bieten zudem den Vorteil, dass deren Fähigkeit, Gas einzuschließen und zu speichern, nachgewiesen ist, da das Gas beziehungsweise Öl seit deren Entstehung über Millionen von Jahren in der Lagerstätte verblieb [16].

Die Nutzung von CO2 als Rohstoff für kohlenstoffhaltige Produkte (CCU) ist neben der Speicherung in geologischen Formationen (CCS) eine zusätzliche Carbon Management Strategie. CO2 hat derzeit mehrere industrielle Anwendungen, darunter die Herstellung von Chemikalien wie Harnstoff oder die direkte Verwendung von CO2, zum Beispiel als Inertgas oder für Getränke. Methan oder Methanol für die Herstellung von Chemikalien und Polymeren stellen mögliche neue Prozessrouten dar [5, 12, 13, 17].

Bei der Nutzung von CO2 als Rohstoff wird das CO2 nach einer bestimmten Zeitspanne, der sogenannten Produktlebensdauer, wieder in die Atmosphäre freigesetzt. Wenn diese einige Jahrhunderte beträgt, beziehungsweise mit geologischen Zeitskalen vergleichbar ist, wird das CO2 als im Produkt gespeichert betrachtet [18]. Wird so CO2 in Produkten gespeichert, wird von Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) gesprochen [19]. Zukünftige industrielle Anwendungen von CO2 in der Chemieindustrie verfügen nicht über ausreichende Bindungsdauern, um als CO2-Speicher betrachtet zu werden, sind jedoch entscheidend für die Klimaneutralität in der chemischen und petrochemischen Industrie [18].

2 Methode

Im Zuge dieser Arbeit sollen zukünftige Carbon Management Strategien skizziert werden. Dies erfolgt durch die Analyse aktueller und zukünftiger CO2-Punktquellen sowie Bedarfe für CCU/S. Die Beurteilung der CO2-Punktquellen erfolgt anhand deren Menge und Ursprung (fossil, geogen, biogen).

2.1 Menge und Ursprung der CO2-Quellen

Emissionen, die durch die Verbrennung kohlenstoffhaltiger Brennstoffe verursacht werden, werden als energiebedingte Emissionen bezeichnet. Prozessbedingte Emissionen werden durch chemische Reaktionen im Zuge von Produktionsprozessen freigesetzt. Mineralisch gebundenes (geogenes) CO2 wird durch die Umwandlung kohlenstoffhaltiger Mineralien während Produktionsprozessen emittiert (z. B. CO2 aus Calciumcarbonat (CaCO3) für die Zementerzeugung) [20]. Basierend auf dem Ursprung des Kohlenstoffs können industrielle Emissionen in geogene, fossile und biogene CO2-Emissionen unterschieden werden (Abb. 1).

Abb. 1
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Ursprung industrieller CO2-Emissionen

Spezifische Emissionsfaktoren energiebedingter Emissionen sowie prozessbedingter Emissionen der einzelnen Sektoren werden jährlich im Zuge des National Inventory Reports [21] veröffentlicht und sind in [22] zusammengefasst. Insgesamt können 109 Industriestandorte und 76 Anlagen der Energieversorgung als relevante CO2-Punktquellen identifiziert werden. Während energiebedingte Emissionen durch die Substitution fossiler Brennstoffe und ein Teil der prozessbedingten Emissionen durch alternative Produktionsprozesse vermieden werden können, sind prozessbedingte geogene und fossile Emissionen aus der Müllverbrennung nicht vollständig zu vermeiden (Hard-to-abate Emissionen). Diffuse Emissionen aus der Landwirtschaft, Gebäude und Verkehr, der Abfallwirtschaft sowie fluorierte Gase eignen sich nicht zur CO2-Abscheidung. Diese Emissionen werden jährlich vom Umweltbundesamt berichtet [21].

2.2 Szenario-basierte Entwicklung der CO2-Quellen

Um die Entwicklung der CO2-Punktquellen bis 2050 zu skizzieren, werden technologiebasierte Szenarien verwendet. Der Innovationsverbund New Energy for Industry (NEFI) entwickelt Szenarien zu Österreichs Weg der industriellen Dekarbonisierung. Wesentliche Dekarbonisierungsstrategien sind die Elektrifizierung von stationären Motoren und Wärmepumpen, der Einsatz CO2-neutraler Gase wie Wasserstoff (H2), Biomethan oder synthetischem Methan (CH4) und die Verbrennung von fester Biomasse [20]. Das Umweltbundesamt veröffentlicht Szenarien zur Entwicklung zukünftiger Treibhausgasemissionen gemäß dem Nationalen Energie- und Klimaplan (NEKP) [23]. Um zukünftige CCU/S-Bedarfe zu beurteilen, werden drei NEFI-Szenarien für die Industrie und drei Szenarien des Umweltbundesamts für den Sektor Energie und für die Entwicklung diffuser Emissionen ausgewählt. Daraus ergeben sich drei Emissionspfade für 2030, 2040 und 2050. Ein Pfad dient dabei als Referenzpfad, während die anderen eine moderate bzw. eine progressive Entwicklungsrichtung skizzieren. Der moderate Pfad basiert auf Stakeholder-Interviews und repräsentiert die Meinung der Industrie zu zukünftigen Technologieimplementierungen, während im progressiven Pfad bis 2040 Klimaneutralität erreicht wird. Wesentliche Energieträger im moderaten und progressiven Pfad sind Strom, erneuerbare Gase sowie Biomasse, während der progressive Pfad auf der verstärkten Nutzung von wasserstoffbasierten Produktionsrouten und Elektrifizierung beruht. Zukünftige CO2-Emissionen werden über spezifische CO2-Emissionsfaktoren alternativer Produktionsrouten und Energieträger ermittelt [20,21,22].

2.3 Beurteilung potenzieller CO2-Senken und deren Entwicklung bis 2050

Bei den CO2-Speicherpotenzialen in dieser Arbeit handelt es sich um vorläufige Ergebnisse einer laufenden Evaluierung für Österreich. Die Speicherpotenziale repräsentieren effektive Speicherkapazitäten in ehemaligen Kohlenwasserstofflagerstätten des Wiener Beckens und der Molassezone [24]. Gasfelder, die zurzeit zur saisonalen Speicherung von Erdgas genutzt werden, sind ebenfalls Teil dieser Evaluierung. Diese Reservoire werden zukünftig auch für die Nachnutzung als Wasserstoffspeicher in Betracht gezogen. Erschöpfte Erdölfelder sind zur Speicherung von CH4 und H2 hingegen nicht geeignet, da es zu chemischen Reaktionen mit dem Restöl in der Lagerstätte kommen kann [16]. Ölfelder verfügen daher über großes Potenzial für die Speicherung von CO2. Für eine detaillierte Betrachtung der CO2-Speicherung in Österreich ist die Berücksichtigung potenzieller Nutzungskonflikte zukünftig notwendig. Diese werden im Detail von Kulich et al. [24] adressiert.

CO2-Speicherkapazitäten von Kohlenwasserstofflagerstätten mit einer Gesamtkapazität größer 5 Mt sind in Tab. 1 dargestellt. Die gesamte effektive Speicherkapazität in den Kohlenwasserstofflagerstätten aus Tab. 1 beträgt rund 221 Mt.

Tab. 1 Potenzielle CO2-Speicher mit einer Speicherkapazität größer 5 Mt in Kohlenwasserstofffeldern in Österreich [24]
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Derzeit entsteht sowohl weltweit als auch in Österreich der primäre Bedarf an CO2 in der Produktion von Harnstoff und Methanol. Szenarien zeigen einen signifikanten Anstieg des Bedarfs an Methanol für die nachhaltige Produktion von Olefinen (MTO – Methanol to Olefins) und synthetischen Flugzeugtreibstoffen (SAF) [5]. Die Entwicklung des industriellen CO2-Bedarfs bis 2050 wird anhand der beschriebenen Szenarien [20] ermittelt. Soll die gesamte zukünftige Produktion an Harnstoff, Methanol, Olefinen (MTO) sowie SAF über CO2 gedeckt werden, ergibt sich ein maximaler CO2 Bedarf von 8,2 Mt/a.

2.4 Potenzielle Carbon Management Strategien

Carbon Management umfasst Technologien zur Abscheidung, zum Transport, zur Nutzung und zur Speicherung von CO2 sowie deren Integration. Ausgehend von potenziellen CO2-Senken unterscheidet die IPCC [19] drei Prozessketten: Carbon Capture and Utilizaiton (CCU), Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) und Carbon Capture and Storage (CCS). Prozessketten zur Erzeugung von kurzlebigen Produkten, werden im Allgemeinen als CCU bezeichnet. Prozessketten zur Erzeugung von langlebigen Produkten (CCUS) speichern das gebundene CO2 im Produkt über klimarelevante Zeithorizonte [19].

CM-Strategien können zusätzlich nach ihrem Potenzial zur Minderung der Gesamtemissionen unterschieden werden [15]. Basierend auf dem Ursprung des CO2 ermöglichen CCU-, CCUS- und CCS-Aktivitäten die Verzögerung (Netto-Emissionen), Reduktion (Netto-Null-Emissionen) oder den Ausgleich von Emissionen (Negativ-Emissionen) [15, 25].

CCU verzögert klimarelevante (fossile oder geogene) CO2-Emissionen in die Atmosphäre, indem bestehende Produkte durch weniger treibhausgasintensive Alternativen ersetzt werden. Netto-Null-Emissionen bei der industriellen Nutzung von CO2 für Produkte mit kurzer Lebensdauer sind nur möglich, wenn klimaneutrales (atmosphärisches oder biogenes) CO2 genutzt wird. Prozessketten, die biogenes CO2 verwenden, werden als Bioenergy Carbon Capture and Utilization (BECCU) bezeichnet. Die geologische Speicherung von klimarelevantem CO2 (CCS) ermöglicht Netto-Null-Emissionen. Negative Emissionen können durch die geologische Speicherung klimaneutraler Emissionen erreicht werden. Diese Routen werden als Bioenergy Carbon Capture and Storage (BECCS) oder Direct Air Carbon Capture and Storage (DACCS) bezeichnet [15, 25,26,27]. Carbon Management Strategien basierend auf dem CO2-Ursprung sind in Abb. 2 dargestellt.

Abb. 2
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Carbon Management Strategien basierend auf dem CO2-Ursprung [28]

Klimarelevante geogene und fossile Restemissionen müssen zur Erreichung der Klimaziele langfristig gespeichert werden. Die in Abschn. 2.3 erwähnten Produkte der chemischen Industrie verfügen nicht über ausreichende Lebensdauern, um als dauerhafte CO2-Speicher zu gelten [12, 13]. Um den zukünftigen industriellen Bedarf an CO2 klimaneutral (Netto-Null-Emissionen) zu decken, wird klimaneutrales CO2 benötigt. Diffuse Emissionen, die nicht wirtschaftlich abgeschieden werden können, müssen durch negative Emissionen kompensiert werden. Negative Emissionen können durch die geologische Speicherung von biogenem (BECCS) oder atmosphärischem CO2 (DACCS) realisiert werden. Die Entwicklung des zukünftigen Bedarfs an klimaneutralem CO2 für die Produktion kurzlebiger Produkte sowie für negative Emissionen entspricht dem Bedarf für die Abscheidung von klimaneutralem CO2. Aufgrund der geringen CO2-Konzentration in der Atmosphäre verglichen mit der Konzentration in unterschiedlichen Abgasen stellt die Abscheidung von atmosphärischem CO2 nur bei einem Defizit an biogenen Emissionen eine Alternativtechnologie dar [15]. Bevorzugt soll der Bedarf an klimaneutralem CO2 über biogenes CO2 gedeckt werden. Es wird daher angenommen, dass Produkte der chemischen und petrochemischen Industrie über biogenes CO2 (BECCU) erzeugt werden. Kann der gesamte Bedarf an klimaneutralem CO2 nicht über die untersuchten Punktquellen gedeckt werden, soll das Defizit über atmosphärisches CO2 gedeckt werden.

3 Ergebnisse

Die Entwicklung der CCS-, BECCS-, DACCS- sowie BECCU-Bedarfe bis 2050 sind in Abb. 3 dargestellt. Durch die Substitution fossiler Brennstoffe laut der Szenarien sinken die Emissionen und damit der Bedarf an CCS, BECCS und DACCS bis 2050. Der Bedarf an BECCU steigt aufgrund der Implementierung alternativer Produktionstechnologien für die klimaneutrale Herstellung von Harnstoff, Methanol und SAF.

Abb. 3
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Zukünftige jährliche Bedarfe für CC, CCS, BECCS, DACCS und BECCU basierend auf dem CO2-Ursprung

Hard-to-abate-Emissionen können je nach Szenario von rund 5,8 Mt/a (aktuell) bis 2050 auf 4,0 (progressiver Pfad) bis maximal 5,5 Mt/a (Referenzpfad) reduziert werden. Der Gesamtbedarf zur geologischen Speicherung von CO2 beträgt im Jahr 2050 je nach Szenario zwischen 9,2 (progressiv) und max. 36,1 Mt/a (Referenzpfad). Der Bedarf an klimaneutralem CO2 beträgt im Jahr 2050 jährlich 11,2 (moderat) bis maximal 15,0 (Referenzpfad) Mt. Aufgrund des geringeren industriellen CO2-Bedarfs im moderaten Pfad muss im Vergleich zum progressiven sowie zum Referenzpfad weniger klimaneutrales CO2 abgeschieden werden. Kann der Bedarf an klimaneutralem CO2 nicht über biogene Punktquellen gedeckt werden, ist die Abscheidung von 0,0 (moderat) bis max. 3,8 (progressiv) Mt/a atmosphärischem CO2 notwendig.

4 Zusammenfassung und Ausblick

Laut der Szenarien besteht im Jahr 2050 ein CC-Bedarf von über 15,8 (moderat) bis 36,1 (Referenzpfad) Mt/a. Lediglich im moderaten Pfad kann auf die Abscheidung von atmosphärischem CO2 verzichtet werden. Die Bedarfe an atmosphärischem CO2 sind jedoch vergleichsweise gering. Der minimale Bedarf für die geologische Speicherung von CO2 in Österreich wird sich bis 2050 auf rund 9,2 Mt/a reduzieren. Die gesamte effektive Speicherkapazität in den identifizierten Kohlenwasserstofflagerstätten beträgt rund 221 Mt. Wenn alle untersuchten Lagerstätten mit einer Kapazität über 5 Mt für die Speicherung von CO2 genutzt werden (unter Vernachlässigung potenzieller Nutzungskonflikte der Lagerstätten), wären diese Speicherkapazitäten in rund 25 Jahren erschöpft. Es ist daher zusätzlich notwendig, Speicherpotenziale in salinen Aquiferen zu entwickeln beziehungsweise CO2 langfristig in ausländische Speicherstätten zu exportieren.

Die erfolgreiche Umsetzung von CCU/S-Aktivitäten erfordert eingehende Analysen technischer Lösungen entlang der gesamten Prozesskette unter Berücksichtigung techno-ökonomischer Rahmenbedingungen. Insbesondere die Entwicklung einer kostenoptimalen CO2-Infrastruktur zur Verbindung von Quellen und Senken spielt dabei eine zentrale Rolle. Hierzu sind in Zukunft weitere Forschungsanstrengungen erforderlich.