Yara eröffnet Europas größte CO₂-Abscheideanlage in Sluiskil

Am 7. September 2026 hat Yara International am Standort seiner Ammoniak- und Düngemittelfabrik im niederländischen Sluiskil in der Provinz Zeeland offiziell eine Anlage zur Abscheidung und Speicherung von CO₂ (CCS) eingeweiht. Das Unternehmen nennt sie Europas größtes industrielles CO₂-Abscheideprojekt, und die Energiegeneraldirektion der EU bezeichnet sie als das größte kommerzielle CCS-Projekt des Kontinents. Wichtiger für die Branche: Yara zufolge handelt es sich um die erste vollständige grenzüberschreitende Kette – das CO₂ wird in den Niederlanden abgeschieden, vor Ort verflüssigt, nach Norwegen verschifft und dauerhaft unter dem Meeresboden der Nordsee verpresst.

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An der Zeremonie nahmen der norwegische Ministerpräsident Jonas Gahr Støre, der niederländische Ministerpräsident Rob Jetten, der EU-Kommissar für Klima, Netto-Null und sauberes Wachstum, Wopke Hoekstra, und Yaras Präsident und Vorstandsvorsitzender Svein Tore Holsether teil. Die Anlage kann jährlich bis zu 800.000 Tonnen CO₂ aus der Ammoniakproduktion abscheiden und verflüssigen, wodurch nach Angaben von Yara die CO₂-Besteuerung auf diese Mengen entfällt. Über 15 Jahre erwartet das Unternehmen, etwa 12 Millionen Tonnen abzuscheiden und zu speichern. „Die CO₂-Abscheideanlage in Sluiskil beweist, dass großmaßstäbliche industrielle Dekarbonisierung heute möglich ist“, sagte Holsether in der Mitteilung von Yara. „Da der globale Wettbewerb sich verschärft, muss Europa Wege finden, Emissionen zu senken und gleichzeitig Industrie, Arbeitsplätze und kritische Wertschöpfungsketten in Europa zu halten.“

Was die Anlage tatsächlich tut

Das Projekt ist weniger eine einzelne Anlage als eine Abfolge industrieller Schritte, von denen jeder funktionieren muss, damit die Kette liefert.

• Yaras Ammoniakproduktion beruht auf der Dampfreformierung von Methan, die einen hochreinen CO₂-Strom freisetzt. Die Anlage fängt dieses Prozessgas mittels MDEA-Absorption ab und verflüssigt es anschließend mit einer Rate von 125 Tonnen pro Stunde, laut dem Projekt-Factsheet von Yara.
• Das flüssige CO₂ wird in sieben Tanks vor Ort mit einem Gesamtfassungsvermögen von 15.000 Tonnen gelagert. Zweimal pro Woche nimmt ein von Northern Lights betriebenes Schiff eine Ladung auf.
• Das Schiff bringt das CO₂ nach Øygarden an der Westküste Norwegens, wo Northern Lights ein Empfangsterminal an Land betreibt. Von dort gelangt es per Pipeline in ein Reservoir 2.600 Meter unter dem Meeresboden zur dauerhaften Speicherung.
• Die Anlage in Sluiskil ist Yaras Flaggschiff für Ammoniak und Düngemittel und laut Unternehmen die größte Europas. Das abgeschiedene CO₂ stützt klimafreundlicheren Dünger, kohlenstoffarmes Ammoniak für Industrie und saubere Energie sowie kohlenstoffarme Kraftstoffe für die Schifffahrt.

Yaras eigenes Factsheet macht die Grenzen des Projekts deutlich: Die Abscheidung zielt auf das hochreine Prozessgas der Ammoniakherstellung, nicht auf jede Emission des Standorts. Genau das macht ihn zu einem vergleichsweise günstigen Ort, um mit dem Abscheiden von Kohlenstoff zu beginnen.

Das Projekt ist eine Nachrüstung, keine neue Anlage. Sluiskil senkt seine Emissionen seit Jahrzehnten: Seit 1990 wurden jährlich 3,4 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent aus der Ammoniak- und Düngemittelproduktion eingespart, während sich die Produktion fast verdoppelte, so Yara. Konzernweit sind die Scope-1- und Scope-2-Emissionen nach Unternehmensangaben seit 2005 in der EU um 55 % und global um 45 % gesunken. Ammoniakhersteller sind zudem bereits im Umgang mit CO₂ geübt: Europäische Anlagen scheiden es schon heute ab und verflüssigen es für Produkte von Erfrischungsgetränken über die Anreicherung von Gewächshäusern bis hin zu AdBlue für Dieselfahrzeuge. CCS wird also in eine Branche eingebaut, die das Molekül kennt.

Warum Ammoniak der Testfall ist

CO₂-Abscheidung wirkte schon immer dort am glaubwürdigsten, wo ein Abgasstrom bereits konzentriert ist. Die Ammoniakproduktion ist ein solcher Fall: Das CO₂, das einen Dampfreformer verlässt, ist nahezu rein, sodass seine Abtrennung weit weniger kostet als das Auswaschen verdünnter Rauchgase aus einem Zementofen oder einem Gaskraftwerk. Deshalb liegt sie am günstigen Ende des Abscheidemarktes, und deshalb – wie DW anmerkt – neigen Fachleute dazu, die Technologie für wirklich schwer zu dekarbonisierende Industrien zu reservieren, statt sie als Universallösung zu behandeln.

Diese Ökonomie ist wichtig, weil schwer zu dekarbonisierende Industrien nur wenige Alternativen haben. Yara kann Sluiskil nicht ohne Weiteres im großen Maßstab auf einen anderen Rohstoff umstellen, und der Stickstoff, den das Unternehmen verkauft, ist für die globale Nahrungsmittelproduktion unverzichtbar. Das Prozess-CO₂ abzuscheiden, während die Ammoniaklinie weiterläuft, ist ein Weg, Emissionen zu senken, ohne Kapazität abzuschalten. In Europa ist es zudem eine finanzielle Entscheidung: Das EU-Emissionshandelssystem zwingt große Emittenten, für den ausgestoßenen Kohlenstoff Zertifikate zu kaufen, und jede in Sluiskil abgeschiedene Tonne ist eine Tonne, für die nicht gezahlt werden muss.

Yara unterzeichnete bereits 2022 die erste kommerzielle Transport- und Speichervereinbarung mit Northern Lights, der verbindliche Vertrag folgte im November 2023, im selben Monat, in dem das Unternehmen die endgültige Investitionsentscheidung traf. Yara hat erklärt, dass der Ausbau seiner CO₂-Verflüssigungskapazität für 12 Millionen Tonnen über 15 Jahre geschätzte Investitionskosten von etwa 200 Millionen Euro verursachte.

„Dies ist ein wichtiger Tag für Yara und für die europäische Industrie. Die CO₂-Abscheideanlage in Sluiskil beweist, dass großmaßstäbliche industrielle Dekarbonisierung heute möglich ist.“ — Svein Tore Holsether, CEO von Yara International

Die gemeinsame Infrastruktur dahinter

Yara musste die Speicherseite nicht selbst bauen, und genau auf dieses Modell setzt Europa. Northern Lights ist ein Joint Venture, das zu gleichen Teilen Equinor, Shell und TotalEnergies gehört, und verkauft Transport und Speicherung als Dienstleistung, statt die Speicherung an einen einzelnen Emittenten zu binden.

Die erste Phase von Northern Lights, Teil des norwegischen CCS-Programms Longship, hat eine Kapazität von bis zu 1,5 Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr, so das Unternehmen. Der Betrieb begann 2025 mit CO₂ aus dem Zementwerk von Heidelberg Materials in Brevik, Norwegen – den ersten verpressten Mengen. Yara unterzeichnete die erste kommerzielle und die erste grenzüberschreitende Vereinbarung. TotalEnergies nennt Heidelberg Materials, Celsio, Yara und Ørsted als Kunden.

Die norwegische Regierung hat den Großteil der Kosten dieser ersten Phase getragen, und die EU hat den Ausbau über ihre Fazilität Connecting Europe Facility unterstützt. Die Europäische Kommission beschreibt das Sluiskil-Projekt als direktes Ergebnis der 2023 unterzeichneten Grün-Allianz EU–Norwegen und den Northern-Lights-Speicher als CEF-finanziert. Eine zweite Phase, im März 2025 zu Kosten von 7,5 Milliarden NOK mit einem EU-Zuschuss von 131 Millionen Euro genehmigt, soll die Kapazität bis zur zweiten Hälfte des Jahres 2028 auf mindestens 5 Millionen Tonnen pro Jahr heben.

Das grenzüberschreitende Design ist der eigentliche Punkt. Die Speichergeologie ist nicht gleichmäßig verteilt: Norwegen verfügt über tiefe salzhaltige Aquifere unter der Nordsee und einen Staat, der bereit ist, das frühe Risiko zu tragen, während die Niederlande dichte Industrie und begrenzte lokale Speichermöglichkeiten haben. Das Verschiffen des CO₂ lässt jedes Land sich spezialisieren und ein Empfangsknoten viele Emittenten bedienen, statt dass jede Anlage ihr eigenes Reservoir baut. Dieses Modell geteilter Infrastruktur – und nicht eine einzelne Abscheidetechnologie – will die EU in industriellen Clustern nachbilden.

Der schwierige Teil ist der Maßstab, nicht die Chemie

Der Geschäftsführer von Northern Lights, Tim Heijn, nannte die Eröffnung einen Meilenstein. „Wir zeigen gemeinsam, dass Abscheidung und grenzüberschreitender CO₂-Transport und -Speicherung eine tragfähige Lösung für die europäische Industrie sind“, sagte er. Die Technologie selbst steht kaum infrage. „Sie ist technologisch bereit. Wir wissen, wie dieser Prozess funktioniert“, sagte Susan Hovorka, Geowissenschaftlerin an der University of Texas at Austin, gegenüber DW. Was fehlt, ist kommerzielle Erfahrung im großen Maßstab.

Die Zahlen in dieser DW-Analyse sind ernüchternd. Das Klimawissenschaftsgremium der Vereinten Nationen hat Szenarien skizziert, die in diesem Jahrhundert zwischen 350 und 1.200 Gigatonnen CO₂-Speicherung erfordern. Eine einzelne Anlage in der Größe von Sluiskil scheidet 0,8 Millionen Tonnen pro Jahr ab; selbst für die Untergrenze bräuchte es Tausende vergleichbarer Anlagen. Die Internationale Energieagentur hat prognostiziert, dass bis 2050 jährlich 7,6 Gigatonnen abgeschieden werden, gegenüber rund 64 Millionen Tonnen, die die heute betriebenen Anlagen der Welt bewältigen. „Der Maßstab dessen, was in diesen Szenarien gefordert wird, liegt astronomisch jenseits jeder realen Aktivität, die heute existiert“, sagte Danny Cullenward vom Kleinman Center for Energy Policy der University of Pennsylvania.

Es gibt zudem eine Debatte darüber, wofür CCS da ist. 2023 wurden etwa 80 % der weltweiten CCS-Kapazität für die verbesserte Ölgewinnung genutzt, bei der eingepresstes CO₂ mehr Öl aus dem Boden drückt, so die Forschungs- und Interessenvertretungsgruppe Oil Change International – eine Nutzung, die die Emissionen insgesamt erhöht. Manche Forscher argumentieren, eine Abhängigkeit von der Abscheidung schaffe einen moralischen Fehlanreiz, indem sie fossilen Anlagen einen Grund zum Weiterbetrieb gebe. Das Gegenargument, auf das sich dieses Projekt stützt, lautet, dass Abscheidung in wirklich schwer zu dekarbonisierende Industrien gehört, deren Produktion nicht einfach elektrifiziert werden kann.

Auch die Geologie hat Grenzen. DW verwies auf Forschung, der zufolge das praktische CO₂-Speichervermögen der Erde näher bei 1.460 Gigatonnen liegen könnte als bei den früheren Schätzungen von 10.000 bis 40.000 Gigatonnen, was bedeuten würde, dass die meisten CCS-lastigen Klimaszenarien den verfügbaren Speicher innerhalb von ein paar Jahrhunderten erschöpfen. Das Reservoir von Sluiskil in der Nordsee wird überwacht und ist genehmigt, doch die langfristige Haftung dafür, CO₂ über geologische Zeiträume unter der Erde zu halten, kann kein einzelnes Projekt allein auflösen.

Yaras eigene Vorbehalte kommen hinzu. Die Anlage ist gerade erst in Betrieb gegangen, sodass die tatsächlich erreichte Abscheiderate über ein volles Jahr noch nicht belegt ist. Ihre Wirtschaftlichkeit hängt vom EU-CO₂-Preis und von einer stabilen Politik bis 2040 ab, dem fernen Ende der 15-Jahres-Vereinbarung. Der Transportweg verursacht zusätzliche Schifffahrtsemissionen und hängt von der Verfügbarkeit von Schiffen und Hafenkapazität ab. Und die Speicherung ist eine langfristige Haftung, die jahrzehntelange Überwachung nach dem Ende der Verpressung erfordert.

Was zu beobachten ist

Vier Signale werden zeigen, ob Sluiskil eine Vorlage oder ein Einzelfall ist. Das erste ist, ob Yara seine Jahresmenge von 800.000 Tonnen erreicht und verifizierte Abscheidedaten veröffentlicht statt Auslegungskapazität. Das zweite ist, ob andere europäische Emittenten folgen: Northern Lights erklärt, mit mehreren weiteren industriellen Kunden in fortgeschrittenen Gesprächen zu sein, und seine Phase-2-Kapazität wird sie brauchen. Das dritte ist die Politik. Das EU-Emissionshandelssystem und seine vorgeschlagene Überarbeitung sind der Hauptgrund, warum sich die Abscheidung überhaupt rechnet; ein schwächerer CO₂-Preis würde die Wirtschaftlichkeit zunichtemachen. Das vierte sind die Kosten, die entscheiden werden, ob grenzüberschreitende Speicherung zu einer Dienstleistung wird, die sich viele Branchen leisten können, oder zu einer subventionsabhängigen Nische.

Der weitere Test ist, ob das Modell, das Europa zusammenbaut – eine gemeinsame Offshore-Senke, ein CO₂-Preis und staatlich abgesichertes Pionierrisiko – mit der Geschwindigkeit nachgebildet werden kann, die die Klimaszenarien verlangen. Sluiskil beweist, dass die Kette gebaut werden kann. Es beweist noch nicht, dass sie tausendfach gebaut werden kann, zu einem Preis, der die Rechnung ohne öffentliches Geld aufgehen lässt.