Grünes Ammoniak Besser als Wasserstoff: Schlägt NH3 den Wunderstoff der Defossilierung?

Autor Dominik Stephan

Klimaneutraler Verkehr, Chemie, Heizung und Grundstoffindustrien – Wasserstoff soll’s richten. Doch das leichte Gas macht es den Anlagenbauern schwer. Können stoffliche Speicher eine Alternative bieten und ganz nebenbei die Energiewende retten?

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Im Ammonia-Cracker wird NH3 in ein Gasgemisch aus 75 Prozent Wasserstoff und 25 Prozent Stickstoff zerlegt.
Im Ammonia-Cracker wird NH3 in ein Gasgemisch aus 75 Prozent Wasserstoff und 25 Prozent Stickstoff zerlegt.
(Bild: ZBT/Nadine van der Schoot)

Wasserstoff, heißt es, sei ein Versprechen: eine Hoffnung, dass sich trotz Energiewende nicht alles ändern müsse. Dass es auch in Zukunft Gasheizungen, Tankstellen und Zement geben könne und wir bestehende Infrastrukturen weiter nutzen können. Außerdem, sagen nahezu alle Studien zur Defossilierung, ist Wasserstoff nötig. Wollen wir in Zukunft emissionsfrei Rohstahl, Polymere und Baustoffe produzieren, führt kaum ein Weg am leichtesten aller Gase vorbei.

Es ist aber auch ein fantastischer Stoff: Emissionsneutral hergestellt, verbrennt Wasserstoff ohne Klimawirkung. Energiereich und bindungsfreudig ergänzt er Abgase wie Kohlenmonoxid oder -dioxid zu wertvollem Synthesegas. Da er ohnehin im Gasmix vorhanden ist, kann man Wasserstoff dem Erdgasnetz beimischen und so ohne großen Aufwand den CO2-Fußabdruck beim Heizen senken. Ganz nebenbei soll Wasserstoff auch noch eines der drängendsten Probleme der Energiewende lösen: die fehlende „Grundlastsicherheit“. Ließe sich Wind- und Sonnenstrom als Wasserstoff speichern?

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Das Gas ist für die Prozessindustrie ein „alter Bekannter“, und Gasspeicher und Pipelines sind bewährte Konzepte. Also, Elektrolyse per Grünstrom plus Gaskaverne macht Stromspeicher für die Energiewende? So einfach ist es leider nicht. Ausgerechnet bei Transport und Speicherbarkeit – den scheinbaren Paradedisziplinen – macht Wasserstoff es uns nicht leicht.

Das Molekül diffundiert durch oder in Werkstoffe und sorgt für Undichtigkeit oder Versprödungen. Etwa 20 Prozent ließen sich ins Erdgasnetz speisen, doch für eine reine H2-Wirtschaft müssten neue Rohre, Armaturen und Dichtungen her. Und während die massenspezifische Energiedichte („Heizwert“) von Wasserstoff bei phänomenalen 33,3 kWh/kg liegt, ist die volumenspezifische Energiedichte mit drei Wh/l sehr gering.

Das Kernproblem der Energiewende: Wohin mit grünem Überschuss-Strom?

Das Gas wird flüssig bei -253 °C gespeichert, was die Dichte auf 71 kg/m³ erhöht. Bei diesem energieaufwändigen Verfahren gehen bis zu 30 Prozent des theoretisch nutzbaren Heizwertes verloren. Natürlich wäre auch ein Speichern unter Druck, etwa in CFK-Flaschen bei 700 bar, denkbar – doch auch bleibt ein Teil der Energie (etwa 12 Prozent) bei der Verdichtung auf der Strecke.

Große Hoffnungen setzen Power-to-Gas- Apologeten daher in alternative Speicherlösungen wie Metallhydridspeicher, bei denen Gas in Metallen oder Legierungen unter Druck gelöst wird. Allerdings bleibt die Gasaufnahme und -abgabe langsam, und es werden große Mengen Metall zur Speicherung kleiner Gasvolumina benötigt.

Bleiben flüssige organische Wasserstoffträger oder LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers), also organische Verbindungen, die Wasserstoff aufnehmen und abgeben können. Dafür kommt prinzipiell nahezu jede ungesättigte Kohlenstoff- Doppel- oder -Dreifachbindung in Frage, praktisch schränken die nötigen Temperaturen die Nutzbarkeit von Kohlenwasserstoffen ein: So nimmt etwa Dibenzyltoluol (DBT, als Wärmeträgeröl unter dem Handelsnamen Marlotherm bekannt) unter Einsatz eines Ruthenium-Katalysators bei etwa 200 °C und 5 bar Überdruck gasförmigen Wasserstoff auf. In einem Liter DBT lassen sich etwa 600 Liter Wasserstoffgas speichern.

Ammoniak aus Elektrolyse-Wasserstoff: Stromspeicher der Zukunft?

Doch vielleicht geht es einfacher: Ammoniak (NH3) ist eine der ältesten „Massenchemikalien“ und wird für die Produktion von Düngemitteln weltweit im hunderte Millionen Tonnen Maßstab hergestellt. Das Haber-Bosch-Verfahren, noch heute das Maß der Dinge in Sachen Ammoniaksynthese, lässt Stickstoff und Wasserstoff an einem Eisenkatalysator reagieren, wobei das nötige H2 meist per Dampfreformierung aus Erdgas oder Kohle gewonnen wird.

Was Ammoniak als Energiespeicher interessant macht, sind der einfache Transport und Lagerung, mit dem die Industrie zudem Jahrzehnte der Erfahrung hat. Beim Klimaschutz spielt das farblose Gas bislang keine große Rolle, obwohl etwa drei Prozent der globalen CO2-Emissionen auf die Ammoniak-Synthese entfallen.

Erste Ammoniak-Projekte nehmen Fahrt auf

Das ließe sich leicht ändern: Wenn die H2-Moleküle nicht aus fossilen Kohlenwasserstoffen, sondern per Elektrolyse gewonnen würden, könnte Ammoniak „grün“ werden. So will der US-Gasriese Air Products zusammen mit der saudischen ACWA Power bis 2025 fünf Milliarden Dollar in die Produktion von klimaneutralem Ammoniak investieren.

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Solche Projekte könnten die Düngemittelproduktion defossilieren und einen alternativen Speicherweg für regenerative Energie aufzeigen: Ammoniak lässt sich in modifizierten Gas- und Dampfturbinen oder Verbrennungsmotoren verfeuern und könnte für Gaskraftwerke oder Schiffsantriebe eine Alternative zu Treiböl und Erdgas werden.

Alternativ lässt sich das Gas auch in Brennstoffzellen „rückverstromen“. So will die norwegische Reederei Eidesvik das Versorgungsschiff Viking Energy mit einer 2-MW-Ammoniak-Brennstoffzelle ausrüsten.

Von Jütland bis Australien: Das sind die größten NH3-Projekte

Das derzeit größte europäische Projekt für grünen Ammoniak entsteht im dänischen Esbjerg, wo mit Windstrom Ammoniak für Schiffsantriebe und Düngemittel produziert werden soll. Noch wesentlich größer denkt man in Australien: Dort soll das 10 Milliarden Dollar schwere Asian Renewable Energy Hub, eine Windkraft- und Photovoltaik-Anlage mit 9 GW Gesamtleistung, um eine Ammoniak-Produktionsanlage ergänzt werden.

Prinzipiell ließe sich der Wasserstoff auch wieder zurückgewinnen: An einem „Ammoniak-Cracker“ arbeitet etwa das Zentrum für Brennstoffzellentechnik (ZBT) zusammen mit dem Lehrstuhl Energietechnik der Universität Duisburg-Essen. Dabei wird flüssiges NH3 in einem Druckreaktor bei etwa 700 bis 800 °C in ein Gasgemisch mit hohem Wasserstoffanteil gespalten.

Der Wasserstoff wird anschließend in einer Brennstoffzelle zur Stromerzeugung genutzt. Clou des Verfahrens ist, dass der Brenner, der den Ammoniak-Reaktor auf Temperatur bringt, mit Restgas aus der Brennstoffzelle betrieben wird. So erreicht der Prozess nach Angaben der Entwickler einen Wirkungsgrad von über 90 Prozent.

Alles Ammoniak? Was Methanol und Co. könnten

Ein wesentlicher Aspekt, der die Kombination aus Wasserelektrolyse und Ammoniaksynthese als „Stromspeicher“ so attraktiv macht, ist ihre gute Laststeuerbarkeit: So könne etwa die alkalische Wasserelektrolysetechnologie (AWE) von Thyssenkrupp innerhalb von Minuten auf Volllast hochfahren und Lastschwankungen in Sekundenschnelle ausgleichen, erklären die Anlagenbauer. Damit passt sich die Produktion an die fluktuierende Stromerzeugung von Photovoltaik und Windenergie an.

Natürlich gäbe es auch Alternativen zum Ammoniak: So arbeitet unter anderem das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE an der Herstellung von Methanol aus Wasserstoff und CO2. Das Verfahren produziert auf diese Weise nicht nur eine der häufigsten Basischemikalien, sondern kann auch Kohlendioxid aus Abgasströmen nutzen.

Die Forscherinnen und Forscher sind damit nicht allein: Die Arbeit ist Teil des Projekts „Power-to-Methanol“, das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert und von der Dechema geleitet wird. Als industrielle Partner sind etwa Crop Energies (Südzucker-Gruppe Clariant sowie Thyssenkrupp Industrial Solutions mit an Bord.

Doch auch Methanol ist nicht ohne Tücken: So lässt der CO2-Anteil im Synthesegas Katalysatoren altern. Außerdem ist das Verfahren von der Verfügbarkeit von Kohlenmonoxid und -dioxid abhängig - „Rohstoffen“, die – so seltsam es klingt – im Zuge der Defossilierung ein rares Gut werden könnten.

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