Die geologische Speicherung soll CO₂-Emissionen für lange Zeit von der Biosphäre fernhalten. Über Millionen Jahre gespeicherte Erdgasvorkommen zeigen, dass Gase geologisch eingeschlossen werden können. Als Speicher für CO₂ in Deutschland kommen ausschließlich ausgebeutete Erdgaslagerstätten und Salzwasser führende Gesteinsschichten mit entsprechendem Deckgestein (Caprock) in einer Tiefe von über 800 m in Betracht.

In Deutschland liegen 3/4 der geeigneten geologischen Formationen in Norddeutschland, wie man aus früheren Erkundungsbohrungen nach Erdöl und Erdgas weiß. In geologischen Formationen unterhalb der Nordsee, aus denen derzeit Erdgas gefördert wird, liegen weitere große Speicherpotenziale, die in den in Abb. 5 genannten Schätzwerten noch nicht enthalten sind. Am Speicherstandort wird das CO₂ mittels einer Injektionsbohrung (Abb. 6) in flüssiger Form in eine Tiefe von etwa 1.000 m gepresst. Hier hat es wegen des hydrostatischen Drucks eine 500-fach höhere Dichte als gasförmig an der Erdoberfläche und nutzt so das  Speichervolumen optimal aus.

Die Speicherung erfolgt entweder physikalisch (CO₂ wird durch Druck und Deckgestein am Entweichen gehindert) oder chemisch (Mineralneubildung). Bei der Injektion müssen Druck und Temperatur auf die jeweiligen geo- und hydrologischen Verhältnisse des Speichers abgestimmt werden. Die Ausbreitung des CO₂ im Untergrund und die dauerhafte Abdichtung werden durch ein kontinuierliches Monitoring gesichert. Forschungsthemen sind: Untersuchungen zur CO₂-Reinheit, das Langzeitverhalten, die geochemischen und geophysikalischen Prozesse in der Tiefe, der Trinkwasserschutz (z. B. durch Verdrängen von Salzwasser) sowie Speichermanagement, Sicherheitskonzepte und Materialentwicklung (Bohrlochzement, Korrosionsschutz).

Transport des CO₂ zum Speicher

Mit welchen CO₂-Mengen in Zukunft zu rechnen ist, hängt von vielen Faktoren ab, da sich die Stromerzeugung in Deutschland durch effizientere Kraftwerksverfahren, Änderungen im Energiemix und die Energiepreise wandeln wird. Prognosen gehen für das Jahr 2030 von etwa 60 Mio. Tonnen zu speicherndem CO₂ aus dem Kraftwerksbereich aus. Für den Transport in Pipelines wird das Gas durch Kompressoren verdichtet und verflüssigt, was zusätzliche Energie kostet. Die Transportkosten werden vergleichbar zu Öl- oder Gaspipelines sein. Weltweit existieren derzeit ca. 3.100 km CO₂-Pipelines im Zusammenhang mit der Erdöl- und Erdgasförderung. Für die Anwendung von CCS ist ein CO₂-Pipelinenetz unverzichtbar. In Deutschland muss es noch aufgebaut werden. Routenplanung und die Sicherung der Speicherstandorte sollen durch planungsrechtliche Vorgaben des Staates erfolgen. Das Pipelinenetz soll entsprechend dieser rechtlichen Rahmenbedingungen von den Kraftwerksbetreibern aufgebaut und betrieben werden.

Förderkonzept „Leuchtturm COORETEC“

COORETEC bündelt die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten der Energiepolitik, der Forschung und der Energiewirtschaft für emissionsarme Kraftwerke mit fossilen Energieträgern und CCS-Technologien. Bis zum Jahr 2020 sollen diese allgemein marktverfügbar sein. Erste innovative Kraftwerkskonzepte und Komponenten, wie z. B. eine Oxyfuelverbrennung, ein IGCC-Kraftwerk und ein kombiniertes Gas- und  Dampfturbinenkraftwerk mit mehr als 60%-Wirkungsgrad, befinden sich in der Erprobung oder in Planung. Bei den CCS-Technologien verfolgt COORETEC folgende technischen Ziele:

• die Senkung der Kosten für die CO₂-Abtrennung und -Speicherung von derzeit 50 bis 70 € auf künftig weniger als 20 € pro Tonne CO₂,
• die Reduzierung der Effizienzverluste durch die CO₂ Abtrennung und –Speicherung von heute 9 bis 13 auf 6 – 11 Prozentpunkte,
• ein hoher Grad an Zuverlässigkeit und Flexibilität, um auf volatile Strom- und Energiemärkte schnell und effizient reagieren zu können sowie
• den Ausbau von Vergasungstechnologien (Bereitstellung synthetischer Kraftstoffe und von Grundstoffen für die Chemische Industrie).