Die vielen Leben des NH3

Ammoniak ist kein unbeschriebenes Blatt. Im Gegenteil. Das Stickstoff-Wasserstoff-Gemisch hat sich zur meistproduzierten Chemikalie in der Industrie etabliert. Der Großteil wird zur Herstellung von Düngemitteln verwendet. Für weitere Stickstoffverbindungen wie etwa Salpetersäure dient Ammoniak als Grundstoff. Fasern und Plastik werden mithilfe der Chemikalie hergestellt. Auch Sprengstoffe, Arzneimittel und Papier.

Wird Ammoniak durch die Synthese von klimaneutral erzeugtem Wasserstoff und Stickstoff hergestellt, spricht man von grünem Ammoniak. Die chemische Verbindung wird auch für Energieunternehmen jenseits der Düngemittelproduktion immer interessanter: zum einen als mögliche klimafreundliche Alternative zu fossilen Brennstoffen. Zum anderen als Mittel der Wahl, um Wasserstoff in gebundener Form über längere Strecken zu transportieren. Gleich welchen Einsatzbereich die Energieunternehmen wählen, er bedeutet Neuland für sie. Die Projekte sind noch im Entwicklungsstadium.

Neuland Brennstoffalternative

Die Chemikalie Ammoniak verbrennt zu Stickstoff und Wasser. Inwieweit sie sich zur Verfeuerung in Kesselanlagen eignet, untersucht derzeit Iqony im Projekt „Green-NH3 − CO2-neutral boiler“. An der Seite der Steag-Tochter stehen das Gas- und Wärme-Institut Essen (GWI) und die Saacke GmbH, ein Spezialist für Feuerungsanlagen aus Bremen. Die Partner wollen die Verbrennungsprozesse so anlegen, dass sich am Ende der Verbrennung vergleichbar niedrige Stickoxide einstellen lassen, wie beim Einsatz von Erdgas als Brennstoff.

Sollte dies gelingen, werde es in der nächsten Phase zum Einsatz von grünem Ammoniak in einer Kesselanlage kommen, wie Peter Deeskow erklärt. Er verantwortet das Projekt seitens Iqony. Ammoniak bietet aus seiner Sicht eine sinnvolle energetische Alternative zum Erdgas, da „nicht davon auszugehen ist, dass kurz- und mittelfristig auch kleinere und dezentrale Erzeugungsanlagen leitungsgebunden mit Wasserstoff versorgt werden können“.

Die Praxistests sind in den ortsungebundenen Heizzentralen von Iqony vorgesehen. „Dadurch, dass wir die Verbrennung in einer solchen mobilen Anlage testen, proben wir die Herausforderungen einer möglichen künftigen Logistikkette bei der Brennstoffversorgung gleich mit“, so Deeskow. Langfristiges Ziel sei die Entwicklung eines serienreifen Brennersystems, um Ammoniak als Brennstoff im Industriemaßstab nutzen zu können.

Neuland Trägermedium für Wasserstoff

Neben der direkten Nutzung von Ammoniak bietet sich das Gas auch als Speichermedium für Wasserstoff an. Der Massenanteil von Wasserstoff in der Verbindung ist mit 17,8 Prozent so groß, dass Ammoniak als Wasserstoffträger bezeichnet werden kann.

In ungebundener Form hat Wasserstoff den Nachteil, aufgrund seiner geringen Dichte − 0,09 Kilogramm/Kubikmeter − großen Platzbedarf zu beanspruchen. Daher ist seine Lagerung sehr energieintensiv: Man lagert ihn entweder unter extrem hohen Drücken von 250 bar oder noch mehr. Oder man verflüssigt ihn, indem man ihn auf minus 253 Grad Celsius herunterkühlt. Ammoniak wird dagegen unter Umgebungsdruck bereits bei minus 33 Grad Celsius oder unter knapp 9 bar bei 20 Grad Celsius flüssig. Zudem sind für den Transport von Ammoniak vergleichsweise weniger große Tanks nötig, da die Energiedichte bei Normalbedingungen bezogen auf das Volumen höher ist.

Hinzu kommt: Ammoniak ist ein etabliertes Produkt im Rohstoffmarkt. Es existieren bereits globale Infrastrukturen für das Speichern und Transportieren, etwa darauf ausgelegte Tankschiffe. Über einen sogenannten Cracker, dessen Bau etwa British Petrol (BP) ab 2028 in Wilhelmshaven prüft, lässt sich Ammoniak nach der Anlandung wieder in Wasserstoff aufspalten. Im Fall von BP könnten auf diese Weise jährlich 130.000 Tonnen kohlenstoffarmer Wasserstoff aus grünem Ammoniak im Nordwesten Deutschlands bereitgestellt werden.

Produktion an der Westküste Norwegens

Diese Chance, sich Wasserstoffbezugsquellen zu sichern, ergreifen immer mehr Energieversorger. Etwa hat das Karlsruher Energieunternehmen EnBW Ende August seine Beteiligung an dem norwegischen Ammoniakprojekt „Skipavika Green Ammonia“ − kurz Skiga − bekannt gegeben. Im Westen Norwegens nördlich von Bergen und unweit der Raffinerie Mongstad will der norwegische Projektierer Fuella mit Partnern eine Ammoniakproduktionsanlage errichten. Nach ihrer Fertigstellung 2026 soll sie laut EnBW die erste emissionsfreie Produktionsstätte für Ammoniak in Europa sein. 
 
Mit seiner 10-Prozent-Beteiligung will der deutsche Energiekonzern EnBW eine entscheidende Rolle bei der Vermarktung der erwarteten Produktion in Höhe von 100.000 Tonnen grünem Ammoniak pro Jahr einnehmen. Das Unternehmen hat sich, wie es im Zuge seiner Vereinbarung mitteilte, beim Skiga-Projekt Exklusivrechte auf langfristige Abnahmeverträge gesichert. EnBW will das Ammoniak teilweise in eigenen Anlagen nutzen und teilweise seinen Kunden, darunter die lokale und internationale maritime Industrie, anbieten. 

Produktion in Übersee

Rund 8.000 Kilometer südwestlicher von Norwegen schaut sich der Düsseldorfer Energiekonzern Uniper an der US-Golfküste nach Ammoniakquellen um. 
Die Gesellschaft will mit dem texanischen Anlagenbauer First Ammonia bei der Herstellung von grünem Ammoniak zusammenarbeiten. Sie geht damit einen „weiteren Schritt zur Sicherung einer diversifizierten, flexiblen und optimalen Versorgung mit erneuerbaren Molekülen für Nordamerika und Europa“, wie Carsten Poppinga erklärte. Der Chief Commercial Officer (CCO) von Uniper umriss das Ziel des gemeinsamen Projekts, „ein bevorzugter Lieferant für alle Branchen zu werden, die Ammoniak als Ausgangsstoff verwenden“.

In Port of Victoria (Texas) plant First Ammonia eine modulare, großtechnische Anlage zur Erzeugung von grünem Ammoniak. In einem ersten Schritt soll mithilfe der Hochtemperaturelektrolyse und Strom aus erneuerbaren Energiequellen Wasserstoff erzeugt werden. Dieser wird dann mit Stickstoff zu Ammoniak synthetisiert. 100.000 MTPA (million tons per annum) grünes Ammoniak geben die Partner als anfängliche Produktionsmenge eines jeden der geplanten 100-MW-Module an. Das Projekt soll 2026 starten und mithilfe des modularen Konzepts schnellstmöglich ausgebaut werden. Elektrolyseure mit einer Leistung von 5.000 MW seien bereits bestellt, wie es seitens First Ammonia heißt. 

Auch blauer Ammoniak im Visier

Auch mit den Energieunternehmen „JERA“ (Japan’s Energy for a New Era) und Conoco Phillips arbeiten die Düsseldorfer an der Entwicklung einer Ammoniakproduktionsstätte. Als Standort geben sie bislang die US-Golfküste ganz allgemein und ohne weitere Eingrenzung an. Der Fokus liegt in diesem Projekt auf der Produktion von blauem Wasserstoff, wie eine Sprecherin von Uniper gegenüber E&M konkretisierte. Blaues Ammoniak entsteht aus Erdgas, wobei das entstehende CO2 mit der CCS (Carbon Capture and Storage)-Methode abgeschieden und unterirdisch verpresst wird.

Anfang September setzten Jera, Conoco Philips und Uniper ihre Unterschrift unter eine unverbindliche Absichtserklärung über den Verkauf dieses Ammoniaks an Uniper.

Steven Winn, CEO der Jera-Tochter Jera Americas, erklärte zur Standortwahl: „Die Kombination aus qualifizierten Arbeitskräften, reichlich Erdgas, reichlich erneuerbaren Ressourcen, Tiefseehäfen und idealer CCS-Geologie machen die US-Golfküste zu einem einzigartigen Standort für die Produktion kohlenstoffarmer Brennstoffe.“

Von dem Erfolg ihrer Zusammenarbeit sind die Partner überzeugt. Sie rechnen mit einer „starken Nachfrage nach Ammoniak als Wasserstoffträger“ bei vielen Anwendern in Europa und Asien. Ammoniakproduktionskapazitäten zu entwickeln, sieht der Uniper-CCO Carsten Poppinga als wichtigen Aspekt für die Beschleunigung der Energiewende in Europa und weltweit. „Dieses Projekt bietet in dieser Hinsicht echte Chancen“, zeigt sich Poppinga überzeugt.