Eingangs möchte ich klarstellen, dass die geologische CO2-Speicherung im marinen Bereich aus geowissenschaftlicher Sicht nicht anders zu bewerten ist als eine Speicherung im Kontinentalbereich. Konkret sind beispielsweise die geologischen Verhältnisse im deutschen Nordseesektor unmittelbar vergleichbar mit denen im angrenzenden Bereich des Norddeutschen Flachlandes – beide Regionen gehören regionalgeologisch zum Norddeutschen Becken.
Hinsichtlich der Akzeptanz kann es in der Tat eine Rolle spielen, dass oberhalb möglicher Speicherstandorte im marinen Bereich keine Menschen leben – daher die persönliche Betroffenheit weniger akut ist. Das darf jedoch kein Anlass sein, weniger Sorgfalt beim Einrichten, während des Betriebs und in der Nachbetriebsphase walten zu lassen. Das gilt sowohl für den Betreiber wie auch für die zuständige staatliche Aufsicht.
Grundsätzlich kommen nach Auffassung der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe für den Standort Deutschland insbesondere erschöpfte oder nahezu erschöpfte Erdgasfelder sowie tiefliegende, salinare Aquifere (Gesteinsschichten mit hochsalinen Formationswässern im Porenraum) als potenzielle CO2-Speicher in Betracht.
Das Speicherpotenzial von Erdgasfeldern im Onshore-Bereich haben wir aus der bisherigen Produktion und den verbliebenen Reserven recht genau mit 2,75 Milliarden Tonnen CO2 errechnen können.
Das Speicherpotenzial der salinaren Aquifere haben wir im Jahr 2005 pauschal für die gesamte Republik mit 20 +/- 8 Mrd. t CO2 abgeschätzt. In einer Publikation aus dem Jahr 2010 haben wir nur Antiklinalstrukturen (Fangstrukturen) in den drei Regionen „Norddeutsches Becken“, „Oberrheingraben“ und „Alpenvorland-Molasse“ betrachtet. Aus diesem Ansatz – es wurden dabei aber nur etwa 75 Prozent dieser drei Sedimentbecken erfasst – resultierte eine Speicherkapazität dieser Strukturen von 6,3 bis 12,8 Milliarden Tonnen CO2. Hiervon fallen etwa ein Drittel (1,9 – 4,5 Milliarden Tonnen) in den deutschen Nordseesektor.
In der weiteren (britischen, dänischen und norwegischen) Nordsee und in der norwegischen See bietet sich darüber hinaus insbesondere mit den norwegischen und britischen Erdöl- und Erdgasfeldern sowie verschiedenen salinaren Aquiferen ein ungleich größeres Speicherpotenzial an.
Grundsätzlich gehe ich für jeden Speicher bzw. Standort davon aus, dass nur solche Vorhaben von der Industrie realisiert respektive von der zuständigen Behörde genehmigt werden, bei denen es überhaupt keinen Zweifel an der Langzeitsicherheit gibt. Im Offshore-Bereich erwarte ich – mit Blick auf die jahrzehntelange Erfahrungen aus der Erdgasförderung und dem Erdgastransport – keine zusätzlichen Risiken beim Transport. Auch gibt es für diesen Raum adäquate Monitoringverfahren, die beispielsweise bei der CO2-Speicherung im Bereich des norwegischen Erdgasfeldes Sleipner bereits seit etwa 15 Jahren eingesetzt werden.
Entsprechend aktueller betriebswirtschaftlicher Studien gehen wir für Onshore-Bereiche von Kosten in Höhe von etwa 4 Euro pro Tonne für den Transport und von etwa 3 Euro pro Tonne für die Speicherung aus. Für den Offshore-Bereich werden die Kosten durch den vermutlich erheblichen Mehraufwand für größere Transportentfernungen, Plattformen für die Injektionsstandorte sowie Monitoringmaßnahmen vermutlich signifikant höher sein.
Völkerrechtlich gesehen ist die Einspeicherung von CO2 in Wasserkörpern nicht gestattet. Die dauerhafte Speicherung von CO2 im marinen Untergrund ist hingegen durch die OSPAR- und London-Konventionen geregelt und gestattet.
Dr. Johannes Peter Gerling ist Leiter des Fachbereichs B 3.3 (Nutzung des Untergrundes, Geologische CO2-Speicherung) bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe.