Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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Cefmof erwirbt die Gebäude von Jääskelän Tila und will dort Wasserstoffprojekte entwickeln. © Cefmof / Kiinteistönvälitys Enberg.

(Finnland) Cefmof Hydrogen Oy hat von Jääskelä Innovation Oy die Gebäude des Anwesens Jääskelän Tila im Südosten der Stadt Jyväskylä erworben. Die Historie des heutigen Naherholungsgebiets reicht zurück bis in das 18. Jahrhundert. Der Erwerb werde den öffentlichen Zugang zu den Naturpfaden rund um Jääskelän Tila nicht beeinträchtigen. Cefmof will dort den Angaben zufolge „eine neue Umgebung für praktische Wasserstoffanwendungen und kommerziell orientierte Aktivitäten“ entwickeln. Das Unternehmen plant, die Einrichtungen zu restaurieren, zu renovieren und weiterzuentwickeln. Das „Hydrogen House“-Projekt solle zeigen, wie Wasserstoff produziert, gelagert und in verschiedenen Alltagsanwendungen verwendet werden könne. Cefmof Hydrogen Oy ist eine Tochter der Central Finland Mobility Foundation, die sich auf die Entwicklung von Wasserstoffinfrastruktur, Dienstleistungen und kommerziell orientierte Aktivitäten konzentriert. Cefmof betreibt in Jyväskylä bereits eine Wasserstofftankstelle und hatte jüngst eine schwimmende mit Wasserstoff betriebene Sauna vorgestellt.

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Electric Hydrogen wird bevorzugten Elektrolyseur-Anbieter für Perdamans geplantes Projekt Helios. © Perdaman Group

(Australien) Die Perdaman Group hat Electric Hydrogen als „bevorzugten Elektrolyseanbieter“ für das Projekt „Helios Phase 2“ benannt. Die Anlage soll einst in Karratha (Western Australia) 120 Barrel grünen Wasserstoff pro Tag produzieren. Der Strom stamme aus einem Solarpark mit voraussichtlich einem Gigawatt installierter Leistung. Der Energieträger werde an die künftige Harnstoff- und Ammoniakproduktionsanlage auf der Burrup-Halbinsel nahe Karratha in der Pilbara-Region geliefert. Die Kapazität liege bei jährlich 2,3 Millionen Tonnen. Die Investitionen in das „Ceres“ genannte Vorhaben beliefen sich auf 6,45 Milliarden australische Dollar, so das Unternehmen. Unterstützung gebe es durch Kredite der australischen Regierung in Höhe von etwa 475 Millionen Dollar. Während der Bauphase schaffe man 2.500 Arbeitsplätze. Den Grundstein für eine 30-MW-Solarfarm (Helios Phase 1) hatte Perdaman im März dieses Jahres gelegt.

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TÜV Süd und VPI vereinbaren technische Zusammenarbeit. © VPI Vietnam Petroleum Institute

(Vietnam) Das Erdölinstitut VPI (Vietnam Petroleum Institute) und die Vietnam-Depandance des TÜV Süd wollen zur Unterstützung des Energiewendeprozesses in Vietnam enger zusammenarbeiten. Nach Angaben der offiziellen staatlichen Plattform „Vietnam.vn“ zufolge würden VPI, Teil des staatlichen Öl- und Gaskonzern Vietnam Oil and Gas Group (Petrovietnam), und TÜV bei der Bereitstellung technischer Lösungen kooperieren, die mit Offshore-Windkraft, Netzstrom, Wasserstoff, Kernenergie, Batteriespeichersystemen (BESS), Technologien zur Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCS/CCUS) sowie Verbundwerkstoffen in Verbindung stehen.

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Energie-Transportkosten pro Kilometer. © TU Berlin / Sceenshot aus der Studie

(Deutschland) Ein klimaneutrales Energiesystem in Europa könnte weitgehend auf direkter Elektrifizierung basieren. Für Anwendungen, die sich auch künftig nicht sinnvoll elektrifizieren lassen – etwa in der Schifffahrt oder Teilen der Chemieindustrie – könne man Methanol statt Wasserstoff nutzen. Dies ist eines der Ergebnisse einer Studie der Berliner Technischen Universität (TU Berlin). Demnach ließen sich – „anders als noch vor wenigen Jahren angenommen“ – inzwischen „deutlich mehr Bereiche direkt elektrifizieren“, etwa durch batterieelektrische Lastwagen oder elektrische Lösungen für die Wärmebereitstellung. Die Gesamtsystemkosten wären nur geringfügig höher, während Methanol deutliche Vorteile bei Transport, Speicherung und Infrastruktur biete. Es sei „wahrscheinlich, dass die Nachfrage nach Wasserstoff deutlich überschätzt wurde“, sagt Tom Brown, Leiter des Fachgebiets „Digitale Transformation in Energiesystemen“ an der TU. „Mit Methanol statt Wasserstoff könnte man die Infrastruktur wesentlich flexibler an die tatsächliche Nachfrage anpassen.“ Während Wasserstoff wegen seiner kleinen Molekülgröße und seiner geringen Dichte lange Pipelines und unterirdische Speicher erfordert, lasse sich flüssiges Methanol mit vergleichsweise geringem Aufwand per Schiff, Bahn, Lkw oder in alten Öl-Pipelines transportieren und in Tanks lagern. Die Studie „A minimal methanol backstop for high-electrification scenarios“ ist im Fachmagazin Joule veröffentlicht.

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OMV bezieht künftig eMethanol aus dem dänischen Kassø. © European Energy Deutschland GmbH

(Dänemark) Die OMV AG bezieht künftig eMethanol aus der Anlage Solar Park Kassø (SPK) in Aabenraa, ein Joint Venture von European Energy (51 Prozent) und Mitsui & Co., Ltd. (49 Prozent). Abnahmemenge und Laufzeit des Vertrages mit dem Kraftstoff- und Chemieunternehmen wurden nicht genannt, doch habe es bereits eine erste Lieferung gegeben. Die Vereinbarung sei nach Angaben von European Energy der vierte öffentlich bekannt gegebene langfristige Abnahmevertrag für in Kassø produziertes eMethanol. Bisher seien Verträge mit A.P. Moller-Maersk, der Lego Group und Novo Nordisk geschlossen worden. Die Anlage wurde im Mai 2025 eingeweiht und verfügt über eine jährliche Produktionskapazität von 42.000 Tonnen. Sie befindet sich direkt neben dem Solarpark Kassø mit einer installierten Leistung von 304 Megawatt. European Energy wurde 2004 in Dänemark gegründet. Seit 20 Jahren ist das Unternehmen auch in Deutschland aktiv mit Niederlassungen in Hamburg, Potsdam, Teuchern, Leipzig und Wiesbaden.

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Erstellen gemeinsam eine Konzeptstudie zur Nutzung grünen Wasserstoffs am Sasol-Standort Sasolburg, Südafrika. © Envision Energy

(Südafrika) Das chinesische Technologieunternehmen Envision Energy und der Chemiekonzern Sasol Ltd. arbeiten gemeinsam an der Designstudie für eine Anlage zur Erzeugung von grünem Wasserstoff am Sasol-Standort Sasolburg in Südafrika. Damit solle untersucht werden, wie erneuerbare Stromerzeugung, Energiespeicher und Elektrolysesysteme in die dortigen betrieblichen Anforderungen integriert werden könnten. Das Ergebnis wird noch in diesem Jahr erwartet und werde „technische sowie wirtschaftliche Erkenntnisse liefern, um potenzielle zukünftige Investitionsentscheidungen“ zu unterstützen. Sasol prüft derzeit Möglichkeiten, seine bestehenden industriellen Kapazitäten und Infrastruktur für neue Technologien zu nutzen.

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Das Southwest Research Institute hat einen für mittelschwere Nutzfahrzeuge konzipierten Wasserstoff-Verbrennungsmotor entwickelt. © SwRI

(USA) Das Southwest Research Institute (SwRI) in San Antonio, Texas, hat die Entwicklung eines Wasserstoff-Verbrennungsmotors (ICE, Internal Combustion Engine) für mittelschwere Nutzfahrzeuge abgeschlossen. Die Eigenschaften ähnelten denen eines herkömmlichen Diesel-Verbrenners. Dabei habe das SwRI mit einem namentlich nicht genannten Kunden zusammengearbeitet, um den Motor mit Turbolader zu planen, zu entwerfen und herzustellen. Das anfängliche Programm umfasste sowohl die Entwicklung von Einzylinder- als auch Mehrzylindermotoren. Der Motor basiere auf dem „Pent-Roof“-Design moderner Verbrennungsmotoren, das für die Verbrennung von Benzin entwickelt und für die schnelleren Verbrennungsgeschwindigkeiten von Wasserstoff optimiert wurde.

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iStock / © Danil Melekhin

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Im Gegensatz zu herkömmlichen Batterien werden Strom und Energiespeicherung in der „Flow-Batterie“ getrennt und die elektroaktiven Materialien in externen Tanks gespeichert. Von deren Größe hängt die Kapazität ab. Die Batterie verwende Wasserstoffgas an der Anode und eine gelöste Eisensalzelektrode an der Kathode. Der gespeicherte Strom werde durch eine reversible elektrochemische Reaktion mit Eisen- und Eisenionen freigesetzt.

Studie: Energieeffizienz bei über 80 Prozent

Im Rahmen einer Studie testeten Forscher einen Prototyp für den industriellen Einsatz. Den Angaben zufolge wurden die Experimente bei erhöhten Temperaturen und konstanten Stromdichten durchgeführt, um den tatsächlichen industriellen Betrieb widerzuspiegeln. Die Ergebnisse hätten gezeigt, dass die Batterie über Zehntausende Lade-Entladungszyklen eine stabile Effizienz aufrechterhielt. Die Energieeffizienz habe bei über 80 Prozent gelegen.

Die Investitionen für die Technik lägen bei etwa 17 Dollar (15 Euro) pro Kilowattstunde (kWh). Die Speicherkosten lägen über den gesamten Lebenszyklus bei etwa 0,02 Dollar (0,02 Euro) pro kWh. Elestor schätzt, dass Wasserstoff-Eisen-Flussbatterien bis zu 25 Jahre in Stromnetzanwendungen betrieben werden könnten. Dies verbessere die Wirtschaftlichkeit erheblich und senke die Kosten.

Mit der Speicherung des Windstroms während hoher Produktionszeiten und der Abgabe bei hoher Nachfrage würden die Spitzenlasten im Stromnetz reduziert und die vorhandene Netzkapazität besser genutzt. Einschränkungen etwa durch vorübergehende Reduzierung oder Abschaltung der Anlagen würden begrenzt.

200 Eigentümer aus der Region

Im nächsten Jahr werde Elestor seine letzte vorkommerzielle Einheit installieren, um den Betrieb und die Marktbereitschaft der Technologie unter realen Bedingungen zu demonstrieren. Darauf folge die Skalierung auf ein kommerzielles Batteriesystem.

Der Windpark Zeewolde gehört lokal mehr als 200 Landwirten, Bewohnern und Unternehmer aus der Umgebung. Mit der Installation des Speichersystems werde er unter dem Namen „Energiehub Zeewolde“ geführt.

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Elestor und die Betreiber des Onshore-Windparks Zeewolde wollen gemeinsam eine Wasserstoff-Eisen-Flussbatterie entwickeln, um den Stromertrag zu optimieren. © Elestor B.V. / Screenshot

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Blick auf das Baufeld in Moorburg: Hier laufen künftig die Energieströme zwischen Großelektrolyseur, dem Wasserstoffkernnetz und dem Verteilnetz HH-WIN zusammen. © Hamburger Energienetze

HH-WIN werde ab Herbst 2027 mit 40 Kilometern Netzlänge wesentliche Industrieareale rund um den Hamburger Hafen mit Wasserstoff versorgen (mehr dazu). Bis 2031 soll es auf 60 Kilometer wachsen. Aktuell ist gut die Hälfte der ersten 40 Trassenkilometer fertiggestellt – alle weiteren Abschnitten seien in Bau oder in der Auftragsvergabe. Kunden haben bereits Bedarf am Wasserstoffanschluss angemeldet, darunter die Tesa-Werke (mehr dazu).

Weil im Fernleitungsnetz Hyperlink des Betreibers Gasunie ein Betriebsdruck von 70 bar vorgesehen ist, errichten die Hamburger Energienetze als Teil des H2-Connectors eine Gasdruckregelanlage. Angeschlossen an die zu HH-WIN gehörende Wasserstoff-Übernahmestation auf niedersächsischem Gebiet, kommt die Energie über eine mehr als 13 Kilometer lange Hochdruckleitung in Moorburg an. Hier senkt die Anlage den Betriebsdruck auf unter 25 bar ab. Die Leitung kann in beide Richtungen Wasserstoff transportieren. 

Eine ebenfalls als Teil des H2-Connectors geplante Verdichterstation wird bei Energieexporten aus dem Verteilnetz HH-WIN ins Fernleitungsnetz den Druck von unter 25 bar wieder auf bis zu 70 bar anheben. Zusätzlich nimmt eine Wasserstoff-Einspeiseanlage den Energieträger aus der Elektrolyse ins Hamburger Netz auf.

200.000 Kubikmeter pro Stunde ins Fernnetz

Die Anlagen in Moorburg werden in der ersten Ausbaustufe stündlich bis zu 200.000 Kubikmeter Wasserstoff ins Fernleitungsnetz exportieren oder bis zu 360.000 Kubikmeter nach Hamburg importieren können. Diese Transportleistung entspreche dem Verbrauch von 4.500 beladenen 40-Tonner-H2-Lkw. 

Die Baukosten für den HH-WIN H2-Connector belaufen sich – ohne die Verdichterstation, die noch in der Projektierungsphase ist – auf rund 22,6 Millionen Euro. Davon seien etwa 16,3 Millionen über die IPCEI-Förderung (Important Projects of Common European Interest) gedeckt.

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So soll der HH-WIN-Anlagenpark mit dem H2-Connector einst aussehen. © Visualisierung: Hamburger Energienetze / XKP Visual Engineers

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Gasunie entwickelt das Wasserstofftransportnetz in den Niederlanden. © N.V. Nederlandse Gasunie

Mit einer geplanten Elektrolysekapazität von vier Gigawatt (GW) bis 2035 positioniere sich das Land demnach „konsequent als europäische Drehscheibe für Produktion, Import sowie Verteilung von Wasserstoff“ und profitiere dabei „von einer einzigartigen Kombination aus strategischer Hafenlage, umrüstbarer Gasinfrastruktur, leistungsfähiger Forschungslandschaft und einer ausgeprägten Kooperationskultur“, so die Autoren der Auslandshandelskammer Niederlande (AHK).

Bemerkenswert sei die strukturelle Lücke zwischen geplanter Produktionskapazität und bisher gesicherter Abnahme. Letztere verbleibe über den gesamten Zeithorizont auf sehr niedrigem Niveau, was „ein deutliches Signal für den enormen Infrastrukturbedarf ist“, der Produktion und Verbrauch erst verbindet.

Parallel dazu befinde sich der Markt in einer „deutlichen Reifungsphase“. Standen bisher 119 Projekte im Konzeptstadium und 82 betriebsbereit, kehre sich dieses Verhältnis bis 2030 vollständig um, so die Autoren: „Rund 270 von den mehr als 300 Projekten werden dann operationell sein.“

Elektrolyse und Wasserstoffproduktion

Obwohl einige niederländische Unternehmen auch eigene Elektrolyselösungen entwickeln, bestehe ein erheblicher Bedarf an spezialisierten Zulieferkomponenten, den lokale Akteure nicht vollständig abdeckten. Gefragt seien insbesondere Hersteller von Membranstacks und Elektrodenkomponenten für PEM- und alkalische Elektrolyseure, Lieferanten von Katalysatorschichten, Bipolarplatten und Dichtungsmaterialien sowie Anbieter von Leistungselektronik, Gleichrichtern und Steuerungssystemen für Großelektrolyseure. 

Hinzu komme Bedarf an Gas- und Wasseraufbereitungstechnik, die eine kontinuierliche, hochreine Wasserstoffproduktion gewährleistet. Im Bereich der grünen Wasserstoffproduktion dominierten sowohl internationale Großkonzerne als auch spezialisierte niederländische Technologieunternehmen.

• Shell Nederland B.V. baut mit dem Projekt Holland Hydrogen I (200 MW) die derzeit größte Anlage für erneuerbaren Wasserstoff in Europa auf dem Gelände der Tweede Maasvlakte in Rotterdam. Die Anlage soll täglich bis zu 60 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren (mehr dazu).
• HyCC B.V. (Hydrogen Chemistry Company), Spezialist für großskalige Elektrolyseanlagen, entwickelt mehrere Projekte in Rotterdam, Delfzijl und Amsterdam mit einem Gesamtvolumen von mehreren Hundert Megawatt (mehr dazu).
• VoltH2 Operating B.V. entwickelt und betreibt Elektrolyseure, darunter eine 50-Megawatt-Anlage in Delfzijl sowie Projekte in Vlissingen, Terneuzen und Gelsenkirchen mit einer potenziellen Produktionskapazität von insgesamt fast 200 Megawatt (mehr dazu).
• Alquion B.V., ein im April 2026 gegründeter Zusammenschluss von Battolyser Systems und VDL Hydrogen Systems, hat eine Batterie-Elektrolyseur-Technologie („Flexolyser“) entwickelt, die Stromspeicherung und Wasserstoffproduktion in einem System vereint (mehr dazu).
• XINTC B.V. entwickelt wartungsarme Elektrolyseure aus Kunststoff ohne seltene Rohstoffe, die direkt an fluktuierende erneuerbare Energiequellen angeschlossen werden können.
• Air Liquide und Total Energies investieren gemeinsam in Elektrolyseprojekte in Rotterdam (200 MW) und Zeeland (250 MW) (mehr dazu).
• Eneco, RWE, Equinor und Shell installieren im Rahmen des Konsortiums NortH2 eine Anlage für grünen Wasserstoff im Gigawatt-Maßstab. Die Elektrolyse wird zunächst im Eemshaven stattfinden. Möglicherweise kann die H2-Produktion in einer späteren Phase durch Elektrolyse auf See weiter ausgebaut werden.

Speicherung vorrangig in Salzkavernen

Für die großskalige Wasserstoffspeicherung setzten die Niederlande überwiegend auf die Umnutzung von Salzkavernen.

• Der niederländische staatliche Ferngasnetzbetreiber Gasunie BV entwickelt über seine Tochter Hystock BV in Zuidwending (Provinz Groningen) vier Salzkavernen mit einer Gesamtkapazität von rund 216 GWh. Die erste Kaverne soll bis 2031 in Betrieb gehen; die Nachfrage übersteige bereits die verfügbare Kapazität. Kooperationspartner ist der Salinenbetreiber Nobian (mehr dazu).
• Koninklijke Vopak N.V. positioniert sich als Betreiber von Terminalinfrastruktur und Importlagern in den Seehäfen Rotterdam und Amsterdam. Das Unternehmen entwickelt gemeinsam mit internationalen Partnern wie Hydrogenious LOHC Technologies GmbH Speicher und Umschlagskonzepte für flüssige Wasserstoffträger wie Ammoniak und LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier).
• H2Storage B.V. spezialisiert sich auf Hochdruckspeicherung in Leichtbau-Kompositzylindern (bis 700 bar) für dezentrale Anwendungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.
• Proton Ventures B.V. entwickelt modulare Ammoniakproduktionsanlagen und Speicher auf Basis erneuerbarer Energien. Ammoniak dient dabei als Wasserstoffträger und ermöglicht dezentrale Langzeitspeicherung.
• Demaco Holland B.V. liefert kryogene Lösungen für Flüssigwasserstoff-Projekte (LH2). Das Portfolio umfasst Ladeinfrastrukturen, vakuumisolierte Transferleitungen und Kopplungssysteme. Seit 2024 ist Demaco Teil von OPW Clean Energy Solutions, einem internationalen Verbund für kryogene Speicher-, Verteil- und Strömungssteuerungssysteme.

Das Marktpotenzial für grünen Wasserstoff in den Niederlanden gilt als „sehr groß“ – nicht zuletzt aufgrund staatlicher Unterstützung, so die Studie. 

SWOT-Analyse für deutsche Unternehmen auf dem niederländischen Wasserstoffmarkt. © AHK Niederlande

Der Markt befinde sich im Übergang von der Planungs- zur Umsetzungsphase. Die Beschaffungsentscheidungen für Technologien, Komponenten und Dienstleistungen in den meisten laufenden Projekten fielen zwischen 2025 und 2028. Die AHK empfiehlt einen rechtzeitiger Eintritt über Referenzprojekte, Testinfrastrukturen oder als Zulieferer in bestehenden Konsortien, da Beschaffungsentscheidungen in Großprojekten erfahrungsgemäß früh und auf Basis etablierter Partnerschaften getroffen würden. Die niederländische Regierung bereite eine gesetzliche Verpflichtung vor, womit die Nachfrage nach grünem Wasserstoff verbindlich abgesichert und Industrieunternehmen schrittweise zur Abnahme und Nutzung grünen Wasserstoffs verpflichtet würden. 

Der niederländische Markt für Wasserstoffprojekte befindet sich in einer „deutlichen Reifungsphase“ und bietet auch für deutsche Unternehmen noch Platz für Geschäftsmodelle. © AHK Niederlande

Das Kabinett stelle für das Jahr 2026 Fördermittel für der nachhaltige Energieerzeugung in Höhe von rund acht Milliarden Euro zur Verfügung. Parallel dazu werde der Aufbau eines landesweiten Wasserstoff-Backbones vorangetrieben, um Industriecluster, Häfen und Importterminals miteinander zu verbinden. Die deutsch-niederländische Kooperation konzentriert sich insbesondere auf den Import von grünem Wasserstoff, den Ausbau grenzüberschreitender Infrastruktur sowie die industrielle Nutzung in energieintensiven Industrien. Im Mai 2025 kündigten Deutschland und die Niederlande gemeinsame Investitionen von jeweils 300 Millionen Euro im Rahmen der H2Global-Stiftung an, um den Import von grünem Wasserstoff nach Nordwesteuropa wirtschaftlich attraktiver zu gestalten.

Die Zielmarktanalyse „Niederlande: Grüner Wasserstoff – Infrastruktur, Speicherung, und Distribution. Zielmarktanalyse 2026“ gibt es kostenfrei als PDF (40 Seiten).
GES bietet eine Wasserstoffgeschäftsreise vom 22.09-24.09.2026: Grüner Wasserstoff: Infrastruktur, Speicherung und Distribution in den Niederlanden.
Eine Übersicht aller laufenden und geplanten Projekte bietet die interaktive Wasserstoffkarte.

Wir stellen die Länderanalysen für Wasserstoffmärkte der Exportinitiative Energie des BMWE in lockerer Folge vor. Bisher erschienen: 

Wasserstoffmärkte (1): Norwegen unterstützt die Wertschöpfungskette im Land und den Export

Wasserstoffmärkte (2): Großbritannien sieht sich als Vorreiter bei CCUS-Technologien

Wasserstoffmärkte (3): Vietnam hat großes Potenzial für grünen Wasserstoff

Wasserstoffmärkte (4): Jordanien bietet Chancen für industrielle Anwendungen

Wasserstoffmärkte (5): Kanada punktet mit grünem Wasserstoff und Biokraftstoff

Wasserstoffmärkte (6): Südafrika kann grünen Wasserstoff für 1,55 Euro produzieren

Wasserstoffmärkte (7): Namibia sucht Investoren für Wasserstoff, Wind- und PV-Strom

Wasserstoffmärkte (8): Indonesien will grünen Wasserstoff für Industrie und Export

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Der Hafen von Rotterdam positioniert sich mit der Maasvlakte seit geraumer Zeit als Drehscheibe für grünen Wasserstoff und Kraftstoffe. © Port of Rotterdam Authority / Danny Cornelissen

Der Beitrag Wasserstoffmärkte (9): Niederlande sind auf dem Weg von der Planung zur Umsetzung erschien zuerst auf Power-to-X.

Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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Spatenstich für Sunfires SOEC-Anlage in Schwarzheide (v.l.): Anne Francken (Kaufmännische Geschäftsführerin BASF InfraService & Solutions Lausitz GmbH), Jürgen Fuchs (Vorsitzender der Geschäftsführung BASF InfraService & Solutions Lausitz GmbH), Nils Aldag (CEO Sunfire), Christian von Olshausen (CTO Sunfire). © BASF InfraService & Solutions Lausitz GmbH

(Deutschland) Die Sunfire SE beginnt im brandenburgischen Schwarzheide im Industriepark Lausitz am BASF-Standort mit dem Bau einer Testanlage für Hochtemperatur-Elektrolyse (SOEC). Die Technologie nutzt verfügbare Abwärme und ermöglicht dadurch eine höchst effiziente Wasserstoffproduktion. Sunfire erreicht Rekordwirkungsgrade von bis zu 89 Prozent. Angaben zu den Kosten oder der Kapazität machte das Unternehmen nicht. Erst kürzlich hatte die Thyssenkrupp Nucera AG ein SOEC-Vorhaben im thüringischen Anstadt nach langer Vorbereitungszeit gestoppt (mehr dazu).

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Next Hydrogen plant in British Columbia den Bau einer Wasserstofftankstelle, basierend auf seinen containerisierten Elektrolyseuren. © Next Hydrogen Solutions Inc.

(Kanada) Die Next Hydrogen Solutions Inc. hat das „Basic Design Engineering Package“ (BDEP) für eine geplante Tankstelle in British Columbia abgeschlossen. Das Projekt solle die Dekarbonisierung der Provinz für den Verkehrssektor unterstützen. Das Design basiere auf Next Hydrogens kommerziell eingesetzten containerisierten Elektrolyseuren. Eine finanzielle Investitionsentscheidung (FID) wird bis Ende 2026 erwartet. Der Bau könne voraussichtlich Ende 2027 / Anfang 2028 stattfinden. Der Auftraggeber wurde nicht genannt. British Columbia verfügt über große Kapazitäten an Wasserkraft für grünen Strom, investiert stark in Wasserstofftechnologien und positioniert sich insbesondere bei mittleren und schweren Fahrzeugen, bei denen Batterien Reichweiten- und Ladezeitbeschränkungen haben. Wasserstoffbetriebene Lkw werden im Lower Mainland von BC getestet, wo Güterkorridore und Wasserstoffhubs innerhalb der Provinz voranschreiten.

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Abo Energy verkauft Elektrolyseur, eine Tankstelle sowie eine Trailer-Abfüllstation in Hessen an Tyczka. © Abo Energy GmbH & Co. KGaA

(Deutschland) Die Abo Energy GmbH & Co. KGaA verkauft ein Wasserstoffprojekt im hessischen Hünfeld-Michelsrombach bei Fulda an die Tyczka Hydrogen GmbH. Die Anlage umfasst einen Elektrolyseur, eine Tankstelle sowie eine Trailer-Abfüllstation. Nach mehreren Jahren Planung und 13 Monaten Bauzeit habe Abo Energy das Projekt im Sommer 2025 in Betrieb genommen. Es wurde im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP) mit zwölf Millionen Euro durch das Bundesverkehrsministerium gefördert. Im Juli 2025 erhielt die Anlage das TÜV-Zertifikat nach dem CertifHy EU RNFBO Voluntary Scheme (Renewable Fuel of Non-Biological Origin). Seitdem produziert der fünf Megawatt leistende PEM-Elektrolyseur jährlich 450 Tonnen grünen Wasserstoff für die 350-bar-Tankstelle und die Trailer-Abfüllstation vor Ort für Brennstoffzellenbusse und Lkw. Der dafür benötigte Strom kommt aus Wind- und Solarparks.

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KBR-Zentrale in Houston, Texas. © KBR Inc.

(Marokko) Das US-amerikanisches Ingenieur- und Bauunternehmen KBR Inc. erstellt als Konsortialführer für Ornx Green Hydrogen eine Pre-Front-End Engineering Design-Studie (Pre-FEED) für ein Ammoniakprojekt in der Region Laâyoune-Sakia El Hamra in Marokko. Die zugrunde liegenden Pläne sehen eine Elektrolyseleistung von etwa 900 Megawatt für 100.000 Tonnen Wasserstoff vor sowie eine Produktionskapazität von 560.000 Tonnen Ammoniak. Das Projekt solle zum Aufbau einer wettbewerbsfähigen grünen Wasserstoffindustrie „die reichhaltigen erneuerbaren Ressourcen der Region und den strategischen Zugang zur Hafeninfrastruktur“ nutzen, so das Unternehmen, womit dann mutmaßlich auch der Export impliziert wäre. Zu dem Konsortium gehören GE Vernova, Electric Hydrogen und Terabase. Die Studie wird durch Mittel der U.S. Trade and Development Agency (USTDA) unterstützt. Ornx ist ein Konsortium aus dem US-amerikanischen Unternehmen Ortus, Acciona (Spanien) und Nordex (Deutschland). Das Joint Venture ist einer von fünf Investoren, die Marokko im März 2025 für die Entwicklung von sechs Projekten für grünen Wasserstoff und Ammoniak im Süden des Landes ausgewählt hatte.

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Gehört jetzt zur Vorwerk Group: Gaschromatograph „MGC direct“ von MeterQ mit Entnahmesonde im Wetterschutzkasten. © MeterQ

(Deutschland) Die Friedrich Vorwerk Group SE, Pipeline- und Anlagenbauer für Erdgas-, Strom- und Wasserstoffinfrastruktur, hat den Geschäftsbetrieb der Meter-Q Solutions GmbH im hessischen Friedberg übernommen. Der Standort werde als Betriebsstätte der Tochter Vorwerk Gas Technology GmbH unter der Marke „meterQ“ fortgeführt. Das 2014 gegründete Unternehmen zähle zu den wenigen in Deutschland, welche „die Gasbeschaffenheitsmessung in dieser Breite und Tiefe“ beherrsche. Es fertige und betreue stationäre und mobile Mess- und Analyseanlagen für Erdgas, Wasserstoff und Biogas nebst Speicher, Transport- und Verteilnetze. Systeme aus Friedberg seien „bei nahezu allen deutschen Netzbetreibern im Einsatz“. MeterQ habe unter anderem einen Gaschromatograph mit Entnahmesonde im Portfolio, die das nicht benötigte Messgas ohne separaten Bypass direkt in die Gasleitung zurückführe und Erdgasemissionen gegenüber herkömmlichen Prozessgaschromatographen maßgeblich reduziere. Die Expertise ergänze das Vorwerk-Know-how in der Gas- und Wasserstofftechnologie. Das Unternehmen aus Tostedt (Niedersachsen) hat in der Vorwerk Gas Technology GmbH die Bereiche Gas-, Wasserstoff- und Energietechnik gebündelt.

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Die Produktionsanlage von P2X Solutions in Harjavalta: Links die Methanisierungsanlage (Gebäude Nummer 2), davor die Methanbehälter (5). Der grüne Wasserstoff wird im Gebäude rechts (1) hergestellt. © P2X Solutions Oy

(Finnland) P2X Solutions Oy wird ab Oktober 2026 an die Schweizer Avanca Energy AG synthetisches Methan liefern. Mit der Vereinbarung sei die derzeitige Kapazität der Anlage zur Methanproduktion in Harjavalta „für die nächsten zehn Jahre ausverkauft“. Vertragspartner sind die Avanca-Töchter Avanca Renewables AG und Alternoil GmbH. Die kommerzielle Zusammenarbeit solle überdies erheblich ausgebaut und das Liefervolumen gegenüber dem Niveau von 2026 verzehnfacht werden. Das von P2X Solutions gelieferte e-Methan (e-LNG) werde für schwere Fahrzeuge über das Tankstellennetzwerk von Avanca / Alternoil bereitgestellt. Die in Niedersachsen beheimatete Alternoil GmbH betreibt Deutschlands größtes erneuerbares LNG-Verteilnetz mit 56 Tankstellen und mehr als 120 Abgabestellen. Avanca Energy und ihre Tochtergesellschaften decken den gesamten Prozess von der Produktion über Speicher bis zur Betankung ab. Erst im Juli hatten das finnische Technologieunternehmen Nordic Ren-Gas und die Avanca Group den Abschluss eines Vertrages zur Lieferung von grünem Methan im Wert von einer Milliarde Euro verkündet (mehr dazu).

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Das Projektteam beim Kick-off-Treffen: Forscher von Hereon entwickeln gemeinsam mit der Meyer Werft und der HSU einen integrierbaren Wasserstoffspeicher, der an verschiedene Schiffstypen und -größen angepasst werden kann. © Meyer Werft

(Deutschland) Forscher des Helmholtz-Zentrums Hereon entwickeln gemeinsam mit der Meyer Werft GmbH und der Helmut-Schmidt-Universität der Bundeswehr Hamburg (HSU) einen Wasserstoffspeicher für den Hafenbetrieb von Passagierschiffen. Das System soll eine emissionsfreie Energieversorgung ermöglichen, da Landstrom oft nicht flächendeckend verfügbar und mit hohen Kosten sowie erheblichem Infrastrukturaufwand für große Passagierschiffe verbunden sei. Im Mittelpunkt des H2MASS genannten Projekts stehe ein Wasserstoffspeicher auf Basis von Metallhydriden – pulverförmige Metalle, die Wasserstoffatome chemisch in ihrer Gitterstruktur einlagern. Die Speicherdichte sei dadurch deutlich höher als bei herkömmlichen Hochdrucktanks. Außerdem benötigten Metallhydride einen geringeren Druck, um den Wasserstoff einzulagern und moderate Temperaturen, um ihn wieder abzugeben. Das mache ihren Betrieb sicher und energieeffizient. Über eine Projektlaufzeit von 48 Monaten entwickeln die Partner ein schiffbaulich integrierbares Energiesystem mit einer Leistung von vier Megawatt zur Abdeckung der Hotellast im Hafenbetrieb.

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Geplante Anlage bei Victoria, Texas: Topsoe liefert Technologie für das Green Ammonia-Projekt von First Ammonia. © First Ammonia

(USA) Die dänische Topsoe A/S und First Ammonia wollen in Victoria, Texas, die Produktion von grünem Ammoniak in den Vereinigten Staaten voranbringen. Im Rahmen der Vereinbarung wird Topsoe seine Ammoniaksynthese-Technologie bereitstellen, die es ermögliche, die Produktion innerhalb von dreißig Minuten von 10 Prozent auf 100 Prozent zu steigern oder in ähnlicher Rate zu verringern, um auf Schwankungen in der fluktuierenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien reagieren zu können. Die Anlagen werde grünes Ammoniak sowohl für den internationalen als auch für den US-Markt produzieren. Der finanzielle Abschluss wird noch im Jahr 2026 erwartet, der kommerzielle Betrieb soll 2029 beginnen.

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Hystar und BHEL unterzeichnen in Neu-Delhi einen Kooperationsvertrag zur PEM-Fertigung in Indien. © Bharat Heavy Electricals Ltd.

(Indien) Die norwegische Firma Hystar A/S und das staatliche indische Ingenieurunternehmen Bharat Heavy Electricals Limited (BHEL) wollen PEM-Elektrolyseure auf Basis der Hystar-Technologie in Indien fertigen. Dies positioniere Hystar „als bevorzugten internationalen Technologiepartner für eines der führenden indischen Ingenieur- und Fertigungsunternehmen im Energie- und Infrastruktursektor“. Die Vereinbarung wurde in der Unternehmenszentrale von BHEL in Neu-Delhi unterzeichnet. Indien will im Rahmen seiner „National Green Hydrogen Mission“ und der „Make in India“-Initiative der indischen Regierung die Nachfrage nach Wasserstoff- und Elektrolysetechnologien ankurbeln und lokale Fertigungskapazitäten aufbauen.

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(Großbritannien) Die Getech Group plc bekommt von der Europäischen Kommission Fördermittel in Höhe von einer Million Euro zur Erfassung des Potenzials von natürlich vorkommendem Wasserstoff in Europa. Das Vorhaben ist auf zwölf Monate ausgelegt und wurde von der Generaldirektion Binnenmarkt, Industrie, Unternehmertum und KMU (GD GROW) der Europäischen Kommission in Auftrag gegeben. Das Projekt zielt darauf ab, eine erste umfassende Bewertung geologischer Gegebenheiten für die Ansammlung von natürlichem Wasserstoff in allen Mitgliedstaaten der Europäischen Union zu erstellen und die Machbarkeit einer kommerziellen Förderung an ausgewählten Standorten zu untersuchen. Das Unternehmen soll im Rahmen eines Konsortiums unter der Leitung der Beratungsfirma Trinomics B.V. die wesentlichen geologischen Komponenten der Studie beisteuern.

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Methan führt zu Materialversagen

Untersucht wurde, wie sich Wasserstoff auf Nickelbasis-Superlegierungen bei Temperaturen zwischen 400 und 1.000 Grad Celsius auswirkt. Das Team unter Beteiligung des Max-Planck-Instituts für Nachhaltige Materialien (MPI-SusMat) analysierte den Werkstoff und fand heraus, dass wasserstoffbedingte Schädigungen ausschließlich bei 400 Grad Celsius auftraten. „Nur bei dieser Temperatur ist die Reaktion von Wasserstoff und Kohlenstoff zu Methan thermodynamisch begünstigt.“ Oberhalb von 400 wurde keine Methanbildung beobachtet.

„Dringt Wasserstoff bei Raumtemperatur in eine Nickelbasis-Superlegierung ein, setzt er sich in der Regel an Grenzflächen und Versetzungen fest und führt zur Versprödung“, sagt Xizhen Dong, Postdoktorandin am MPI-SusMat und eine der Erstautorinnen der Studie. Bei erhöhten Temperaturen komme noch ein weiterer Effekt hinzu: „Wasserstoff dringt in die Karbide, die eigentlich für die Festigkeit des Werkstoffs verantwortlich sind, und verbindet sich dort mit Kohlenstoff.“ Das daraus resultierende Methan übe einen hohen Druck auf die Grenzflächen zwischen Karbiden und Nickelmatrix aus, was „schneller zu Materialversagen führt“, so die Wissenschaftlerin. „Um Gasturbinen mit Wasserstoff zu betreiben, müssen künftige Legierungen auf andere Festigungsmechanismen zurückgreifen.“

Bedeutsam für Gasturbinen und Flugtriebwerke

„Dieses Ergebnis ist insbesondere für Gasturbinen in der Energieerzeugung und für Flugtriebwerke von großer Bedeutung“, erklärt Mit-Autor Dierk Raabe, Direktor am MPI-SusMat. „Im Gegensatz zu stationären Dampfturbinen, die dauerhaft bei sehr hohen Temperaturen laufen, werden Gasturbinen häufig an- und abgeschaltet. Dadurch sind sie einem deutlich größeren Temperatur- und Belastungsspektrum ausgesetzt und genau in diesem Bereich kann wasserstoffbedingte Versprödung verstärkt auftreten.“

An der Studie waren die East China University of Science and Technology (China), das Max-Planck-Instituts für Nachhaltige Materialien (Deutschland) und der Hunan University (China) beteiligt.

Die Ergebnisse wurden in „Nature Materials“ veröffentlicht: „Hydrogen-induced damage in Ni-based superalloys at elevated temperatures“.

Weiteres zum Thema: Das Max-Planck-Institut für Nachhaltige Materialien hat im Februar dieses Jahres die Entwicklung eines „kostengünstigen und leistungsstarken“ rostfreien Stahls für die Wasserstoffwirtschaft (4,15 Dollar pro Kilogramm) verkündet. Die Implementierung kleiner Mengen von Nickel, Mangan und Kupfer führe zu „extrem niedrigen Wasserstoffdiffusionskoeffizienten“. Dies verhindere „effektiv die Wasserstoffdiffusion“ und vermeide wasserstoffinduzierte Schäden. Die Ergebnisse wurden unter dem Titel „Segregation passivation makes cost-effective stainless less resistant to corrosion and hydrogen embrittlement“ in Science Advances 12 (2026) publiziert.

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Wissenschaftlerin Xizhen Dong analysiert, wie Wasserstoff sich auf Nickelbasis-Superlegierungen, dem Werkstoff für Turbinenschaufeln, bei erhöhten Temperaturen auswirkt. © Max-Planck-Institut für Nachhaltige Materialien GmbH

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Vollautomatische Assemblierung von Einzelkomponenten zu Hochtemperaturelektrolyseuren und Hochtemperaturbrennstoffzellen. © Fraunhofer IKTS

Geplant war, eine Serienfertigung für Wasserstoff-Technologie. Der Standort Arnstadt in Thüringen schien nahezu sicher. Dort betreibt Thyssenkrupp Nucera bereits seit Mai 2025 gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut für Keramische Technologien und Systeme (IKTS) eine Pilotfertigung für die Hochtemperatur-Stacks mit einer Kapazität von acht Megawatt (mehr dazu). Das Institut hatte die Grundlagen für die SOEC-Technologie erarbeitet. Die Serienproduktion war ab 2029 geplant.

„Der verzögerte Hochlauf insbesondere bei der Hochtemperaturelektrolyse und die damit verbundenen unsicheren Investitionsbedingungen für Projektentwickler haben die erwartete Nachfrage deutlich beeinträchtigt und damit die wirtschaftlichen Perspektiven für eine Kommerzialisierung im ursprünglich geplanten Umfang verändert.“ Thyssenkrupp Nucera konzentriere sich „künftig auf das Chlor-Alkali-Geschäft, die industriell verfügbare alkalische Wasserelektrolyse (AWE) sowie demnächst die Hochdruck-Wasserelektrolyse“. 

Noch im Januar gab es 900.000 Euro Fördermittel

Das Aus für Arnstadt kommuniziert der Konzern eher beiläufig in seinem Bericht zum dritten Geschäftsquartal 2025/2026, das am 31. Juli endete. Dabei hatte das Unternehmen nach Informationen des Mitteldeutschen Rundfunks noch gut ein halbes Jahr zuvor, im Januar dieses Jahres, vom thüringischen Wirtschaftsministerium Fördermittel in Höhe von 900.000 Euro erhalten. Ende 2024 konnte sich Thyssenkrupp Nucera sogar über EU Fördermittel in Höhe von 36 Millionen Euro zur Errichtung der 300-Megawatt-Produktionsanlage freuen, was seinerzeit überschwänglich und mit vielen Absichtserklärungen verkündet wurde (mehr dazu).

Kommentar Fast möchte man sagen: ein Klassiker. Wieder kassiert ein Konzern Steuergelder, verursacht der öffentlichen Hand hohen bürokratischen Aufwand und Verwaltungskosten, um letztlich festzustellen, dass man die Mittel gar nicht gebraucht hätte, weil der Plan nicht umgesetzt wird. Ähnliches tat vor zwei Jahren der Stahlkonzern ArcelorMittal S.A. in Bremen und Brandenburg, um nur ein weiteres Beispiel zu nennen (mehr dazu). Während die Regierung am unteren gesellschaftlichen Rand bei den Schwächsten staatliche Zuwendungen weiter kappt, können die Stärksten gleichsam bedingungslose Grundeinkommen einsammeln, weil die Mittel an keine langfristigen Erfolge geknüpft werden. Die Fördermittelgeber müssen Unternehmen für solche Fehlleistungen endlich zur Kasse bitten. Vielleicht verringern sich dann diese Fälle, in denen man fast glauben möchte, dass die Mitnahme von Geldern zum Geschäftsmodell gehört – und nicht allein auf dem Planungsversagen der Vorstände beruht. Andreas Lohse, Chefredakteur

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Die Dortmunder Thyssenkrupp Nucera AG kassiert Fördermittel für ein Vorhaben in Arnstadt, das nun gestrichen wurde. © Thyssenkrupp Nucera AG & Co. KGaA

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Teambuilding: Verleihung der FIA-Trophäe „Land Speed Record Certificate“ nach der Rekordfahrt. © FIA

Der JCB Hydromax wurde von dem 64-jährigen Oberstleutnant der britischen Luftwaffe Andy Green gefahren. Die FIA-Vorschriften verlangen, dass er zwei Läufe – je einen in jede Richtung – über eine Strecke von einer Meile absolvieren musste, um daraus die Durchschnittsgeschwindigkeit zu ermitteln. Der bisherige von der FIA anerkannten Rekord mit einem Wasserstoff-Verbrennungsmotor lag bei 298,5 Stundenkilometern, den ein BMW H2R im Jahr 2004 aufstellte. Mit der neuen Weltbestmarke meldet sich auch J.C. Bamford Excavators Ltd. (JCB) zurück. Zuletzt hatte der britische Hersteller von Bau-, Industrie- und Landmaschinen 2006 in Bonneville mit dem ebenfalls von Green gefahrenen „Dieselmax“ den FIA-Dieselgeschwindigkeitsrekord von 563 Stundenkilometer (350 mph) aufgestellt. 

Roger Banowetz (links), Präsident der FIA Land Speed Records Commission, überreicht dem JCB-Vorsitzenden Lord Anthony Bamford (Mitte) im Beisein des „Hydromax“-Fahrers Andy Green das Zertifikat für einen neuen Weltgeschwindigkeitsrekord mit einem wasserstoffbetriebenen Fahrzeug. © FIA

Andy Green ist nicht nur der Fahrer des bisher schnellsten Wasserstofffahrzeugs. Er hält bereits den Titel als „schnellster Mensch der Erde“, nachdem er 1997 mit dem strahlgetriebenen Fahrzeug „ThrustSSC“ in der Wüste von Nevada mit 1.227,9 Stundenkilometer die Schallmauer auf Land durchbrach. 

Die FIA „World Land Speed Records“ im Motorsport reichen bis in die 1920-Jahre zurück. Sie sind im FIA-Archiv im französischen Valleiry dokumentiert. „Motorsport war schon immer ein Katalysator für den technologischen Fortschritt und hat die Grenzen des Möglichen ausgereizt“, sagt FIA-Präsident Mohammed Ben Sulayem: „Dieser neue Landgeschwindigkeitsrekord zeigt das Potenzial der Wasserstoffverbrennung für die Zukunft nachhaltiger Mobilität.“

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Das von JBC konstruierte Fahrzeug „Hydromax“ mit Wasserstoff-Verbrennungsmotor erreichte auf dem Salzsee bei Bonneville in Utah eine Weltrekordgeschwindigkeit von rund 654 Stundenkilometern. © FIA

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Als Blaupause reproduzierbar

Das System sei auf „dynamischen Betrieb“ mit einer Reaktionszeit von unter 50 Millisekunden für die Laststeuerung nach erneuerbarer Energie ausgelegt. Die Technologie ersetze teure Edelmetalle in PEM-Elektrolyseuren durch kostengünstige Materialien wie Stahl und Nickel. Dadurch könnten die Investitionen (CAPEX, Capital Expenditures) um bis zu 65 Prozent sinken. Überdies sei es als Blaupause reproduzierbar, was Installationen künftig beschleunige.

P2H2 erwartet bereits im ersten Betriebsjahr kommerzielle Erlöse. Der wichtigste Abnehmer sei anfangs Holthausen Clean Technology, ein regionaler Anbieter von Industriegasen und wasserstoffbetriebenen Lkw. Das Projekt werde die kommerzielle Wasserstoffnachfrage in der Region sowohl im Mobilitäts- als auch im Industriebereich unterstützen. 

P2H2-CEO Paul Matter: „Erneuerbarer Wasserstoff entwickelt sich von Pilotprojekten zur Infrastruktur.“ © Power to Hydrogen Inc.

„Erneuerbarer Wasserstoff entwickelt sich von Pilotprojekten zur Infrastruktur, und die Gewinner werden die Unternehmen sein, die im industriellen Maßstab fertigen und liefern können“, sagte Paul Matter, CEO von Power to Hydrogen. Das Projekt am Hafen Antwerpen-Brügge beruhe auf dem von Versorgungsunternehmen getragenen Innovationsprogramm „Free Electrons“. Träger sind unter anderem American Electric Power (AEP), EDP, Eon, ESB, Origin Energy und CLP, von denen mehrere inzwischen Investoren von Power to Hydrogen sind. Ursprünglich hatte die Installation bereits Ende 2024 beginnen sollen, wie die Hafenverwaltung und P2H2 im April 2024 verkündeten.

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Power to Hydrogen liefert und installiert AEM-Elektrolyseure im Industriemaßstab am Hafen Antwerpen-Brügge. © Power to Hydrogen Inc.

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Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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Gelbpigment-Produktion von Lanxess in Krefeld. © Lanxess Deutschland GmbH

(Deutschland) Der Spezialchemie-Konzern Lanxess Deutschland GmbH nutzt am Standort Krefeld-Uerdingen künftig Wasserstoff anstelle von Erdgas für die Trocknung von Eisenoxidpigmenten. Der Sprühtrockner sei „eine der ersten großtechnischen Industrieanlagen in Deutschland“, die Wasserstoff im Dauerbetrieb als Brennstoff einsetze, so das Unternehmen, das damit seinen CO2-Fußabdruck um rund 6.000 Tonnen pro Jahr reduziere. Der Wasserstoff sei ein Nebenprodukt der Chlorelektrolyse im benachbarten Betrieb des Werkstoffherstellers Covestro AG, hervorgegangen aus der ehemaligen Kunststoffsparte der Bayer AG, und gelange über eine Pipeline direkt zu Lanxess. Lanxess hatte den Wasserstoffbrenner Ende 2025 installiert und seitdem schrittweise in Betrieb genommen. Die Anlage sei so ausgelegt, dass sie vollständig mit Wasserstoff betrieben werden könne. Die technische Anbindung umfasse angepasste Brenner- und Messregeltechnik sowie zusätzliche Sicherheits- und Steuerungssysteme. Lanxess gehört mit seinem Geschäftsbereich Inorganic Pigments zu den weltweit führenden Herstellern anorganischer Farbpigmente, etwa für die Bauindustrie, für Farben und Lacke, für Kunststoffe sowie für verschiedene Spezialanwendungen.

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SHARP-Pilotanlage von Sparc Hydrogen in Roseworthy, South Australia. © Sparc Hydrogen Pty. Ltd.

(Australien) Sparc Hydrogen Pty Ltd. und der US-amerikanische Entwickler solarbetriebener Systeme zur Produktion von grünem Wasserstoff Sun Hydrogen Inc. wollen in einer Pilotanlage die Herstellung von Wasserstoff erproben. Ziel ist es, die technische und wirtschaftliche Machbarkeit der Integration der photoelektrochemischen (PEC) und integrierten PV-Elektrolyse-Module (IPV-E) von Sun Hydrogen in die unter konzentriertem Sonnenlicht betriebenen Reaktoren von Sparc Hydrogen zu bewerten. Die Zusammenarbeit über einen Zeitraum von 24 Monaten umfasse zunächst Labortests, anschließend erfolgten Tests unter realen Bedingungen in Roseworthy (South Australia). Vorbehaltlich des erfolgreichen Abschlusses erhalte Sparc Hydrogen eine befristete Option, entweder einen langfristigen kommerziellen Liefervertrag oder eine Herstellungslizenz für die Module von Sun Hydrogen zur Integration in seine Reaktoren auszuhandeln. Der Unterzeichnung gingen Tests voraus, bei denen Sparc Hydrogen mittels aus Sonnenlicht produzierter Wasserstoff Wirkungsgrade von mehr als zehn Prozent erzielt hatte. Sparc Hydrogen ist ein Joint Venture von Sparc Technologies, Fortescue Ltd und der Adelaide University.

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Anlieferung der Rohrbrückenmodule in Lingen. © BP Europa SE

(Deutschland) Am BP-Standort in Lingen sind die vormontierten Rohrbrückenmodule per Schiff aus Spanien angekommen. Sie werden künftig im Projekt „Lingen Green Hydrogen“ verschiedene Bereiche und Anlagenteile des 100-Megawatt-Elektrolyseurs miteinander verbinden. Sie sind rund 30 Meter lang und wiegen 100 Tonnen pro Modul. Mit der Anlieferung beginne „eine besonders sichtbare Phase der Bauarbeiten“ so der Konzern. In den kommenden Monaten würden weitere Großkomponenten angeliefert, montiert und mithilfe von Schwerlastkränen installiert. Aktuell werden auf dem 34.000 Quadratmeter großen Baufeld Gebäude und Infrastrukturen errichtet. In der zweiten Hälfte des kommenden Jahres wolle man erstmals grünen Wasserstoff in Lingen produzieren. Die Kapazität liege bei 11.000 Tonnen pro Jahr.

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Grafische Darstellung einer GenH2-Wasserstoffverflüssigungsanlage. © GenH2 Corp.

(USA) Die University of Illinois Urbana-Champaign und die GenH2 Corp. wollen die Forschung im Bereich flüssiger Wasserstoff für die Luftfahrt vorantreiben. Dazu werde GenH2 einen Wasserstoffverflüssiger bereitstellen, um Speicher-, Transport- und Antriebstechnologien für emissionsfreie Flugzeuge zu testen. Die Weiterentwicklung kryogener Kraftstoffsystemtechnologien zur Dekarbonisierung der Luftfahrt ist ein Schwerpunkt des „Center for Sustainable Aviation“ an der Universität. Doch hätten die Wissenschaftler – ebenso wie viele andere Universitäten – nur begrenzt Zugang zu flüssigem Wasserstoff und den Möglichkeiten, diesen zu lagern, was den Forschungsfortschritt behindere. Die Münchener Path2 Hydrogen AG hatte den US-Anbieter von Wasserstoff-Infrastrukturlösungen GenH2 Anfang 2025 gekauft. Die University of Illinois Urbana-Champaign ist der Hauptcampus der staatlichen Universität des Bundesstaates. Der Fachbereich Luft- und Raumfahrttechnik ist international führend in den Bereichen Luft- und Raumfahrtwissenschaften und -technik. 

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(Deutschland) Die Bundesregierung unterstützt über die Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) die Entwicklung von Grundlagen für die Zertifizierung von grünem Wasserstoff in Kolumbien. Zu den Partnern gehören insbesondere das kolumbianische Ministerium für Bergbau und Energie, das Umweltministerium sowie der Netzbetreiber XM, heißt es in der Antwort (21/7218) auf eine Kleine Anfrage der Linksfraktion. Darüber hinaus würden weitere öffentliche und private Akteure des Wasserstoffsektors einbezogen. Die GIZ unterstütze die Entwicklung von Zertifizierungsansätzen insbesondere durch technische Beratung, Studien und Schulungen. Dabei würden neben Umweltaspekten auch soziale Standards berücksichtigt. Dazu zählten Anforderungen in den Bereichen Arbeits- und Beschäftigungsbedingungen, Beteiligung und Information betroffener Interessengruppen, Schutz indigener Gemeinschaften, Umgang mit Umsiedlungen sowie soziale Folgenabschätzungen.

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EU genehmigt niederländische Beihilferegelung von 780 Millionen Euro für Wasserstoffvorhaben. © EU-Kommission

(Niederlande) Die Europäische Kommission hat Mittel in Höhe von 780 Millionen Euro der niederländischen Regierung zur Förderung der Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff genehmigt. Die Beihilfe wird im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens gewährt, das bis zum ersten Quartal 2027 abgeschlossen sein soll. Sie sieht einen Investitionszuschuss von bis zu 80 Prozent der Investitionskosten vor, kombiniert mit einer variablen Prämie über einen Zeitraum von fünf bis zehn Jahren. Die Niederlande gehen davon aus, dass im Rahmen der Regelung rund 400 Megawatt Elektrolyseleistung gebaut werden und Anreize für die Produktion von bis zu 40 Kilotonnen erneuerbarem Wasserstoff pro Jahr schaffen. Bereits im Juli 2023 und Juli 2024 hatte die EU Regelungen genehmigt, die darauf abzielten, den Ausbau der Elektrolysekapazität in den Niederlanden zu unterstützen.

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Der Campus des Forschungszentrums in Jülich umfasst 1,7 Quadratkilometer. © Forschungszentrum Jülich GmbH

(Deutschland) Die Forschungszentrum Jülich GmbH („Projektträger Jülich“, PTJ) wird für das Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt (BMFTR) weiterhin die Projektförderungen der Sparte Energie- und Wasserstoffforschung betreuen. Der Auftrag wurde nach Unternehmensangaben seitens der Bundesregierung jüngst erneuert. Dies umfasse auch die Agenda der Nationalen Wasserstoffstrategie. Der PTJ begleitet den gesamten Förderprozess von der Ausgestaltung von Förderbekanntmachungen über die Beratung von Förderinteressierten sowie die Betreuung der Vorhaben bis hin zur Erfolgskontrolle. Darüber hinaus unterstütze man das BMFTR mit wissenschaftlichem Monitoring, strategischer Beratung und Wissenschaftskommunikation.

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iStock / © Danil Melekhin

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