Westfälisches Energieinstitut
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Sulfite-based gold electrodepositions are explored as a cyanide-free route for protective and conductive coatings in proton exchange membrane (PEM) water electrolysis. Multilayered Au/Ni/Cu coatings exhibit dense microstructures, well-defined interfaces, and typical Au reflections of the fcc crystal system. Contact resistance remains low across the relevant compaction range, reaching 9.39 mΩ cm2 at 150 N cm−2, consistent with the performance of commercial cyanide-derived coatings, meeting the international standards. Corrosion testing showed similar corrosion potentials and currents for both systems, whereas chronoamperometry revealed an under 2 mA current at 2 V and a more stable course for the sulfite-based coating. In situ cell measurements under representative PEMWE operating conditions with polarization up to 2 A cm−2 reached cell potentials of under 1.9 V and no indication of significant mass-transport limitations. Operation exceeding 160 h showed overlapping polarization curves before and after chronoamperometry testing and a degradation rate 11.8 µV h−1, indicating stable electrochemical behavior. Overall, the sulfite-complexed deposition approach delivers physical characteristics and acidic electrochemical behavior consistent with established industrial gold coatings while eliminating cyanide from the process.
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.
Photovoltaikmodule unterliegen im Betrieb verschiedenen Degradationsmechanismen, die zu Leistungsverlusten führen. Diese Studie[1] untersucht die tatsächliche Degradation ausgewählter Solarmodule der Photovoltaikanlage an der Westfälischen Hochschule Gelsenkirchen über einen Zeitraum von bis zu 23 Jahren[2]. Ziel ist es, die Langzeitstabilität verschiedener Modultechnologien unter realen Betriebsbedingungen zu evaluieren und Aussagen über die Qualität der Degradation zu treffen.
Die Untersuchung umfasst PV-Installationen mit kristallinen Modulen (mono- und polykristallin), Dünnschichtmodulen (amorphes und mikrokristallines Silizium) sowie innovativen Heterojunction-Modulen (Sanyo HIT). Nach Auswertung der Ertragsdaten und Performance Ratio wurden zehn Module aus den einzelnen Anlagen selektiert und im Solarlabor mittels Sonnensimulator unter Standard-Testbedingungen (STC) vermessen. Ergänzende Elektrolumineszenz- und Thermographie-Analysen ermöglichten die Identifikation von Mikrodefekten, Zellrissen und Hot-Spots.
Die Ergebnisse bezogen auf die Laborleistungsmessung zeigen Degradationsraten zwischen 0,16% und 0,65% pro Jahr, abhängig von der Modultechnologie. Polykristalline PeakonP-Module weisen durchschnittliche Verluste von 0,53% jährlich auf. Monokristalline Solon Black 230 Module zeigen geringere Degradation (0,37% p.a.), während rückseitenkontaktierte Solon Black 280 Module geringe Werte erreichen (0,16% p.a.). Heterojunction-Module (Sanyo HIT) zeigen eine Degradation von 0,64% p.a. Die Hauptdegradationsursachen sind lichtinduzierte Degradation (LID), potentialinduzierte Degradation (PID), Zellrisse und Delaminationen. Die meisten Module erfüllen oder übertreffen die Herstellergarantien von 90% nach 10 Jahren.
[1] Die in diesem Beitrag präsentierten Ergebnisse basieren auf der Bachelorarbeit von Daniel Westers, die im FB 2 (Lehreinheit Elektrotechnik) der Westfälischen Hochschule im Jahr 2021 im Solarlabor unter Betreuung von Prof. Dr. Andreas Schneider durchgeführt wurde.
[2] Alle zeitlichen Angaben in dieser Arbeit beziehen sich auf das Jahr der Bearbeitung der Bachelorarbeit.
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.
Low pressure capacitively coupled radiofrequency plasmas operated in a mixture of aniline vapor and argon are used for the deposition of thin films on silicon substrates. The influence of the aniline vapor fraction in the gas mixture upon the plasma properties and the characteristics of the deposited thin film is analyzed. Plasmas diagnostics are carried out using mass spectrometry and optical emission spectroscopy and the thin films are characterized by means of Fourier transform infrared spectroscopy, X-ray photoelectron spectroscopy, and near-edge X-ray absorption fine-structure spectroscopy. Experiments highlight that the use of a low aniline/argon ratio leads to the deposition of an amorphous film whereas high-aniline/argon ratios allow the synthesis of a plasma polymer similar to polyaniline. The properties of such plasmas and the mechanisms involved in the deposition process are discussed in detail.
The design of novel and abundant catalytic materials for electrolysis is crucial for reaching carbon neutrality of the global energy system. A deliberate approach to catalyst design requires both theoretical and experimental knowledge not only of the target reactions but also of the supplementary mechanisms affecting the catalytic activity. In this study, we focus on the interplay of hydrogen mobility and reactivity in the hydrogen evolution reaction catalyst MoS2. We have studied the diffusion of atomic hydrogen and water by means of neutron and X-ray photoelectron spectroscopies combined with classical molecular dynamics simulations. The observed interaction of water with single-crystal MoS2 shows the possibility of intercalation within volume defects, where it can access edge sites of the material. Our surface studies also demonstrate that atomic hydrogen can be inserted into MoS2, where it then occupies various adsorption sites, possibly favoring defect vicinities. The motion of H atoms parallel to the layers of MoS2 is fast with D ≈ 1 × 10−9 m2/s at room temperature and exhibits Brownian diffusion behavior with little dependence on temperature, i.e., with a very low diffusion activation barrier.
Shaalke: Development of a MATLAB Software Tool for Advanced Statistical Outdoor Data Evaluation
(2025)
This paper introduces Shaalke, a novel analytical software tool developed for the high-accuracy evaluation of long-term photovoltaic module measurement data. Addressing the critical need for robust parameter extraction from field data, Shaalke integrates advanced filtering, linear regression, and algorithmic processing to overcome limitations of traditional evaluation methods. We demonstrate Shaalke's capability to accurately determine STC parameters and both static and dynamic temperature coefficients, showing excellent agreement with manufacturer specifications and independent laboratory measurements. A key finding is Shaalke's precise mapping of the irradiance dependence of module efficiency, filling a significant gap left by typical datasheet values which often only provide data at 1000 and 200 W/m². Furthermore, the tool enables reliable power degradation analysis, identifying modules that exceed manufacturer-tolerated limits. Shaalke provides a comprehensive, data-driven platform for understanding real-world module performance, offering invaluable insights for system design, operation, and quality assurance, thereby bridging the gap between laboratory specifications and field performance.
Electrodeposited Mo-rich NiMo catalysts offer enhanced catalytic activity for the alkaline hydrogen evolution reaction (HER) and provide an electrically conductive, binder-free substrate connection, making them promising catalysts for green hydrogen production. However, creating Mo-rich deposits is challenging, as the codeposition process typically favors Ni. Optimal deposition conditions for Mo-rich NiMo catalysts remain insufficiently explored. This article investigates Mo-rich NiMo electrodeposition from an ammonia-free citrate bath using NaSO4 as a chlorine-free support electrolyte. The effects of the deposition parameters, 1) sodium molybdate concentration in the electrolyte, 2) deposition current density, and 3) enhanced mass transport via working electrode rotation on the alkaline HER activity, were studied. The electrodeposits, containing 44–66 wt% Mo, exhibited increased surface area due to a rough, cracked morphology and variable oxygen content of the catalyst. The oxygen content was linked to HER activity, revealing an inhibiting effect. The lowest overpotential of 118 mV at −10 mA cm−2 for the alkaline HER was achieved using an electrolyte with 0.02 mol L−1 sodium molybdate, a deposition current density of 600 mA cm−2, without electrode rotation. Respective samples combined a favorable Ni:Mo ratio comprising 56 wt% Mo content with increased surface area and low oxygen content.
Die vorliegende Studie untersucht die Auswirkungen dynamischer Stromtarife auf das Stromverbrauchsverhalten und die Gesamtstromkosten in Deutschland im Jahr 2024. Gemäß §41 EnWG sollen dynamische Stromtarife den Stromverbrauch an das wetterabhängige Angebot erneuerbarer Energien (EE) anpassen. Die Studie analysiert 243 Szenarien eines preisgesteuerten Stromverbrauchs, wobei verschiedene Parameter wie das EE-Stromangebot, der minimale Strombörsenpreis und die Verschiebungsperiode des Stromverbrauchs variiert werden. Die Ergebnisse zeigen, dass eine kostenoptimierende Anpassung des Stromverbrauchs nur mit zusätzlichen Kurzzeitspeichern umsetzbar ist, um inakzeptable Verwerfungen im Tagesablauf der Stromverbraucher zu vermeiden. Die Berechnungen verdeutlichen, dass dynamische Stromtarife unter den Bedingungen des Jahres 2024 keine wesentlichen systemischen Vorteile bieten und erhebliche technische und finanzielle Zusatzaufwände erfordern. Die Studie schließt mit der Feststellung, dass die Einführung dynamischer Stromtarife neue Geschäftsmodelle und psychologische Effekte auf die Verbraucher haben könnte, jedoch auch eine neue Form der Stromrationierung darstellt.

