Katalyselösungen mit lumineszierendem Ruthenium-Farbstoff, die im Reaktor mit sichtbarem Licht bestrahlt werden. © Elvira Eberhardt / Uni Ulm

Als Material zur temporären Energie- beziehungsweise Elektronenspeicherung werde ein wasserlösliches, redox-aktives Copolymer eingesetzt. „Copolymere sind Makromoleküle, die aus unterschiedlichen organischen Bausteinen bestehen.“ Sie bildeten ein stabiles Gerüst und würden mit funktionellen Einheiten ausgerüstet, die bestimmte chemisch-physikalische Eigenschaften mitbringen – in diesem Fall eine starke Redox-Aktivität, so die Forscher. „Redox-Aktivität“ ist die Fähigkeit einer chemischen Substanz, Elektronen aufzunehmen (Reduktion) oder abzugeben (Oxidation) und somit eine Reduktons/Oxidations-Reaktionen (Redoxreaktionen) hervorzurufen.

Das System erreiche eine Ladeeffizienz von über 80 Prozent und halte diesen Zustand mehrere Tage lang. „Bei Bedarf rufen wir die chemische Energie in Form von Wasserstoff wieder ab. Dafür werden die gespeicherten Elektronen gezielt wieder genutzt“, so Ulrich Schubert, Leiter des Instituts für Organische Chemie und Makromolekulare Chemie der Friedrich-Schiller-Universität Jena. 

Wasserstoff „On Demand“

Durch Zugabe einer Säure und eines Katalysators würden die im Polymer gespeicherten Elektronen mit Protonen kombiniert – mit diesem Verfahren entstehe Wasserstoff gleichsam „On Demand“. Der Wirkungsgrad sei mit 72 Prozent „erstaunlich hoch“. Dieser Prozess funktioniere auch im Dunkeln, sei also unabhängig davon, ob die Sonne scheine.

Werde die Lösung anschließend neutralisiert, könne das System erneut „belichtet und aufgeladen“ werden. Die Polymer-basierten Redoxreaktionen seien reversibel und ermöglichten mehrere Lade-, Lager- und Katalyse-Zyklen. „Für ein Reset des Systems muss einfach der pH-Wert des Systems verändert werden“, erläutern die beiden Erstautoren der Studie Marco Hartkorn (Uni Ulm) und Robin Kampes (FSU Jena). Mit der Entladung in Gegenwart der Säure komme es zu einem Farbumschlag von violett zu gelb. Werde die „Batterie“ danach wieder mittels Licht beladen, werde das Gelb zu Violett und die Batterie sei wieder „scharf“ geschaltet.

Auch für industrielle Prozesse geeignet

Die Forscher sind davon überzeugt, dass solche Methoden zur „On Demand“-Wasserstoffentwicklung auch für energieintensive industrielle Prozesse genutzt werden könnten – beispielsweise für die klimaneutrale Stahlproduktion, die auf eine verlässliche Versorgung mit grünem Wasserstoff angewiesen sei. „Die Ergebnisse eröffnen neue Perspektiven für kostengünstige, skalierbare solare Speichertechnologien – und liefern einen wichtigen Baustein auf dem Weg zu einer nachhaltigen, chemisch basierten Energiewirtschaft“, sagt Ulrich Schubert. 

Das Projekt ist Teil von „CataLight“ (Lichtgetriebene molekulare Katalysatoren in hierarchisch strukturierten Materialien – Synthese und mechanistische Studien). Die Universitäten widmen sich innovativen und nachhaltigen Methoden der Photokatalyse. Dabei gehe es zentral um die Umwandlung von Sonnenenergie in chemische Energie beziehungsweise um die Herstellung von grünem Wasserstoff aus Sonnenlicht. Projektpartner sind die Universität Wien, das Max-Planck-Institut für Polymerforschung in Mainz sowie das Leibniz-Institut für Photonische Technologien e. V. in Jena. 

Die Ergebnisse „A water-soluble copolymer for storage and electron conversion in photocatalytic on-demand hydrogen evolution“ sind im Magazin „Nature Communications“ Volume 17“ veröffentlicht.

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Probenröhrchen mit lichtaktiver Substanz. © Elvira Eberhardt / Uni Ulm

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Produktionsprozess vereinfacht 

DME werde als Treibgas in Deodorants, aber auch als Lösungs- und Kühlmittel eingesetzt. Die Herstellung erfolge aktuell über ein aufwändiges und energieintensives Verfahren, was die Gesamteffizienz der Umwandlung von erneuerbarer Energie in DME reduziere. Die Wasserstoffspeicherkapazität von DME liege 47 Prozent höher als bei dem bisher meistens verwendeten Ammoniak. Es sei damit „ein idealer Kandidat für den Import“, sagt Elias Frei, Bereichsleiter Wasserstoff am Fraunhofer ISE.

Die Wissenschaftler haben in ihrem neu entwickelten „INDIGO“ genannten Verfahren „den Produktionsprozess enorm vereinfacht“. Dies steigere die Effizienz und senke die Kosten gegenüber dem konventionellen DME-Syntheseverfahren um mehr als ein Viertel. Der Energiebedarf sei geringer und als energiearmes Verfahren sei es insbesondere für abgelegene Regionen geeignet. Im Importland könne DME dann zu Wasserstoff zurückgespalten werden. 

DME-Produktion in Chile geplant

Das Forschungsprojekt Power-to-MEDME will mit Hilfe des neuen Verfahrens die Ressourcen Chiles für die Produktion CO2-neutraler Energieträger erschließen. Großes Potenzial für den Aufbau einer großskaligen Produktion grüner Wasserstoffderivaten weise die Region Antofagasta im Norden des Landes auf, die heute bereits so hohe Überschüsse an Solarstrom (aus Photovoltaik und konzentrierender Solarthermie) produziert, dass dessen Netzeinspeisung gedrosselt werden muss. 

Das Institut wolle nun gemeinsam mit der Industrie neue DME-Anwendungen und Marktentwicklungen vorantreiben, die durch die aktuellen Forschungsergebnisse ermöglicht würden. „Der nächste Schritt ist die Errichtung einer Pilotanlage zur Produktion von grünem Methanol und DME im Megawatt-Bereich“, so die ISE-Wissenschaftler.

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Die Region Antofagasta im Norden Chiles produziert hohe Überschüsse an Solarstrom – etwa mittels konzentrierender Solarthermie. Damit ergibt sich dort ein hohes Potenzial für den Aufbau einer großskaligen Produktion grüner Wasserstoffderivaten. © Fraunhofer CSET

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Bis Juli 2025 wurden 731 Brennstoffzellenprojekte von der EU gefördert. Hochtemperatur-Brennstoffzellen haben den größten Anteil, gefolgt von der Polymerelektrolyt-Technologie. 257 Projekte ließen sich keiner spezifischen Kategorie zuordnen. Es handele sich laut ISI häufig um groß angelegte Vorhaben, die meist Teil einer übergeordneten Wertschöpfungskette seien; etwa in „Hydrogen Valleys“ mit Pilotregionen, die eine vollständig auf Wasserstoff basierte Infrastruktur erproben. © Fraunhofer ISI / Screenshot aus dem Monitoringbericht

Dafür wurden den Angaben zufolge Datensätze aus deutschen und europäischen Förderportalen, internationalen Patentdatenbanken und bibliografischen Datenbanken strukturiert, klassifiziert und differenziert nach drei Technologiekategorien ausgewertet: Polymerelektrolyt-Brennstoffzellen, die häufig bei mobilen Anwendungen eingesetzt werden, Hochtemperatur-Brennstoffzellen für stationäre Energieversorgung und Kraft-Wärme-Kopplung sowie alternative Brennstoffzellen, darunter alkalische und Direktalkohol-Varianten. Die Untersuchung zeige, so die Autoren, dass es in Deutschland und Europa seit Jahrzehnten eine kontinuierliche Förderung der Erforschung und Entwicklung von Brennstoffzellen gebe. Zwischen 1969 und 2024 seien hierzulande knapp 800 einschlägige Projekte mit einem Fördervolumen in Milliardenhöhe unterstützt worden; etwa 730 Projekte bis Mitte 2025 auch mit EU-Mitteln.

Förderung für Brennstoffzellenforschung steigt

Ab dem Jahr 2000 habe es in Deutschland mit zeitweise über 180 Millionen Euro pro Jahr eine deutliche Zunahme staatlicher Investitionen gegeben. Auf europäischer Ebene stiegen die jährlichen Fördersummen von fünf Millionen auf nahezu 200 Millionen Euro im Jahr 2024. Deutschland, Frankreich und Italien zählen dabei zu den führenden Empfängerländern.

Bosch, Siemens und das Forschungszentrum Jülich zählen weltweit zu den aktivsten Patentanmeldern. Foto: Serienfertigung des Brennstoffzellen-Antriebssystems im Bosch-Werk Stuttgart-Feuerbach. © Robert Bosch GmbH

„Die Förderpolitik der letzten Dekaden hat entscheidend dazu beigetragen, dass Deutschland heute zu den führenden Innovationsstandorten im Bereich der Brennstoffzellen zählt“, sagt Projektleiter Henning Döscher: „Sowohl Grundlagenforschung als auch industrielle Anwendungsentwicklung werden gezielt gefördert“ – womit sich „starke Netzwerke zwischen Wissenschaft und Wirtschaft herausgebildet haben“.

Während China und die USA weltweit die höchsten Publikationszahlen verzeichneten, liege Deutschland hier auf Rang 5. Bei den Patentanmeldungen belege Deutschland Rang 3 hinter Japan und den USA. Für die Studie wurden mehr als 150.000 wissenschaftliche Publikationen und 32.000 transnationale Patente zu Brennstoffzellen ausgewertet.

Viele Patente deutscher Unternehmen

Besonders stark seien deutsche Akteure im Bereich der Polymerelektrolyt- und Hochtemperatur-Brennstoffzellen. Zu den aktivsten Patentanmeldern zählten neben internationalen Konzernen wie Toyota und Panasonic auch deutsche Unternehmen wie Bosch, Siemens und das Forschungszentrum Jülich.

Das Monitoring umfasst darüber hinaus eine Meta-Studie, in der 45 internationale Marktstudien ausgewertet wurden und auf einen hohen Unsicherheitsfaktor bei den Prognosen für den globalen Brennstoffzellenmarkt hindeuten: „Für 2030 reichen die Umsatzschätzungen von 2 bis 117 Milliarden Dollar“, so die Autoren.

Trotz dieser großen Bandbreite zeichneten sich klare Trends ab: In der Meta-Studie dominieren Polymerelektrolyt-Brennstoffzellen mit über 60 Prozent Marktanteil, Hochtemperatur-Brennstoffzellen erreichen rund 35 Prozent. Der Brennstoffzellenmarkt befinde sich in einer frühen Entwicklungsphase, sagt Sven Altvater, wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fraunhofer ISI und Mitautor der Studie: „Öffentliche Fördermaßnahmen, industriepolitische Strategien und technologische Durchbrüche werden in den nächsten Jahren entscheidend bestimmen, wie schnell der Markt reifen und sich etablieren wird.“

Die Ergebnisse von „H2GO – Nationaler Aktionsplan Brennstoffzellen-Produktion – Ergebnisse 2025“ findet man auf der Website des Fraunhofer ISI.

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Vollautomatische Assemblierung von Einzelkomponenten von Hochtemperaturelektrolyseuren und Hochtemperatur-Brennstoffzellen: Thyssenkrupp Nucera und das Fraunhofer-Institut für Keramische Technologien und Systeme IKTS arbeiteten gemeinsam daran, die Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) zur Marktreife voranzutreiben. © Fraunhofer IKTS

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Das Testfeld ist modular aufgebaut, alle Teile der Anlage sind auf dem Innovationscampus des E2U Empfinger Entwicklungszentrum für Umwelttechnologie in Containern untergebracht. © DLR (CC BY-NC-ND 3.0)

„Das ist ein wichtiger Meilenstein beim Aufbau und bei der Inbetriebnahme des Testfelds und der ersten Generation des Brennstoffzellen-Testsystems“, sagt Projektleiterin Cornelie Bänsch. Bisher seien Systeme dieser Leistungsklasse nicht auf dem Markt erhältlich. Die technische Herausforderung liege darin, „alle Komponenten so zu entwickeln und zusammenzubringen, dass sie stabil mit einer hohen Leistung von einem Megawatt und mehr laufen“.

Dazu koppeln die Wissenschaftler zwölf Brennstoffzellen-Module, bestehend aus jeweils mehr als 400 einzelnen Brennstoffzellen. „Alle Module tauschen Informationen aus und interagieren“, so das DLR. Mit ausgefeilten Betriebsstrategien wolle man schrittweise das Testsystem immer länger stabil betreiben und die Leistung noch weiter über ein Megawatt steigern. „Sobald das funktioniert, fahren wir auch dynamische Profile“, mithin unter Bedingungen, wie sie in praktischen Anwendungen vorkommen: Betrieb bei unterschiedlichen, hohen Leistungen für unterschiedlich lange Zeiträume.

Stärkung der Hightech-Industrie

Der Grundstein für BALIS wurde im Oktober 2021 gelegt, die Inbetriebnahme erfolgte drei Jahre später im Oktober 2024. © DLR

Alle Teile der im Oktober vergangenen Jahres auf dem Innovationscampus des E2U Empfinger Entwicklungszentrum für Umwelttechnologie eröffneten Anlage sind in Containern untergebracht (wir berichteten). Die im BALIS entwickelten Brennstoffzellensysteme könnten zukünftig etwa Schiffe antreiben, im Schwerlastverkehr auf der Straße oder in der Luftfahrt eingesetzt werden. Bei Nutzung grünen Wasserstoffs trage die klima- und umweltverträgliche Technologie dazu bei, „unabhängiger von fossilen Rohstoffen zu werden und die Innovationsstärke und Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie im Hightech-Bereich zu stärken“.

Für die nächsten Jahre ist BALIS mit Forschungsvorhaben bereits ausgelastet. Zu den Kooperationspartnern gehören unter anderem die DLR-Ausgründung H2Fly, der Brennstoffzellenhersteller Power Cell, der Spezialist für elektrische Antriebe Compact Dynamics sowie der Hersteller von technischen Gasen Air Liquide. Aus dem Luftfahrtsektor arbeite das DLR unter anderem mit den Firmen Diehl Aerospace, GE Aerospace und Deutsche Aircraft zusammen, Systempartner ist das Unternehmen AVL.

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Das DLR meldet erste Entwicklungserfolge: Im BALIS-Testfeld erforschen die Wissenschaftler Brennstoffzellentechnologien von einzelnen Komponenten bis hin zu kompletten Antriebssträngen. © DLR (CC BY-NC-ND 3.0)

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Empa-Forscher Gustav Nyström mit der Pilzbatterie, die von einer Bienenwachskapsel umschlossen ist. © Empa

Lebewesen wandeln Nährstoffe in Energie um – so auch Mikroorganismen. „Mikrobielle Brennstoffzellen“ machten sich nach Angaben des Empa-Labors „Cellulose and Wood Materials“ diesen Stoffwechsel zunutze und greifen einen Teil der Energie als Strom ab. „Bisher wurden sie meist mit Bakterien betrieben. Wir haben erstmals zwei Pilzarten zu einer funktionierenden Brennstoffzelle kombiniert“, sagt Empa-Forscherin Carolina Reyes. Die Stoffwechsel der Pilze – näher mit Tieren als mit Pflanzen verwandt – ergänzten sich: „Auf der Anodenseite befindet sich ein Hefepilz, dessen Metabolismus Elektronen freisetzt.“ Die Kathode sei von dem Weißfäulepilz „Samtige Tramete“ besiedelt. „Dieser produziere ein besonderes Enzym, dank dem die Elektronen eingefangen und aus der Zelle geleitet werden könnten.“

Empa-Forscherin Carolina Reyes: „Wir haben zwei Pilzarten zu einer funktionierenden Brennstoffzelle kombiniert.“ © Empa

Die Komponenten der Pilzbatterie stelle man mittels 3D-Druck her. Die Pilze würden also „nicht in die Batterie gepflanzt“, sondern seien „von Anfang an ein integraler Bestandteil der Zelle“. Das erlaube es den Forschern, die Elektroden so zu strukturieren, dass die Mikroorganismen möglichst einfach an die Nährstoffe kämen. Dafür würden die Pilzzellen unter die Drucktinte gemischt. „Es ist anspruchsvoll genug, ein Material zu finden, in dem die Pilze gut wachsen“, sagt Laborleiter Gustav Nyström. „Die Tinte muss sich dann aber auch gut extrudieren lassen, ohne dass die Pilzzellen dabei sterben – und natürlich sollte sie noch elektrisch leitfähig und biologisch abbaubar sein.“ Die Wissenschaftler haben nun eigenen Angaben zufolge eine passende Tinte auf Basis von Cellulose hergestellt. Die Pilzzellen könnten die Cellulose sogar als Nährstoffquelle nutzen und helfen, die Zelle nach ihrem Einsatz abzubauen. „Ihre bevorzugte Nahrung besteht allerdings aus einfachen Zuckermolekülen. Man kann die Pilzbatterien in einem getrockneten Zustand aufbewahren und am Einsatzort einfach durch die Zugabe von Wasser und Nährstoffen aktivieren“, sagt Reyes.

Das dreijährige Forschungsprojekt vereint Mikrobiologie, Materialwissenschaft und Elektrotechnik und wurde im Rahmen des Förderprogramms „Microbials“ von der Schweizer Gebert Rüf Stiftung unterstützt. Nächstes Ziel: die Pilzbatterie leistungsfähiger und langlebiger machen – und weitere Pilzarten suchen, die sich als Stromlieferanten eignen.

Die wissenschaftliche Publikation gibt es auf Englisch als PDF.

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Pilzelektrode aus dem 3D-Drucker. © Empa

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Im Frühjahr 2021 wurden 160 Stahlrohre in eine vorhandene Bohrung im Salzstock unter Rüdersdorf bis in 1.000 Meter Tiefe verbaut und einzementiert. © EWE AG / Andreas Prinz

Der Reinheitsgrad des Wasserstoffs durch die Speicherung in einer neu errichteten Kaverne habe sich nur minimal verändert. Jedoch seien die Dichtheitsanforderungen an einen Wasserstoffspeicher durch die Fließ-Eigenschaften des Energieträgers höher als die Anforderungen an Erdgasspeicher, weil Wasserstoff aus kleineren Molekülen als Erdgas besteht. Insgesamt, so ein Fazit des Unternehmens, sei die Wasserstoffspeicherung erprobt, sie funktioniere und könne auf großtechnische Kavernen angewandt werden.

Übertragung auf Kavernen mit großem Volumen

Daher übertrage EWE nun die Erkenntnisse aus dem Bau und dem Betrieb der 500 Kubikmeter fassenden Testkaverne auf Kavernen mit dem 1.000-fachen Volumen. „Unser Ziel ist es, großtechnische Kavernen zu etablieren“, sagt der EWE-Vorstandsvorsitzende Stefan Dohler. Allein EWE verfüge mit 37 Salzkavernen über 15 Prozent aller deutschen Kavernenspeicher, die sich zur Speicherung von Wasserstoff eigneten. Damit sei grüner Wasserstoff „in großen Mengen bedarfsgerecht nutzbar“.

Das verbaute Rohr-in-Rohr-System ermöglicht es EWE, das innere Rohr für spätere Materialtests auszubauen und nutzen zu können. © EWE AG / Andreas Prinz

Seit dem Start des Forschungsvorhabens HyCAVmobil im Jahr 2019 habe es auch Probleme gegeben, und es mussten Projektschritte angepasst werden. Erster wichtiger Meilenstein sei der Nachweis gewesen, „dass die Kavernenbohrung bis auf 1.000 Meter Tiefe dicht ist“, sagte Ralf Riekenberg vom EWE-Wasserstoff-Team in Rüdersdorf. Zwar gab es „mit der Zementation zwischen dem Gebirge und der Stahl-Verrohrung unerwartete und wasserstoffspezifische Herausforderungen“. Diese hätten behoben werden können. Mit der späteren Einlagerung von Wasserstoff und dem Betriebsstart der Speicheranlage habe EWE anschließend Erfahrungen für die Ein- und Ausspeicherung von Wasserstoff mit unterschiedlichen Drücken gesammelt.

DLR-Mitarbeiter untersuchen im Labor die Beständigkeit des Stahls in der Wasserstoffkaverne. © DLR

Das DLR habe in Oldenburg ein neues Labor zur Bestimmung der Reinheit des Wasserstoffs eingerichtet. Die Qualität des ausgespeicherten Wasserstoffs sei vor allem für die Nutzung in Brennstoffzellen relevant. In dieser Konfiguration wie in Rüdersdorf sei demnach die Kaverne als großtechnischer Speicher für Wasserstoff geeignet, sagt Alexander Dyck, Abteilungsleiter Stadt- und Gebäudetechnologien am DLR-Institut für Vernetzte Energiesysteme. „Auch für uns war es ein Gewinn, erstmals Messungen an einer realen Kaverne durchführen zu können und damit wichtiges Basiswissen für die Gestaltung der zukünftigen Wasserstoff-Infrastruktur in Deutschland bereitzustellen.“

Umrüstung von Erdgasspeicher in Huntorf

Der nächste Schritt sei nun die Übertragung der Erkenntnisse aus Rüdersdorfer auf andere Objekte. „An unserem Kavernenstandort in Huntorf in der Wesermarsch rüsten wir eine Erdgaskaverne für die Speicherung von Wasserstoff um“, sagt Ralf Riekenberg. „Allerdings müssen wir die Reinheit nach der Wasserstoffentnahme bei dieser Bestandskaverne gesondert betrachten.“ Das bisher dort gespeicherte Erdgas habe man „nicht komplett aus dem Speicher herausholen“ können.

EWE will den Gasspeicherstandort Huntorf umbauen und an das Wasserstoffkernnetz anschließen. © EWE AG

Das Huntorfer Projekt sei Teil des Vorhabens „Clean Hydrogen Coastline“, das Erzeugung, Speicherung, Transport und Nutzung von grünem Wasserstoff zusammenführe. EWE bekommt für das vierteilige Großprojekt Fördermittel im Rahmen des IPCEI-Programms (Important Project of Common European Interest). Derzeit sei man in der Detailplanung und beabsichtige, in den nächsten drei bis vier Jahren Wasserstoff einzulagern.

Bereits im April 2021 hatten EWE und der Energiekonzern Uniper SE verkündet, in Huntorf bei Elsfleth einen Wasserstoffknotenpunkt zu etablieren.
Dort solle mittels Windkraft grüner Wasserstoff für die Industrie und den Mobilitätssektor erzeugt und gespeichert werden. Schon seinerzeit hatte EWE-Vorstandsvorsitzender Stefan Dohler betont, der Kavernenspeicher könne „perspektivisch auch für die Wasserstoffspeicherung nutzbar“ sein und vorhandene Erdgasleitungen dem Transport von Wasserstoff dienen.

Forderung nach Anschubfinanzierung

Allerdings könne „niemand in Wasserstoffspeicher von null an komplett wettbewerblich investieren, um den Markthochlauf voranzutreiben“, sagt Dohler nach den nun vorliegenden Ergebnissen aus Rüdersdorf. Wie beim Wasserstoffkernnetz sei auch im Speichersegment „eine Art Anschubunterstützung“ nötig. Bis zur Klärung des regulatorischen Rahmens gehe man ins Risiko, leiste Vorarbeit und entwickle Konzepte, „wie wir unsere jetzigen Gasspeicherstandorte in Rüdersdorf, Huntorf, Jemgum und Nüttermoor“ umbauen und diese ans Wasserstoffkernnetz anschließen könnten.

Kavernenplatz in Rüdersdorf: Von Frühjahr bis Herbst 2023 wurde die Obertageanlage für den Betrieb des Wasserstoffspeichers aufgebaut. © EWE AG / Nadine Auras

Für die Nachnutzung von weiteren Erdgasspeichern oder den Neubau unterirdischer Wasserstoffspeicher brauche es „angesichts der notwendigen Vorlaufzeiten für die Inbetriebnahmen schnell Klarheit über die Regulatorik und die Finanzierung“, so Dohlers Forderung. Nur eine „gleichzeitige Entwicklung von Wasserstoffkernnetz und Wasserstoffspeichern sei sinnvoll. „Das schafft Systemstabilität und Versorgungssicherheit und ermöglicht die effiziente Einbindung volatiler erneuerbarer Energien.“ Die kleine Testkaverne werde vorerst zwar nicht weiterbetrieben, allerdings würden ab Januar weitere Tests vor Ort durchgeführt, um das Mischungsverhalten von Wasserstoff und Erdgas sowie den Wasserdampfgehalt des Wasserstoffs genauer zu untersuchen, sagt Ralf Riekenberg.

EWE hat die Tests zur Wasserstoffspeicherung in Rüdersdorf abgeschlossen (v.l.): Ralf Riekenberg vom EWE-Wasserstoff-Team, Alexander Dyck, Abteilungsleiter Stadt- und Gebäudetechnologien am DLR-Institut für Vernetzte Energiesysteme, Stefan Dohler, EWE-Vorstandsvorsitzender. © EWE AG / Gerd Markert

„Unser Speicherstandort Rüdersdorf kann ein elementarer Bestandteil der Wasserstoff-Infrastruktur in Ostdeutschland werden“, so Stefan Dohler. Derzeit bewerte EWE dort „die Umrüstung und auch den Neubau weiterer Kavernen“. Das Unternehmen habe bereits mit dem Leipziger Fernleitungsnetzbetreiber Ontras Gastransport GmbH eine Absichtserklärung zur Integration des Standortes in das Wasserstoffkernnetz unterzeichnet. „Wenn der regulatorische Rahmen steht, können wir konkreter werden.“

Das Investitionsvolumen für „HyCAVmobil“ belief sich auf mehr als 14 Millionen Euro, wovon EWE knapp acht Millionen aus eigenen Mittel beisteuerte. Aus dem Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) kamen Fördermittel in Höhe von rund 6,5 Millionen Euro aus dem Nationalen Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie.

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Stefan Dohler, EWE-Vorstand: „Unser Speicherstandort Rüdersdorf kann ein elementarer Bestandteil der Wasserstoff-Infrastruktur in Ostdeutschland werden.“ © EWE AG

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„OffsH2ore – Offshore-Wasserstofferzeugung mittels Offshore-Windenergie als Insellösung“

Ausgangspunkt des Projekts „OffsH2ore“ ist ein fiktiver Windpark in der Nordsee, der direkt mit einer 500-Megawatt-Elektrolyseplattform verbunden ist. Diese kann bis zu 50.000 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren. Das System basiert auf einem skalierbaren und modularen Aufbau, der sich leicht an unterschiedliche Wasserstoffproduktionskapazitäten anpassen lasse, heißt es in dem Papier. Das Frischwasser für die PEM-Elektrolyse werde durch Entsalzung von Meerwasser bereitgestellt und dafür die Abwärme der Elektrolyse genutzt. Der erzeugte Wasserstoff wird gereinigt und getrocknet, auf 500 bar komprimiert und auf ein Transportschiff geladen, das bis zu 400 Tonnen Wasserstoff pro Fahrt von der Offshore-Plattform an Land liefert. Soweit das Modell.

Vielfältige Forschungsaufgaben

Daraus ergab sich eine Vielfalt von Aufgaben, die es zu untersuchen galt. So hat sich das Konsortium insbesondere mit Fragen der Speicherung, des Transports und der Logistik von Wasserstoff, des Betriebs und der Wartung der Offshore-Anlagen sowie mit regulatorischen Aspekten auseinandergesetzt. Außerdem mussten technische Lösungen für eine maritime Wasserstoffversorgungskette basierend auf dem Schiffstransport von komprimiertem gasförmigem Wasserstoff erarbeitet werden. Dies umfasste den Angaben zufolge etwa die Entwicklung eines Wasserstoffbeladesystems, das Design eines Transportschiffes sowie die Erarbeitung eines Logistikkonzepts vom Offshore-Standort zum Entladehafen.

Wissenschaftler des Fraunhofer ISE haben im Rahmen des Projekts OffsH2ore ein Elektrolysesystem entworfen. © Fraunhofer ISE

Von anderen Konzepten und Forschungsansätzen habe sich das Projekt insbesondere dadurch unterschieden, dass es „den Fokus auf die Speicherung und den Transport von Wasserstoff in komprimierter gasförmiger Form“ legte. Obwohl das Team das Logistikkonzept speziell für eine Offshore-Plattform entwickelte, sei die vorgeschlagene Transportlösung nach Angaben der Fachleute prinzipiell auch für den Ferntransport von Wasserstoff per Schiff geeignet („Port-to-Port“).

Noch nie Wasserstoff auf See produziert

Als „größte Herausforderung“ bezeichnen es die Projektpartner, dass grüner Wasserstoff bislang noch nicht auf See produziert worden sei. „Deswegen lag das Augenmerk des Konzepts auf den Schnittstellen zwischen den Einzelkomponenten, auf den für einen Betrieb erforderlichen Nebenanlagen, auf Fragen zur Wartung sowie generell zu genehmigungsrechtlichen Anforderungen.“ Die wichtigsten Erkenntnisse des Forschungsteams:

• Eine Offshore-Wasserstoffversorgungskette auf Grundlage von komprimiertem gasförmigem Wasserstoff ist technisch machbar.
• Als bevorzugte Technologie sollte dabei aufgrund der hohen Leistungsdichte und des hohen Wasserstoffdrucks die „Proton Exchange Membrane“ (PEM)-Elektrolyse dienen.
• Als schwimmender Speicher kann das Transportschiff genutzt werden.
• Druckspeicher auf Basis von Kohlefaserverbundwerkstoffen („Composite“) sind für die Speicherung von Wasserstoff bei einem Druck von 500 bar am besten geeignet.
• Aufgrund von Synergien hinsichtlich der Nutzung der Abwärme der Elektrolyse sollte bei der Wasserentsalzung das Verfahren der Multi-Effekt-Destillation (MED) eingesetzt werden.
• Bei einigen technischen Komponenten besteht weiterer Entwicklungsbedarf bei der Anpassung auf Hochdruckwasserstoff sowie das Erfordernis, Produktionskapazitäten hochzuskalieren. Die größte technische Entwicklungsherausforderung berge dabei das Be- und Entladesystem des Schiffs.
• Insgesamt erscheinen Wasserstoffgestehungskosten von sechs bis sieben Euro pro Kilogramm (Levelised Costs of Hydrogen, LCoH) bis Anlieferung zur Hafenkante als realisierbar.

Weiterer Forschungsbedarf besteht bei den Normen: Es gibt dem Bericht zufolge derzeit keine anwendbaren Regularien für die Offshore-Produktion und den Transport von Wasserstoff per Schiff. Um die erarbeiteten Lösungen künftig praktisch umsetzen zu können, empfiehlt das Forschungsteam politischen Entscheidungsträgern, die rechtlichen Rahmenbedingungen sowie entsprechende regulatorische und finanzielle Anreize für ein Leuchtturmprojekt in Deutschland oder in Europa zu schaffen.

Dazu müssten Normen und Regelwerken für die Produktion, Speicherung, Übergabe und den Transport von Wasserstoff auf See, inklusive Zertifizierungsvorgaben, entwickelt werden. Hinzu komme eine Ausweisung von Flächen für die Offshore-Wasserstoffproduktion sowie die Bereitstellung einer Wasserstoffinfrastruktur an Land.

Fazit: Mit der Offshore-Wasserstofferzeugung könnten „perspektivisch auch Offshore-Standorte erschlossen werden, die für eine Netzanbindung zu weit vom Ufer entfernt sind“. Gegenüber Wasserstoffimporten biete die Offshore-Wasserstofferzeugung mit hohen Volllaststunden „die Chance, die gesamte Wertschöpfungskette auch auf nationaler Ebene abzubilden“. Den Forschern zufolge habe „die Offshore-Wasserstofferzeugung ein hohes Potenzial, einen signifikanten Beitrag zur Erreichung der ambitionierten Ziele der Energiewende zu leisten“.

Am Verbundvorhaben „OffsH2ore“ waren die PNE AG als Projektkoordinator beteiligt, das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, die Silica Verfahrenstechnik GmbH, die Kongstein GmbH und die Wystrach GmbH. Das Projekt wurde im Rahmen der „Angewandten nichtnuklearen Forschungsförderung“ durch das Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz unterstützt.

Den Endbericht „Projekt OffsH2ore – Offshore-Wasserstofferzeugung mittels Offshore-Windenergie als Insellösung“ gibt es kostenfrei als PDF (102 Seiten).

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Schematische Darstellung: Das Wasser zur Elektrolyse wird über eine Meerwasserentsalzungsanlage gewonnen. Der Transport des komprimierten Wasserstoffs an Land erfolgt per Schiff. Landseitig wird die Entladung des Schiffs in einem Hafen berücksichtigt. Die landseitige Infrastruktur ab Hafenkante wie Speicherung und Weitertransport des Wasserstoffs waren nicht Bestandteil des Projekts. © Projektbericht, Fraunhofer ISE

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Wasserstoff beeinflusst Materialen

„Wasserstoff beeinflusst die ihn umgebenden Materialien auf herausfordernde Weise“, sagte Alexandra Bech Gjørv, CEO von SINTEF, bei der Eröffnung. Die Wasserstoffversprödung sei „eine große Herausforderung“ für den Transport über Pipelines. SMART-H werde unter anderem die Atome vom Nanometerbereich (ein Milliardstel Meter) bis zur gesamten Wandstärke einer Pipeline untersuchen.

In den Labors von SMART-H sollen Wege gegen die Wasserstoffversprödung von Materialien gefunden werden (v.l.n.r.): Vigdis Olden (SINTEF), Roy Johnson (NTNU), Benedicte Løseth (NFR), Alexandra Bech Gjørv (CEO SINTEF), Richard Markeson (Gassco), Anne Borg (Rektorin NTNU), Hege Rognø (Equinor) und Antonio Alvaro (SINTEF). © SINTEF

Die Forschungen seien insbesondere deshalb von großer Bedeutung, um für Norwegen den Markt für Wasserstoffexporte weiter zu entwickeln. So bekräftigten im Januar Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck und der norwegische Ministerpräsidenten Jonas Gare Støre in Oslo ihre gemeinsamen Klimaziele sowie den Aufbau einer „neuen grünen Industrie“. Die norwegische Regierung will bis 2030 „eine großflächige Versorgung mit Wasserstoff“ nebst Infrastruktur von Norwegen nach Deutschland sicherstellen. Mit Dänemark hatte das Land erst im Juni verabredet, dass man die Kooperation im Energiesektor – einschließlich Wasserstoff – verstärken wolle.

SINTEF und NTNU verfügten über international anerkanntes Fachwissen über die Auswirkungen von Wasserstoff auf Metalle, unter anderem aufgrund der Arbeit mit Pipelines und anderen metallischen Komponenten im Zusammenhang mit der Offshore-Förderung von Öl und Gas. Der norwegische Forschungsrat hat SMART-H im Rahmen seines Programms „Nationale Finanzierungsinitiative für Forschungsinfrastrukturen“ mit 40 Millionen norwegischen Kronen (3,48 Millionen Euro) gefördert.

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Alexandra Bech Gjørv, Geschäftsführerin von SINTEF, und Anne Borg, Rektorin der NTNU. © SINTEF

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Synergien stärken

In der gemeinsamen Erklärung werden auch nachhaltige Investitionen, die Stärkung von Synergien zwischen den Finanzierungsquellen, der Austausch von Wissen sowie der Aufbau regionaler Wasserstoffnetze gefordert. Ziel sei es, die Entwicklung und Umsetzung von Wasserstoffprojekten entlang der gesamten Wertschöpfungskette auf lokaler und regionaler Ebene zu fördern, erklärte Mariya Gabriel: „Hydrogen Valleys sind der Schlüssel zur Schaffung eines europäischen Forschungs- und Innovationsraums für Wasserstoff.“

Nach der Unterzeichnung (v.l.n.r.): Tjisse Stelpstra, Co-Leiter der S3 European Hydrogen Valleys Partnership; Mariya Gabriel, EU-Kommissarin für Innovation, Forschung, Kultur, Bildung und Jugend; Luigi Crema, Forschungsleiter Hydrogen Europe; Jorgo Chatzimarkakis, CEO Hydrogen Europe. © Hydrogen Europe

Die Zahl der sich in Betrieb befindlichen „Hydrogen Valleys“ solle sich bis 2025 verdoppeln, heißt es in einer Mitteilung. Derzeit seien es 38 in den Ländern Belgien, Dänemark, Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Italien, Niederlande, Österreich, Portugal, Rumänien, Slowakei und Spanien. Damit würden Wasserstoffproduktion, Transport und Anwendungen von umweltfreundlicher Mobilität bis hin zu industriellen Rohstoffen miteinander verknüpft.

Bereits im Juli 2020 hatte eine Gruppe von elf Fernleitungsnetzbetreibern in Brüssel unter dem Titel „European Hydrogen Backbone“ ein Konzept vorgestellt, um europäische „Hydrogen Valleys“ durch ein 6.800 Kilometer langes Wasserstoffnetz miteinander zu verbinden. Das Leitungssystem könnte ab Mitte der 2020er Jahre bis 2030 schrittweise fertig gestellt werden. Bis 2040 solle das Netz eine Länge von 23.000 Kilometer haben, hieß es seinerzeit. 75 Prozent bestünden aus umgewidmeten Erdgasleitungen, verbunden durch neue Abschnitte.

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EU und Industrie wollen weitere „Hydrogen Valleys“ aufbauen. © Europäische Union / Jan Krusa

Link zum unterzeichneten Text:
Joint Declaration on Hydrogen Valleys

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Diesel sollen ausgemustert werden

„Wir verabschieden uns vom Diesel und setzen auf neueste Technologien, darunter den Ammoniak-/Wasserstoffmotor“, sagt DB-Digitalisierungs- und Technikvorstand Daniela Gerd tom Markotten. Die Vereinbarung sieht vor, dass FFI sich an der Entwicklung eines kohlenstofffreien Verbrennungsmotors der DB beteiligt.

Die Forschung basiere auf einem vorhandenen Typ eines Dieselmotors. Dieser werde so verändert, dass er mit grünem Ammoniak und grünem Wasserstoff betrieben werden könne. Ammoniak besitze eine höhere Energiedichte als flüssiger Wasserstoff und lasse sich leichter transportieren und speichern. So sei es möglich, „bestehende Dieselfahrzeuge emissionsfrei weiter zu betreiben“, erklärt Daniela Gerd tom Markotten.

Prototyp bereits in der Testphase

Ein erster Prototyp des Motors wird derzeit auf einem Motorenprüfstand getestet. Dabei komme ein Verfahren des Stuttgarter Unternehmens Ammonigy zum Einsatz: Ein kleiner Teil des Ammoniaks werde den Angaben zufolge außerhalb des Motors in Wasserstoff und Stickstoff aufgespaltet. „Der so erzeugte Wasserstoff wird dann dem restlichen Ammoniak als Zündgas beigemischt und sorgt für eine CO2-freie Verbrennung“, erklärt das Unternehmen. Gemeinsam mit FFI entwickele die DB diese Technologie weiter. Insgesamt investieren beide Unternehmen einen mittleren sechsstelligen Betrag in das Projekt. Die Kooperation umfasse darüber hinaus auch Logistik und Lieferketten nebst Herstellung, Transport sowie die Verteilung beider Energieträger.

FFI will Wasserstoff in großen Mengen produzieren und in Form von grünem Ammoniak global vertreiben. Jüngst hatte das Unternehmen seine Beteiligung am belgischen Infrastrukturunternehmen Tree Energy Solutions BV (TES) bestätigt, das in Wilhelmshaven am Bau von Terminals für den Import von Wasserstoff arbeitet.

Fortescue verbraucht jährlich 82 Millionen Liter Diesel

Fortescues wirtschaftliches Interesse an alternativen Antrieben ist enorm. Die Fortescue Metals Group betreibt in Australien derzeit 54 Lokomotiven, die 16 Züge befördern. Jede Zugeinheit ist etwa 2,8 Kilometer lang und kann 34.404 Tonnen Eisenerz in 244 Waggons transportieren. Der Bergbaukonzern verbrauchte den Angaben zufolge im Geschäftsjahr 2021 rund 82 Millionen Liter Diesel.

Im März dieses Jahres hatte Fortescue die Übernahme des vom britischen Formel-1-Team Williams gegründeten Ingenieurdienstleisters und Batterieherstellers Williams Advanced Engineering (WAE) abgeschlossen. Das Unternehmen produziert unter anderem die Einheitsbatterien für die „Formel E“, die Formel-1-Variante für Elektrorennwagen.

Hinter der Akquise steckt der Plan, einen regenerativ-batterieelektrischen Zug für den Erztransport zu entwickeln. Das „Infinity Train“ genannte Fahrzeug soll während der Fahrt bergab auf einer ausgewählten Strecke die Schwerkraft nutzen, um seine batterieelektrischen Systeme vollständig aufzuladen, ohne dass für die Rückfahrt ein zusätzlicher Ladevorgang erforderlich ist. Zumindest für diesen Abschnitt würden die damit verbundenen Emissionen entfallen, sobald der Infinity-Zug implementiert ist. Die Auslieferung des ersten Eisenerzzuges dieser Art ist für Ende 2027 geplant.

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Fortescue will weg vom Diesel: Der Bergbaukonzern betreibt 54 Lokomotiven, die 2,8 Kilometer lange Züge ziehen und im vergangenen Jahr rund 82 Millionen Liter Diesel verbrauchten. © Fortescue Metals Group Ltd

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Die Bahn will Diesel durch umweltfreundliche Treibstoff ersetzen: Technikvorstand Daniela Gerd tom Markotten auf der Fachmesse InnoTrans 2022 in Berlin vor dem „Advanced Train Lab“. © Deutsche Bahn AG / Pablo Castagnola

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Der Beitrag Fortescue und DB planen Entwicklung von Wasserstoffmotor für Züge erschien zuerst auf Power-to-X.