CCS - Was Österreich von anderen Ländern lernen kann

Die Bundesregierung hat im September 2026 einen Entwurf vorgelegt, der das Verbot der geologischen CO₂-Speicherung Carbon Capture and Storage CCS aufheben und erstmals einen Rechtsrahmen für Speicherstätten schaffen soll. Beschlossenes Recht ist er noch nicht, die Begutachtung läuft bis 30. Oktober. Kein unwichtiges Datum also für die österreichische Bauwirtschaft und speziell die Zement- und Betonindustrie.

Bei der Herstellung von Zementklinker und Kalk entsteht CO₂ auch durch die chemische Umwandlung des Rohstoffs. Energieeinsparung und andere Brennstoffe beseitigen diese Prozessemissionen nicht vollständig. CCS kann solche Restmengen abtrennen und dauerhaft in geeigneten geologischen Formationen speichern. Zwischen Abscheidung am Werk und dauerhafter Speicherung liegen allerdings Transport, Verdichtung, Genehmigungen, Verträge und jahrzehntelange Überwachung. Die internationale Praxis zeigt, was an dieser Kette bereits funktioniert – und wo ihre Grenzen liegen.

Norwegen: Arbeitsteilung
Das Zementwerk Brevik von Heidelberg Materials scheidet CO₂ ab, ein Schiff von Northern Lights bringt es an die norwegische Küste, eine Leitung führt es 2.600 Meter tief unter den Meeresboden. Im August 2025 wurde erstmals CO₂ injiziert. Heidelberg Materials beziffert die im gesamten Anlaufjahr 2025 abgeschiedene und an den Speicherpartner übergebene Menge in seinem 2026 veröffentlichten Geschäftsbericht auf 58.408 Tonnen. Die geplante jährliche Abscheideleistung liegt bei rund 400.000 Tonnen. Diese beiden Zahlen widersprechen sich nicht: Die erste bezeichnet die tatsächlich gemeldete Menge im Inbetriebnahmejahr, die zweite eine Zielkapazität für den laufenden Betrieb. Ob und wann das Werk sie dauerhaft erreicht, ist offen.

Der Pioniercharakter liegt auch in der Arbeitsteilung. Der Zementhersteller muss den Speicher nicht selbst betreiben; Northern Lights bietet Transport und Speicherung als Dienstleistung an. Damit entsteht ein möglicher Weg für Industrie­unternehmen ohne geeignete Lagerstätte am eigenen Standort. Gleichzeitig wird jeder Ausfall in der Kette relevant: Wohin mit dem abgeschiedenen CO₂, wenn Schiffe ausfallen, ein Terminal voll ist oder die Injektion pausiert? Die Internationale Energieagentur (IEA) beschreibt solche Abhängigkeiten zwischen Abscheidung, Transport und Speicherung als eines der wesentlichen Vertrags- und Finanzierungsrisiken von CCS-Projekten.

Bild: Im Sommer 2025 hat Heidelberg Materials in Brevik die weltweit erste Anlage zur CO2-Abscheidung und -Speicherung (CCS) im industriellen Maßstab in der Zement­industrie eröffnet.

Dänemark: Eine Frage der Finanzierung
Auch Dänemark setzt auf einen gemeinsam nutzbaren Speicher. Am 18. September 2026 wurde Greensand Future im ausgeförderten Ölfeld Nini West eröffnet. Greensand plant, in der ersten kommerziellen Phase jährlich bis zu 400.000 Tonnen CO₂ zu speichern. Bei voller Kapazität besteht das Potenzial, jährlich bis zu 4–8 Millionen Tonnen CO₂ zu speichern. Zu Beginn wird das CO₂ überwiegend aus dänischen Biomethananlagen bezogen. Dadurch kann die vollständige CCS-Wertschöpfungskette mit unmittelbar verfügbaren CO₂-Mengen aufgebaut und betrieben werden, während Abscheidungsprojekte in der Industrie weiterentwickelt und skaliert werden. Nach der Abscheidung wird das CO₂ verflüssigt, per Lkw zu einem speziellen CO₂-Terminal im Hafen von Esbjerg transportiert, an Bord der Carbon Destroyer 1 – dem ersten speziell für den CO₂-Transport gebauten Schiff der EU – verschifft und in das Nini-West-Reservoir injiziert. Die EU hat das Projekt mit 41 Millionen Euro aus dem Innovationsfonds gefördert.

Gerade in Dänemark ist außerdem sichtbar, wie schwierig die Finanzierung der gesamten Kette bleibt. In einer anderen dänischen CCS-Ausschreibung zogen nach Angaben der IEA rund 80 Prozent der ursprünglich interessierten Unternehmen ihre Angebote zurück, weil sich Risiken zwischen Abscheidung, Transport und Speicherung nicht ausreichend beherrschen ließen.

Bild: Beim Projekt Greensand wird das CO2 vom dänischen Esbjerg zum Offshore-Speicherstandort an Bord der Carbon Destroyer 1 transportiert – dem ersten speziell für den CO2-Transport gebauten Schiff der EU.

Australien: Der Untergrund bestimmt die Menge
Das australische Gorgon-Projekt führt vor Augen, wie groß der Abstand zwischen Ziel und Betrieb sein kann. Die zuständige Behörde in Western Australia nennt eine geplante Injektion von 3,3 bis vier Millionen Tonnen CO₂ jährlich in eine Formation mehr als zwei Kilometer unter Barrow Island. Eingespeichert wird seit 2019. Eine Auswertung des Institute for Energy Economics and Financial Analysis beziffert die Menge für das australische Finanzjahr 2024/25 auf 1,33 Millionen Tonnen. Eine geschätzte Speicherkapazität im Gestein garantiert noch nicht, dass sich die geplante Menge Jahr für Jahr injizieren lässt. Durchlässigkeit, Druck­entwicklung, Bohrungen und die Bewirtschaftung der Lagerstätte entscheiden über die reale Leistung. Wer eine Abscheideanlage dimensioniert oder langfristige Lieferverträge schließt, braucht deshalb einen belastbaren Plan für den Fall geringerer Injektionsraten.

USA: Ein Speicherproblem kann im Bohrloch beginnen
In Decatur im US-Bundesstaat Illinois zeigte sich eine andere Schwachstelle. Die Umweltbehörde EPA stellte bei einem Speicherprojekt des Unternehmens ADM Verstöße gegen die Genehmigung fest: Eingeleitete Flüssigkeit war in eine nicht genehmigte tiefe geologische Zone gelangt, und vorgeschriebene Überwachungspflichten waren nicht eingehalten worden. Die Behörde verpflichtete ADM 2025 zu Korrekturmaßnahmen. Nach ihrer Feststellung war die öffentliche Gesundheit durch den Vorfall nicht gefährdet. Das CO₂ trat nach den Behördenangaben nicht an der Erdoberfläche aus.

Die Fakten zu internationalen Projekten

Lehren für Österreich
Der österreichische Gesetzesentwurf enthält bereits Antworten auf einige dieser Fragen. Er sieht für genehmigte Speicherstätten zusammen eine bundesweite jährliche Obergrenze von drei Millionen Tonnen bis Ende 2029 und sieben Millionen Tonnen von 2030 bis Ende 2034 vor. Diese Werte sind gesetzliche Höchstgrenzen im Entwurf, weder eine Schätzung tatsächlich nutzbarer Lagerstätten noch eine Prognose gespeicherter Mengen. Der Entwurf verlangt unter anderem eine geologische Prüfung, Vorgaben für Injektionsdruck und Überwachung sowie finanzielle Sicherheiten. Berichte über Überprüfungen sollen veröffentlicht werden.

Besonders folgenreich ist die Zeit nach der letzten Injektion. Nach dem Entwurf bleibt zunächst der Betreiber für Überwachung und Abhilfe verantwortlich. Unter Voraussetzungen könnte die Verantwortung später auf den Bund übergehen; grundsätzlich ist dafür eine Frist von mindestens 20 Jahren nach Schließung vorgesehen. Zuvor muss der Betreiber einen finanziellen Beitrag leisten, der mindestens die vorhersehbaren Überwachungskosten für weitere 30 Jahre deckt. Ob diese Vorkehrungen für sehr langfristige Risiken angemessen sind, wird eine der zentralen Fragen der Begutachtung sein.

Die Erfahrungen anderer Länder liefern dafür keine einfache Ja-oder-Nein-Antwort. Norwegen belegt, dass CCS bei der Zementherstellung praktisch umgesetzt werden kann. Dänemark zeigt den Beginn eines europäischen Speichermarkts, dessen Dauerbetrieb sich noch beweisen muss. Australien mahnt zur Vorsicht bei Kapazitätsversprechen; Illinois zeigt den Wert unabhängiger Kontrolle. Die IEA hält fest, dass es für die Haftung und Überwachung nach der Schließung bisher nur begrenzte Praxiserfahrung gibt. Für Österreich entscheidet sich der Nutzen von CCS daher nicht mit der Aufhebung des Verbots allein. Entscheidend wird sein, welche Emissionen tatsächlich vermieden statt gespeichert werden können, welche Mengen eine konkrete Lagerstätte nachweislich aufnimmt und wer für Risiken und Kosten über die Betriebszeit hinaus einsteht.