Eine Auswahl von PtX-Themen zusammengefasst

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Moeve startet den Bau für die Wasserstoffproduktion „Onuba“ im Beisein von Spaniens Ministerpräsident Pedro Sánchez (Mitte). © Moeve S.A.

(Spanien) Der spanische Energie- und Chemiekonzern Moeve S.A. hat mit dem ersten Bauabschnitt des „Onuba“ genannten Vorhabens begonnen, um im „Andalusian Green Hydrogen Valley“ Elektrolyseure mit einer Leistung von zunächst 300 Megawatt zu installieren. Potenziell seien weitere 105 Megawatt möglich, so das Unternehmen. Die Investitionen belaufen sich auf mehr als eine Milliarde Euro einschließlich der dazugehörigen Infrastruktur. Rund ein Drittel davon werden durch den spanischen Staat gefördert. Während der Entwicklungs-, Bau- und Inbetriebnahmephasen entstünden über 8.000 direkte und indirekte Arbeitsplätze in der gesamten Wertschöpfungskette. Standort ist Palos de la Frontera bei Huelva. Der Ertrag wird auf jährlich etwa 45.000 Tonnen grünen Wasserstoff prognostiziert und solle zum einen zur Dekarbonisierung der Chemie- und Düngemittelindustrie genutzt, zum anderen in Kraftstoffe für Luftfahrt, Straße und Schiffe verarbeitet werden. Moeve hält an dem Projekt 51 Prozent, Anteilseigner sind unter anderem der Risikokapitalgeber Hy24 sowie Spaniens öffentlich-private Finanzinstitution Cofides. Weitere Anteile halten Enagás Renovable und Alter Enersun. Das „Andalusian Green Hydrogen Valley“ soll einst eine Elektrolyseleistung von kumuliert zwei Gigawatt umfassen. Außer in Huelva plant Moeve (vormals Cepsa) einen Wasserstoffstandort in San Roque (Cádiz) aufzubauen.

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Energiewende-Minister von Schleswig-Holstein Tobias Goldschmidt (3. v.l.) übergibt EBL den Bescheid zur Förderung des Elektrolyse-Vorhabens. © Entsorgungsbetriebe Lübeck

(Deutschland) Das Land Schleswig-Holstein fördert die Entsorgungsbetriebe Lübeck (EBL) bei der Planung und Errichtung eines Elektrolyseurs zur Erzeugung von klimaneutralem Wasserstoff mit rund 3,5 Millionen Euro. Die Anlage werde im Rahmen des Projekts „H2ANSE – Wasserstoff aus dem echten Norden“ auf dem Gelände der Entsorgungsbetriebe errichtet und solle eine Tankstelle für den Schwerlastverkehr mit erneuerbarem Wasserstoff versorgen. Die EBL betreiben bereits ein Wasserstofffahrzeug, in Planung sei die Anschaffung von weiteren bis zu zehn Abfallsammelfahrzeugen mit Brennstoffzellenantrieb. Der PEM-Elektrolyseur (Protonen-Austausch-Membran) habe eine Kapazität von 100.000 Kilogramm grünem Wasserstoff pro Jahr. Die im Betrieb anfallende Abwärme von 1.100 Megawattstunden würden zur Beheizung von Biogasanlagen genutzt. Den im Elektrolyseprozess abgespaltenen Sauerstoff wollen die Entsorgungsbetriebe zur Effizienzsteigerung in ihrer benachbarten Mechanisch-Biologischen-Abfallbehandlungsanlage (MBA) einsetzen. Den Strom für den Elektrolyseur liefere eine bereits projektierte Photovoltaikanlage auf der benachbarten Abfalldeponie Niemark mit einer installierten Leistung von sieben Megawatt.

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Die für die IAA 2026 angekündigten Details, wie ein internationales Konsortium den Hochlauf wasserstoffbetriebener Fahrzeuge in Europa über die bereits bekannten Vorhaben hinaus beschleunigen will, blieben aus. Immerhin gibt es jetzt ein Familienfoto mit Bundesverkehrsminister Steffen Bilger (Mitte). © Daimler Truck AG

(Deutschland) Namhafte internationale Konzerne wollen den Hochlauf wasserstoffbetriebener Fahrzeuge in Europa beschleunigen. Das Vorhaben hatte ein Konsortium aus Bosch, Daimler Truck, Volvo Group, Toyota Motor Corporation, Air Liquide, Total Energies, TEAL Mobility und MB Energy Anfang September verkündet (mehr dazu). Details sollten während der Kongressmesse IAA Transportation in Hannover bekannt gegeben werden. Aus Chronistenpflicht nur soviel: Neues gab es nicht. Die Unternehmen beließen es bei Allgemeinplätzen, verbreiteten bereits bekannte Absichten, lobten Deutschland und forderten weiterhin Fördermittel, um Kosten zu senken und die Wasserstoffmobilität auszubauen (wir berichteten mehrfach über die Vorhaben der Firmen).

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(Deutschland) Forscher am Fraunhofer-Institut für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung IFAM haben eigenen Angaben zufolge ein neues Verfahren entwickelt, mit dem sich der innere Zustand und die Alterung eines Elektrolyseurs oder einer Brennstoffzelle während des laufenden Betriebs untersuchen ließen. Die „dynamische Impedanzspektroskopie“ ermögliche eine genaue Zustandsbewertung, eine gezielte Fehlerdiagnose und eine vorausschauende Wartung von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen. Belastbarkeit und Effizienz ließen sich gezielt optimieren, die Lebensdauer der Systeme verlängern und die Betriebskosten senken. Dazu werde dem System zusätzlich zum normalen Betriebsstrom ein kleines Multifrequenzsignal überlagert. Gleichzeitig werde gemessen, wie das System darauf reagiert – also wie sich Strom und Spannung verändern. Aus dem Verhältnis dieser Größen lasse sich die „komplexe Impedanz“ berechnet, ein „frequenzabhängiger elektrischer Widerstand“ des Systems. „Dieser frequenzabhängige Charakter macht die Impedanz für die genannten Anwendungen so wertvoll und für uns interessant“, sagt Projektleiter Hermann Pleteit. „Anders als ein einfacher Widerstandswert liefere sie ein umfassendes Bild der Vorgänge im Inneren eines elektrochemischen Systems. „Die verschiedenen physikalischen und chemischen Prozesse – etwa die Reaktionen an den Elektroden, der Transport von Ionen durch die Membran, elektrische Kontaktwiderstände oder der Nachschub der beteiligten Stoffe – wirken sich jeweils bei unterschiedlichen Frequenzen aus. Dadurch können wir diese Vorgänge voneinander unterscheiden, einzeln bewerten und sehen durch die detaillierte Auflösung in Echtzeit, in welchem Zustand sich die einzelnen Komponenten wie Membran oder Elektroden befinden.“

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Energiewende-Staatssekretär Joschka Knuth (Mitte) übergab den Zuwendungsbescheid des Landes Schleswig-Holstein an die Energie-des-Nordens-Geschäftsführer Reinhard Christiansen (links) und Sönke Tangermann (rechts). © Green Planet Energy

(Deutschland) Die Energie des Nordens GmbH & Co. KG erhält für die Erweiterung eines mittels Strom aus Windkraftanlagen betriebenen Elektrolyseurs Fördermittel in Höhe von rund 4,25 Millionen Euro vom Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und des Landes Schleswig-Holstein. Damit solle die bereits bestehende Elektrolyseleistung am Standort Haurup in Handewitt nun schrittweise auf bis zu vier Megawatt ausgebaut werden. In der ersten Stufe sind zwei Megawatt mit einer Produktion von rund 150 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr vorgesehen. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 geplant. Zunächst werde der Wasserstoff dem bestehenden Gasnetz beigemischt und im Gasprodukt von Green Planet Energy bundesweit vermarktet. Langfristig werde für Haurup II eine Anbindung an die Wasserstoffinfrastruktur angestrebt, um neue Absatzmöglichkeiten bei Industrie und Gewerbe zu eröffnen. „Netzengpässe dürfen nicht dazu führen, dass immer mehr erneuerbarer Strom abgeregelt statt sinnvoll genutzt wird“, sagt Sönke Tangermann, Vorstand von Green Planet Energy und Geschäftsführer von Energie des Nordens. „Statt Windstrom ungenutzt zu lassen, müssen wir ihn flexibel einsetzen und speichern.“ Dezentrale Elektrolyseure wie in Haurup seien dafür „ein zentraler Baustein“.

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Pertamina NRE und HDF Energy wollen in Indonesien Erneuerbare-Energien-Projekte für Wasserstoff entwickeln. © Pertamina NRE

(Indonesien) Der französische Stromerzeuger und Hersteller von Brennstoffzellen Hydrogène de France Energy Pty Ltd. (HDF Energy) will über seine Tochter HDF Energy Indonesia mit PT Pertamina New & Renewable Energy (Pertamina NRE) Projekte für erneuerbare Energien mit grünem Wasserstoff und Batteriespeicher entwickeln. Die „Renewstable“-Kraftwerke von HDF Energy kombinieren intermittierende erneuerbare Energiequellen mit der Produktion von grünem Wasserstoff und erzeugen rund um die Uhr Grundlaststrom. Die Lösung eigne sich einer Mitteilung zufolge besonders für die abgelegenen Landstriche und Inselregionen Indonesiens, wo die Stromerzeugung weiterhin stark auf importierten Dieselkraftstoff angewiesen sei. Darüber hinaus werde man weitere potenzielle Anwendungen von Wasserstoff erforschen, darunter Möglichkeiten zur Unterstützung von Industrien. Pertamina NRE ist Teil des staatlichen Erdölkonzerns Pertamina und für den Geschäftsbereich umweltfreundliche Energien zuständig.

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Visualisierung: CarbonBridge plant die Inbetriebnahme des ersten deutschen CO2-Exportterminals ab 2031 in Bremen. © Messer Group

(Deutschland) Deutschlands erstes CO2-Exportterminal – genannt „CarbonBridge“ –  soll ab 2031 in Bremen in Betrieb gehen. Nach Unternehmensangaben habe das Joint Venture von Ambrian Energy GmbH und Messer SE & Co. KGaA Ende August die kartellrechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission erhalten. Zu Beginn solle CarbonBridge eine Umschlagskapazität von rund 2,3 Millionen Tonnen pro Jahr erreichen, perspektivisch seien es vier Millionen Tonnen. Das Gemeinschaftsunternehmen fungiere als Anbieter von „CO2-Logistiklösungen“, etwa Zwischenspeicherung, Transport und Verladung bis zur Senke, in der das CO2 dauerhaft gespeichert werde. Ambrian Energy bringe ein drei Hektar großes Grundstück in Bremen in das Projekt ein. Der Standort biete logistische Vorteile, etwa eine bestehende Bahnanbindung und einen Hafenanleger für Schiffe mit einer Kapazität von 30.000 Tonnen. Messer verfüge über Expertise in der CO2-Rückgewinnung und -Aufbereitung.

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Die Produktion grüner Kraftstoffe wie Wasserstoff und Methanol ist mittels erneuerbarer Energien auch in wasserarmen Regionen mittels DAC möglich. Das Symbolbild zeigt das 40 MW leistende PV-Kraftwerk „Chañares“ des italienischen Energiekonzerns Enel in der chilenischen Atacama-Wüste. © Enel S.p.A.

(Deutschland) Wasserknappheit ist kein grundsätzliches Ausschlusskriterium für die Produktion grünen Methanols. In einer Modellrechnung hat das Forschungszentrum Jülich die Perspektive zur Herstellung von grünem Wasserstoff und – daraus folgend – Methanol in wasserarmen Regionen über die gesamte Prozesskette hinweg untersucht. Grundlage ist die direkte Luftabscheidung (DAC, Direct Air Capture). Ein Filter bindet CO2 und nimmt dabei auch Luftfeuchtigkeit auf. Das abgeschiedene Wasser fließt gemeinsam mit dem CO2 in die Methanolproduktion. Die Analyse umfasst den Angaben zufolge mehr als 20.000 Regionen in 78 Ländern, die im Jahr 2050 voraussichtlich mindestens mittlerem Wasserstress ausgesetzt seien. In rund 97 Prozent dieser Regionen enthält die Luft im Jahresverlauf genug Wasser, um den Bedarf der Produktion vollständig zu decken. Selbst an sehr trockenen Standorten wäre die Herstellung grundsätzlich möglich, wenn die Anlage bevorzugt in feuchteren Stunden arbeitet und Wasser zwischenspeichert. Im Rahmen des DryHy-Projekts wird zudem untersucht, wie sich die großtechnische Entnahme von Wasserdampf auf das lokale Klima auswirken könnte. „Dass wir keine lokalen Süßwasservorräte beanspruchen, bedeutet nicht automatisch, dass die Entnahme aus der Atmosphäre in jeder Größenordnung folgenlos bleibt“, sagt Thomas Schöb, Leiter des Teams Energiesystemtransformation. „Vor dem Bau sehr großer Anlagen sollte diese Frage standortspezifisch untersucht werden.“ Die Studie sei allerdings keine fertige Blaupause für jeden Standort. „Sie zeigt aber, unter welchen Rahmenbedingungen das Konzept besonders vielversprechend ist – und welche technischen und ökologischen Fragen als nächstes beantwortet werden müssen“, sagt Erstautor Henrik Wenzel von der Jülicher Systemanalyse. Die Studie „Direct air capture enables sustainable methanol production in water-scarce regions“ gibt es online auf Nature Communications.

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Der Prototyp einer Wasserstofftankstelle (LCHRS) als Herzstück der H2-Pilotplattform am EIT in St. Gallen. © OST – Ostschweizer Fachhochschule

(Schweiz) Am IET Institut für Energietechnik der Ostschweizer Fachhochschule in Rapperswil-Jona (OST) entsteht eine flexible und modulare Testplattform für neue Wasserstofftechnologien. Unternehmen könnten darauf „Komponenten und Systeme für Anwendungen in der Mobilität und Industrie unter realitätsnahen Bedingungen entwickeln, testen und demonstrieren“. Auf der Forschungsplattform Power-to-X des IET stünden aus früheren Forschungsprojekten bereits verschiedene Wasserstoffsysteme zur Verfügung. Dazu gehörten Elektrolyseure, Brennstoffzellen und Wasserstoffarmaturen. Der Prototyp einer Wasserstofftankstelle (LCHRS) mit zwei Großkompressoren soll die Forschungen und den Einstieg in Wasserstoffsysteme erleichtern. Im Pilotprojekt würden diese Systeme technisch miteinander verbunden und zu einer betriebsbereiten H2-Plattform im Leistungsbereich von zehn bis Hundert Kilowatt kombiniert. Ergänzend arbeiteten Studenten an Projekten etwa zur Simulation der Betankung für Wasserstofffahrzeugen. Projektpartner sind Burckhardt Compression AG, Arbor Fluidtec AG und Endress+Hauser AG. Unterstützt wird das Vorhaben vom Kanton St.Gallen, Fördermittel kommen von der Schweizerischen Agentur für Innovationsförderung (Innosuisse) des Energieministeriums. (OST-Projektinfo).

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Wollen die Technologien für die Umwandlung und Speicherung von Energie weiter entwickeln (v.l.): Christian Doetsch (Leiter Fraunhofer UMSICHT), Ken Yoon (Chief Strategy Officer SGC Energy) und Alexander Böker (Institutsleiter Fraunhofer IAP). © Fraunhofer UMSICHT

(Deutschland) Die Fraunhofer-Institute für Angewandte Polymerforschung IAP und für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT sowie das südkoreanische Unternehmen SGC Energy wollen gemeinsam Technologien für die Energieumwandlung und Energiespeicherung weiterentwickeln. Die Zusammenarbeit umfasse insbesondere CO2-Elektrolyse, Wasserstofftechnologien, Brennstoffzellen und Batterietechnologien. Das Fraunhofer IAP bringe seine Expertise in der Entwicklung innovativer Membranen ein, die die Energieeffizienz elektrochemischer Prozesse steigern könnten. Fraunhofer UMSICHT ergänze dies durch sein Know-how in der Elektrochemie sowie im Anlagenbau. SGC Energy trage CO2- und Stromressourcen sowie Engineering-Kompetenz für die industrielle Umsetzung und Kommerzialisierung der Technologien bei. Ein Schwerpunkt der Zusammenarbeit sei die elektrochemische Umwandlung von CO2 in Ausgangsstoffe für chemische Produkte oder synthetische Kraftstoffe. Anwendungsfelder seien nachhaltige Flugkraftstoffe (eSAF, Sustainable Aviation Fuels). Während für die Wasserstoffelektrolyse bereits etablierte Lösungen verfügbar sind, bestehe bei der CO2-Elektrolyse weiterhin Entwicklungsbedarf, bei der klimaschädliches CO2 direkt in Kohlenmonoxid (CO) umgewandelt wird, zur Nutzung etwa zur Produktion von Kunststoffen und Essigsäure.

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Einweihung der „Aerobrew“-Anlage in Zürich: Ein kerosinbetriebener Modellhubschrauber brachte in einem Körbchen die Scheren für das symbolische Zertrennen des roten Bandes. © Paul Scherrer Institut PSI / Markus Fischer

(Schweiz) Das Paul Scherrer Institut (PSI) hat auf seinem Gelände die „Aerobrew“ genannte Demonstrationsanlage zur Erprobung und Kommerzialisierung besonders effizient hergestellten synthetischen Kerosins eingeweiht. Sie ist ein Gemeinschaftsprojekt des PSI und des Züricher Unternehmens Metafuels. Dabei entstehe aus Wasser, grünem Wasserstoff und Kohlendioxid ein hochwertiger, klimaneutraler synthetischer Treibstoff (eSAF) für die Luftfahrt. Damit werde nach Angaben des Instituts „die junge Aerobrew-Technologie erstmals in einem praxisnahen Anlagendesign betrieben“. Die Anlage sei darauf ausgelegt, fünfzig Liter SAF pro Tag zu produzieren. Es sei die erste weltweit, die alle Herstellungsschritte für künstlichen Flugzeugtreibstoff aus grünem Methanol unter einem Dach vereine. Metafuels will ab 2030 die erste kommerzielle Anlage zur Herstellung von SAF mit der „Aerobrew“-Technologie betreiben. Das Paul Scherrer Institut PSI ist mit 2.300 Mitarbeitern das größte Forschungsinstitut der Schweiz. Es ist Teil des ETH-Bereichs, dem auch die ETH Zürich und die ETH Lausanne angehören sowie die Forschungsinstitute Eawag, Empa und WSL.

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Antrieb mit sechs großen Brennstoffzelleneinheiten, davon vier in Containern: Das onboard „DC Grid-Stromsystem“ von ABB soll das Brennstoffzellensystem nahtlos mit anderen Energiequellen kombinieren sowie Batteriespeicher integrieren. © ABB

Damit solle Schiffseignern, Betreibern, Schiffbauern und Werften eine „saubere wasserstoffbasierte Lösung“ angeboten werden, um etwa Fähren, Kreuzfahrt- und Containerschiffe sowie Flotten für Offshore-Service und Küstenwache anzutreiben und gleichzeitig deren Stromversorgung an Bord zu gewährleisten. HDF Energy werde den Angaben zufolge das Gesamtdesign, die Zertifizierung, mechanische Integration, Fertigung, Tests und Kommerzialisierung der Hochleistungsbrennstoffzellen leiten. ABB obliege die Systemintegration, werde die Kompatibilität mit Schiffsstromsystemen sicherstellen und über sein globales Vertriebsnetz die gemeinsam entwickelte Lösung kommerzialisieren. Ein Pilotprojekt ist 2028/2029 geplant, die Serienproduktion soll ab 2030 starten.

ABB und HDF Energy entwickeln Hochleistungsbrennstoffzelleneinheiten für große Hochseeschiffe (v.l.): Timo Keränen (R&D Product Manager Fuel Cells bei ABB Marine & Ports), Sami Kanerva (Gobal Product Manager Fuel Cells bei ABB Marine & Ports), Saara Kuusisto (Senior Vice President ABB), Hanane El Hamraoui (CEO HDF Energy), Guilain Pédezert, Olivier Papineau (beide HDF Energy). © ABB

Die Vereinbarung basiere auf einem früheren Memorandum of Understanding (MoU) aus dem Jahr 2020. Das Projekt sei Teil der Pläne von HDF Energy zur Entwicklung und Industrialisierung von Multi-Megawatt-Brennstoffzellen für Schiffe und Bahnen sowie Stromerzeugung für das öffentliche Netz. „Hy2Move“ sei als von der EU als Important Projects of Common European Interest (IPCEI) anerkannt und profitiere überdies von der Förderung durch den französischen Staat. Mit Hauptsitz in Frankreich verfügt HDF Energy über Regionalbüros in Lateinamerika, der Karibik, Afrika und der Asien-Pazifik-Region. Seit 2021 ist die Gruppe an der Euronext Pariser Börse notiert. Das Projektportfolio habe einen Wert von über drei Milliarden Euro.

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HDF Energy und die ABB Marine & Ports Division haben eine Vereinbarung zur Entwicklung eines maritimen Brennstoffzellensystems für Schiffen unterzeichnet. © ABB

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Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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Vertragsunterzeichnung bei Tosyali Sulb (v.l.): Guido Bonelli (Paul Wurth Italia), Fuat Tosyali (Tosyali Holding) und K.C. Woody (Midrex). © Midrex

(Libyen) Libyen will zu einem Lieferanten von direkt reduziertem Eisen (DRI) werden. Tosyali Sulb Steel Industries beginnt eigenen Angaben zufolge daher jetzt mit der ersten Entwicklungsphase einer DRI-Anlage mit einer Kapazität von 2,5 Millionen Tonnen. Das Unternehmen wurde von der türkischen Tosyali Holding und der Libya United Steel Company for Iron & Steel Industry (Sulb) eigens dafür gegründet, um die Entwicklung des Eisen- und Stahlsektors in dem Land zu leiten. Die DRI-Anlage wird von Midrex Technologies, Inc. und seinem Konsortialpartner Paul Wurth, Teil der SMS Group, geliefert. Die Unternehmen waren bereits mit den beiden DRI-Anlagen für Tosyali Algerie beauftragt, deren Produktion im November 2018 sowie im Dezember 2024 startete. Die libysche Anlage könne für den Betrieb mit Erdgas und Erdgas mit Wasserstoffzugabe (Midrex Flex) konfiguriert werden. Eine Umstellung auf 100 Prozent grünen Wasserstoff (Midrex H2) erfolge, sobald dieser in ausreichenden Mengen verfügbar sei. Eisenoxidpellets und Groberze könnten unabhängig vom Eisengehalt entweder zu kaltem DRI (CDRI), heißem DRI (HDRI) oder Eisenschwammbriketts (HBI) umgewandelt werden. Die Produkte sollten künftig vorerst den Bedarf Libyens decken.

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MAN Energy Solutions erstellt das Pre-Front-End-Engineering-Design für den Methanisierungsreaktor (v.l.): Matthew Small (Director of Technology & Policy StormFisher Hydrogen), Judson Whiteside (CEO StormFisher Hydrogen), Mahesh Joshi (President and Managing Director MAN Energy Solutions USA), Wagner Canelhas (Regional Sales Manager of Reactors MAN Energy Solutions USA) und Johann Stocks (Head of Power Americas at MAN Energy Solutions USA). © MAN Energy Solutions

(USA) Der kanadische Entwickler von Anlagen zur Herstellung klimaneutraler Kraftstoffe StormFisher Hydrogen beauftragt die Augsburger MAN Energy Solutions SE, das Pre-Front-End-Engineering-Design (pre-FEED) für den Methanisierungsreaktor einer groß angelegten Power-to-X-Anlage zu liefern. Der Standort bleibt im Ungefähren, es ist lediglich von Nordamerika die Rede. Sie soll einst durch Nutzung einer lokalen biogenen CO2-Quelle grünen Wasserstoff und E-Methan produzieren. Nach Inbetriebnahme werde die 200-Megawatt-Anlage mittels Strom „hauptsächlich aus Wind und Sonne“ durch Elektrolyse grünen Wasserstoff und dann E-Methan erzeugen, das den nordamerikanischen Pipeline-Standards entspreche. Dies ermögliche es, den Brennstoff nahtlos in die bestehende Erdgasinfrastruktur zu integrieren und biete eine kostengünstige und skalierbare Dekarbonisierungslösung. „Die geplante Anlage ist ein wesentlicher Bestandteil der Pläne von StormFisher Hydrogen, die E-Fuel-Produktionskapazität in Nordamerika zu erhöhen“, sagt CEO Judson Whiteside.

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Rendering des geplanten Wasserstoffkraftwerks nebst Solarstromproduktion auf Barbados. © HDF Energy

(Barbados) Die Europäische Investitionsbank (EIB) unterstützt das „Renewstable Barbados“ (RSB) genannte Wasserstoffkraftwerk von HDF Energy mit einer Kombination aus Garantien und Investitionszuschüssen. Dies verkündete die Präsidentin der Europäischen Kommission, Ursula von der Leyen, nannte indes keine konkreten Summen. Zu den weiteren Finanzpartnern gehören die Internationale Finanz-Corporation (IFC), der IDB Invest und der Green Climate Fund (GCF). Barbados will bis 2030 vollständig auf erneuerbare Energie umsteigen. Das geplante Kraftwerk soll das Äquivalent importierter fossiler Brennstoffe in einer Größenordnung von 13 Megawatt ersetzen und werde den Anteil der erneuerbaren Energien am nationalen Stromnetz um fast 50 Prozent erhöhen. Im Gegensatz zu intermittierenden erneuerbaren Quellen ist das Projekt darauf ausgelegt, durch die Integration von groß angelegter Solarstromerzeugung und langfristiger Speicherung von grünem Wasserstoff vor Ort rund um die Uhr stabil und zuverlässig Strom zu liefern. Standort ist die Harrow Plantation in St. Philip, im Südosten von Barbados.

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Besiegeln 430-Millionen-Euro-Finanzierung: Galp-Verwaltungsrat Ronald Doesburg und Jean-Christophe Laloux, EIB-Generalbevollmächtigter sowie Leiter Finanzierungsoperationen und Beratungsdienste in der EU. © EIB

(Portugal) Die Europäische Investitionsbank (EIB) finanziert zwei Projekte des Mineralölkonzerns Galp Energia in Sines mit 430 Millionen Euro. Eine 400 Millionen Euro teure Biokraftstoffanlage, die Galp gemeinsam mit dem japanischen Unternehmen Mitsui am Raffinerie-Standort Sines entwickelt, bekommt Finanzmittel in Höhe von 250 Millionen Euro. Die Anlage soll pflanzliche Öle und Restfette in nachhaltigen Flugkraftstoff (SAF) und erneuerbaren Diesel biologischen Ursprungs (HVO) umwandeln, der die gleichen Eigenschaften aufweist wie fossile Kraftstoffe, die in herkömmlichen Verbrennungsmotoren verwendet werden. Die Produktionskapazität wird auf 270.000 Tonnen beziffert, die Inbetriebnahme ist für 2026 vorgesehen. Parallel dazu baut Galp am gleichen Standort einen Elektrolyseur mit einer Leistung von 100 Megawatt. Die Kapazität liegt bei 15.000 Tonnen. Die Inbetriebnahme ist ebenfalls für 2026 geplant. Die EIB finanziert hier 180 Millionen Euro. Bei der ersten Vorstellung des Projekts im Januar 2022 hieß es, an dem „GreenH2Atlantic“ genannte Vorhaben seien 13 Unternehmen und Forschungseinrichtungen beteiligt. Der Elektrolyseur bestehe aus Modulen zu je acht Megawatt und nutze den Strom von Solar- und Windparks. Im Juni 2023 verkündete Galp, der Elektrolyseur sei „nur der erste Schritt“, insgesamt sei eine Kapazität für grünen Wasserstoff von 600 bis 700 Megawatt geplant. Die südlich von Lissabon gelegene Raffinerie in Sines ist bislang Portugals größter Abnehmer von Wasserstoff aus Erdgas.

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Kick-Off für das Horizon-Project BeBoP am Aerospace Center (DLR) in Hamburg. © Sintef / Silje Grytli Tveten

(Deutschland) Das neue Horizon-Europe-Projekt „BeBoP“ will bessere und günstigere Komponenten für Brennstoffzellensysteme entwickeln, um die Effizienz und Zuverlässigkeit der Technologie für schwere Nutzfahrzeuge und andere Mobilitätsbereiche zu steigern. Ein Konsortium aus Industrie und Forschung konzentriert sich während der dreieinhalbjährigen Laufzeit auf die Verbesserung von Luftkompressoren, Befeuchtern und DC/DC-Wandlern, die alle für die Leistung und Haltbarkeit von Brennstoffzellensystemen entscheidend sind. Das Projekt „Beyond state-of-the-art Efficiency by improving Balance of Plant components“ wird von der Clean Hydrogen Partnership und durch das Schweizer Staatssekretariat für Bildung, Forschung und Innovation (SBFI) sowie von der Europäischen Union unterstützt. Das Gesamtbudget liegt bei 3,9 Millionen Euro. Beteiligt sind Sintef AS (Norwegen, Koordinator), das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR, Deutschland), Garrett Motion (Frankreich), Freudenberg Filtration Technologies GmbH & Co. KG (Deutschland), Freudenberg Technology Innovation SE & Co. KG (Deutschland), Silver Atena GmbH (Deutschland), FPT Industrial S.p.A. (Italien) und FPT Motorenforschung AG (Schweiz).

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Deutschland: Bosch zieht sich aus SOFC-Systemen zurück und will sich auf PEM konzentrieren. © Robert Bosch GmbH

(Deutschland) Die Robert Bosch GmbH richtet das Wasserstoffgeschäft neu aus und will die Aktivitäten im Hinblick auf die Industrialisierung und Serienentwicklung von Systemen zur dezentralen Energieversorgung auf Basis der Festoxid-Brennstoffzellentechnik (SOFC) beenden. Das Unternehmen konzentriere sich künftig stärker auf Technologien für die Wasserstofferzeugung und das Angebot von Elektrolysekomponenten – vor allem PEM-Elektrolyse-Stacks (Protonenaustauschmembran). Die Forschungsaktivitäten zur Festoxid-Technologie setze Bosch innerhalb seiner Konzernforschung allerdings fort, ebenso das Engagement um die mobile Anwendung von Wasserstoff in Brennstoffzellen und Verbrennungsmotoren. Zur Begründung führt der Konzern an, der Markt habe sich anders entwickelt als erwartet. Zum einen würden vor allem Systeme einer höheren Leistungsklasse mit CO2-Abscheidung nachgefragt, was die Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb deutlich anspruchsvoller mache. Zum anderen habe die Verstromung von Wasserstoff in Europa, insbesondere in Deutschland, noch nicht die erforderliche Priorität. Im Ergebnis entstehe weiterer Entwicklungsaufwand in den kommenden Jahren, der die Wirtschaftlichkeit signifikant reduziert. Bosch beschäftigt im SOFC-Geschäft rund 550 Mitarbeiter, überwiegend in Deutschland. Für einen Teil davon könne sich „eine Möglichkeit im Bereich der Elektrolyse ergeben“.

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Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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RWE liefert den von Mainova direktvermarkteten Strom aus dem brandenburgischen Solarpark Boitzenburger Land an die Salzgitter AG. © JP Joule GmbH

(Deutschland) Der Stahlkonzern Salzgitter AG hat mit RWE Supply & Trading einen auf sieben Jahre angelegten Vertrag zur Lieferung von Ökostrom unterzeichnet. Das „Power Purchase Agreement“ (PPA) über bis zu 64 Gigawattstunden jährlich beginnt 2027. Der Strom stammt aus einem 180 Megawatt leistenden brandenburgischen Solarpark. Die PV-Anlage gehört der Solarenergie Boitzenburger Land GmbH, der GP Joule-Gruppe sowie der Mainova AG, die den Strom vermarktet. Die Konzerntochter Salzgitter Flachstahl GmbH stellt ab 2026 die Stahlherstellung auf strom- und wasserstoffbasierte Verfahren um. Ziel ist eine nahezu komplett CO2-freie Produktion ab 2033. Dabei wird die Hochofenroute durch Produktionsverfahren mittels Direktreduktion und Elektrolichtbogenöfen ersetzt. „Bis 2025 soll die Hälfte unseres Strombedarfs aus nichtfossilen Quellen stammen, 2030 wollen wir zu 100 Prozent grünen Strom beziehen“, sagt Marco Hauer, Leiter Energiebeschaffung.

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Green Marine UK will Crew Transfer Vessels auf Brennstoffzellenantrieb umrüsten. © Energys Australia Pty Ltd

(Großbritannien) Die Klassifizierungsgesellschaft RINA hat Green Marine UK die bauartbedingte Zulassung (Approval in Principle, AiP) für den Brennstoffzellen-Nachrüstsatz für Crew Transfer Vessels (CTV) erteilt. Die Schiffe werden für Service- und Crew-Transporte eingesetzt. Das aktuelle Projekt „Verdant“ ziele darauf ab, die Emissionen bei der Wartung von Offshore-Windparks erheblich zu reduzieren. Der Abschluss der vorläufigen Design- und Machbarkeitsstudie habe, wie es heißt, „die Machbarkeit des Konzepts bestätigt und den Weg für die nachfolgenden Design- und Konstruktionsphasen geebnet“. Das australische Unternehmen Energys Australia Pty Ltd war für das gesamte Wasserstoffsystem verantwortlich, einschließlich der Spezifikation, Konfiguration und Konstruktion von Wasserstofftanks, Rohrleitungen und Brennstoffzellensystem. Energys bietet eigenen Angaben zufolge eine umfassende Palette von Brennstoffzellenprodukten für die Schifffahrtsindustrie an, von kleinen 90-Kilowatt-Generatoren bis hin zu Multimegawatt-Systemen. Die Produkte sind für verschiedene Anwendungen ausgelegt, darunter Sportboote, kleine Fähren, Arbeitsboote und Landstromversorgung.

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Ceres gibt Denso Lizenz für SOEC-Produktion. © Ceres Power Holdings plc

(Großbritannien) Ceres Power Holdings plc hat mit der japanischen Denso Corporation eine langfristige Lizenzvereinbarung zur Produktion von Festoxid-Brennstoffzellen (SOEC, solid oxide electrolyser cell) unterzeichnet. Das Abkommen sieht nach Unternehmensangaben Einnahmen über Lizenzgebühren, technischer Dienstleistungen und Hardware vor, überdies Lizenzzahlungen an Ceres für die zukünftige kommerzielle Produktion und den Verkauf an Endkunden durch Denso. Diese Partnerschaft versetze Denso in die Lage, „die aktuelle und künftige Generation der Stack-Technologie von Ceres in Lizenz zu produzieren“, mit dem Ziel, eine Wasserstofflieferkette aufzubauen. Denso mit Hauptsitz in Kariya, Japan, beschäftigt weltweit mehr als 160.000 Mitarbeiter in 35 Ländern und Regionen. Japan wolle in den nächsten 15 Jahren Investitionen in Wasserstoff im Wert von 15 Billionen Yen (90 Milliarden Euro) tätigen, insbesondere in den schwer zugänglichen Sektoren wie Stahl, Ammoniak und synthetische Treibstoffproduktion, für die die Festoxidtechnologie von Ceres besonders gut geeignet sei und deutliche Wettbewerbsvorteile biete.

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Unterzeichnung der Absichtserklärung mit HDF im Beisein von Vertretern aus Politik und Wirtschaft. Mitte: Fatma Thabet Chiboub, Ministerin für Industrie, Bergbau und Energie der Republik Tunesien. © HDF Energy

(Tunesien) Hydrogène de France (HDF Energy), Entwickler großer Wasserstoffinfrastrukturen, will in Tunesien ein Großprojekt zur Herstellung von grünem Wasserstoff starten. Eine entsprechende Vereinbarung wurde jetzt mit dem tunesischen Ministerium für Industrie, Bergbau und Energie unterzeichnet. Die Anfangsinvestition werden auf rund drei Milliarden Euro beziffert. Es sollen Windkraftanlagen mit einer Leistung von einem Gigawatt und Photovoltaikkraftwerke mit 500 Megawatt Leistung installiert werden. Mit dem Ertrag würden Elektrolyseure mit einer Leistung von 800 Megawatt bis zu 65.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr produzieren. Der grünen Wasserstoff sei in erster Linie für den Export nach Europa über den „SoutH2“-Korridor von europäischen Gasnetzbetreibern bestimmt. Auch lokale Investoren und Gemeinden sowie der Wirtschafts- und Industriesektor in Tunesien würden einbezogen. Die Unterzeichnung ist Teil einer Reihe von Vereinbarungen, die mit HDF Energy und fünf weiteren ausländischen Unternehmen unterzeichnet wurden. Damit wolle Tunesien die nationale Strategie für grünen Wasserstoff und seiner Derivate umsetzen. Bis 2050 sollen demnach Kapazitäten für 8,3 Millionen Tonnen grünen Wasserstoff aufgebaut werden, davon seien 2,3 Millionen Tonnen für den lokalen Markt bestimmt. Die Gesamtinvestitionen werden auf rund 120 Milliarden Euro geschätzt.

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Die Hauptvorstandsmitglieder von Langley Holdings, Bernard Langley und William Langley (links und rechts), zusammen mit Guido Degen, CEO von GKN Hydrogen, am Hauptsitz des Unternehmens in Pfalzen, Italien. © Langley Holdings

(Großbritannien) Langley Holdings hat GKN Hydrogen von der Dowlais Group übernommen. Kerngeschäft von GKN Hydrogen mit Sitz in Pfalzen (Norditalien) ist die Speicherung von Wasserstoff. Das Unternehmen mit Niederlassungen in Deutschland (Bonn) und den USA (Carlsbad), das früher zu GKN Powder Metallurgy, einem Geschäftsbereich der Dowlais Group plc, gehörte, hat Metallhydridverbindungen entwickelt, welche Wasserstoff mit der 16-fachen Dichte von komprimiertem Wasserstoffgas in fester Form einspeicherten. Bei Bedarf werde der Wasserstoff durch Erhitzen des Hydrids auf 60 Grad Celsius wieder in Gas umgewandelt. Das Unternehmen hat das System eigenen Angaben zufolge in über 7.000 Lade-/Entladezyklen mit einem Wirkungsgrad von 99 Prozent getestet. GKN Hydrogen werde Teil von Langley’s Power Solutions Division. Langley Holdings plc ist ein in Privatbesitz befindlicher britischer Konzern für Maschinenbau und industrielle Fertigung. Die Gruppe ist in Deutschland, Italien, Frankreich, dem Vereinigten Königreich und Norwegen tätig und verfügt über 18 Produktionsstätten in Europa, Großbritannien und den USA.

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Das Team des Instituts für Mechanik und Mechatronik mit Projektpartnern von AVL und Brennstoffzellenfahrzeug. © TUW

(Österreich) Wissenschaftler des Instituts für Mechanik und Mechatronik an der TU Wien forschen an „prädiktiven Energiemanagement-Strategien“ für Brennstoffzellenfahrzeuge. Prädiktive Analysen bewerten Daten, um darin Muster zu erkennen und daraus Trends für künftiges Verhalten abzuleiten und vorherzusagen. Die Forscher in Wien greifen eigenen Angaben zufolge auf einfach verfügbare, statische Routeninformationen wie Geschwindigkeitsbeschränkungen und das Höhenprofil zurück und optimieren damit das Energiemanagement. So wird beispielsweise bei einer gebirgigen Fahrt die Batterie geladen, um während der Bergfahrt die Brennstoffzelle mit der Batterie unterstützen und somit effizienter betreiben zu können. Bei der anschließenden Talfahrt werde die nun entladene Batterie dann wieder durch Rekuperation geladen, was die Effizienz weiter steigere. Neben den Verbrauchseinsparungen erlaubten die prädiktiven Konzepte auch die Lebensdauer der Brennstoffzelle zu erhöhen, indem schädliche Betriebsbereiche vermieden würden. Innerhalb des Projekts „FC-IMPACT“ arbeite das Team unter der Leitung von Christoph Hametner eng mit dem Grazer Technologieunternehmen AVL zusammen, das ein Brennstoffzellen-Demonstrationsfahrzeug auf Basis eines VW Passat gebaut hat. Die Kooperation erlaube es, die Energiemanagement-Strategien, die bereits in Simulationen getestet wurden, mit dem echten Fahrzeug zu validieren. S. Kofler, Z. P. Du, S. Jakubek and C. Hametner, „Predictive Energy Management Strategy for Fuel Cell Vehicles Combining Long-Term and Short-Term Forecasts“, in IEEE Transactions on Vehicular Technology.

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Trelleborg entwickelt für Airbus Dichtungen für das ZEROe genannte Konzeptflugzeug. © Trelleborg Sealing Solutions Germany GmbH

(Deutschland) Die Trelleborg Sealing Solutions Germany GmbH kooperiert mit Airbus im Bereich der Wasserstoffdichtungen. Der französische Luftfahrtkonzern will bis 2035 ein wasserstoffbetriebenes Verkehrsflugzeug liefern. Trelleborg entwickelt die Dichtungen für die Antriebssysteme des „ZEROe“ genannten Konzeptflugzeugs, die es Airbus ermögliche, eine Vielzahl von Konfigurationen und Wasserstofftechnologien zu erforschen. Zur Entwicklung der erforderlichen Technologie wurde ein kryogener Hochdruckprüfstand im britischen Trelleborg Sealing Solutions Werk Bridgwater entwickelt. Erste Tests der „Wills Rings“ genannten Dichtungen zeigten, „dass sie eine nahezu 100-prozentige Abdichtung von Gas unter kryogenen Bedingungen bieten“, sagt Peter Bashford, Produktleiter bei Bridgwater.

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Arcelormittal führt „HyMatch“-Stahl für den Bau von wasserstofftauglichen Rohrleitungen in den Markt ein. © Arcelormittal

(Luxemburg) Der Stahlkonzern Arcelormittal kündigt die Einführung eines neuen Stahls für den Bau von Wasserstoffpipelines an. Der Transport von Wasserstoff stelle „besondere Herausforderungen“ dar. Arcelormittal hat nun eine „HyMatch“ genannte Produktfamilie entwickelt, die sich durch ein „homogenes Gefüge und eine gute Reinheit“ auszeichne. Dies verringere die „Wasserstoffversprödung“ – eine physikalische Eigenschaft von mit Wasserstoff in Verbindunge kommenden Metalllegierungen, die das Risiko von Leckagen erhöht. Im Rahmen von Arcelormittal Global R&D werden in einer Reihe von Produktionsstätten, darunter in Frankreich (Fos-sur-Mer), Deutschland (Bremen) und in F&E-Labors wie in Belgien (Gent) Forschungsprogramme für den Einsatz von Stahl in der Wasserstoffinfrastruktur durchgeführt. Die Produktion in Fos und Bremen biete die Nähe zu Rohrherstellern in den Mittelmeerländern und in der Nordseeregion.

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(USA) OCI Global verkauft 100 Prozent seiner Aktienanteile an dem sich im Bau befindenden 1,1-Millionen-Tonnen-Clean-Ammoniak-Projekt in Beaumont, Texas, an die Woodside Energy Group Ltd. Der Kaufpreis beläuft sich auf 2,35 Milliarden Dollar (2,1 Milliarden Euro). OCI trage eigenen Angaben zufolge weiterhin die Verantwortung für das Projekt bis zur vollständigen Betriebsbereitschaft. Der Gesamtumfang umfasse auch Infrastrukturen und Versorgungseinrichtungen, die für eine zweite Linie erforderlich seien. Die Transaktion werde voraussichtlich im Laufe dieses Jahres abgeschlossen. OCI Clean Ammonia ist eine wasserstoffbasierte Ammoniakanlage, deren Planung „auf der grünen Wiese“ Ende 2021 begann. Der Bau startete im Dezember 2022. Die Anlage werde voraussichtlich 2025 das erste blaue Ammoniak produzieren. Das Projekt ist eine Kooperation zwischen OCI und Linde und verbinde die Technologie des Industriegasanbieters zur Herstellung von Wasserstoff mit geringer Kohlenstoffintensität und zur Kohlenstoffabscheidung mit der Ammoniakproduktion, -lagerung und -transportinfrastruktur von OCI. Darüber hinaus hat Linde mit Exxonmobil einen Vertrag über die Infrastruktur für den CO2-Transport und die CO2-Sequestrierung abgeschlossen. Die Produktionskapazitäten von OCI erstrecken sich dem Unternehmen zufolge über vier Kontinente und umfassen rund 17,2 Millionen Tonnen wasserstoffbasierter Produkte pro Jahr, darunter Stickstoffdünger, Methanol, Biokraftstoffe und Melamin. OCI beschäftigt mehr als 4.000 Mitarbeiter und hat seinen Hauptsitz in den Niederlanden. Woodside ist ein globales Energieunternehmen und unter anderem in der Flüssigerdgasindustrie (LNG) in Australien involviert.

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Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst

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Beschichtung der Karosserie des CR-V e:FCEV im Performance Manufacturing Center in Marysville, Ohio. © Honda Motor Co. Inc.

(USA) Der Autokonzern Honda hat im Performance Manufacturing Center (PMC) in Ohio, mit der Produktion seines lange angekündigten neuen Brennstoffzellen-Pkw „CR-V e:FCEV“ begonnen. Das Fahrzeug sei „das einzige in Amerika hergestellte FCEV“ mit Plug-in-EV-Ladefähigkeit. Das Brennstoffzellensystem wird von der Fuel Cell System Manufacturing LLC in Brownstown, Michigan, hergestellt, einem Joint Venture von Honda und General Motors (GM), das die Technik auch selbst entwickelt hatte. Das Tanken mit Wasserstoff dauere ungefähr genauso lange wie das Befüllen eines Tanks mit Benzin so das Unternehmen. Die Reichweite liege bei 270 Meilen (434 Kilometer). Das elektrische Aufladen dauere 1,8 Stunden. Die Batteriereichweite betrage 29 Meilen (47 Kilometer) für kurze Stadtfahrten (Anm.d.Red.: Wir hatten den Wagen bereits ausführlich vorgestellt).

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DWV: „Grüner Wasserstoff ist der Energieträger der Zukunft.“ © Zukunft Gas / Swen Gottschall

(Deutschland) Experten haben bei einer öffentlichen Sitzung des Parlamentarischen Beirats für nachhaltige Entwicklung in Berlin die Bedeutung grünen Wasserstoffs betont. Dies sei „der Energieträger der Zukunft“, so der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV). In Europa und den angrenzenden Regionen gebe es genügend Potenzial für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, „um den europäischen grünen Wasserstoffbedarf vollständig abzudecken“, sagte Friederike Lassen, Leiterin Politik und Regulierung beim DWV. Ihrer Einschätzung nach bestehe in ganz Europa 2030 ein Angebotsüberschuss von bis zu 90 TWh (Terawattstunden), im Jahr 2040 seien es bis zu 234 TWh. Es müssten geografische Korridore skizziert werden, die deutlich machten, aus welchen Regionen oder Ländern wie viel Wasserstoff in welcher Form sowohl kurzfristig als auch mittel- und langfristig importiert werden solle. Noch werde Wasserstoff teils nicht produziert, weil unklar sei, wer ihn zu welchem Preis abnehme. Damit die „First-Mover“-Problematik überwunden werde, brauche es eine Förderung. Wasserstoff werde dann zu einem Preis in Deutschland verfügbar sein, der den Betrieb stromintensiver Betriebe wie Stahlwerke und Aluminiumhütten möglich mache. Auch Michael Frey von der Hochschule Kehl sieht einen nachhaltigen Wasserstoffbinnenmarkt „als wichtigen Schritt zur energetischen Selbstversorgung Europas auf der Grundlage erneuerbarer Energiequellen“. Der Wasserstoffbedarf sei größer als ursprünglich angenommen, „insbesondere auch im Mittelstand“. Er forderte „eine frühzeitige Koordinierung der grenzüberschreitenden Schnittstellen“ zwischen Deutschland und seinen Nachbarn. Außerdem müssten Gas-, Wasserstoff- und Strominfrastrukturen in einer gemeinsamen Netzentwicklungsplanung zusammenzuführen, zugleich Umwidmungspotenziale von Erdgasleitungen und Trassen ermöglicht und genutzt werden. „Wir müssen auf den Beschleunigungsknopf drücken“, forderte er. Man dürfe sich mit dem Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz nicht begnügen, sondern weiter nachdenken, „wie wir den Wasserstoffhochlauf auf allen Ebenen beschleunigen können“. Das Bundeskabinett hatte, wie berichtet, im Mai den Gesetzentwurf zur Beschleunigung des Ausbaus der Wasserstoffinfrastruktur beschlossen. Damit würden die rechtlichen Rahmenbedingungen für den schnellen Auf- und Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur geschaffen. Das Gesetz wird nun von Bundesrat und Bundestag beraten.

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Volker Sittinger (links, Fraunhofer IST) und Hunter King (Integrative Nanotech) unterzeichneten einen Kooperationsvertrag, um die Detektion von Wasserstofflecks zu verbessern. © Integrative Nanotech

(Deutschland) Das Spin-off Integrative Nanotech mit Sitz in Kanada und dessen Mutterinstitut Fraunhofer-Institut für Schicht- und Oberflächentechnik IST wollen den Transportsektor sicherer und effizienter machen. Die Wissenschaftler forschen dazu an einer „neuen Generation von Systemen zur Detektion von Wasserstofflecks“. Ihre Arbeit ziele darauf ab, die Genauigkeit, Zuverlässigkeit und Geschwindigkeit der Leckdetektion zu verbessern, um sichere Betriebsabläufe zu ermöglichen. Die Anwendungsbereiche seien vielfältig und reichten von Brennstoffzellenfahrzeugen über Wasserstofftankstellen bis hin zu weiteren industriellen Anwendungen. Die Grundlage der Zusammenarbeit zwischen Integrative Nanotech und dem Fraunhofer IST bilde eine Lizenzvereinbarung. Diese ermögliche den Kanadiern den Zugang zu den Technologien des Instituts. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck und der kanadischer Bundesminister für Energie und natürliche Ressourcen Jonathan Wilkinson hätten bereits ihre Unterstützung für diese deutsch-kanadische Zusammenarbeit bekundet. Im August 2022 hatten beide Länder in Stephenville die Deutsch-Kanadische Wasserstoff-Allianz gegründet.

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Norwegian Hydrogen liefert Wasserstoff an Cyan Energy-Ladestationen für Elektrofahrzeuge. © Cyan Energy / Furnes Design

(Norwegen) Der Wasserstoffproduzent Norwegian Hydrogen AS wird Cyan Energy Ltd. mit grünem Wasserstoff beliefern. Der Energieträger stammt aus dem neuen Hellesylt Hydrogen Hub am Sunnylvsfjord. Dort soll der Elektrolyseur in diesem Sommer in Betrieb gehen. Der Wasserstoff wird zur Stromerzeugung und zum Betrieb der Cyan-Ladestationen für Elektro-Pkw und -Lkw verwendet. Durch die Verwendung von lokal produziertem grünem Wasserstoff von Norwegian Hydrogen böten diese Anlagen eine zuverlässige und schnelle Aufladung, so die Unternehmen. Norwegian Hydrogen beginne mit der Belieferung der Cyan Energy-Tankstelle in Hareid und plane eine Ausweitung des Vertriebs, wenn weitere Tankstellen entstehen. Cyan Energy AS wurde gegründet, um das patentierte Cyan Energy-Hochleistungsladesystem zu bauen und zu betreiben. Die Ladestationen nutzen erneuerbare Energie aus Sonne, Wind und Wasserstoff und könnten auch an das Stromnetz angeschlossen werden. Der Firmensitz ist Ålesund, Norwegen. Die Muttergesellschaft Cyan Energy Ltd. ist im britischen Aberdeen ansässig.

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Wirtschaftsminister Habeck überbrachte dem Management und der Belegschaft von ArcelorMittal in Eisenhüttenstadt den Förderbescheid über 1,27 Milliarden Euro, weitere rund 251 Millionen stammen vom Bundesland Bremen. © ArcelorMittal

(Deutschland) Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck hat in Eisenhüttenstadt dem Stahlkonzern ArcelorMittal einen Förderbescheid über 1,3 Milliarden Euro übergeben. Die Summe beinhaltet eine Kofinanzierung des Landes Bremen von rund 251 Millionen Euro für die Direktreduktionsanlage am Unternehmensstandort der Hansestadt. Die Gesamtinvestitionen für das Dekarbonisierungsvorhaben „Dribe2“ von ArcelorMittal der beiden Werke für Flachstahl in Bremen und Eisenhüttenstadt liege den Angaben zufolge bei rund 2,5 Milliarden Euro. „Mit dem Förderbescheid haben wir einen Teil der Kosten gesichert, die wir für den Bau und Betrieb neuer Anlagen zur Dekarbonisierung brauchen“, sagt Thomas Bünger, CEO von ArcelorMittal Flachstahl Deutschland. Der Konzern beabsichtigt, bis 2030 zwei Hochöfen (je einen in Bremen und in Eisenhüttenstadt) durch Elektrolichtbogenöfen und eine Direktreduktionsanlage zu ersetzen. Die neuen Anlagen sollten perspektivisch grünen Wasserstoff nutzen, sobald dieser zu international wettbewerbsfähigen Preisen und in ausreichender Menge verfügbar sei. Das Unternehmen habe bereits Kooperationen mit potenziellen Wasserstofflieferanten wie dem Energieversorger EWE AG oder Organisationen wie dem Naturschutzbund BUND geschlossen. Die Inbetriebnahme der neuen Produktionsanlagen ist für 2026 vorgesehen.

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Konzentrierende Solaranlagen (CSP) sollen Strom für die Methanolproduktion von Vast liefern. © Vast Renewables Ltd.

(Australien) Das auf konzentrierende Solarenergie (CSP) spezialisierte Unternehmen Vast Renewables Ltd. hat eine Planungszustimmung für sein Projekt „Solar Methanol 1“ (SM1) erhalten. Das Vorhaben soll in Port Augusta, Südaustralien, entstehen und 7.500 Tonnen grünes Methanol pro Jahr produzieren. Vast entwickelt SM1 gemeinsam mit dem globalen Energieunternehmen Mabanaft GmbH & Co. KG. Das Projekt will „bewährte Technologien“ zur Herstellung von grünem Methanol kombinieren: eine Leilac-Kalzinierungsanlage des australischen Technologieunternehmens Calix zur Abscheidung von Kohlendioxid, eine Elektrolyseanlage zur Herstellung von Wasserstoff und eine Methanolanlage. Eine „Concentrated Solar Power“-Anlage mit einer Leistung von 30 Megawatt (288 MWh) soll Strom und Wärme liefern. Im Februar kündigten Vast und seine Projektpartner die Unterzeichnung von Finanzierungsvereinbarungen für SM1 für bis zu 19,48 Millionen australische Dollar (11,7 Millionen Euro) mit der staatlichen Australian Renewable Energy Agency (ARENA) an. Der Projektträger Jülich (PtJ) hat Mabanaft eine zusätzliche Finanzierung von bis zu 12,4 Millionen Euro gewährt. Die Finanzierung ist Teil der Förderinitiative „German-Australian Hydrogen Innovation and Technology Incubator“ (HyGate), einer gemeinsame Initiative von ARENA im Auftrag des Energieministeriums (Department of Climate Change, Energy, Environment and Water, DCCEEW) und des Bundesministeriums für Bildung und Forschung. Mit der Planungszustimmung bewege sich SM1 auf die endgültige Investitionsentscheidung zu, so das Unternehmen.

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Die HDF-Fabrik für Brennstoffzellen in Blanquefort wurde von Damien Havard, CEO und Gründer von HDF Energy, und Hanane El Hamraoui, stellvertretender CEO, in Anwesenheit lokaler Politiker eingeweiht. © HDF Energy

(Frankreich) Hydrogène de France (HDF) hat seine Fabrik zur Herstellung von Brennstoffzellen mit einer Leistung von über einem Megawatt eingeweiht. In Blanquefort in der Nähe von Bordeaux würden Brennstoffzellen mit der PEM-Technologie (Proton Exchange Membrane) hergestellt. Der Standort umfasst 7.000 Quadratmeter auf dem Gelände eines ehemaligen Getriebewerks des Autobauers Ford. Die Fabrik sei Teil des Projekts „HDF Industry“, eines umfassenden, auf mehrere Jahre angelegten Investitionsplans zur Entwicklung und Industrialisierung von Multimegawatt-Brennstoffzellen. Das Unternehmen will sukzessive F&E- und Industrialisierungsprogramme für verschiedene Produktreihen von einem bis zehn Megawatt starten. Nach dem Hochfahren der Anlage soll 2025 die Testphase beginnen, die Serienproduktion dann 2026. Bis 2030 solle jährlich ein Gigawatt produziert werden. 80 Prozent der Fertigung seien für den Export bestimmt. 2018 hatte die Region Nouvelle-Aquitaine eine finanzielle Unterstützung für den Start des Brennstoffzellengeschäfts des Unternehmens gewährt. Im Mai 2024 genehmigte die Europäische Kommission die Finanzierung des Industrieprojekts durch die französische Regierung im Rahmen des „Hy2Move“-IPCEI (Important Project of Common European Interest). HDF Energy entwickelt eigenen Angaben zufolge derzeit ein Projektportfolio im Wert von über fünf Milliarden Euro. Das französische Unternehmen verfügt über regionale Niederlassungen in Lateinamerika, der Karibik, Asien, Afrika und Ozeanien. Seit 2021 ist die Gruppe an der Pariser Börse Euronext notiert.

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H2gen Canada bezieht künftig Strom aus Wasserkraft vom kanadischen Staatsunternehmens Hydro-Québec. © H2gen Canada Inc.

(Kanada) Hy2gen Canada Inc. erhält einen Stromliefervertrag von Hydro-Québec, um grünen Wasserstoff und Ammoniak in Baie-Comeau, Provinz Quebec, herzustellen. Das Projekt Courant wurde in den letzten vier Jahren in Zusammenarbeit mit der Gemeinde entwickelt und soll nun in die Engineering-Phase eintreten. Nach der endgültigen Investitionsentscheidung könne der Bau in der zweiten Hälfte des Jahres 2026 zu beginnen. Die Produktion von grünem Ammoniak starte voraussichtlich 2029. Seit 2023 produziert Hy2gen grünen Wasserstoff in seinem Werk in Werlte, Deutschland. Hy2gen Canada Inc. ist eine Tochtergesellschaft der Hy2gen AG mit Sitz in Wiesbaden, Deutschland. Das Unternehmen entwickelt, finanziert, baut und betreibt Anlagen zur Herstellung von erneuerbarem Wasserstoff und aus Wasserstoff gewonnene Kraftstoffe. Zu Hy2gens Partnern gehören der Schweizer Rohstoffhändler Trafigura, das französische Technologie- und Ingenieurunternehmen TechnipEnergies, Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ), die französische Investmentgesellschaft Mirova und der Infrastrukturfonds Hy24, der unter anderem von Air Liquide, Total Energies, VINCI Concessions, Plug Power, Chart Industries, Baker-Hughes und Airbus unterstützt wird.

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Am Rande der Baku Energy Week unterzeichneten Masdar und SOCAR Anfang Juni eine Vereinbarung für drei PV- und Windkraftprojekte: Sultan Al Jaber, VAE-Industrieminister und Vorsitzender von Masdar, und Ilham Aliyev, Präsident von Aserbaidschan. © Masdar

(Aserbaidschan) Die Abu Dhabi Future Energy Company PJSC (Masdar) aus den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE), und SOCAR, die staatliche Ölgesellschaft Aserbaidschans, planen den Bau von drei großen Solar- und Windprojekten mit einer installierten Leistung von einem Gigawatt. Masdar will bis 2030 ein Portfolio für erneuerbare Energien von 100 Gigawatt aufbauen und eigenen Angaben zufolge dann „ein führender Hersteller von grünem Wasserstoff“ sein. Zu den jetzt auf den Weg gebrachten Projekten gehören „Bilasuvar“ (PV, 445 Megawatt), „Neftchala“ (PV, 315 Megawatt) und „Absheron-Garadagh“ (Onshore Wind, 240 Megawatt). Die Investitionsvereinbarungen für die Projekte wurden im Oktober 2023 geschlossen, gefolgt von der Unterzeichnung von Stromlieferverträgen und Landpachtverträgen. Aserbaidschans Energieminister Parviz Shahbazov prognostiziert die Stromerzeugung dieser drei Projekte auf 2,3 Milliarden Kilowattstunden, womit sich über 500 Millionen Kubikmeter Erdgas einsparen ließen. Bis 2030 will das Land Erneuerbare-Energien-Projekte mit einer Leistung von zehn Gigawatt entwickeln.

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Ziel ist zum einen, die umweltfreundliche Stromerzeugung näher an die Lastzentren und Verbraucher im Südosten Simbabwes heranzuführen, um die Übertragungsverluste aus den Stromerzeugungszentren im Nordwesten zu verringern. Zum anderen wird die Versorgung und auch der Zugang zu Elektrizität der lokalen Bevölkerung verbessert, so HDF, die bislang aufgrund der schwachen Versorgung und starken Netzschwankungen an der wirtschaftlichen Entwicklung gehindert wird. Überdies werde das große Energiedefizit des Landes reduziert.

Das Solarkraftwerk produziert tagsüber Strom (1), der in Batterien gespeichert wird (2). Der Elektrolyseur (3) erzeugt aus dem Solarstrom Wasserstoff mit Zwischenlagerung in horizontalen Metalltanks (4). Brennstoffzellen (5) erzeugen nachts aus dem gespeicherten Wasserstoff Strom für das Netz. © HDF Energy (2x)

Die geplante Anlage produziere rund um die Uhr Ökostrom und ist schwarzstartfähig, kann also unabhängig vom Stromnetz vom abgeschalteten Zustand hochgefahren werden. Sie ist für die Lieferung von Grundlaststrom konzipiert, lasse sich aber je nach Bedarf zu- oder abschalten, um die Netzstabilität zu erhalten oder zu verbessern. Der Jahresertrag wird auf 178 Gigawattstunden prognostiziert. Der finanzielle Abschluss des Projekts und der Baubeginn erfolge 2024/2025, sagt Nicolas Lecomte, HDF-Direktor für das südliche und östliche Afrika.

„Middle Sabi Renewstable“ wird im Rahmen des projekt-, technologie- und investorenübergreifenden Chipangayi Renewable Energy Technology Park (RETPark) entwickelt. Dieser ist insbesondere für Ansiedlungen von Unternehmen und unabhängigen Stromerzeugern (IPP) aus den Segmenten Solarenergie, Biomasse, Windkraft und grünem Wasserstoff konzipiert.

Bis 2030 soll die Elektrifizierungsquote bei 72 Prozent liegen

Die Regierung will bis 2030 die Entwicklung von Solarprojekten mit einer Leistung von über 1.000 Megawatt durch unabhängige Stromerzeuger fördern. Außerdem soll bis zum Jahr 2030 eine Elektrifizierungsquote von 72 Prozent der gesamten Bevölkerung erreicht werden, eine Erhöhung der ländlichen Elektrifizierungsquote soll im gleichen Zeitraum auf 60 steigen, heißt es in einem Factsheet der Deutschen Industrie und Handelskammer für das südliche Afrika.

Demnach beträgt die installierte Erzeugungsleistung im Land insgesamt 2.394 Megawatt (MW). Davon machen Kohlekraftwerke mit etwa 1.200 MW gut die Hälfte aus. Der Anteil erneuerbarer Energien liege bei 48 Prozent mit Schwerpunkt auf Wasserkraft mit einer installierten Leistung von 1.081 MW. Hinzu kommen Photovoltaik mit derzeit lediglich 12,6 MW und Biomasse mit 101 MW (Stand Juni 2022).

Projektinfo

Grafiken oben / Mitte
Rendering des geplanten Standorts für das Wasserstoffkraftwerk in Simbabwe, das von Solarstrom gespeist wird. © HDF Energy

Grafik 3
Das Solarkraftwerk produziert tagsüber Strom (1), der in Batterien gespeichert wird (2). Der Elektrolyseur (3) erzeugt aus dem Solarstrom Wasserstoff mit Zwischenlagerung in horizontalen Metalltanks (4). Brennstoffzellen (5) erzeugen nachts aus dem gespeicherten Wasserstoff Strom für das Netz. © HDF Energy

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Fertigstellung Ende 2023

HDF Energy errichtet sein 7.000 Quadratmeter großes Gebäude auf einem vier Hektar großen Grundstück einer ehemaligen Ford-Fabrik in Blanquefort bei Bordeaux. Die Fertigstellung ist für Ende 2023 vorgesehen, anschließend wird auch die Zentrale des Unternehmens vom gut zwölf Kilometer entfernten Lormont nach Blanquefort verlegt.

Die Grundsteinlegung mit Damien Havard, CEO und Gründer von HDF Energy (links), Hanane El Hamraoui, HDF-Vizepräsidentin für Industrie, (rechts) sowie Vertreter der lokalen Behörden. © HDF Energy

Wenn die Produktion im Jahr 2024 anläuft, plant HDF zunächst die Herstellung von Brennstoffzellen mit einer Leistung von 1,5 Megawatt, bevor die Kapazität schrittweise auf zehn Megawatt erhöht und noch im nächsten Jahr auf 100 Megawatt ausgebaut wird. Damit entstünden nach Unternehmensangaben vor Ort mehr als 100 Arbeitsplätze.

80 Prozent der Produktion sind für den Export bestimmt. Außerdem plant HDF, 70 Prozent seiner Lieferkette auf regionale, nationale und europäische Ebenen aufzuteilen. Die Hochleistungsbrennstoffzellen bedienten die Märkte für Mobilität in den Sektoren Schiffe und Bahnen sowie Stromerzeugung für Energienetze. Das Unternehmen habe in dieser Hinsicht bereits „eine Reihe strategischer Partnerschaften“ unterzeichnet.

Entwicklung der regionalen Infrastruktur

HDF Energy unterzeichnete überdies eine Absichtserklärung mit dem Energiedienstleister Teréga Solutions, Tochter des Gasfernleitungsnetzbetreibers Teréga SAS, und Hype, um bei der Entwicklung der Wasserstoffmobilität in der Region Bordeaux zusammenzuarbeiten. Im Rahmen der Vereinbarung wollen sie die Gründung eines Joint Ventures prüfen mit dem Ziel, eine Infrastruktur für grünen Wasserstoff aufzubauen.

Die französische Regierung hatte das Vorhaben von HDF Energy im Oktober 2022 als „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) ausgewählt und bei der Europäischen Kommission angemeldet. Das Unternehmen rechnet mit der Genehmigung in diesem Sommer. Ein weiterer Ausbau zur „Gigafactory“ könne regional mehr als 500 Arbeitsplätze schaffen.

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Rendering der künftigen Brennstoffzellenfabrik und neuen Unternehmenszentrale von HDF Energy in Blanquefort bei Bordeaux. © HDF Energy

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Standort ist nach Angaben der 2021 gegründeten Unternehmenstochter HDF Energy Namibia (Pty) Ltd. die Hafenstadt Swakopmund, mit rund 45.000 Einwohnern die viertgrößte Stadt des Landes und Verwaltungszentrum der Region Erongo. Die Investitionen liegen bei mehr als drei Milliarden Namibia-Dollar (180 Millionen Euro).

Wasserstoff und Strom rund um die Uhr

Den Strom für die 24 Megawatt leistenden Elektrolyseure sollen Solaranlagen mit einer installierten Leistung von 85 Megawatt liefern. Das Wasser wird einer Projektbeschreibung zufolge mittels einer Meerwasserentsalzungsanlage am Atlantik nördlich von Swakopmund gewonnen. Die anfangs benötigten rund 200 Kubikmeter entmineralisiertes Wasser pro Tag werden über eine rund sechs Kilometer lange Pipeline zum Kraftwerk geleitet. Die Kapazität der Entsalzungsanlage betrage etwa 600 Kubikmeter Wasser pro Tag.

Eine Meerwasserentsalzungsanlage nördlich von Swakopmund (links, blau) liefert das entmineralisierte Wasser über eine Pipeline (dunkelblau) zum Wasserstoffkraftwerk (rechts, grün). Die grauen Flächen zeigen die geplante PV-Anlagen. Gelbgrün: Wasserstofftankstelle; Rot: Umspannwerk. © HDF Energy Namibia / Screenshot aus den Unterlagen zur Umweltverträglichkeitsprüfung von Februar 2022

Der Wasserstoff wird gespeichert und kann mittels Brennstoffzellen rund um die Uhr zur Stromproduktion genutzt werden. Als kurzfristige Stromspeicher wiederum dienen Batterie-Container mit einer Kapazität von 90 Megawattstunden. Der Bau einer Wasserstofftankstelle ist ebenfalls vorgesehen. „Jährlich können wir 142 Gigawattstunden produzieren, genug für 142.000 Einwohner“, erklärte Nicolas Lecomte, Direktor von HDF Energy für das südliche Afrika, gegenüber der Nachrichtenagentur „Reuters“. Die Anlage solle die Versorgung des Landes verbessern, das zurzeit einen Großteil seines Strom aus Südafrika und Botswana importiert. Überdies werde HDF „bald auch Projekte in Ostafrika entwickeln“, so Lecomte.

Weitere Wasserstoffprojekte in Namibia angekündigt

Wie berichtet, sind derzeit eine Reihe von Wasserstoffprojekten in Namibia in Planung. So meldeten beispielsweise die Ohlthaver & List Gruppe und die belgische CMB Tech Ltd. den Bau einer Demonstrationsanlage zur Produktion von grünem Wasserstoff zum Betrieb einer Tankstelle in Walvis Bay, eine halbe Autostunde südlich von Swakopmund. Die Fertigstellung ist für Ende 2023 vorgesehen. „Je nach den Ergebnissen wird in einer zweiten Phase eine Produktionsanlage in größerem Maßstab folgen“, so die Unternehmen. Die Projektentwicklung obliegt dem neuen Joint Venture Cleanergy Namibia.

Die Hyphen Hydrogen Energy Pty Ltd. hat demgegenüber ein Wasserstoffprojekt beträchtlichen Ausmaßes angekündigt. Für rund zehn Milliarden Dollar (9,91 Milliarden Euro) will das Unternehmen bis zum Ende des Jahrzehnts Anlagen bauen, die jährlich rund 350.000 Tonnen grünen Wasserstoff für regionale und globale Märkte produzieren.

Die Leistung der Elektrolyseure wird auf drei Gigawatt beziffert, die mit erneuerbarem Strom aus Kraftwerken mit einer installierten Leistung von fünf bis sechs Gigawatt gespeist werden. Geplanter Baubeginn ist Januar 2025, die Inbetriebnahme der ersten Phase soll bis Ende 2026 erfolgen. Hyphen Hydrogen Energy ist ein Joint Venture zwischen dem Investor Nicholas Holdings Limited und Enertrag South Africa (Pty) Ltd., Tochtergesellschaft des brandenburgischen Stromerzeugers Enertrag AG.

40 Millionen Euro vom BMBF

Weitere Projekte, teils im Gigawatt-Maßstab, sowie Wasserstoffzentren sind in der Planungs- und Entwicklungsphase. Im August 2021 hatte das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) eine Wasserstoffpartnerschaft zwischen Deutschland und Namibia geschlossen und Fördermittel in Höhe von insgesamt 40 Millionen Euro zugesagt.

Im Juli 2022 ernannte das Bundeswirtschaftsministerium einen Sonderbeauftragten für die deutsch-namibische Klima- und Energiekooperation. Seine Aufgabe ist es, im Rahmen eines Kooperationsabkommens mit der namibischen Regierung eine Wasserstoffwirtschaft aufzubauen.

Grafik oben
HDF will mit einem Wasserstoffkraftwerk rund um die Uhr Strom erzeugen © HDF Energy

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Die Brennstoffzellen werden von HDF auf Basis der Technologien der kanadischen Ballard Power Systems Inc. spezifiziert. Nach Angaben von Rob Campbell, Chief Commercial Officer von Ballard, eigne sich die Proton Exchange Membrane-Brennstoffzellentechnologie von Ballard „sehr gut für Energieversorgungsanlagen wie diese“. HDF und Ballard gehen davon aus, dass die beiden 1,5-Megawatt-Systeme bis Mitte 2023 geliefert werden.

Die genutzte „FCgen-LCS“-Technologie hatte Ballard Power erstmals 2018 auf der IAA-Nutzfahrzeugmesse in Hannover vorgestellt. Die flüssigkeitsgekühlten PEM-Zellen wurden als „technologische Kernkomponente“ des Ballard-Portfolios von Leistungsmodulen für den Einsatz in „Heavy-Duty-Motiv“-Anwendungen präsentiert, etwa für die Nutzung bei Bussen, Lkw und Zügen. HDF, seit Juli 2021 am regulierten Markt der Euronext Paris notiert, hat eine Anlage zur Brennstoffzellen-Massenproduktion entwickelt, die 2023 in Frankreich in Betrieb gehen soll.

Das „Renewstable“-Projekt in Guyana scheint indes um einiges in Verzug. Auf einer offenbar seit geraumer Zeit nicht mehr aktualisierten Website von CEOG ist davon die Rede, dass nach der Entwicklungsphase 2018 die Bauphase ursprünglich für 2019/2020 anvisiert worden war und die Betriebsphase schon 2020 hätte beginnen sollen. Das Kraftwerk ist für eine Betriebsdauer „von mindestens 20 Jahren“ ausgelegt.

Kritiker des Projekts bemängeln, dass es durch den Bau unter anderem zu einem viele Dutzend Hektar großen Eingriff in den Regenwald, in die Artenvielfalt und die von der französischen Regierung zugesicherten Rechte sowie in den Lebensraum der dort lebenden indigenen Einwohner komme. Der erzeugte Strom stehe nicht der Bevölkerung zur Verfügung, sondern würde für die Goldminen vor Ort benötigt, meinen die Autoren eines Beitrages vom Mai dieses Jahres auf der Website „La Relève et La Peste“. Auf entsprechende Anfragen habe HDF nicht reagiert, heißt es dort.

Deep Link
https://www.ceog.fr
https://www.hdf-energy.com/en/investors/financial-press-release/?ID=ACTUS-0-71242&CLIENT=ACTUS-0-447
https://www.ballard.com/about-ballard/newsroom/news-releases/2021/10/07/ballard-hdf-energy-announce-world-s-first-multi-megawatt-scale-baseload-hydrogen-power-plant
https://lareleveetlapeste.fr/guyane-une-centrale-a-hydrogene-va-detruire-75-ha-de-foret-amazonienne-avec-la-complicite-de-letat-francais/

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In Französisch-Guayana soll ein Wasserstoff-Grundlastkraftwerk entstehen © HDF Energy

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CEOG Projekdiagramm © CEOG

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