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Ölalternativen I Mit CO2-neutralen Bioprozessen produziert Colipi aus Hamburg Öle auf Basis nachwachsender Rohstoffe. Die Hefeöle dienen als Alternative etwa zu Palmöl für die Kosmetik- und Lebensmittelindustrie [Nachr. Chem. 2022, 70(7/8), 32]. Geschäftsführer ist Maximilian Webers. (Handelsregistereintrag vom 14.4.2022)In der Zelle behandeln I Mermaid Bio will Antikörper entdecken und entwickeln, die intrazellulär wirken (Intrabodies). Die Münchner verknüpfen Einzeldomänenantikörper (Nanobodies) mit mRNA/Lipidnanopartikel(LNP)-Systemen zur Arzneimittelabgabe. Geschäftsführer sind Ranja Salvamoser und Chris Baldwin. (4.2.2022)Plasmaverpackungen I Das Aachener Unternehmen Ionkraft will Kunststoffverpackungen mit Barriereeigenschaften – etwa gegenüber Sauerstoff, Stickstoff und Kohlenstoffdioxid – mit Plasmatechnik recycelbar machen. So beschichtete Behälter statt der derzeitigen Multimateriallösungen sollen wiederverwendbare Verpackungen ermöglichen und den Einsatz von Neumaterial verringern. Geschäftsführer ist Jaritz Montgomery. (26.11.2021)Ungewöhnlich wirkende Antibiotika I Smartbax aus München entwickelt Antibiotika mit Wirkmechanismen, die mehrere bisher ungenutzte Targets gleichzeitig angreifen. Dies erschwert die Entwicklung von Resistenzen. Die Wirkstoffe zielen auf die multiresistenten Erreger Methicillin-resistente Staphylococcus aureus (MRSA) und Vancomycin-resistente Enterokokken (VRE). Geschäftsführer sind Stephan Sieber und Marco Janezic. (28.4.2021)Holger Bengs, European Chemistry Partnering, schaut für die Nachrichten aus der Chemie ins Handelsregister.

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Ölalternativen I Mit CO2-neutralen Bioprozessen produziert Colipi aus Hamburg Öle auf Basis nachwachsender Rohstoffe. Die Hefeöle dienen als Alternative etwa zu Palmöl für die Kosmetik- und Lebensmittelindustrie [Nachr. Chem. 2022, 70(7/8), 32]. Geschäftsführer ist Maximilian Webers. (Handelsregi...

Ob in der Industrie, im Verkehr oder zum Heizen: Saubere Energie ist überall nötig, um die Klimaziele zu erreichen und den Übergang zur Kohlenstoffneutralität zu gewähren. Wasserstoff gilt dabei als Alternative zu fossilen Brennstoffen und stößt weltweit auf Interesse und Investitionen.Japan war im Jahr 2017 das erste Land der Welt, das eine nationale Wasserstoffstrategie veröffentlicht hat. Auf dem Weg zu einer Wasserstoffgesellschaft will das Land seine CO2-Emissionen bis zum Jahr 2030 um 46 Prozent senken und bis 2050 klimaneutral sein. Andere Länder zogen nach mit ihren nationalen Wasserstoffstrategien, darunter Deutschland im Juni 2020. Die Bundesrepublik will ihre Abhängigkeit von Lieferanten fossiler Energieträger beenden und setzt auf grünen Wasserstoff, der in sonnen- und windreichen Weltregionen produziert und nach Deutschland importiert werden soll.<h2 type="main">Fukushima: ein Wasserstoffstandort in Japan</h2>Japan erzeugte im Jahr 2020 etwa 18,65 Mrd. Terajoule Energie – etwa ein Drittel mehr als Deutschland. Die meisten japanischen Kernreaktoren wurden im Jahr 2013 abgeschaltet, dem Jahr der Reaktorkatastrophe in Fukushima. Der Selbstversorgungsgrad beim Erzeugen elektrischer Energie sank damit von etwa 20 Prozent im Jahr 2010 auf 11 Prozent 2020. Für Japans Energiewende mit Kohlenstoffneutralität im Jahr 2050 sind Photovoltaik (PV), Biomasse und Wasserstoff zentral.Der Inselstaat gehört zu den ersten Ländern, die mit nationalen Projekten Wasserstoff gegenüber Erdgas wettbewerbsfähig machen wollten. Bis zum Jahr 2030 sollen 800 000 Brennstoffzellenfahrzeuge und mehr als fünf Millionen Brennstoffzellen in Haushalten stehen und eine internationale Wasserstoffversorgungskette aufgebaut werden. Das Land experimentiert zudem mit groß angelegter Stromerzeugung auf Wasserstoffgrundlage. Eine zentrale Einheit dabei ist das Wasserstoffversuchsfeld in Fukushima.1–3)Dort ging das Wasserstoffforschungsareal Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R) im März 2020 in Betrieb (<link href="#nadc20224129344-fig-0001">Foto rechts).4,5) Das japanische Unternehmen Sangyo hat die Versuchsanlage gebaut, und Toshiba Energy Systems sowie Tohoku Electric Power betreiben sie. Sie liefert derzeit mit einer 20-Megawatt(MW)-Photovoltaikanlage auf 180 000 Quadratmetern und mit Überschussenergie aus dem Netz jährlich etwa 900 Tonnen H2.6)<figure xml:id="nadc20224129344-fig-0001"><figure><img alt="image" src="https://media.graphassets.com/G8eVbssUQAm3OZipjzRf"><figcaption><label>Abb.1: </label>Das Wasserstoffforschungsareal FH2R in Fukushima. Foto: FH2R</figcaption></figure></figure>Der vom japanischen Unternehmen Asahi Kasei stammende 10-MW-Elektrolyseur erzeugt mit einer Schwankung von 0,5 Megawatt pro Sekunde 27 bis 180 Kilogramm Wasserstoff pro Stunde – je nach Schaltung der 170 Einzelzellen. Kompressoren verdichten diesen auf acht Bar. Die Wasserstoffreinheit liegt bei 99,97 Prozent und entspricht der Norm ISO14687–2. Die Menge reicht aus, um ungefähr 150 Haushalte in der benachbarten Ortschaft Namie mit Elektrizität zu versorgen und – theoretisch – 560 Brennstoffzellenfahrzeuge vollzutanken. Das Energiemanagementsystem (Power2Gas Control System) von Toshiba berücksichtigt Stromerzeugung und -bedarf und steuert die Wasserstoffbildung im Elektrolyseur je nach Stromabfluss. Die dabei gewonnenen Daten gehen in ein H2-Bedarfsvorhersagesystem.Neben dem FH2R-Versuchsfeld steht auf 78 000 Quadratmetern das Fukushima Renewable Energy Research Institute. Betreiber ist wie für das FH2R die Agency of Industrial Science and Technology, der Technologiearm des Wirtschaftsministeriums Meti. Dazu gehören zwei PV-Demonstratoren mit 750 Kilowatt, ein Windkraftdemonstrator mit 300 Kilowatt, eine Ammoniakturbine, eine 620 quadratmetergroße Erdwärmeversuchsanlage, eine Wasserstoffversuchsanlage und eine Kontrollstation, die diese Energien mischt.Das Versuchsfeld von Fukushima liefert grünen Wasserstoff für die Industrie. Sumitomo Rubber Industries hat neben dem FH2R-Versuchsfeld eine Pilotanlage zur kontinuierlichen Autoreifenproduktion erstellt und versorgt sich mit Energie aus der Versuchsanlage. Das Energiemanagement des Betriebs soll herausfinden, wie sich die Mischung von grüner Energie mit Stadtgas unter Produktionsbedingungen optimieren lässt.Das Fukushima Advanced Laminated Wood Manufacturing Center stellt so laminierte Spanplatten her und nutzt ein ähnliches Energiemanagementsystem.Zudem wurde ein Flugfeld am Südrand des FH2R-Versuchsfelds in ein „Fukushima Robot Testfield“ umgewidmet, um Drohnen zu entwickeln.<h2 type="main">Wasserstoff in Leuna</h2>In Deutschland gehören Chemieparks zu den größten Wasserstoffverbrauchern. Bisher gewinnen sie Wasserstoff durch Dampfreformierung, also aus fossilen Quellen. Für große Elektrolyseurprojekte bietet die Nähe zu solchen Großverbrauchern eine Verteilinfrastruktur. In Leuna baut Linde den mit 24 Megawatt dann weltweit größten Polymerelektrolytmembran(PEM)-Elektrolyseur (<link href="#nadc20224129344-fig-0002">Grafik).7) Die Anlage soll dieses Jahr in Betrieb gehen; H2 daraus wird aber trotz hoher Erdgaspreise preislich nicht mit dem aus fossilen Quellen mithalten können.<figure xml:id="nadc20224129344-fig-0002"><figure><img alt="image" src="https://media.graphassets.com/CxysF9TFWCCjOeYjUrwA"><figcaption><label>Abb.2: </label>Das Projekt e-CO2Met soll zeigen, wie die Nutzung von Wasserstoff aus Hochtemperaturelektrolyse (Phase 1) und CO2 aus der Raffinerie (Phase 2) zusammen mit anschließender Methanolsynthese auf der Plattform Hy2Chem funktionieren. Grafik: Totalenergies</figcaption></figure></figure>Dass grüner Wasserstoff die CO2-Emissionen der Industrie reduzieren kann, aber der Weg bis zur CO2-Neutralität weit bleibt, zeigt ein zweites Projekt in Leuna. Ein 1-MW-Hochtemperatur-Elektrolyseur von Sunfire erzeugt dort Wasserstoff für das französische Energieunternehmen Total, das damit CO2 zu Methanol hydriert. Das CO2 dafür kommt aus der Raffinerie, in der Total weiterhin Methanol nach klassischem, fossilbasiertem Verfahren herstellt. Diese Verknüpfung ist pragmatisch: Solang klassische Chemieprozesse CO2 emittieren, ist das aufwendige und energieintensive Direct-Air-Capture-Verfahren, das CO2 aus der Umgebungsluft zieht, nicht notwendig.<h2 type="main">Wesseling, Lingen und Höchst</h2>Dass fossile Energieträger noch lange in unserem Energiemix enthalten sein werden, selbst wenn es preiswerten grünen Wasserstoff gibt, zeigt ein Projekt in Wesseling. Dort nahm der Londoner Mineralöl- und Erdgaskonzern Shell in einer Raffinerie im Jahr 2021 einen 10-MW-Elektrolyseur in Betrieb. Der Wasserstoff dient dort dem Raffinerieprozess, verarbeitet also fossile Energieträger.8)In Lingen baut der Essener Energiekonzern RWE eine Elektrolyse und testet dabei zwei Techniken parallel: einen Druckalkalielektrolyseur mit einer Leistung von zehn Megawatt (Sunfire) und einen PEM-Elektrolyseur mit vier Megawatt (Linde). Der Wasserstoff soll in ein öffentliches Wasserstoffnetz eingespeist und dem Brennstoff der Gasturbine eines Gaskraftwerks beigemischt werden. Die Betriebserfahrungen könnten bis zum Jahr 2024 zu 100 Megawatt Elektrolyseleistung führen. Mit der dann gebauten wasserstofffähigen Gasturbine sollen bis zum Jahr 2026 etwa 300 Megawatt erreicht werden.9)Einen anderen Ansatz verfolgt der Industriepark Höchst in Frankfurt.10) Dort fällt Wasserstoff bei chemischen Produktionsprozessen in einem Umfang an, der sich für die nichtchemische Weiterverarbeitung nutzen lässt. Zudem ist der Bau eines Elektrolyseurs angekündigt. Diesen derzeit noch fossilbasierten – deshalb als „grau“ bezeichneten – Wasserstoff bietet seit dem Jahr 2006 eine Industrieparktankstelle Brennstoffzellenfahrzeugen an, darunter den Werksbussen.Der Chemiestandort Frankfurt-Höchst betreibt seit mehr als 100 Jahren eine Wasserstoffinfrastruktur mit Druckstufen zwischen 70 Millibar und 100 Bar. Jetzt soll für einen mittleren, einstelligen Millionenbetrag eine zweite Wasserstofftankstelle hinzukommen.11) Dort sollen 27 wasserstoffbetriebene Regionalzüge für den Nahverkehr betankt werden. Ein einzelner Zug kann dabei 260 Kilogramm Wasserstoff in zwei Tanks (Nenndruck 350 Bar) aufnehmen, mit denen er bis zu 160 Fahrgäste transportiert, maximal 1000 Kilometer weit bei einer Höchstgeschwindigkeit von 140 Kilometern pro Stunde. Trotz grauen Wasserstoffs sind die Vorteile der lokal emissionsfreien und geräuscharmen Betriebsweise erkennbar. Darüber hinaus kann in Zukunft – bei einer Änderung der Rohstoff- und Energiequellen – auch grüner Wasserstoff in einer bereits etablierten Infrastruktur angeboten werden.<h2 type="main">Anionenaustauschermembranen</h2>Asahi Kasei setzt mit seinem Elektrolyseur auf die seit Jahrzehnten bewährte alkalische Elektrolyse (AEL). Diese hat eine hohe industrielle Reife; die Prozesse laufen stabil über lange Betriebszeiten.12) Infolge geringer Stromdichten sind die Kosten für die Herstellung eines Kilogramms Wasserstoff allerdings relativ hoch (<link href="#nadc20224129344-tbl-0001">Tabelle).<tabular xml:id="nadc20224129344-tbl-0001"><label>1</label><h2group><h2 type="tabularName">Tab.</h2><h2 type="main">Vergleich von Wasserelektrolysen zur Wasserstofferzeugung. AEL: alkalische Wasserelektrolyse; PEM: mit Protonenaustauschmembran; AEM: mit Anionenaustauschmembran.</h2><img alt="image" src="https://media.graphassets.com/O5CkJI9R6K3eBrcDMPzA"></h2group></tabular>Die von Linde genutzte Protonenaustauschmembran-Wasserelektrolyse (PEMWE) hat sich neben der AEL etabliert. Die PEMWE hat eine höhere Stromdichte und lässt sich ohne großen Leistungsverlust diskontinuierlich betreiben. Wegen des sauren Mediums besteht allerdings ein hoher Anspruch an die Materialien, und die Edelmetallkatalysatoren erhöhen die Investitionskosten.12)Die Anionenaustauschmembran-Wasserelektrolyse (AEMWE) soll die Vorteile der beiden anderen Wasserelektrolysearten verbinden. Mit Feststoffmembranen im alkalischen Milieu lässt sich bei hohen Drücken und mit hohen Stromdichten elektrolysieren; Materialien wie Edelmetallkatalysatoren oder Titanverbindungen sind verzichtbar. Damit sinken die Investitionskosten bei steigender Leistung.13)Bei der AEMWE-Technik fehlen der Nachweis von Robustheit und langen Laufzeiten für größere Elektrolyseure im MW-Bereich noch. Die Versuchsanlagen haben Optimierungspotenzial, etwa bei Stabilität und Membranskalierung.Heute kostet ein Kilogramm mit AEMWE erzeugter Wasserstoff inklusive Investitions- und Betriebskosten etwa 5 bis 6 Euro; Experten und Marktteilnehmer erwarten mittel- bis langfristig 2 Euro oder weniger. Damit wäre der grüne Wasserstoff preiskompetitiv zur fossilen Alternative.14–16) Diese Zahlen entsprechen in etwa denen japanischer Szenarien, die für das Jahr 2030 Kosten von etwa 3 US-Dollar pro Kilogramm Wasserstoff angeben, für 2050 weniger als 2 US-Dollar. Entscheidend ist dabei der Preis für regenerativ erzeugten Strom.<h2 type="main">Wasserstoff etablieren</h2>Sowohl Japan als auch Deutschland wollen Wasserstoff für verschiedene Verwendungszwecke in einem Querschnittsansatz (cross-sectional approach) einsetzen. Dies zeigt eine Studie der International Energy Agency aus dem Jahr 2021 zu den Wasserstoffstrategien der Industrienationen.17) Zur Schnittmenge gehören die Stromproduktion, Industrie, Schiffs- und Straßentransport. Deutschland weist darüber hinaus noch den Einsatz in der Luftfahrt aus: Bis zum Jahr 2030 sollen mindestens zwei Prozent der in der Luftfahrt genutzten Kraftstoffe regenerativen Ursprungs sein.Der Wasserstoff soll dabei in Deutschland ausschließlich aus Elektrolysen kommen, in Japan zusätzlich aus fossilen Energieträgern mit CO2-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung (carbon capture, utilisation and storage, CCUS). Um die geplanten Kapazitäten aufbauen zu können, hat die öffentliche Hand in Deutschland Investitionen von zirka 10 Mrd. US-Dollar bis zum Jahr 2030 angekündigt, in Japan sind es umgerechnet 6,5 Mrd. US-Dollar. Damit sollen in Deutschland 5 Gigawatt Elektrolyseleistung entstehen; damit könnten zirka 800 000 Tonnen H2 erzeugt werden. Japan weist in seiner nationalen Strategie bis 2030 ein Volumen von 3 Mio. Tonnen H2 pro Jahr aus.Weder Japan noch Deutschland werden ihren Wasserstoffbedarf aus eigener Produktion decken können. Beide Länder arbeiten deshalb an Partnerschaften, um grünen Wasserstoff in von der Sonne begünstigten Regionen zu erzeugen. Deutschland setzt dabei mit den Projekten Hysupply und Hygate auf Australien sowie auf Partnerschaften mit West- und Südafrika. Japan hat eine maritime Wasserstofflieferkette mit Brunei und Australien aufgebaut. Dem Transport dient Methylcyclohexan, das in den Lieferländern durch Hydrieren von Toluol entsteht und in Japan wieder dehydriert wird.Deutschland könnte mit den typisch regionalen und föderalen Strukturen für den Aufbau einer nationalen Wasserstoffwirtschaft koordinierter vorgehen als bisher. Japan bietet hier einige Vorbilder: Mehrere Industriezweige sind in ein zentral gesteuertes Projektmanagement eingebunden, die Stahlindustrie probt, Kohle durch Wasserstoff zu ersetzen, es gibt ein landesweites Wasserstofftankstellennetz, die Schiffbauindustrie baut Tankschiffe für den Transport von Wasserstoff und Wasserstoffträgern, und in Haushalten werden Heizsysteme auf Basis wasserstoffgespeister Brennstoffzellen staatlich subventioniert. Deutschland hat immerhin erfolgreiche Verbünde in Form regionaler Cluster.<h2 type="main">Die Autoren</h2>Der Beitrag entstand aus einer Ideeninitiative der VCW – Vereinigung für Wirtschaft und Chemie. Verfasst haben ihn Adam W. Franz (Foto), BASF lnhouse Consulting Ludwigshafen, Tobias Kirchhoff, Geschäftsführer BCNP Consultants, Alexander Möller, Projektmanager Forschungs- und Projektkoordination, Dechema, Rolf Schmid, Gründer des Beratungsunternehmens Bio4Business Stuttgart und Experte für Technologieentwicklungen in Japan und China, sowie Christopher Zimbardi, VCW-Vorstandsmitglied.<img alt="image" src="https://media.graphassets.com/uJgGU5TMSHShR2aEwuXQ"><h2 type="main">AUF EINEN BLICK</h2>Deutschland und Japan fördern beide den Aufbau einer Wirtschaft mit nicht fossilbasiertem Wasserstoff.In Deutschland gehen Impulse von der Chemie- und Energiewirtschaft aus, die etwa in Industrieparks Elektrolyseverfahren verbessern.Japan hat mit dem Versuchsfeld in Fukushima eine zentrale Einrichtung und geht mit öffentlich-privaten Projektpartnerschaften über diesen Ansatz hinaus.<ul class="references" xml:id="nadc20224129344-bibl-0001" cited="no" style="numbered"><li xml:id="nadc20224129344-bib-0001">1 <a href="https://nedo.go.jp/content/100939722.pdf" target="_blank">nedo.go.jp/content/100939722.pdf</a></li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0002">2 R. Schmid, Nachr. Chem. 2019, 67(10), 24</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0003">3 R. D. Schmid, Nachr. Chem. 2017, 65, 1004</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0004">4 <a href="https://jabf2021.com/doc/day1/koyama_" target="_blank">jabf2021.com/doc/day1/koyama_</a> meti_presentation.pdf</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0005">5 <a href="https://nedo.go.jp/english/news/AA5en_" target="_blank">nedo.go.jp/english/news/AA5en_</a> 100422.html</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0006">6 <a href="https://nedo.go.jp/news/press/AA5_" target="_blank">nedo.go.jp/news/press/AA5_</a> 101007.html</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0007">7 <a href="https://linde-engineering.com/en/about-linde-" target="_blank">linde-engineering.com/en/about-linde-</a> engineering/success-stories/hydrogen- in-leuna-the-success-story-continues.html</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0008">8 <a href="https://energy4climate.nrw/themen/" target="_blank">energy4climate.nrw/themen/</a> best-practice/refhyne</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0009">9 <a href="https://rwe.com/presse/rwe-generation/" target="_blank">rwe.com/presse/rwe-generation/</a> 2022–05–03-rwe-erhaelt-foerderzusage- fuer-14-megawatt-elektrolyse-testanlage- in-lingen</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0010">10 <a href="https://fr.de/frankfurt/weitere-wasserstoff-" target="_blank">fr.de/frankfurt/weitere-wasserstoff-</a> tankstelle-im-industriepark-hoechst- 90971868.html</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0011">11 <a href="https://infraserv.com/de/unternehmen/" target="_blank">infraserv.com/de/unternehmen/</a> nachhaltigkeit/wasserstoff/</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0012">12 S. Virtanen, Corrosion, in: Encycl. Electrochem. Power Sources, Elsevier, 2009, 56</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0013">13 I. Vinvent, E. C. Lee, H. M. Kim, scientific reports 2021, 11, 293</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0014">14 <a href="https://versogen.com/new-aem-electrolyzer-" target="_blank">versogen.com/new-aem-electrolyzer-</a> produces-low-cost-green-hydrogen/</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0015">15 <a href="https://evoloh.com/" target="_blank">evoloh.com/</a></li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0016">16 Ionomr, Hydrogen Production Cost by AEM Water Electrolysis, 2020</li><li xml:id="nadc20224129344-bib-0017">17 <a href="https://iea.blob.core.windows.net/assets/" target="_blank">iea.blob.core.windows.net/assets/</a> 5bd46d7b-906a-4429-abda- e9c507a62341/globalhydrogen review2021.pdf</li></ul>

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