Niemand bezeichnet CCS noch ernsthaft als „Allheilmittel“. Auch die Befürworter betonen meist, dass es nur als letzter Rettungsring dienen darf, wenn alle anderen Möglichkeiten ausgeschöpft sind. Und die Bedenken, CCS solle vor allem Kohlekraftwerke länger am Netz halten, sind seit dem Kohleausstieg ebenfalls hinfällig – zumindest hierzulande.

Trotzdem sind die Sorgen nicht ganz unbegründet. Die Vereinigten Arabischen Emirate etwa haben jüngst die Erschließung riesiger neuer Erdgasfelder angekündigt, die dank CCS „klimaneutral“ werden sollen. Tatsächlich war CCS immer schon eng verknüpft mit der fossilen Energiewirtschaft. Bereits seit Jahrzehnten presst sie Kohlendioxid in den Untergrund – allerdings nicht, um es aus dem Verkehr zu ziehen, sondern um die letzten Reste Öl oder Gas aus erschöpften Feldern zu fördern. Rund 73 Prozent des aufgefangenen CO₂ in Carbon-Capture-Projekten würden dafür benutzt, mehr fossile Kohlenwasserstoffe zu fördern, hat das US-amerikanische Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) ermittelt. Das sei „nicht klimafreundlich“.

Durch die lange Erfahrung dürfte die Industrie ihre Verfahren wenigstens gut im Griff haben – sollte man meinen. Doch auch hier ist die Bilanz eher mau. Beim bisher größten exklusiven CCS-Projekt der Welt, das vom Ölkonzern Chevron betriebene Gorgon in Westaustralien, sollten eigentlich seit 2016 jährlich vier Millionen Tonnen CO₂ deponiert werden, das bei der Gasförderung anfällt. Allerdings liefert es bis heute nur ein Drittel seiner versprochenen Kapazität. Das Druck-Management müsse noch verbessert werden, begründet der Betreiber.

Auch andernorts hält die Geologie Überraschungen bereit – zum Beispiel beim ehemaligen Gasfeld Sleipner. Es liegt zwischen Norwegen und Schottland in der Nordsee und war vor mehr als 25 Jahren eines der weltweit ersten CCS-Projekte im industriellen Maßstab. Rund eine Million Tonnen wurden dort seitdem jährlich in zwei Kilometern Tiefe verpresst. Mit mehr als 150 akademischen Papern zählt Sleipner zu den am besten untersuchten geologischen Formationen überhaupt. „Trotzdem hat sich erwiesen, dass seine Sicherheit und Stabilität schwer vorherzusagen ist“, heißt es in einer Studie des IEEFA. Schon nach drei Jahren sei das Kohlendioxid unerwartet weit nach oben gestiegen, wo es nur durch eine bis dato unbekannte Gesteinslage gestoppt wurde. Und das benachbarte Snøhvit-Feld habe trotz aller Voruntersuchungen nur zwei statt der prognostizierten 18 Jahre CO₂ aufnehmen können. „Die Beispiele zeigen, dass jedes CCS-Projekt seine eigene Geologie hat; dass sich die Geologie mit der Zeit verändern kann; und dass eine fortlaufende Überwachung nötig ist“, mahnt das IEEFA.

Wie sicher können wir also sein, dass solche Lagerstätten tatsächlich Tausende von Jahren dicht halten? In Ketzin wurde bisher jedenfalls kein Austritt von CO₂ beobachtet. Allerdings wurde es auch nur vier Jahre lang überwacht. Das sei „ein extrem kurzer Zeitraum, um die Feststellung, ‚das CO2-Endlager ist dicht‘ zu treffen“, schreibt Greenpeace-Experte Karsten Smid in einer Stellungnahme für den Schleswig-Holsteinischen Landtag.

Zu den weiteren Gefahren von CO₂-Endlagern an Land gehören kleinere Erdbeben sowie die Versalzung von Trinkwasser, weil unter Druck stehendes Kohlendioxid salzhaltiges Wasser ins saubere Grundwasser abdrängen könnte. „Diese Risiken gibt es offshore so nicht“, sagt Klaus Wallmann vom Helmholtz-Zentrum für Ozeanforschung in der Radiosendung Quarks. „Deshalb ist es wahrscheinlich klug, erst einmal in der Nordsee anzufangen. Wenn man sicher ist, dass es gut klappt, kann man das später auch an Land machen.“

Wallmann hat die bestehenden Speicher in Nordsee und Barentssee untersucht und dort keinen CO₂ Austritt festgestellt. „Es ist aber durchaus möglich, dass dies in Zukunft passieren könnte“, gibt er zu. Die Folgen: Das Kohlendioxid kann das Meerwasser versauern und das Ökosystem schädigen. Doch selbst bei einem Austritt von 30 Tonnen im Jahr würde sich der Schaden auf eine relativ kleine Fläche von rund 50 Quadratmetern beschränken, schätzt Wallmann.