Die CO₂-Speicherung im Untergrund (auch geologische CO₂-Speicherung oder Carbon Capture and Storage, kurz CCS) bezeichnet das Verfahren, Kohlendioxid aus industriellen Prozessen abzuscheiden, zu transportieren und dauerhaft in tiefen geologischen Gesteinsformationen einzulagern. Ziel ist es, den Ausstoß von Treibhausgasen in die Atmosphäre zu verringern und so dem Klimawandel entgegenzuwirken. Die Technologie gilt als notwendig für Industriezweige, deren Produktionsprozesse zwangsläufig CO₂ freisetzen – etwa die Zement-, Kalk- und Chemieindustrie sowie die Abfallverbrennung. Weltweit existieren mehrere Pilotprojekte und erste kommerzielle Anlagen. In Deutschland ist die kommerzielle CO₂-Speicherung seit November 2025 durch das novellierte Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG) erlaubt. Die Speicherung erfolgt bevorzugt in salzwasserführenden Aquiferen oder ausgeförderten Erdgasfeldern, vor allem offshore unter dem Meeresboden der Nordsee.
So funktioniert die Einlagerung von CO₂ im Gestein
Bei der geologischen CO₂-Speicherung wird Kohlendioxid zunächst an der Quelle – z. B. einem Zementwerk – abgeschieden. Das Gas wird dann verdichtet oder verflüssigt und per Pipeline oder Schiff zum Speicherort transportiert. Dort wird es über Bohrungen in tiefe Gesteinsschichten injiziert, typischerweise in Tiefen von 800 bis 3.000 Metern.
In diesen Tiefen herrschen hohe Drücke und Temperaturen. Das CO₂ befindet sich dort im sogenannten überkritischen Zustand – es hat Eigenschaften zwischen Gas und Flüssigkeit. In diesem Zustand ist es besonders dicht und nimmt wenig Platz ein.
Grundsätzlich kommen drei Arten von Speicherformationen infrage:
- Saline Aquifere: Tiefe, salzwasserführende Gesteinsschichten aus porösem Sandstein, überdeckt von einer undurchlässigen Deckschicht (z. B. Tonstein oder Salzgestein). Sie bieten weltweit das größte Speicherpotenzial.
- Ausgeförderte Erdöl- und Erdgasfelder: Hier ist die geologische Struktur bereits gut erforscht. Die Hohlräume, aus denen zuvor Kohlenwasserstoffe gefördert wurden, können CO₂ aufnehmen.
- Tiefe Kohleflöze: Nicht abbaubare Kohleflöze können CO₂ an ihrer Oberfläche binden (Adsorption). Dieses Verfahren ist bisher weniger erprobt.
Das CO₂ wird im Untergrund durch mehrere Mechanismen dauerhaft festgehalten:
| Mechanismus | Beschreibung |
|---|---|
| Strukturelles Trapping | Undurchlässige Deckschichten und geologische Fallenstrukturen verhindern das Aufsteigen des CO₂. |
| Residuales Trapping | CO₂ wird in feinen Poren des Gesteins eingeschlossen und kann sich nicht weiterbewegen. |
| Lösungs-Trapping | CO₂ löst sich im salzigen Formationswasser auf. |
| Mineralisierung | CO₂ reagiert langfristig mit Mineralien im Gestein und bildet feste Karbonate. |
Wo in Deutschland gespeichert werden soll
Deutschland besitzt erhebliche Speicherpotenziale im Untergrund, vor allem in der deutschen Nordsee. Eine Studie der Universität Kiel (2025) identifizierte dort 189 mögliche Speicherstandorte in drei geologischen Formationen: Mittlerer Jura, Mittlerer Buntsandstein und Oberes Rotliegend. Die geschätzte Gesamtkapazität liegt bei rund 9,9 bis 19,3 Gigatonnen CO₂, wobei der Mittlere Buntsandstein mit etwa 12,2 Gigatonnen den größten Anteil ausmacht.
Die besten Injektionsraten wurden in Tiefen zwischen 1.500 und 2.500 Metern gefunden. Im Mittleren Buntsandstein erreichen einzelne Standorte theoretisch Injektionsraten von über 20 Millionen Tonnen pro Jahr – vorausgesetzt, die hydraulischen Randbedingungen sind günstig.
Das novellierte KSpTG erlaubt die kommerzielle Speicherung aber nur offshore – also im Bereich der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und des Festlandsockels. Im Küstenmeer ist die Injektion verboten. Meeresschutzgebiete sind ausgenommen. Ein Mindestabstand von acht Kilometern zu Schutzgebieten muss eingehalten werden.
Eine Speicherung an Land (onshore) ist grundsätzlich nur zu Forschungszwecken erlaubt. Die Bundesländer können aber über eine sogenannte Opt-in-Klausel eigenständig die kommerzielle Onshore-Speicherung auf ihrem Gebiet zulassen. Stand April 2026 hat kein Bundesland davon Gebrauch gemacht. Bayern hat einen Aktionsplan veröffentlicht, der die Möglichkeiten bis Ende 2027 prüfen soll. Mecklenburg-Vorpommern hat die Onshore-Speicherung per Landesgesetz ausdrücklich ausgeschlossen.
Das neue Gesetz: Was seit November 2025 gilt
Bis 2025 war die CO₂-Speicherung in Deutschland faktisch blockiert. Das alte Kohlendioxid-Speicherungsgesetz (KSpG) von 2012 erlaubte nur Forschungsprojekte. Die Antragsfrist war bereits 2016 abgelaufen. Kein einziger Speicher wurde jemals zugelassen.
Am 28. November 2025 trat das novellierte Gesetz in Kraft – jetzt als Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz (KSpTG) bezeichnet. Die wichtigsten Änderungen:
- Kommerzielle Speicherung: Erstmals dürfen Unternehmen CO₂ in großem Maßstab einlagern – nicht nur zu Forschungszwecken.
- CO₂-Transportinfrastruktur: Das Gesetz schafft einen Rechtsrahmen für den Bau von CO₂-Pipelines. Der Transport wird als eigenständige Infrastruktur anerkannt, die mehrere Emittenten bedienen kann.
- Überragendes öffentliches Interesse: Bau und Betrieb von CO₂-Leitungen und -Speichern werden als im überragenden öffentlichen Interesse liegend eingestuft. Das beschleunigt Genehmigungsverfahren.
- Umwidmung bestehender Leitungen: Vorhandene Erdgas- oder Wasserstoffleitungen können ohne neues Planfeststellungsverfahren auf CO₂-Transport umgestellt werden.
- Ausschluss von Kohle: Betreiber von Kohlekraftwerken dürfen nicht an das CO₂-Leitungsnetz angeschlossen werden. Gaskraftwerke sind hingegen nicht ausgeschlossen.
Am 29. Januar 2026 beschloss der Bundestag ergänzend die Ratifizierung des geänderten Londoner Protokolls und eine Änderung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes. Damit ist nun auch der grenzüberschreitende CO₂-Export per Schiff – etwa nach Norwegen oder Dänemark – rechtlich möglich.
Northern Lights: Das erste kommerzielle Speicherprojekt der Welt
Das wichtigste internationale Referenzprojekt für die geologische CO₂-Speicherung ist Northern Lights in Norwegen. Es wird von Equinor, Shell und TotalEnergies betrieben und ist die weltweit erste grenzüberschreitende CO₂-Transport- und Speicheranlage, die Dritten offensteht.
Im August 2025 wurden die ersten CO₂-Mengen erfolgreich in ein Reservoir in 2.600 Metern Tiefe unter dem Meeresboden der Nordsee injiziert. Das CO₂ stammt vom Zementwerk von Heidelberg Materials im norwegischen Brevik und wurde per Schiff zum Terminal in Øygarden an der norwegischen Westküste transportiert. Von dort gelangt es über eine 100 Kilometer lange Unterwasser-Pipeline zum Speicherort.
Phase 1 hat eine Kapazität von 1,5 Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr und ist vollständig ausgebucht. Im März 2025 fiel die Investitionsentscheidung für Phase 2, die die Kapazität auf mindestens 5 Millionen Tonnen pro Jahr erhöhen soll (geplante Fertigstellung: 2028). Kunden sind u. a. Yara (Niederlande), Ørsted (Dänemark) und Stockholm Exergi (Schweden).
Neben Northern Lights existieren weitere Projekte:
- Sleipner (Norwegen): Seit 1996 in Betrieb, das älteste CCS-Projekt der Welt. Über 20 Millionen Tonnen CO₂ wurden bisher im Utsira-Aquifer eingelagert.
- Greensand (Dänemark): Pilotprojekt zur Speicherung in einem ausgeförderten Ölfeld in der Nordsee.
- Porthos (Niederlande): CO₂-Speicherung in ausgeförderten Gasfeldern vor Rotterdam.
Kritik
Die CO₂-Speicherung ist politisch umstritten. Mehr als 70 Umweltverbände hatten 2025 in einem offenen Brief gefordert, das KSpTG zu stoppen. Ihre Argumente:
- Ablenkung statt Vermeidung: CCS könne dazu verleiten, Emissionen gar nicht erst zu reduzieren. Stattdessen werde eine teure Technologie gefördert, die die Abhängigkeit von fossilen Energien verlängere.
- Meeresschutz: Die Verpressung von CO₂ unter dem Meeresboden berge Risiken für marine Ökosysteme. Leckagen seien über lange Zeiträume nicht ausgeschlossen.
- Gaskraftwerke nicht ausgeschlossen: Das Gesetz verbiete zwar CCS für Kohle, nicht aber für Gaskraftwerke. Kritiker sehen darin eine Hintertür für fossile Stromerzeugung.
- Hohe Kosten: Die geschätzten Kosten liegen bei 130 bis 300 Euro pro Tonne CO₂. Der aktuelle Preis für Emissionszertifikate im EU-Emissionshandel liegt bei etwa 80 bis 90 Euro. Ohne staatliche Förderung ist CCS für viele Unternehmen nicht wirtschaftlich.
Befürworter aus der Industrie halten dagegen, dass in manchen Sektoren – etwa bei der Kalk- und Zementherstellung – CO₂-Emissionen prozessbedingt unvermeidbar sind. Hier gebe es schlicht keine technische Alternative. Ohne CCS drohe die Abwanderung dieser Industrien.
Das Umweltbundesamt und der Weltklimarat (IPCC) stufen CCS als notwendigen Bestandteil von Klimaschutzstrategien ein – betonen aber, dass es kein Ersatz für den Ausbau erneuerbarer Energien und die Emissionsvermeidung sein darf.
Was die Speicherung kosten wird – und wer bezahlt
Die Wirtschaftlichkeit von CCS hängt von mehreren Faktoren ab: den Kosten für Abscheidung, Transport und Injektion, dem CO₂-Preis im Emissionshandel und der Verfügbarkeit von Fördermitteln.
Aktuell liegt die größte Kostenlücke zwischen den geschätzten 130 bis 300 Euro pro Tonne CO₂ für CCS-Projekte und dem Zertifikatspreis im EU-Emissionshandel von etwa 80 bis 90 Euro. Allerdings wird die Zahl der kostenlosen Freizertifikate im EU-EHS bis Ende 2038 vollständig abgebaut. Der CO₂-Preis wird also steigen – und damit die Wirtschaftlichkeit von CCS verbessern.
Der Bund hat mit der Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK) ein Förderinstrument geschaffen:
- Modul 2, Teilmodul 1: Bis zu 30 Millionen Euro für Investitionen in CCS/CCU-Anlagen.
- Modul 2, Teilmodul 2: Bis zu 35 Millionen Euro für Forschung und Entwicklung zur Skalierung der Technologien.
Auf EU-Ebene stellt der EU Innovation Fund ebenfalls Mittel bereit. Vier deutsche Kalk- und Zementwerke haben bereits 685 Millionen Euro aus diesem Fonds erhalten.
Der Aufbau der notwendigen Pipeline-Infrastruktur wird nach Expertenschätzungen 7 bis 10 Jahre dauern. Erste Anlagen sollen Anfang der 2030er Jahre betriebsbereit sein.
Deutschland im Vergleich: Wo andere Länder stehen
Mit dem KSpTG schließt Deutschland zu europäischen Vorreitern auf. Der Vergleich:
| Land | Status |
|---|---|
| Norwegen | Betreibt mit Sleipner (seit 1996) und Northern Lights (seit 2025) zwei große CCS-Projekte. Ziel: 30–50 Mt CO₂ pro Jahr bis 2035. |
| Dänemark | Greensand-Pilotprojekt in der Nordsee. Bietet Speicherkapazitäten für europäische Emittenten an. |
| Niederlande | Porthos-Projekt: CO₂-Speicherung in ausgeförderten Gasfeldern vor Rotterdam. |
| USA | Starke fiskalische Förderung über den Inflation Reduction Act (bis zu 85 USD/t für Speicherung, 180 USD/t für Direct Air Capture). Hohe Projektkonzentration. |
| Deutschland | Seit November 2025 rechtlich erlaubt. Noch keine Speicher in Betrieb. Kurz- bis mittelfristig wird der CO₂-Export (v. a. nach Norwegen) der Hauptanwendungsfall sein. |
Die Europäische Kommission plant für das dritte Quartal 2026 eine eigene Gesetzesinitiative für grenzüberschreitende CO₂-Netze. Der Net-Zero Industry Act der EU sieht vor, dass bis 2030 mindestens 50 Millionen Tonnen CO₂-Injektionskapazität pro Jahr in der EU verfügbar sein müssen. Weltweit liegt die tatsächlich installierte Abscheidekapazität laut IEA derzeit bei rund 50 Millionen Tonnen pro Jahr – deutlich unter dem, was für die Klimaziele nötig wäre.
Risiken unter der Erde: Was schiefgehen kann
Die größte Sorge bei der geologischen CO₂-Speicherung betrifft Leckagen. Wenn CO₂ aus dem Speicher entweicht, verfehlt die Technologie ihren Zweck. Mögliche Leckagewege:
- Alte Bohrlöcher: In der Nordsee gibt es Tausende historische Explorationsbohrungen. Wenn deren Zementierung mangelhaft ist, könnte CO₂ aufsteigen.
- Störungszonen: Geologische Verwerfungen können als Aufstiegspfade dienen – besonders wenn durch den Injektionsdruck die Gesteinsspannung verändert wird.
- Deckschichtversagen: Wenn die undurchlässige Deckschicht Risse bekommt, kann CO₂ in höhere Gesteinsschichten gelangen.
Ein weiteres Risiko: Die Injektion von CO₂ erzeugt einen Druckanstieg im Reservoir. Dieser Druck verdrängt das vorhandene Salzwasser (Sole). Wenn das Salzwasser in Trinkwasser führende Schichten aufsteigt, droht eine Grundwasserversalzung. Forschungsprojekte wie das BRINE-Projekt am Helmholtz-Zentrum GFZ Potsdam haben diese Gefahr untersucht.
Die Erfahrungen aus Sleipner (seit 1996 in Betrieb) zeigen jedoch, dass kontrollierte CO₂-Speicherung über Jahrzehnte sicher funktionieren kann. Entscheidend sind eine sorgfältige Standortauswahl, ein umfassendes Monitoring mit seismischen und geochemischen Methoden und ein durchdachtes Druckmanagement.
Verwandte Technologie: CCU – CO₂ als Rohstoff nutzen
Neben CCS (Speicherung) gibt es CCU – Carbon Capture and Utilization (Abscheidung und Nutzung). Dabei wird abgeschiedenes CO₂ nicht eingelagert, sondern als Rohstoff weiterverwendet, etwa zur Herstellung von:
- Synthetischen Kraftstoffen (E-Fuels)
- Baumaterialien (z. B. Beton)
- Chemikalien (z. B. Methanol)
Der Unterschied: Bei CCU wird das CO₂ irgendwann wieder freigesetzt – außer es wird dauerhaft in einem Produkt gebunden (z. B. in Beton). CCS hingegen zielt auf die permanente Entfernung aus dem Kohlenstoffkreislauf.
Das KSpTG erfasst beide Technologien und ermöglicht auch den Bau von Pipelines, die CO₂ zu CCU-Anlagen transportieren.