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.