Perovskite-based oxides are promising electrocatalysts for the oxygen evolution reaction due to their flexible composition, tunable electronic structure, and robust nature. However, their activity and durability in proton exchange membrane (PEM)–relevant acidic conditions are not fully understood, limiting their use in water electrolyzers. This review critically discusses recent advances in perovskite-based electrocatalysts, covering design, synthesis strategies, morphological engineering, reaction mechanisms, and degradation pathways. Fundamental design principles based on A-/B-site engineering, defect chemistry, metal–oxygen covalency, active-site optimization, and controlled surface reconstruction are discussed together with emerging oxide pathway mechanisms. Particular emphasis is placed on bridging fundamental electrochemical studies with practical implementation through membrane electrode assembly design, catalyst-layer optimization, in situ evaluation, and realistic performance benchmarking. Finally, current challenges associated with standardization, scalability, and industrial implementation are highlighted, and future research directions for developing durable, low-PGM perovskite electrocatalysts for PEM water electrolysis are outlined.

To reduce the cost of proton exchange membrane water electrolysis (PEMWE), this study proposes replacing bulk titanium bipolar plates (BPPs) with copper substrates protected by vacuum plasma-sprayed Nb or Ti coatings. Performance was evaluated via ex situ electrochemical tests in simulated anodic environments and in situ validation in a five-cell electrolyzer stack. Results demonstrate that Nb coatings provide superior protection, with corrosion current densities (1.7 × 10−8 A cm−2) lower than those of Ti coatings (2.3 × 10−6 A cm−2). Additionally, Nb coatings exhibit lower interfacial contact resistance than Ti coatings, leading to improved cell performance, evidenced by lower operating voltages during in situ stack testing. Beyond performance comparison, this study demonstrates that tailored protective coatings enable the use of cost-effective, highly conductive copper substrates in aggressive PEMWE environments.

Die vorliegende Studie untersucht die Frage, wie groß der Wasserstoffspeicherbedarf Deutschlands im Jahr 2045 unter realistischen systemischen Annahmen sein muss. Anlass ist die im Weißbuch des BMWK genannte Größenordnung von rund 76 − 80 TWh saisonaler Wasserstoffspeicherung, die in der öffentlichen Diskussion häufig als Orientierungswert verwendet wird. Die zentrale Fragestellung lautet, ob diese Größenordnung aus systemanalytischer Sicht ausreichend ist, wenn im Jahr 2045 ein Wasserstoffsystem mit erheblichem Importanteil betrieben werden soll. Für den Bedarf eines solches Wasserstoffsystems werden folgende Zahlen genannt: Der Nationale Wasserstoffrat taxiert den Bedarf auf 955 ± 335 TWℎ⁄a. Die Wasserstoffimportstrategie des Bundeswirtschaftsministeriums geht von einem Wasserstoffimportbedarf von 360 bis 500 TWℎ/a aus. Aus Daten des von der Bundesnetzagentur genehmigten Netzentwicklungsplans lassen sich Eigenerzeugungswerte von 124 bis 148 TWℎ/a ableiten. Methodisch wird der künftige Wasserstoffspeicherbedarf aus der heutigen Erdgasversorgung als empirischer Referenz abgeleitet. Die Analyse aktueller Zeitreihen zeigt, dass der Erdgasimport nach Deutschland über das Jahr hinweg vergleichsweise konstant erfolgt, während der Verbrauch stark saisonal schwankt. Die saisonale Flexibilität wird daher primär durch Speicher bereitgestellt, nicht durch saisonal modulierte Importe. Zudem weist das Importaufkommen eine signifikante zeitliche Trägheit auf, die durch Autokorrelationsanalysen quantifiziert werden kann. Diese strukturellen Eigenschaften werden als Analogie für ein zukünftiges Wasserstoffsystem herangezogen, insbesondere unter der Annahme eines überwiegend kontinuierlichen Zuflusses aus in- und ausländischer Elektrolyse. Hierin unterscheidet sich die Wasserstoffverfügbarkeit erheblich von der Erdgasverfügbarkeit, die auf sehr große natürlich vorhanden Reservoirs zurückgreifen kann. Auf dieser Grundlage werden zwei Speicheraufgaben getrennt betrachtet: 1. Reservespeicher zur Absicherung gegen Importstörungen oder Nachladeverzögerungen bei konstantem Zufluss, 2. Saisonalspeicher zum Ausgleich eines winterlich erhöhten Verbrauchs bei weitgehend gleichbleibender Einspeisung. Die Berechnung des Reservespeichers erfolgt auf Basis historischer Schwankungsbreiten des Nettoaufkommens und definierter Sicherheitszeiträume. Der Saisonalspeicher wird über eine modellierte Verbrauchsmodulation bestimmt, die sich am heutigen jahreszeitlichen Verlauf des Erdgasverbrauchs orientiert. Beide Speicheraufgaben können im Extremfall gleichzeitig auftreten und werden daher additiv betrachtet. Die Ergebnisse zeigen deutlich, dass der erforderliche Gesamtspeicherbedarf signifikant über den im Weißbuch genannten 76 − 80 TWh liegt. Je nach Szenario ergibt sich eine Bandbreite von etwa 175 bis 315 TWh, mit einem mittleren Wert von rund 230 TWh. Eine grobe Plausibilitätsabschätzung auf Basis prozentualer Übertragung heutiger Erdgas-Speicherrelationen bestätigt diese Größenordnung. Die Diskrepanz zur Weißbuchzahl resultiert primär daraus, dass dort nur die saisonale Stromkomponente berücksichtigt wird, während mit Blick auf den künftig erforderlichen Wasserstoffimport Reservefunktionen und sektorübergreifende Nachfrageeffekte nicht vollständig einbezogen sind. Im weiteren Verlauf wird untersucht, ob ein derartiger Speicherhochlauf infrastrukturell realistisch ist. Die historische Entwicklung der deutschen Erdgasspeicher folgt näherungsweise einer logistischen Sigmoid-Funktion mit einer charakteristischen Hochlaufphase und abnehmender Zuwachsrate gegen Ende des Ausbaus. Überträgt man diese Dynamik auf den notwendigen Wasserstoffspeicherausbau, ergeben sich – selbst bei stark beschleunigter Baugeschwindigkeit – erhebliche zeitliche Anforderungen. Je nach Zielgröße werden Ausbauzeiträume erforderlich, die deutlich über das Jahr 2045 hinausreichen, sofern keine außergewöhnliche Beschleunigung erfolgt. Vor diesem Hintergrund wird die Frage nach der Rolle des Marktes diskutiert. Wasserstoffspeicher besitzen Eigenschaften strategischer Infrastruktur: hohe Kapitalbindung, lange Amortisationszeiträume, regulatorische Unsicherheit und systemische Relevanz. Unter Bedingungen hoher Marktrisiken und fehlender Investitionssicherheit ist im Gegensatz zur aktuellen Auffassung des Bundeswirtschaftsministeriums nicht davon auszugehen, dass „der Markt“ allein in kurzer Zeit Speicher im dreistelligen Terawattstundenbereich aus eigenem Antrieb errichtet. Dies gilt umso mehr, wenn der Wasserstoffbedarf wesentlich importabhängig ist und damit zusätzliche geopolitische Unsicherheiten bestehen. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass die Speicherfrage nicht eine lediglich technische Detailfrage der Energiewende ist, sondern eine zentrale Systemfrage. Soll Wasserstoff im Jahr 2045 eine tragende Rolle im Energiesystem spielen, muss der erforderliche Speicherbedarf realistisch dimensioniert und der infrastrukturelle Hochlauf frühzeitig und strategisch geplant werden. Eine alleinige Orientierung an optimistischen Importannahmen oder an reduzierten Saisonwerten unterschätzt die strukturellen Anforderungen eines resilienten Wasserstoffsystems erheblich. Ohne massives Eingreifen sowohl des eigenen als auch ausländischer Staaten kann mit der avisierten Wasserstoffversorgung nicht gerechnet werden.

The Energy Performance of Buildings Directive (EPBD) is the mandato-ry framework for the EU member states to develop clear target paths to reduce their building related greenhouse gas emissions: By 16 % until 2030 and by 26 % until 2033 (1990 = 100 %). Finally, in 2050 all build-ings should be zero-emission buildings (§3, 2b). Focusing on residential buildings in Germany, this paper shows the pos-sible paths to reach the goals with respect to the revitalisation rates and the improvements of energy efficiency per revitalisation measure to reach zero-emissions of CO2 and greenhouse gases until 2045 (individual German target). For all existing residential buildings in Germany, the potential develop-ments of renovation progress and building energy demands are exam-ined. This is done by a self-written Python program which considers different revitalisation rates as well as revitalization depth. Best-case (5 % revitali-sation rate) and worst-case (0.7 % revitalisation rate) scenarios show the gap between demands and potential paths of energy consumption. Target orientated paths show the needed effort to reach the targets for 2045. Finally, the question of sourcing renewable energy for the heating of Germany’s buildings is addressed as the energy transition is running in parallel. Building renovation is consequently accompanied by a transi-tion to green electrical energy sources. The research aim is to show the constrains for the path to zero-emission build-ings using the example of residential buildings and show the im-pact of potential improvement measures on the future energy demand.

Die BIM-Methode basiert auf dem Austausch von Modellen und Objektdaten. Diese entwickeln sich im Laufe des Bauprojektes weiter und dienen vielen Beteiligten als Grundlage für die eigenen Aufgaben. Daher ist ein eindeutiges und verlässliches Datenmanagement die Basis für eine gelungene Zusammenarbeit. Die dabei erzeugten Daten gehen mittlerweile weit über 3D-Modelle hinaus. Welche Daten, in welcher Detailtiefe zu welchem Zeitpunkt und in welchem Format vorliegen sollen, ist Gegenstand dieses Buches. Die Modelle und Objektattribute werden vorgestellt und, wo es nötig ist, vertiefend beschrieben. Das dazugehörige Datenmanagement wird anschaulich erklärt. Abgerundet wird das Buch mit Tipps zur richtigen Softwareauswahl und einem Quiz zum Test des eigenen Wissenstand. Die zweite Auflage greift dabei aktuelle Entwicklungen (z. B. IFC4.3 und LOIN) auf und erläutert neue Anforderungen und Inhalte der BIM-Objekte.