Deutschland wird seinen künftigen Wasserstoffbedarf voraussichtlich nur zu einem kleinen Teil aus heimischer Produktion decken können. Bei den notwendigen Importen könnte Ammoniak eine wichtige Rolle beim Aufbau internationaler Lieferketten übernehmen. Denn der Stoff – ein flüssiges Trägermedium für Wasserstoff – lässt sich bereits heute weltweit transportieren und in großen Häfen lagern.
Noch fehlt jedoch eine marktreife Technik, um Ammoniak in großem Maßstab wieder in Wasserstoff umzuwandeln. Das wurde bei einer Veranstaltung der Landesagentur "NRW.Energy4Climate" zur Wasserstoffwirtschaft deutlich. Im Mittelpunkt standen dabei regulatorische Fragen, mögliche Transportwege und ein Ammoniak-Cracker, den Uniper derzeit in Gelsenkirchen-Scholven errichtet.
Bis zu 90 Prozent des Wasserstoffs muss importiert werden
Christian Scholz von NRW.Energy4Climate erläuterte, warum Deutschland künftig auf umfangreiche Wasserstoffimporte angewiesen sein könnte. Für Nordrhein-Westfalen wird für das Jahr 2045 ein Bedarf von 129 bis 179 Terawattstunden erwartet. Rund drei Viertel davon könnten auf die Industrie entfallen. Bis zu 90 Prozent des Bedarfs müssten möglicherweise aus dem Ausland kommen.
Neben gasförmigem Wasserstoff über Pipelines kommen Flüssigwasserstoff, Methanol und "Liquid Organic Hydrogen Carriers" (LOHC) infrage. Dabei handelt es sich um flüssige Trägermedien, die Wasserstoff chemisch binden. Auch Ammoniak kann diese Funktion übernehmen. Der Stoff lässt sich unter vergleichsweise gut beherrschbaren Bedingungen transportieren. Zudem bestehen bereits internationale Handelsrouten sowie Lager- und Umschlaginfrastrukturen.
Als mögliche Importdrehscheiben gelten unter anderem Rotterdam, Antwerpen, Amsterdam, Hamburg und Wilhelmshaven. Von dort kann Ammoniak per Binnenschiff, Bahn oder Lastwagen weitertransportiert werden. Für die Rückumwandlung in Wasserstoff wird Ammoniak in einem "Cracker" in Stickstoff und Wasserstoff aufgespalten. Der Wasserstoff kann anschließend über Pipelines zu den Abnehmern gelangen.
Für eine beispielhafte Lieferkette aus Brasilien errechnete Scholz kumulierte Kosten von knapp 120 Euro je Megawattstunde Wasserstoff. Das entspricht etwa vier Euro je Kilogramm. Ein weiteres Beispiel mit grünem Ammoniak aus Ägypten deutete auf Kosten von rund sieben Euro je Kilogramm Wasserstoff an einem Ausspeisepunkt des Kernnetzes hin. Scholz betonte, dass es sich um Kosten und nicht um Marktpreise handelt.
Ein "Cracker" wandelt Ammoniak in Wasserstoff zurück
Wie die Entwicklung rund um Cracker aussehen kann, zeigte Julian Hümmer von Uniper am Beispiel eines Projekts in Gelsenkirchen-Scholven. Die Demonstrationsanlage soll täglich 28 Tonnen Ammoniak verarbeiten und daraus etwa vier Tonnen Wasserstoff gewinnen. Das entspricht grob der Leistung einer zehn Megawatt großen Elektrolyseanlage bei Volllast. Die Anlage entsteht auf einer Fläche von rund 5000 Quadratmetern. Anfang 2027 soll erstmals Ammoniak eingesetzt werden.
Uniper will Werkstoffe, Katalysatoren und Brenner testen. Zudem sollen Wirkungsgrad, Emissionen und Betriebsflexibilität untersucht werden. Die Anlage bildet zentrale Teile einer späteren kommerziellen Anlage ab. Dazu gehören die Wärmeintegration, die Wasserstoffaufreinigung und die Abgasbehandlung. Nach Angaben Hümmers entfallen 80 bis 90 Prozent der späteren Wasserstoffkosten auf den Ammoniakpreis. Eine effiziente und integrierte Cracker-Technik könnte deshalb entscheidend dafür sein, ob importierter Wasserstoff wirtschaftlich konkurrenzfähig wird.
Die Wasserstoffwirtschaft allgemein war Thema von Uwe Lewe aus dem nordrhein-westfälischen Wirtschafts- und Klimaschutzministerium. Er berichtete über den „Realitätscheck Wasserstoff“. Das Papier untersucht europäische Vorgaben auf ihre Praxistauglichkeit und enthält acht Vorschläge für Verbesserungen. Im Fokus stehen unter anderem die Wasserstoffinfrastruktur, die Rolle von Händlern sowie die Anforderungen an erneuerbaren Wasserstoff.
Die Bundesländer haben zudem gemeinsam Änderungen an den Kriterien für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) angeregt. Dabei geht es vor allem um die zeitliche Verbindung zwischen der Erzeugung erneuerbaren Stroms und der Wasserstoffproduktion. Auch Übergangsfristen und die Vorgaben für den Einsatz erneuerbarer Energien stehen zur Debatte. Die EU-Kommission will die Vorschläge im Rahmen eines Revisionsprozesses prüfen. Dieser soll nach derzeitiger Planung bis Ende des Jahres abgeschlossen werden.
Offen ist auch die Finanzierung der regionalen Wasserstoffverteilnetze. Für das bundesweite Kernnetz ist ein Finanzierungsmechanismus vorgesehen. Für Leitungen vom Kernnetz in Regionen und Gewerbegebiete gibt es dagegen bislang keine vergleichbare Unterstützung. Nordrhein-Westfalen prüft deshalb ein eigenes Förderinstrument.
