Energiespeicherung und -transport



Ergänzungen
Ende 2022: 
update Wasserstoff

Wie in Kap.3.1 ausgeführt, macht der Beitrag der elektrischen Energie zum globalen Primärenergiebedarf z.Z. nur etwa 12% - 16% aus, je nach dem, wie dieser Beitrag berechnet wird. Zukünftig, und falls erneuerbare Energien die Hauptlast der Energieversorgung übernehmen müssen, wird dieser Beitrag erheblich ansteigen. Z.B. verlangt die deutsche Energiewende bis 2050 einen Beitrag von 50%. Ähnliches kann man weltweit erwarten, wenn nach Erschöpfung der fossil biogenen Energieträger nur noch Kernenergie und erneuerbare Energien als Träger zur Verfügung stehen, die sich in elektrische Energie wandeln lassen.
Elektrische Energie kann verlustfrei nur über supraleitende Kabel transportiert werden. Erst seit Entdeckung von Materialien mit HTS (high temperature superconducter) Eigenschaft ergibt sich überhaupt diese Möglichkeit, die Technik ist aber so aufwändig und die Kosten für Installation und Betrieb der Leitung so hoch, dass sie bisher nur ein einziges Mal in ein existierendes Stromnetz integriert wurde. Dies geschah Anfang 2008, als die Firma Nexans ein supraleitendes Kabel auf Long Island/USA verlegte. Diese Leitung transportiert eine elektrische Leistung von 5 · 109 kWh a-1 bei einer Gleichspannung von 138 kV, die Leitungslänge beträgt aber nur 0.6 km. Dazu muss das Kabel in einer vakuumdichten, flexiblen Röhre geführt und mit flüssigem Stickstoff gekühlt werden. Aufgrund dieser Anforderungen muss man davon ausgehen, dass die Leitung nur als Versuchsprojekt geplant war und deshalb von der USamerikanischen Regierung mit fast der Hälfte der Projektkosten gefördert wurde. Die hohen Kosten verhindern die weltweite Einführung dieser Technik, wenigstens bis zu den Zeiten, zu denen HTS Materialien bei Umgebungstemperatur entdeckt sind.
Mit normal leitenden Kabeln ist die elektrische Energie, wie in Energie2 beschrieben, nur beschränkt transportierbar. Der Transport über große Entfernungen ist nur mit der Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung(HGÜ) möglich. Zur Zeit besitzt die längste derartige Leitung eine Länge von 2071 km und überträgt eine Leistung von 6.4 GW bei einer Gleichspannung von 1.6 MV. Eine ähnliche Leitung würde ausreichen, um die Wüsten in Nordafrika elektrisch an die südlichen Länder in Europa anzuschließen. In der Tat gab es einmal Pläne für ein derartiges Projekt, aber die haben sich wohl erledigt, nachdem die Fa. Desertec gescheitert ist1). Auf der anderen Seite sind mit derartigen Kabeln die nordeuropäischen Länder (insbesondere Norwegen) an Zentraleuropa angebunden.
Verlustfreier Transport elektrischer Energie über Kabel ist z.Z. unmöglich, das wird auch in näherer Zukunft unmöglich sein, und die Höhe der Verluste hängt von der Länge des Kabels ab. Dies sollte bedacht werden, wenn man die Versorgung mit elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen untersucht und dabei auf weitere Probleme stößt:
  • Eine Vielzahl dieser Energieträger (Solarenergie, Windenergie) ist fluktuierend und daher ungeeignet zur Übernahme der Grundlast.
  • Zur Übernahme der Grundlast sind nur wenige erneuerbare Energieträger geeignet (hauptsächlich Bioenergie, eingeschränkt Wasserenergie).
Eine ausreichende Deckung der Grundlast ist höchst wahrscheinlich nur möglich, wenn die Energie aus fluktuierenden Energieträgern für eine gewisse Zeit (maximal für ein halbes Jahr) gespeichert werden kann. Nach den Untersuchungen in Energie2 kommt dafür eigentlich nur die Wasserstofftechnologie in Frage.
Um die Verwendbarkeit einer Technologie zum Zwecke der Energiespeicherung beurteilen zu können, sollten folgende Kriterien untersucht bzw. erfüllt werden:
  1. Speicher Ein- und Ausgangswirkungsgrad,
  2. Energiedichte des Speichers,
  3. praktisch unbeschränkte Speicherdauer,
  4. praktisch unbeschränkte Lade- und Entladezyklen der Speichers,
  5. Transportfähigkeit der gespeicherten Energie über große Distanzen,
  6. Kosten und Materialbedarf des Speichers.
In Bezug auf den Punkt 1 ist vor kurzem ein Artikel erschienen, der die Anwendbarkeit der Wasserstofftechnologie in Frage stellt. Allerdings sollte gleich einschränkend bemerkt werden, dass sich diese Untersuchung allein auf den Sektor Mobilität beschränkt, und zwar in Rahmen eines Vergleichs mit der Alternative, die elektrische Energie direkt zu speichern, etwa in Akkumulatoren oder Kondensatoren. Alle anderen Punkte, die oben angeführt werden, blieben unberücksichtigt. Und auf neuere Entwicklungen bei der Nutzung elektrischer Energie im Sektor Mobilität werden wir in einem späteren Kapitel zurückkommen. Aber selbst unter dieser Einschränkung bietet der erwähnte Artikel interessante Aspekte in Bezug auf verschiedene Speichertechnologien, deswegen soll hier darauf  eingegangen werden.
Um sofort einem Missverständnis vorzubeugen: Sowohl die Wasserstofftechnologie wie auch Akkumulatoren benutzen zur Speicherung die chemische Energie, nur Kondensatoren speichern direkt elektrische Energie2). Insofern beinhaltet der Zweig "Alternative" in der Abbildung unten verschiedene Technologien, obwohl er (wie in dem Original) in einer einzigen Farbe gehalten ist. Akkumulatoren und Kondensatoren stimmen allein darin überein, dass zum Füllen und Entleeren des Speichers dasselbe Modul verwendet wird, während bei der Wasserstofftechnologie die Füllung in einer Elektrolysezelle, die Entleerung in einer Brennstoffzelle erfolgt.

Wendet man die Produktregel auf die in der Abbildung rechts gezeigten Wirkungsgrade   an, so besitzt die Wasserstofftechnologie im Sektor Mobilität einen Gesamtwirkungsgrad  =  = 0.23 bzw. 0.19, abhängig davon, ob der Wasserstoff (allein dieser muss gespeichert werden) verdichtet oder verflüssigt wird. Dagegen hätte die Verwendung von Akkumulatoren oder Kondensatoren einen Gesamtwirkungsgrad von  = = 0.69, wäre also mindestens 3mal effizienter und damit auch nachhaltiger. Leider macht der  Artikel keine Aussagen darüber, mithilfe welcher Akkumulatoren oder Kondensatoren sich dieser Wirkungsgrad erzielen lässt, und wie die totale Energiebilanz aussieht, wenn auch Herstellung und Verschleiß der Speichermodule berücksichtigt werden.
Verschiedene Technologien zur Speicherung von elektrischer Energie in Sektor Mobilität. Jede Stufe der Prozesskette ist durch ihren eigenen Wirkungsgrad gekennzeichnet.

  • Akkumulatoren (siehe hierzu auch Kap. 5.5)
Der gängige Speicher im Sektor Mobilität ist der Lithium-Ionen-Akkumulator. Er wird sowohl in den Hybrid-Fahrzeugen (HEV, z.B .Toyota "Prius") wie auch in Voll-Fahrzeugen (EV, z.B. Tesla "Model 3") verwendet. Der Lithium-Ionen-Akkumulator hat eine maximale Energiedichte3) von 0.1 kWh/kg, verglichen mit der Energiedichte von 0.03 kWh/kg eines gewöhnlichen Blei-Akkumulators. Allerdings ist die Lebensdauer des Lithium-Ionen-Akkumulators äußerst gering, falls er mehrmals hintereinander vollständig aufgeladen und entladen wird. Dann besitzt z.B. der Akkumulator des Tesla "Model 3" nur eine Lebensdauer von ca. 400 Lade/Entladezyklen. Und Toyota kann die Garantiezeit von 5 Jahren auf seinen Hybridantrieb nur dadurch gewähren, dass elektronisch sicher gestellt wird, dass der Ladezustand des Akkumulators nur im Bereich 60%...85% der Vollkapazität variiert. Damit erreicht der Toyota "Prius" im Normalbetrieb einen Benzinverbrauch von unter 5.5 l Super pro 100 km (je nach Fahrweise), er ist also eine "sparsamer" PKW.  Falls aber nach 5 Jahren tatsächlich der Lithium-Ionen-Akkumulator ausgetauscht werden muss, sind alle Spareffekte bezüglich Kosten und Energie höchst wahrscheinlich verloren.

Auf der anderen Seite scheint ein anderer Nachteil des Lithium-Ionen-Akkumulators langsam an Bedeutung zu verlieren: Der hohe Produktionspreis. Während dieser im Jahr 2005 im Mittel noch bei ca. 1500 USD/kWh lag, hatte er sich bis 2015 auf 1/3 reduziert. Und eine weitere Reduktion auf bis zu <200 USD/kWh bis 2030 erscheint möglich. Ein Lithium-Ionen-Akkumulator mit einer Speicherkapazität von 20 kWh (Nissan LEAF) würde dann - nach heutigen Preisen - nur noch 4000 € kosten, was aber immerhin noch etwa 17% des PKW-Preises ausmacht.

Über die neuesten (2017) Entwicklungen in Sachen des Lithium-Ionen-Akkumulators wird hier (allerdings in englisch) berichtet. Demnach hat sich der Preis für Li2CO3 allein im Jahr 2016 wieder vervierfacht auf über 14000 USD/t, wahrscheinlich aufgrund der Ankündigung mehrerer europäischer Regierungen (Großbritannien und Frankreich), ab 2040 nur noch den Verkauf von Elektroautos (EV) zuzulassen. In Indien sollen schon ab 2030  nur noch EVs zugelassen werden, in Norwegen schon ab 2025. Und eine andere Entwicklung erhöht die Nachfrage nach Lithium noch weiter: Der Zwang, die Fluktuationen erneuerbarer Energien mittels Zwischenspeicherung zu glätten.

Dies ist besonders dringlich in Australien, wo die Provinz South Australia(SA) Ende 2016 für etwa 8 h einen Totalausfall des Elektrizitätsnetzes (blackout) erlebte. Daraufhin hat E. Musk angeboten, einen existierenden Windpark innerhalb von 100 Tagen mit einem Lithium-Ionen-Akkumulator auszustatten, der 129 MWh Speicherkapazität und eine Leistung von 100 MW besitzt, und als "größte Batterie der Welt" bezeichnet wird. Wird das aber ausreichen? SA hat einen Elektrizitätsbedarf von ca. 1800 MW. Mit dieser "Batterie" könnten also für 1.29 h nur ca. 5.6% das tatsächlichen Bedarfs gedeckt werden - ein enttäuschendes Ergebnis, zumal über die gesamte Periode des blackouts  nur noch 0.9% gedeckt werden könnten. Dies entspricht etwa dem Bedarf von 30000 Haushalten, und mit dieser Zahl versucht E. Musk sein Angebot anzupreisen, obwohl nur ca. 4.5% aller Haushalte davon betroffen sind und die viel dramatischeren Folgen eines blackouts (Ausfall der Infrastruktur und der Wirtschaft) nicht vermieden werden.

Nicht berücksichtigt sind die hohen Kosten (USD/kWh), die ein derartiger "Batteriespeicher" verursacht. Und langsam wird den Medien auch klar, welche hohen Umweltbelastungen der Bau und die Entsorgung von Lithium-Ionen-Akkumulatoren verursachen. Ich bringe daher dieses Beispiel auch nur zur Rechtfertigung meiner Einschätzung, dass sich derartige Systeme nicht zur Energiespeicherung, insbesondere im Sektor Energieversorgung, eignen.
  • Kondensatoren
Normalerweise haben Kondensatoren eine zu geringe Energiedichte, um als Energiequelle in einem Kraftfahrzeug eingesetzt zu werden. Seit kurzem erscheinen allerdings Meldungen im Internet, nach denen die USamerikanische Firma EEstor einen Kondensator mit einer Energiedichte von 0.35 kWh/kg entwickelt hat, die fast 4mal größer ist als die eines Lithium-Ionen-Akkumulators, und welcher daher ohne Probleme dessen Stellung in der Fahrzeugtechnik übernehmen könnte.

Die Firma EEStor besitzt keine eigene Homepage im Internet, mit deren Hilfe sich diese Meldungen verifizieren ließen. Das Patent, welches die Neuentwicklung beschreibt, ist aber veröffentlicht. Demnach besitzt der Kondensator eine Kapazität von 31 Farad und arbeitet mit einer Spannung von 3500 V, was einer gespeicherten Gesamtenergie von 52.8 kWh entspricht. Die Ladezeit beträgt nur 5 min. Das bedeutet, dass während des Ladevorgangs ein mittlerer Strom von mehr als 360 A fließen müsste. In einem Zuleitungskabel würde dieser Strom bereits eine thermische Verlustleistung von fast 6 · 106 kWh a-1 erzeugen, das Kabel müsste einen Gleichstromwiderstand von ca. 15 Ohm besitzen und würde während des Ladevorgangs höchst wahrscheinlich schmelzen.

Diese Zahlen sind so abenteuerlich, dass man erst einmal abwarten sollte, ob sich die angekündigten Kondensatoreigenschaften in der Praxis als realistisch erweisen. Der Prototyp eines Elektroautos, das von dieser Energiequelle angetrieben wird, ist für 2008 angekündigt4).
Die Nachteile des Wasserstoffs innerhalb einer Energieversorgung wurden in Energie2 nur allzu deutlich:
  1. Wasserstoff ist kein primärer Energieträger.
  2. Zur Zeit existiert kein praktikables Verfahren, um Wasserstoff direkt mithilfe der Solarenergie (dem Hauptträger erneuerbarer Energien) herzustellen.
  3. Wasserstoff ist unter Normalbedingungen immer gasförmig.
In Bezug auf den 2. Punkt gibt es jedoch neue Entwicklungen, welche in diesen Übersichtsartikel zusammengefasst sind. In den meisten Fällen handelt es sich hierbei noch um Forschungsprojekte. Bereits auf dem Markt ist aber ein Produkt der USamerikanischen Firma Nanoptek, welche auf ihrer homepage behauptet, dieses könne Wasser mithilfe der Solarstrahlung katalytisch direkt in Wasserstoff und Sauerstoff spalten. Der Katalysator ist Titaniumdioxid und ausreichend in der Natur vorhanden. Über den Nutzungsgrad und die Kosten dieses Verfahrens liegen keine Informationen vor. Auch ist nicht bekannt, wie der Wasserstoff unmittelbar nach seiner Herstellung vom Sauerstoff getrennt wird. Es ist also noch zu früh für ein Urteil, ob dieses Verfahren mit der Fotovoltaik oder thermischen Solarkonzentratoren konkurrieren kann oder sie eventuell sogar ersetzt. Davon bleibt der Wert des Wasserstoffs als Speichermedium für Energie aber unberührt.

Sieht man von der speziellen Anwendung im Sektor Mobilität ab (bei der Wandlungskette Elektrolyse & Brennstoffzelle ist sowohl vor wie nach der Speicherung elektrische Energie verfügbar), so besitzt die Wasserstofftechnologie gemäß der obigen Abbildung einen Speicherwirkungsgrad von = 0.75 · 0.50 = 0.375. Dieser Wert ist nur unwesentlich geringer als der, den ich in meinen Abschätzungen benutze. Er vernachlässigt alle Transportverluste und geht davon aus, dass in einer zukünftigen Energieversorgung der Wasserstoff durch Rohrleitungen transportiert und in unterirdischen Hohlräumen unter Normalbedingungen gespeichert werden kann. Werden auch die anderen Punkte in der Liste am Anfang dieses Kapitels berücksichtigt, so erscheint die Wasserstofftechnologie auch weiterhin am besten geeignet, die notwendigen Speicherkapazitäten bereitzustellen.
  • Brennstoffzellen
Die Automobilindustrie hatte 2010  die Entwicklung einer Wasserstoff-Brennstoffzelle praktisch aufgegeben und optierte für die Entwicklung von Elektroautos auf der Basis von Akkumulatoren (siehe Kap. 5.5). Die Gründe lagen in den offensichtlichen Nachteilen einer Brennstoffzelle, nämlich dass
  1. das Problem der Wasserstoffspeicherung in einem Kraftfahrzeug nicht gelöst ist,
  2. die Produktion von Brennstoffzellen sehr teuer und ihre Lebensdauer zu beschränkt war.
Diese Einstellung hat sich inzwischen geändert, denn neben der eMobilität besteht jetzt das Problem, die fluktuierende Energie aus Fotovoltaik- und Windkraftanlagen zu speichern, die z.B. das Rückgrat des deutschen Energiekonzepts sind. Der wesentliche Unterschied: Im letzten Fall werden keine mobilen Speicher für Wasserstoff benötigt. Aber die Rückwandlung in elektrische Energie benötigt weiterhin die Brennstoffzelle.

Die Erforschung der Brennstoffzellen ist nicht stehen geblieben, einen Überblick zum heutigen(2020) Stand findet sich in dieser Liste. Die Position 1 (PEMFC) ist das Gegenstück zur PEM Elektrolysezelle mit der Aussicht, dass (analog zum Akkumulator) beide Wandlungstechnologien in einem Gerät vereint werden können. Die Position 2 (GMFC) beschreibt die Brennstoffzelle für Methanol (CH3OH), d.h. der Wasserstoff ist an Kohlenstoff gebunden und Methanol ist leicht speicherbar, da flüssig unter Normalbedingungen. Der Nachteil ist, dass diese Brennstoffzelle CO2 emittiert. Für unser Klima verträglicher wäre die Bindung an Stickstoff (NH3), aber dann würden sofort gesundheitliche Folgeschäden ins Spiel gebracht. Außerdem sind derartige Brennstoffzellen noch nicht marktreif.

Marktreif sind dagegen Brennstoffzellen auf Methanolbasis, von Interesse auch für die eMobilität.  Zum Beispiel werden sie von der deutschen Firma SFC (Smart Fuel Cell) angeboten. Die Webseite enthält keine Angaben zu den Kosten und der Lebensdauer. Da als Katalysator das Edelmetall Platin verwendet wird, muss man wohl mit hohen Kosten rechnen. Außerdem besitzt die größte dieser Brennstoffzellen eine Leistung von nur 584 kWh a-1 (ein "economy car" bringt heute etwa eine Leistung von 6 · 105 kWh a-1 auf die Räder, das ist ca. 1000mal mehr) und der Nutzungsgrad der Zelle beträgt nur 0.11. Aber die technischen Möglichkeiten sind damit sicherlich nicht ausgeschöpft. Aus den MIT-Laboratorien wird von der Entwicklung eines Polymerkatalysators berichtet, welcher die Methanolbrennstoffzelle billiger macht und mit einem größeren Nutzungsgrad versieht.

Ich möchte noch einmal auf die Möglichkeiten zurück kommen, H2 an C oder N zu binden.

Einfache Verbindungen, wie z.B. Methan (CH4) oder Ammoniak (NH3) sind unter Normalbedingungen gasförmig (siehe Tabelle auf der rechten Seite). Trotz des geringeren Heizwerts scheint Ammoniak das geeignetere Speichermedium zu sein, denn es vollzieht unter Normaldruck bereits bei - 33oC den Übergang zur flüssigen Phase. Bei 20oC geschieht dieser Übergang bei einem Druck von nur 9 bar. Dies scheint besonders dann attraktiv, wenn der Akkumulator wegen seiner geringen Energiedichte (siehe oben) keine wirkliche Option darstellt, wie z.B. im Flugverkehr. 

Bildung
 kalte Verbrennung
 Siedepunkt
 Heizwert
CH4
 CO2 + 4H2 -->
CH4 + 2H2O
(Sabatier)
CH4 + O2 -->
CO2 + 2H2O
 - 162 oC 13.95
kWh kg-1
NH3
 N2 + 3H2 -->
2NH3
(Haber-Bosch)
 4NH3 + 3O2 -->
2N2 + 6H2O
 - 33 oC 6.26
kWh kg-1
Der Sabatier-Prozess verläuft bei hohen Druck und Temperaturen und Anwesenheit eines Ni-Katalysators.
Der Haber-Bosch-Prozess verläuft bei hohen Druck und Temperaturen und Anwesenheit eines Fe-Katalysators.

  • Ammoniak
Der Gesamtwirkungsgrad für die Synthese von Ammoniak ergibt sich aus dem der Elektrolyse ( = 0.75) und dem des Haber-Bosch Prozesses ( = 0.55) zu = 0.41. Mir sind, wie bereits gesagt, nichts über Pläne zu einer direkten Wiederverstromung von Ammoniak bekannt, insbesondere auch nichts über eine Brennstoffzelle auf der Basis von Ammoniak (kalte Verbrennung). Auf der anderen Seite ist Ammoniak als Treibstoff (heiße Verbrennung) im Bereich Mobilität seit längerem bekannt.
In Belgien wurden während des 2. Weltkriegs die Busse mit Ammoniak betrieben.
In New Orleans fuhren bereits 1872 die Straßenbahnen mit Ammoniak.
Im Jahr 1981 wurde der Motor eines Chevrolet Impala so modifiziert, dass er mit Ammoniak lief.
Seit 2007 beschäftigt sich das Ocean Energy Institute mit dem Projekt, mithilfe von off-shore Windkraftanlagen und der Elektrolyse von Meerwasser nach dem Haber-Bosch-Prozess Ammoniak zu erzeugen und auf diese Weise die USA von ihrer Erdölabhängigkeit zu befreien.5) Dies wäre eine Alternative zu dem heute noch üblichen Elektroauto mit Akkumulator. Es existiert aber auch die indirekte Möglichkeit, das gespeicherte Ammoniak katalytisch zurück in Wasserstoff und Stickstoff zu spalten und Wasserstoff in einer Brennstoffzelle (siehe oben) zu verstromen.

  • Methan
Es wird schon seit einiger Zeit darüber nachgedacht, Methan als Speichermedium für die zeitlich  stark schwankende Energie aus Wind- und Solarkraftwerken einzusetzen. Das hätte den großen Vorteil, dass dieses Methan in das existierende europäische Verbundnetz der Erdgasversorgung eingespeist werden könnte. Aus der elektrischen Energie müsste zunächst mithilfe der Elektrolyse ( = 0.75) Wasserstoff erzeugt werden, mithilfe des Sabatier Prozesses ( = 0.5) dann Methan. Der Gesamtwirkungsgrad dieser Speichertechnik ist also  = 0.38. Das ist sicherlich nicht überwältigend, zumal auch nicht der Wirkungsgrad der Wiederverstromung berücksichtigt ist. Der Vorteil ist allein: Die sonst nutzlose Wind-/Solarenergie wird nach Zwischenspeicherung wieder nutzbar unter Verwendung von existierenden Technologien.

Falls die Wiederverstromung nicht gewünscht wird, kann das Methan auch in flüssige Kohlenwasserstoffe umgewandelt werden. Diese, GtL genannte Technik (GtL = gas-to-liquids) basiert im Prinzip auf dem altbekannten Fischer-Tropsch Verfahren. Da diese Technik für die Nutzung von Erdgas (CH4) von viel größerer Bedeutung ist, soll sie in einem Extrakapitel behandelt werden.
1) Offensichtlich sind diese Pläne aber von der marokkanischen Regierung übernommen worden, wobei fraglich ist, ob nordafrikanische Länder sich die hohen Stromkosten werden leisten können (Siehe hierzu auch Fußnote 6 in Kap. 5.5).
2) In dem Artikel wird als "Alternative" nur die Speicherung der elektrischen Energie behandelt. Der Autor scheint nicht zu wissen, dass die Energie, die sich in einem Kondensator bei konstanter Klemmspannung speichern lässt, nicht W = q U  beträgt (siehe Energie2), sondern nur W = 0.5 q U. Die Aussagen dieses Artikels erscheinen mir falsch, aber sie sind zu unspezifisch, um den Fehler besser zu lokalisieren.
3) Diese Energiedichte (besser spezifische Energie, da auf die Masse bezogen) bezieht sich auf die Gesamtmasse des Speichermoduls, während in Energie2 allein die Masse des Speichermediums zugrunde gelegt wurde.
4) Dieser Termin wurde inzwischen verschoben auf Herbst 2009. Die Zweifel bleiben bestehen, ob auch dieser Termin eingehalten werden wird. Und in der Tat: Jetzt ist Mitte 2010 und es ist sehr still um EEstor.
5) Matthiew Simmons, der Gründer des "Ocean Energy Instute", starb am 8.8.2010 und sein Institut wurde am 31.1.2011 geschlossen. Andere Institutionen, wie z.B. die "Ammonia Energy Association" verfolgen diese Pläne weiter.