Hochofen A von HKM wird stillgelegt. Jetzt beginnt der Bau für den Elektrolichtbogenofen. © Salzgitter AG

HKM wird künftig mit einem Elektrolichtbogenofen CO2-reduzierten Stahl produzieren. Die Installation übernimmt der italienische Anlagenbauer Tenova SpA. Mit einem Abstichgewicht von 285 Tonnen und einer Kapazität von 2,5 Millionen Tonnen pro Jahr werde dies „der größte Elektrolichtbogenofen Deutschlands und der zweitgrößte innerhalb der Europäischen Union“. Die Fertigstellung ist für 2029 geplant.

Bis dahin werde mit Hochofen B die Produktion fortgesetzt. Im vergangenen Jahr hatten die beiden Hochöfen der HKM zusammen etwa vier Millionen Tonnen Roheisen hergestellt. In diesem Jahr seien aufgrund des wegen der Umbauarbeiten reduzierten Volumens drei Millionen Tonnen geplant. Das Vorhaben wird mit 200 Millionen Euro vom Bund und durch das Land Nordrhein-Westfalen gefördert.

HKM bekommt zur Stahlherstellung einen „Consteel“-Elektrolichtbogenofen (EAF) von Tenova. Dabei werden Rohstoffe wie Schrott oder Eisenschwamm mittels Strom kontinuierlich erhitzt und geschmolzen und die Abgase einer Abgasreinigungsanlage schadstoffarm verbrannt. © Tenova SpA

„Als Salzgitter AG wollen wir die Transformation hin zu einer nahezu CO2-neutralen Stahlproduktion bis Mitte der 2030er Jahre abgeschlossen haben“, sagt Gunnar Groebler, Vorstandsvorsitzender der Salzgitter AG. „Mit dem Bau des Elektrolichtbogenofens setzen wir auch in Duisburg die Strategie des Salzgitter-Konzerns um und stärken unsere Position als führender Anbieter von grünem Stahl für industrielle Wertschöpfungsketten.“

Die HKM sind seit Juli dieses Jahres eine 100-prozentige Tochter der Salzgitter-Gruppe, nachdem sich die beiden Mitgesellschafter aus dem vormaligen Joint Venture zurückgezogen haben. Bis dahin hielt die Thyssenkrupp Steel AG 50 Prozent, die Salzgitter AG 30 Prozent und der französische Röhrenhersteller Vallourec 20 Prozent. Bis Ende 2028 liefert HKM aus dem Duisburger Süden noch Brammen an Thyssenkrupp Steel, deren Hauptverwaltung nebst Stahlwerke im Duisburger Norden angesiedelt ist.

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Der letzte Abstich am Hochofen A fand im September auf dem HKM-Werksgelände in Duisburg statt. © Salzgitter AG

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Die EWE AG baut am Standort Huntorf eine Erdgaskaverne für die großtechnische Speicherung von Wasserstoff um. © EWE AG / Torsten Ritzmann

Für die künftige großtechnische Speicherung des Energieträgers wird eine von sieben Erdgaskavernen umgerüstet. Künftig stünden dort rund 16 Millionen Normkubikmeter Arbeitsgasvolumen für Wasserstoff zur Verfügung. Die Ein- und Ausspeicherleistung betrage 35.000 Kubikmeter pro Stunde. Im Jahr 2028 solle der Speicher an das Wasserstoff-Kernnetz angeschlossen werden und so Erzeugung, Transport und Nutzung flexibel miteinander verbinden.

„Wasserstoff wird künftig dann erzeugt oder importiert, wenn Energie verfügbar ist – nicht unbedingt dann, wenn Industrie, Energieversorgung oder Kraftwerke ihn benötigen“, so EWE. Speicher schafften „einen Puffer zwischen Erzeugung, Import und Verbrauch“, sagt Peter Schmidt, Geschäftsführung von EWE Gasspeicher. 

Speichermöglichkeit in Rüdersdorf bewiesen

Den Nachweis, dass Wasserstoff sicher in Salzkavernen gespeichert werden kann, hat EWE im Rahmen eines Forschungsprojekts an seinem Gasspeicherstandort Rüdersdorf bei Berlin erbracht. Die Erkenntnisse aus Bau und Betrieb der dortigen kleineren 500-Kubikmeter-Testkaverne überträgt das Unternehmen nun auf großtechnische Kavernen wie in Huntorf (mehr dazu).

Huntorf ist Teil des EWE-Großvorhabens „Clean Hydrogen Coastline“. Für das vierteilige Vorhaben im Rahmen des europäischen IPCEI-Programms (Important Project of Common European Interest) hat EWE im Sommer 2024 die Förderbescheide von Bund und Land Niedersachsen erhalten (mehr dazu).

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In Huntorf (Wesermarsch) wird die H2Dry-Technologie von Bilfinger erstmals im kommerziellen Maßstab eingesetzt. © Bilfinger SE

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14 Kisten mit Stacks sind jetzt bei Shell angekommen – insgesamt werden es 150. © Shell

Hergestellt werden die insgesamt 150 Stacks von ITM Power plc im britischen Sheffield. Die Anlieferung erfolge mit eigens entwickelten Transportgestellen in mehreren Chargen über die kommenden Monate. Die erste Lieferung werde nun zunächst eingelagert, umfangreichen Kontrollen unterzogen und danach in die bereits installierten Elektrolysemodule eingebaut.

Bereits 2021 wurde „Refhyne 1“ mit zehn Megawatt in Betrieb genommen (mehr dazu). Nunmehr biege man auf die Refhyne 2-Zielgrade ein, sagt Marijn Bezuijen, Senior Project Manager Transformation im Shell Energy and Chemicals Park Rheinland. „Die Anlieferung markiert den Übergang von der Bauphase hin zur späteren Inbetriebnahme der Anlage.“ .

Die Lieferung wird zunächst kontrolliert und dann in die bereits installierten Elektrolysemodule eingebaut. © Shell

Beide Elektrolyseure decken kumuliert rund zehn Prozent des jährlichen Wasserstoffbedarfs der Produktionsprozesse von Shell Rheinland ab. Sie seien Teil der umfassenden Transformation des Standortes mit dem Ziel, dessen CO2-Emissionen zu reduzieren. In der Raffinerie produzieren rund 1.400 Mitarbeiter Diesel, Benzin, Kerosin, Heizöl sowie Produkte für die chemische Industrie.

Projektpartner von Refhyne 2 sind die britische ITM Power plc, der Industriegashersteller Linde, die Forschungsinstitute Tecnalia (Spanien) und SINTEF AS (Norwegen), das Beratungsunternehmen Environmental Resources Management (ERM) nebst Element Energy sowie die Forschungsabteilung Concawe der Kraftstofflobby European Fuel Manufacturers Association.

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Shell bekommt die ersten Elektrolyse-Stacks für das Refhyne2-Projekt in seiner Raffinerie Rheinland. © Shell

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Anbindung an den Importkorridor SoutH2

Wacker bereitet damit seine Standorte auf die künftige Nutzung grünen Wasserstoffs vor. In Burghausen betreibt Wacker seinen weltweit größten Produktionsstandort mit über 8.000 Mitarbeitern. Das Werk stellt unter anderem Silikone, Polymere und Polysilicium her. „HyPipe one“ ist Teil des nationalen Wasserstoff-Kernnetzes und hat in der ersten Ausbaustufe eine Länge von etwa 15 Kilometer. Die Leitung liegt in der Nähe zum Grenzübergangspunkt zu Österreich und ermöglicht damit die Anbindung der Region an den Importkorridor „SoutH2“, durch den Wasserstoff aus Nordafrika über Italien und Österreich bis nach Bayern und weiter in das deutsche Wasserstoffkernnetz transportiert werden soll. 

Im Januar 2025 hatten die fünf Länder Deutschland, Algerien, Italien, Österreich und Tunesien in Rom auf einer gemeinsamen Ministerkonferenz ihre Absicht bekräftigt, Wasserstoff in großen Mengen per Pipeline aus afrikanischer Produktion auf den europäischen Markt zu bringen. Die auf europäischer Seite beteiligten Länder hatten sich wie berichtet bereits im Juni vergangenen Jahres auf „SoutH2“ verständigt, die Energieminister schon im Mai 2023 (mehr dazu).

Im Juli hatten Bayernoil und Bayernets die Grundlage zur Anbindung des Industrieclusters in Bayern an das Wasserstoff-Kernnetz geschaffen. Für Bayernoil unterzeichneten (v.l.) Philipp Kaiser und Alexander Struck den Vertrag, für Bayernets sitzen Matthias Jenn und Richard Unterseer am Tisch. © Bayernoil / Britta Heidemann-Schöberl

Im Juli dieses Jahres hatte bereits die Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH mit Bayernets einen Vertrag zur Reservierung von Wasserstoff-Transportkapazitäten im H2-Cluster „Ingolstadt /HyPipe“ geschlossen. Mit der Anbindung Bayerns an das künftige Wasserstoffnetz setze man „einen wichtigen Impuls“ für die Entwicklung der regionalen Wasserstoffinfrastruktur. Ziel sei es, die Industriestandorte sowie die Region rund um Ingolstadt künftig mit Wasserstoff zu versorgen (mehr dazu).

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Der Chemiekonzern Wacker reserviert für den bayerischen Standort Burghausen Wasserstoff-Transportkapazitäten bei Bayernetz. © Wacker Chemie AG

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Band durchtrennt, Anlage eingeweiht: Die Produktion von grünem Wasserstoff startet im Hafen Antwerpen-Brügge. © Power to Hydrogen Inc.

Das System besteht aus zwei Einheiten mit einer Leistung von jeweils 250 Kilowatt (kW). Es sei der erste kommerzielle Einsatz von AEM-Stacks dieser Größenordnung. Konventionelle AEM-Systeme lägen nach Unternehmensangaben typischerweise zwischen 2 kW und 25 kW. Zunächst würden 70 Tonnen grüner Wasserstoff pro Jahr für den regionalen Gaslieferanten Holthausen sowie andere Kunden in der Region produziert.

Die Antwerpener P2H2-Systeme seien so konzipiert, dass sie produzieren, wenn erneuerbare Energie am günstigsten ist. Die „Betriebsreichweite von zehn bis Hundert Prozent“ ermögliche es, den belgischen Day-Prior-Preisen zu folgen und die Produktion anzuheben, wenn Strom günstig, und zu reduzieren, wenn sie weniger günstig ist. Dadurch könne man lokal produzierten Wasserstoff liefern, der kostengünstiger gegenüber anderen Wasserstoffquellen sei. 

Power to Hydrogen begann im August 2026 am Hafen Antwerpen-Brügge mit die Installation der AEM-Groß-Elektrolyseure. © Power to Hydrogen Inc.

„NextGen District wurde ins Leben gerufen, um zu beweisen, dass saubere Technologien der nächsten Generation nicht nur im Labor, sondern auch unter realen industriellen Bedingungen funktionieren können“, sagt Johan Klaps, Vorsitzender des Verwaltungsrates der Hafenbehörde. „Dass Power to Hydrogen hier einen Elektrolyseur im kommerziellen Maßstab in Betrieb nimmt, ist genau die Art von Meilenstein, für den dieses Umfeld geschaffen wurde, und es stärkt die Rolle des Hafens als Testfeld für Europas Übergang zu einer sauberen Industrie.“

Nach einem gerade abgeschlossenen und mehr als 1.250 Stunden dauernden Pilotprojekt mit dem spanischen Energieversorger Repsol wurde eine irreversible Degradation in einer Größenordnung von etwa zwei Millivolt pro Tausend Stunden (mV/kHr) gemessen – dies sei fünf- bis zehnmal besser ist als die vom US-Energieministerium und der EU-Clean Hydrogen Partnership veröffentlichten AEM-Zielwerte, woraus sich eine technische Lebensdauer des Stacks von über 50.000 Stunden prognostizieren lasse. Für den Pilotversuch ließen sich Wasserstoffkosten von rund 3,86 Euro pro Kilogramm berechnen, etwa 16 Prozent weniger als bei anderen etablierten Elektrolyseurtechnologien. ‍Ein zweites 500-kW-System (Dual-250 kW-Stack) werde später in diesem Jahr an das norwegische Forschungsinstitut SINTEF geliefert.  

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Power to Hydrogen startet die kommerzielle Produktion von grünem Wasserstoff im Hafen von Antwerpen-Brügge. Das Bild zeigt einen LNG-Terminal des belgischen Gas- und Speicherkonzerns Fluxy Belgium SA. © Port of Antwerp-Bruges

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Tank reicht für 12-Stunden-Schicht

Der 32 Kilogramm Wasserstoff fassende und in 30 Minuten zu füllende Tank ermögliche lange Betriebszeiten und eine volle Zwölf-Stunden-Schicht. Bei diesem Pilotprojekt gebe der Anbieter von Flurförderzeugen und Hebebühnen Briggs Equipment Händlersupport mit Service und Wartung. Hyster arbeite dabei eng mit Briggs und dem Hafen von Tilbury zusammen und gebe Expertise für das System vor Ort. 

Geo Pura und Forth Ports wollen im Hafen von Tilbury grünen Wasserstoff produzieren. © Thames Freeport Ltd.

Der grüne Wasserstoff werde mit einem Elektrolyseur von Geo Pura Ltd. hergestellt. Die britische Firma und Forth Ports Ltd. hatten im April ihre Zusammenarbeit im kommerziellen Maßstab für den schwerindustriellen Einsatz erklärt. Geo Pura entwirft und fertigt Hydrogen Power Units (HPU), die emissionsfreien Strom liefern und Dieselgeneratoren etwa in Bereichen wie Bauwesen, Infrastruktur und Veranstaltungen ersetzen. Die mit einem Megawatt Leistung solarstrombetriebene Produktionsanlage für Tlbury wird mit zwei Millionen Pfund (2,3 Millionen Euro) von Thames Freeport gefördert.

Im Juni hat die Ballard Power Systems Inc. das 2019 gegründete Unternehmen Geo Pura übernommen. Der US-Hersteller von Elektrolyseuren wurde damit zum Energiedienstleister. Unternehmensschwerpunkte sind nun auch Leasing und Verkauf von HPU sowie von Wasserstoff. 

Tilbury gehört zur schottischen Forth Ports Group, die ihre Treibhausgasemissionen bis 2042 auf Null reduzieren will. Die Sonderwirtschaftszone Thames Freeport erstreckt sich über 38 Kilometer entlang der Themse in East London und South Essex, wo Forth Ports mehrere Häfen und Terminals betreibt. Tilbury erhofft sich mit der Kombination von Wasserstoffproduktion und Staplerbetrieb Einsparungen von mehr als 107.000 Kilogramm CO2 pro Jahr.

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Hyster und Briggs Equipment UK haben dem Hafen Tilbury einen mit Brennstoffzellen betriebenen Containerstapler übergeben. © Forth Ports Limited

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Auf 200 Megawatt skalierbar

Geplant ist eine Fertigungslinie mit einer Jahreskapazität von 50 Megawatt. Bei steigender Nachfrage sei die Anlage durch einen 24-Stunden-Betrieb auf 200 Megawatt skalierbar. Ein zentrales Merkmal sei die geplante lokale Herstellung von Elektrolyseurkomponenten, darunter Membranen, Anoden und Kathoden. Die alkalische Elektrolyse-Technologie des Unternehmens verbrauche den Angaben zufolge „deutlich weniger Energie“ als herkömmliche Systeme und arbeite mit 95 Prozent Effizienz, was sowohl die Betriebskosten als auch die Komplexität der Infrastruktur senke. 

Hysata ist ein Spin-off der University of Wollongong, deren Forscher an der Entwicklung der Technologie beteiligt sind. Gemeinsam mit der Universität sowie dem staatlichen Anbieter beruflicher Weiterbildung TAFE würden Schulungen, Praktika und andere Maßnahmen für lokale Arbeitskräfte im Bereich sauberer Energie angeboten. Man schaffe voraussichtlich rund 40 neue Arbeitsplätze in den Bereichen Fertigung, Ingenieurwesen und Technik in der Region Illawarra. 

„Australien hat erstklassige Innovatoren im Bereich saubere Energie, und Hysata ist ein großartiges Beispiel für heimische Technologie mit dem Potenzial, global wettbewerbsfähig zu sein“, sagt ARENA-CEO Darren Miller. Das Projekt werde dazu beitragen, die „australische Innovation vom Labor in die großflächige Fertigung zu verlagern, qualifizierte Arbeitsplätze schaffen und gleichzeitig Australiens Fähigkeit stärken, saubere Energietechnologien lokal zu produzieren“.  

Erster kommerzieller Auftrag im Juni

Im Februar 2025 hatte Hysata mit Acwa Power eine Vereinbarung getroffen, um in Saudi-Arabien seine kapillargespeisten Elektrolysetechnologie zu demonstrieren. © Hysata Pty. Ltd.

Im Juni feierte Hysata fünf Jahre nach seiner Gründung die Unterzeichnung des ersten kommerziellen Auftrags. Das System im Megawattbereich werde in der ersten Hälfte des Jahres 2027 an einen namentlich nicht genannten Kunden geliefert. Der Elektrolyseur solle dann „in einem schwer zu dekarbonisierenden Industriesektor“ betrieben werden. Vorausgegangen sei ein Programm zur Demonstration der Technologie in der Praxis, unter anderem beim saudischen Wasser-Infrastrukturunternehmen Acwa Power. Details wurden nicht genannt.

Zu den internationalen Investoren des Unternehmens gehören unter anderem der britische Risikokapitalgeber BP Ventures, der südkoreanische Stahlkonzern POSCO, der australische Pensionsfonds TelstraSuper, die Investmentfirma IDO des Staatsfonds des Sultanats Oman sowie Templewater (Hongkong).

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Im Juni feierte Hysata den fünften Jahrestag seines Bestehens, jetzt bekommt das Unternehmen Fördermittel zum Bau seiner Elektrolyseurfabrik. © Hysata Pty. Ltd.

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Dekarbonisierung der Stahlerzeugung

Für Salzgitter Flachstahl, Teil der Salzgitter AG, seien hybride PPA „ein wichtiger Baustein“, um den steigenden Bedarf an Grünstrom für die Transformation der Stahlproduktion langfristig zu decken. Die Salzgitter AG ist derzeit dabei, die Eisengewinnung von CO2-intensiven und mit Kokskohle befeuerten Hochöfen auf das CO2-arme DRI-Verfahren mit Wasserstoff umzustellen. Im Rahmen des Programms „Salcos“ (Salzgitter Low CO2 Steelmaking) wird aus Eisenerz in einer Direktreduktionsanlage Eisenschwamm produziert. Daraus wiederum entsteht in einem Elektrolichtbogenofen Rohstahl zur Weiterverarbeitung. „Die Kombination von Solarenergie und Batteriespeichern eröffnet uns die Möglichkeit, erneuerbare Energien bedarfsgerecht und zu wettbewerbsfähigen Konditionen für unsere industrielle Prozesse zu beschaffen“, sagt Marco Hauer von der Salzgitter Flachstahl GmbH. Die Vereinbarung unterstütze die Dekarbonisierung der Stahlerzeugung und trage dazu bei, „die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts Salzgitter zu sichern“.

Visualisierung des 99-MW-Batteriespeichers, den Zelestra in Hilgermissen plant. © Zelestra

Die spanische Zelestra Corporación, S.A.U. (vormals Solarpack) gehört seit 2021 der schwedischen Private-Equity-Gesellschaft EQT AB. Das Unternehmen entwickelt PV- und Windparks, große Batteriespeicher (BESS), außerdem Projekte im Segment grüner Wasserstoff. Es hat Niederlassungen in den USA und Italien. Markteintritt in Deutschland war 2024. Aktuell gibt es Büros in Berlin, Hamburg, Düsseldorf und Rostock. Neben den PV-Anlagen und BESS für die Salzgitter AG plant Zelestra in Kooperation mit Centrica Energy derzeit im niedersächsischen Hilgermissen südlich von Bremen einen 99 MW leistenden „stand alone“ Batteriespeicher. Baubeginn ist 2027, die Inbetriebnahme ist für die zweite Hälfte des Jahres 2028 geplant.

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Zelestras erstes PV-Kraftwerk in Deutschland speist seit August 2026 Strom ins Netz. Die Anlage mit einer installierten Leistung von 27,5 Megawatt steht in Klevenow westlich von Greifswald (Mecklenburg-Vorpommern), der Jahresertrag wird auf 28.700 Megawattstunden prognostiziert. © Zelestra

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In Wilhelmshaven will Uniper einen „nationalen Knotenpunkt für Wasserstoff“ aufbauen. © Bundesanstalt für Wasserbau

Die nun anstehende Phase 2 umfasse unter anderem die Entwicklung einer Terminalnutzungsvereinbarung. Erst mit der Unterzeichnung komme eine verbindliche Kapazitätsbuchung mit den Interessenten zustande. Sollte der Markt den Bedarf für eine Terminalerweiterung hergeben, ermögliche es der modulare Aufbau des Projekts, die Importkapazität auf einen maximalen Jahresdurchsatz von 2,6 Millionen Tonnen Ammoniak (entspricht etwa 350.000 Tonnen Wasserstoff) zu erweitern. Dazu plane Uniper die Durchführung einer oder mehrerer zusätzlicher Marktbefragungen.

Das Vorhaben hatte der Konzern bereits 2021 verkündet. Seinerzeit hieß es, man wolle in Wilhelmshaven einen „nationalen Knotenpunkt für Wasserstoff“ aufbauen. Geplant sei ein Importterminal für grünes Ammoniak sowie ein „Ammoniak-Cracker“, ein Gerät also, das Ammoniak (NH3) in seine Bestandteile Wasserstoff und Stickstoff zerlegt; zudem eine Elektrolyseanlage in der Größenordnung (nach damaligen Zahlen) von 410 Megawatt. Importterminal und Elektrolyse gemeinsam würden rund 295.000 Tonnen Wasserstoff produzieren (mehr dazu).

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Uniper will die nächste Entwicklungsphase für den Wasserstoff-Importterminal Wilhelmshaven starten. © Uniper SE

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Lieferant der Elektrolyseure für beide Bauabschnitte ist die Neumann & Esser GmbH aus Nordrhein-Westfalen. © OMV Petrom S.A.

Das zweite grüne Wasserstoffprojekt bestehe aus sieben Elektrolysemodulen mit jeweils fünf Megawatt Leistung der Neuman & Esser GmbH aus Übach-Palenberg (Nordrhein-Westfalen). Das Unternehmen hatte auch schon die Module für den 20-Megawatt-Elektrolyseur geliefert (mehr dazu). Bauarbeiten, Logistik, Bauteilfertigung und Modulmontage erfolgten auch bei der erweiterten Anlage wie zuvor in Partnerschaft mit lokalen Zulieferern. Das 35-MW-Projekt erhält einen Zuschuss in Höhe von 29 Millionen Euro aus dem Topf von Rumäniens Nationalen Erholungs- und Resilienzplan (PNRR).

Die Pläne von OMV Petrom, an dem der österreichische Petrochemiekonzern OMV AG die Mehrheit hält, erfordern den Angaben zufolge Gesamtinvestitionen von 750 Millionen Euro. Der grüne Wasserstoff werde in Raffinerieprozessen eingesetzt, unter anderem für die Produktion nachhaltiger Flugkraftstoffe (SAF) sowie Kraftstoffe aus Pflanzen- und Abfallölen (HVO). „Wir treiben außerdem den Bau einer SAF/HVO-Anlage mit einer Kapazität von jährlich 250.000 Tonnen voran“, sagt Radu Căprău, Mitglied des Exekutivvorstands für Raffinerie und Marketing. Damit werde OMV Petrom „zum ersten großen Produzenten nachhaltiger Kraftstoffe in Südosteuropa“ (mehr dazu). 

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OMV Petrom erweitert seinen 20-MW-Elektrolyseur auf 55 Megawatt. © OMV Petrom S.A.

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