1 FORSCHUNGSMETHODEN 21

2 EINFÜHRUNG 23

• 2.1 Wasserstoffklassifizierung 23
• 2.2 Globaler Energiebedarf und -verbrauch 24
• 2.3 Die Wasserstoffwirtschaft und -produktion 24
• 2.4 Beseitigung der CO₂-Emissionen aus der Wasserstoffproduktion 27
• 2.5 Wasserstoff-Wertschöpfungskette 27
  • 2.5.1 Produktion 27
  • 2.5.2 Transport und Lagerung 28
  • 2.5.3 Nutzung 28
• 2.6 Nationale Wasserstoffinitiativen 30
• 2.7 Marktherausforderungen 31

3 WASSERSTOFFMARKTANALYSE 33

• 3.1 Branchenentwicklungen 2020-2024 33
• 3.2 Marktkarte 48
• 3.3 Globale Wasserstoffproduktion 50
  • 3.3.1 Industrielle Anwendungen 51
  • 3.3.2 Wasserstoffenergie 52
    • 3.3.2.1 Stationärer Einsatz 52
    • 3.3.2.2 Wasserstoff für die Mobilität 52
  • 3.3.3 Aktuelle jährliche H2-Produktion 53
  • 3.3.4 Wasserstoffproduktionsprozesse 54
    • 3.3.4.1 Wasserstoff als Nebenprodukt 55
    • 3.3.4.2 Reform 56
      • 3.3.4.2.1 SMR-Nassmethode 56
      • 3.3.4.2.2 Oxidation von Erdölfraktionen 56
      • 3.3.4.2.3 Kohlevergasung 56
    • 3.3.4.3 Reformierung oder Kohlevergasung mit CO2-Abscheidung und -Speicherung 56
    • 3.3.4.4 Dampfreformierung von Biomethan 57
    • 3.3.4.5 Wasserelektrolyse 58
    • 3.3.4.6 Das „Power-to-Gas“-Konzept 59
    • 3.3.4.7 Brennstoffzellenstack 60
    • 3.3.4.8 Elektrolyseure 61
    • 3.3.4.9 Sonstiges 62
      • 3.3.4.9.1 Plasmatechnologien 62
      • 3.3.4.9.2 Photosynthese 63
      • 3.3.4.9.3 Bakterielle oder biologische Prozesse 64
      • 3.3.4.9.4 Oxidation (Biomimikry) 65
  • 3.3.5 Produktionskosten 65
  • 3.3.6 Prognosen zur weltweiten Wasserstoffnachfrage 67
  • 3.3.7 Wasserstoffproduktion in den Vereinigten Staaten 68
    • 3.3.7.1 Golfküste 68
    • 3.3.7.2 Kalifornien 69
    • 3.3.7.3 Mittlerer Westen 69
    • 3.3.7.4 Nordost 69
    • 3.3.7.5 Nordwesten 70
  • 3.3.8 DOE Wasserstoff-Hubs 71
  • 3.3.9 Kapazitäten für Wasserstoffelektrolyseure in den USA, geplant und installiert 71

4 ARTEN VON WASSERSTOFF 75

• 4.1          Vergleichende Analyse      75
• 4.2 Grüner Wasserstoff 75
  • 4.2.1 Übersicht 75
  • 4.2.2 Rolle bei der Energiewende 76
  • 4.2.3 SWOT-Analyse 77
  • 4.2.4 Elektrolyseur-Technologien 78
    • 4.2.4.1 Alkalische Wasserelektrolyse (AWE) 80
    • 4.2.4.2 Anionenaustauschermembran (AEM) Wasserelektrolyse 81
    • 4.2.4.3 PEM-Wasserelektrolyse 82
    • 4.2.4.4 Festoxid-Wasserelektrolyse 83
  • 4.2.5      Marktteilnehmer  84
• 4.3 Blauer Wasserstoff (kohlenstoffarmer Wasserstoff) 86
  • 4.3.1 Übersicht 86
  • 4.3.2 Vorteile gegenüber grünem Wasserstoff 86
  • 4.3.3 SWOT-Analyse 87
  • 4.3.4 Produktionstechnologien 88
    • 4.3.4.1 Dampf-Methan-Reformierung (SMR) 88
    • 4.3.4.2 Autotherme Reformierung (ATR) 89
    • 4.3.4.3 Partielle Oxidation (POX) 90
    • 4.3.4.4 Sorption Enhanced Steam Methane Reforming (SE-SMR) 91
    • 4.3.4.5 Methanpyrolyse (türkiser Wasserstoff) 92
    • 4.3.4.6 Kohlevergasung 94
    • 4.3.4.7 Erweiterte autotherme Vergasung (AATG) 96
    • 4.3.4.8 Biomasseprozesse 97
    • 4.3.4.9 Mikrowellentechnologien 100
    • 4.3.4.10 Trockenreformierung 100
    • 4.3.4.11 Plasmareformierung 100
    • 4.3.4.12 Solar-SMR 101
    • 4.3.4.13 Tri-Reformierung von Methan 101
    • 4.3.4.14 Membranunterstützte Reformierung 101
    • 4.3.4.15 Katalytische Partialoxidation (CPOX) 101
    • 4.3.4.16 Chemical-Looping-Verbrennung (CLC) 102
  • 4.3.5 Kohlenstoffabscheidung 102
    • 4.3.5.1 Kohlenstoffabscheidung vor der Verbrennung vs. Kohlenstoffabscheidung nach der Verbrennung 102
    • 4.3.5.2 Was ist CCUS? 103
      • 4.3.5.2.1 Kohlenstoffabscheidung 108
    • 4.3.5.3 Kohlenstoffnutzung 113
      • 4.3.5.3.1 CO2-Verwertungspfade 114
    • 4.3.5.4 Kohlenstoffspeicherung 115
    • 4.3.5.5 Transport von CO2 117
      • 4.3.5.5.1 Methoden des CO2-Transports 117
    • 4.3.5.6 Kosten 120
    • 4.3.5.7 Marktkarte 122
    • 4.3.5.8 Punktuelle Kohlenstoffabscheidung für blauen Wasserstoff 124
      • 4.3.5.8.1 Transport 125
      • 4.3.5.8.2 Globale Punktquellen-CO2-Abscheidungskapazitäten 126
      • 4.3.5.8.3 Nach Quelle 127
      • 4.3.5.8.4 Nach Endpunkt 128
      • 4.3.5.8.5 Wichtigste Kohlenstoffabscheidungsprozesse 129
    • 4.3.5.9 Kohlenstoffnutzung 135
    • 4.3.5.9.1 Vorteile der Kohlenstoffnutzung 139
    • 4.3.5.9.2 Marktherausforderungen 141
    • 4.3.5.9.3 CO2-Nutzungspfade 142
    • 4.3.5.9.4 Konvertierungsprozesse 145
  • 4.3.6      Marktteilnehmer  161
• 4.4 Rosa Wasserstoff 162
  • 4.4.1 Übersicht 162
  • 4.4.2 Produktion 162
  • 4.4.3 Anwendungen 163
  • 4.4.4 SWOT-Analyse 163
  • 4.4.5      Marktteilnehmer  165
• 4.5 Türkisfarbener Wasserstoff 165
  • 4.5.1 Übersicht 165
  • 4.5.2 Produktion 165
  • 4.5.3 Anwendungen 166
  • 4.5.4 SWOT-Analyse 167
  • 4.5.5      Marktteilnehmer  168

5 WASSERSTOFFSPEICHERUNG UND -TRANSPORT 169

• 5.1 Marktübersicht 169
• 5.2 Wasserstofftransportmethoden 170
  • 5.2.1 Pipelinetransport 171
  • 5.2.2 Straßen- oder Schienentransport 171
  • 5.2.3 Seetransport 171
  • 5.2.4 Transport im Fahrzeug 171
• 5.3 Wasserstoffverdichtung, -verflüssigung, -speicherung 172
  • 5.3.1 Feststoffspeicher 172
  • 5.3.2 Flüssigkeitslagerung auf Träger 172
  • 5.3.3 Untertagespeicher 173
• 5.4          Marktteilnehmer  173

6 WASSERSTOFFNUTZUNG 175

• 6.1 Wasserstoff-Brennstoffzellen 175
• 6.2 Marktübersicht 175
  • 6.2.1 PEM-Brennstoffzellen (PEMFCs) 176
  • 6.2.2 Festoxidbrennstoffzellen (SOFCs) 176
  • 6.2.3 Alternative Brennstoffzellen 176
• 6.3 Produktion alternativer Kraftstoffe 177
  • 6.3.1 Feste Biobrennstoffe 178
  • 6.3.2 Flüssige Biokraftstoffe 178
  • 6.3.3 Gasförmige Biokraftstoffe 179
  • 6.3.4 Konventionelle Biokraftstoffe 179
  • 6.3.5 Fortgeschrittene Biokraftstoffe 179
  • 6.3.6 Rohstoffe 180
  • 6.3.7 Produktion von Biodiesel und anderen Biokraftstoffen 182
  • 6.3.8 Erneuerbarer Diesel 183
  • 6.3.9 Biojet und nachhaltiger Flugtreibstoff (SAF) 184
  • 6.3.10 Elektrokraftstoffe (E-Fuels, Power-to-Gas/Liquids/Fuels) 187
    • 6.3.10.1 Wasserstoffelektrolyse 191
    • 6.3.10.2 eFuel-Produktionsanlagen, aktuelle und geplante 194
• 6.4 Wasserstofffahrzeuge 198
  • 6.4.1 Marktübersicht 198
• 6.5 Luftfahrt 199
  • 6.5.1 Marktübersicht 199
• 6.6 Ammoniakproduktion 200
  • 6.6.1 Marktübersicht 200
  • 6.6.2      Dekarbonisierung der Ammoniakproduktion               201
  • 6.6.3 Synthesemethoden für grünes Ammoniak 203
    • 6.6.3.1 Haber-Bosch-Verfahren 203
    • 6.6.3.2 Biologische Stickstofffixierung 204
    • 6.6.3.3 Elektrochemische Produktion 204
    • 6.6.3.4 Chemische Kreislaufprozesse 204
  • 6.6.4 Blaues Ammoniak 205
    • 6.6.4.1 Blaue Ammoniak-Projekte 205
  • 6.6.5 Chemische Energiespeicherung 205
    • 6.6.5.1 Ammoniak-Brennstoffzellen 205
    • 6.6.5.2 Schiffskraftstoff 206
• 6.7 Methanolproduktion 210
• 6.8 Marktübersicht 210
  • 6.8.1 Methanol-zu-Benzin-Technologie 210
    • 6.8.1.1 Produktionsprozesse 211
      • 6.8.1.1.1 Anaerobe Vergärung 212
      • 6.8.1.1.2 Biomassevergasung 213
      • 6.8.1.1.3 Strom zu Methan 213
• 6.9 Stahlerzeugung 214
  • 6.9.1 Marktübersicht 214
  • 6.9.2 Vergleichende Analyse 217
  • 6.9.3 Wasserstoffdirektreduziertes Eisen (DRI) 218
• 6.10 Strom- und Wärmeerzeugung 220
  • 6.10.1 Marktübersicht 220
    • 6.10.1.1 Stromerzeugung 220
    • 6.10.1.2 Wärmeerzeugung 220
• 6.11 Seefahrt 221
  • 6.11.1 Marktübersicht 221
• 6.12 Brennstoffzellenzüge 222
  • 6.12.1 Marktübersicht 222

7 FIRMENPROFILE 223 (251 Firmenprofile)

8 REFERENZEN 415

Liste der Tabellen

• Tabelle 1. Wasserstofffarbtöne, Technologie, Kosten und CO2-Emissionen. 23
• Tabelle 2. Hauptanwendungen von Wasserstoff. 24
• Tabelle 3. Übersicht über Wasserstoffproduktionsmethoden. 25
• Tabelle 4. Nationale Wasserstoffinitiativen. 30
• Tabelle 5. Marktherausforderungen in der Wasserstoffwirtschaft und den Produktionstechnologien. 31
• Tabelle 6. Entwicklungen in der Wasserstoffindustrie 2020–2024. 33
• Tabelle 7. Marktkarte für Wasserstofftechnologie und -produktion. 48
• Tabelle 8. Industrielle Anwendungen von Wasserstoff. 51
• Tabelle 9. Märkte und Anwendungen für Wasserstoffenergie. 52
• Tabelle 10. Wasserstoffproduktionsprozesse und Entwicklungsstand. 54
• Tabelle 11. Geschätzte Kosten der sauberen Wasserstoffproduktion. 66
• Tabelle 12. Kapazitäten für Wasserstoffelektrolyseure in den USA, aktuell und geplant, Stand Mai 2023, nach Regionen. 72
• Tabelle 13. Vergleich der Wasserstofftypen 75
• Tabelle 14. Eigenschaften typischer Wasserelektrolysetechnologien 79
• Tabelle 15. Vor- und Nachteile von Wasserelektrolysetechnologien. 80
• Tabelle 16. Marktteilnehmer für grünen Wasserstoff (Elektrolyseure). 84
• Tabelle 17. Technologiereifegrade (TRL) der wichtigsten Produktionstechnologien für blauen Wasserstoff. 88
• Tabelle 18. Hauptakteure der Methanpyrolyse. 93
• Tabelle 19. Kommerzielle Kohlevergasertechnologien. 95
• Tabelle 20. Blaue Wasserstoffprojekte mit CG. 95
• Tabelle 21. Zusammenfassung der Biomasseprozesse, Prozessbeschreibung und TRL. 97
• Tabelle 22. Wege zur Wasserstoffproduktion aus Biomasse. 99
• Tabelle 23. Wege zur Nutzung und Entfernung von CO2 105
• Tabelle 24. Ansätze zur Erfassung von Kohlendioxid (CO2) aus Punktquellen. 108
• Tabelle 25. CO2-Abscheidungstechnologien. 110
• Tabelle 26. Vorteile und Herausforderungen von Technologien zur Kohlenstoffabscheidung. 111
• Tabelle 27. Übersicht über kommerzielle Materialien und Prozesse, die bei der Kohlenstoffabscheidung eingesetzt werden. 111
• Tabelle 28. Methoden des CO2-Transports. 118
• Tabelle 29. Kosten für Kohlenstoffabscheidung, -transport und -speicherung pro CO2-Einheit 120
• Tabelle 30. Geschätzte Kapitalkosten für die Kohlenstoffabscheidung im kommerziellen Maßstab. 121
• Tabelle 31. Beispiele für Punktquellen. 124
• Tabelle 32. Bewertung von Kohlenstoffabscheidungsmaterialien             129
• Tabelle 33. Chemische Lösungsmittel, die bei der Nachverbrennung verwendet werden. 132
• Tabelle 34. Im Handel erhältliche physikalische Lösungsmittel für die Kohlenstoffabscheidung vor der Verbrennung. 135
• Tabelle 35. Umsatzprognose für die Kohlenstoffnutzung nach Produkt (US-Dollar). 139
• Tabelle 36. Wege zur Nutzung und Entfernung von CO2. 139
• Tabelle 37. Marktherausforderungen für die CO2-Nutzung. 141
• Tabelle 38. Beispiele für CO2-Nutzungspfade. 142
• Tabelle 39. CO2-abgeleitete Produkte durch thermochemische Umwandlungsanwendungen, Vor- und Nachteile. 145
• Tabelle 40. Elektrochemische CO₂-Reduktionsprodukte. 149
• Tabelle 41. CO2-abgeleitete Produkte durch elektrochemische Umwandlungsanwendungen, Vor- und Nachteile. 150
• Tabelle 42. Aus CO2 gewonnene Produkte durch biologische Umwandlungsanwendungen, Vor- und Nachteile. 154
• Tabelle 43. Unternehmen, die CO2-basierte Polymere entwickeln und produzieren. 157
• Tabelle 44. Unternehmen, die Technologien zur Mineralkarbonisierung entwickeln. 160
• Tabelle 45. Marktteilnehmer für blauen Wasserstoff. 161
• Tabelle 46. Marktteilnehmer für rosa Wasserstoff. 165
• Tabelle 47. Marktteilnehmer für türkisfarbenen Wasserstoff. 168
• Tabelle 48. Marktübersicht – Wasserstoffspeicherung und -transport. 169
• Tabelle 49. Zusammenfassung verschiedener Methoden des Wasserstofftransports. 170
• Tabelle 50. Marktteilnehmer im Bereich Wasserstoffspeicherung und -transport. 173
• Tabelle 51. Marktüberblick über Wasserstoff-Brennstoffzellen – Anwendungen, Marktteilnehmer und Marktherausforderungen. 175
• Tabelle 52. Kategorien und Beispiele für feste Biokraftstoffe. 178
• Tabelle 53. Vergleich von Biokraftstoffen und E-Fuels mit fossilen Brennstoffen und Strom. 179
• Tabelle 54. Klassifizierung von Biomasse-Rohstoffen. 180
• Tabelle 55. Bioraffinerie-Rohstoffe. 181
• Tabelle 56. Wege der Rohstoffumwandlung. 182
• Tabelle 57. Herstellungsverfahren für Biodiesel. 182
• Tabelle 58. Vor- und Nachteile von Biojet-Treibstoff 184
• Tabelle 59. Produktionswege für Bio-Flugzeugtreibstoff. 185
• Tabelle 60. Anwendungen von E-Fuels, nach Typ. 189
• Tabelle 61. Übersicht E-Fuels. 190
• Tabelle 62. Vorteile von E-Fuels. 190
• Tabelle 63. eFuel-Produktionsanlagen, aktuell und geplant. 194
• Tabelle 64. Marktübersicht für Wasserstofffahrzeuge – Anwendungen, Marktteilnehmer und Marktherausforderungen. 198
• Tabelle 65. Blaue Ammoniakprojekte. 205
• Tabelle 66. Ammoniak-Brennstoffzellen-Technologien. 206
• Tabelle 67. Marktübersicht über grünes Ammoniak in Schiffskraftstoff. 207
• Tabelle 68. Zusammenfassung alternativer Schiffskraftstoffe. 207
• Tabelle 69. Geschätzte Kosten für verschiedene Arten von Ammoniak. 208
• Tabelle 70. Vergleich von Biogas, Biomethan und Erdgas. 212
• Tabelle 71. Wasserstoffbasierte Stahlerzeugungstechnologien. 217
• Tabelle 72. Vergleich umweltfreundlicher Stahlproduktionstechnologien. 217
• Tabelle 73. Vor- und Nachteile jedes potenziellen Wasserstoffträgers. 219

Abbildungsverzeichnis

• Abbildung 1. Wasserstoff-Wertschöpfungskette. 29
• Abbildung 2. Aktuelle jährliche H2-Produktion. 54
• Abbildung 3. Prinzip eines PEM-Elektrolyseurs. 58
• Abbildung 4. Power-to-Gas-Konzept. 60
• Abbildung 5. Schema eines Brennstoffzellenstapels. 61
• Abbildung 6. Hochdruckelektrolyseur – 1 MW. 62
• Abbildung 7. Prognose der weltweiten Wasserstoffnachfrage. 67
• Abbildung 8. US-amerikanische Wasserstoffproduktion nach Herstellertyp. 68
• Abbildung 9. Segmentierung regionaler Wasserstoffproduktionskapazitäten in den USA. 70
• Abbildung 10. Aktuelle geplante Installationen von Elektrolyseuren über 1 MW in den USA. 72
• Abbildung 11. SWOT-Analyse: grüner Wasserstoff. 78
• Abbildung 12. Arten von Elektrolysetechnologien. 78
• Abbildung 13. Schematische Darstellung des Funktionsprinzips der alkalischen Wasserelektrolyse. 81
• Abbildung 14. Schematische Darstellung des Funktionsprinzips der PEM-Wasserelektrolyse. 83
• Abbildung 15. Schematische Darstellung des Funktionsprinzips der Festoxid-Wasserelektrolyse. 84
• Abbildung 16. SWOT-Analyse: blauer Wasserstoff. 88
• Abbildung 17. SMR-Prozessablaufdiagramm der Dampf-Methanreformierung mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (SMR-CCS). 89
• Abbildung 18. Prozessablaufdiagramm der autothermen Reformierung mit einer Anlage zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (ATR-CCS). 90
• Abbildung 19. Ablaufdiagramm des POX-Prozesses. 91
• Abbildung 20. Prozessablaufdiagramm für ein typisches SE-SMR. 92
• Abbildung 21. Der Methanpyrolysereaktor von HiiROC. 93
• Abbildung 22. Prozess der Kohlevergasung (CG). 94
• Abbildung 23. Flussdiagramm der Advanced Autothermal Gasification (AATG). 97
• Abbildung 24. Schematische Darstellung des CCUS-Prozesses. 104
• Abbildung 25. Wege zur CO2-Nutzung und -Entfernung. 104
• Abbildung 26. Ein Erfassungssystem vor der Verbrennung. 110
• Abbildung 27. Zyklus der Nutzung und Entfernung von Kohlendioxid. 114
• Abbildung 28. Verschiedene Wege zur CO2-Nutzung. 115
• Abbildung 29. Beispiel einer unterirdischen Kohlendioxidspeicherung. 116
• Abbildung 30. Transport von CCS-Technologien. 117
• Abbildung 31. Eisenbahnwaggon für den Transport von flüssigem CO₂ 120
• Abbildung 32. Geschätzte Kosten für die Abscheidung einer Tonne Kohlendioxid (Co2) nach Sektor. 121
• Abbildung 33. CCUS-Marktkarte. 124
• Abbildung 34. Globale Kapazität von Anlagen zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung aus Punktquellen. 126
• Abbildung 35. Globale Kohlenstoffabscheidungskapazität nach CO2-Quelle, 2021.   127
• Abbildung 36. Globale Kohlenstoffabscheidungskapazität nach CO2-Quelle, 2030.   127
• Abbildung 37. Globale Kohlenstoffabscheidungskapazität nach CO2-Endpunkt, 2022 und 2030.          128
• Abbildung 38. Kohlenstoffabscheidungsprozess nach der Verbrennung. 131
• Abbildung 39. CO2-Abscheidung nach der Verbrennung in einem Kohlekraftwerk. 131
• Abbildung 40. Kohlenstoffabscheidungsprozess durch Sauerstoffverbrennung. 133
• Abbildung 41. Verfahren zur Kohlenstoffabscheidung von flüssigem oder überkritischem CO2. 134
• Abbildung 42. Kohlenstoffabscheidungsprozess vor der Verbrennung. 135
• Abbildung 43. CO2-Nichtumwandlungs- und -umwandlungstechnologie, Vor- und Nachteile. 136
• Abbildung 44. Anwendungen für CO2. 138
• Abbildung 45. Kosten für die Abscheidung einer Tonne Kohlenstoff nach Sektor. 139
• Abbildung 46. Lebenszyklus CO2-basierter Produkte und Dienstleistungen. 141
• Abbildung 47. CO2-Nutzungspfade und -Produkte. 144
• Abbildung 48. Konfigurationen der Plasmatechnologie und ihre Vor- und Nachteile für die CO2-Umwandlung. 148
• Abbildung 49. Gasfermentationsprozess von LanzaTech. 153
• Abbildung 50. Schematische Darstellung der biologischen CO2-Umwandlung in E-Fuels. 154
• Abbildung 51. Econic-Katalysatorsysteme. 157
• Abbildung 52. Karbonisierungsprozesse von Mineralien. 159
• Abbildung 53. Produktionsweg für rosa Wasserstoff. 162
• Abbildung 54. SWOT-Analyse: rosa Wasserstoff 164
• Abbildung 55. Produktionsweg für türkisfarbenen Wasserstoff. 166
• Abbildung 56. SWOT-Analyse: Türkiser Wasserstoff 168
• Abbildung 57. Prozessschritte bei der Herstellung von Elektrokraftstoffen. 188
• Abbildung 58. Zuordnung von Speichertechnologien nach Leistungsmerkmalen. 189
• Abbildung 59. Herstellungsprozess für grünen Wasserstoff. 191
• Abbildung 60. Produktionswege für E-Liquids. 192
• Abbildung 61. Flüssige E-Fuel-Produkte von Fischer-Tropsch. 193
• Abbildung 62. Erforderliche Ressourcen für die Produktion von flüssigem E-Fuel. 193
• Abbildung 63. Levelized Cost und Fuel-Switching-CO2-Preise von E-Fuels. 196
• Abbildung 64. Kostenaufschlüsselung für E-Fuels. 197
• Abbildung 65. Elektrofahrzeug mit Wasserstoff-Brennstoffzellenantrieb. 198
• Abbildung 66. Produktion und Verwendung von grünem Ammoniak. 201
• Abbildung 67. Klassifizierung und Verfahrenstechnik nach Kohlenstoffemissionen bei der Ammoniakproduktion. 202
• Abbildung 68. Schema der Haber-Bosch-Ammoniaksynthesereaktion. 203
• Abbildung 69. Schema der Wasserstofferzeugung durch Dampf-Methan-Reformierung. 204
• Abbildung 70. Geschätzte Produktionskosten von grünem Ammoniak. 209
• Abbildung 71. Verfahren zur Herstellung von erneuerbarem Methanol aus verschiedenen Rohstoffen. 211
• Abbildung 72. Produktion von Biomethan durch anaerobe Vergärung und Aufbereitung. 213
• Abbildung 73. Produktion von Biomethan durch Biomassevergasung und Methanisierung. 213
• Abbildung 74. Produktion von Biomethan durch das Power-to-Methan-Verfahren. 214
• Abbildung 75. Übergang zur wasserstoffbasierten Produktion. 215
• Abbildung 76. CO2-Emissionen aus der Stahlherstellung (tCO2/Tonne Rohstahl). 216
• Abbildung 77. Wasserstoff-direktreduziertes Eisenverfahren (DRI). 219
• Abbildung 78. Drei-Schluchten-Wasserstoffboot Nr. 1. 221
• Abbildung 79. PESA-Rangierlokomotive mit Wasserstoffantrieb. 222
• Abbildung 80. Symbiotic™-Technologieprozess. 223
• Abbildung 81. Alchemr AEM-Elektrolysezelle. 231
• Abbildung 82. HyCS®-Technologiesystem. 233
• Abbildung 83. Brennstoffzellenmodul FCwave™. 240
• Abbildung 84. Direct Air Capture-Prozess. 247
• Abbildung 85. CRI-Prozess. 249
• Abbildung 86. Croft-System. 259
• Abbildung 87. Schema des ECFORM-Elektrolysereaktors. 265
• Abbildung 88. Domsjö-Prozess. 266
• Abbildung 89. EH-Brennstoffzellenstapel. 269
• Abbildung 90. Direkter MCH®-Prozess. 273
• Abbildung 91. Das Dehydrierungssystem von Electriq. 276
• Abbildung 92. Endua Power Bank. 278
• Abbildung 93. EL 2.1 AEM-Elektrolyseur. 279
• Abbildung 94. Enapter – Anionenaustauschmembran (AEM) Wasserelektrolyse. 280
• Abbildung 95. Hyundai-Lkw der Klasse 8 tanken an einer mobilen Hochleistungstankstelle von First Element. 287
• Abbildung 96. FuelPositiv-System. 290
• Abbildung 97. Nutzung von Strom aus Solarenergie zur Herstellung von grünem Wasserstoff. 296
• Abbildung 98. Wasserstoffspeichermodul. 308
• Abbildung 99. Plug-and-Play-Aufbewahrungseinheiten für Schreibwaren. 308
• Abbildung 100. Links: Ein typischer einstufiger Elektrolyseur mit einer Membran, die die Wasserstoff- und Sauerstoffgase trennt. Rechts: das zweistufige E-TAC-Verfahren. 311
• Abbildung 101. Hystar PEM-Elektrolyseur. 327
• Abbildung 102. KEYOU-H2-Technologie. 337
• Abbildung 103. Audi/Krajete-Einheit. 338
• Abbildung 104. Carbon Flux Electrolyzer von OCOchem. 357
• Abbildung 105. Prozess der CO2-Hydrierung zu Kohlenwasserstoffen im Kerosinbereich. 361
• Abbildung 106. Der Plagazi ® -Prozess. 367
• Abbildung 107. Protonenaustauschmembran-Brennstoffzelle. 371
• Abbildung 108. Sunfire-Prozess für die Produktion von Blue Crude. 388
• Abbildung 109. CALF-20 wurde in eine rotierende CO2-Abscheidemaschine (links) integriert, die in einem CO2-Anlagenmodul (rechts) arbeitet. 391
• Abbildung 110. Wasserstoff-Lkw von Tevva. 397
• Abbildung 111. SynCORTM autotherme Reforming-Technologie von Topsoe. 400
• Abbildung 112. O12-Reaktor. 405
• Abbildung 113. Sonnenbrille mit Gläsern aus CO2-abgeleiteten Materialien. 406
• Abbildung 114. CO2-hergestelltes Autoteil. 406
• Abbildung 115. Der Velocys-Prozess. 408

Der globale Wasserstoffmarkt (Produktion, Speicherung, Transport und Nutzung) 2024-2035

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Der globale Wasserstoffmarkt (Produktion, Speicherung, Transport und Nutzung) 2024-2035

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