Flüssiger Wasserstoff, Ammoniak oder LOHC – was spricht für welchen H2-Träger?

Als im Januar 2022 die Suioso Frontier im australischen Hastings anlegte, sorgte die Fahrt des lediglich 110 m langen Tankschiffs für großes Aufsehen: Denn die „riesige Thermoskanne“ hatte sich aufgemacht, erstmals flüssigen Wasserstoff von Australien ins japanische Kobe zu transportieren: 1.250 m³ Wasserstoff in einem vakuumisolierten Tank auf -253 °C gekühlt und dadurch auf ein Achthundertstel seines ursprünglichen Volumens reduziert. Allein diese wenigen Fakten lassen erahnen, wie groß der Aufwand ist, um eine vergleichsweise kleine Menge des Energieträgers und Chemierohstoffs zu transportieren.

Auch deshalb ist neben grünem Wasserstoff inzwischen auch grünes Ammoniak in aller Munde. Es spielt für die zukünftige Wasserstoff-Wirtschaft eine immer größere Rolle, da Ammoniak eine höhere Energiedichte als flüssiger Wasserstoff besitzt und sich dadurch effizient zum Beispiel drucklos in Kryotanks transportieren und speichern lässt. Weil Ammoniak brennbar ist und auch in Brennstoffzellen direkt zu Strom umgesetzt werden kann, eignet sich die Chemikalie auch als Energieträger: Grünes Ammoniak könnte künftig als Schiffstreibstoff klimaschädliches Bunkeröl ersetzen. Ammoniak verbrennt zu Stickstoff und Wasser und ist selbst kein Klimagas. Deshalb ist aus grünem Wasserstoff synthetisiertes Ammoniak klimaneutral. Schätzungen zufolge könnte der Bedarf an Ammoniak als sauberem Schiffstreibstoff die heutige konventionelle NH₃-Produktion um das Sechsfache übersteigen, falls die Antriebe weltweit umgestellt werden würden.

Welche Rolle spielen die LNG-Terminals?

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Generelle Berechnungen zum Transport per Pipeline

In einer Fallstudie der Fraunhofer-Institute ISI und IEG aus 2026 haben diese anhand des Beispiels der Route Triest-Karlsruhe gezeigt, dass der Transport flüssiger Wasserstoff-Derivate per Pipeline bis zu zehnmal günstiger ist, als Wasserstoffgas zu transportieren. Konkret haben die Forschenden ihre Berechnungsmethode auf Wasserstoff, flüssig und gasförmig, CO₂, Fischer-Tropsch-Rohöl (FT-Rohöl), Methanol und Kerosin angewandt.

Ihre Berechnungen ergaben, dass der Transport der Derivate über Pipelines in großem Maßstab Kosten- und Infrastrukturvorteile bringt. Der direkte Transport von Wasserstoff ist meist kostengünstiger, wenn am Verbrauchsort molekularer Wasserstoff benötigt und so der Energieverlust beim Umwandeln umgangen wird. Wohingegen sich die Derivate für Branchen anbieten, in denen sie direkt genutzt werden können wie Raffinerie, Chemie und Verkehr.

Dabei zeigen die Ergebnisse deutliche Unterschiede zwischen den einzelnen Medien bezogen auf den Leistungsbedarf beim Pumpen. Dass umgenutzte Pipelines meist etwas höhere Druckverluste verursachen, führen die Forschenden vor allem auf eine größere Wandrauheit und längere Strecken zurück. Eine Ausnahme bilden CO₂-Pipelines, bei denen Höheneffekte stärker ins Gewicht fallen. Wie stark die Eigenschaften des jeweiligen Mediums den Transport beeinflussen, zeigt sich besonders bei der Viskosität. Je höher diese ist, desto größer fallen die Reibungsverluste aus, was bei FT-Rohöl zu beobachten ist.

Wird die benötigte Pumpenleistung ins Verhältnis zum energetischen Durchsatz gesetzt, ergibt sich ein differenziertes Bild der transportbedingten Energieverluste. Bei Wasserstoff werden für die Kompression in neuen Pipelines rund 0,8 % des Energieäquivalents benötigt, in umgenutzten Leitungen 1,1 %. Damit weist Wasserstoff unter den betrachteten Medien die höchsten transportbedingten Energieverluste auf und Kerosin bei 0,3 % beziehungsweise 0,4 % die geringsten. Verluste durch Leckagen wurden in der Analyse allerdings nicht berücksichtigt.

AM Green liefert Uniper zukünftig grünes Ammoniak aus Indien

Im Rahmen eines langfristigen Vertrags plant Uniper, bis zu 500.000 t/a aus den grünen Ammoniakprojekten von AM Green Ammonia abzunehmen. Die erste Lieferung soll 2028 aus einer gerade in Indien im Bau befindlichen Anlage erfolgen.

Bei den spezifischen Transportkosten entlang der 20-Zoll-Pipeline zwischen Triest und Karlsruhe zeigt sich ein klarer wirtschaftlicher Vorteil für den Transport von Flüssigkeiten von denen Kerosin am besten abschneidet. Die Forschenden führen das auf die günstigen physikalischen Eigenschaften von Flüssigkeiten zurück, etwa eine moderate Viskosität, eine hohe Dichte und einen relativ niedrigen Betriebsdruck. Dadurch bleiben sowohl die Investitionskosten als auch die Transportkosten überschaubar. Noch günstiger wird der Transport, wenn bestehende Pipelines umgenutzt werden.

Als wichtigste Kostentreiber identifiziert die Studie bei neuen Pipelines vor allem die Investitionen in Rohrleitungen sowie in Pumpen und Kompressoren. Zusammen machen deren Abschreibungen bei neuen und umgenutzten Wasserstoff- und CO₂-Pipelines sowie bei neu gebauten Flüssigkeitspipelines rund 60 % der gesamten Transportkosten aus. Bei umgenutzten Pipelines für FT-Rohöl, Methanol und Kerosin verschiebt sich die Kostenstruktur dagegen: Hier dominieren pumpenbezogene Investitionen und variable Betriebskosten, die zusammen etwa 75 % der gesamten durchschnittlichen Transportkosten ausmachen.

Hamburg und Rotterdam planen Ammoniak-Terminals

Aufgrund des Verwendungszwecks eignen sich vor allem Seehäfen als Ausgangspunkte für eine Ammoniak-Infrastruktur, wenn dieses nicht per Pipeline sondern per Tanker geliefert wird. MB Energy will ein Ammoniak-Terminal im Hamburger Hafen bauen. Sollte die finale Investitionsentscheidung getroffen werden, ist eine Inbetriebnahme für 2027 vorgesehen. Das grüne Ammoniak, das in Hamburg am Terminal ankommen soll, wird voraussichtlich aus Saudi-Arabien importiert, wo das amerikanische Industriegas-Unternehmen Air Products den Energieträger vor Ort produziert.

Auch in dem 2022 vom Gasnetzbetreiber Gasunie, dem Logistiker Vopak und dem Terminal-Betreiber HES International vorgestellten Terminal-Projekt für Rotterdam geht es um den Import von grünem Ammoniak. Dieses soll für die Schifffahrt, aber auch als Rohstoff zum Beispiel zur Düngemittelproduktion eingesetzt werden.  Das ACE-Terminal hat im Februar 2026 eine positive Bewertung für eine europäische Förderung im Rahmen des CEF-Energy-Programms erhalten, um das Projekt in Rotterdam zu entwickeln. Die Fördermittel sollen für vorbereitende Maßnahmen genutzt werden, die erforderlich sind, um die endgültige Investitionsentscheidung für das Ammoniak-Importterminal zu treffen. Diese Maßnahmen umfassen detaillierte Studien, Ingenieurleistungen, Genehmigungsverfahren und Projektmanagement.

Zudem ist eine Regasifizierung des Wasserstoffs und die Einspeisung in das europäische Leitungsnetz geplant. Hierzu kündigte ein Konsortium Ende 2022 eine Machbarkeitsstudie für ein Großprojekt zur Ammoniakspaltung vor Ort an. Zu den beteiligten Unternehmen gehören unter anderem die Industriegase-Konzerne Air Liquide und Linde sowie die Energieunternehmen RWE, Eon, BP, Shell und Exxonmobil.

Ein weiterer Player im Hafen von Rotterdam ist das niederländische Unternehmen VTTI, das 2006 dort ein Terminal von Eurotank kaufte. Aktuell arbeitet es daran, im Hafen ein Ammoniak-Importterminal im industriellen Maßstab sowie eine Ammoniak-Cracking-Anlage zu entwickeln.

Doch was steckt technisch hinter grünem Ammoniak? Das bei Umgebungstemperatur farblose Gas wird per katalytischer Synthese aus abgetrenntem Luftstickstoff und grünem Wasserstoff hergestellt. Bei der Elektrolyse von Wasserstoff aus Wind- oder Solarstrom beträgt der Wirkungsgrad je nach Verfahren 70 bis 90 %. Die Umsetzung zu Ammoniak bedeutet weitere Verluste; der Gesamtwirkungsgrad bis zur Rückverstromung – beispielsweise in einem Dampfkraftwerk, liegt bei lediglich 55 bis 60 %. Das bedeutet eigentlich wäre es deutlich günstiger, erneuerbare Energien direkt zu verwenden, oder nur in Form von Wasserstoff zu speichern.

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Transport und Sicherheit sprechen für Ammoniak

Allerdings sprechen die einfachere Handhabung, der Transport und die Speicherung der Energie in Form von Ammoniak für diesen Weg. Aufgrund seiner geringen Entflammbarkeit ist die Explosionsgefahr zudem niedriger als bei Wasserstoff. Da Ammoniak bei 20 °C einen Dampfdruck von lediglich 8,6 bar hat und bereits bei
-33 °C verflüssigt werden kann, sind die Anforderungen an Lagertanks deutlich geringer als bei Wasserstoff. Gleichzeitig ist die Energiedichte von Ammoniak bei Umgebungstemperatur deutlich höher als die von Wasserstoffgas bei denselben Bedingungen. Allerdings ist die Energiedichte lediglich halb so hoch (6,25 kWh/kg) wie die von Benzin (12,7 kWh/kg).

Kann das Ammoniak nicht direkt verwendet werden, weil tatsächlich Wasserstoff benötigt wird, ist ein weiterer Umwandlungsschritt notwendig: die Zersetzung von NH₃ in Stickstoff und Wasserstoff. Das Problem: Auch dazu wird wieder Energie benötigt, weil der katalytische Prozess stark endotherm ist und aktuell bei Temperaturen um die 500 °C erfolgt. Aktuelle Forschungsansätze gehen dahin, die Wärme direkt im Katalysatorbett zu erzeugen und natürlich muss dazu erneuerbare Energie genutzt werden, damit der gefragte Wasserstoff tatsächlich auch grün bleibt.

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LOHC als Alternative? Es kommt darauf an!

Eine Alternative zum Ammoniak als Wasserstoffträger sind sogenannte LOHC: Das Kürzel steht für „Liquid Organic Hydrogen Carrier“ und bezeichnet organische Substanzen, die Wasserstoff chemisch binden und damit speichern können. Der Clou: LOHC wie beispielsweise Dibenzyltoluol verhalten sich ähnlich wie konventionelle Kraftstoffe, wodurch vorhandene Infrastruktur genutzt werden kann. Das zeigt beispielsweise dieses Projekt von Eneos mit der LOHC-Technologie von Honeywell bei dem im Mai 2025 mit dem Basic Engineering begonnen wurde.

Der organische Träger wird bei Drücken zwischen 30 und 50 bar katalytisch bei 150 bis 320 °C hydriert und damit „beladen“, wobei Wärmeenergie frei wird. Nach dem Transport und der Lagerung wird das beladene LOHC wieder katalytisch dehydriert, wofür wiederum Wärmeenergie auf einem Temperaturniveau von 250 bis 320 °C benötigt wird. Das dehydrierte LOHC wird im Kreis geführt und kann wieder neu beladen werden.

Die Effizienz des LOHC-Kreislaufs hängt entscheidend davon ab, ob die bei der Hydrierung entstehende Wärme genutzt und wie die für die Dehydrierung benötigte Wärme bereitgestellt werden kann. Letzteres prädestiniert beispielsweise Chemiestandorte, an denen häufig niederkalorische Abwärme zur Verfügung steht. Aber auch die Transportwege spielen eine Rolle: Im Falle von Dibenzyltoluol können in einem Kubikmeter LOHC 57 kg Wasserstoff gespeichert werden – über lange Distanzen dürfte die Kreislaufführung von LOHC entsprechend unwirtschaftlich werden. Hier finden Sie eine Meldung von Clarksons und Hydrogenious LOHC Technologies, die planen, eine maritime H₂-Lieferkette mit dem Thermalöl Benzyltoluol als Träger aufzubauen.

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LOHC-Speicher in Dormagen

Dennoch ist das Interesse an der Technologie groß. Anfang 2022 hat der Energieversorger Uniper mit dem Öl- und Gaskonzern Adnoc (Vereinigte Arabische Emirate) ein Projekt gestartet, bei dem ein Wasserstoff-Transport per LOHC nach Deutschland untersucht werden soll. Bereits 2021 hatte der Kunststoffhersteller Covestro mit einem LOHC-Projekt Schlagzeilen gemacht, das im Chempark Dormagen realisiert werden soll: Gemeinsam mit dem Unternehmen LOHC Technologies sollen ab Ende 2027 etwa 1.800 t/a Wasserstoff im LOHC Benzyltoluol gespeichert und die dabei freiwerdende Wärmeenergie in das Dampfnetz des Chemieparks eingespeist werden. Das Projekt „Hector“ erhielt 2025 die offizielle Bau- und Betriebsgenehmigung für die LOHC-Speicheranlage

Methanol und das Problem der „Entladung“

Eine dritte Möglichkeit ist der Transport von Wasserstoff in Form von Methanol, das zuvor aus grünem Wasserstoff und Kohlendioxid aus der Luft bzw. aus Abgasströmen fossiler Verbrennungsprozesse gewonnen wird. Auch Methanol lässt sich einfach transportieren. Weil bei der „Entladung“ des Methanols allerdings wieder gasförmiges Kohlendioxid entsteht, das in der Regel nicht wirtschaftlich im Kreis geführt werden kann, bleibt die Gesamtbilanz nur dann „grün“, wenn das zur Reaktion benötigte Kohlendioxid zuvor aus der Atmosphäre genommen wird – ein energieaufwendiger Prozess. Dennoch ist Methanol vor allem im Hinblick auf die Nutzung von E-Fuels in Verbrennungsmotoren ein interessanter Wasserstoff-Träger.

Fazit: Ammoniak gilt als derzeit wettbewerbsfähigstes Wasserstoffderivat mit dem technologisch höchsten Reifegrad zum Transport und zur Lagerung von grünem Wasserstoff. LOHC hat vor allem auf kurzen Strecken und bei cleverer Wärmeführung Vorteile. Doch die in der beschleunigten Energietransformation benötigten Mengen erfordern einen technologischen Kraftakt.