Die Schweizer Firma hat mit „Mammoth“ (deutsch: Mammut) die nach eigenen Angaben weltweit größte Anlage in Island in Betrieb genommen, die CO2 aus der Luft abscheidet und speichert (Direct Air Capture and Storage). Der Neubau befindet sich auf dem Gelände des Geothermiekraftwerks Hellisheiði im Südwesten Islands, etwa 30 Kilometer entfernt von der Hauptstadt Reykjavík. Mammoth verfügt über 72 Kollektoren, die für eine Nennkapazität von bis zu 36.000 Tonnen CO2 pro Jahr ausgelegt sind. Es ist bereits die zweite Anlage dieser Art auf Island. Das Vorgänger-Werk namens „Orca“ startete im September 2021 und filtert jährlich 4.000 Tonnen Kohlendioxid aus der Atmosphäre.

Als „CO₂-Staubsauger“ werden Anlagen, die Kohlendioxid einfangen, gerne bezeichnet. Das klingt griffig, führt aber in die Irre. Denn so einfach wie beim Haushaltsgerät ist die Sache nicht. So fehlt den Klimafiltern, um im Bild zu bleiben, ein einfach zu entsorgender Staubsaugerbeutel. Was also soll man mit dem gewonnenen CO₂ anstellen? Welchen Anteil davon kann man nutzen, und wie lässt sich der Rest so sicher einlagern, dass er nicht mehr in die Atmosphäre gelangt? Und eine weitere offene Frage ist: Lohnt sich das überhaupt? Ließen sich die gewaltigen Investitionen, die zur Abscheidung von CO₂ nötig sind, nicht anderswo sinnvoller einsetzen – etwa zum Ausbau der Erneuerbaren?

Die Antwort hängt entscheidend vom Energieverbrauch dieser sogenannten CCS-Verfahren ab (Carbon Capture and Storage). Traditionell wurde das CO₂ bisher vor allem dort abgefangen, wo es in hoher Konzentration vorliegt, beispielsweise im Abgas eines Kohlekraftwerks. Streng genommen handelt es sich dabei allerdings um eine Emissionsvermeidung – es wird maximal nur so viel abgefangen, wie bei der Verbrennung entsteht. Will man wirklich „negative“ Emissionen erreichen, muss man noch mehr Treibhausgas aus der Luft holen. Dies verspricht eine relative junge Spielart der CO₂-Abscheidung: Direct Air Capture (DAC), also die Gewinnung von Kohlendioxid direkt aus der Luft.

Der bekannteste Akteur in diesem Genre ist – zumindest in Europa – die Schweizer Firma Climeworks, eine 2009 von der ETH Zürich ausgegründete Firma. 2017 nahm sie in der Gemeinde Hinwil im Kanton Zürich die nach eigenen Angaben weltweit erste kommerzielle DAC-Anlage in Betrieb, die das abgeschiedene CO₂ an Kunden verkaufte. Die Anlage filterte bislang jährlich einige Hundert Tonnen aus der Luft. Das Gas ging an eine nahe gelegene Gärtnerei, die damit das Gemüse in ihrem Gewächshaus düngte, und an Coca-Cola, das es seinem Sprudel zusetzte.

Mittlerweile ist die Pionieranlage stillgelegt. Man wolle sich auf die Skalierung des Verfahrens konzentrieren, heißt es seitens der Firma. Mit den Anlagen Orca und Mammoth in Island demonstriert man dies.

Der Evaluierungsbericht der Bundesregierung zum Kohlendioxid-Speicherungsgesetz von Dezember 2022 berichtet sogar von aktuell 18 DAC-Anlagen weltweit. Deren gesamte Kapazität liege allerdings bisher bei nur rund 10.000 Tonnen CO₂ pro Jahr. Das entspricht lediglich dem jährlichen Ausstoß von etwa 1.000 Durchschnittsbürgern in Deutschland. Es gebe aber Pläne für den Bau einer großen Anlage mit einer Kapazität von 0,5 bis 1 Million Tonnen in Schottland mit Technik der kanadischen Firma Carbon Engineering. Das Projekt trägt den Namen Dreamcatcher. Daneben sind noch die Firmen Global Thermostat (USA) und Soletair Power (Finnland) im Geschäft.

Grundsätzlich bestehen alle diese Prozesse aus drei Schritten: Ansaugen der Luft, Binden des CO₂ an ein Sorptionsmittel und Reinigung des Sorptionsmittels. Anschließend kann der Zyklus von vorne beginnen.

Ganz grob lassen sich die bisherigen Methoden in zwei Gruppen einteilen: Niedertemperaturverfahren, die CO₂ an Feststoffe binden, sowie Hochtemperaturverfahren, die mit Flüssigkeiten arbeiten. Climeworks setzt auf die erste Variante. Das Unternehmen verwendet als Filtermaterial poröse Granulate, auf deren Oberfläche sich Aminverbindungen befinden. Diese adsorbieren das CO₂ beim Durchströmen. Das Adsorptionsmittel wird anschließend bei Temperaturen um 100 Grad im Vakuum regeneriert, wobei konzentriertes CO₂ freigesetzt wird und aufgefangen werden kann. Man spricht in diesem Fall von einer Temperaturwechsel-Adsorption in Kombination mit Druckwechsel-Adsorption. Das geringe Temperaturniveau dieses Verfahrens ermöglicht die Nutzung von Abwärme, etwa aus Elektrolyseuren oder anderen Industrieprozessen. Global Thermostat nutzt ein ähnliches Verfahren.

Auf flüssige Sorptionsmittel setzt unterdessen Carbon Engineering: Angesaugte Luft strömt hierbei über Kalilauge, welche die CO₂-Moleküle bindet. Es bilden sich dabei Carbonatsalze. Bei einer Temperatur zwischen 800 und 900 Grad Celsius wird das CO₂ dann wieder aus der Lauge ausgetrieben. Weitere Prozesse konzentrieren, reinigen und komprimieren das Gas anschließend.

Beide Verfahren haben jeweils ihre Vor- und Nachteile. „Beim Hochtemperaturverfahren braucht man viel Wasser, etwa vier bis fünf Tonnen pro Tonne CO₂„, sagt Simon Block, Forscher am Wuppertal Institut. Das Wasser wird vor allem für die Kühlung benötigt. Beim Niedertemperaturverfahren hingegen gewinne man sogar Wasser, weil einige Adsorptionsmittel auch Feuchtigkeit aus der Luft binden, die dann als Kondenswasser anfällt. Je nach Weltregion kann der Wasserbedarf ein entscheidendes Kriterium sein.

Ein weiterer Unterschied betrifft die Anlagengröße. Die Niedertemperaturverfahren lassen sich gut in modularer Bauweise errichten und damit industriell produzieren. Typisch seien Module mit einer Kapazität von rund 80 Tonnen pro Jahr, sagt Forscher Block. Eine Skalierung der Anlagen erfolgt dann durch eine Vielzahl von Modulen, jeweils in der Größe von Hochseecontainern. Die Hochtemperaturverfahren unterdessen sind nur in größeren Anlagen sinnvoll und können dann Mengen von 0,5 bis zu 1 Million Tonnen pro Jahr erreichen. Zur Einordnung: Deutschland emittiert am Tag etwa 1,8 Millionen Tonnen CO₂.

Ein entscheidender Faktor aller DAC-Anlagen ist ihr Energiebedarf. Pro Tonne CO₂ liege der Stromverbrauch des gesamten Prozesses, so eine Faustregel, bei etwa einer Megawattstunde, sagt Marc-Simon Löffler vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW). Hinzu kommen bei den meisten Verfahren etwa drei Megawattstunden an thermischer Energie. „Der Energieverbrauch und die Kosten pro Tonne CO₂ sind bei den verschiedenen Verfahren recht ähnlich“, so Löffler.

Damit lässt sich DAC nur in Ländern wirtschaftlich nutzen, in denen die Energie entsprechend günstig ist. Nähme man den durchschnittlichen Strompreis am Spotmarkt der deutschen Strombörse von rund 10 Cent pro Kilowattstunde, würden für jede Tonne CO₂ alleine rund 100 Euro Stromkosten anfallen – zuzüglich Netznutzung und Wärme, sofern keine Abwärme genutzt werden kann. Die gesamten Kosten bezifferte das Institut für Mikroverfahrenstechnik am KIT in Karlsruhe 2020 auf 125 bis 800 Euro pro Tonne. Auch 2050 werde man noch mit einem Gesamtenergieverbrauch von 1,4 bis 2,5 Megawattstunden pro Tonne rechnen müssen, ergaben Recherchen des Instituts. Die erhofften Fortschritte ergeben sich durch effizientere Komponenten und optimierte Prozesse. Bis 2050 könnten die Gesamtkosten dann auf 42 bis 82 Euro je Tonne sinken – wenn dafür billiger Strom in ausreichenden Mengen vorhanden wäre.

Unterdessen geht auch die Entwicklung grundsätzlich neuer DAC-Verfahren weiter. Das 2020 gegründete israelische Unternehmen Repair Carbon will eine DAC-Technik entwickelt haben, die 70 Prozent weniger Energie verbraucht als jene von Climeworks. Unternehmen wie Shell und Equinor haben sich bereits an der Firma beteiligt. Die Anlage komme mit 650 Kilowattstunden Strom pro Tonne CO₂ aus, erklärt die Firma. Das Verfahren benötige keine zusätzliche Wärme.

Der Prozess ist von Brennstoffzellen inspiriert. Die Anlage besteht aus zwei identischen Elektroden – Kathode und Anode – getrennt durch eine selektive Membran. Im ersten Schritt wird Umgebungsluft in die Kathodenkammer gesaugt. Dort entstehen durch den Strom Hydroxid-Ionen (OH^–), die mit den CO₂-Molekülen Bicarbonat-Ionen (HCO₃^–) bilden. Allein diese Ionen können die selektive Membran zur Anode passieren, wo die Bindung wieder aufgebrochen und reines CO₂ frei wird. Solche Zellen liegen in der Anlage als Stapel vor, um die Kapazitäten zu erhöhen.

Der Baustoffproduzent Holcim hat an seinem Zementwerk im niedersächsischen Höver eine ähnliche Membrananlage des britischen Unternehmens Cool Planet Technologies getestet – mit „guten Ergebnissen“, wie es heißt; eine Anschlussförderung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz wurde im Juli bekannt gegeben.

Wissenschaftlich begleitet wird das Projekt vom Helmholtz-Zentrum Hereon in Geesthacht. Torsten Brinkmann, Verfahrenstechniker am Hereon, hebt als Vorteil der Membranverfahren einen geringeren Energieverbrauch hervor; ein Nachteil sei hingegen, dass das CO₂ nicht so rein sei wie etwa bei der Aminwäsche. Bevorzugter Einsatz der Membranverfahren seien ohnehin Gasströme mit hohem CO₂-Gehalt. Bei den atmosphärischen Konzentrationen funktioniere das nur mit Hilfsmitteln, wie etwa extremer Verdichtung.

Ob DAC energetisch sinnvoll ist, bemisst sich immer auch an den Alternativen: Jede Kilowattstunde Wind- oder Solarstrom, die unmittelbar eine Kilowattstunde Kohlestrom ersetzt, ist dort immer besser genutzt als zur Entfernung des entstandenen Treibhausgases. Deswegen werden DAC-Verfahren vor allem langfristig sinnvoll sein, wenn keine fossilen Energieträger mehr verbrannt werden.

Eine ähnliche Rechnung kann man auch aus wirtschaftlicher Sicht aufmachen. Denn CO₂ hat in der EU einen Preis, der sich aus dem Emissionshandel ergibt. In der europäischen Volkswirtschaft kostet es derzeit etwa 80 Euro, die Entstehung einer Tonne CO₂ zu vermeiden. Volkswirtschaftlich gesehen würde DAC also erst dann sinnvoll, wenn es die Emissionsrechte preislich unterbietet.

Außerdem stellt sich bei DAC stets die Frage, ob man das CO₂ nicht besser aus dem Abgasstrom von Verbrennungsanlagen abgreift, wo es in weitaus höheren Konzentrationen vorliegt als in der Atmosphäre mit einer Konzentration von 0,04 Prozent – und entsprechend einfacher gewonnen werden kann. Diese Verfahren arbeiten meist ähnlich wie DAC, wenn es sich um Post-Combustion-Prozesse handelt, also solche, die nach der Verbrennung ansetzen. Aber es gibt auch die Möglichkeit, Kohlenwasserstoffe wie Gas oder Kohle mit reinem Sauerstoff zu verbrennen, womit man im Idealfall nur CO₂ und Wasser erhält (Oxyfuel-Verfahren).

Der Evaluierungsbericht der Bundesregierung kommt zwar zu dem Ergebnis, dass die Kosten für DAC meist „deutlich über denen einer CO₂-Abscheidung an Industrieanlagen“ lägen. Allerdings variierten die Kostenangaben „sehr stark je nach Verfahren und Randbedingungen“, räumt der Bericht zugleich ein. Ein wesentliches Argument, DAC trotzdem voranzutreiben, ist jedoch, dass die Abtrennung von CO₂ direkt an den Quellen langfristig nicht für den Klimaschutz reichen wird. Denn dies führt lediglich zur Vermeidung von Emissionen, nicht aber zu deren Rückholung.

Hinzu kommt: „Die Abtrennung von CO₂ aus fossilen Kraftwerken hat ein Ablaufdatum“, sagt Wissenschaftler Block vom Wuppertal Institut – nämlich dann, wenn es eines Tages, was ja das große Ziel ist, keine fossilen Kraftwerke mehr gibt. Dann blieben lediglich CO₂-Quellen wie Biogas, die Müllverbrennung oder die Zementproduktion übrig.

Das zweite Argument für DAC ist struktureller Art: Weil man für die Abscheidung viel Energie benötigt, muss diese erneuerbar sein. Solche Energie gibt es oft vor allem abseits der Industriezentren. Also kann es sinnvoller sein, die Abscheideanlagen bei den Energiequellen statt bei den CO₂-Quellen zu bauen.

Bleibt die Frage, wie und wo das abgeschiedene CO₂ deponiert werden soll – sofern der Kohlenstoff nicht genutzt wird, zum Beispiel zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen in der Industrie (CCU). Aktuell ist die geologische Speicherung von CO₂ in Deutschland sowohl an Land als auch im Meer noch nicht zugelassen. Allerdings nimmt die Bereitschaft, auch in Deutschland CO₂ zu lagern, offenbar zu. Die Bundesregierung arbeitet an einer „Carbon Management-Strategie“, in der CCS und CCU untersucht und am Ende wohl zugelassen werden sollen. Ein Grund für die neue Stoßrichtung der Bundesregierung könnte auch in der Erkenntnis liegen, dass sie ihre großen Wasserstoffpläne nur mit dem sogenannten blauen Wasserstoff überhaupt erreichen kann; dieser wird aus Erdgas erzeugt, wobei das entstehende CO₂ dann auf irgendeine Art entsorgt oder verwendet werden muss.

Die Potenziale der heimischen Lagerstätten wurden bereits abgeschätzt. In Deutschland kommen nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) derzeit im Wesentlichen tiefe, Salzwasser führende Gesteinsschichten, sogenannte salinare Aquifere, in Betracht – in Zukunft zudem erschöpfte Erdgaslagerstätten.

Die BGR schätzt die Speicherkapazitäten im Inland auf 6,3 bis 12,8 Milliarden Tonnen CO₂, davon entfallen 1,9 bis 4,5 Milliarden Tonnen auf die deutsche Nordsee. Bei den aktuellen Emissionen Deutschlands in Höhe von 650 Millionen Tonnen pro Jahr würde das geschätzte heimische Speicherpotenzial für den gesamten CO₂-Ausstoß zwischen 10 und 20 Jahre reichen.

Allerdings, schränkt die BGR ein, habe sie „keine Annahmen darüber getroffen, wie viele der bewerteten Speicherstrukturen letztendlich nutzbar sein werden“. Die Abschätzungen erfolgten „ohne Einbeziehung geotechnischer oder sozioökonomischer Kriterien“. Die zitierten Speicherkapazitäten seien somit nur „als theoretisches Speicherpotenzial zu verstehen“.

Aber die Analysen gehen bereits weiter: Im Rahmen des Verbundprojekts Geostor werde derzeit die CO₂-Speicherkapazität in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der deutschen Nordsee neu bewertet. Die Endergebnisse dieses Projekts sollen im Jahr 2024 vorliegen.

Relativ gut abschätzen lässt sich die CO₂-Speicherkapazität von Erdgaslagerstätten. Allein die 40 größten Erdgasfelder in Niedersachsen und Sachsen-Anhalt bringen es auf Raum für etwa 2,75 Milliarden Tonnen. Aus den betrachteten Erdgasfeldern wird allerdings derzeit größtenteils noch Gas gefördert.

Konflikte der CO₂-Endlagerung mit anderen Nutzungsoptionen des Untergrunds sieht die BGR unterdessen nur bedingt. Zum Beispiel seien bei der tiefen Geothermie „Konkurrenzsituationen denkbar“, weil sich die aussichtsreichen Gebiete teilweise überschneiden. Speicher für Erdgas und zukünftig Wasserstoff stünden hingegen nicht in Nutzungskonkurrenz, weil es dabei vor allem um Kavernen in Salzstöcken gehe, die für die dauerhafte Speicherung von CO₂ zu klein seien. Hindernisse könnten allerdings Naturschutzgebiete, eine dichte Bebauung oder Meereswindparks sein. Jedoch sieht das Umweltbundesamt durchaus auch Risiken durch eine geologische CO₂-Lagerung – etwa für das Grundwasser und für den Boden, vor allem bei Leckagen. Das freigesetzte CO₂ könne dann auch Schadstoffe im Untergrund freisetzen.

Allerdings stellen sich bei der Lagerung von CO₂ im Untergrund durchaus auch noch andere – positive – Effekte ein: Je nach Standort kommt es in den Tiefenlagern zur Mineralisierung des CO₂. In Wasser gelöstes CO₂ kann sich in Anwesenheit von Silikatgestein zu Karbonat umwandeln. Climeworks setzt in Island darauf. Das eingefangene CO₂ wird in die Poren von Gesteinsformationen zwischen 800 und 2500 Metern unter der Erde injiziert, wo es in weniger als zwei Jahren an das basaltische Vulkangestein bindet und somit dauerhaft gespeichert wird. Die natürliche Mineralisierung sei „ein Prozess, der seit Millionen von Jahren in der Natur abläuft“. Allerdings ist auch daran ein Haken: Die Mineralisierung erfolge, so Climeworks, in einem sehr langsamen Zeitrahmen, der nicht mit den vom Menschen verursachten Emissionsraten mithalten kann.