Verteilter Wasserstoff, gelöst: Warum AEM-Elektrolyse plus Feststoff-Speicherung das richtige Zusammenspiel ist

Kurz gesagt: Die meisten Wasserstoffsysteme sind zentralisierte Konstruktionen, die lediglich auf eine kleinere Größe skaliert wurden – und deshalb stocken so viele dezentrale Projekte an Kosten und Genehmigungsverfahren. Die Lösung besteht darin, Komponenten auszuwählen, die den tatsächlichen Randbedingungen am Einsatzort entsprechen: unterbrochene Stromversorgung, kleine Kapazitätsschritte, Sicherheit bei niedrigem Druck, kein Transport mit Lastkraftwagen. Diese Spezifikation weist auf ein bestimmtes Zusammenspiel hin – AEM-Elektrolyse für die Erzeugung, metallhydridbasierte Feststoffspeicherung für die Zwischenspeicherung . Dieser Artikel erläutert, warum jeweils die eine Hälfte passt, was die veröffentlichten Leistungsdaten tatsächlich aussagen und welche Probleme noch offen sind.

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Die Diskrepanz, über die niemand sprechen möchte

Grüner Wasserstoff basiert auf der Annahme von Skaleneffekten. Projektankündigungen werden in Hunderten Megawatt gezählt. Elektrolyseurfabriken werden für Gigawatt ausgelegt. Kostenkurven werden unter der Prämisse gezeichnet, dass eine sehr große Anlage einen sehr großen Abnehmer versorgt, verbunden durch eine Pipeline, die bereits existiert.

Die reale Wasserstoffnachfrage sieht selten so aus.

Die Orte, die tatsächlich Wasserstoff benötigen – eine Tankstelle entlang einer Logistikroute, ein Metallwerk mit einem einzigen Ofen, ein Gewächshaus, die Notstromversorgung eines Rechenzentrums oder ein abgelegenes Mikronetz, das derzeit Diesel verbrennt – sind klein, verstreut und fast nie direkt an eine Pipeline angebunden. Für sie bedeutet zentrale Erzeugung zusätzliche Kosten für Kompression, Hochdruckspeicherung, Transport per Lkw und Abgabe – zusätzlich zu den Produktionskosten. In vielen dezentralen Fällen übersteigen diese Lieferkosten sogar die Kosten für die Wasserstofferzeugung selbst.

Die ehrliche Frage lautet daher nicht: „Wie senken wir die Kosten für zentral erzeugten Wasserstoff?“, sondern: wie sieht ein Wasserstoffsystem aus, das von Grund auf für die Verteilung konzipiert ist – statt eine verkleinerte Kopie einer Raffinerie zu sein?

Die Antwort ist konkret: AEM-Elektrolyse zur Erzeugung, metallhydridbasierte Feststoffspeicherung zur Pufferung.

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Warum beide etablierten Elektrolysetechnologien im Kleinstmaßstab unzureichend sind

Es gibt heute zwei ausgereifte Verfahren zur Wasserspaltung, und beide wurden für andere Anwendungen als den dezentralen Einsatz optimiert.

Basische Elektrolyse ist kostengünstig und langlebig, doch sie ist für den Dauerbetrieb konzipiert. Große alkalische Stackanlagen vertragen die Laständerungsraten, die mit Solarenergie und Windenergie einhergehen, nicht gut. Zudem arbeiten sie mit einem flüssigen Elektrolyten (üblicherweise KOH), was den Umgang mit ätzenden Stoffen, die Gasreinigung und eine Mindestlast erfordert, unterhalb derer das System überhaupt nicht betrieben werden kann. Genau dies ist das falsche Profil für eine Einheit, die einer Photovoltaik-Anlage auf dem Dach folgen soll.

PEM-Elektrolyse löst das Dynamikproblem. Sie reagiert schnell auf Laständerungen, arbeitet mit hoher Stromdichte, erzeugt sauberen Wasserstoff hoher Reinheit und funktioniert über einen breiten Lastbereich. Gleichzeitig ist sie jedoch am Anodenpol auf Iridium und in der Zelle auf Edelmetalle der Platingruppe angewiesen – ein struktureller Kostenfaktor und eine Lieferkettenrisiko, das sich allein durch höhere Produktionsmengen nicht eliminieren lässt. Die Stärke von PEM ist real, doch ihre Nachbildung an jedem Verbrauchsort ist teuer.

AEM – Anionenaustauschmembran – nimmt gezielt eine Zwischenstellung ein. Es übernimmt die Zellarchitektur von PEM (dünne Membran, trockene Kathode, hochreine Ausgabe, schnelle Reaktionsfähigkeit, breiter Regelungsbereich), verwendet jedoch eine alkalische Chemie, die weder Iridium noch Platin erfordert. Das Ergebnis verhält sich wie PEM und besteht aus Materialien, die eher alkalischen Systemen ähneln.

Was die veröffentlichten AEM-Zahlen tatsächlich aussagen

Die Leistungsdaten sind mittlerweile glaubwürdig statt bloß visionär. Enapters AEM-Systeme im Megawatt-Maßstab wurden angekündigt bei 51,3 kWh pro kg Wasserstoff im Mai 2025, verbessert gegenüber 53,3 kWh/kg . Bei dem unteren Heizwert von Wasserstoff (33,33 kWh/kg) entspricht 53,3 kWh/kg etwa 62,5 % Systemwirkungsgrad — und zu beachten ist, dass diese Messung bei einem Ausgangsdruck von 35 bar und einer Reinheit von ca. 99,9 % erfolgte, nicht bei Atmosphärendruck mit einem feuchten, verunreinigten Gasstrom.

Die vergleichbare 1-MW-Einheit ist ausgelegt für bis zu 210 Nm³/h (≈450 kg/Tag) , Reinheit von 99,95 % (bis zu 99,999 % mit optionalem Trockner), Ausgangsdruck von 35 bar und eine Regelbandbreite von 3 % bis 100 % Last .

Diese letzte Zahl ist wichtiger als die Effizienzzahl. Eine Regelbandbreite von 3–100 % ermöglicht es einem Elektrolyseur, direkt durch eine intermittierende Energiequelle statt durch einen Netzvertrag gespeist zu werden.

Und da die Architektur modular ist – viele identische kleine Stack-Einheiten statt einer einzigen großen Zelle – skaliert die Leistung in kleinen Schritten, ein ausgefallener Stack stellt lediglich einen Wartungsfall dar statt eines Ausfalls, und es gibt keine Mindestanlagen-Größe, unterhalb derer die Wirtschaftlichkeit zusammenbricht.

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Feststoff-Speicherung: Druck aufgeben, ohne Dichte aufzugeben

Wenn AEM die Erzeugung löst, hat die Speicherseite des dezentralen Wasserstoffs ihre eigene Standardlösung – und diese Standardlösung ist falsch.

Verdichtetes Wasserstoffgas bei 350–700 bar ist der Standardansatz und bringt eine spezifische Kostenlast mit sich: teure Verbundbehälter, mehrstufige Verdichtung mit eigenem Energieaufwand, strenge Trennabstände, regelmäßige Neuzulassung und ein Behältnis, das entweder voll oder gerade befüllt wird. In einer dezentralen Anwendung kann allein der Verdichter einen unverhältnismäßig großen Anteil der Gesamtanlagenkosten ausmachen.

Metallhydride speichern Wasserstoff in fester Form. Wasserstoff wird in eine Metalllegierung absorbiert, um ein Hydrid zu bilden, und bei Bedarf durch Wärmezufuhr wieder freigesetzt. Es tritt kein freies Gas unter hohem Druck auf – der Arbeitsdruck beim Befüllen liegt typischerweise unter 5 MPa , und der Wasserstoff ist chemisch gebunden statt lediglich komprimiert.

Daraus ergeben sich drei Folgen, die diesen Ansatz für dezentrale Systeme besonders geeignet machen.

Sicherheit ist strukturell, nicht prozedural

Wenn Wasserstoff in fester Form gebunden ist, entsteht bei einem Leck keine große entzündliche Wolke, und bei einer Durchstichverletzung wird nicht die gesamte Speichermenge auf einmal freigesetzt. Die Desorption ist ein langsamer, wärmebegrenzter Prozess – unter Brand- oder Aufprallszenarien kann das Material seinen Inhalt nicht augenblicklich abgeben, wodurch der gefährlichste sekundäre Unfallpfad entfällt. Dies ist eine Eigenschaft des Materials selbst, nicht eines zusätzlichen Sicherheitssystems. Zudem kann dies die Genehmigungsverfahren an Standorten, die nahe bei Menschen liegen, erheblich vereinfachen.

Die volumetrische Dichte ist tatsächlich hoch

Veröffentlichte Vergleiche zeigen, dass die volumetrische Energiedichte von Metallhydriden etwa das 2- bis 4,4-Fache derjenigen von Wasserstoff bei 35 MPa Druck beträgt . Verteilte Standorte sind meist platzbeschränkt, daher entscheidet diese Kenngröße darüber, ob eine Speichereinheit physisch Platz findet.

Kein Verdampfen, keine Selbstentladung

Im Gegensatz zu flüssigem Wasserstoff verdunstet nichts, während das System im Leerlauf steht. Langzeit-Standby-Speicherung – genau das, was Anwendungen für Notstromversorgung und saisonale Puffer benötigen – wird dadurch praktikabel.

Der Kompromiss ist ehrlich und sollte klar benannt werden: Hydride sind schwer . Die gravimetrische Kapazität ist die schwache Achse.

Material	Reversible gravimetrische Kapazität	Desorptions-Temperatur	Desorptions-Druck	Hinweise
LaNi₅ (Lanthan-Nickel)	~1,4–1,6 Gewichtsprozent	~20 °C	0,2–0,8 MPa	Betrieb bei Umgebungstemperatur, schnelle Kinetik, ausgereift und weit verbreitet
TiFe (Titans Eisen)	~1,8–1,9 Gew.-%	~20 °C	0,2–1,0 MPa	Geringe Kosten, Betrieb bei Umgebungsbedingungen, Aktivierung kann schwierig sein
TiMn₂ (Titans Mangan)	~2,0–2,1 Gew.-%	~20 °C	0,5–1,0 MPa	Gute Zyklusstabilität
V–Ti–Cr (BCC-Feststofflösung)	~3,5–3,8 Gew.-%	~20 °C	0,1–0,3 MPa	Höchste Kapazität bei Umgebungstemperatur, aber schlechtere Zyklenlebensdauer und höhere Kosten
MgH₂ (Magnesiumhydrid)	~7,6 Gew.-% theoretisch (~5,5 Gew.-% reversibel in der Praxis)	~280–300 °C	~0,1 MPa	Bei weitem die leichteste Option, erfordert jedoch hochwertige Wärme zur Freisetzung

So lesen Sie diese Tabelle: für verteilte Pufferung bei Umgebungstemperatur ist die Intermetallik-Familie (LaNi₅, TiFe, TiMn₂) die bewährte Lösung. Magnesiumbasierte Systeme überzeugen hinsichtlich Gewicht und Rohstoffkosten, sind jedoch nur sinnvoll, wo bereits eine Hochtemperatur-Wärmequelle vorhanden ist – beispielsweise industrielle Abwärme oder ein Hochtemperatur-Prozessstrom.

Eine weitere Eigenschaft ist stillschweigend wichtig: Da die Desorption endotherm , die Speichereinheit entzieht Wärme, wenn sie Wasserstoff wieder abgibt. In Kombination mit einer Brennstoffzelle ist dies ein Vorteil statt ein Nachteil – veröffentlichte Arbeiten zeigen, dass ein Hydridsystem während der Desorption etwa 20–30 % der Abwärme einer Brennstoffzelle aufnehmen kann, wodurch gleichzeitig die Kühlbelastung der Brennstoffzelle verringert und der Gesamtwirkungsgrad des Systems verbessert wird. Bei Druckspeicherung erhalten Sie nichts zurück.

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Warum beide Teile zusammengehören

Einzeln betrachtet ist jedes Element eine gute Komponente. Zusammen schließen sie jedoch eine Schleife, die keines der beiden allein schließen könnte.

Die Architektur ist kurz: erneuerbare Energien → Gleichstrombus → AEM-Elektrolyseur → Wasserstoff bei ca. 35 bar → Metallhydridspeicher → Brennstoffzelle oder Zapfsäule. Keine mehrstufige Kompression auf 700 bar. Kein flüssiger Wasserstoff. Kein Lieferfahrzeug.

Die spezifischen Synergien:

• Dynamische Anpassung. Die Lastregelung des Elektrolyseurs im Bereich von 3–100 % folgt den erneuerbaren Energiequellen; der Hydridpuffer gleicht die Diskrepanz zwischen Erzeugung und Verbrauch aus, ohne eine aufwendige Hochdruckstufung zu benötigen.

• Druckkompatibilität. Der AEM-Ausgangsdruck und der Hydridladedruck liegen in derselben Größenordnung. Sie müssen keine teure Kompressionsstufe kaufen, nur damit beide Systeme miteinander kommunizieren können.

• Thermische Integration. Die Abwärme der Brennstoffzelle treibt die Hydrid-Desorption an. Strom rein, Strom raus – wobei die Wärme sinnvoll genutzt wird, statt ungenutzt in die Atmosphäre abgeführt zu werden.

• Sicherheit am Einsatzort. Eine dezentrale Anlage befindet sich meist in Menschen Nähe: etwa ein Depot, ein Campus oder ein Gebäude. Die Niederdruck-Feststoffspeicherung verändert das Risikoprofil der gesamten Anlage.

• Skalierungskompatibilität. Modulare AEM-Stapel und modulare Hydridbehälter lassen sich beide in kleinen Schritten skalieren, sodass eine 50-kW-Anlage und eine 2-MW-Anlage dieselbe Technologie nutzen – nicht zwei verschiedene Produktfamilien.

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Wo dies zuerst überzeugt

Betankung am Ort des Bedarfs. Ein Depot oder ein Logistikzentrum, das seinen eigenen Wasserstoff erzeugt und speichert, umgeht die Lieferkosten für per Lkw transportiertes Gas; bei geringen Mengen ist dies die dominierende Kostenposition.

Mikronetze mit Dieselersatz. Solar-plus-Speicher-plus-Wasserstoff wird dort wirtschaftlich, wo die Alternative Diesel-Notstromaggregate und der Kraftstofftransport zu einem abgelegenen Standort sind – und hier spielt die Eigenschaft der saisonalen Speicherung eine Rolle, die bei Batterien nicht gegeben ist.

Industrielle Notstromversorgung und kritische Stromversorgung. Rechenzentren, Telekommunikationsstandorte und Kühlketten benötigen Langzeit-Standby mit geringem Wartungsaufwand. Feste Speichertechnologien weisen keine Selbstentladung auf, und das System lässt sich ohne Abblasen des Produkts testen.

Von externen Netzen getrennte industrielle Wärme- und Grundstoffversorgung. Wo eine Anlage bereits Abwärme erzeugt, kann ein magnesiumbasiertes System eine hohe gravimetrische Kapazität mit einer Wärmequelle kombinieren, die andernfalls ungenutzt bleibt.

Forschung und Pilotanlagen. Eine breite Regelbandbreite und modulare Leistung machen AEM für Anlagen praktikabel, die keine Mindestleistung im Megawattbereich rechtfertigen können.

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Die Wirtschaftlichkeit – ehrlich dargestellt

Die Kostenentwicklung verbessert sich rasch, doch es lohnt sich, zu unterscheiden zwischen veröffentlichten Unternehmenszahlen von durch Dritte verifizierten Ergebnissen .

Enapter hat öffentlich ein Elektrolyseur-Kapitalkostenziele von 550 €/kW bei Serienfertigung festgelegt – ausgehend von rund 3.333 €/kW bei Kleinserienfertigung. Das Unternehmen hat außerdem angegeben, dass eine 1-MW-AEM-Anlage bei einem Strompreis von 30 €/MWh etwa 2,26 $/kg wasserstoff erzeugen könnte, wobei dieser Wert bei einem Strompreis von 50 €/MWh auf rund 3,33 €/kg steigt – unter der Annahme einer Auslastung von 98 %. Diese Zahlen sind Unternehmensprognosen, die an bestimmte Annahmen geknüpft sind; sie sind daher als Richtwerte zu verstehen, nicht als geprüfter Benchmark.

Was ist nicht die zentrale Aussage dieser Prognose ist die strukturelle Logik: Erneuerbarer Strom stellt die dominierende Kostenkomponente für grünen Wasserstoff dar; daher bestimmt der Systemwirkungsgrad die untere Grenze der bezogenen Gesamtkosten (levelized cost). Mit einem Verbrauch von 51–53 kWh/kg liegt AEM im Wirkungsgrad im Wettbewerb mit typischen alkalischen und PEM-Systemen – in einigen Konfigurationen sogar darüber – und erreicht dies ohne Iridium. Bei dezentraler Erzeugung ist die Effizienzzahl wichtiger als die Investitionskosten (Capex) , da der Strom häufig zu Endverbraucher- oder annähernd endverbrauchernahen Preisen und nicht zu industriellen Großhandelspreisen bezogen wird.

Auf der Speicherseite sieht der Handel anders aus: Hier wird die Kapitalkosten für die Legierung gegen die eingesparten Kosten für Kompression, Hochdruckbehälter und den Lkw-Transport gehandelt. Bei kleinen, dezentralen Anlagen fällt diese Rechnung meist zugunsten der Feststofftechnologie aus. Bei sehr großen, pipelineverbundenen Anlagen hingegen meist nicht – was genau der entscheidende Punkt ist.

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Was noch verbessert werden muss

Ein ausgewogener Fall muss die offenen Probleme benennen.

• AEM-Membran-Haltbarkeit. Anionenaustauschmembranen stehen nach wie vor vor Herausforderungen hinsichtlich Alkalibeständigkeit und Degradation über lange Betriebszeiten. Die im Feld nachgewiesene Stack-Lebensdauer ist die einzige wichtigste Variable für die Glaubwürdigkeit dieser Technologie.

• Fertigungsmaßstab. Der größte Teil der bisher produzierten AEM-Menge stammt von kleinen modularen Einheiten. Die automatisierte Stack-Fertigung ist der Hebel, der eine Komponente von 3.333 €/kW auf 550 €/kW senkt.

• Die gravimetrische Hydrid-Nachteile. Für alle beweglichen Anwendungen sind Metallhydride die falsche Lösung. Diese Technologie ist ausschließlich für stationäre Anwendungen geeignet.

• Thermomanagement in Hydridbetten. Eine niedrige Wärmeleitfähigkeit in Materialien wie MgH₂ erzeugt innere Temperaturgradienten und Hotspots, die begrenzen, wie viel der theoretischen Kapazität tatsächlich genutzt werden kann. Das Systemdesign – nicht nur die Werkstoffwissenschaft – bestimmt die Leistung in der Praxis.

• Legierungskosten und Zyklenlebensdauer. Materialien der LaNi₅-Klasse sind ausgereift, beruhen aber auf Selten-Erd-Rohstoffen; hochkapazitive BCC-Festkörperlösungen leiden weiterhin unter zyklusbedingtem Abbau.

Keines dieser Argumente rechtfertigt ein Abwarten. Sie sind vielmehr Gründe dafür, präzise zu definieren, in welches Segment Sie verkaufen.

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Häufig gestellte Fragen

Was ist AEM-Elektrolyse, und wie unterscheidet sie sich von PEM- und alkalischer Elektrolyse? Bei der AEM-(Anionenaustauschmembran-)Elektrolyse wird eine dünne Polymermembran zur Leitung von Hydroxidionen eingesetzt; dabei wird die Zellarchitektur von PEM mit einer alkalischen Chemie kombiniert. Sie bietet schnelle Laständerungsfähigkeit, einen breiten Lastbereich und eine hohe Reinheit des Wasserstoffoutputs wie PEM, benötigt jedoch keine Iridium- oder Platingruppenmetalle wie PEM.

Wie viel Energie verbraucht ein AEM-Elektrolyseur pro Kilogramm Wasserstoff? Enapters Megawatt-Klasse-AEM-Systeme wurden im Mai 2025 mit einer Energiedichte von 51,3 kWh/kg angekündigt und verbesserten sich damit von 53,3 kWh/kg. Bei dem unteren Heizwert von Wasserstoff von 33,33 kWh/kg entspricht dies einer Systemeffizienz von rund 62,5 % bei einem Ausgangsdruck von 35 bar und einer Reinheit von ca. 99,9 %.

Was ist Feststoff-Wasserstoffspeicherung? Sie speichert Wasserstoff chemisch gebunden in einer Metalllegierung als Hydrid, statt als komprimiertes Gas. Wasserstoff wird bei Bedarf durch Wärmezufuhr freigesetzt. Der Arbeitsdruck während des Ladens liegt typischerweise unter 5 MPa.

Ist Feststoff-Wasserstoffspeicherung sicherer als komprimierter Wasserstoff? Das Risikoprofil ist strukturell anders. Wasserstoff, der in einem Feststoff gebunden ist, bildet bei Undichtigkeit keine große entzündliche Wolke, und die Desorption ist ein langsamer, wärmegesteuerter Prozess; daher kann der gesamte Vorrat nicht augenblicklich freigesetzt werden. Die volumetrische Energiedichte von Metallhydriden liegt zudem etwa 2 bis 4,4-mal höher als die von auf 35 MPa komprimiertem Wasserstoff.

Kann Metallhydrid-Speicherung bei Raumtemperatur betrieben werden? Ja – die intermetallische Familie tut dies. LaNi₅ desorbiert bei etwa 20 °C und 0,2–0,8 MPa, TiFe bei etwa 20 °C und 0,2–1,0 MPa. Magnesiumhydrid bietet eine deutlich höhere Kapazität (theoretisch 7,6 Gew.-%), erfordert jedoch etwa 280–300 °C, um Wasserstoff freizusetzen.

Ist die dezentrale Wasserstoffproduktion heute kosteneffizient? Dies hängt nahezu ausschließlich vom Strompreis ab. Enapter hat angegeben, dass eine 1-MW-AEM-Anlage bei einem Strompreis von 30 €/MWh einen Wasserstoffpreis von rund 2,26 €/kg erreichen könnte; bei 50 €/MWh steigt dieser auf etwa 3,33 €/kg – vorausgesetzt eine Auslastung von 98 %. Diese Werte stammen von dem Unternehmen und sind keine unabhängig geprüften Zahlen. In dezentralen Anwendungen verbessert sich das Bild jedoch weiter, da Kompression und Transport per Lkw entfallen.

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Der Schlusspunkt

Dezentrale Wasserstoffproduktion scheitert, wenn sie als Miniaturversion der zentralisierten Wasserstoffproduktion betrachtet wird. Sie ist erfolgreich, wenn jedes einzelne Komponente gezielt für die tatsächlich vorliegenden Randbedingungen ausgewählt wird: intermittierende Energiezufuhr, kleine Kapazitätsschritte, Sicherheit bei niedrigem Druck, kein Transport per Lkw, minimaler Wartungsaufwand sowie Standorte in unmittelbarer Nähe zu Menschen.

Die AEM-Elektrolyse adressiert die Erzeugungsseite dieser Spezifikation – PEM-ähnliches Verhalten ohne die Materialkosten von PEM. Die Metallhydrid-Speicherung adressiert die Speicherseite – hohe volumetrische Dichte, Umgebungsdruck, kein Verdampfen und eine thermische Kopplung mit der Brennstoffzelle, die Energie zurückgibt.

Zusammen reduzieren sie nicht nur die Kosten am Rande. Sie eliminieren den Kompressor, die Hochdruck-Kaskade und den Liefer-Lkw vollständig aus dem Bild. Das ist es, was dezentralen Wasserstoff zu einem System macht, das Sie tatsächlich installieren, genehmigen und betreiben können.

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Quellen und Datenhinweise

Für Leser, die die Zahlen überprüfen möchten:

• Leistungsdaten des AEM-Systems — Unternehmensmitteilung von Enapter, Mai 2025 (51,3 kWh/kg für AEM der Megawatt-Klasse); Produktunterlagen und veröffentlichte technische Beschreibungen von Enapter (53,3 kWh/kg bei 35 barg und einer Reinheit von ca. 99,9 %; 62,5 % Effizienz bezogen auf den unteren Heizwert; Lastbereich von 3–100 %; 210 Nm³/h). Angaben zu Materialkosten und Investitionskosten stammen vom Unternehmen und sind keine geprüften Ergebnisse unabhängiger Dritter.

• Eigenschaften von Metallhydriden — Klopčič et al. sowie die Übersicht der britischen Regierung zu Energiespeichertechnologien (gravimetrische Kapazitäten, volumetrische Energiedichte im Vergleich zu 35 MPa komprimiertem Wasserstoff, Betriebsdrücke und -temperaturen); vergleichende techno-ökonomische Bewertung stationärer Wasserstoffspeicherung (Bettschüttgewicht, Desorptionswärmebedarf, Vergleich MgH₂ vs. LaNi₅); chinesischsprachige Übersicht zur Feststoff-Wasserstoffspeicherung in Demonstrationsprojekten (Parameter-Tabelle für LaNi₅ / TiFe / TiMn₂ / V–Ti–Cr / MgH₂, Lade-Druck unter 5 MPa, Integration von 20–30 % Abwärme aus Brennstoffzellen).

• Die angegebenen Werte erscheinen als Bereiche sind gemeldete Reichweiten aus verschiedenen Quellen, keine einzelnen Messungen. Wo eine Angabe ein theoretisches Maximum darstellt (z. B. MgH₂ bei 7,6 Gew.-%), ist dies entsprechend gekennzeichnet und darf nicht als erreichbare Systemebenen-Zahl gelesen werden.