VGB POWERTECH 9 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
9 2021
Focus
• Hydropower
• Climate protection
Save the Date
vgbe Congress 2022
Determinants of the
global development
of energy consumption
and CO 2 emissions
ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022
RADISSON BLU HOTEL
Sustainability as a
legal principle in the
energy industry
Contribution of
German hydropower
plants to the instantaneous
reserve
www.vgbe.energy
Compressores in a
Malaysian hydroelectric
power station
Ms Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition
vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 3 13.10.2021 11:45:49

75
years
Quality
Reliability
Safety
Sampling & Analysing Systems
Steam and Water Analysing Systems – SWAS
competence and know-how
VGB Conference Chemistry 2021
VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“
(22.) (26.) 23. 27. + + 24. 28.October 2019 2021 Würzburg Ulm | Germany |

VGB PowerTech 9 l 2021
Editorial
Hydropower and the EU Taxonomy
Dear readers,
Within the scope of the EU
Green Deal, the Regulation
(EU) 2020/852 of the European
Parliament and of
the Council on the establishment
of a framework
to facilitate sustainable investment
(“EU Taxonomy
Regulation”) was adopted
in 2020 as cornerstone for
the further development of
the EU Sustainable Finance
Strategy,. Subsequently, a
constantly increasing significance
of the EU Taxonomy can be observed as it aims to
be the key facilitator for investments in our common sustainable
future. The Taxonomy’s relevance for the renewable
sector (including owners, operators, and suppliers)
is multifold: new, legal requirements for non-financial reporting
by companies have been created and the Taxonomy
criteria are expected to be increasingly applied to various
guidelines (e.g., for funding instruments or green bonds).
Moreover, it seems likely that the perception of the public
as well as of the financial sector regarding the sustainability
of economic activities will largely be based on “taxonomy
alignment”, i.e., whether such activities are classified accordingly
to these criteria.
The EU Taxonomy Regulation is complemented by the Delegated
Act on Climate Change (C/2021/2800 final), which
sets out the technical screening criteria. These criteria are
used to determine under which conditions an economic
activity is considered to make a significant contribution to
climate change mitigation or adaptation, and to determine
whether that economic activity does not cause significant
harm to any of the other environmental objectives. In respect
of a level playing field for all renewable energy technologies,
hydropower has to fulfil significantly more criteria,
some of which even have to be verified by external
parties. This leads to an additional administrative as well
as financial burden for hydropower.
The new Technical Screening Criteria and the Do No Significant
Harm criteria (DNSH) on climate change mitigation
as well as on climate change adaptation for electricity
generation from hydropower are inadequate for direct use
and application. This is mainly due to the fact that the Commission
Delegated Regulation does not take into account
the complexity and multipurpose use of hydropower generation
and storage facilities, and simultaneously introduces
new terms that have previously neither been defined in EU
legislation nor in technical standards.
Therefore, VGB PowerTech e.V. (VGB), representing the hydropower
industry, initiated an in depth-discussion across
the sector to achieve both: a common understanding as well
as aligned interpretations of the new definitions. In addition,
VGB is currently developing a VGB Interpretation Note
“EU Taxonomy & Hydropower: Criteria on Climate Change
Mitigation as well as on Adaptation” as a first step within
this dialogue. With this document, VGB will propose definitions
and boundaries for numerous terms, such as electricity
generation facility, run-of-river hydropower plant,
artificial reservoir, pumped storage hydropower plant, river
body, power density, refurbishment as well as installation,
maintenance and repair. Hints for the interpretation of the
DNSH criteria 1 to 6 are also given.
With this interpretation note, VGB aims to improve and
enable the applicability of the EU Taxonomy. Draft definitions
and guidance for the application of the EU Taxonomy
sustainability criteria are to facilitate a proper and swift
application of the Technical Screening Criteria and of the
DNSH Criteria on climate change mitigation as well as on
the adaptation for hydropower generation and storage. As
the Taxonomy and its criteria are dynamic, it can be assumed
that the VGB Interpretation Note will continue to be
updated in the future based on experience made with first
applications of the rather complex and detailed requirements
involved.
Considering the practice-oriented VGB Interpretation Note
as a very essential contribution to the applicability of the
EU Taxonomy Regulation, we would like to thank all our
hydropower members involved in the joint preparation of
this important note .
Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl
Head of Renewables and Distributed Generation
vgbe energy*, Essen, Germany
* vgbe energy has been the new brand identity of
VGB PowerTech since September 2021.
1

Editorial VGB PowerTech 9 l 2021
Wasserkraft in der EU-Taxonomie
Sehr geehrte Damen
und Herren,
als Grundlage für die
Weiterentwicklung der
EU-Strategie für ein nachhaltiges
Finanzwesen wurde
im Jahr 2020 die Verordnung
(EU) 2020/852
des Europäischen Parlaments
und des Rates über
die Einrichtung eines Rahmens
zur Erleichterung
nachhaltiger Investitionen
(„EU-Taxonomie-Verordnung“)
verabschiedet. Seitdem ist eine stetig steigende
Bedeutung der EU-Taxonomie zu beobachten, da sie als Katalysator
für Investitionen in unsere gemeinsame nachhaltige
Zukunft dienen soll. Die Relevanz der Taxonomie für
den Erneuerbaren-Sektor (einschließlich Eigentümer, Betreiber
und Lieferanten) ist beachtlich: Mit der EU-Taxonomie-Verordnung
wurden neue gesetzliche Anforderungen
an die nicht finanzielle Berichterstattung von Unternehmen
gesetzt, und es wird erwartet, dass die Kriterien in der
EU-Taxonomie-Verordnung zunehmend für verschiedene
Richtlinien (z. B. für Finanzierungsinstrumente oder grüne
Anleihen) angewendet werden. Darüber hinaus scheint es
wahrscheinlich, dass die Wahrnehmung der Öffentlichkeit
und des Finanzsektors in Bezug auf die Nachhaltigkeit wirtschaftlicher
Aktivitäten weitgehend davon abhängen wird,
ob eine solche Aktivität als „taxonomiekonform“ eingestuft
wird oder nicht.
Die EU-Taxonomie-Verordnung wird durch den Delegierten
Rechtsakt zum Klimawandel (C/2021/2800 final) ergänzt,
in dem die technischen Screening-Kriterien festgelegt sind.
Diese Kriterien dienen zur Bestimmung einerseits, unter
welchen Bedingungen eine Wirtschaftstätigkeit als wesentlicher
Beitrag zur Eindämmung des Klimawandels oder zur
Anpassung an den Klimawandel gilt und andererseits, ob
diese Wirtschaftstätigkeit keinem der anderen Umweltziele
erheblichen Schaden zufügt.
In Hinblick auf gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle
Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien hat vor
allem die Wasserkraft deutlich mehr Kriterien als andere
Erzeugungstechnologien zu erfüllen, die zum Teil noch von
externen Parteien zu überprüfen sind. Dies führt sowohl zu
einem zusätzlichen administrativen als auch zu einer finanziellen
Belastung für die Wasserkraft.
Die neuen technischen Screening-Kriterien und die
Do-No-Significant-Harm-Kriterien (DNSH) zum Klimaschutz
und zur Anpassung an den Klimawandel für die Stromerzeugung
aus Wasserkraft sind für die unmittelbare Nutzung
und Anwendung unzureichend. Die Hauptgründe dafür
sind, dass die delegierte Verordnung der Kommission die
Komplexität und die Mehrzwecknutzung von Wasserkraftund
-Speicheranlagen nicht berücksichtigt und gleichzeitig
neue Begriffe einführt, die bisher weder in EU-Gesetzgebung
noch in technischen Normen definiert wurden.
Aus diesem Grund hat VGB PowerTech e.V. (VGB) als Vertreter
der betroffenen Wasserkraftindustrie eine eingehende
Diskussion innerhalb des Sektors initiiert, um sowohl
ein gemeinsames Verständnis als auch abgestimmte Interpretationen
der neuen Definitionen zu erreichen, und entwickelt
derzeit eine VGB-Interpretationsschrift „EU Taxonomy
& Hydropower: Criteria on Climate Change Mitigation
as well as on Adaptation“ als ersten Schritt in diesem
Dialogprozess. In dieser Interpretationsschrift werden Definitionen
und Abgrenzungen für zahlreiche Begriffe wie
Stromerzeugungsanlage, Laufwasserkraftwerk, Stausee,
Pumpspeicherkraftwerk, Flusskörper, Leistungsdichte, Sanierung
sowie Installation, Wartung und Instandhaltung
vorschlagen. Darüber hinaus werden Hinweise zur Auslegung
der DNSH-Kriterien 1 bis 6 gegeben.
Mit der Interpretationsschrift verfolgt der VGB das Ziel,
die Anwendbarkeit der EU-Taxonomie-Verordnung zu verbessern
und zu ermöglichen. Die vorgeschlagenen Definitionen
und Anleitungen zur Anwendung der Nachhaltigkeitskriterien
der EU-Taxonomie-Verordnung sollen eine
sachgerechte und zügige Anwendung der Technischen
Screening-Kriterien und der DNSH-Kriterien zum Klimaschutz
sowie zur Anpassung an den Klimawandel für die
Wasserkrafterzeugung und -speicherung ermöglichen. Da
die Taxonomie und ihre Kriterien dynamisch sind, kann
davon ausgegangen werden, dass die Interpretationsschrift
basierend auf den Erfahrungen nach den ersten Anwendungen
der recht komplexen und detaillierten Anforderungen
auch in Zukunft weiter aktualisiert wird.
Ausgehend von einem wesentlichen Beitrag für die Anwendbarkeit
der EU-Taxonomie-Verordnung dankt der
VGB all seinen beteiligten Wasserkraft-Mitgliedern für die
gemeinsame Erstellung der praxisorientierten Interpretationsschrift.
Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl
Leiter Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung
vgbe energy*, Essen, Deutschland
* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt
des VGB PowerTech.
2

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Contents VGB PowerTech 9 l 2021
vgbe Congress 2022
vgbe-Kongress 2022
Save the date!
| 14 and 15 September 2022
Radisson Blu Hotel
Antwerp, Belgium
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 9 l 2021
Hydropower and the EU Taxonomy
Wasserkraft in der EU-Taxonomie
Mario Bachhiesl 1
Sustainability as a legal principle in the energy industry
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft
Hans-Peter Schwintowski 54
Abstracts/Kurzfassungen 6
Members‘ News 8
Events in Brief 42
Determinants of the global development of energy consumption
and CO 2 emissions –
Assessment of the impact of different instruments to comply with
the Paris climate decisions and of border adjustment mechanisms
to maintain the competitiveness of industry in the EU
Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von Energieverbrauch
und CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener
Instrumente zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie
von Grenzausgleichsmechanismen zur Aufrechterhaltung
der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie in der EU
Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich 43
Contribution of German hydropower plants
to the instantaneous reserve
Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve
Martin Knechtges and Albert Moser 64
Malaysian hydroelectric power station relies on Sauer Compressors
Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf Sauer Compressors 70
Plant twin or older sister?
Anlagenzwilling oder ältere Schwester?
Uwe Vogt 72
4

VGB PowerTech 9 l 2021
Contents
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| Contacts
Ines Moors
Tel.: +49 201 8128-274
E-mail: vgb-congress@vgbe.energy
Angela Langen
Tel.: +49 201 8128-310
E-mail: angela.langen@vgbe.energy
Save the Date
vgbe Congress 2022
ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022
RADISSON BLU HOTEL
LL
www.vgbe.energy
www.vgbe.energy
Ms Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 3 13.10.2021 11:45:49
Fossil fuel-based energy storage
Energiespeicherung auf Basis fossiler Energieträger
Qian Zhu 76
Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with
supercritical water as coolant
Rechnergestützte Analyse der Wärmeübertragung von Rohren und Rohrbündeln
mit überkritischem Wasser als Kühlmittel
Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,
M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique, and Rustam Khan 83
Operating results 90
VGB News 91
Personalien 91
Inserentenverzeichnis 94
Events95
Imprint 96
Preview VGB PowerTech 10|2021 96
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous
volumes, are available for free download at
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020
der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
VGB POWERTECH online
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our
free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
VGB POWERTECH online
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.
Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
5

Abstracts VGB PowerTech 9 l 2021
Determinants of the global development of
energy consumption and CO 2 emissions –
Assessment of the impact of different
instruments to comply with the Paris climate
decisions and of border adjustment
mechanisms to maintain the
competitiveness of industry in the EU
Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich
Global CO 2 emissions have risen continuously
over the past three decades – interrupted only
by two cuts in 2009 in the wake of the financial
crisis and in 2020 as a consequence of the
corona pandemic. This trend must be broken so
that the Paris climate target can be achieved.
In the Conferences of Parties of the United Nations,
the countries have committed themselves
to Nationally Determined Contributions to limit
greenhouse gas emissions. However, these are
nowhere near enough to reduce emissions to net
zero by 2050. An equal distribution of the remaining
global greenhouse gas emission budget
among the countries around the globe - calculated
on a per capita basis – would not serve as
a fair mechanism. A key instrument to solving
the problem is an international agreement, at
least among the G20, on the greatest possible
harmonization of CO 2 pricing. This approach is
also superior to the Carbon Border Adjustment
Mechanism proposed by the EU Commission,
which aims to create a border taxation to avoid
carbon leakage. In the private sector, the transition
to low-carbon technologies should be promoted
through additional economic incentive
mechanisms.
Sustainability as a legal principle in the
energy industry
Hans-Peter Schwintowski
On 04.06.2021, the European Commission
presented a draft Delegated Regulation (DV)
defining the technical assessment criteria for
sustainability. In this way, it is to be determined
whether an economic activity – for example of
a gas-fired power plant – contributes significantly
to climate protection and prevents climate
change. The DP is to come into force on
01.01.2022. It would then be binding in all its
parts and directly applicable in all EU Member
States. The IR is an important building block
for bringing sustainability in the sense of the
Taxonomy Regulation (TVO) to life. There, the
term sustainability is defined in Art. 3. The IR
to be presented here deals with the technical
assessment criteria that ultimately determine
whether a company – and thus also an energy
producer or a network or storage operator – is
considered sustainable within the meaning of
the TVO.
Contribution of German hydropower plants
to the instantaneous reserve
Martin Knechtges and Albert Moser
The structural change towards climate-neutral
electricity generation is changing the generation
structure in Germany and Europe. This
leads to a reduction of the rotating masses due
to the elimination of fossil and nuclear power
plants and thus of their stabilising instantaneous
reserves. In order to limit frequency deviations
and gradients after disturbances to a permissible
level in the future, the transmission system
operators are increasingly focusing on the
available instantaneous reserve of the remaining
generation plants. Thus, hydropower plants
also continue to provide instantaneous reserve.
This study therefore quantifies the contribution
of German hydropower plants to frequency stabilisation.
The contribution of German hydropower
plants to the instantaneous reserve is
based on two criteria: Firstly, the kinetic rotational
energy stored in the hydropower plants
– as a measure of the instantaneous reserve. On
the other hand, under the idealised assumption
that the instantaneous re-serve is distributed
evenly in proportion to the respective load in
the European interconnected grid, the share of
a power deficit attributable to Germany or Bavaria
is determined, which the instantaneous
reserve of the hydropower plants in Germany or
Bavaria, together with the self-regulating effect
of the German or Bavarian load, is still able to
compensate without violating permissible frequency
deviations and gradients. The investigations
prove that the kinetic rotational energy of
the German hydropower plants is comparable
to that of a large nuclear power plant. The instantaneous
reserve of the German hydropower
plants alone, together with the self-recovery effect
of the German load, allows for the control
of a disturbance event in which Germany would
have a power deficit of 463 MW to be compensated.
Malaysian hydroelectric power station relies
on Sauer Compressors
The “tiger state” of Malaysia is emancipating
itself from fossil energies and has commissioned
the Ulu Jelai Power Station. The hydro
storage power station is successfully making
its contribution to covering the peak load and
stabilising the power grid. Sauer Compressors
is part of this sustainable showcase project with
its powerful compressors. The compressors produce
the compressed air used to blow the water
out of the turbines. The operator of the Ulu
Jelai Power Station, which opened in 2016, is
Tenaga Nasional Berhad, the only energy provider
in Malaysia and one of the largest in Asia.
The hydro storage power station with a maximum
capacity of 372 MW is located about 150
kilometres north of the capital Kuala Lumpur in
the Cameron Highlands District. A 460-metrelong
and 88-metre-high dam holds back the
water brought in from three rivers. In times of
increased energy demand, the water is released
from the reservoir and directed to turbines that
drive generators to produce electrical energy.
Plant twin or older sister?
Uwe Vogt
Nothing is as constant as change – power plants
are subject to many changes over their long
life cycle. Quality and the effort required for
maintenance and conversions therefore depend
heavily on a reliable as-built status of the system
documentation. One of many reasons for
Aucotec AG to develop a data-centred engineering
platform. All core disciplines of plant planning
are united and networked in a central data
model in the Engineering Base (EB) cooperation
platform. On the one hand, the system enables
devices in the field to directly inform their
digital twin when they are changed or replaced.
On the other, every change made at one point
in the documentation also appears immediately
in all other representations – and without additional
interfaces or transmissions. This enables
unprecedented continuity, parallelism and agility
in editing as well as simultaneous consistency
for all parties involved.
Fossil fuel-based energy storage
Qian Zhu
As the penetration of variable renewable energy
(VRE) such as solar and wind power increases,
energy storage is needed for the successful development
of a resilient and flexible electricity
network. Energy storage systems can provide
services to support the grid and address some
of the new challenges that increasing VRE introduces
into the power system. There has been a
significant increase in the application of utilityscale
energy storage systems in many regions.
This fast growth rate of the deployment of grid
storage is set to continue. Total global installed
energy storage capacity was about 186.1 GW
in 2020. Energy storage can operate as a standalone
system or be co-located with power generation
facilities. There is an option with coal
power plants to integrate a storage system with
generating units to obtain some operational
advantages and benefits such as improved flexibility.
Integration with energy storage could
also eliminate the need for excessive flexible
operation of coal power plants, enabling them
to operate at optimal output and efficiency
with reduced environmental impacts. R&D of
hybridising energy storage and fossil-fuelled
power plants have been conducted for decades.
In 2020, the US-DOE announced federal funding
of up to $ 6 million for cost-shared R&D projects
under its Energy Storage for Fossil Power
Generation programme to explore technology
approaches to integrate fossil fuel assets with
potential energy storage applications.
Computational heat transfer analysis of
tubes and tube bundles with supercritical
water as coolant
Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,
M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique,
and Rustam Khan
This work provides a complete study of the effects
of orientation of core on heat transfer in
SCW along bare circular tubes and tube bundles.
Numerical simulations are performed using AN-
SYS FLUENT 14.0 for a range of inlet temperatures
along both vertical as well as horizontal
bare tubes using RNG k-ε turbulence model
with enhanced wall treatment (y+

VGB PowerTech 9 l 2021
Kurzfassungen
Bestimmungsfaktoren der globalen
Entwicklung von Energieverbrauch und
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung
verschiedener Instrumente zur Einhaltung
der Pariser Klimabeschlüsse sowie von
Grenzausgleichsmechanismen zur
Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit
der Industrie in der EU
Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich
In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite
Entwicklung von Höhe und Struktur des Energieverbrauchs
sowie der CO 2 -Emissionen unter
Ausweis der zentralen Einflussparameter – differenziert
nach Staaten – dargelegt. Vor diesem
generellen Hintergrund werden Ansätze zur
Erfüllung der in Paris vereinbarten Klimaziele
bewertet. Dazu gehören die verstärkte explizite
und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung
des verbleibenden globalen CO 2 -Budgets
auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung, die Fokussierung
auf Nationally Determined Contributions,
und – für die Europäische Union – das
Fit-for-55 Package. Aus dem letztgenannten
Paket wird der Vorschlag der EU-Kommission
zur Einführung eines Grenzausgleichssystems
in Bezug auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument
für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit
der europäischen Industrie zu leisten in der Lage
sein könnte. Hierzu werden Beispielrechnungen
für die Produkte Zement und Aluminium vorgelegt
– ergänzt um Darlegungen zu der Lenkungswirkung
einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,
die im privaten Haushaltssektor genutzt
werden. Im Fazit wird eine international vergleichbar
hohe Bepreisung von CO 2 als Lösungsansatz
zur Schaffung eines Level-Playing-Fields
befürwortet.
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip
in der Energiewirtschaft
Hans-Peter Schwintowski
Am 04.06.2021 hat die Europäische Kommission
den Entwurf für eine Delegierte Verordnung
(DV) zur Festlegung der technischen
Bewertungskriterien für Nachhaltigkeit vorgelegt.
Auf diese Weise soll bestimmt werden, ob
eine Wirtschaftstätigkeit – zum Beispiel eines
Gaskraftwerkes – wesentlich zum Klimaschutz
beiträgt und dem Klimawandel vorbeugt. Die
DV soll am 01.01.2022 in Kraft treten. Sie wäre
dann in allen ihren Teilen verbindlich und würde
unmittelbar in allen Mitgliedstaaten der EU
gelten. Die DV ist ein wichtiger Baustein, um die
Nachhaltigkeit im Sinne der Taxonomie-Verordnung
(TVO)1 mit Leben zu erfüllen. Dort ist der
Begriff der Nachhaltigkeit in Art. 3 definiert. In
der hier vorzustellenden DV geht es um die technischen
Bewertungskriterien, die letztlich darüber
entscheiden, ob ein Unternehmen – und
damit auch ein Energieerzeuger oder ein Netzoder
Speicherbetreiber – als nachhaltig im Sinne
der TVO gilt.
Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen
zur Momentanreserve
Martin Knechtges und Albert Moser
Durch den Strukturwandel hin zu einer klimaneutralen
Stromerzeugung verändert sich die
Erzeugungsstruktur in Deutschland und Europa.
Dies führt zu einer Reduktion der rotierenden
Massen durch den Wegfall von fossilen und nuklearen
Kraftwerken und damit ihrer stabilisierenden
Momentanreserven. Um Frequenzabweichungen
und -gradienten nach Störungen auch
zukünftig auf ein zulässiges Maß zu begrenzen,
rückt die verfügbare Momentanreserve der verbleibenden
Erzeugungsanlagen zunehmend
in den Fokus der Übertragungsnetzbetreiber.
So stellen auch Wasserkraftanlagen weiterhin
Momentanreserve bereit. Im Rahmen dieser
Studie wird daher der Beitrag der deutschen
Wasserkraftanlagen zur Frequenzstabilisierung
quantifiziert. Der Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen
zur Momentanreserve erfolgt
anhand zweier Kriterien: Zum einen wird die in
den Wasserkraftanlagen gespeicherte kinetische
Rotationsenergie mit der Rotationsenergie großer
Kraftwerke verglichen. Zum anderen wird
unter der idealisierten Annahme, dass die Momentanreserve
gleichmäßig im Verhältnis der
jeweiligen Last im europäischen Verbundnetz
verteilt ist, der auf Deutschland bzw. Bayern entfallende
Anteil eines Leistungsdefizits bestimmt,
den die Momentanreserve der Wasserkraftanlagen
in Deutschland bzw. Bayern gemeinsam mit
dem Selbstregeleffekt der deutschen bzw. bayerischen
Last noch auszuregeln vermag. Die Untersuchungen
belegen, dass die kinetische Rotationsenergie
der deutschen Wasserkraftanlagen
in der Höhe vergleichbar mit denen eines großen
Kernkraftwerks ist. Allein die Momentanreserve
der deutschen Wasserkraftanlagen erlaubt gemeinsam
mit dem Selbstregeleffekt der deutschen
Last die Beherrschung eines Störereignisses,
bei dem auf Deutschland ein auszuregelndes
Leistungsdefizit in Höhe von 463 MW entfällt.
Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf
Sauer Compressors
Der „Tigerstaat“ Malaysia emanzipiert sich von
fossilen Energien und hat die Ulu Jelai Power
Station in Betrieb genommen. Das Wasserspeicherkraftwerk
leistet erfolgreich seinen Beitrag
zur Deckung der Spitzenlast und stabilisiert das
Stromnetz. Sauer Compressors ist mit seinen
leistungsstarken Kompressoren Teil dieses nachhaltigen
Vorzeigeprojekts. Die Verdichter produzieren
die Druckluft, mit der das Wasser aus den
Turbinen geblasen wird.
Betreiber der 2016 eröffneten Ulu Jelai Power
Station ist Tenaga Nasional Berhad, der einzige
Energieversorger in Malaysia und einer der
größten in Asien. Das Wasserspeicherkraftwerk
mit einer maximalen Leistung von 372 MW liegt
rund 150 Kilometer nördlich der Hauptstadt
Kuala Lumpur im Cameron Highlands District.
Ein 460 Meter langer und 88 Meter hoher Staudamm
hält das aus drei Flüssen herangeführte
Wasser zurück. In Zeiten erhöhten Energiebedarfs
wird das Wasser aus dem Speicher abgelassen
und auf Turbinen geleitet, die Generatoren
zur Erzeugung elektrischer Energie antreiben.
Anlagenzwilling oder ältere Schwester?
Uwe Vogt
Wenn es nicht schon Heraklit vor rund 2500 Jahren
getan hätte, spätestens die heutigen Kraftwerksbetreiber
würden es in ähnliche Worte
fassen: „Nichts ist so beständig wie der Wandel“.
Denn Kraftwerke sind über ihren langen Lebenszyklus
besonders vielen unvermeidlichen Änderungen
ausgesetzt. Vermeidbar dagegen ist, dass
die Anlagendokumentation mit jeder Änderung
in der realen Anlage an Aktualität und damit an
Wert verliert, weil händisches Nachtragen in den
üblichen disziplinspezifischen Dokumentationstools
wegen des Aufwands vernachlässigt wird.
Betreiber wissen nur zu gut, wie wichtig ein verlässlicher
As-built-Stand der Dokumentation ist.
Von ihm hängen Qualität und Aufwand für Wartung
und Umbauten maßgeblich ab, aber auch
Betriebsgenehmigungen. Das war einer von vielen
Gründen für die Aucotec AG, eine datenzentrierte
Engineeringplattform zu entwickeln, die
zum einen Änderungen eines Fachbereichs unmittelbar
für alle anderen Disziplinen sichtbar
macht, ohne Schnittstellen oder Übertragungen.
Zum anderen ermöglicht das System, dass
Geräte im Feld direkt ihren digitalen Zwilling,
d.h. ihre Dokumentation informieren, wenn sie
verändert oder getauscht wurden.
Energiespeicherung auf Basis
fossiler Energieträger
Qian Zhu
Mit der Zunahme variabler erneuerbarer Energien
wie Solar- und Windenergie ist die Energiespeicherung
eine Voraussetzung für die erfolgreiche
Entwicklung eines verlässlichen und
flexiblen Stromnetzes. Energiespeichersysteme
können zur Unterstützung des Netzes beitragen
und einige der neuen Herausforderungen
bewältigen, die sich durch die zunehmende
Nutzung erneuerbarer Energien im Stromnetz
ergeben. Das schnelle Wachstumsrate beim Einsatz
von Netzspeichern wird sich fortsetzen. Die
gesamte weltweit installierte Energiespeicherkapazität
betrug im Jahr 2020 etwa 186,1 GW.
Energiespeicher können als eigenständiges
System betrieben oder mit Stromerzeugungsanlagen
gekoppelt werden. Bei Kohlekraftwerken
besteht die Möglichkeit, ein Speichersystem in
die Kraftwerksanlagen zu integrieren, um einige
betriebliche Vorteile wie eine verbesserte Flexibilität
zu erzielen. Durch die Integration von
Energiespeichern könnten auch Anforderungen
an den flexiblen Betrieb von Kohlekraftwerken
relativiert werden, so dass diese mit optimaler
Leistung und Effizienz bei geringeren Umweltauswirkungen
betrieben werden können. Die
Forschung und Entwicklung zur Hybridisierung
von Energiespeichern und fossil befeuerten
Kraftwerken wird bereits seit Jahrzehnten betrieben.
Im Jahr 2020 kündigte das USDOE im
Rahmen seines Programms „Energy Storage for
Fossil Power Generation“, um technologische
Ansätze zur Integration fossiler Brennstoffe mit
potenziellen Energiespeicheranwendungen zu
erforschen.
Rechnergestützte Analyse der
Wärmeübertragung von Rohren
und Rohrbündeln mit überkritischem
Wasser als Kühlmittel
Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,
M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique
und Rustam Khan
In dieser Arbeit werden die Auswirkungen der
Ausrichtung eines Reaktorkerns auf die Wärmeübertragung
bei superkritischen Bedigungen
von Wasser entlang Rundrohre und Rohrbündel
umfassend untersucht. Numerische Simulationen
werden mit ANSYS FLUENT 14.0 für eine
Reihe von Einlasstemperaturen sowohl entlang
vertikaler als auch horizontaler Rohre unter
Verwendung des RNG k-ε Turbulenzmodells
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Members´ News VGB PowerTech 9 l 2021
Members´
News
Alpiq: EES feiert die Einweihung
der komplett erneuerten
Kraftwerksanlagen Tannuwald
(alpiq) Die Energie Electrique du Simplon
(EES) hat im Zwischbergental die komplett
erneuerte Wasserkraftanlage Tannuwald
offiziell eingeweiht. Im Einklang mit Umwelt-
und Landschaftsschutz hat EES die
Anlagen vollständig erneuert. Die durchschnittliche
Jahresproduktion wurde um
rund 25 Prozent gesteigert: Sie beträgt neu
22 Mio. Kilowattstunden. Dank dieser Investition
ist das Wasserkraftwerk der EES
fit, um weitere Jahrzehnte zuverlässig
Strom aus erneuerbarer Energie zu produzieren.
Die Gesellschaft Energie Electrique du
Simplon (EES) hat über 20 Millionen Franken
in die Totalsanierung der Wasserkraftanlagen
Tannuwald im Zwischbergental
(Kanton Wallis) investiert. Das Projekt
wird zudem im Rahmen der Energiestrategie
2050 vom Bund gefördert. Die Arbeiten
konnten schon im Juli 2020 abgeschlossen
werden. Seither produziert das Kraftwerk
wieder zuverlässig Strom aus erneuerbarer
Energie. Die Einweihung durch Pfarrer
Frank Sommerhoff sowie die Feierlichkeiten
mit Reden von Daniel Squaratti, Gemeindepräsident
Gondo-Zwischbergen,
der Ständeräte Beat Rieder (VS) und Martin
Schmid (GR) sowie EES-Verwaltungsratspräsident
Amédée Murisier fanden wegen
der Coronapandemie jedoch erst jetzt
statt. Die Bevölkerung erhielt im Rahmen
eines Tages der offenen Tür die Gelegenheit,
hinter die Kulissen der Stromproduktion
zu blicken.
25 Prozent mehr Strom aus Wasserkraft
Innerhalb weniger als einem Jahr hat EES
die sieben, 1981 in Betrieb genommenen
Umkehrpumpen durch zwei neue, leistungsfähigere
Gruppen ersetzt. Eine Gruppe
besteht aus einem Kugelschieber, einer
fünfdüsigen Peltonturbine und einem Generator.
Ebenfalls neu sind die Steuerung,
die Transformatoren und die elektrischen
Leitungen. Auch die gesamte, 2,8 Kilometer
lange Druckleitung, die das Ausgleichsbecken
von Fah mit dem Kraftwerk verbindet,
ist neu. Die Gebäudehülle der Kraftwerkszentrale
blieb zwar bestehen, das
Gebäude wurde aber aufgrund der neuen,
vertikal gerichteten Maschinengruppen
entsprechend erhöht.
Dank dieser Totalsanierung steigerte EES
die durchschnittliche Jahresproduktion
der Kraftwerkszentrale Tannuwald von 17
auf rund 22 Mio. kWh. Die Mehrproduktion
von 5 Mio. kWh entspricht dem durchschnittlichen
Jahresverbrauch an Strom
von rund 1250 Haushalten.
Im Einklang mit Umwelt- und
Landschaftsschutz
Das ganze Zwischbergental befindet sich
auf der Liste des Bundesinventars der
Landschaften und Naturdenkmäler von nationaler
Bedeutung (BLN) und gehört damit
zu den besonders schützenswerten
Landschaften der Schweiz. Als eine der
ersten Produktionsgesellschaften im Wallis
hat EES denn auch die Restwassersanierung
bereits 2016 umgesetzt.
Auch bei der Erneuerung der Kraftwerkszentrale
Tannuwald hat EES von Anfang an
sehr eng mit den Behörden und Umweltverbänden
zusammengearbeitet. Dadurch
ist es gelungen, das Projekt im Einklang mit
Umwelt- und Landschaftsschutz zu realisieren
und auch die Vorgaben bezüglich
Gewässerschutzsanierung zu erfüllen. Als
Ersatzmassnahme bereits umgesetzt hat
EES die Aufwertung des Quellbachs bei der
Zentrale Tannuwald mittels Schaffung verschiedener
Gewässermulden. Zudem ist
geplant, den bestehenden Standort für Ablagerungen
von natürlichen Sedimenten
(oberhalb des Kraftwerks Tannuwald) besser
in die Landschaft zu integrieren und als
Lebensraum für Aspisvipern aufzuwerten.
Tannuwald – eine von drei
Kraftwerkszentralen auf der Simplon-
Südseite
Die Kraftwerkszentrale Tannuwald ist Teil
des Wasserkraftkomplexes der EES. Sie
liegt im Zwischbergental und nutzt das
Wasser der auf 1.759 Metern Höhe gelegenen
Stauanlage Fah. Zur Kraftwerksanlage
der EES gehören auch die Zentralen Gondo
und Gabi sowie die beiden Ausgleichsbecken
Eggen und Sera. Mit der Wiederinbetriebnahme
von Tannuwald verfügt die EES
über eine Gesamtleistung von 80 MW und
produziert im Durchschnitt 250 Mio. kWh
Strom pro Jahr, was einem jährlichen
Stromverbrauch von etwa 60.000 Haushalten
entspricht.
Kontinuierliche Investitionen
Die Aktionäre der EES – Alpiq (82 %), En-
Alpin (10,8 %), EWBN (3 %), FMV (2,7 %)
und Privataktionäre (1,5%) – investieren
kontinuierlich in die verschiedenen Anlagen,
um den effizienten und leistungsfähigen
Betrieb langfristig sicherzustellen. Im
Jahr 2017 sanierte die Gesellschaft Energie
Electrique du Simplon bereits die Maschinengruppe
3 des Wasserkraftwerks Gondo.
Aktuell ist die Erneuerung des Kraftwerks
Gabi in Planung, die Realisierung ist für
2022/23 geplant. Die Erneuerungsarbeiten
an den Kraftwerksanlagen der EES dienen
der optimalen Nutzung des Wasserkraftpotenzials
und stehen somit im Einklang
mit der Energiestrategie 2050 des
Bundes.
LL
www.alpiq.com (212851517)
Kies belebt Ökosystem in der
Aare unterhalb des Alpiq
Wasserkraftwerks Ruppoldingen
Einweihung der neuen Kraftwerksanlage Tannuwald: Pfarrer Frank Sommerhoff, Amédée Murisier
(EES-Verwaltungsratspräsident), Daniel Squaratti (Gemeindepräsident Gondo-Zwischbergen) und
die Ständeräte Martin Schmid (GR) und Beat Rieder (VS).
(alpiq) Alpiq schüttet unterhalb des Wasserkraftwerks
Ruppoldingen insgesamt
6000 m 3 Kies in die Aare. Ziel der Aktion,
die rund zehn Tage dauert, ist der Erhalt einer
dynamischen Flusslandschaft mit vielen
Lebensräumen für Tier- und Pflanzenarten.
Unterhalb von Wasserkraftwerken führen
Flüsse meist zu wenig Geschiebe. Dies gilt
auch für die Aare unterhalb des Wasserkraftwerks
Ruppoldingen, das seit mehr als
20 Jahren ökologisch wertvollen Strom aus
erneuerbarer Energie produziert und seit
2010 das Label „naturemade star“ trägt.
Mit Kiesschüttungen kann dem Phänomen
entgegengewirkt werden. Dadurch wird
das Flussbett ökologisch aufgewertet: Der
Kies schafft dynamische Strukturen, wertet
die Lebensräume für Tiere und Pflanzen
auf und reduziert die Erosion an der Fluss-
8

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
sohle. Alpiq hat als Betreiberin des Flusskraftwerks
Ruppoldingen zusammen mit
den Kantonen Solothurn und Aargau sowie
dem Bundesamt für Umwelt eine erste
Kiesschüttung von 6.000 m 3 beschlossen.
Weitere Schüttungen sollen in den nächsten
Jahren folgen.
120 m lange Kiesinsel
beim Brückenpfeiler
Diese erstmals durchgeführte Schüttung
wurde im September gestartet. Sie dauerte
rund zehn Tage. Der Kies stammt aus Aarau
und wird unmittelbar beim westlichen
Pfeiler der Autobahnbrücke A1/A2 gegenüber
der Mündung der Pfaffnern in die
Aare geschüttet. Die Anlieferung des Materials
erfolgte in rund 500 Fahrten und über
die Autobahn.
Die 6.000 m 3 Kies wurden im Bereich des
Brückenpfeilers eine rund 120 Meter lange
Kiesinsel bilden. Wenn die Aare viel Wasser
führt, wird der Kies weggeschwemmt und
dadurch kontinuierlich auf dem Flussbett
unterhalb des Kraftwerks verteilt. Das Kiesdepot
wird im Verlauf der Zeit kleiner und
kleiner und bevor es ganz verschwindet,
soll das Depot wieder aufgefüllt werden.
Damit wird ein regelmäßiger Geschiebetransport
in der Aare gewährleistet. Die
Fachleute gehen davon aus, dass die Zugabe
von neuem Kies erst nach mehr als einem
Jahr nötig sein wird.
Geschiebe gehört zur intakten
Flusslandschaft
Die künstliche Zugabe von Kies hilft mit,
das Geschiebedefizit in der Aare zu beheben.
Geschiebe wertet in den Flüssen die
aquatischen Lebensräume für Fische, Makroinvertebraten
und Pflanzen auf. Die Makroinvertebraten
sind wichtige Glieder in
der Nahrungskette. Dabei handelt es sich
um Insekten und ihre Larven, Flohkrebse,
Milben, Schnecken und Muscheln, Egel
und Würmer. Diese kleinen Tierchen besiedeln
neben Moosen und Algen die Gewässersohle.
Die Wiederherstellung des Geschiebebetriebes
in der Aare wird sich auch positiv
auf die Fische auswirken. Das Schüttgut
wird insbesondere für die auf kiesigem
Substrat laichenden Fischarten wie Äschen,
Nasen, Barben oder Forellen neue
Lebensräume schaffen. Mit den Schüttungen
und der anschließenden Geschiebedynamik
werden sich in der Aare weitere natürliche
Strukturen mit vielfältigen Lebensräumen
bilden.
LL
www.alpiq.com (212851526)
Axpo unterzeichnet wegweisendes
PPA für Europas grössten
Onshore-Windpark in Rumänien
(axpo) Axpo hat ihre führende Position auf
dem osteuropäischen Markt für Energiedienstleistungen
durch die Unterzeichnung
eines langfristigen Stromabnahmevertrags
(Power Purchase Agreement,
PPA) mit dem Windpark Fântânele-Cogealac-Gradina
weiter gestärkt. Die Windkraftanlagen
im Besitz des Energieunternehmens
CEZ sind Teil des Energieportfolios
von Macquarie Asset Management in
Rumänien und bilden zusammen den
größten in Betrieb befindlichen Onshore-Windpark
Europas.
Der 7-Jahres-Vertrag mit dem Onshore-Windpark
ist das bisher größte PPA, das
Axpo in der Region abgeschlossen hat, und
umfasst eine Strommenge von mehr als
4 Terawattstunden (TWh). Axpo wird
rund 50 Prozent der installierten Gesamtleistung
von 600 MW aus den drei Windparks
absichern, die im Besitz eines langfristigen
Infrastrukturfonds von Macquarie
Asset Management sind und von diesem
verwaltet werden. Die Anlagen befinden
sich in der Region Dobrudscha in der Nähe
des Schwarzen Meeres.
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9

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Domenico Franceschino, Head Origination
Western & Eastern Europe bei Axpo,
kommentiert: „Ich freue mich, dass wir in
Rumänien diesen langfristigen Vertrag unterzeichnen
konnten. Immer mehr Eigentümer
von Anlagen im Bereich der erneuerbaren
Energien sind auf der Suche nach
Preisstabilität und Sicherheit, um ihre Produktion
weiter ausbauen zu können. Axpo
verfügt über sehr viel Erfahrung und
Know-how im PPA-Bereich, hat eine starke
Präsenz vor Ort und kennt die Bedürfnisse
der Kunden. Damit sind wir bestens positioniert,
um den im Zusammenhang mit der
Energiewende notwendigen Ausbau der
erneuerbaren Energien weiter voranzutreiben.“
Radu Rat, Managing Director Axpo Energy
Romania, betont: „Rumänien hat viel
Potenzial für erneuerbare Energien im Allgemeinen
und Windkraft im Besonderen.
Dieses PPA ist sowohl für den rumänischen
Energiemarkt als auch für Axpo Energy Romania
ein wichtiger Meilenstein. Mit unserer
langjährigen PPA-Erfahrung in weiten
Teilen Europas können wir bei der Energiewende
in Rumänien eine Schlüsselrolle
spielen.“
Ondrej Safar, CEO von CEZ Romania,
fügt hinzu: „Diese langfristige Finanzierungsvereinbarung
leistet einen wichtigen
Beitrag zur Stabilität und Widerstandsfähigkeit
unseres Portfolios an erneuerbaren
Energien. Als erstes seiner Art in Rumänien
ist dieses PPA zudem ein positives Signal
an den lokalen Markt für erneuerbare
Energien. Die Energiewende hierzulande
hat richtig Fahrt aufgenommen.“
Die im Jahr 2003 gegründete Axpo Energy
Romania S.A. bietet ihren Kunden ein
breites Spektrum an Kompetenzen in den
Bereichen Strom- und Gasvollversorgung,
Energiehandel und Zertifikate für erneuerbare
Energien an und hat sich zu einem der
wichtigsten Akteure auf dem rumänischen
Energiemarkt entwickelt. Im Zuge dieses
erfolgreichen Vertragsabschlusses wird
das achtköpfige Team von Axpo Energy Romania
unter der Leitung von Radu Rat seine
Geschäftsaktivitäten auf dem rumänischen
Energiemarkt weiter ausbauen.
Macquarie Asset Management hat im
März dieses Jahres die Übernahme des integrierten
Energieinfrastrukturportfolios
von CEZ in Rumänien abgeschlossen, das
auch ein 86.665 Kilometer langes reguliertes
Stromverteilungsnetz und das Stromund
Gasversorgungsgeschäft im Südwesten
Rumäniens umfasst.
LL
www.axpo.com (212851531)
Axpo: Pumpseicherwerk PSW
Limmern für Rekultivierung
ausgezeichnet
(axpo) Während des Baus des Pumpspeicherwerks
Limmern (GL) betrieb Axpo
zwischen Tierfehd und Muttenalp eine der
grössten Baustellen der Schweiz. Heute ist
von dieser Baustelle kaum noch etwas
sichtbar. Dies dank eines mehrjährigen
und fachspezifischen Rekultivierungsprojekts,
welches nun vom Verein für Ingenieurbiologie
ausgezeichnet wurde.
Der Verein für Ingenieurbiologie verleiht
dem Rekultivierungsprojekt rund ums
Pumpspeicherwerk Limmern den „Begrünerpreis
2021“ aufgrund „der herausragenden
Vorgehensweise vor der eigentlichen
Begrünung sowie der einwandfreien
Ausführung der Arbeiten, der guten Zusammenarbeit
mit den Behörden und Umweltverbänden
sowie der Sensibilisierung
der Baufirmen“.
Rund 600 Personen und unzählige schwere
Baumaschinen standen während des
Baus des Pumpspeicherwerks Limmern
zwischen 2009 und 2016 im Einsatz. Darüber
hinaus wurden zwei Bauseilbahnen installiert.
Bereits in der Planungsphase
zeichnete sich ab, dass für die Baustelle
sowie für die Bauseilbahnen ökologisch
wertvolle Flächen während Jahren beansprucht
würden. Fachliche Möglichkeiten
und das definitive Rekultivierungskonzept
stimmte die Bauherrschaft mit der begleitenden
Umweltarbeitsgruppe und den Behörden
ab. Erklärtes Ziel: Mittelfristig sollen
die Eingriffe in die Landschaft und Lebensräume
nicht mehr erkennbar sein.
Versuchsgarten auf
2.500 Meter über Meer
Bereits während der Bauphase führten
Spezialisten im Auftrag von Axpo Begrünungsversuche
durch. Das dafür verwendete
Samen- und Pflanzenmaterial wurde
im Baustellengebiet in verschiedenen Höhenlagen
gesammelt und vermehrt. Die
daraus gewachsenen Pflanzen wurden in
einem Versuchsgarten im Raum Muttsee
angepflanzt um verschiedene Begrünungsmethoden
zu testen. Insgesamt wurden auf
25 Versuchsflächen 2.000 Setzlinge gepflanzt
und beobachtet.
Für die endgültige Rekultivierung wurde
weiteres lokales Samenmaterial gesammelt
und vermehrt, sodass bei Start der
Rückbauarbeiten genügend Samen und
Pflanzen vorhanden waren. Unterdessen
ist ein großer Teil der verwendeten Flächen
begrünt. Wo einst Baustelle und Bauseilbahn
waren, ist weitestgehend die ursprüngliche
Vegetation zurückgekehrt.
LL
www.axpo.com (212851532)
BKW bekräftigt ihr Engagement
für nachhaltiges Verhalten
(bkw) Die Nachhaltigkeit nimmt in der Unternehmensstrategie
der BKW seit Längerem
eine zentrale Bedeutung ein. Mit der
Teilnahme am United Nations Global Compact
seit Anfang dieses Jahres bekräftigt
die BKW ihr Engagement für nachhaltiges
Verhalten in all ihren Geschäftstätigkeiten.
Einen Dialog mit der Gesellschaft für bedrohte
Völker beim Schweizer Nationalen
Kontaktpunkt für die OECD-Leitsätze für
multinationale Unternehmen hat die BKW
genutzt, um die Sichtweise einer im Bereich
Menschenrechte tätigen NGO in die
Weiterentwicklung ihrer Corporate Responsibility
aufzunehmen.
Mit der Teilnahme am United Nations Global
Compact seit Februar 2021 verdeutlicht
die BKW ihren Willen, ihr Engagement für
nachhaltiges Verhalten entlang all ihrer Geschäftstätigkeiten
zu stärken. Die Umsetzung
der damit verbundenen Anforderungen
durch die BKW erfordert eine Weiterentwicklung
der Corporate Responsibility
der Gruppe. Mit seinem Gegenvorschlag
zur abgelehnten Konzernverantwortungsinitiative
stellt auch der Bundesrat diesbezügliche
Erwartungen an Unternehmen.
Schließlich weisen auch die Inhalte des internationalen
Standards der „OECD-Leitsätze
für multinationale Unternehmen“
große Überschneidungen mit den Anforderungen
des UN Global Compact auf.
Im Januar 2020 gab die Gesellschaft für
bedrohte Völker (GfbV) eine Beschwerde
am Schweizer Nationalen Kontaktpunkt für
die OECD-Leitsätze für multinationale Unternehmen
(NKP) der OECD gegen die
BKW ein. Die GfbV wirft darin der BKW vor,
keine ausreichenden Corporate Responsibility
Leitlinien im Sinne der OECD-Leitsätze
zu haben. Der NKP schlägt für solche Fälle
einen vertraulichen, durch den NKP moderierten
Dialog vor. Ziel des Dialogs ist das
zukunftsgerichtete Lösen der Beschwerde
und im besten Fall das Erzielen gemeinsamer
Ergebnisse, sogenannter „Joint Conclusions“.
Beide Parteien traten im
Spätsommer 2020 in diesen Dialog ein.
Konstruktiver Dialog mit einvernehmlichen
Schlussfolgerungen
Die BKW hat den Dialog genutzt, um die
Sichtweise einer im Bereich Menschenrechte
tätigen NGO in die Weiterentwicklung
der Corporate Responsibility aufzunehmen.
Der Dialog verlief in konstruktiver
Art und Weise. Als Ergebnis einigten
sich die BKW und die GfbV auf „Joint Conclusions“,
die im Wesentlichen die folgenden
vier Punkte umfassen:
• Die BKW nimmt die Verpflichtung zur
Einhaltung der Menschenrechte in ihren
Code of Conduct auf, insbesondere des
Grundsatzes des „Free, Prior and
Informed Consent (FPIC)“ bezüglich
vulnerablen Bevölkerungen.
10

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
• Die BKW intensiviert ihren Stakeholder-
Prozess und ihren Due Diligence-
Prozess bei Akquisitionen, um die
Einhaltung der Rechte indigener Völker
sicherzustellen.
• Die BKW stellt sicher, dass gegenüber
Vertragspartnern bei
Kraftwerksprojekten die Einhaltung von
Menschenrechten thematisiert wird und
als ultima ratio Exit-Möglichkeiten
bestehen.
• Im Rahmen von relevanten Projekten
führt die BKW
Beschwerdemöglichkeiten ein.
Die Joint Conclusions decken sich mit
den Bestimmungen einer guten Corporate
Responsibility gemäss UN Global Compact
und den Leitsätzen der OECD. Der NKP hat
diese Einigung offiziell mit einem „Final
Statement“ kommuniziert. Damit ist der
Dialog abgeschlossen.
LL
www.bkw.ch (212851534)
ČEZ has increased production in
hydroelectric power plants by 68 %
• Thanks to the production of
hydroelectric sources, 528,000 tonnes
of coal did not have to be burned, and
therefore 495,000 tonnes of CO 2 did not
have to be released into the air. Such are
the impacts that would have resulted
from the production of the same
amount of energy in conventional
power plants.
• Upgrades and efficiency improvements
of hydroelectric plants that help save
water are also ongoing.
• For the coming years, ČEZ is
planning solar parks with a capacity of
thousands of MWs.
(cez) Hydroelectric plants (not including
pumped storage plants) operated by the
ČEZ Group in the Czech Republic generated
684 GWh of electricity in the first half of
this year. The year-on-year growth was
driven mainly by large hydroelectric power
plants. The volume of energy from these
„green“ sources will cover the consumption
of 390,000 Czech households for six
months.
In the first six months of last year, ČEZ
hydroelectric power plants produced 406
GWh of green electricity. This year, the production
of green electricity from water was
also supported by favourable natural conditions,
the first half of the year having
above average rainfall. All of these emission-free
sources are also operating reliably,
thanks to quality maintenance, early
fault detection, and top-level weather forecasting.
„In addition to increasing the efficiency of
generation at existing emission-free power
plants, we want to build new renewable
sources with a total capacity of 6 GW in the
coming years, thereby contributing to the
fulfilment of the Czech Republic‘s climate
goals. Solar parks at industrial sites and on
reclaimed land will play the main role in
replacing coal power plants, which are being
phased out. Today, photovoltaic panels
are less than half as expensive and almost
twice as efficient as ten years ago. We are
also continuing to increase the efficiency
and greening of hydroelectric power
plants,“ says Jan Kalina, member of the
ČEZ Management Board and Director of
the Renewable and Conventional Energy
Division.
Top 10 ČEZ hydroelectric plants
Power plant
(Production in H1 2021 [MWh])
• Orlík (large hydro) 170,077
• Slapy (large hydro) 150,952
• Lipno I (large hydro) 60,726
• Střekov (large hydro) 54,628
• Štěchovice I (large hydro) 44,698
• Kamýk (large hydro) 35,143
• Vrané n/Vlt. (large hydro) 32,145
• Vydra (small hydro) 17,268
• Hněvkovice (small hydro) 11,784
• Práčov (small hydro) 8,918
ČEZ has already started to fulfil the goals
set out in the new strategy for an emission-free
future. The first large solar power
plant was built on the outer grounds of the
Dukovany nuclear power plant on specially
adapted roofs of new parking lots. Thanks
to double-sided panels, it will also make
use of sunlight reflected from parked cars.
With a capacity of 820 kWp, the largest
Czech photovoltaic source of this type to
date will cover the annual consumption of
nearly three hundred households.
In addition to activities in the field of solar
energy, hydroelectric plants are being
modernised and greened. Thanks to the
rejuvenation treatment, which has thus far
cost more than CZK 3 billion, ČEZ has increased
the efficiency of selected power
plant units by up to 5%. Almost new hydro
units can produce the same amount of electricity
from a smaller volume of increasingly
valuable water.
In the last 15 years, 38 units of 22 ČEZ
hydroelectric power plants have undergone
a complete upgrade? The aggregate
capacity of the modernised units is
1,425 MW, i.e., approximately ¾ of the capacity
of the Dukovany power plant.
The upgrade of the operation of both
units of the power plant on the „South-Bohemian
sea“ – Lipno Lake – between 2012-
17 resulted in an increase in efficiency by
approximately 4 % and an increase in annual
production by up to 8 million kWh of
electricity? That means that Lipno will
provide electricity for another two thousand
South-Bohemian households.
LL
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11

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
EEW: Signal für nachhaltige
Klärschlammverwertung: KVA
Stavenhagen genehmigt
Baustellenschild von EEW Stavenhagen: Es zeigt das Bauprojekt als Visualisierung, nennt die
Bauherren und listet die beteiligten Unternehmen auf.
(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen
GmbH & Co. KG hat die immissionsschutzrechtliche
Genehmigung für die Errichtung
und den Betrieb einer Mono-Klärschlammverbrennungsanlage
(KVA) erhalten.
Damit nimmt das zweite von aktuell
fünf KVA-Projekten der EEW-Gruppe in
Deutschland und den Niederlanden eine
wichtige Hürde. Bereits im Juni konnte
EEW mit ersten baufeldvorbereitenden
Maßnahmen beginnen. Eine entsprechende
Zulassung dafür hatte das Staatliche
Amt für Landwirtschaft und Umwelt Mecklenburgische
Seenplatte (StALU MS) als
zuständige Genehmigungsbehörde ebenfalls
erteilt. Neben Stavenhagen plant EEW
Anlagen in Stapelfeld nahe Hamburg, dem
niedersächsischen Helmstedt, der Landeshauptstadt
Magdeburg und im niederländischen
Delfzijl.
„Mit der heute erteilten Genehmigung
hat das Land Mecklenburg-Vorpommern
eine entscheidende Weichenstellung für
eine umwelt- und ressourcenschonende
Verwertung der Schadstoffsenke Klärschlamm
vorgenommen“, sagt Morten Holpert,
Technischer Geschäftsführer von
EEW Stavenhagen. Die Anlage verfügt über
eine Verwertungskapazität von jährlich
160.000 Tonnen Originalsubstanz. Ab
2023 sei damit ein sicherer Entsorgungspfad
für den Abfall der Abwasserbehandlung
nahezu des gesamten Bundeslandes
geebnet, so Holpert weiter.
„Die KVA Stavenhagen wird einen wichtigen
Beitrag für die Entlastung der Äcker
und des Grundwassers von im Klärschlamm
enthaltenen Hormonen, Medikamentenrückständen,
Mikroplastik und
Schwermetallen leisten“, ist EEW-Projektleiterin
Sarah Endres überzeugt. Ausgestattet
wird die KVA Stavenhagen mit modernster
Umweltschutztechnologie nach
dem EU-Standard der bestverfügbaren
Technik, so Sarah Endres weiter.
Die gesetzliche Pflicht zum Phosphorrecycling
wird EEW deutlich vor dem Jahr
2029 erfüllen. „Gemeinsam mit einem Kooperationspartner
werden wir die von uns
gewonnene phosphathaltige Asche von Beginn
an recyceln“, sagt Andreas Dous, Leiter
der Abteilung Klärschlammverwertung
von EEW. Für die Landwirtschaft würde
daraus in einem abfallfreien Verfahren ein
pflanzenverfügbarer Dünger hergestellt
und damit der Nährstoffkreislauf wieder
geschlossen.
EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy
from Waste-Gruppe. EEW Energy from
Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der Thermischen Abfallund
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen
energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt
das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 17 Anlagen der
EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten
Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für das energetische
Recycling von jährlich bis zu 5
Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.
EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf
für Industriebetriebe, Fernwärme
für Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese
energetische Verwertung der in den
EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden
natürliche Ressourcen geschont, wertvolle
Rohstoffe zurückgewonnen und die
CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(212851541)
EDF completes sale of its interest
in CENG
(edf) EDF announces it has completed the
sale of its 49.99% interest in Constellation
Energy Nuclear Group, LLC („CENG“) to its
joint venture partner, Exelon Generation,
LLC („Exelon“). The sale is pursuant to a
Put Agreement entered into by EDF and Exelon
in April 2014 [1], in which Exelon
granted to EDF the right to sell its interest
to Exelon at fair market value. EDF exercised
the put option in January 2020.
The purchase price for EDF’s interest in
CENG is $885 million and the proceeds
were received by EDF on August 6th.
The transaction is part of EDF’s previously
announced disposal plan.
LL
www.edf.com (212851545)
EDP among energy and innovation
leaders to launch the Global
Alliance for Sustainable Energy
• Alliance brings together 17 founding
members including utilities and global
players in the solar PV and wind value
chains, sector associations and
innovation partners. Founding members
and external experts to address
sustainability challenges of renewable
industry in launch event.
(edp) A group of global leaders from across
the renewable energy value chain and the
sector’s innovation ecosystem, including
EDP, launched a new organization to ensure
renewables are wholly sustainable for
people and the planet and lead a just transition
away from fossil fuels.
The partners, united in a shared vision for
the sustainability of the renewables industry
and the need to take concrete, collaborative
action, have come together to create
the Global Alliance for Sustainable Energy.
The initiative, launched in a virtual event,
is unique in its scope and ambition, representing
the founding members’ joint response
to the urgent need to decarbonize
the global energy system while ensuring its
sustainability from an environmental, social
and governance (ESG) perspective.
The Global Alliance for Sustainable Energy
brings together utility companies
from diverse geographies, major manufacturers
in the wind power and solar PV
supply chains as well as sector associations
and innovation partners. The 17
founding members are,besides EDP: 3M,
Adani Green Energy Ltd., Eletrobras, Enel
Green Power, Global Solar Council, Global
Wind Energy Council, Goldwind, Iberdrola,
JA Solar, Nordex Group, NTPC Limited,
Politecnico di Milano, Politecnico di Torino,
ReNew Power, Risen Energy and Trina
Solar.
12

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
The Global Alliance for Sustainable Energy
aims to redefine the meaning of ‘sustainable
energy’ and embrace all those working
in and impacted by renewables, joining efforts
with civil society, end-users, policymakers,
academic institutions, materials
suppliers, Original Equipment Manufacturers
and likeminded utilities to interface
with governments and investors. The initiative
is fully aligned with the 2030 agenda
set out in the UN Sustainable Development
Goals (SDGs).
Wind and solar allied
to accelerate energy transition
While wind and solar have distinct characteristics
as renewable technologies, they
are highly complementary and share both
similar growth trajectories and similar
challenges to their sustainable deployment.
Closer alignment between wind and
solar is therefore critical for accelerating
the energy transition.
The launch of the Alliance comes at a critical
time for climate action and the energy
transition, just two months ahead of the
United Nations’ COP26 climate summit
due to take place in Glasgow. Meanwhile,
the latest scientific assessment from the
UN’s Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC) has warned that the world
is off track to limit global temperatures increase
to 1.5 °C above pre-industrial levels
or even keep them well below 2 °C, as set
out in the 2015 Paris Agreement, and has
indicated that the planet will warm by
1.5 °C in the next two decades without
drastic moves to eliminate greenhouse gas
emissions. UN Secretary General Antonio
Guterres said this scientific consensus
„must sound a death knell for coal and fossil
fuels before they destroy our planet“.
The pathway to keeping global heating
within the limits set by the Paris Agreement
is net-zero by 2050 and climate action
needs to be stepped up to reach that
goal. In that scenario, almost 70 % of electricity
generation globally would come
from solar PV and wind power, according
to the International Energy Agency (IEA).
Renewable power technologies, led by
wind and solar PV, have already stepped up
to dominate new installations of electricity
generation, as they have become the
cheapest sources of power in many markets.
In the past seven years, according to
the International Renewable Energy Agency
(IRENA), more renewable power was
added annually to the world’s grids than
from fossil fuels and nuclear combined: in
2020, the dominance of clean technologies
over traditional sources climbed further
with 260 gigawatts of renewables-based
generation added worldwide, more than
four times that of other sources.
Start with global debate on sustainability
The launch event – The Sustainability
Mission of the Energy Transition: Presenting
the Global Alliance for Sustainable Energy
– will feature speakers from founding
members, who will provide perspectives
about how their own organizations are already
actively working towards the Alliance’s
vision for sustainable energy. That
will include roundtables addressing the
topics of sustainability in the renewables
supply chain and progress towards net-zero
goals. External experts will provide insights
on key topics for the Alliance, including:
Dante Pesce, former chair and current
member of the UN Working Group on Business
and Human Rights; Heidi Huusko,
Senior Manager, Environment & Climate at
the UN Global Compact; Peter Paul van de
Wijs, Chief External Affairs Officer, Global
Reporting Initiative; Michela Miletto, Director,
UNESCO Programme Office on
World Water Assessment; and Meredith Adler,
Executive Director of Student Energy.
The 17 members of the Alliance are set to
work together to tackle the sustainability
challenges in this transition and bring results
both in the short and the medium
term. They start their collaboration by focusing
on four key areas where they can
achieve quick wins for the sustainability of
the renewable energy industry, aligning
different players by setting and harmoniz-
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13

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
ing standards and metrics, around which
common targets can be set, and aligning
around best practices. The focus areas are:
net-zero emissions and CO 2 footprints; circular
economy and design; human rights;
and the water footprints.
The alliance is open to new members who
share this vision and can contribute concretely
towards the ultimate goal of becoming
a truly sustainable industry within the
transition to net-zero by 2050.
LL
www.edp.com (212851626)
EDP reinforces decarbonization
targets by reducing 98% of
emissions by 2030
(edp) EDP‘s new and more ambitious target
has now been recognized by the Science
Based Target initiative, in line with
the demands of climate science, and is a
relevant contribution to containing the increase
in the planet‘s average temperature
to 1.5 °C.
EDP raised the bar in the decarbonization
process by reinforcing its environmental
targets up to 2030: the company will reduce
specific CO 2 emissions by 98 % up to
2030 (compared to the levels of 2015), reinforcing
its commitment to the previous
goal, which was 90 % for the same period.
Another reinforced target involves indirect
CO 2 emissions, which will also decrease
50 % by 2030. This ambition is supported
by the growing production of energy from
renewable sources – which, in this first semester,
already represents 81 % of the
electricity generated by EDP –, in parallel
with the progressive deactivation of the
group‘s coal-fired power stations.
The review of EDP‘s carbon neutrality targets
has now been validated by the Science
Based Target initiative (SBTi), an organization
that evaluates and approves companies‘
initiatives for a low-carbon economy
and for climate change fighting. In this assessment,
SBTi also recognizes that EDP‘s
decarbonization strategy is in line with the
trajectory defined by science, which aims
to contain the increase in the global average
temperature by 1.5 °C.
This is a commitment that the company
had already made in 2019, when it signed
up to the Business Ambition for 1.5 °C initiative,
promoted by the United Nations. In
this context, EDP has committed to establishing
a CO 2 emission reduction target,
consistent with what climate science defines
as necessary to limit global warming
to the most demanding level of the Paris
Agreement.
With these commitments, EDP consolidates
its ambition of being 100 % green up
to 2030 and completely carbon neutral up
to 2030, as foreseen in its most recent strategic
plan. An ambition that includes,
among several goals, investing 24 billion
Euros in projects that contribute to the energy
transition, and doubling the production
capacity of wind power and solar over
the next five years. EDP believes that these
contributions will be decisive in fighting
climate change and promoting carbon neutrality
in a more sustainable planet.
SBTi is a non-governmental organization
(NGO), born out of the collaboration between
the Carbon Disclosure Project
(CDP), the UN Global Compact (UNGC),
the World Resources Institute (WRI) and
the World Wide Fund for Nature (WWF).
Its objective is to mobilize companies to set
goals with levels of ambition aligned with
science and, thus, promote an accelerated
transition to a low-carbon economy. This
organization is already an international
reference in the assessment and approval
of reduction targets in line with climate science.
EDP, together with other companies
in the sector, participated in the preparation
of the Setting Science-Based Targets
guide: A Guide for Electric Utilities, published
by the World Business Council for
Sustainable Development (WBCSD), with
the aim of helping companies in the electricity
sector to establish reduction targets
in line with indicators validated by science.
LL
www.edp.com (212851621)
EDP Renováveis signs over 50
solar energy projects with Walmart
• The distributed generation projects will
produce a total of 38.3 MWh and are
spread across 7 US states.
(edp) EDP Renováveis, the fourth largest
producer of renewable energy in the world,
has just strengthened its already close relationship
with Walmart, with the completion
of 39 more solar energy projects
signed between 2020-2021.
This new and important step in a partnership
started in 2020, thus increases to 51
the total of distributed generation projects
with the multinational retailer, installed in
7 different US States (Arizona, California,
Illinois, New Jersey, Louisiana, Maryland
and Carolina southern). The contracts
were signed by EDP R‘s subsidiary in the
country, EDP Renewables North America.
The contracts, which materialize in projects
that range from roof installations to
ground building, will produce a total of
38.3 MWh of energy per year, which will
also allow to avoid, annually, 27.1 tons of
carbon dioxide or 9.2 tons of recycled
waste, that will no longer be deposited in
landfills.
Using the latest equipment in terms of environmental
innovation, EDPR has been
working with Walmart to support the creation
of a pioneering ecological solar pollination
process, namely through the ground
building of a set of solar panels in the distribution
center of the north american multinational
company in Laurens, South Carolina.
In 2019, EDPR NA‘s DG New Jersey portfolio,
which consisted of five solar installations
for Walmart, won the Large Scale Project
of the Year award from Solar Builder
Magazine. Walmart Bayonne Supercenter
was the outstanding winner of the award.
LL
www.edp.com (212851623)
EDP Renováveis signs 127.5 MW
PPA with Procter & Gamble
• For 15 years, EDP R will supply 40 % of
the energy needed to all of the
multinational‘s factories in Europe.
Clean energy will be produced in two
new renewable parks in Spain that will
come into operation in 2023.
(edp) EDP Renováveis, the fourth largest
producer of renewable energy in the world,
has guaranteed a 127.5 MW power purchase
agreement („PPA“) with Procter &
Gamble, for a period of 15 years. This contract,
which will avoid the emission of
more than 130 thousand tons of CO 2 per
year, is linked to two projects that will
come into operation in 2023.
One of the parks, to be located in Peñaflor
(Valladolid), will be a solar park and will
have an installed capacity of 100 MW, fully
allocated to the contract established with
P&G. The other project will be wind
power to be located in Sierra de la Venta (Albacete),
and it will have an installed capacity
of 47.5 MW, with 27.5 MW of which refer
to the PPA signed with the multinational.
With this contract and the creation of
these two new parks, around 40 % of the
energy needed to supply P&G‘s factories
across Europe will be produced in Spain
and from renewable sources. And with this
agreement, P&G drives more renewable
capacity into operation and commits to a
long-term supply, making a significant investment
and generating environmental
and social value.
„We are very pleased to sign a long-term
PPA with an internationally renowned
company such as P&G, which shares with
us the firm commitment to driving the energy
transition and the decarbonisation of
the economy. We will also collaborate to
foster the circular economy and ensure
that the projects involved in this PPA generate
the greatest positive environmental,
social and economic impact on local communities
and their surroundings“, emphasizes
Miguel Stilwell d‘Andrade, president
of the EDP group.
With this new contract, EDPR already has
0.6 GW of guaranteed capacity in Spain
that will come into operation from 2021.
EDPR‘s success in guaranteeing new PPA
reinforces its growth strategy, based on the
development of competitive projects with a
low risk profile, thus promoting the acceleration
of the energy transition and the
decarbonization of the economy.
LL
www.edp.com (212851624)
14

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Energie AG: Saubere Energie
aus Wasserkraft für die Region:
Neubau des Kraftwerkes Dürnau
offiziell eröffnet
(eag) Voller Energie: Seit bald 130 Jahren
setzt die Energie AG auf nachhaltige Stromerzeugung.
Wasserkraft und andere erneuerbare
Energiequellen spielten damals
wie heute eine wichtige Rolle. Der Ersatzneubau
des Wasserkraftwerkes Dürnau
wurde jetzt offiziell von den Spitzen der
Landespolitik und der Energie AG Oberösterreich
eröffnet. Mit einer Leistung von 1,2
Megawatt wird die durchschnittliche Jahresstromerzeugung
nun verdreifacht. Das
Kraftwerk an der Ager versorgt künftig etwa
1.400 Haushalte mit Strom aus der Region.
Landeshauptmann Thomas Stelzer: „Ich
möchte, dass Oberösterreich trotz großer
Herausforderungen am Erfolgsweg bleibt
und zu den Top-Regionen Europas aufsteigt.
Dazu gehört auch, dass wir im Bereich
Nachhaltigkeit und erneuerbaren
Energie konsequent weitergehen. Allerdings
wird Klimaschutz in Oberösterreich
mit Hausverstand und nicht durch Verbote
gemacht. Ein Zeichen dieses Hausverstandes
ist der Ausbau der Wasserkraft. Gemeinsam
mit der Energie AG können wir so
unsere Energiezukunft gestalten und den
Klimaschutz weiter vorantreiben.“
„In Oberösterreich sind wir in der glücklichen
Lage viele Gewässer als Energiequelle
nutzen zu können. Darüber hinaus liefert
die Wasserkraft wichtige Beiträge zur Versorgungssicherheit.“
Wirtschafts- und Energielandesrat Markus
Achleitner, Vorsitzender des Aufsichtsrats
der Energie AG Oberösterreich: „Oberösterreich
ist ein Land der Wasserkraft:
63 % der Stromerzeugung bzw. 87 % des
in OÖ erzeugten erneuerbaren Stroms
kommen aus Wasserkraft. Darüber hinaus
haben Investitionen in Wasserkraft einen
sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:
Mehr als 80 %der Investitionssumme
fließen in die österreichische Gesamtwirtschaft.
Auch zahlreiche oberösterreichische
Betriebe sind hier mit ihrem Knowhow
führend tätig und können durch Wasserkraftprojekte
weitere Arbeitsplätze in
Oberösterreich schaffen bzw. absichern.“
Energie AG-Generaldirektor Werner
Steinecker: „Die Energie AG ist stark in unserem
Land verankert und mit den Regionen
verbunden. Seit knapp 130 Jahren sind
wir Schrittmacher in Sachen Energieerzeugung
und Nachhaltigkeit. Bei uns wird der
Strom dort erzeugt, wo er auch verbraucht
wird. Das neue Kraftwerk Dürnau spielt
dabei in der Region Vöcklabruck eine wichtige
Rolle.“
Eröffnung Kraftwerk Dürnau: von link: Josef Postl (Geschäftsführer Energie AG Erzeugung),
Bürgermeisterin Elisabeth Kölblinger, Vorstandsdirektor Stefan Stallinger, Landesrat Markus
Achleitner, Landeshauptmann Thomas Stelzer, Generaldirektor Werner Steinecker,
Vorstandsdirektor Andreas Kolar, Norbert Rechberger (Energie AG Erzeugung)
Energie AG Technik-Vorstand Stefan Stallinger:
„Wasserkraft ist die wesentliche
Säule zum Aufbau einer erneuerbaren
Energiezukunft. Das neue Kraftwerk Dürnau
mit der Verdreifachung seiner Leistung
ist hier ein weiterer Baustein in Richtung
Energiewende!“
Energie AG Finanz-Vorstand Andreas Kolar:
„Ein Wasserkraftwerk leistet nicht nur
einen Beitrag zur sauberen Stromerzeugung,
sondern durch die lange Laufzeit ist
es eine Investition in die Zukunft des Unternehmens,
weil damit Werte ge-schaffen
werden.“
Im Sinne des Mottos „Wir denken an morgen“
bestimmen Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller
Umgang mit Ressourcen
über Generationen hinweg das Handeln
der Energie AG. 43 Wasserkraftwerke,
19 Photovoltaik-Eigenerzeugungsanlagen
und 13 Windkraftanlagen erzeugen CO 2 -
freien sauberen Strom. Der stetige Ausbau
der Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energieträgern und deren bestmögliche
Nutzung ist für die Energie AG dabei selbstverständlich.
Das im Jahr 1897 errichtete Wasserkraftwerk
Dürnau war eines der ältesten Kraftwerke
der Energie AG. Aufgrund der in die
Jahre gekommene Anlageninfrastruktur
war ein Neubau erforderlich. Nach einem
Probebetrieb wurde der Ersatzneubau des
Wasserkraftwerkes Dürnau in Vöcklabruck
offiziell eröffnet.
Im Zuge des Neubaus wurde der Werkskanal
verlegt und ein Laufkraftwerk direkt
in der Ager errichtet. Damit kann die Restwasserstrecke
in der Ager deutlich verkürzt
und ökologisch aufgewertet werden. Das in
den 1970er Jahren aufgelassene ursprüngliche
Agerflussbett wurde als neuer Werkskanal
für die drei verbleibenden Ausleitungskraftwerke
reaktiviert und nach den
heutigen gewässerökologischen Standards
gestaltet. Zum Schutz des Siedlungsgebiets
Dürnau wurde entlang der Ager zusätzlich
ein Hochwasserschutz errichtet.
Durch den Ersatzneubau konnte die Leistung
im Vergleich zum alten Kraftwerk um
das Dreifache erhöht werden. Das neue
Kraftwerk wird jährlich etwa 5,8 Mio. Kilowattstunden
Strom aus umweltfreundlicher
Wasserkraft erzeugen. Das entspricht
dem Jahresstromverbrauch von rund 1.400
Haushalten, also in etwa der Ortschaft
Dürnau.
LL
www.energieag.at (212851630)
enercity: Schneller
Kohleausstieg besiegelt
• Oberbürgermeister Onay und enercity-
Chefin Zapreva unterzeichnen Vertrag
• Kohlekraftwerk Stöcken wird so schnell
wie möglich stillgelegt
• Weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen in
Höhe von 35 Mio. Euro beschlossen
(enercity) Hannover hat den schnellen
Ausstieg aus der Kohle offiziell besiegelt.
Am Donnerstag, 9. September, haben
Oberbürgermeister Belit Onay und die Vorstandsvorsitzende
des Energiedienstleisters
enercity, Dr. Susanna Zapreva, eine
Vereinbarung unterzeichnet, der zufolge
das Kohlekraftwerk Stöcken so schnell wie
möglich stillgelegt werden soll – angestrebt
wird das Jahr 2026. Vereinbart wurden außerdem
weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen
bei der Wärmeversorgung, die von
Stadt und enercity finanziert werden.
Der unterzeichnete Vertrag ist das Ergebnis
eines Prozesses, an dem neben der
Stadt und enercity maßgeblich Vertreter*innen
des Bürgerbegehrens „Hannover
erneuerbar“ beteiligt waren. Die Stadt
Hannover will die Energiewende vorantrei-
15

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Kohlekompromiss: v.l.n.r.Hannovers Oberbürgermeister Belit Onay, enercity-Vorstandsvorsitzende
Dr. Susanna Zapreva, Johanna Gefäller, Stephan Barlag (beide „hannover erneuerbar“)
ben und bis 2035 möglichst klimaneutral
sein. Dem Kohlekraftwerk Stöcken, in dem
Strom und Wärme produziert werden,
kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Deshalb
soll es so schnell wie möglich vom
Netz gehen − ein Ziel, das auch der Betreiber
enercity verfolgt. Die Bürger*inneninitiative
hatte sich mit der Forderung, das
Kraftwerk bereits 2026 abzuschalten, in
die Diskussion eingebracht und dafür Unterschriften
gesammelt.
Die Vereinbarung zwischen Stadt und
enercity, für die der Stadtrat im Juli grünes
Licht gegeben hatte, ist ein Kompromiss,
den die Vertreter*innen des Bürgerbegehrens
mittragen. Demnach erklärt sich
enercity bereit, nachprüfbar so früh wie
möglich das Kohlekraftwerk stillzulegen.
Ziel ist das Jahr 2026. Voraussetzung dafür
ist, dass enercity rechtzeitig Grundstücke
für Ersatzanlagen erwerben oder nutzen
kann. Weitere Voraussetzung ist die rechtzeitige
Genehmigung dieser Anlagen. Festgehalten
wurde zudem, dass enercity den
ersten Block des Kraftwerks nach Möglichkeit
ein Jahr früher als geplant, also 2024,
stilllegt.
Ein weiterer Kernpunkt der Vereinbarung
ist, dass Stadt und enercity für die Jahre
2021 bis 2023 den Menschen in Hannover
insgesamt 35 Mio. Euro zur Verfügung stellen,
um CO 2 -mindernde Maßnahmen zu
finanzieren. Dazu zählen eine Initiative
zum Ölheizungstausch sowie eine Anschlusspflicht
für bisher fossile Heizanlagen
ans Fernwärmenetz − bei Neubauten
oder im Fall des Anlagentauschs bei Bestandsbauten.
Ebenso ist eine Heizungseffizienz-Offensive
vereinbart.
Mit diesem Bündel an Maßnahmen wird
das Ziel angepeilt, bis 2035 rund
800.000 t CO 2 einzusparen. Dies entspricht
mehr als der Hälfte des CO 2 -Ausstoßes
für das Kohlekraftwerk in seiner bisher
geplanten Laufzeit bis 2030. Die Maßnahmen
sind auch deshalb für die Bürger*innen
der Landeshauptstadt von Bedeutung,
weil durch den schrittweise
steigenden CO 2 -Preis die Kosten für Heizöl
und Erdgas kontinuierlich steigen werden.
Die Orientierung auf Fernwärme und
Wärmepumpen als Alternativen fördert damit
genau jene Wärmeträger, die in Zukunft
für die Verbraucher*innen preiswerter
sein werden.
Darüber hinaus haben die Verhandlungspartner
vertraglich festgehalten, einen Beirat
mit Teilnehmer*innen des Bürger*innenbegehrens,
der Stadtverwaltung und
von enercity einzuberufen, um für alle Beteiligte
noch mehr Transparenz über die
Umsetzung der Vereinbarung herzustellen.
„Intensive und konstruktive Beratungen“
„Die Vereinbarung verbindet das Notwendige
mit dem Machbaren und ist das Ergebnis
einer breiten gesellschaftlichen Mehrheit“,
betont Belit Onay. Der Oberbürgermeister
bedankt sich bei den Beteiligten
„für die intensiven und konstruktiven Beratungen“.
„Uns einte das gemeinsame Ziel,
den Kohleausstieg so schnell wie möglich
zu vollziehen, um einen wirksamen Beitrag
für mehr Klimaschutz zu leisten. Die Landeshauptstadt
macht vor, wie der Kohleausstieg
und eine klimafreundliche Wärmeversorgung
auf kommunaler Ebene gelingen
können.“
„Der Vertrag ist ein wichtiger Schritt für
ein klimaneutrales Hannover. Er schafft
Klarheit über die Rahmenbedingungen, die
in den kommenden Jahren erfüllt werden
müssen, um die Wärmewende in Hannover
erfolgreich umzusetzen. Dabei ist mir besonders
wichtig, dies gemeinsam mit den
Menschen dieser Stadt zu gestalten −
nachhaltig, bezahlbar und zuverlässig“,
sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.
„Der letzte Bericht des Weltklimarats und
die Extremwetterereignisse der vergangenen
Monate haben noch einmal sehr deutlich
gemacht, worum es jetzt gehen muss:
Das klimapolitisch Notwendige gemeinsam
möglich zu machen, um die schlimmsten
Auswirkungen der Klimakrise noch zu
verhindern und unsere Lebensgrundlagen
zu schützen. Die breite Basis, die diesen beschleunigten
Einstieg in die Wärmewende
nun mitträgt, gibt Mut und Entschlossenheit
auch für die zahlreichen weiteren Veränderungen,
die wir auf dem Weg der
sozial ökologischen Transformation noch
brauchen werden“, betont Johanna Gefäller
von hannover erneuerbar.
„Wie schnell die Landeshauptstadt aus
der Kohle aussteigt und die Wärmewende
gelingt, hängt auch davon ab, wie aufwendig
die Grundstückssuche und die Genehmigungsverfahren
für Ersatzanlagen sind
und ob es absehbar finanzielle Unterstützung
vom Bund oder vom Land für die Umstellung
auf alternative Energien gibt“, erklärt
Belit Onay. Der Kohleausstieg in Hannover
kostet einen dreistelligen Millionenbetrag,
allein enercity investiert mehr als
500 Millionen Euro.
Der Kohlekompromiss war vor allem
möglich geworden durch einen frühzeitigen,
offenen und konstruktiven Dialog mit
allen Anspruchsgruppen. Diesen Austausch
und diese Offenheit wünschen sich
die drei Vertragsparteien auch im Rahmen
der Genehmigungsprozesse für neue Anlagen,
die in den kommenden Jahren gebaut
werden.
LL
www.enercity.de (212851634)
enercity setzt Wachstumskurs fort
• Umsatz steigt im ersten Halbjahr um
4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro
• Ergebnis (EBIT) steigt um rund 21,3 %
auf rund 99 Millionen Euro
• Investitionen in erneuerbare Energien
und Netze steigen auf rund 74 Mio. Euro
• Zahl der E-Ladepunkte steigt
auf rund 2.500
(enercity) Trotz hoher Marktdynamik hat
enercity im ersten Halbjahr 2021 im Vergleich
zum Vorjahreszeitraum den Umsatz
um 4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro
gesteigert. Das Betriebsergebnis (EBIT) ist
um rund 21,3 % auf 98,6 Millionen Euro
gestiegen. Darüber hinaus hat der Energiedienstleister
rund 74 Millionen Euro (plus
1 %) in den Ausbau der Netzinfrastruktur
und Windenergiesparte investiert. Die Zahl
der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter lag
Ende Juni 2021 mit 2.989 (plus 1,4 %) auf
Vorjahresniveau.
„Im ersten Halbjahr haben wir erneut viele
Menschen für enercity begeistern und sie
als neue Kundinnen und Kunden begrüßen
können. Ganz besonders freut es uns, dass
unser Dienstleistungsgeschäft richtig an
Fahrt aufgenommen hat. Auch der Ausbau
der erneuerbaren Energien schreitet voran“,
sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.
Beim Ausbau der E-Ladeinfrastruktur
kommt enercity sehr gut voran. In Kürze
installieren Experten der Mobilitätssparte
den 2.500 Ladepunkt. Gemessen an der
Einwohnerzahl zählt Hannover bundesweit
zur Spitzengruppe. Mit 82,2 Lade-
16

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
punkten pro 100.000 Einwohner (439 Ladepunkte
bei etwa 534.000 Einwohnern)
landet die niedersächsische Landeshauptstadt
auf dem zweiten Platz unter den
Städten über 500.000 Einwohnern. (Stand:
1. August 2021). In Hannover kommen
fünf Autos auf einen Ladepunkt − fünf
mehr als die EU empfiehlt (10:1). enercity
baut auch die Zahl der Schnellladesäulen
aus. Insgesamt 70 Schnellladepunkte mit
Gleichstromtechnik (DC) entstehen im öffentlichen
Raum in Hannover in den kommenden
Monaten, dazu 370 Ladepunkte
mit Wechselstrom (AC). „Wir haben den
Schwerpunkt des Ladesäulenausbaus von
AC auf DC verschoben. Mit den zusätzlichen
70 DC-Ladepunkten können deutlich
mehr Ladevorgänge pro Tag erfolgen und
vor allem schneller, nämlich zehn Mal
schneller als bei AC-Ladepunkten. Dies
schont auch den öffentlichen Raum, weil
wir dadurch viel weniger Fläche für die Ladestationen
benötigen“, sagt Zapreva.
Ausblick
Die gesamtwirtschaftliche Lage bleibt angesichts
der andauernden Corona-Pandemie
und damit verbundener Unsicherheiten
volatil. Auch bleibt abzuwarten, wie
sich die Ergebnisse der Bundestagswahlen
Ende September auf die Klima- und Umweltpolitik
auswirken werden. „Gerade bei
der dringend gebotenen Wärmewende erhoffen
wir uns Unterstützung durch die
neue Bundesregierung“, sagt Zapreva.
Auch wenn in diesem Jahr die Rahmenbedingungen
herausfordernd sind: Das Ziel
der EBIT-Verdopplung auf 220 Mio. Euro
bis 2025 im Vergleich zu 2016 bleibt bestehen.
Und eines steht ebenfalls fest: „Wir
werden unsere Kundinnen und Kunden
weiterhin zuverlässig mit Energie und Wasser
versorgen und durch innovative Dienstleistungen
begeistern“, so Zapreva.
LL
www.enercity.de (212851636)
EnBW entwickelt Augmented
Reality-App für die Visualisierung
von Windkraftanlagen
• Neue Geschwindigkeit bei der
Darstellung von Windkraftanlagen im
Landschaftsbild
(enbw) Das Digitalteam der EnBW stellt
zur Husum Wind eine bislang einzigartige
App mit zugehörigem Webportal für umfangreiche
Visualisierungen von landschaftsbildprägenden
Objekten wie Windkraftanlagen
vor. Mit der App namens RE-
VisAR® (Renewable Energy Visualisation
(with) Augmented Reality) können alle an
einem Windkraftprojekt Beteiligten frühzeitig
eine realistische Darstellung der geplanten
Windenergieanlage und deren Einbettung
in das Landschaftsbild bekommen.
Die App REVisAR ermöglicht geographisch
korrekt verortete sowie realitätsnahe
und vollanimierte Darstellungen. Rotordrehung,
Ausrichtung der Gondel, Ausrichtung
der Rotorblätter und Rotorfläche, Himmelserkennung,
Schattenwurf und Sonnenstand
zu bestimmten Uhrzeiten sowie alle
gängigen Windenergieanlagentypen können
mit der App dargestellt werden.
Die Projektentwickler*innen im Bereich
Windenergie nutzen bisher aufwändige
2D-Karten für die Veranschaulichung und
Präsentation der Planungen. Im fortgeschrittenen
Projektverlauf werden dann
mit erheblichem Aufwand Fotomontagen
angefertigt, die viele Faktoren nicht berücksichtigen
können.
Bei raumbedeutsamen Bauvorhaben sind
Beteiligte oft mit der Problematik konfrontiert,
dass sich die Auswirkungen auf das
Landschaftsbild nur schwer abschätzen
lassen. Gerade bei Windkraftprojekten
übersteigen die komplexen räumlichen Dimensionen
der aktuellen Windenergieanlagen
(WEA) manchmal das menschliche
Vorstellungsvermögen.
Mit der Augmented Reality-App REVisAR® Windenergieanlagen planen; Fotograf: Bernd
Eidenmüller, Copyright: EnBW
Der Projektleiter für die App, Philipp Hölscher,
erwartet eine wesentliche Arbeitserleichterung
und neue Geschwindigkeit bei
der Darstellung von Windkraftanlagen im
Landschaftsbild: „Wir können wesentlich
schneller und früher in der Projektentwicklungsphase
für Transparenz bei allen Beteiligten
sorgen. Zudem ist die mehrsprachige
und mandantenfähige App wirklich kinderleicht
zu bedienen und funktioniert sogar
offline.“
Mark Zimmermann, Teamleiter für mobile
Softwarelösungen der EnBW, ist stolz
auf sein Team: „Mit REVisAR haben wir
eine einzigartige Anwendung entwickelt,
die noch viele weitere Möglichkeiten eröffnet
und ein spannender Teil der Digitalstrategie
der EnBW ist.“ Zimmermann
sieht Einsatzmöglichkeiten auch im Bereich
der Photovoltaik sowie der Windenergie
auf See, wo noch weitaus herausforderndere
Rahmenbedingungen herrschen.
LL
www.enbw.com (212851646)
EnBW Rettungsübung in der
Nordsee
• Was tun bei einem Notfall auf einer
Windkraftanlage in 100 Meter Höhe,
mitten im Meer, 100 Kilometer von der
Küste entfernt? Diese Situation übte die
EnBW in ihrem Offshore-Windpark
Hohe See.
(enbw) Was tun bei einem Notfall auf einer
Windkraftanlage in 100 Meter Höhe, mitten
im Meer, 100 Kilometer von der Küste
entfernt? Diese Situation übte die EnBW in
ihrem Offshore-Windpark Hohe See.
Jochen Kolb plant als Fachkraft für Arbeitssicherheit
die Rettungsübungen der
EnBW: „Wir haben natürlich Notfallkonzepte,
die jeder hier draußen in- und auswendig
kennt. Trotzdem üben wir immer
wieder Situationen auf See. Bei einem
wirklichen Notfall muss jeder Handgriff
sitzen.“ Kolb half bei der Übung an Bord
des Serviceschiffs „Bibby Wavemaster Horizon“,
bei der ein Techniker in der Gondel
Symptome eines Herzinfarkts erlitt. Der
alarmierte Rettungshubschrauber brachte
den Notarzt zum Windpark. Mit einer Seilwinde
wurde der Patient, durch eine Puppe
simuliert, mit dem Arzt in den Helikopter
gezogen und an Land geflogen. Dann
die Nachricht aus Emden: Der Helikopter
ist sicher gelandet. Erleichterung bei Kolb:
„Wir sind für den Ernstfall gut gerüstet. Jeder
im Team hat richtig gehandelt.“
Die EnBW betreibt vier Offshore-Windparks
in der Ost- und Nordsee mit zusammen
976 MW. Der fünfte und größte Windpark
„He Dreiht“ mit 900 MW soll 2025 in
der Nordsee in Betrieb gehen. Für die Rettung
in ihren Offshore-Windparks ist die
EnBW selbst verantwortlich. „Auf See haben
wir sehr hohe Sicherheitsstandards.
Das zahlt sich aus: Unsere Techniker hatten
bisher nur sehr wenige und wenn, dann
17

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Mit einer Seilwinde wurde der Patient, durch eine Puppe simuliert, mit dem Arzt in den Hilikopter
gezogen und an Land geflogen (Quelle: EnBW/Enbridge/Rolf Otzipka)
leichte Unfälle“, sagt Ralf Neulinger, Leiter
Produktion bei der EnBW. Die Northern
Helicopter GmbH steht rund um die Uhr
mit einer Crew und einem Notarzt bereit
für den Einsatz auf See. Für die Koordination
ist die Gesellschaft für maritimes Notfallmanagement
engagiert. Außerdem gibt
es auf der „Bibby“ medizinisch geschultes
Personal und ein Behandlungszimmer. Digitale
Hilfe kommt von der Telemedizin.
Speziell ausgebildetes Personal in einem
Krankenhaus kann zum Beispiel den Rettungsassistent
vor Ort anleiten, ein EKG
anzuschließen. Die Daten werden ins Krankenhaus
übermittelt, so dass eine Diagnose
selbst aus der Ferne gestellt werden kann.
LL
www.enbw.com (212851648)
EnBW: Geplante Klärschlammverwertungs
anlage: EnBW setzt
weiter auf offenen Dialog
• Genehmigung soll im kommenden Jahr
beantragt werden
(enbw) Die Pläne der EnBW für eine Klärschlammverwertungsanlage
(KVA) an ihrem
Kraftwerksstandort Walheim haben in
den vergangenen Wochen zu kontroversen
Diskussionen geführt. „Dass ein solches
Projekt Fragen bei Anwohnerinnen und
Anwohnern aufwirft, ist völlig nachvollziehbar“,
sagt EnBW-Projektleiter Andreas
Pick. Darum suche man bewusst schon in
diesem frühen Stadium des Projekts den
Dialog mit der Öffentlichkeit. Diesen hatte
die EnBW bereits im Juni gestartet und in
den Gemeinderäten von Walheim und der
umliegenden Gemeinden die Pläne vorgestellt.
Auch eine Informationsveranstaltung
für Bürgerinnen und Bürger hatte das
Unternehmen im Frühsommer durchgeführt,
in der viele Fragen zu dem komplexen
Thema beantwortet wurden. „Uns ist
weiterhin sehr wichtig, ein offenes Ohr für
mögliche Bedenken zu haben und auf diese
einzugehen“, erklärt Pick. „Wir werden
selbstverständlich auch künftig für einen
offenen Dialog zur Verfügung stehen.“ Dabei
sei er grundsätzlich für jedes Format
aufgeschlossen. Auch ein in der öffentlichen
Diskussion jüngst angeregter Runder
Tisch mit allen wesentlichen Akteuren ist
aus seiner Sicht denkbar, bei dem alle
Stimmen gleichberechtigt zu Wort kommen
können.
Geeigneter Standort für die KVA
In dem Zuge könnte zum Beispiel nochmal
die Frage vertieft werden, warum
Walheim für die KVA als besonders geeignet
erachtet wird. Die EnBW hatte gezielt
im nord-östlichen Teil Baden-Württembergs
nach einem geeigneten Standort für
die KVA gesucht, denn in diesem Raum ist
der Bedarf für die Verwertung regionaler
Klärschlämme noch nicht gedeckt. Da gesetzliche
und raumplanerische Vorgaben
gegen eine Planung „auf der grünen Wiese“
sprechen, wurden ausschließlich bestehende
Kraftwerksstandorte der EnBW
untersucht. Am Ende stellte sich Walheim
als besonders geeignet heraus unter anderem
wegen der entsprechenden Ausweisung
im Flächennutzungsplan und der
bereits vorhandenen Infrastruktur. Hier
können Gebäude- und Anlagenbestandteile
des Kraftwerks, wie etwa die Wasseraufbereitungsanlage
oder die Werkstatt, weiter
genutzt werden. Als Alternativ-Standort
hatte sich zunächst auch Heilbronn
angeboten, doch soll dort bereits eine Gasund
Dampfturbinenanlage als Ersatz des
vorhandenen Kohleblocks errichtet werden,
um aus der Kohleverstromung aussteigen
zu können.
Wohnungen auf dem Kraftwerksgelände
in Walheim?
Bei der Idee einer alternativen Nutzung
der Kraftwerksfläche in Walheim sieht die
EnBW keine Erfolgsaussichten. Denn der
Standort ist im für Walheim gültigen Flächennutzungsplan
wie auch im Regionalplan
als Fläche für Versorgungsanlagen,
Abfallentsorgung und Abwasserbeseitigung
ausgewiesen. Abweichend hiervon
etwa in einem Bebauungsplan eine Wohnnutzung
auszuweisen, wird daher nicht
möglich sein. Und unabhängig davon, ob
die dortigen Steinkohleblöcke endgültig
stillgelegt werden, wird in Walheim die (ölbefeuerte)
Gasturbine mitsamt dem Tanklager,
der Wasseraufbereitung und weiteren
Komponenten weiterhin in Betrieb
bleiben – aus heutiger Sicht bis etwa Mitte
der 2030er Jahre. Eine Nutzung der Grundstücke
der EnBW als Wohngebiet wäre daher
weder zulässig noch sinnvoll.
Warum wird eine KVA
überhaupt benötigt?
In jeder kommunalen Kläranlage fällt
Klärschlamm an. Dieser besteht überwiegend
aus den Rückständen des in den Haushalten
anfallenden Abwassers. Wie mit der
Entsorgung in Zukunft umgegangen werden
soll, schreibt eine neue Verordnung des
Bundes vor. Das Aufbringen auf Felder, wie
früher in der Landwirtschaft üblich, oder
das Mitverbrennen von Klärschlamm beispielsweise
in Kohlekraftwerken ist nicht
mehr möglich. Früher oder später kommt
somit auf Städte und Gemeinden ein Entsorgungsproblem
zu. Verschärfend kommt
hinzu, dass spätestens ab 2032 die Rückgewinnung
von Phosphor vorgeschrieben ist.
Für das Recycling ist dann eine Monoverbrennungsanlage
notwendig, so wie sie
jetzt in Walheim geplant ist.
Genehmigungsverfahren soll 2022 starten
Bevor das Projekt in Walheim umgesetzt
werden kann, durchläuft es ein mehrmonatiges
Genehmigungsverfahren beim Regierungspräsidium
Stuttgart. Der Antrag
dazu soll Mitte 2022 eingereicht werden.
Vorbehaltlich eines positiven Genehmigungsbescheids
und der endgültigen Investitionsentscheidung
der EnBW könnte mit
dem Bau der Anlage frühestens 2023 begonnen
werden und nach etwa zweijähriger
Bauzeit die Inbetriebnahme erfolgen.
LL
www.enbw.com (212851644)
ENGIE launches Ellipse, world’s
most comprehensive carbon
intelligence platform
• Carbon intelligence platform
accelerates global decarbonization
efforts for businesses across
scope 1, 2 and 3
(engie) One the occasion of the Climate
Week, ENGIE announced the launch of Ellipse
– its net zero carbon platform to accelerate
global decarbonization efforts. EN-
GIE’s Ellipse offer is the world’s most comprehensive
carbon intelligence platform on
the market enabling businesses to track
their emissions in real-time, design decarbonization
strategies, chart their progress
18

VGB PowerTech 9 l 2021
and optimize sustainability investments. It
is tailor designed to be integrated into existing
digital ecosystems, bringing carbon
net zero strategies to the forefront of corporate
programs.
As an expert in the field of decarbonization,
ENGIE developed Ellipse in response
to climate commitments increasingly
growing over the last few years with average
annual emissions reduction target increasing
three-fold from 2005–2017.
ENGIE’s Ellipse offer is a pioneering solution
for organizations that need access to
advanced data analytics that provide an
accurate representation of their carbon
output to execute on aggressive climate
goals and accelerate global sustainability
transformations. Organizations currently
struggle with managing vast amounts of
carbon-related data, or lack carbon reporting
infrastructure, rudimentary scope 3
reporting strategies and the necessary inhouse
talent to drive efforts forward. Ellipse
mitigates these issues by providing a
unified, accurate view of carbon emissions
across an organization’s entire portfolio
and supply chain.
„As a global leader in the zero carbon
transition, ENGIE developed Ellipse in support
of businesses faced with the growing
urgency to reduce carbon emissions and
implement a strategic action plan“, said
Catherine MacGregor, ENGIE CEO. „A true
sustainability transformation requires significant
investment, organizational transformation
and a reimagining of business
strategies, alongside the continuous consolidation
of disparate data. Ellipse works
as a strategic tool to help organizations
make informed decisions and reach their
net zero emission goals.“
ENGIE’s Ellipse offer
allows organizations to
Build an Accurate Emissions Footprint:
The first step to decarbonization is understanding
emissions data across scope 1, 2
and 3. By harnessing artificial intelligence
and custom Application Programming Interface,
Ellipse aggregates and analyzes
dynamic data streams for a highly accurate
view of emissions across an organization’s
entire value chain. Moving beyond the traditional
annual reporting cadence, this real-time
view will measure carbon as a true
business performance indicator on an ongoing
basis.
Integrate Project, Goal and Target Tracking:
Intuitive visualizations within the platform
connect project performance to expected
outcomes, measuring return on investment,
carbon impact and more.
Develop Engineering-Grade Scenario
Modeling: Machine learning algorithms,
built on insights from over one million facilities,
enable carbon-first decision making
amidst rapidly evolving market conditions.
Create a 360° View of Scope 3 Emissions:
By gathering vast amounts of data, organizations
can identify hot spots and model
supplier-specific mitigation scenarios.
Ellipse was developed by ENGIE Impact,
an ENGIE entity that delivers sustainability
solutions and services to corporations,
cities and governments across the globe.
ENGIE Impact today has a portfolio of
1,000 clients, including 25 % of the Fortune
500 Companies, across more than
1,000,000 sites.
LL
www.engie.com (212851652)
Das Ruhrgebiet als Pionierregion
der Wasserstoffwirtschaft
• Acht Unternehmen und Institutionen
entwickeln einen sektorenüber_
greifenden Bebauungsplan für
Wasserstoffinfrastruktur
und -produktion.
• Die Region soll schneller, vernetzter
und nachhaltiger die grüne
Transformation vorantreiben.
E.ON, Evonik, RWE, thyssenkrupp und
Vonovia wollen zusammen mit dem
Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion,
dem RWI – Leibniz-Institut
für Wirtschaftsforschung und der Alfried
Krupp von Bohlen und Halbach-Stiftung
die grüne Transformation an Rhein und
Ruhr beschleunigen. In einem gemeinsamen
Projekt soll ein sektorenübergreifender
Zukunftsplan für eine Wasserstoffmodellregion
entwickelt werden. Ziel ist es,
Pionierlösungen aus Industrie, Energiewirtschaft,
Mobilität und Wohnen zu vernetzen,
um das Ruhrgebiet zur Vorreiterregion
für eine erfolgreiche Energiewende zu
machen.
Unser Ziel: Das Ruhrgebiet soll zu dem
Industrie-, Wohn- und Lebensraum mit
CO 2 -freiem Wasserstoff in Deutschland
werden und damit Maßstäbe für eine Wasserstoffwirtschaft
in industriellen Ballungsräumen
setzen. Das Projekt soll die
Grundlage für die dafür notwendige Planung
für Infrastruktur und Produktion
schaffen.
Unsere Aufgabe: Die Transformation einer
der größten deutschen industriellen
Kernregionen wie dem Ruhrgebiet, in der
6,2 Prozent der in Deutschland lebenden
Bevölkerung wohnt, ist eine erhebliche Herausforderung.
Es gilt, den sektorenübergreifenden
Wasserstoffbedarf zu ermitteln,
den dafür erforderlichen Ausbau Erneuerbarer
Energien oder alternativer Wasserstoffimporte
zu bemessen sowie die notwendige
Transportinfrastruktur aufzuzeigen.
Aus den erhobenen Daten entsteht
eine Roadmap, anhand derer koordinierte
Infrastrukturinvestitionen mit den privatwirtschaftlichen
Investitionszyklen optimal
abgestimmt werden können. Eine solche
Roadmap ist Voraussetzung, um Planungssicherheit
für alle Beteiligten zu
Members´News
MEORGA
MSR-Spezialmessen
Prozess- u. Fabrikautomation
Fachmesse für
Prozess- und Fabrikautomation
+
Messtechnik
Steuerungstechnik
Regeltechnik
Automatisierungstechnik
Prozessleitsysteme
Fachvorträge
Der Eintritt zur Messe und die Teilnahme
an den Fachvorträgen ist für die Besucher
kostenlos.
Wirtschaftsregion Südost
Landshut
27.10.2021
8.00 bis 16.00 Uhr
Sparkassen-Arena
Niedermayerstr. 100
84036 Landshut
BESUCHER-
REGISTRIERUNG
www.meorga.de
MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach
Telefon 06838 8960035 - info@meorga.de 19

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
schaffen und die Region zum attraktiven
Investitionsstandort zu machen. In keiner
anderen deutschen Region ist die Ausgangslage
besser, um diese Aufgabe zu lösen:
Mit einer einzigartigen Verknüpfung
über alle Sektoren hinweg können im
Ruhrgebiet Synergien bei Erzeugung, Speicherung,
Verteilung und Verbrauch gehoben
werden. Die Bedingungen für den Aufbau
einer flächendeckenden Wasserstoffinfrastruktur
sind ideal.
Unser Anspruch: Das Ruhrgebiet soll zu
einer führenden Wasserstoffmodellregion
werden – mit einem ganzheitlichen, sektorenübergreifenden
Bebauungsplan für
Wasserstoffproduktion und -infrastruktur.
Dabei will das Projekt die Transformation
konkret beschreiben und Pilotprojekte auf
den Weg bringen, die bis 2030 mindestens
50 Prozent des in der Region benötigten
treibhausgasarm erzeugten Wasserstoffes
zur Verfügung stellen. Im Ergebnis soll das
Projekt signifikant und schnell zur Reduktion
der CO 2 -Emissionen im Ruhrgebiet
beitragen, während eine leistungsfähige
Industrieregion erhalten bleibt.
Unsere Partner: Eine integrierte Planung,
die das Ruhrgebiet zum Pionier der Wasserstoffwirtschaft
machen kann, braucht
wissenschaftliche Expertise und engagierte
Unternehmen mit dem Willen zur Gestaltung
und Transformation. Sie braucht
aber auch politische Unterstützung durch
Bund und Länder, um als einzigartiges
Ökosystem/Netzwerk die Grundlagen für
eine beschleunigte grüne Transformation
des Ruhrgebietes zu schaffen.
Prof. Dr. Dr. h. c. Ursula Gather, Vorsitzende
des Kuratoriums der Alfried Krupp
von Bohlen und Halbach-Stiftung: „Die
grüne Transformation kann in einem großen
Maßstab nur durch Innovation über
Wertschöpfungsketten hinweg gelingen.
Denn das Ausmaß der Herausforderungen
ist zu groß, um sie alleine zu lösen. Neue
Innovations-Ökosysteme sind erforderlich,
die zum Durchbruch bei der Energiewende
und zur Erreichung von Klimaneutralität
helfen. Ein solches Ökosystem kann aber
nur dann erfolgreich sein, wenn Akteure
aus verschiedenen gesellschaftlichen Bereichen
wie Industrie und Forschung gut
moderiert zusammenarbeiten. Das Ruhrgebiet
hat dabei die besten Voraussetzungen,
die grüne Transformation erfolgreich
zu gestalten und die Energiewende für
Deutschland voranzutreiben.“
Leo Birnbaum, Vorstandsvorsitzender der
E.ON S.E.: „Bis zum Jahr 2030 wollen wir
als Gesellschaft unsere CO 2 Emissionen um
65 Prozent reduzieren. Uns bleiben 9 Jahre
oder gut 100 Monate, um unser Energiesystem
fundamental zu verändern und dezentral
erzeugte und grüne Energie aufzubauen.
Für E.ON heißt das, die Strom- und
Wasserstoff-Infrastruktur in Rekordtempo
aufzubauen, sowie effiziente Systeme zu
entwickeln um die Sektoren Strom, Wasserstoff
und Wärme intelligent zusammenzuführen.
Vom Erfolg wird die Zukunft unserer
Wirtschaft, unseres Wohlstands und der
Erhalt der Umwelt abhängen.“
Christian Kullmann, Vorstandsvorsitzender
der Evonik Industries AG: „Grüner
Wasserstoff wird noch auf Jahre hinaus
knapp sein. Deshalb müssen wir Prioritäten
setzen und ihn da verwenden, wo wir
den höchsten Klimaschutzeffekt erzielen.
Bislang optimieren alle nur ihr eigenes
Spielfeld. Mit einer sektorenübergreifenden
Zusammenarbeit schaffen wir Synergien
und reduzieren den Gesamtbedarf an
grünem Strom und grünen Energieträgern.
Eine effiziente Mittelallokation gelingt nur
gemeinsam.“
Prof. Dr. Robert Schlögl, Direktor am
Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion:
„Eine zentrale Herausforderung
für die Klimaneutralität der Industrie
ist die schnelle Umstellung etablierter
fossiler Wertschöpfungsketten auf neue
Ressourcen und Energieträger wie Wasserstoff
und erneuerbare Energien. Dieser
Fortschritt wird jedoch grundlegend durch
den limitierten Zugang zu diesen Ressourcen
bestimmt. Eine übergeordnete Koordinierung
wird die Transformation zu grünen
Produkten insgesamt erheblich beschleunigen,
für alle planbarer und vor allem
effizient machen.“
Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender
der RWE AG: „Grüner Strom und Wasserstoff
sind alternativlos für die Dekarbonisierung
vieler Industrien. Wir im Ruhrgebiet
haben beste Voraussetzungen, Vorreiter
zu werden: Starke Unternehmen, starke
Beschäftigte und jetzt auch eine starke
Partnerschaft. RWE bringt hierzu ihre
komplette Expertise ein. Wenn wir gemeinsam
das Tempo hoch halten, dann können
wir das Revier zum Gewinner machen.“
Prof. Dr. Dr. h. c. Christoph M. Schmidt,
Präsident des RWI – Leibniz-Institut für
Wirtschaftsforschung: „Das Ruhrgebiet ist
als Modellregion besonders geeignet, weil
hier alle für die grüne Transformation relevanten
Sektoren vorhanden sind, nah beieinanderliegen
und vielfach miteinander
operieren. Für eine erfolgreiche Transformation
reicht es nicht, wenn jeder Einzelne
seine Prozesse optimiert. Vielmehr muss
die Transformation systemisch gedacht
und aufeinander abgestimmt konzipiert
werden. Dazu kann wissenschaftliche Expertise
einen Beitrag leisten.“
Martina Merz, Vorstandsvorsitzende der
thyssenkrupp AG: „Das Ruhrgebiet nimmt
bei der grünen Transformation eine exponierte
Stellung ein. Die einzigartige Verknüpfung
von verschiedenen Sektoren und
Branchen erlaubt es, die Energiewende in
allen Facetten entlang der gesamten Wertschöpfung
von Wasserstoff zu denken und
zu gestalten. Es gilt, CO 2 -frei hergestellten
Wasserstoff als Commodity zu begreifen
und die Transformation vom Ende her zu
denken. Nur so wird uns die Entwicklung
einer geeigneten Infrastruktur schnell genug
gelingen.“
Rolf Buch, Vorstandsvorsitzender der
Vonovia SE: „Die nächste Bundesregierung
wird das Thema Klimaschutz, Wasserstoff
und Erneuerbare Energie weit oben auf ihrer
Prioritätenliste haben, weil die Energiewende
nur mit einem Mix aus verschiedenen
Energiesystemen und –technologien
erfolgreich gestaltet werden kann. Wasserstoff
wird dabei eine wichtige Rolle spielen.
Eine große Herausforderung für alle
Beteiligten liegt in der wirtschaftlichen
und sozial verträglichen Integration von
Wasserstoff“, erklärte Rolf Buch, Vorstandsvorsitzender
der Vonovia SE. Buch,
der zurzeit auch Moderator des Initiativkreises
Ruhr ist, unterstrich in diesem Kontext
die Innovationskraft des Wirtschaftsstandorts
Ruhrgebiet. „Mit der Wasserstoff-Initiative
machen wir ein Angebot an
die Gesellschaft und die Politik für eine
beschleunigte Einführung und den Einsatz
von Wasserstoff. Diese starke und stolze
Region könnte zum Vorreiter bei der Dekarbonisierung
der Industrie werden und
somit einen entscheidenden Beitrag zum
Klimaschutz leisten. Dass hierbei verschiedene
Sektoren und Branchen miteinander
verknüpft werden, ist einzigartig und ermöglicht
die ganzheitliche Energiewende.
Vom Ruhrgebiet könnte ein Impuls für das
ganze Land ausgehen.“(212851656)
Mark-E informiert über
Entwicklung am
Kraftwerksstandort Elverlingsen
• Ziel: Externer Investor soll Abriss des
ehemaligen Kohlekraftwerks und
anschließende Neu-Vermarktung
übernehmen
(mark-e) Mark-E hat im Rahmen einer Informationsveranstaltung
Vertreter der lokalen
Stadtverwaltung und Kommunalpolitik
über den aktuellen Stand der Planungen
zur Zukunft des Kraftwerksstandortes
Elverlingsen informiert. Eine Delegation
unter Vorsitz von Werdohls Bürgermeister
Andreas Späinghaus wurde auf dem
Mark-E Gelände von Markus F. Schmidt,
Chief Development Officer (CDO) sowie
Projektverantwortlichen begrüßt und erhielt
Informationen aus erster Hand.
Von der insgesamt rund 42 Hektar großen
Fläche will Mark-E zukünftig etwa 20
Hektar im südlichen Bereich des Areals zur
Verfügung stellen. Hiervon sind wiederum
rund 15 Hektar für eine Nachnutzung geeignet.
Der übrige Bereich wird weiterhin
unter anderem für den Betrieb der Wirbelschichtfeuerungsanlage
(WFA, gemeinsam
mit dem Ruhrverband), der Gasturbinenanlagen,
der Phosphorgewinnungsanlage
von Remondis, des Batteriespeichers sowie
des Umspannwerks der ENERVIE Vernetzt
benötigt.
20

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Für die zu vermarktenden Grundstücke
soll nun ein Projektentwickler gefunden
werden, der sich im besten Fall sowohl um
den Abriss des ehemaligen Kohlekraftwerksbereiches
als auch um die Neuentwicklung
– dies beinhaltet Konzeption, Erschließung,
Vermarktung – des Standortes
kümmert. Ziel ist dabei eine spätere Nutzung
als Industrie- und Gewerbefläche.
Die hierzu notwendigen infrastrukturellen
Maßnahmen seitens Mark-E sind weitgehend
abgeschlossen: So wurde die ehemalige
Siedlung Elverlingsen in der Nähe
des Kraftwerksstandortes bis zum Frühjahr
2021 abgerissen. Auch wesentliche Arbeiten
im Kraftwerksbereich wie die Entkernung
des Einlaufbauwerkes und der teilweise
Rückbau der Kohletransporteinrichtungen
wurden bereits durchgeführt. Derzeit
läuft unter anderem die technische
Trennung von Versorgungsleitungen (Entflechtung).
Im laufenden Bieterverfahren haben sich
mehrere Interessenten gemeldet, ein konkreter
Abschluss eines Kaufvertrages ist für
Anfang des kommenden Jahres geplant.
Mark-E steht beim gesamten Standortentwicklungsprozess
in enger Abstimmung
mit der Stadt Werdohl.
LL
www.enervie-gruppe.de
(212851658)
ESB and Bord na Móna reach
Financial Close on Phase 2 of the
Oweninny Wind Farm Project
• 83 MW North Mayo project represents
overall investment of € 150 million
• The wind farm’s 31 turbines will supply
clean energy to the equivalent of over
70,000 homes
• Project will be financed by a consortium
of banks including AIB, BNP Paribas
and the European Investment Bank
(EIB)
(esb) Bord na Móna and ESB are pleased to
announce that financial close has been
reached on the € 150 m Oweninny project
in North County Mayo. The project will be
financed with long-term debt from a consortium
of banks including AIB, BNP Paribas
and the European Investment Bank
(EIB).
Located between Crossmolina and Bangor
Erris, the development adjoins Ireland‘s
first commercial wind farm, Bord na
Móna’s Bellacorrick wind farm, and Phase1
of Oweninny (89 MW) which was commissioned
in 2019.
Commenting on this significant milestone
for the 83 MW project, Bord na Móna Chief
Executive Tom Donnellan said: „Bord na
Móna is a climate solutions company focused
on using our assets and expertise to
support sustainable economic development
across the country. We have a long
history of renewable energy operations
EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach, Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident des
Umweltdachverbandes und Gewässerökologe Georg Wolfram (Foto: EVN, Moser)
and development in Mayo and this exciting
new venture represents the next chapter in
Bord na Móna reaching 1 GW of renewable
assets by 2030. which will power over half
a million homes across the country.
„Our vision is to help Ireland achieve net
zero carbon emissions by 2050. This joint
venture with ESB, supported by our lenders,
demonstrates how we in Bord na Móna
can deploy our expertise and assets in order
to support national policy to decarbonise
by investing in new forms of renewable
energy that are secure and sustainable. „
ESB Chief Executive Paddy Hayes welcomed
ESB’s collaboration with Bord na
Móna and the financial institutions involved:
„ESB is focused on low carbon electricity
to create a brighter future for the
customers and communities we serve.
Building on ESB’s long history of electricity
generation at Bellacorick and a strong partnership
with Bord na Móna, the Oweninny
joint venture investment is another tangible
step towards a low carbon future, powered
by clean electricity.“
ESB and Bord na Móna have established a
Community Benefit Scheme for the funding
of local community projects and initiatives
over the lifetime of the wind farm.
The community benefit scheme for Phase 1
of the wind farm has to date contributed
over €400k to community groups and organisations
across County Mayo.
LL
www.esb.ie (212851744)
EVN: Besuch im „Dschungel-
Kamp“: Statt Promis zählen hier
Biber, Libellen und Raupen
• Die Kampkette ist eine Reihe aus drei
Staumauern, Stauseen und
Kraftwerken, die in den Jahren 1949 bis
1957 erbaut wurden und gemeinsam
ökologischen Strom für rund 30.000
Haushalte produzieren
(evn) Bei einer Bootsfahrt am Ottensteiner
Stausee oder einem Ausflug nach Dobra
wähnt man sich schnell in Skandinavien
oder Kanada. Dabei vergisst man recht
rasch, dass die Landschaft von Menschenhand
erschaffen wurde. Denn das alles ist
Teil der „Kampkette“ – drei Kraftwerke, die
das Wasser des Kamps seit 1957 in Strom
für rund 30.000 Haushalte verwandeln.
Bei den Kampseen zeigt sich auch, welche
erstaunlichen Wege die Natur findet, um
mit Veränderungen umzugehen und neue
Lebensräume zu schaffen.
In der sogenannten ‚Ausleitungsstrecke‘
zwischen der Sperre Dobra und dem Thurnberger
Stausee ist ein in dieser Gegend einzigartiger
Lebensraum entstanden: „Die
spezielle Kombination aus stehenden Tümpeln
und langsam strömenden Fließstrecken
haben hier einzigartige Feuchtgebiete
mit hoher Standortvielfalt geschaffen, die
Lebensraum für viele, teilweise sogar gefährdete
Tier- und Pflanzenarten bieten“,
zeigt sich Dr. Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident
des Umweltdachverbandes bei
einem Lokalaugenschein begeistert. Und:
„Die EVN- Kamp kraftwerke sind ein lebender
Beweis dafür, dass erneuerbare Energieerzeugung
und Naturschutz im Sinne des
Klimaschutzes durchaus vereinbar sind“, so
Heilingbrunner.
21

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
An dieser einzigarten Landschaft haben
auch tierische Baumeister mitgearbeitet:
„In der Ausleitungsstrecke gibt es mindestens
vier bewohnte Biberdämme und wir
haben hier in der Gegend über 20 Libellenarten,
wie beispielsweise die Zweigestreifte
Quelljungfer oder die Blauflügel-Prachtlibelle,
um nur zwei Rote-Liste-Arten zu
nennen, nachgewiesen. Es ist die Vielfalt
der Tier- und Pflanzenwelt, die das Besondere
dieses Gebietes ausmacht“, so der Gewässerökologe
Mag. Dr. Georg Wolfram,
der die Ausleitungsstrecke für die EVN untersucht
hat.
Stefan Zach, Unternehmenssprecher der
EVN: „Für uns steht natürlich immer der
energiewirtschaftliche Nutzen der Kraftwerke
im Fokus. Aber gerade hier sehen
wir, dass Kraftwerke auch Teil der regionalen
und kulturellen Identität werden können.
Die Kampseen wurden ja schon einmal
zu einem der schönsten Plätze Österreichs
gewählt. Es freut mich sehr, dass das
die Tier- und Pflanzenwelt hier ähnlich
sieht.“
Die Kampkette – Naturstrom für 30.000
Haushalte und ein wichtiger Eckpfeiler
der Versorgungssicherheit
Die Kampkette ist eine Reihe aus drei
Staumauern, Stauseen und Kraftwerken,
die in den Jahren 1949 bis 1957 erbaut
wurden und gemeinsam ökologischen
Strom für rund 30.000 Haushalte produzieren.
Das Kraftwerk Ottenstein ist bis heute
nicht nur das leistungsfähigste Wasserkraftwerk
der EVN und gehört zu den
größten Infrastrukturinvestitionen in Niederösterreich,
es ist auch ein wichtiger
Eckpfeiler der Versorgungssicherheit.
Vier Francis-Turbinen mit einer Leistung
von je 12 Megawatt erzeugen Naturstrom
für ca. 20.000 Haushalte. Je nach Stauhöhe
werden dafür pro Sekunde 84 bis 100
Kubikmeter Wasser benötigt, die weiter in
den unmittelbar anschließenden Speicher
Dobra abgeleitet werden. Die Staumauer
des EVN Pumpspeicherkraftwerkes Ottenstein
ist ein imposantes Bauwerk: 69 Meter
hoch und bis zu 24 Meter dick. Diese massive
Bauweise ist auch notwendig, denn sie
hält rund 73 Mio. m³ Wasser zurück.
Kamp-abwärts liegen zwei weitere Kraftwerke,
die zusätzliche Staustufen bilden,
und zwar
• Dobra-Krumau mit drei Francis-
Turbinen und 16.200 kW und
• Thurnberg-Wegscheid mit zwei Kaplan-
Turbinen und 2.700 kW.
LL
www.evn.at (212851750)
EVN: Baustellenbegehung beim
Biomasseheizkraftwerk in Krems
• Ab 2023 Ökostrom für 15.000
Haushalte und Naturwärme für bis zu
30.000 Haushalte in der Region
(evn) Nach langer Wartezeit fiel im Frühjahr
der Startschuss für den Bau des EVN
Biomasseheizkraftwerkes im östlichen
Kremser Industriegebiet. Direkt neben
dem Gemeindeabwasserverband soll bis
Frühjahr 2023 Waldhackgut aus der Region
in wertvolle und nachhaltige Naturwärme
und Ökostrom für die Region verwandelt
werden.
Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner
über die regionale, saubere und ökologische
Energieversorgung aus heimischen
Ressourcen: „Bereits jetzt werden fast 40
Prozent der Haushalte der Niederösterreicherinnen
und Niederösterreicher mit der
sauberen Wärme aus Biomasse, wie Hackschnitzel,
versorgt. Das Biomasseheizkraftwerk
Krems unterstützt uns beim Ausstieg
aus dem Öl und beim Ausbau der Erneuerbaren
Energien, mit deren Hilfe wir seit
2015 100 % des Strombedarfes in Niederösterreich
decken können.“
Die Biomasse-Anlage in Krems ist ein
Projekt, auf das die EVN und die Stadtgemeinde
Krems länger warten mussten, als
gedacht: Denn obwohl das Projekt von einem
breiten überparteilichen Konsens getragen
und der Genehmigungsprozess
2015 ohne einen einzigen Einspruch abgeschlossen
wurde, musste das Projekt über
fünf Jahre auf Mittel aus der Ökostromförderung
warten.
Umso mehr freut sich Bürgermeister
Reinhard Resch, dass es nun endlich losgeht:
„Krems hat sich ein ehrgeiziges energiepolitisches
Ziel gesetzt: Bis zum Jahr
2030 wollen wir rechnerisch unabhängig
von Energieproduzenten außerhalb des
Bezirks werden, d.h. es soll jene Energie in
unserer Stadt selbst erzeugt werden, die
wir im Schnitt täglich brauchen. Das geplante
Biomasse-Heizkraftwerk ist dafür
ein unverzichtbarer Meilenstein, weil es
uns Strom und Wärme aus erneuerbaren
Quellen zur Verfügung stellen kann. Und
es gilt, keine Zeit zu verlieren.“
Diese Freude teilt EVN Vorstandssprecher
Stefan Szyszkowitz: „Wir haben in Krems
eine sehr starke Nachfrage nach unserer
Naturwärme, die durch die geplanten Klimaziele
der Bundesregierung noch weiter
steigen wird. Mit dem modernen Biomasseheizkraftwerk
können wir diesen Bedarf
aus nachhaltigen Rohstoffen aus der Region
decken und auch das immer noch anfallende
Schadholz verwerten. Wir freuen
uns, dass wir endlich losstarten können.“
Wenn alles nach Plan läuft, soll die Anlage
ab Anfang 2023 Ökostrom und Naturwärme
aus der Region für die Region liefern.
Zum Projekt
• Leistungsdaten: elektrisch 5 MW,
thermisch mind. 15 MW,
• Ökostrom für umgerechnet 15.000
Haushalte und Naturwärme für
umgerechnet bis zu 30.000 Haushalte
• CO 2 -Einsparung: rd. 25.000 t/Jahr
• Geplante Gesamt-Investitionen: rund
30 Mio. Euro, davon mind. 15 Mio. aus
Österreich
• Regionale Wertschöpfung durch
Biomasse (inkl. Schadholz) aus der
Region: jährlich mehr als 4 Mio. Euro –
das entspricht rund 25 Arbeitsplätzen
EVN: Baustellenbegehung beim Biomasseheizkraftwerk in Krems. Vizebürgermeister Martin
Sedelmaier, Bürgermeister Reinhard Resch, Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner und EVN
Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz. Fotocredits: © NLK / Burchhart
22

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
EVN Wärme GmbH
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für
die EVN insbesondere im Wärmebereich
seit vielen Jahren von großer Bedeutung.
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus
der Landwirtschaft und der Sägeindustrie
bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz
Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten
kommunalen Fernwärme wird
aus Biomasse erzeugt.
Durch die enge Kooperation der EVN mit
der regionalen Land- und Forstwirtschaft
bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.
Die EVN setzt auf regionale Biomasse
und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.
Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen
Schüttraummeter Hackschnitzel ist
die EVN der größte Naturwärmeversorger
aus Biomasse in Österreich.
LL
www.evn.at (212851754)
GKM unterstützt erneut
Fischbesatzaktion im Rhein
(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG
(GKM) beteiligt sich auch 2021 an der gemeinsamen
Fischbesatzaktion des Regierungspräsidiums
Karlsruhe und des Landesbetriebs
Vermögen und Bau Baden-Württemberg
mit rund 10.000 €.
Um die Population des europäischen Aals
im Rhein nachhaltig zu fördern, wurden im
September im Rahmen einer groß angelegten
Fischbesatzaktion zwischen Karlsruhe,
Iffezheim und Mannheim wieder sogenannte
Farmaale in den Rhein eingesetzt.
Der Aalbesatz am GKM – in der Schindkautschlut,
einem Nebenarm des Rheins –
fand auch in diesem Jahr durch die anhaltende
Corona-Situation leider ohne Beteiligung
der Neckarauer Grundschulen statt.
Die Besatzung ist eine allgemein anerkannte
und bewährte Methode zur Sicherung
der Aalbestände und stellt einen
wichtigen Beitrag zur Erhaltung der Artenvielfalt
im Rhein dar. Die Erfolgsquote solcher
Maßnahmen liegt bei fast 100 %. Die
Farmaale sind ca. 12 cm große Aale mit einem
Gewicht von ca. 4 g, die im Alter von
rd. 3 Jahren im Atlantik gefangen und etwa
ein halbes Jahr lang in Aalfarmen aufgezogen
werden. Insgesamt sind für den Rhein
307 kg Farmaale vorgesehen, von denen
ein Anteil von 123 kg durch die Fa. Grosskraftwerk
Mannheim Aktiengesellschaft
im Rahmen eines Umweltsponsorings bereitgestellt
werden. Eine Züchtung dieser
Fische in Gefangenschaft ist bis heute nicht
möglich. Der Grund hierfür ist bei Wissenschaftlern
unbekannt.
LL
www.gkm.der (212851809)
HELEN: Investments in carbon
neutrality are becoming a reality
(helen) Helen’s net sales continued to grow
strongly, but the result was still depressed
by increased costs of emission allowances,
fuels and energy procurement. Significant
change projects and projects in carbon-neutral
production progressed as
planned, as a result of which it will be possible
to close the Hanasaari coal-fired power
plant almost two years earlier than anticipated.
A total of one billion euros has been reserved
for carbon-neutral investments, and
one-third of the investment decisions have
already been taken. In comparison with
last year, the investments have doubled.
The emissions trend is already a downward
one which, in addition to the weather, is
significantly impacted by the investments
already made in carbon-neutral production.
„We have made considerable efforts and
large investments in renewable and emission-free
heat and electricity production.
This will allow us to close the Hanasaari
coal-fired power plant earlier than anticipated,
already in spring 2023. Helen has
the expertise and the will to have an impact
on the energy transition and to find solutions
for the mitigation of climate change.
Climate work is also carried out together
with customers: we have sold a significant
share of the production of the soon-to-be
completed Lakiakangas wind farm to
Sponda. Our customer numbers continue
to grow strongly in all customer segments,
and the number of electricity contract customers
is already almost 585,000 households,“
says Juha-Pekka Weckström, President
& CEO of Helen Ltd.
The Helen Group consists of the parent
company Helen Ltd and the subsidiaries
Helen Electricity Network Ltd, Oy Mankala
Ab, and Helsingin Energiatunnelit Oy.
Tuulipuisto Lakiakangas 3 Oy and Kristinestad
Tupaneva Oy are also reported as
new subsidiaries. The associated companies
consolidated in the Group accounts
are Voimapiha Oy, Suomen Merituuli Oy,
and Liikennevirta Oy. The figures in brackets
are comparable to the same period in
the previous year.
April to June 2021
• The Group’s net sales grew year on year.
Net sales stood at EUR 224 million (EUR
210 million). Operating profit fell to
EUR 12 million (EUR 22 million).
Despite the reduced sales volume, net
sales grew as a result of the rise in the
market price of electricity and the costbased
price of district heat. The result is
diminished considerably by higher fuel
costs and excise tax on fossil fuels, as
well as the rise in the price of emission
allowances.
• Heat sales were down by 5 per cent on
the previous year, standing at 1,101
GWh (1,164 GWh). Total electricity
sales fell by 18 per cent to 1,069 GWh
(1,301 GWh).
• Cooling sales decreased by 13 per cent
to 65 GWh (75 GWh).
• Electricity distribution in Helsinki grew
by 9 per cent to 1,101 GWh (920 GWh).
January to June 2021
• The Group’s net sales grew significantly
year on year, but the operating profit
diminished considerably due to a
substantial increase in costs. Net sales
stood at EUR 632 million (EUR 576
million). Operating profit amounted to
EUR 74 million (EUR 105 million).
• Heat sales grew by 14 per cent on the
previous year, standing at 3,950 GWh
(3,477 GWh).
• Total electricity sales remained
unchanged at 3,294 GWh (3,285 GWh).
• Cooling sales increased by 15 per cent
to 89 GWh (77 GWh).
• Electricity distribution in Helsinki grew
by 7 per cent to 2,228 GWh
(2,089 GWh).
LL
www.helen.fi (212851814)
HELEN: Unusually hot summer
boosted cooling requirement to
record readings
(helen) In June-July 2021, several temperature
records were broken in Finland,
which has also been reflected in the record-high
demand for cooling. In Helsinki,
the energy company Helen offers a cooling
service, and in July the highest cooling demand
ever was recorded at 160MW. Despite
the heat, the cooled properties have
allowed people to enjoy cool indoor temperatures.
Cooling is undergoing rapid growth and
has been significantly affected by the hot
summer. In normal hot weather, Helen‘s
cooling consumption hovers around
100 MW, so the record need of 160 MW has
been about 60 % higher than in normal circumstances.
In addition to the heat, the
significantly high demand for cooling has
also been affected by the fact that the number
of customers using the cooling service
is constantly growing. New, well-insulated
buildings can also be warm in the summer
heat, which increases the need for cooling.
Cooling service all over Helsinki
Helen‘s carbon-neutral cooling is no
longer just the prerogative of the city centre,
as cooling is available all over Helsinki.
Outside the district cooling network, cooling
is produced by means of a separate heat
pump. The cooling service currently covers
several hundred customers and a variety of
properties, such as shopping centres, offices
and residential properties all around
Helsinki.
23

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
„We talk about property-specific cooling
when it is produced outside the district
cooling network. Both district cooling and
property-specific cooling are reliable, carbon-neutral,
easy, quiet and carefree. Their
contract models are identical and the costs
are similar,“ sums up Marko Kivimaa, head
of Helen‘s Pricing and Sales Analysis group.
Pleasant indoor temperature increases
comfort of properties
The need for cooling will increase further
as the climate warms up. Not surprisingly,
people appreciate reasonable indoor temperatures
both at home and in public places:
an appropriate indoor temperature improves
air quality, and research has shown
it to increase work productivity and comfort.
„Cooling is no longer a special rarity. People
appreciate even conditions and cooled
spaces both in their homes, workplaces and
shopping centres,“ says Antti Tilamaa,
Product Manager, Cooling at Helen.
Helen would also like to remind us that by
our own actions we can all reduce the need
for cooling on hot summer days, and thus
help to save energy. For example, a simple
way is to close the shades and blinds on the
property’s windows both on weekdays and
at weekends.
Facts
• Helsinki has the third-largest district
cooling network in Europe.
• Most of Helen‘s cooling is produced at
the Katri Vala Heating and Cooling
Plant, which is one of the world‘s
largest.
• Katri Vala‘s sixth heat pump is
scheduled for completion during the
summer of 2021 and the seventh during
2023. With the new pumps, Helen is
preparing for the growth in demand for
cooling.
• Helen offers district and propertyspecific
cooling as a service, which
reduces the customer‘s risks.
• With district and property-specific
cooling, waste heat and other residual
heat collected from properties is
recycled and further processed by heat
pumps into carbon-neutral district heat.
• In summertime, recycled heat is used
particularly for heating domestic water
for the residents of Helsinki.
LL
www.helen.fi (212851816)
illwerke: 100 Millionen für die
Versorgungssicherheit
• Vorarlbergs Haushalte und Unternehmen
können sich darauf verlassen, dass
der Strom jederzeit zur Verfügung steht.
(illw) Das belegen auch in diesem Jahr die
aktuellsten Zahlen zur Netzverfügbarkeit.
Mit einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit
von nur 2,3 Minuten ohne Naturkatastrophen
rangiert die Vorarlberger Energienetze
GmbH (vorarlberg netz) auch im
Jahr 2020 im internationalen Spitzenfeld.
Gleichzeitig gehören die Netztarife zu den
niedrigsten im gesamten Bundesgebiet.
„Wir freuen uns sehr über den Status Quo
und sehen diesen als Bestätigung unserer
Arbeit“, so illwerke vkw Finanz- und Personalvorstand
Christof Germann: „Und natürlich
motiviert er uns, den bisherigen
Weg fortzusetzen und vor allem auch die
aktuellen Herausforderungen im Netzbereich
aktiv anzugehen.“
Verlagerung in den Strombereich
Im Zuge der Energiewende kommt es in
der heimischen Energiewirtschaft immer
weiter zu einer Verlagerung in den Strombereich.
Das bedeutet für den Netzdienstleister,
dass bereits heute alle Hausaufgaben
erledigt werden müssen, um die hohen
Anforderungen bewältigen zu können.
„Die Energieerzeugung aus erneuerbaren
Quellen bedeutet für uns, dass die Planbarkeit
der Netzauslastung zum einen geringer
wird und die Belastungsspitzen höher.
Dabei ist es wichtig, dass wir jedes dieser
Szenarien zu jedem Zeitpunkt abbilden
und bewältigen können müssen. Die Steigerungen
im Bereich der Elektromobilität,
vermehrte Einspeisungen über Photovoltaik,
Wetter- und witterungsbedingte
Schwankungen und Vieles mehr erhöhen
die Netzanforderungen, darauf müssen wir
uns einstellen“, so Christof Germann.
Langfristige Planung
„Für die Bereitstellung einer leistungsfähigen
Netzinfrastruktur investieren wir jedes
Jahr erhebliche Mittel in den weiteren
Ausbau, die Erneuerung und Instandhaltung
der Netzanlagen. Gleichzeitig simulieren
wir in der strategischen Netzentwicklung
verschiedene Zukunftsszenarien
und planen langfristig“, so vorarlberg netz
Geschäftsführer Johannes Türtscher.
Jüngstes Beispiel ist das gerade abgeschlossene
Projekt „Netzentwicklung – Mission
2030“ dessen Ergebnisse jetzt vorliegen.
Forschungsprojekt zur Netzentwicklung
„Im Rahmen dieses Projekts haben wir
die Auswirkungen der steigenden Elektrifizierung
der verschiedenen Sektoren und
der erneuerbaren, dezentralen Erzeugung
auf das Strom- und Gasnetz untersucht.
Aus den Erkenntnissen haben wir dann anschließend
Strategien bzw. Handlungsempfehlungen
für die Netzentwicklung bis
2030 abgeleitet“, berichtet Türtscher. In
fünf Teilbereichen wurden vom Projektteam
umfassende Untersuchungen durchgeführt:
• Konventioneller Netzausbau
• Intelligente Netze (z.B. regelbarer
Ortsnetztrafo, rONT)
• Netzwirtschaftliche
Rahmenbedingungen
• Ansteuerung von Kundenanlagen
• Netzintegration Grünes Gas (Bereich
Erdgas)
Wissenschaftliche Begleitung
Die illwerke vkw Stiftungsprofessur für
Energieeffizienz am Forschungszentrum
Energie der FH Vorarlberg führte die wissenschaftliche
Begleitung zum Projekt Netzentwicklung
– Mission 2030 durch. „Die Aufgabe
der FH Vorarlberg war es, durch die Simulation
unterschiedlicher Ausbaupfade für
Photovoltaik und Elektromobilität deren
wahrscheinliche Auswirkungen auf die Niederspannungsnetze
zu untersuchen“, so
Stiftungsprofessor Markus Preißinger. Die
eigens dafür entwickelte Simulation erlaubt
es, automatisiert den Netzzustand von 80 %
(1.300) der Vorarlberger Ortsnetzstationen
unter unterschiedlichen Bedingungen zu berechnen.
Durch den hohen Automatisierungsgrad
war es dem Projektteam möglich,
eine Vielzahl an Szenarien bis 2030 zu untersuchen
und gemeinsam mögliche Strategien
für die zukünftige Netzinfrastruktur
abzuleiten. Die rasche und erfolgreiche Umsetzung
der Simulationsstudie war nur
durch die gute und enge Zusammenarbeit
des Teams der FH Vorarlberg mit den Mitarbeiter:innen
der Vorarlberger Energienetze
GmbH möglich. Durch die kurzen Wege und
den regelmäßigen Austausch konnte durch
die Vereinigung der Expertise aus der Praxis
mit der wissenschaftlichen Expertise gemeinsam
eine fundierte und richtungsweisende
Lösung erarbeitet werden. „Einmal
mehr zeigt das Projekt das hohe Potenzial,
das in der Zusammenarbeit der Vorarlberger
Industrie mit den Expertinnen und Experten
der Forschung an der FH Vorarlberg steckt“,
so Markus Preißinger.
Internationale Expertise
Zusätzlich begleitete die Forschungsstelle
für Energiewirtschaft in München (FfE)
das Projekt als internationaler externer Berater
in Form von Experten-Workshops, um
auch überregionale Expertise in das Projekt
einzubringen. „Seit knapp 20 Jahren
verfolgen wir die Aktivitäten der illwerke
vkw mit größtem Interesse. Besonders beeindruckend
waren die frühen Aktivitäten
auch von vorarlberg netz im Bereich Elektromobilität.
Nun das Projekt Netzentwicklung
– Mission 2030 begleiten zu dürfen,
die Ansätze und Methoden an unseren Arbeiten
in Deutschland reflektieren zu können
hat uns sehr gefreut. Damit konnten
wir feststellen, dass die Herausforderungen
vergleichbar sind, wenngleich die Rahmenbedingungen
leicht andere sind“, so
der Vorsitzende der Geschäftsführung,
Wolfgang Mauch.
24

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
„Die Ergebnisse zeigen für beide Seiten
größte Übereinstimmung mit konkreten
Lösungen. Natürlich startet der Weg in ein
zukunftsfähiges Energiesystem nicht erst
heute. Auch lange vor den gesetzlichen
Vorgaben zur CO 2 -Reduzierung hatten wir
schon mit Energieeffizienznetzwerken in
Vorarlberg mit einer Vielzahl von Industrieunternehmen
begonnen. Deren Erfolgsgeschichte
dauert bis heute an. Die illwerke
vkw beteiligte sich in den vergangenen
Jahren auch sehr aktiv an unseren Verbund-Forschungsvorhaben,
in denen es
darum geht, das Energiesystem mit allen
seinen Komponenten fit für die dekarbonisierte
Zukunft zu machen“, erklärt Mauch.
Unterschiedliche Varianten
Ausgehend von den wissenschaftlichen
Untersuchungen hat das Projektteam im
Wesentlichen zwei verschiedene Varianten
ausgearbeitet und umfassend untersucht.
• Variante 1: Ausschließlich
konventioneller Netzausbau
• Variante 2: Kombination aus
konventionellen und intelligenten
Maßnahmen
Rahmenbedingungen der Energiezukunft
Im Untersuchungsszenario gingen die Experten
bis 2030 von einem PV-Ausbau auf
600 GWh/a, einer E-Mobilitätsdurchdringung
von 30 Prozent und linearen Steigerungen
im Bereich der Wärmepumpe aus.
„Bei der Ableitung der Strategien und
Handlungsempfehlungen wurden wiederum
zwei Varianten eruiert: einmal die Minimalvariante,
um „versagende Netze“ zu
verhindern und einmal eine Variante, die
dem aktuellen Standard von vorarlberg
netz entspricht – mit einer errechneten
Netzauslastungs-Reserve von mindestens
20 Prozent“, erklärt Türtscher.
Digitalisierungsschritt im Netz
„Das Projekt hat klar aufgezeigt, dass wir
beim Ausbau der Netzinfrastruktur zukünftig
noch intensiver auf mehreren
Schienen arbeiten müssen“, so Christof
Germann. Es ist eine Kombination aus konventionellen
und intelligenten Maßnahmen,
die uns auch in den kommenden
Jahrzehnten eine stabile Energieversorgung
garantiert. Es ist schlichtweg nicht
möglich und wirtschaftlich nicht sinnvoll,
die kommenden Herausforderungen nur
mittels konventionellem Netzausbau zu
schaffen. „Wir müssen durch einen weiteren
Digitalisierungsschritt unser Netz so
effizient wie möglich nutzen und weiterentwickeln.“
Eine direkte Handlungsempfehlung
ist es daher, bis 2030 rund 20 Prozent
der Trafostationen im Land auf intelligente
Ortsnetzstationen (iONS) umzurüsten.
Dadurch wird das Verteilernetz regelbarer
– das geht mit einer deutlichen
Reduktion der ansonsten notwendigen
Kabellegungen einher. Der klassische Netzausbau
wird so auf das nötige Maß verringert
und das Netz effizienter genutzt.
In Zahlen ausgedrückt, investiert der
Netzdienstleister damit bis 2030 zusätzlich
zu den jährlichen Investitionen für Erneuerung
und Instandhaltung rund 100 Millionen
Euro in Netzausbau und Digitalisierung.
„Dieser Betrag beinhaltet zum einen
erforderliche Netzverstärkungen, die Modernisierung,
Ertüchtigung und den Bau
von neuen Trafostationen im Ortsnetzbereich
und zum anderen Ertüchtigungs- und
Erweiterungsmaßnahmen im Umspannwerksbereich“,
so Türtscher. Ein wichtiger
Schritt für Gesellschaft und Wirtschaft in
Vorarlberg zur Festigung der Spitzenposition
in Europa.
LL
www.illwerke.at (212860855)
INEOS: Carbon capture and
storage gains wide industry
support in Houston
• Eleven companies support large-scale
deployment of carbon capture and
storage to help decarbonize industrial
facilities; discussions ongoing with
others
• Collective efforts could capture and
store approximately 50 million metric
tons of CO 2 per year by 2030; 100
million by 2040
• Companies bring collective expertise as
industry leaders with diverse
capabilities
(ineos) Eleven companies have expressed
interest in supporting the large-scale deployment
of carbon capture and storage
(CCS) technology in Houston. Calpine,
Chevron, Dow, ExxonMobil, INEOS, Linde,
LyondellBasell, Marathon Petroleum, NRG
Energy, Phillips 66 and Valero have agreed
to begin discussing plans that could lead to
capturing and safely storing up to 50 million
metric tons of CO 2 per year by 2030
and about 100 million metric tons by 2040.
The companies plan to help address industrial
CO 2 emissions in one of the largest
concentrated sources in the United States.
Collectively, the 11 companies are considering
using CCS technology at facilities
that generate electricity and manufacture
products that society uses every day, such
as plastics, motor fuels and packaging.
If CCS technology is fully implemented at
the Houston-area facilities these 11 companies
operate, nearly 75 million metric tons
of CO 2 could be captured and stored per
year by 2040. There are ongoing discussions
with other companies that have industrial
operations in the area to add even
more CO 2 capture capacity. They could announce
their support at a later date and
add further momentum toward the city of
Houston’s ambitions to be carbon neutral
by 2050.
„Houston can achieve our net zero goals
by working together, and it’s exciting to see
so many companies have already come together
to talk about making Houston the
world leader in carbon capture and storage,“
said Sylvester Turner, Mayor of Houston.
„We’re reimagining what it means to
be the energy capital of the world, and applying
proven technology to reduce emissions
is one of the best ways to get started.“
Wide-scale deployment of CCS in the
Houston area will require the collective
support of industry, communities and government.
If appropriate policies and regulations
are put in place, CCS could generate
tens of thousands of new jobs, protect current
jobs and reduce emissions at a lower
cost to society than many other widely
available technologies. The 11 companies
will continue to advocate for policies that
enable the long-term commercial viability
of new, expanded and existing CCS investments
in Texas.
CCS is the process of capturing CO 2 from
industrial activity that would otherwise be
released into the atmosphere and injecting
it into deep underground geologic formations
for safe, secure and permanent storage.
With supportive regulations, CO 2 from
the Houston industrial area could be safely
stored in the U.S. Gulf Coast region in formations
thousands of feet below the surface
or seabed. The U.S. Department of
Energy estimates that storage capacity
along the U.S. Gulf Coast is enough to hold
500 billion metric tons of CO 2 — more
than 130 years of the country’s total industrial
and power generation emissions,
based on 2018 data.
Although renewables will continue to
play an important role in a lower-carbon
energy future, CCS is one of the few proven
technologies that could enable some industry
sectors to decarbonize, such as manufacturing
and heavy industry. The International
Energy Agency projects CCS could
mitigate up to 15 percent of global emissions
by 2040, and the U.N. Intergovernmental
Panel on Climate Change (IPCC)
estimates global decarbonization efforts
could be twice as costly without CCS.
LL
www.ineos.com (212851819)
25

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Hochwurtenspeicher der Kelag:
Service für die „grüne Batterie“
Hochwurtenspeicher der Kelag: Service für die „grüne Batterie“
INEOS: Consortium members
agree to back Greensand, carbon
storage pilot project, in support of
Denmark’s ambitious 70% CO 2
reduction targets by 2030
• 29 consortium members have signed up
to phase 2 of Europe’s first full Chain
Climate Carbon Capture and Storage
Pilot project.
• Proof of concept planning is now getting
underway with potentially start around
Q4 2021 subject to the implementation
of the agreements outlined in the
Danish North Sea Agreement of Dec.
2020.
• The consortium will now file a grant
application with the Energy Technology
Development and Demonstration
Program.
• Mads Weng Gade, Head of Country,
Denmark and Commercial Director
INEOS Energy said ,“We are taking this
step by step. We now have the
consortium in place, and if we are
successful in receiving ongoing support
from the Danish Government and
advisory board, Greensand will be able
to take another important step forward
in supporting the Danish Climate
Strategy.“
(ineos) INEOS Energy, Wintershall Dea
and a consortium of 29 companies, research
institutes and universities, have
signed an agreement to support the next
phase of the Greensand pilot project to
demonstrate the safe and permanent storage
of CO 2 .
The Greensand consortium will now file a
grant application with the Energy Technology
Development and Demonstration Program
in Denmark. If the application is successful
the consortium targets the start of
work by end 2021, with the offshore injection
pilot taking place in late 2022.
Mads Weng Gade, Head of country, Denmark
and Commercial Director INEOS Energy
said „Greensand has brought together
a strong consortium of 29 companies, with
strong competencies across key players
from Denmark and around the world.
„We are taking this step by step. Today we
have the consortium in place, and if we are
successful in receiving ongoing support
from the Danish Government and advisory
board, Greensand will be able to take another
important step forward in supporting
the Danish Climate Strategy.“
A large majority of the Danish Parliament
decided in December 2020 to set aside a
special funding pool to support a Danish
CO 2 storage pilot project, aiming to investigate
the reservoir-CO 2 interaction in the
Danish North Sea. This pilot project, if designed
correctly, could form the basis for a
decision, to enable CO 2 storage by 2025.
Project Greensand is amongst the frontrunners
of CO 2 storage projects in Europe.
The project has the potential to make a significant
contribution to our understanding
and growth of carbon storage technology,
whilst supporting Denmark’s wider CO 2
emission reduction targets for 2030 and
beyond.
LL
www.ineos.com (212851820)
• Beim Hochwurtenspeicher der
Kraftwerksgruppe Fragant führt die
Kelag derzeit Instandhaltungs- und
Sanierungsarbeiten durch. Rund 20
Fachkräfte arbeiten auf dieser Baustelle,
die Kelag investiert mehr als zwei
Millionen Euro in dieses Projekt.
(kelag) Der Speicher Hochwurten liegt in
2.400 m Seehöhe, er ist mit dem Großsee
über einen Stollen verbunden, bildet mit
diesem ein Doppelspeichersystem und gehört
zu den großen Speichern der Kraftwerksgruppe
Fragant. „Das rund 50 Jahre
alte Dammbauwerk Hochwurten ist in einem
sehr guten Gesamtzustand“, sagt
Christian Rupp, Leiter Erzeugung/Technische
Services der Kelag. „Wir müssen aber
nachhaltig und vorausblickend denken,
deswegen haben wir die Entscheidung getroffen,
neben den umfangreichen Kontrollen
die Abdichtung zwischen dem
Damm und der Felsflanke auf der rechten
Seite zu erneuern.“ Nach dem vollständigen
Entleeren des Speichers haben Fachkräfte
an dieser Stelle den Spritzbeton und
die alte Dichtungsmasse entfernt. „Nun
tragen wir eine neue Hydraton-Dichtung
auf, die wir wieder mit Spritzbeton gegen
Steinschlag und Eisschollen schützen.
Nach Abschluss dieser Arbeiten ist der weiterhin
sichere Betrieb des Dammes für
Jahrzehnte gewährleistet.“
Herausfordernde Arbeiten im
Hochgebirge
Für die Bauarbeiten in 2.400 m Seehöhe
spielt das Wetter eine sehr große Rolle.
„Es kann jederzeit winterlich und stürmisch
werden, wir sind hier am Alpenhauptkamm“,
erläutert Projektleiter Mario
Körbler. „Zusätzlich sind die Sedimentrückhaltung
und die Beobachtung
des Gletscherzuflusses im Speicher enorm
wichtig für die Sicherheit der Arbeitskräfte.
Bei starkem Regen müssen wir mit 10
Kubikmetern Wasser pro Sekunde umgehen
können. Deshalb haben wir ein Gerinne
gebaut, sodass das Wasser durch den
Stollen in den Großsee abfließen kann,
ohne die Bauarbeiter und die Baustelle zu
gefährden. Zusätzlich verhindern wir mit
dem Gerinne den Austrag von Material
aus dem Speicherboden.“ Vor Beginn der
Arbeiten beim Hochwurtenspeicher wurden
der Damm, die unter Wasser liegenden
Anlagenteile sowie die Topografie von
einem Tauchroboter untersucht. „Die Ergebnisse
dieser Aufnahmen haben es uns
ermöglicht, die notwendigen Arbeiten genau
zu planen, das ist im Hochgebirge mit
kurzem Sommer besonders wichtig“, betont
Körbler.
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VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Speicher als „grüne Batterien“
Der Hochwurtenspeicher hat einen Nutzinhalt
von 13 Millionen Kubikmeter und
ist durch einen Stollen mit dem Großsee
verbunden, der 14 Millionen Kubikmeter
nutzbaren Inhalt hat. Der Doppelspeicher
Hochwurten-Großsee ist eines der großen
Speichersysteme der Kelag in der Kraftwerksgruppe
Fragant. „Die Kraftwerksgruppe
Fragant ist mit ihren Pumpspeicherkapazitäten
das Herzstück der Stromerzeugung
der Kelag“, betont Christian
Rupp. „Diese Anlagen sind sehr flexibel
einsetzbar, sodass sie Erzeugungs – und
Nachfrageschwankungen rasch ausgleichen
können. Wenn die Kunden sehr viel
Strom brauchen, gehen wir mit den Maschinensätzen
innerhalb kürzester Zeit ans
Netz und erzeugen Spitzenstrom. Die Speicherseen
dienen in diesem komplexen System
als „grüne Batterien“, in denen wir
Strom indirekt speichern können. Ihre Bedeutung
wird in den nächsten Jahren und
Jahrzehnten weiter zunehmen, deswegen
müssen wir dafür sorgen, dass sie hoch verfügbar,
also immer einsatzbereit sind!“ In
der Kraftwerksgruppe Fragant nützt die
Kelag Wasser in drei Ebenen, der Hochwurtenspeicher
befindet sich auf der
höchstgelegenen Ebene in 2.400 m Seehöhe.
Das Wasser aus dem Hochwurtenspeicher
wird über die drei Kraftwerkstufen
Zirknitz, Innerfragant und Außerfragant
(700 m Seehöhe) zur Stromerzeugung genutzt,
aber auch vom Wurtenspeicher in
den Oscheniksee gepumpt.
LL
www.kelag.at (212851823)
LEAG: Vorsorgevereinbarung mit
Brandenburg aktualisiert
• Entschädigung für Kohleausstieg soll
Rekultivierung zusätzlich absichern
(leag) Das Brandenburgische Landesamt
für Bergbau, Geologie und Rohstoffe
(LBGR) und die Lausitz Energie Bergbau
AG (LEAG) haben in dieser Woche eine angepasste
Vorsorgevereinbarung zur finanziellen
Sicherung der Wiedernutzbarmachungsverpflichtungen
für die Tagebaue
Jänschwalde und Welzow-Süd in der brandenburgischen
Lausitz unterzeichnet.
Damit wurde die bereits bestehende Vorsorgevereinbarung
aus dem Jahr 2018 an
das 2020 beschlossene Kohleverstromungsbeendigungsgesetz
(KVBG) und den
dazu gehörigen öffentlich-rechtlichen Vertrag
der Bundesrepublik Deutschland mit
den Braunkohlekraftwerksbetreibern angepasst.
Zum einen wird durch die Anpassung
sichergestellt, dass die der LEAG nach
KVBG und öffentlich-rechtlichem Vertrag
zustehende Entschädigung in Höhe von
1,75 Milliarden Euro, so wie in Gesetz und
Vertrag vorgesehen, anteilig an die brandenburgische
Vorsorgegesellschaft LEVEB
ausgezahlt wird. Zum anderen wird gewährleistet,
dass sich die aus dem KVBG
und dem öffentlich-rechtlichem Vertrag
ergebenden Mehraufwendungen für die
Wiedernutzbarmachung infolge des vorzeitigen
Kohleausstiegs ebenfalls finanziell
abgesichert werden.
Die LEAG weist in ihrem Jahresabschluss
regelmäßig ausreichende Rückstellungen
nach, um sämtlichen bergbaulichen Verpflichtungen
nachkommen zu können. Mit
der Vorsorgevereinbarung und der Gründung
der Vorsorgegesellschaft LEVEB, deren
Anteile an das Land Brandenburg verpfändet
sind und in der ein ausreichend
hohes Sondervermögen angespart wird,
entspricht das Unternehmen dem im Zusammenhang
mit dem gesetzlich vorgezogenen
Kohleausstieg gestiegenen Sicherheitsbedürfnis
des Landes Brandenburg.
Die Lausitz Energie Bergbau AG hat zum
30. Juni den vollständigen Sockelbetrag
von 102,9 Millionen Euro in die LEVEB eingebracht.
Damit kommt sie ihren Verpflichtungen
aus der Vorsorgevereinbarung mit
dem Land Brandenburg pünktlich nach.
LL
www.leag.de (212860859)
LEAG: Grundsteinlegung für
Gaskraftwerk Leipheim
• LEAG-Projekt unterstützt Energiewende
durch Netzstabilität – Baustelle in
Süddeutschland auf erfolgreichem Weg
– Lausitzer Findling enthüllt
(leag) Auch in Süddeutschland geht es für
das ostdeutsche Energieunternehmen
LEAG zügig voran auf dem Weg zu einem
breit aufgestellten Energie-, Infrastrukturund
Serviceunternehmen. Mit den Partnern
Siemens Energy und Amprion baut
die LEAG dort aktuell das Gaskraftwerk
Leipheim (GKL) – ein 300 MW-Gasturbinenkraftwerk,
das dabei hilft, die deutsche
Energiewende abzusichern. Zum Einsatz
kommen soll das Kraftwerk nach seiner
Fertigstellung im August 2023 auf Anforderung
des Netzbetreibers Amprion zur
Sicherung der Netzstabilität – insbesondere
nach der politisch gewollten Abschaltung
der letzten Atomkraftwerke 2022 und
dem gesetzlich vorgegebenen Ausstieg aus
der Kohleverstromung.
Bei der feierlichen Grundsteinlegung am
zukünftigen Kraftwerksstandort – im Beisein
von Vertretern der bayerischen Landes-
und Regionalpolitik sowie zahlreichen
Festgästen – betonte Geschäftsführer Thomas
Hörtinger, dass das Engagement und
die Investition der LEAG hier im Nordosten
von Ulm gut und notwendig sei. „Heute sehen
wir, dass wir hier in Leipheim auf einem
sehr guten Weg sind und mit dem
Kraftwerksbau zügig und planmäßig vorankommen“,
sagte Hörtinger, einer der
beiden Geschäftsführer der Gaskraftwerke
Verwaltungs GmbH. Um die Bedeutung
der Achse Lausitz/Leipheim zu versinnbildlichen,
wurde im Rahmen der Grundsteinlegung
ein großer Lausitzer Findling
enthüllt, der eigens nach Leipheim geschafft
worden war. Auch nach Fertigstellung
der Anlage wird er das Gelände verschönern
und auf die Verbindung zur Lausitz
verweisen.
Ausgangspunkt für den Kraftwerksneubau
in Leipheim war ein Ausschreibungsverfahren
des Übertragungsnetzbetreibers
Amprion für ein so genanntes besonderes
netztechnisches Betriebsmittel, um in Notfallsituationen
die Netzstabilität in
Deutschland gewährleisten zu können.
„Für dieses zukunftsweisende Projekt hat
die GKL den Zuschlag erhalten. Mit dieser
Investition übernimmt die LEAG als erfahrener
Kraftwerksbetreiber auch im Süden
Bereit für den symbolischen Spatenstich zur Grundsteinlegung für das Gaskraftwerk in Leipheim
(v.l.n.r.): Dr. Ulrike Wolf, als Vertreterin des bayerischen Wirtschaftsministers Hubert Aiwanger mit
Thomas Hörtinger, Leiter Kraftwerke bei der LEAG; Leipheims Bürgermeister Christian Konrad,
Bauleiter Rolf Schäfer, Hans Reichhart, Landrat des Landkreises Günzburg, und Thomas Schneider
von Siemens energy.
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Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Deutschlands Verantwortung für eine sichere
Energieversorgung“, so Hubertus
Altmann, LEAG-Vorstand Kraftwerke. „Wie
auch die beiden anderen Gasturbinenkraftwerke
der LEAG, Thyrow und Ahrensfelde
bei Berlin, wird das Gaskraftwerk
Leipheim nach seiner Fertigstellung der
Netzstabilisierung dienen. Für den stabilen
Netzbetrieb und damit für das Gelingen
der Energiewende sind derartige Anlagen
dringend erforderlich. Die LEAG ist bestrebt,
ihr Portfolio der Energieerzeugung
zu erweitern, und setzt dies bereits in den
Bereichen Erneuerbare und Speicher erfolgreich
um.“
In Gaskraftwerken sieht die LEAG einen
wichtigen Stützpfeiler der Energiewende,
der die Stromnetze angesichts abnehmender
gesicherter Kraftwerkskapazitäten stabilisiert
und so die Folgen des Atom- und
Kohleausstiegs abfedert. „Mit der Investition
in Leipheim können wir unsere Rolle als
Betreiber netzrelevanter Anlagen für die
Zukunft ausbauen und leisten unseren Beitrag
zum Erfolg der Energiewende in
Deutschland. Gleichzeitig dient die Investition
auch der Lausitz, denn mit ihr sichern
wir stabile Kapitalflüsse für die Wiedernutzbarmachung
von Bergbaufolgelandschaften“,
betonte Altmann.
Das Gaskraftwerk Leipheim wird als besonderes
netztechnisches Betriebsmittel
(bnBm) gemäß § 11 Abs. 3 Energiewirtschaftsgesetz
(EnWG) im Netzgebiet der
Amprion errichtet. Derartige Anlagen sollen
überall dort entstehen, wo es die Sicherheit
und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsystems
erfordert. In Süddeutschland
ist dies insbesondere vor
dem Hintergrund der bevorstehenden
Stilllegung der verbleibenden Kernkraftwerke
der Fall. Nach der geplanten Inbetriebnahme
im August 2023 ist ein Leistungszeitraum
von zehn Jahren für das
GKL vorgesehen. Am regulären Strommarkt
wird das bnBm in Leipheim nicht
teilnehmen. Ein Aufruf des Kraftwerkes ist
nur durch den Übertragungsnetzbetreiber
Amprion erlaubt.
Nach der feierlichen Grundsteinlegung
wird es nun zügig weitergehen. Die immissionsschutzrechtliche
Genehmigung sowie
die Planfeststellungsbeschlüsse für die
Gas- und Stromtrasse liegen vor. Siemens
Energy hat bereits mit der Errichtung der
Anlage begonnen. „Betriebsführung und
Instandhaltung vor Ort soll später ebenfalls
Siemens Energy übernehmen, die Projektführung
erfolgt aber aus der Lausitz.
Nach der Inbetriebnahme wird die Anlage
auch in das Leitsystem des LEAG-Kraftwerks
Schwarze Pumpe eingebunden sein
und von dort aus mit überwacht“, erklärte
der zweite Geschäftsführer der GKL, Sebastian
Lindner.
LL
www.leag.de (212860900)
Leipziger Stadtwerke feiern
Richtfest für das neue
Heizkraftwerk Leipzig Süd
• OBM Jung: Zukunftsfähige Anlage kann
perspektivisch CO 2 -neutral betrieben
werden
(l) Im Dezember 2020 wurde der Grundstein
gelegt, jetzt feiern die Leipziger Stadtwerke
Richtfest für das neue Heizkraftwerk
(HKW) Leipzig Süd. Es ist aktuell das zentrale
Projekt des Leipziger Zukunftskonzepts
Fernwärme. „Leipzig zeigt, dass es
die Energiewende in Sachsen ernst nimmt
und aktiv gestaltet. Mit dem neuen HKW
Leipzig Süd unternehmen die Leipziger
Stadtwerke bereits heute einen wichtigen
Schritt Richtung Kohleausstieg“, sagt
Wolfram Günther, Sächsischer Staatsminister
für Energie, Klimaschutz, Umwelt
und Landwirtschaft. „Um die verbindlichen
klimapolitischen Ziele zu erreichen,
brauchen wir Anlagen wie das neue Leipziger
Kraftwerk und das vorausschauende
Engagement der Kommunen. Sie sind zentrale
Handelnde auf dem Weg zur Klimaneutralität.
Das HKW Leipzig Süd trägt sowohl
zur Versorgungssicherheit bei als
auch zur Bewältigung des Strukturwandels
in der Leipziger Region.“
„Dieses neue Kraftwerk macht uns unabhängig
von der Fernwärme aus Braunkohle.
Und das auch noch schneller als geplant“,
so Burkhard Jung, Oberbürgermeister
der Stadt Leipzig und Aufsichtsratsvorsitzender
der Leipziger Gruppe.
„Mit dem Neubau des HKW Leipzig Süd sichern
wir die Energieversorgung und liefern
zugleich einen wichtigen Beitrag zum
Erreichen der Klimaziele unserer Stadt.“
Deutschland wolle den Kohleausstieg 2038
beenden, Leipzig schaffe die Transformation
schneller. 2019 habe der Stadtrat den
Klimanotstand für Leipzig beschlossen, im
Jahr darauf sei der Grundstein fürs HKW
gelegt – und nun bereits der Richtkranz
aufgezogen worden. „Bereits Ende 2022
kann das HKW am Netz sein“, sagt Jung.
„Leipzig macht Tempo auf dem Weg zur
Wärmewende, unsere Stadtwerke erweisen
sich hier als zuverlässiger Partner. Diese
zukunftsfähige Anlage startet mit der
Brückentechnologie Erdgas und einem
überaus hohen Wirkungsgrad, wird perspektivisch
aber auch mit grünem Wasserstoff,
also komplett CO 2 -neutral, betrieben
werden können.“
Auf dem diesjährigen Mitteldeutschen
Wasserstoffgipfel, so Jung weiter, seien
sich Vertreter aus Politik, Wissenschaft und
Wirtschaft einig gewesen: An die Stelle der
kohlebasierten Energiewirtschaft in der
Region müsse eine zukunftsfähige Energielandschaft
treten. „Denn sonst wandert
neben Wissen und Können auch Wertschöpfung
in andere Regionen ab.“
Für Zukunftsthema Wasserstoff braucht es
Unterstützung von EU, Bund und Land
„Wir senden mit unserer zügig voranschreitenden
HKW-Baustelle sowohl ein
Zeichen für unser hohes Investitionstempo
als auch für unsere Verantwortung, die wir
bei der Gestaltung des Strukturwandels
übernehmen“, sagt Karsten Rogall, Geschäftsführer
der Leipziger Stadtwerke.
Das neue HKW erfülle drei wesentliche
Aufgaben gleichzeitig: Versorgungssicherheit,
Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz.
„Dabei denken wir heute schon das Übermorgen
mit. Wasserstoff hat in den Sektoren
Transport/Logistik, Industrie, Energie
und Mobilität hervorragende Qualitäten.
Deshalb treiben wir die Sektorenkopplung
als Leipziger Gruppe voran und machen
uns H2-ready. Um die entsprechende
Technologie, gekoppelt an verbraucherfreundliche
Preise, zu entwickeln, benötigen
wir aber einen verlässlicheren Rahmen.
Für das Zukunftsthema Wasserstoff
braucht es die politische und finanzielle
Unterstützung von Europäischer Union,
Bund und Land.“
„Ambitionierte Klimaziele benötigen
auch eine ambitionierte Unterstützung für
die, die sie vor Ort umsetzen“, unterstreicht
Geschäftsführer-Kollege Dr. Maik Piehler.
Es gebe entlang der kompletten Wertschöpfungskette
in der Region gute Möglichkeiten,
zukünftig die Potenziale von
grünem Wasserstoff zu heben. In der Region
stehe ein Netzwerk für grünen Wasserstoff
bereits bereit – von der Forschung
über Austausch und Produktion bis zu
Transport und Speicherung sowie Anwendung.
„Wir als Stadtwerke verstehen uns
als Nachhaltigkeits-Motor in der Region.
Dabei geht es um den passenden Mix von
Technologien. Allein im Rahmen unseres
Zukunftskonzepts Fernwärme – mit dem
Herzstück HKW Leipzig Süd – investieren
wir mehr als 300 Millionen Euro in den Bau
neuer Anlagen. Durch die Investition in
umweltfreundliche und innovative Anlagen
erzielen sie bessere Wirkungsgrade
und weniger CO 2 -Emissionen.“
Wirkungsgrad von mehr als 93 Prozent
Frank Tornau, Aufsichtsratsvorsitzender
der Leipziger Stadtwerke, sieht das HKW
Leipzig Süd als „ein Projekt, das wirklich
für Zukunft steht: „Ich habe die Baustelle
mehrfach besucht und bin immer wieder
beeindruckt.“ Er hoffe sehr, dass es „vom
Bund in naher Zeit die weitere Unterstützung
erfährt, die es verdient“. Denn die
Idee, die dahinter stecke, trage langfristig.
„Ich freue mich aber auch, dass die Stadtwerke
die gegenwärtigen Herausforderungen
im Sinne eines Bürgerunternehmens
gemeistert haben. Wichtig war, die Beeinträchtigungen,
die eine Baustelle nun einmal
mit sich bringt, für Anwohner so gering
wie möglich zu halten, und sie gut zu
informieren. Deshalb wurden beim Bau
besondere Schallschutzmaßnahmen um-
28

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
gesetzt (unter anderem eine fast 150 Meter
lange temporäre Schallschutzwand zur benachbarten
Schule und Kita), Info-Materialen
verteilt und Bürger-Gespräche geführt.“
Besonders das Kraftwerksgebäude wuchs
in den letzten Monaten deutlich sichtbar
in die Höhe. Ende 2022 sollen neben ihm
ein Versorgungsgebäude, eine Pumpenhalle
und der Wärmespeicher stehen. Das
Herzstück der Anlage bilden zwei Gasturbinen
mit jeweils 62,5 MW elektrischer
Leistung. Der Abgasstrom der Turbinen
wird in den nachgeschalteten Heißwassererzeugern
genutzt, um jeweils 81,5 MW
thermische Leistung für die Wärmeversorgung
der Leipziger bereitzustellen. Die Anlage
weist in diesem gekoppelten
Kraft-Wärme-Prozess einen Brutto-Gesamtwirkungsgrad
von mehr als 93 % auf.
Durch modernste Gasturbinentechnologie
und den Einsatz von Katalysatoren werden
die Stickoxid- und Kohlenmonoxid-Emissionen
weit unter die gesetzlich zulässigen
Werte reduziert.
Der Speicher wird mit 60 Metern Höhe
das Gelände des neuen HKW Leipzig Süd
weit sichtbar überragen. Er hat ein Fassungsvermögen
von 43.000 Kubikmetern
Wasser. Im Speicher wird die im HKW erzeugte,
aber nicht sofort benötigte, thermische
Energie aufgefangen und bei Bedarf
in das Fernwärmenetz eingespeist. Auch
dies trägt zur weiteren Verbesserung von
Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit
und Klimaschutz bei.
Mehr zur konkreten Wasserstoff-Investitions-Initiative
für die Region Leipzig:
www.LHyVE.de.
LL
www.l.de (212851852)
VKU-Geschäftsführer Liebing sieht
Leipzig mit seinem neuem
Kraftwerk auf dem richtigen Weg
• Besuch auf der Baustelle des HKW
Leipzig Süd
• „Klimaschutz und
Versorgungssicherheit vereint“
(l) Auf der Baustelle des HKW Leipzig Süd,
dem zentralen Projekt für Leipzigs Zukunftskonzept
Fernwärme, geht es planmäßig
vorwärts: Während die Arbeiten an
den neuen Gebäuden zügig voranschreiten,
wächst der Wärmespeicher langsam in
die Höhe. Einen Vor-Ort-Eindruck verschaffte
sich jetzt der Geschäftsführer des
wichtigen Branchenverbandes der deutschen
Stadtwerke, Verband Kommunaler
Unternehmen (VKU), Ingbert Liebing, und
lobte die Entwicklung. „Regelbare Erzeugungsanlagen
schaffen die nötige Flexibilität
für eine sichere Versorgung. Klimaschutz
und Versorgungssicherheit dürfen
nicht gegeneinander ausgespielt werden.
Sie müssen vereint werden. Genau dies geschieht
in Leipzig. Mit ihrem neuen Kraftwerk
leisten die Leipziger Stadtwerke einen
entscheidenden Beitrag für die nachhaltige
Energie-Zukunft der Region“, so
Liebing.
Wenn das Kraftwerk in einem Jahr an
Netz geht, wird es das sauberste Gasturbinenkraftwerk
der Welt sein. Die Stadtwerke
sehen den Betrieb mit fossilem Erdgas
aber nur als Brückentechnologie und statten
das HKW jetzt schon so aus, dass es zukünftig
mit synthetischen Gasen wie beispielsweise
grünem Wasserstoff betrieben
werden kann. „Wir denken heute schon an
Übermorgen. Und die Region bietet hervorragende
Bedingungen, um das Zukunftsthema
Wasserstoff mit Partnern voranzutreiben
– und damit die Herausforderungen
der Energiewende und den anstehenden
Strukturwandel in der Region zu
meistern,“ so Karsten Rogall, Geschäftsführer
der Leipziger Stadtwerke. „Um dies
umsetzen zu können, benötigen wir einen
verlässlichen gesetzlichen Rahmen und
Zusagen für notwendige Anschubförderungen.“
Es gebe in Leipzig und Mitteldeutschland
entlang der kompletten Wertschöpfungskette
gute Möglichkeiten, zukünftig
die Potenziale von grünem Wasserstoff
zu heben. Ein Netzwerk für grünen
Wasserstoff stehe bereit – von der Forschung,
Produktion bis zu Transport und
Speicherung.
„Das Signal, dass von der aktuellen Leipziger
HKW-Baustelle ausgeht, ist: Wir
übernehmen aktiv Verantwortung für den
Strukturwandel und halten ein hohes Tempo
beim notwendigen Umbau des Wärmeversorgungssystems“,
so Thomas Brandenburg,
verantwortlicher Abteilungsleiter für
den Aufbau der neuen Anlagen.
Liebing sagte den Leipzigern unterdessen
seine weitere Unterstützung zu. „In
ganz Deutschland brauchen wir mehr Dynamik
für den Bau neuer Anlagen, um im
Jahr 2045 die angestrebte Klimaneutralität
in Deutschland erreichen zu können. Wichtig
ist, dass die nächste Bundesregierung
die richtigen Weichen stellt, um sowohl
den Ausbau der Erneuerbaren Energien voranzutreiben
als auch Versorgungssicherheit
zu gewährleisten“, so Liebing.
Die Leipziger Stadtwerke investieren im
Rahmen ihres Zukunftskonzepts Fernwärme
– mit dem Herzstück HKW Leipzig Süd
– in den nächsten Jahren mehr als 300 Millionen
Euro in den Bau neuer Anlagen.
Durch die Investition in umweltfreundliche
und innovative Anlagen erzielen sie bessere
Wirkungsgrade und weniger CO 2 -Emissionen.
LL
www.l.de (212852055)
Region Leipzig: Netzwerk für
Energieeffizienz spart mehr als
10.000 Tonnen CO 2 ein
• IHK-Chef Kirpal:
Maßnahmen zahlen sich aus
• Referatsleiterin Pflaum:
Arbeit wird fortgesetzt
(l) Ziel erreicht und getoppt: 10.176 Tonnen
CO 2 und 37.301 MWh hat das Energieeffizienz-Netzwerk
der Region Leipzig zwischen
Oktober 2019 und Mai 2021 eingespart.
Das entspricht der CO 2 -Menge, die 2.000
Leipziger pro Jahr produzieren. Zum Start
hatte sich das Team aus 15 Unternehmen
unter der Trägerschaft der Leipziger Stadtwerke
und der Industrie- und Handelskammer
zu Leipzig ein Einsparungsziel von
9.200 Tonnen CO 2 und 37.000 MWh gesetzt.
Auf dem heutigen Bilanztreffen
sprach Simone Ariane Pflaum, Leiterin des
Klimaschutz-Referats der Stadt Leipzig,
deshalb von einem „sehr guten Ergebnis“
und kündigte die Fortsetzung des Netzwerks
an.
„Ich bin sehr froh, dass es einen solchen
Zusammenschluss von Unternehmen in
und um Leipzig gibt und wir – auch in Pandemie-Zeiten
– konkrete Ergebnisse erreicht
haben“, sagte Pflaum. „Für unsere
Zukunft ist Nachhaltigkeit ein wesentlicher
Aspekt. Energieeffizienz spielt dabei eine
wichtige Rolle. Aktiver Wissensaustausch
treibt sie voran und stärkt den Klimaschutz.
Das Netzwerk hilft dabei jedem einzelnen
Partner und uns allen gemeinsam. Da etwa
45 Prozent der erfassten Treibhausgasemissionen
in Leipzig durch die Wirtschaft
verursacht werden, ist es uns ein großes
Anliegen, die Unternehmen stärker in die
Umsetzung der Leipziger Klimaschutzstrategie
mit einzubinden.“
Ziel des Netzwerks war und ist die gemeinsame
und transparente Senkung von
CO 2 -Emissionen. Trotz der Einschränkung
durch die Pandemie hielten die Teilnehmer
an ihren geplanten Investitionen in Klimaschutz
und Energieeffizienz fest und setzen
insgesamt 42 Maßnahmen um. Schwerpunkte
dabei waren unter anderem Beleuchtung,
Prozesstechnik, Heizung/
Warmwasser und Lüftungstechnik. Hier einige
konkrete Beispiele: GF Casting Solutions
stellten vom manuellen auf automatisches
Gussputzen um. Kirow erneuerte
Lampen in Werkshallen und Verwaltungsgebäuden.
Die LVB modernisierte Beleuchtungen
mit LED im Betriebshof Lindenau
und am Standort Wittenberger Straße. Und
die WEV installierten ein Blockheizkraftwerk
für Biogas aus Abfallbehandlung.
Partner profitieren voneinander und
senken Kosten
„Mit der Expertise unserer Energieeffizienz-
und Klimaschutzberater tragen wir
dazu bei, innerhalb des Netzwerks Einsparpotenziale
bestmöglich gemeinsam zu heben,
um so den Klimaschutzzielen unserer
29

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Stadt näher zu kommen“, sagt Dr. Maik
Piehler, Geschäftsführer der Leipziger
Stadtwerke. „Es geht im Netzwerk darum,
sich auszutauschen. So muss nicht jeder
die Erfahrungen separat sammeln, sondern
man profitiert voneinander. Effizienzmaßnahmen
werden dadurch schneller
gefunden und sind wirtschaftlicher.“
Kristian Kirpal, Präsident der IHK zu
Leipzig, sagte: „Angesichts hoher Energiekosten
zahlen sich Maßnahmen zur Steigerung
der Energieeffizienz für Unternehmen
auf lange Sicht aus. Mit unserem Netzwerk
wollen wir die Unternehmen in der
Region weiter ermutigen, im Verbund mit
anderen Unternehmen und Fachexperten
an effektiven Lösungen zu arbeiten. Das
ermöglicht, Einsparpotenziale auszuschöpfen
und so energiekostenbedingte
Standortnachteile gegenüber dem Ausland
zumindest schrittweise abzubauen.“
„Für uns ist Ressourcen- und Klimaschutz
ein ständiger Begleiter. Mithilfe des Netzwerks
konnten nicht nur positive Effekte
für das Klima erreicht, sondern auch die
branchenübergreifende Zusammenarbeit
vertieft und gemeinsam Potenziale gehoben
werden“, betonte Volker Stein, Ingenieur
für Umweltschutz und Energieeffizienz
bei der Model Sachsen Papier GmbH (ehemals
Stora Enso Eilenburg).
Das erfolgreiche Netzwerk soll nun in die
Verlängerung für mindestens zwei weitere
Jahre gehen. Durch die Umsetzung zusätzlicher
Effizienzmaßnahmen bis Ende 2023
sollen die jährlichen CO 2 -Einsparungen
erhöht werden.
LL
www.l.de (212852054)
Ørsted signs monopile foundation
contracts for offshore
wind projects
(orsted) Following an EU tender, Ørsted
has signed strategic volume contracts with
Bladt Industries and Steelwind Nordenham
who will be supplying monopile foundations
for Ørsted‘s German offshore wind
farms Gode Wind 3 (242 MW) and Borkum
Riffgrund 3 (900 MW).
The two suppliers will be manufacturing
a total of 107 monopile foundations for the
German projects, including the foundation
for the offshore substation for Gode Wind
3. Steelwind Nordenham will be supplying
66 monopiles, while Bladt Industries will
be supplying 41 monopiles. In addition,
Ørsted has secured call-off rights with
Bladt and Steelwind for further volume for
other projects, if needed.
Subject to Ørsted‘s final investment decisions,
Gode Wind 3 and Borkum Riffgrund
3 are expected to become fully operational
by 2024 and 2025, respectively. Both projects
will be powered by Siemens Gamesa‘s
11 MW offshore wind turbines.
To carry the increasingly larger offshore
wind turbines, monopile foundations have
grown significantly in size over the past
decade. The monopiles for future offshore
wind farms, including Borkum Riffgrund 3
and Gode Wind 3, will be up to 100 meters
long, have a diameter of almost 10 meters,
and weigh 1,200 tonnes or more.
Richard Hunter, Chief Operating Officer
at Ørsted, says: „Our global pipeline of offshore
wind projects allows us to sign strategic
volume contracts with the supply chain
to ensure that key components are available
to us when we need them. At the same
time, by placing large volume orders, we
can give suppliers the visibility they need
to invest in their manufacturing facilities
and build long-term capacity, which will
benefit the whole industry and thereby
benefit the transition from fossil fuels to
renewable energy.“
Andreas Liessem, Managing Director of
Steelwind Nordenham, says: „With our innovative
products and services, we make
an important contribution to the sustainable
production of renewable energy. The
cooperation with Ørsted for the construction
of Borkum Riffgrund 3 and Gode Wind
3 proves that Steelwind Nordenham has
established itself in the market as a reliable
manufacturer of high-quality XL monopiles.
We are proud to make a significant
contribution to the energy transition with
our monopiles, which are made of quality
steel from our parent company Dillinger.“
Anders Søe-Jensen, CEO of Bladt Industries,
says: „We are happy to receive the orders
from Ørsted, which allows us to continue
our long-standing partnership. We consider
it a vote of confidence, and we are
pleased to continue our support for the green
transition together with one of the world‘s
leading energy companies. The production
will create many new jobs in the Odense area
in the years to come, and we expect all positions
at our new production facility to be occupied
from day one. With this order, we
strengthen our position as a leading supplier
to the offshore wind market.“
LL
www.orsted.com (212860905)
Experts in artificial island construction
support Ørsted and ATP
with the North Sea energy island
(orsetd) Ørsted, the global leader in offshore
wind, and ATP, Denmark‘s largest
institutional investor, are bringing in three
world-leading industrial construction experts
to support Ørsted and ATP‘s bid for
the North Sea energy island.
The Danish North Sea energy island is a
bold and visionary ambition for developing
renewable energy at an unprecedented
scale and a step change in delivering on
Denmark‘s and the EU‘s carbon emission
reduction targets.
Constructing the world‘s first artificial energy
island will require collaboration between
highly specialised companies with
proven track-records within renewable energy
development and complex offshore
construction.
That‘s why Ørsted, the global leader in
offshore wind, and ATP, Denmark‘s largest
institutional investor, are now bringing in
three world-leading industrial construction
experts to support Ørsted and ATP‘s
bid for the North Sea energy island:
Aarsleff, Bouygues, and Van Oord.
The three companies bring extensive design
and engineering competences as well
as vast experience from complex offshore
construction projects around the globe.
With these partners on board, the Ørsted-
ATP consortium has laid the foundation for
a successful delivery of the North Sea energy
island which will be a hub for renewable
energy, create local jobs, and further
strengthen Denmark‘s strong position as an
exporter of renewable energy solutions.
Aarsleff, the Danish specialist in largescale
projects within infrastructure, climate
change adaption, and energy, will be
leading the construction work. The company
was a key construction partner at the
Oresund Link that connects Denmark and
Sweden, has led several harbour expansion
projects in the Nordics, including the ports
of Skagen, Frederikshavn, and Stockholm,
and has installed 600 foundations for offshore
wind turbines at Horns Rev 2 and
London Array Offshore Wind Farm, among
others. Aarsleff has a long track-record of
working in the North Sea, employs 7,200
people, and is headquartered in Aarhus,
Denmark.
Bouygues Travaux Publics, an affiliate of
Bouygues Construction, the leader in sustainable
construction with 58,700 employees
and operations in 60 countries. Bouygues
bring in world-leading expertise in
designing, building and operating large
scale offshore constructions, such as bridges,
tunnels, and land reclamations. Bouygues
has also constructed many complex
and record-breaking projects, including
the Monaco Offshore Extension and Paris‘
first zero-carbon district. Bouygues is headquartered
in Paris, France.
Van Oord, the market-leading specialist
in marine contracting with more than 150
years of experience. Van Oord employs
5,000 people and focuses on dredging,
land-reclamation and offshore wind. The
company has constructed the Palm Jumeirah
and many other artificial islands and
has decades of experience in installation of
offshore wind turbines, foundations, and
cables. Van Oord has worked with Ørsted
on offshore projects in several countries
across the globe and is headquartered in
Rotterdam, The Netherlands.
30

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Rasmus Errboe, Head of Continental Europe
at Ørsted, says: „Ørsted has 30 years
of experience in working with highly specialised
engineering companies in offshore
wind. Aarsleff, Bouygues and Van Oord
comprise the strongest possible team to
support our bid for the Danish North Sea
energy island. We are prepared to accelerate
the green transition in a new and innovative
way which will contribute to the
transformation of the Danish energy system
and benefit the Danish society whilst
providing green solutions for Denmark and
our European neighbours. We have selected
these world-class suppliers based on
their outstanding credentials within sustainability
and innovation to make sure
that the energy island is constructed with
respect for the unique environment in the
North Sea and with the highest degree of
technical and commercial competences.“
On behalf of the contractors of the consortium,
Jesper Kristian Jacobsen, CEO of
Per Aarsleff A/S, says: „The establishment
of an energy island in the North Sea is an
innovative and groundbreaking project
and an important step towards contributing
to solving the climate challenges. The
complementary expertise of Bouygues
Travaux Publics, Van Oord, and Aarsleff
within offshore work will make up a strong
partnership, and we look forward to contributing
to the project together with
Ørsted and ATP.“
The North Sea Energy island is expected
to be tendered in 2023 where Ørsted and
ATP intend to submit a bid.
LL
www.orsted.com (212860906)
EU OYSTER Consortium chooses
Grimsby for innovative hydrogen
project
(orsted) Grimsby has been chosen as the
location for an innovative „marinised“
electrolyser project for renewable hydrogen
production. The Fuel Cells and Hydrogen
Joint Undertaking (FCH JU) funded
OYSTER project will develop and demonstrate
an electrolyser system designed to
be integrated with offshore wind turbines.
The project will also investigate the potential
of using pipelines to transport hydrogen
to shore.
Renewable hydrogen is rapidly emerging
as a key tool in the green transformation,
providing a clear green path forward for
many sectors that would otherwise be difficult
to decarbonise, such as heavy industry
and heavy transport. Developing offshore
hydrogen production, by utilising
electrolysers which only require water and
renewable electricity to generate renewable
hydrogen, further increase this potential
by providing a means of transporting
low-cost renewable energy from areas of
excellent resource to demand centres.
Reaching the EU Hydrogen Strategy target
of 40GW of electrolysers by 2030 is expected
to require both onshore and offshore
electrolysers. The OYSTER project –
being undertaken by a consortium of ITM
Power, Ørsted, Siemens Gamesa Renewable
Energy, and Element Energy – will develop
and test a megawatt-scale, fully
marinised electrolyser in a shoreside pilot
trial, which will be located in Grimsby. The
project will also explore the feasibility and
potential of combining an offshore wind
turbine directly with an electrolyser and
transporting renewable hydrogen to shore.
The project is 100% funded by the FCH JU,
a public private partnership of the European
Commission, who awarded the project
EUR 5 million in January 2021
The OYSTER consortium selected Grimsby
because of the region‘s strong connection
to renewable energy, in particular offshore
wind. Grimsby is home to the O&M
hub for Ørsted‘s UK East Coast operations,
including Hornsea One and Hornsea Two,
which will be the world‘s largest offshore
wind farm when completed in 2022. Both
offshore wind farms use Siemens Gamesa
turbines and are fitted with blades manufactured
in Hull. The Humber is also home
to Gigastack which is developing a blueprint
for the deployment of industrial-scale
renewable hydrogen from offshore wind.
The Gigastack project is led by a separate
consortium, consisting of ITM Power,
Ørsted, Element Energy and Phillips 66
Limited.
Due to the high density of energy intensive
industries such as refineries, power
stations, steel works and glassworks that
flank the banks of the Humber, the region
is the UK‘s largest industrial cluster by carbon
dioxide emissions; 12.4MtCO 2 /yr. Decarbonisation
of the Humber is vital for the
UK‘s legally binding net-zero 2050 target
as well as the future economy of the Humber,
and renewable hydrogen coupled with
offshore wind could play a central role in
achieving this ambition.
To realise the potential of offshore hydrogen
production, there is a need for compact
electrolysis systems that can withstand
harsh offshore environments and have
minimal maintenance requirements while
still meeting cost and performance targets
that will allow production of low-cost hydrogen.
The OYSTER project will provide a
major advance towards this aim.
The OYSTER electrolyser system will be
designed to be compact, to allow it to be
integrated with a single offshore wind turbine,
and to follow the turbine‘s production
profile. Furthermore, the electrolyser system
will integrate desalination and water
treatment processes, making it possible to
use seawater as a feedstock for the electrolysis
process.
ITM Power is responsible for the development
of the electrolyser system and the
electrolyser trials, while Ørsted will lead
the offshore deployment analysis, the feasibility
study of future physical offshore
electrolyser deployments, and support ITM
Power in the design of the electrolyser system
for marinisation and testing. Siemens
Gamesa Renewable Energy and Element
Energy are providing technical and project
management expertise.
Dr Graham Cooley, CEO of ITM Power,
said: „Renewable hydrogen is the cleanest
fuel available to us today. Utilising offshore
wind energy, and generating renewable
hydrogen using water in the process of
electrolysis, offers a route to be able to decarbonise
the entire energy system. ITM
Power is delighted to be supporting this
move towards a greener, cleaner future.“
Duncan Clark, Head of UK Region for
Ørsted, said: „The combination of offshore
wind and renewable hydrogen production
holds game-changing potential to decarbonise
otherwise hard to abate sectors, and
as the largest offshore wind company in
the world, we are exploring offshore hydrogen
production as a future, supplemental
way of getting large amounts of renewable
energy, generated from plentiful offshore
wind, to where it is needed. Just as
with scaling-up offshore wind, early lessons
from projects like this can then be deployed
across the region and around the
world.“
Michael Dolman, Partner at Element Energy,
said: „Since supporting the formation
of the OYSTER project, we‘ve seen a growing
number of projects planning offshore
hydrogen production and increasing interest
in this area from a wide range of stakeholders.
With the selection of a location for
the demonstrator, OYSTER is progressing
well and will play a valuable role in advancing
electrolysis technology for offshore
applications.“
Bart Biebuyck, Executive Director, Fuel
Cells and Hydrogen Joint Undertaking
(FCH JU), said: „In order to meet the challenging
EU Hydrogen Strategy target of
40GW renewables-fed electrolysers by
2030, off-shore wind parks will play an essential
role. Depending on local conditions
it may be optimal to move the electrolysers
offshore and transport hydrogen rather
than electricity to shore. The FCH JU is
proud to support the OYSTER project as a
stepping stone for off-shore electrolysers
through the development of a fully „marinised“
MW-scale electrolyser to be tested
right next to the sea front and therefore
contribute continuously to developing
technologies for a climate-neutral future.“
31

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Site map of the Oyster Test Facility
OYSTER project and the FCH2-JU
This project has received funding from
the Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking
(FCH2-JU) under grant agreement
No. 101006751. This Joint Undertaking receives
support from the European Union‘s
Horizon 2020 research and innovation
programme, Hydrogen Europe, and Hydrogen
Europe Research. The FCH2-JU is a
unique public-private partnership supporting
research, technological development,
and demonstration (RTD) activities in fuel
cell and hydrogen energy technologies in
Europe. Its aim is to accelerate the market
introduction of these technologies, realising
their potential as an instrument in
achieving a carbon-clean energy system.
About ITM Power
ITM Power plc manufactures integrated
hydrogen energy solutions for grid balancing,
energy storage and the production of
renewable hydrogen for transport, renewable
heat and chemicals. In October 2019,
the Company announced the completion of
a £58.8 million fundraising, including an
investment by Linde of £38 million, together
with the formation of a joint venture
with Linde to focus on delivering renewable
hydrogen to large-scale industrial projects
worldwide.
In November 2020, ITM Power completed
a £172m fundraising, including a £30m investment
by Snam, one of the world‘s leading
energy infrastructure operators. ITM
Power operates from the world‘s largest
electrolyser factory in Sheffield with a capacity
of 1GW (1,000MW) per annum. ITM
Power received an order for the world‘s
largest PEM electrolyser of 24MW from
Linde in January 2021. Other customers
and partners include Sumitomo, Ørsted,
Phillips 66, Scottish Power, Siemens Gamesa,
Cadent, Northern Gas Networks, Gasunie,
RWE, Engie, GNVert, National Express,
Toyota, Hyundai and Anglo American
among others.
LL
www.orsted.com (212860908)
Kooperation von DEUTZ und
RheinEnergie: Wasser stoff motor
erzeugt Energie
• DEUTZ-Wasserstoffmotor im
Pilotversuch bei RheinEnergie.
• Erster Einsatz des „Zero Emission“-
Motors im Heizkraftwerk in Köln-Niehl.
(rheinenergie) Zwei Kölner Unternehmen
mit langer Tradition, die DEUTZ AG als einer
der weltweit führenden Hersteller von
Motoren und Antriebstechnik sowie die
RheinEnergie AG als regionaler Energiedienstleister
mit einem klaren Bekenntnis
zur Energiewende, bündeln ihr Know-how
für einen ersten Pilotversuch der stationären
Energieerzeugung auf Basis eines mit
Wasserstoff betriebenen Motors.
Die RheinEnergie hat in ihrer Roadmap
zum Klimaschutz klare Ziele auch für eine
klimaneutrale Erzeugung von Energie formuliert.
Wasserstoff wird künftig dabei
eine wichtige Rolle spielen, er ersetzt langfristig
fossile Energieträger wie Erdgas.
Ab Anfang 2022 soll ein solcher Wasserstoff-Motor
in Kombination mit einem Generator
rund 200 Kilowatt elektrische Leistung
liefern. Standort für diesen Pilotversuch
wird das Heizkraftwerk Köln-Niehl
der RheinEnergie. Die Beschaffung des
Wasserstoffs erfolgt über den Energieversorger
und ist bereits gesichert.
„Diese erste Anlage wollen wir dort zunächst
testen und gemeinsam mit den Experten
von DEUTZ Erfahrungswerte im
stationären Betrieb dieses Motors mit dem
angeschlossenen Generator gewinnen“,
sagt Dr. Dieter Steinkamp, Vorstandsvorsitzender
der RheinEnergie. „Diese kompakte
Anlage lässt sich als dezentrale Energieversorgung
für klimagerechte Gebäude oder
Quartiere ideal nutzen, vielleicht auch an
Einsatzstellen, die bislang nicht an ein
Strom- oder Wärmenetz angeschlossen
sind.“
In einem ersten Testzyklus geht es rein
um die Stromerzeugung mit Hilfe des
DEUTZ-Motors. Nach rund sechs Monaten
soll sich eine zweite, ebenfalls mehrmonatige
Phase anschließen, in der auch die
Nutzung der Abwärme aus dem Aggregat
erfolgt (Kraft-Wärme-Kopplung).
Eigenentwicklung von DEUTZ
Der zum Einsatz kommende Motor ist
eine Eigenentwicklung von DEUTZ. Das
Konzept basiert auf einem bestehenden
Dieselmotor. „Wir sind sehr stolz, dass unser
Wasserstoffmotor reif für den Markt
ist“, sagt Dr. Frank Hiller, Vorstandsvorsitzender
der DEUTZ AG. „Erste Tests auf
dem Prüfstand haben wir erfolgreich abgeschlossen.
Nun sind wir gespannt auf die
Praxiserprobung des TCG 7.8 H2 im Pilotprojekt
mit der RheinEnergie“, so Hiller
weiter.
Aufgrund der zur Verfügung stehenden
Infrastruktur, insbesondere bezüglich der
Versorgungslage mit Wasserstoff, sieht der
Antriebsspezialist die Verwendung zunächst
in stationären Anlagen. „Grundsätzlich
eignet sich der Wasserstoffmotor jedoch
für alle heutigen DEUTZ-Anwendungen im
Off-Highway-Bereich“, erklärt Michael Wellenzohn,
DEUTZ-Vorstand für Vertrieb,
Marketing und Service. „Eine Serienproduktion
planen wir ab 2024. Der erste Praxistest
ist ein wichtiger Schritt auf dem Weg
dorthin. Wir freuen uns, diesen gemeinsam
mit der RheinEnergie zu gehen.“
Für den Betriebsversuch am Standort
Niehl investieren beide Partner zusammen
zunächst rund 1,3 Millionen Euro. Was im
ersten Schritt im eher kleinen Maßstab erprobt
wird, kann Keimzelle sein für eine
dezentrale, nachhaltige und treibhausgasfreie
Energieversorgung in Ballungsgebieten
– vor allem dann, wenn der Bezugspreis
für den Wasserstoff marktfähig wird.
LL
www.deutz.com (212861124)
www.rheinenergie.com
RWE unterstützt britische
Wasserstoffstrategie
• Unternehmen wird zum Aufbau einer
Wasserstoffwirtschaft in
Großbritannien beizutragen
• RWE treibt 30 Wasserstoffprojekte in
Großbritannien, Deutschland und den
Niederlanden voran
Sopna Sury, COO Hydrogen RWE Generation:
„RWE begrüßt die Veröffentlichung
der britischen Wasserstoffstrategie. Als Unternehmen
sind wir entlang der gesamten
Wertschöpfungskette in Europa gut aufgestellt
und stehen bereit, die Umsetzung der
Wasserstoffstrategie zu unterstützen. Unsere
Wasserstoffprojekte in Großbritannien
sind Teil unseres Ziels, bis 2040 klimaneutral
zu werden. Wasserstoff ist für die
Dekarbonisierung Großbritanniens entscheidend,
angefangen bei industriellen
Prozessen.“
32

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Kansai EPCO und RWE kooperieren für ein Floating-Offshore-Windprojekt in Japan. Auf dem Foto
(v.l.n.r.): Shinichi Kato, Country Chair Japan von RWE Renewables, und Nozomu Mori,
Representative Executive Officer and Executive VP – The Kansai Electric Power Co., Inc.
(rwe) Die britische Regierung hat ihre
Wasserstoffstrategie vorgestellt. Darin
sieht RWE, eines der weltweit führenden
Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren
Energien und einer der wesentlichen
Akteure beim Aufbau der Wasserstoffwirtschaft,
einen großen Schritt nach vorn. Das
Unternehmen wird die im Strategiepapier
vorgestellten Vorschläge umfassend analysieren
und sich im Rahmen der angekündigten
Konsultationen äußern.
Wasserstoff wird ein Schlüssel zur Dekarbonisierung
sein, und als Partner der Industrie
ist RWE Teil dieser Lösung. Als einer
der größten Stromerzeuger in Großbritannien
ist RWE perfekt aufgestellt, um die
Entwicklung der Wasserstoffindustrie zu
unterstützen. Dank seines großen Portfolios
an Erneuerbaren Energien kann das
Unternehmen eine beträchtliche Menge an
grüner Energie liefern – dem Schlüssel zur
Herstellung von grünem Wasserstoff. Darüber
hinaus sind die unternehmenseigenen
Gaskraftwerke potenzielle Abnehmer
von Wasserstoff. Gleichzeitig kann RWE
ihre umfassende Expertise in Sachen Gasspeicher
und Versorgung von Industriekunden
einbringen.
Tom Glover, RWE UK Country Chair:
„RWE ist ein Treiber der Energiewende.
Rund 90 Prozent unserer Investitionen fließen
in grüne Technologien, darunter Erneuerbare
Energien und Speicher. Wasserstoff
wird der Schlüssel zum Erreichen der
Klimaneutralität in industriellen Prozessen
sein. RWE ist bereit, eine wesentliche Rolle
bei der Bereitstellung dieser neuen Technologie
zu spielen und qualifizierte Arbeitsplätze
in diesem Bereich zu schaffen.“
RWE treibt grüne Innovation voran und
hat die Entwicklung der britischen Offshore-Windindustrie
maßgeblich mitgestaltet:
Das Unternehmen hat 2002 mit der
Blyth-Demonstrationsanlage den ersten
Offshore-Windpark des Landes und 2004
mit North Hoyle den ersten kommerziellen
Offshore-Windpark realisiert. Ein spezialisiertes
Team von rund 250 Beschäftigen
arbeitet bei RWE an der Entwicklung von
Wasserstoffprojekten in Großbritannien,
Deutschland und den Niederlanden. Gemeinsam
mit namhaften Partnern aus Industrie
und Wissenschaft treibt RWE die
Entwicklung von 30 Wasserstoffprojekten
entlang der gesamten Wertschöpfungskette
voran.
In Großbritannien unterstützt RWE als
Partner des South Wales Industrial Cluster
(SWIC) Entwicklungen zum Einsatz von
Wasserstoff in industriellen Prozessen. Im
Rahmen seiner Initiative Pembroke Net
Zero Centre (PNZC) untersucht das Unternehmen
die Machbarkeit einer grünen
Wasserstoffproduktion am Kraftwerksstandort
Pembroke sowie die Nutzung von
Wasserstoff für eine kohlenstoffarme Stromerzeugung.
Langfristig zieht RWE die Erzeugung
von grünem Wasserstoff im Gigawatt-Maßstab
in Betracht mit Hilfe von
schwimmenden Offshore-Windkraftanlagen
in der Keltischen See.
Zu den weiteren Wasserstoffprojekten,
die RWE vorantreibt, zählen u.a. GET H2,
ein branchenübergreifendes Konsortium in
Lingen zur Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur
und einer 100-MW-Elektrolyseanlage,
NortH2, ein Zusammenschluss
von Unternehmen, um in den Niederlanden
einen Knotenpunkt für grünen
Wasserstoff aufzubauen sowie AquaVentus,
ein Projekt, um mittels Strom aus
Offshore-Windkraftanlagen Elektrolyseure
in der Nordsee vor Helgoland zu betreiben.
Das Strategiepapier der britischen Regierung
zu Wasserstoff ist auf der offiziellen
Website (www.gov.uk, direkter Link
https://t1p.de/xuzs)verfügbar.
LL
www.rwe.com (212860915)
Kansai EPCO und RWE
kooperieren für ein Floating-
Offshore-Windprojekt in Japan
(rwe) Kansai Electric Power (Kansai EPCO)
und RWE Renewables (RWE) haben ein gemeinsames
Abkommen unterzeichnet, um
zusammen die Realisierung eines schwimmenden
Offshore-Windparks im Großformat
vor der Küste Japans zu untersuchen.
Die beiden Unternehmen haben beschlossen,
ihre bereits bestehende Beziehung zu
vertiefen und die jeweiligen sich ergänzenden
Stärken gewinnbringend einzusetzen,
um Japan bei seinem Ziel der Klimaneutralität
bis 2050 zu unterstützen.
Sven Utermöhlen, COO Wind Offshore
Global bei RWE Renewables: „Wir sehen
großes Potential bei Floating Offshore
weltweit, vor allem in Ländern mit tiefen
Küstengewässern, wie Japan. Schwimmende
Windkraftanlagen können uns dabei
helfen, dieses ungenutzte Potential vor der
japanischen Küste zu nutzen. Als ein weltweit
führendes Unternehmen im Bereich
Offshore-Wind ist RWE auch im wachsenden,
innovativen Segment der schwimmenden
Windkraftanlagen vorne mit dabei.
Mit Kansai EPCO haben wir einen Partner
an unserer Seite, dessen lokale Expertise
unsere internationale Erfahrung und
unser technisches Know-how perfekt ergänzt,
der zudem unsere Werte teilt, und
ebenso wie wir Offshore-Wind in Japan
ausbauen möchte.“
Nozomu Mori, Director, Representative
Executive Officer, Executive Vice President
bei Kansai EPCO: „Als führendes Unternehmen
im Bereich klimaneutrale Energie
haben wir verkündet, dass Kansai Electric
Power Group anstrebt, bis 2050 in allen
Geschäftsbereichen, einschließlich Stromerzeugung,
klimaneutral zu werden. Wir
sind der Auffassung, dass die Entwicklung
schwimmender Offshore-Windkraftanlagen
einen entscheidenden Beitrag hierzu
liefern wird. RWE ist im Offshore-Windgeschäft
in Großbritannien ein wichtiger
Partner für uns. Wir sind überzeugt, dass
unsere bestehende Partnerschaft um den
Betrieb sicherer und zuverlässiger Offshore-Windanlagen
in Japan erweitert werden
kann, wenn wir die Erfahrung und Expertise
von Kansai EPCO auf dem japanischen
Strommarkt und RWEs weltweite Fachkompetenz
bei Offshore-Wind miteinander
kombinieren.“
Partnerschaft sorgt für Rückenwind im
Offshore-Geschäft dank gebündelter
Expertise
RWE kann im Bereich Offshore-Wind auf
eine Erfolgsgeschichte zurückblicken, und
zwar auf allen Stufen der Wertschöpfungskette:
von Entwicklung, Errichtung und
Erzeugung über Transport bis hin zur Vermarktung.
Zudem arbeitet das Unternehmen
derzeit an drei Demonstrationsprojekten
für schwimmende Windkraftparks in
33

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Norwegen, Spanien und den USA, um verschiedene
Fundament-Konzepte für
schwimmende Anlagen zu testen. In unterschiedlichen
Regionen Japans, beispielsweise
in den Präfekturen Akita and Niigata,
untersucht RWE ebenfalls die Machbarkeit
von bodenverankerten Windprojekten.
Kansai EPCO, führend auf dem Gebiet der
klimaneutralen Energieerzeugung, prüft
derzeit neue Methoden, um den Ausbau
von Erneuerbaren Energien zu forcieren
und diese als Standard zu etablieren. Ziel
des Unternehmens ist, seine in Japan und
weltweit installierte Leistung aus erneuerbaren
Energiequellen von derzeit 6 Gigawatt
bis zum Ende der nächsten Dekade
um mehr als 2 Gigawatt zu erhöhen. In Japan
treibt Kansai EPCO die Entwicklung
von Offshore-Windprojekten in zahlreichen
Regionen, u.a. in den Präfekturen
Akita, Yamagata und Nagasaki, voran. In
Europa ist das Unternehmen an zwei
Offshore-Windprojekten beteiligt, davon
eins in Zusammenarbeit mit RWE.
Mit dieser weiteren Zusammenarbeit intensivieren
die beiden Unternehmen ihre
Partnerschaft weiter.
LL
www.rwe.com (212860916)
200-Megawatt-Solarprojekt in
den USA: RWE kooperiert mit
Constellation
• Constellation-Kunden PepsiCo,
McCormick, Best Buy und ViacomCBS
beziehen künftig Solarstrom aus
RWE-Anlage per Langfristvertrag
• Photovoltaikanlage Big Star ist mit
80-MW-/120-MWh-Batteriespeicher
gekoppelt
• Inbetriebnahme für
2. Quartal 2022 geplant
(rwe) RWE Renewables und Constellation,
ein US-Energieunternehmen und Energiedienstleister,
haben eine Kooperation vereinbart,
um eine Photovoltaikanlage zu
realisieren. Der Solarpark Big Star mit einer
installierten Kapazität von 200 MW
entsteht in Texas, östlich von Austin, und
wird mit einem 80-MW-/120-MWh-Batteriespeichersystem
gekoppelt. Nach der für
das 2. Quartal 2022 geplanten Inbetriebnahme
von Big Star wird Constellation
Strom und Grünstromzertifikate (Renewable
Energy Certificates, REC) abnehmen.
Der Lieferumfang entspricht einer Inanspruchnahme
von 140 MW der Anlage.
Den Strom vermarket Constellation an
Großkunden und hat mit ihnen bereits
entsprechende langfristige Stromlieferverträge
abgeschlossen: PepsiCo, McCormick
& Company, Best Buy und ViacomCBS werden
für ihre lokalen Geschäftsaktivitäten in
Texas mit grünem Strom aus Big Star versorgt
werden.
Silvia Ortín, CEO Wind Onshore und PV,
RWE Renewables: „Als einer der weltweit
führenden Betreiber von Anlagen auf Basis
Erneuerbarer Energien tragen wir zur
Energiewende bei und unterstützen Unternehmen
beim Erreichen ihrer Nachhaltigkeitsziele.
Der Standort unserer Photovoltaikanlage
Big Star in Texas ist ideal, um
Constellation und ihre Kunden mit grünem
Strom für ihre Geschäftsaktivitäten zu versorgen.“
„Dieser Deal zeigt, was möglich ist, wenn
Kunden sich gemeinsam für Klimaschutz
und die Verringerung ihres jeweiligen
CO 2 -Fußabdrucks einsetzen“, sagt Jim
McHugh, CEO von Constellation. „Wir sind
stolz darauf, unseren Kunden saubere
Energielösungen anbieten zu können. Erneuerbare
Energien tragen dazu bei, dass
sie ihre Umweltschutzziele erreichen.“
Mehr als ein Drittel der Kapazitäten des
RWE-Konzerns im Bereich der Erneuerbaren
Energien liegen in den USA. Damit
spielt das Land eine Schlüsselrolle in der
Strategie von RWE und ihrem Ziel, das Erneuerbaren-Geschäft
weiter auszubauen.
RWE baut, besitzt und betreibt einige der
leistungsstärksten Wind-, Solar- und Energiespeicherprojekte
in den USA.
Darüber hinaus ist RWE Teil eines Joint
Ventures namens New England Aqua Ventus.
Es konzentriert sich auf schwimmende
Offshore-Windkraftanlagen im Bundesstaat
Maine.
LL
www.rwe.com (212860932)
RWE liefert Solarstrom aus dem
Braunkohlentagebau
• Gebot in Innovationsausschreibung der
Bundesnetzagentur war erfolgreich
• Photovoltaikanlagen erzeugen
32 MW in der Spitze
– Speicherleistung von 10,5 MW
(rwe) RWE hat von der Bundesnetzagentur
den Zuschlag für zwei weitere innovative
Solarstrom-Speicher-Projekte im Tagebaubereich
bekommen: für die Anlage „PV &
Storage Garzweiler“ mit 19,4 Megawatt
Spitzenleistung (MW peak) und einer
Speicherleistung von 6,5 MW sowie für die
Anlage „PV & Storage Jackerath“ mit
12,1 MWp und 4,1MW Batteriespeicher. In
der jüngsten Innovationsausschreibung
sagte die Bundesnetzagentur RWE eine fixe
Marktprämie für den Solarstrom vom Rand
des Tagebaus Garzweiler zu. Bereits Ende
April hatte RWE den Zuschlag für eine vergleichbare
Anlage am Rand des Tagebaus
Inden erhalten.
Jetzt wird das Unternehmen Angebote
für die Komponenten der beiden geplanten
Anlagen einholen und bei der Stadt Bedburg
die Baugenehmigungen beantragen.
Läuft alles gut, könnte der Bau im nächsten
Sommer beginnen. Anfang 2023 würden
die beiden Anlagen erstmals Strom erzeugen
und speichern.
Innovativ ist nicht nur die Kombination
von Solarpanels und Batteriespeichern, die
als Puffer zwischen Solarstrom-Erzeugung
und Versorgungsnetz fungieren. Innovativ
ist auch die besondere Lage der beiden
neuen Anlagen: Sie stehen auf Betriebsflächen
im Tagebaugelände; die eine – PV &
Storage Garzweiler – auf rund zwei Kilometern
Länge direkt unterhalb des von
RWE und Stadt Bedburg betriebenen
Windparks „Königshovener Höhe“, die andere
im Westrand des Tagebaus. Beide
PV-Standorte werden im Zuge der Rekultivierung
später mit fruchtbarem Erdreich
überkippt, damit dort neue Äcker und Felder
angelegt werden können.
Katja Wünschel, COO Wind Onshore &
Solar PV Europe & APAC der RWE Renewables:
„Kaum ein Bild symbolisiert den
Strukturwandel in der Energiewelt deutlicher:
Im Rheinischen Braunkohlenrevier
betreiben und errichten wir schon heute
sechs Windparks. Jetzt kommen noch zwei
innovative Solarstrom-Speicher-Projekte
hinzu.“ RWE sei bereit, jedes Projekt in
Deutschland, das wirtschaftlich ist, zu verwirklichen.
Wünschel: „So kann die Energiewende
beschleunigt werden.“ RWE wolle
in ihrem Heimatmarkt deutlich mehr in
Erneuerbare investieren als die Milliarde
Euro, die bis 2022 schon verplant sei.
Dr. Lars Kulik, für die Braunkohle zuständiges
Vorstandsmitglied des Tagebaubetreibers
RWE Power: „Nicht nur unsere
großflächige Rekultivierung, sondern auch
die noch aktiven Tagebaubereiche bieten
viel Platz für die Erneuerbaren – damit das
Revier auch in Zukunft Energiestandort
bleibt und der Strukturwandel gelingt.“
LL
www.rwe.com (212860933)
EU-Scores-Projekt:
Partner entwickeln hybride
Offshore-Energieparks
(rwe) Das Meeresenergieprojekt European
Scalable Offshore Renewable Energy Sources
(EU-Scores) mit einem Investitionsvolumen
von 45 Millionen Euro dient bis 2025
als Wegbereiter für hybride Offshore-Parks
in ganz Europa, die mit hoher gesicherter
Leistung punkten sollen. Unter der Projektleitung
des Dutch Marine Energy Centre
(DMEC) wird EU-Scores das enorme
Offshore-Potenzial von Wind-, Wellen- und
Solarsystemen im Großformat erschließen.
Zur Zeit liegt der weltweite Stromverbrauch
pro Jahr bei rund 21.000 Terrawattstunden.
Erwartet wird, dass er sich aufgrund
der wachsenden Bevölkerung und
zunehmender Wirtschaftsleistung bis 2050
verdoppeln wird. Eine effiziente und effektive
Nutzung von Offshore-Energie spielt
bei der Energiewende in Europa eine
Schlüsselrolle und wird dabei helfen, bis
2050 klimaneutral zu werden. Um dies zu
erreichen, hat sich die EU klare Ziele gesetzt:
230 bis 440 Gigawatt (GW) installierte
Leistung bei Offshore-Wind und 40
34

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
GW bei Meeresenergie (Welle, Strömung,
Solar) bis zum Jahr 2050.
Im September fällt der Startschuss für
zwei hochkomplexe und effiziente Demonstrationsprojekte,
die die Projektpartner
gemeinsam realisieren: Zum einen eine
3 Megawatt-Offshore-Photovoltaikanlage
von Oceans of Energy, kombiniert mit einem
bodenverankerten Windpark vor der
Küste Belgiens, zum anderen ein 1,2 Megawatt-Wellenkraftwerk
von CorPower Ocean,
kombiniert mit einem schwimmenden
Windpark vor der Küste Portugals.
Die EU-Scores-Pilotprojekte sollen zeigen,
welche Vorteile die Nutzung unterschiedlicher
Energiequellen, wie Wind,
Sonne und Wellen, für eine Verstetigung
der Stromerzeugung bringen. Mit diesem
hybriden Ansatz lässt sich Strom zuverlässiger,
effizienter und günstiger erzeugen.
Namhafte Projektentwickler und Stromversorger
verleihen den Demonstrationsanlagen
zusätzlichen Auftrieb und machen
so den Weg frei für eine zukünftige Vermarktung
dieser innovativen Energieparks
im Großformat.
Ziel dieser Pilotanlagen im industriellen
Maßstab ist es zu demonstrieren, wie der
gestiegene Stromertrag und die erhöhte installierte
Leistung pro Quadratkilometer
helfen, den benötigten Meeresraum zu reduzieren,
damit eine größere Fläche für
Aquakultur, Fischerei, Schiffsverkehr und
Umweltschutzgebiete bleibt. Zusätzliche
Vorteile ergeben sich durch eine gemeinsame
Nutzung kritischer Energieinfrastruktur
und durch fortschrittliche Betriebsund
Wartungsmethoden, die zunehmend
autonom funktionieren. All dies führt zu
niedrigeren Stromgestehungskosten pro
Megawattstunde. Darüber hinaus werden
die Anlagen das europäische Stromnetz
stabilisieren und störungsfreier machen,
während gleichzeitig Wert auf Nachhaltigkeit
gelegt wird, die Interessen lokaler Stakeholder
berücksichtigt und bestehende
Ökosysteme geschützt werden.
Benjamin Lehner, Project Portfolio Manager
DMEC: „Um die Energiewende zum
Erfolg zu führen, müssen wir schnell sein,
ohne jedoch die Zuverlässigkeit unseres
Stromnetzes aufs Spiel zu setzen. EU-Scores
kann hier ganz neue Wege aufzeigen.
Die kombinierte Nutzung von Offshore-Gebieten
ermöglicht einen günstigen Business
Case mit enormem Potenzial, die
Energiewende zu beschleunigen; der hybride
Ansatz sorgt für eine zuverlässigere
Stromerzeugung.“
Matthijs Soede, Senior Policy Officer bei
der Europäischen Kommission, GD Forschung:
„Wir haben sehr hohe Erwartungen
an das EU-Scores-Projekt, denn es
passt perfekt zu unserem Green Deal. Ziel
ist es, den Meeresraum durch die Kombination
unterschiedlicher Energiequellen effizienter
zu nutzen. Dies wird zum Gelingen
der Energiewende beitragen.“
Reichlich Platz: Am Aussichtspunkt „Skywalk“ des Tagebaus Garzweiler bei Titz-Jackerath.
Partner im EU-Scores-Konsortium
Die Partner im EU-SCORES-Konsortium
sind: Dutch Marine Energy Centre
(DMEC), Oceans of Energy, TU Delft, SBM
offshore, POM West-Vlaanderen (POM),
RWE Renewables (RWE), CorPower Ocean,
Uppsala University, Lappeenranta-Lahti
University of Technology (LUT), Enel
Green Power, RINA Offshore Consultants,
INNOSEA – ein Unternehmen der Aqualis-
Braemar LOC-Gruppe, EDP Labelec, WavEC
Offshore Renewables, INESC TEC,
Exceedence, Western Star Wave – ein Unternehmen
der Simply Blue-Gruppe.
Sie werden unterstützt von: IRO (Association
of Dutch Suppliers in the Offshore
Energy Industry), ENECO Group, Redes
Enérgeticas Nacionais, Parkwind, Ocean
Winds, Energie Baden-Württemberg
LL
www.rwe.com (212860935)
RWE testet in ihrem Offshore-
Windpark Kaskasi das weltweit
erste recycelbare Rotorblatt
• RWE erprobt das RecyclableBlade von
Siemens Gamesa, um den Weg zu ebnen
für die vollständige Recyclingfähigkeit
von Windturbinen
• Neuartiges Harz ermöglicht die
Wiederverwendung von
Verbundwerkstoffen am Ende
der Betriebszeit
• Kaskasi ist bereits „Forschungslabor“
für innovative Fundamente und eine
verbesserte Installationsmethode
Sven Utermöhlen, CEO Wind Offshore der
RWE Renewables: „Wir freuen uns, dass
unser Offshore-Windpark Kaskasi hervorragende
Möglichkeiten bietet, Innovationen
zu testen. Wir erproben spezielle
Stahlkragen und verwenden eine verbesserte
Methode für die Installation der Fundamente.
Und bei Kaskasi wird das weltweit
erste recycelbare Rotorblatt von Siemens
Gamesa installiert. Dies ist ein wichtiger
Schritt, um die Nachhaltigkeit von
Windkraftanlagen auf die nächste Stufe zu
heben.“
(rwe) Im RWE-Offshore-Windpark Kaskasi
feiert ein nachhaltiges Produkt seine
Deutschlandpremiere: Siemens Gamesa
und RWE wollen vor der Küste Helgolands
einige Windturbinen mit recycelbaren Rotorblättern
errichten. Die 81 Meter langen
Rotorblätter sind die ersten ihrer Art, die
am Ende ihres Lebenszyklus für neue Anwendungen
recycelt werden können. Damit
helfen sie den Weg zur vollständigen
Recyclingfähigkeit von Windturbinen zu
ebnen. Der Windpark Kaskasi, der 2022
seinen Betrieb aufnehmen soll, spielt für
RWE eine wesentliche Rolle bei Erprobung
des weltweit ersten recyclebaren Rotorblatts
unter Betriebsbedingungen.
Für viele Komponenten einer Windturbine,
wie zum Beispiel den Turm und Komponenten
der Gondel, gibt es bereits etablierte
Recyclingverfahren. Die in den Rotorblättern
von Windkraftanlagen verwendeten
Verbundwerkstoffe waren allerdings
bisher schwieriger zu recyceln, da alle
Komponenten in Harz gegossen und so
miteinander verbunden werden. Siemens
Gamesa verwendet in ihrem recycelbaren
Rotorblatt ein neuartiges Harz, dessen chemische
Struktur eine effiziente Trennung
der Komponenten ermöglicht. Dies geschieht
in einem Prozess, der die Eigenschaften
der einzelnen Materialien schützt
und ihre Wiederverwendung in neuen Anwendungen
ermöglicht – zum Beispiel in
der Automobilindustrie oder in Konsumgütern,
wie Koffern oder Flachbildschirmgehäusen.
RWE ist Treiber innovativer Technologien
Der Einsatz von recycelbaren Rotorblättern
ist nur ein Beispiel dafür, wie RWE die
technologische Weitentwicklung in der
Offshore-Windindustrie vorantreibt. In seinem
342-Megawatt-Windpark Kaskasi ins-
35

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Infografik „Recycelbare Rotorblätter“
talliert das Unternehmen erstmals spezielle
Stahlkragen um drei Monopile-Fundamente.
Der sogenannte „Collared Monopile“
wurde auf Grundlage eines von RWE
entwickelten Patents entworfen und wird
nahezu ebenerdig um den Monopile gelegt.
Der Raum zwischen Kragen und Monopile-Fundament
wird mit Fugenmaterial,
sogenanntem Grout, gefüllt, um eine
stabile Verbindung herzustellen. RWE wird
begleitende Tests durchführen, um nachzuweisen,
dass der Stahlkragen das Verhalten
der Fundamentstruktur im Vergleich
zu Standard-Monopiles verbessert.
Zudem wird Kaskasi der erste Offshore-Windpark
weltweit sein, der eine verbesserte
Installationsmethode anwendet,
um die Fundamente für die Windturbinen
bis zur endgültigen Tiefe in den Meeresgrund
einzubringen. Die Anwendung der
innovativen Vibrationsrammtechnik, des
sogenannten „Vibro Pile Driving“, soll eine
deutlich schnellere und schonendere Einbringung
bei gleichzeitig reduzierter
Schallentwicklung ermöglichen. Dies
kommt vor allem der Meeresumwelt zugute.
Die Pilotanwendung bei Kaskasi wird
durch ein umfangreiches Forschungsvorhaben
begleitet, welches durch das Bundesministerium
für Wirtschaft und Energie
gefördert wird.
Der Windpark Kaskasi kann mehr
als 400.000 Haushalte
mit Ökostrom versorgen
Der Offshore-Windpark Kaskasi entsteht
35 Kilometer nördlich der Insel Helgoland.
Nach der vollständigen Inbetriebnahme
der insgesamt 38 Windkraftanlagen Ende
2022 wird Kaskasi rechnerisch rund
400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem
Strom versorgen.
LL
www.rwe.com (212860937)
STEAG-PV-Tochter SENS und LSG
GROUP realisieren 65 MWp
in Osteuropa
(steag) Gemeinsam mit dem österreichischen
Partnerunternehmen LSG GROUP
hat die STEAG Solar Energy Solutions
GmbH (SENS) seit August 2020 insgesamt
130 Solarparks mit einer Gesamtleistung
von 65 Megawatt (MWp) in Ungarn ans
Netz gebracht. Die Anlagen, die im Norden
und Osten des Landes sowie nahe der
Hauptstadt Budapest gelegen sind, profitierten
dabei von einer Förderung durch
die ungarische Regierung. Damit konnte
SENS das Wachstum der Erneuerbaren
Energien in Osteuropa jüngst signifikant
vorantreiben.
Mit dem erfolgreichen Projektabschluss
in Ungarn haben SENS und LSG GROUP
die eigenen Ambitionen untermauert,
künftig gemeinschaftlich im Rahmen eines
Joint Ventures die Photovoltaik-Märkte in
Ost- und Südosteuropa anzugehen. Neben
Ungarn stehen dabei insbesondere Rumänien
und Griechenland im Fokus der weiteren
Planungen. Dass die Region attraktive
Bedingungen für die Photovoltaik bietet,
zeigt ein Blick auf die durchschnittliche
Zahl der jährlichen Sonnenstunden: Ungarn
kommt hier auf 2.500, in Deutschland
sind es im Vergleich nur 1.900.
Günstige Klima- und
Förderbedingungen in Ungarn
Im Falle Ungarns kam ferner hinzu, dass
die ungarische Regierung Investitionen in
Photovoltaik gezielt fördert. Dies erfolgt
über die Vergabe sogenannter KÀT-Lizenzen.
Sie sichern Unternehmen, die in den
Photovoltaikmarkt investieren, für bis zu
25 Jahre eine festgeschriebene Einspeisevergütung
für den erzeugten Grünstrom,
sofern die die Anlagen eine Obergrenze
von 0,5 Megawatt Leistung nicht überschreiten.
CO 2 -Ersparnis von
44.000 Tonnen pro Jahr
Entsprechend anspruchsvoll war die Realisierung
des nun für den Investor Green
Source GmbH erfolgreich abgeschlossenen
Projekts, doch der Erfolg lohnte die Mühe
allemal: An fünf Standorten entstanden in
rund zehn Monaten 130 Solarparks, die
über ebenso viele, eigens errichtete Transformatorenstationen
Grünstrom ins lokale
Stromnetz einspeisen. Insgesamt kommen
die Solarparks auf eine Leistung von 65
Megawatt und eine jährliche Grünstromproduktion
von rund 78.000 MWh. Damit
werden künftig Jahr für Jahr CO 2 -Emissionen
von beinahe 44.000 Tonnen dauerhaft
eingespart.
Erfolgreiche Projektabwicklung unter
Corona-Bedingungen
Entsprechend zufrieden zeigen sich auch
SENS und LSG GROUP, die das Projekt gemeinsam
als Generalunternehmer realisiert
haben: „Trotz der massiven Einschränkungen
aufgrund der Pandemiesituation
konnten alle Arbeiten weit vor der festgelegten
Deadline fertiggestellt und alle Anlagen
ans Netz angeschlossen werden. Ich
bin stolz auf die Leistung des gesamten
Teams und darauf, dass die Logistik und
Koordination aller Beteiligten auf den unterschiedlichen
Baustellen so effizient ablief“,
resümiert Fabian Herr, Head of Projects
bei SENS.
Mit diesem Erfolg unter erschwerten Bedingungen
sehen sich die Partner SENS
und LSG GROUP für die geplanten weiteren
Aktivitäten auf den ost- und südosteuropäischen
Photovoltaik-Märkten bestens
gerüstet.
LL
www.steag.com (212861054)
STEAG mit neuem Markenauftritt
• Transformation des
Traditionsunternehmens findet
Ausdruck in neuem Corporate Design
(steag) Das Essener Energieunternehmen
hat seinen Markenauftritt überarbeitet.
Damit verleiht STEAG dem immer zügiger
fortschreitenden Wandel des Unternehmens
sichtbar Ausdruck. Das traditionsreiche
Energieunternehmen engagiert sich
bereits seit längerem mit Erfolg im Bereich
der erneuerbaren Energien, der sich aktuell
entwickelnden Wasserstoffwirtschaft
sowie bei Lösungen zur Dekarbonisierung
der Industrie.
„STEAG stellt sich neu auf, konzentriert
sich auf wachstumsträchtige, zum Teil
auch neue Geschäftsfelder und Märkte“,
sagt Joachim Rumstadt, Vorsitzender der
Geschäftsführung der STEAG GmbH. Insofern
sei es der richtige Zeitpunkt, der
Transformation des Unternehmens auch
durch eine sichtbare und erlebbare Neupositionierung
Ausdruck zu verleihen.
36

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Kohleausstieg erfolgreich vollzogen
Der Aufbruch zu neuen energiewirtschaftlichen
Ufern geht einher mit einem
zwischenzeitlich erfolgreich vollzogenen
Abschied vom lange dominierenden Kraftwerksgeschäft.
Bis Herbst 2022 werden
alle Steinkohlekraftwerke der STEAG in
Deutschland vom Markt sein. Einzige Ausnahme
ist das „junge“ Kraftwerk Walsum
10 in Duisburg, für das STEAG aktuell einen
Brennstoffwechsel von Steinkohle auf
Biomasse prüft.
„Diese Entwicklung schlägt sich auch in
unserer CO 2 -Bilanz nieder. Von 1990 bis
heute haben wir unsere jährlichen Emissionen
in Deutschland bereits um 85 Prozent
reduziert“, sagt Dr. Ralf Schiele, der in der
STEAG-Geschäftsführung die Bereiche
Markt und Technik verantwortet.
Evolution statt Revolution
Beim neuen Marktangang setzt das Energieunternehmen
bewusst darauf, Bewährtes
zu erhalten. „STEAG verfügt über immense
Expertise bei Planung, Bau und Betrieb
energietechnischer Anlagen, bei der
Steuerung komplexer Prozesse und in Sachen
Dekarbonisierung. Hinzu kommt umfassendes
energiewirtschaftliches Knowhow:
Wir haben unseren Namen über viele
Jahrzehnte hinweg zur Marke entwickelt
und so einen Wert wirft man nicht über
Bord“, erläutert Christoph Dollhausen, Leiter
des STEAG-Marketings, die Herangehensweise.
Die bewährten Stärken nutze
das Unternehmen, um sich auf den Wachstumsfeldern
und-märkten der Energiewirtschaft
von morgen zu behaupten. Genau
wie das Unternehmen selbst entwickelt
sich die Marke insofern gezielt weiter, ohne
alles Bestehende über Bord zu werfen.
„STEAG macht nicht Revolution, sondern
Evolution – und das nicht zum ersten Mal
in der bald 85-jährigen Unternehmensgeschichte
sehr erfolgreich“, bilanziert Joachim
Rumstadt.
Schlanker und agiler
Konkret haben sich das Unternehmenslogo
und die Farbwelt sowie weitere gestalterische
Elemente des Markenauftritts verändert.
Grundsätzlich ist STEAG der Hausfarbe
Blau und auch dem kontrastierenden
Gelb treu geblieben, setzt nun aber auf andere
Farbtöne und andere Gewichtungen.
Die neuen Blau- und Gelbtöne kommen
leichter, frischer und dynamischer daher.
In Gänze ist das neue Corporate Design dynamisch
und zukunftsorientiert.
Gleiches gilt für das Logo, bei dem der
schlankere Schnitt mit den strukturellen
Veränderungen im Unternehmen korrespondiert:
„Im Rahmen der Neuausrichtung
werden wir in unserer Organisation schlanker,
agiler und noch marktorientierter. Dabei
sind wir bereits auf einem guten Weg“,
so Joachim Rumstadt.
LL
www.steag.com (212861056)
STEAG mit neuem Markenauftritt
Neues Blockheizkraftwerk Hastedt
– Kohleausstieg von swb erreicht
weiteren Meilenstein
(swb) Viele kleine Schritte sind nötig, damit
swb aus der Kohlenutzung aussteigen
kann. Einige haben dabei ein hohes Gewicht.
Dazu gehören die rund 186 Tonnen
schweren Antriebsaggregate im neuen
Block-Heiz-Kraft-Werk in Bremen Hastedt.
Insgesamt werden neun in Finnland produzierte
Motoren mit je 16.000 PS mit dem
Schiff nach Bremen Hastedt geliefert und
dort an Land gehievt.
Sie bilden das Herzstück des neuen hocheffizienten,
erdgasbetriebenen Blockheizkraftwerks,
das nach seiner Inbetriebnahme
das Steinkohlekraftwerk am Standort
teilweise ersetzt. Mit einem Brennstoffnutzungsgrad
von nahezu 90 % spart es gegenüber
der Kohlenutzung rund 550.000
Tonnen CO 2 jährlich. Nach dem bereits im
Juni der Kraftwerksblock 6 im Hafen stilleglegt
wurde, rückt der nächste Meilenstein
für das Erreichen des Bremer Klimaziels
in greifbare Nähe.
140 Millionen Euro investiert swb bis zur
geplanten Inbetriebnahme 2022 in das
neue Kraftwerk. Es sichert einen Teil der
Wärmeversorgung in rund 25.000 Wohnungen
im Bremer Osten und des Mercedes-Werks.
550.000 Tonnen weniger CO 2
entspricht einer Reduzierung um etwa 70
Prozent gegenüber der heutigen Steinkohlenutzung;
das ist ein Effekt, als würde
man 40 Millionen Bäume neu pflanzen und
auswachsen lassen. Die neun Motoren, die
modular betrieben werden können, leisten
bis zu 104 Megawatt elektrisch und bis zu
93 Megawatt thermisch.
„Dieses Kraftwerk sichert nicht nur die
Versorgung mit klimaschonender Fernwärme,
es ist auch ein wichtiger Baustein für
eine zuverlässige und flexible Stromversorgung,
wenn Sonne und Wind nicht ausreichend
elektrische Energie liefern können,“
erläutert swb-Vorstandsvorsitzender Dr.
Torsten Köhne die Bedeutung der Großinvestition.
„Mit dieser Neuausrichtung der
Erzeugungsstruktur bringen wir den Konzernumbau
ein großes Stück voran.“
Darüber hinaus soll zukünftig auch im
Bremer Osten verstärkt Fernwärme aus Abfall
zum Einsatz kommen. Sie ist noch klimaschonender
als aus Erdgas und wird
bereits jetzt im Müllheizkraftwerk Bremen
aus der thermischen Verwertung von Abfällen
erzeugt. Mit dem Bau der dafür notwendigen
Fernwärmeverbindungsleitung
soll begonnen werden, sobald die notwendige
Genehmigung, voraussichtlich im 3.
Quartal 2021, vorliegt. Das neue Blockheizkraftwerk
in Hastedt übernimmt dann
die ergänzende Wärmelieferung für den
Osten – flexibel, modular und umweltschonend.
Die Technik des BHKW
Rechnet man die für den Bremer Bürger
etwas abstrakten Megawatt (MW) in Motorenleistung
um, dann ergibt sich pro Motor
ein Wert von etwa 16.000 PS; das entspricht
rund 150.000 PS für das gesamte
BHKW. Anders als die bisherigen Kraftwerke,
hat das BHKW einen geschlossenen
Kühlwasserkreislauf (wie beim Auto) also
keine Durchlaufkühlung und verursacht
somit auch keine Aufheizung der Weser
mehr. swb rechnet beim BHKW mit 3.800
Volllast-Betriebsstunden pro Jahr. Die erwartete
elektrische Produktion ist mit
380.000.000 Kilowattstunden (kWh) angesetzt,
das reicht rechnerisch für mehr als
150.000 Haushalte. Die Leitwarte von
Block 15 wird für das BHKW weiter genutzt,
zur Überwachung der neuen Technik,
zur Steuerung des Heizwerks-Vahr
und für die Kontrolle regenerativer Anlagen,
wie dem Weserkraftwerk.
Die Historie des Standorts Hastedt
Am Kraftwerksstandort in Hastedt wird
bereits seit 1906 in verschiedenen Kraftwerksblöcken
Steinkohle verbrannt. Im sogenannten
„Block 15“ wird dort seit der
Inbetriebnahme 1989 in Kraft-Wärme-Kopplung
Strom und Fernwärme erzeugt
und in den Bremer Osten geliefert.
Block 15 galt aufgrund der hohen Energieeffizienz
und der vergleichsweisen gerin-
37

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Antransport eines der neuen Motoren für das Blockheizkraftwerk Hastedt. (foto: Robert Stümpke)
gen Emissionen als hochmodern. Vor dem
Hintergrund von Tschernobyl war das seinerzeit
der Grund für die Bremer Grünen,
ein solches Steinkohlekraftwerk zu fordern.
Ein Zusammenschluss der Fernwärmenetze
Bismarckstraße, Neue-Vahr,
Blockdiek, Osterholz-Tenever erfolgte bereits
1978, wobei dem Standort Hastedt
dabei schnell eine Schlüsselrolle zukam.
Diese Rolle soll auch in Zukunft Bestand
haben, wenn das neue BHKW fertiggestellt
ist.
Daten Motor
Insgesamt werden 9 Motoren im
BHKW zum Einsatz kommen.
Pro Motor:
• 12 Megawatt elektrischer Leistung
• 20 Zylindern
• Bohrungsdurchmesser von 31 cm
• Hub von 43 cm
• Gesamthubraum 650 Litern
• 16.000 PS pro Motor
• 186 Tonnen schwer
• 14,4 Meter lang
• 2,69 Meter breit
• 5,1 Meter hoch
LL
www.swb.de (212861126)
Trianel Energieprojekte behauptet
sich mit zwei Projekten bei
Innovations-Ausschreibungsrunde
der Bundesnetzagentur
• Gesellschafter profitieren von guten
Perspektiven in Projektentwicklung
(trianel) Die erst zum dritten Mal stattfindende
Innovations-Ausschreibungsrunde
für sonnenenergiebetriebene Kombinationsanlagen
konnte die Trianel Energieprojekte
GmbH & Co. KG (TEP) erneut mit Zuschlägen
für zwei Projekte abschließen. Die
Kombinationsanlagen, bestehend aus Photovoltaikanlage
und Energiespeicher, werden
im baden-württembergischen Gammertingen
und im Landkreis Jerichower
Land in Sachsen-Anhalt errichtet werden.
Bereits im April konnte sich die Trianel-Tochter
mit zwei Projekten in einer
deutlich überzeichneten Innovations-Ausschreibung
durchsetzen. TEP erzielte im
April Zuschläge für ein Projektvolumen
von 27 MWp Anlagenleistung und 9,5 MW
Speicherleistung in Letschin und Gölsdorf.
Jetzt kamen zwei weitere Zuschläge dazu:
mit 12 MWp Lübars und 15 MWp Gammertingen
plant und baut TEP nun vier Projekte
auf Basis PV und Speicher. Damit projektiert
TEP aktuell rd. 54 MWp PV-Leistung
und 40 MWh Batteriespeicherkapazität in
einem innovativen Feld, in dem es künftig
möglich wird, Sonnenstrom zu speichern
und bei Bedarf aus dem System auch zu
sonnenarmen Zeiten Sonnenstrom zur Verfügung
zu stellen. Durch das Vereinen von
Projektierung und Stromhandel unter einem
Dach, kann die Trianel GmbH in Zukunft
die Stromvermarktung effizient in
die Verbrauchstruktur integrieren und somit
einen wichtigen Prozess der Energiewende
aktiv begleiten.
Während sich das 30-köpfige Team der
Trianel Projektentwicklung in seiner Anfangszeit
hauptsächlich auf die Identifikation
bereits existierender Projekte konzentrierte,
wurde mit der Gründung der Trianel
Energieprojekte GmbH & Co. KG – als
100%-Tochter der Trianel – das Kerngeschäft
durch die Ausweitung auf die frühen
Projektentwicklungsschritte neu definiert.
Zu diesem Aufgabenfeld gehören die Weißflächenentwicklung
sowie die Planung und
Projektierung von neuen Photovoltaikoder
Windkraftanlagen im Onshore-Bereich.
Aktuell arbeitet die TEP an der Realisierung
von technologieübergreifenden
Projekten mit einer Gesamtleistung von
rund 1,6 GW. Solaranlagen und Windparks
mit einer Leistung von jeweils etwa 100
MW befinden sich derzeit in der Bauphase.
Über Deutschland verteilt akquiriert TEP
PV-Flächen und nördlich des Neckars
Windprojekte. „Vor drei Jahren erwarben
wir hauptsächlich fertige Projekte. Doch
zeichnete sich die Endlichkeit ab: mit dem
neuen Windausschreibungsdesign fanden
wir trotz intensiver Marktbearbeitung immer
weniger Windprojekte. Mit den Entwicklungen
im Kapitalmarkt der negativen
Zinsen nahmen die wirtschaftlich adressierbaren
Projekte zudem deutlich ab. Bei
PV erkannten wir, wie wettbewerbliche Investoren
zu hoffnungsvollen Preisangeboten
neigten, die auch hier einen Zugriff auf
Projekte erschwerten. Unter allen Handlungsoptionen
zeigte sich die Vorwärtsintegration
als die zielführendste. Heute zurückblickend
zeigt sich: es war der durchweg
richtige Weg. Dass so rasch sich in
diesem Umfang schon die Erfolge einstellen,
ist der äußerst fokussierten Mannschaft
zu verdanken. Mit Respekt und
Dank schauen wir darauf“, sagt Herbert
Muders, Geschäftsführer der TEP.
Das Team setzte mit der Projektentwicklung
einen erweiterten Schwerpunkt der
Trianel-Tätigkeit. Die komplette Prozesskette
von der Flächensicherung über die
Finanzierung, Gewinnung von Zuschlägen
bis zur Inbetriebnahme etablierte sich als
ein Alleinstellungsmerkmal innerhalb des
Stadtwerkeverbundes. „Das alles erarbeiten
wir uns mit mehreren Partnerschaften.
Dazu zählen Projektentwickler, die in dem
zunehmenden Risikoprofil gerne mit uns
zusammenarbeiten und Risiken aufteilen.
Hier suchen wir immer wieder nach weiteren
Partnerschaften. Bundesweit nimmt
die TEP den zweiten Platz in der Liste der
meisten PV-Zuschläge ein. Von unseren guten
Perspektiven in der Projektentwicklung
profitieren unserer Gesellschafter doppelt:
jene die sich in der Trianel Wind und Solar
beteiligen, erhalten einen Zugang zu den
Projekten und alle Gesellschafter partizipieren
zudem an allen Stufen der Wertschöpfungskette“,
so Andreas Lemke, Prokurist
und für PV verantwortlich innerhalb
der TEP.
LL
www.trianel.com (212861102)
38

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Trianel und Stadtwerke Hamm
gründen Wasserstoffzentrum zur
Entwicklung der
Wasserstoffwirtschaft in Hamm
• Trianel und die Stadtwerke Hamm
haben ein Joint Venture gegründet mit
dem Ziel, auf dem Gelände des Trianel
Gaskraftwerks Hamm-Uentrop bis 2024
eine Erzeugungsanlage für Wasserstoff
zu errichten. Der Wasserstoff soll aus
erneuerbarem Strom gewonnen werden
und einen Beitrag zur Energiewende
und zum Klimaschutz leisten.
(trianel) Mit der Gründung der Projektgesellschaft
Wasserstoffzentrum Hamm
GmbH & Co. KG soll die Umsetzung dieses
Projektes geprüft und auf den Weg gebracht
werden. Damit ist ein Meilenstein
erreicht worden, um in Hamm-Uentrop
eine Erzeugungsanlage für klimaneutralen
Wasserstoff zu realisieren und in die Anwendung
zu bringen.
Marc Herter, Oberbürgermeister der
Stadt Hamm, begrüßte die jüngsten Entwicklungen:
„Der Rat der Stadt Hamm hat
deutlich gemacht, dass wir den Ausstieg
aus der Kohleverstromung in Deutschland
als Chance verstehen. Die zentrale Lage
Hamms als energiewirtschaftlicher Standort
und als Logistik-Knoten erlaubt uns,
innovative Konzepte zu denken und zu realisieren.
Wasserstoff wird dabei eine besondere
Rolle spielen. Die Gründung des
Wasserstoffzentrums ist ein wichtiger
Schritt zur Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft
in Hamm.“
Zunächst sollen 30 neue Wasserstoffbusse
der Stadtwerke Hamm und bis zu 20 Abfallsammelfahrzeuge
der Abfallwirtschaft
und Stadtreinigung (ASH) Hamm mit Wasserstoff
versorgt werden. Dafür ist der Bau
einer bis zu 20 MW großen Elektrolyseanlage
auf dem Kraftwerkstandort Uentrop
anvisiert. Reinhard Bartsch, Geschäftsführer
der Stadtwerke Hamm, gab
an: „Als Projektpartner des Wasserstoffzentrums
Hamm können wir klimaneutrale
Lösungen bald selbst bereitstellen, um
mit den städtischen Dienstleistungen des
öffentlichen Personennahverkehrs und der
Abfallentsorgung einen Beitrag zum Klimaschutz
zu leisten. Wir sind überzeugt
von der Wasserstoffmobilität.“
„Mit der Gründung des Gemeinschaftsunternehmens
Wasserstoffzentrum Hamm
GmbH & Co. KG wurde ein Meilenstein erreicht,
um eine regionale Wirtschaft mit
klimaneutralem Wasserstoff in und um
Hamm aufzubauen. Wir sehen, dass gerade
in der Logistik heute schon großes Interesse
an Wasserstoff vorhanden ist. Wir
sind der festen Überzeugung, dass es bis
2024 eine entsprechende Nachfrage nach
Wasserstoff geben wird. Hamm bietet
überdies einen idealen Standort, um hier
eine wesentliche Investition in Wasserstofferzeugung
zu prüfen“, erklärte Sven Becker,
Sprecher der Geschäftsführung der
Trianel GmbH. Als Geschäftsführer des
Wasserstoffzentrums Hamm sind Reinhard
Bartsch und Klaus Horstick einberufen
worden. Klaus Horstick verantwortet
den Bereich Offshore und Wasserstoff bei
Trianel.
Bei der Elektrolyse wird Wasser mit der
Hilfe von Strom in seine Bestandteile Wasserstoff
und Sauerstoff gespalten. Außerdem
entsteht Abwärme, die für industrielle
Prozesse oder zum Heizen von Gebäuden
genutzt werden kann. Im Wasserstoffzentrum
soll dafür erneuerbarer Strom aus
dem Nordseeraum sowie aus regionalen
PV-Anlagen zum Einsatz kommen. Der so
erzeugte „grüne Wasserstoff“ ist ein farbloses
Gas, welches fossile Energieträger in
vielen Anwendungen ersetzen kann. Zahlreiche
lokale Unternehmen haben daher
bereits ihr Interesse signalisiert, die Produkte
der Elektrolyse in ihrem Betrieb zum
Einsatz zu bringen. Auch der Einsatz in der
anliegenden Gasinfrastruktur und die
Möglichkeit zur Rückverstromung im anliegenden
Trianel-Gaskraftwerk stellt eine
Option dar.
Das Wasserstoffzentrum Hamm ist Teil
einer umfassenden Strategie lokaler und
regionaler Akteure, um den Industriestandort
Hamm zu stärken und den Klimaschutz
vor Ort voranzutreiben. Die
Stadt Hamm, die Stadtwerke Hamm und
Trianel sind sich einig, dass ein Wasserstoffcluster
entstehen soll. Die Grundlagen
dafür werden bis Anfang 2022 in einer Begleitstudie
unter Beteiligung der Universität
Duisburg-Essen, der Hochschule Weserbergland
und der Hochschule
Hamm-Lippstadt festgelegt. Die Bezirksregierung
Arnsberg hat vor Kurzem den Bescheid
erteilt, die Studie zur Hälfte zu fördern.
Schon jetzt steht fest, dass die Region
mit dem wirtschaftlichen Umfeld und
dem angesiedelten Fachwissen exzellente
Voraussetzungen für das Wasserstoffcluster
bietet.
Studie und Elektrolyseanlage
sollen Nachahmer anregen
Das Wasserstoffzentrum soll so angelegt
sein, dass es ab 2030 über die geplante
Hochspannungsleitung Wilhelmshaven –
Hamm mit noch größeren Mengen erneuerbaren
Stroms aus der Nordsee versorgt
und die für 2024 geplante Elektrolyseanlage
um weitere Elektrolyseureinheiten erweitert
werden kann. Die Ergebnisse der
Studie zum Wasserstoffcluster sollen auch
weiteren Städten und städtischen Trägern
zur Verfügung gestellt werden, um so einen
Anstoß zur Umstellung des öffentlichen
Personennahverkehrs auf Wasserstoff
in NRW zu leisten.
Wie die lokale Wirtschaft klimaneutral
werden kann, beschäftigt viele Akteure aus
Politik und Verwaltung. Dementsprechend
hoch ist das Interesse am Einsatz der neuen
Technologie. Die Stadt Hamm gründet deshalb
die Wasserstoffallianz Westfalen, die
konkret vorhandene und potenzielle Interessenten
an einem wachsenden Wasserstoffcluster
Hamm betreuen und unterstützen
soll.
LL
www.trianel.de (212861108)
Cooperation Uniper and Port of
Rotterdam Authority in production
green hydrogen
(uniper) Energy company Uniper and the
Port of Rotterdam Authority have entered
into an agreement for developing the production
of green hydrogen at the Uniper
location on Maasvlakte. These plans build
on the findings of a recent feasibility study
and are in line with the new hydrogen infrastructure
that has been planned and the
growing demand for sustainable hydrogen
from the Rotterdam petrochemical industry.
This agreement has been laid down in
a memorandum of understanding (MOU)
and is a major milestone in the further development
of the hydrogen value chain in
the Rijnmond region. No less than half of
all Dutch IPCEI* hydrogen projects are developed
in Rotterdam. This Uniper project
is on the Dutch IPCEI shortlist as well.
The recently completed joint feasibility
study shows that the Uniper location on
Maasvlakte is ideally suitable for largescale
production of green hydrogen with
the use of power generated by North Sea
wind farms. The Uniper hydrogen plant is
to be connected to the HyTransport.RTM
pipeline that runs through the Port of Rotterdam.
The pipeline also connects the Uniper
plant to the national hydrogen infrastructure
and the Delta Corridor pipeline
bundle. The latter project is intended for
delivering hydrogen to chemical clusters in
Moerdijk and Geleen (Chemelot) and farther
away in North Rhine-Westphalia.
Towards carbon neutrality
Hydrogen is currently produced from natural
gas, the co-called grey hydrogen, resulting
in CO 2 emissions that amount to 19
million tonnes in the Netherlands. Industry
in the Rotterdam area annually consumes
about 77PJ of hydrogen (roughly 40% of
the total hydrogen consumption in the
Netherlands). The transition from grey hydrogen
to sustainable green hydrogen in
the Rotterdam industry for producing
cleaner fuels and as a raw material in the
chemical sector is a major step towards carbon
neutrality. In combination with importing
sustainable hydrogen, sufficient
storage capacity, and a national and international
hydrogen transport network this
may lead to phasing out the production of
grey hydrogen altogether.
The next key step in the Uniper project is
the FEED (front-end engineering & design)
study. This nine-month study is currently
being contracted out and should yield indepth
findings for the conceptual design of
39

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
the electrolysis installation (100MW initially
and with a future capacity increase to
500MW), the project planning, and a realistic
budget. With the help of these findings
the first phase of this unique electrolysis
plant can be outsourced to a number of
specialist suppliers and contractors.
Soon, the first efforts will be made to apply
for the permits needed, to seek (financial)
support from various authorities, to
enter into agreements with the relevant
partners involved in the value chain, and to
prepare an investment decision in 2022.
Major link in the new European
hydrogen value chain
„We have the strong ambition to convert
our Maasvlakte location into a major link in
the new European hydrogen value chain in
close collaboration with the Port of Rotterdam
Authority and other partners,“ says
Axel Wietfeld, CEO of Uniper Hydrogen.
„There is a host of opportunities, not only
for Uniper but also for other players in the
chain. Together we can use sustainable hydrogen
to reduce CO 2 levels in Rotterdam
significantly.“
The Port of Rotterdam is an energy hub
for Western Europe. Today, about 13 percent
of the European energy supply enters
the European Union via Rotterdam. The
port has the ambition to be carbon neutral
by 2050 while retaining its central role in
the European energy system. By then, according
to expectations of the Port Authority,
approximately 20 million tonnes of hydrogen
will flow through the port to consumers
in the Netherlands and beyond.
„The industry has to go through a massive
change in making its business processes
more sustainable,“ says Allard Castelein,
CEO of the Port of Rotterdam Authority.
„Hydrogen will play a central role in this
process. We are working with partners towards
the introduction of a large-scale hydrogen
network across the port complex,
making Rotterdam an international hub for
hydrogen production and import and for
the transit of hydrogen to other countries
in Northwestern Europe. This explains why
initiatives like this Uniper project are so important
for the future of Rotterdam and the
Netherlands.“
*) IPCEI is short for ‘Important Project of
Common European Interest’, a European
scheme under which countries can provide
extra support for projects.
**) HyWay27 report, PwC/Strategy&,
June 2021
LL
www.uniper.energy (212861110)
Fortum and Uniper start
cooperation in nuclear
decommissioning and
dismantling services
(uniper) Fortum and Uniper enter close
into cooperation to offer nuclear decommissioning
and dismantling services for
nuclear companies. Through this cooperation,
Fortum and Uniper combine decades
of nuclear experience and a wide variety of
competencies which will create world-class
value to the customers. The future vision is
to become a market leader in Europe.
„Nuclear power plants around Europe are
in different phases of the life cycle. At the
same time, as new reactors are being
planned and built, there are also plants
that will be shut down and dismantled.
Here we see attractive opportunities to create
joint service offering and our joint target
is to become the market leader in nuclear
decommissioning and dismantling in
Europe“, says Johan Svenningsson, CEO of
Uniper Sweden.
„Uniper is developing strong decommissioning
competences and have a unique
reference with their decommissioning program
in Sweden. Fortum will bring to the
cooperation complementary competences
in the waste and decommissioning area, as
well as our customer-centric way of working.
In our Nuclear Services business we
have served customers for many years already
with excellent customer satisfaction
results, says Petra Lundström, Vice President,
Co-owned assets and Nuclear Services
at Fortum.
„Earlier this year, Fortum and Uniper announced
joint service offering for utility
customers and energy-intensive industries.
Fortum and Uniper joining forces also in
the nuclear business area is a winning combination
for scaling up and developing a
significant business portfolio in nuclear decommissioning
services“, says Petra Lundström.
In the beginning, the cooperation focuses
on the on-going decommissioning and dismantling
of four reactors in Uniper‘s Swedish
nuclear power fleet. These are Barsebäck
units 1 and 2, and Oskarshamn units
1 and 2 – co-owned by Fortum and Uniper.
The four reactors are integrated into a common
decommissioning portfolio to create
logistical and economic coordination benefits.
„This cooperation brings together complementary
nuclear competencies, products
and services from both Fortum and
Uniper. As the projects in Sweden progress,
the focus of the cooperation will shift to
customers and together we will be able to
utilize all learnings to support other nuclear
power plants in their decommissioning
phase“, explains Petra Lundström.
„Ending the lifecycle of Barsebäck 1 and 2
and Oskarshamn 1 and 2 in a safe and efficient
manner is of outmost importance to
us. Looking ahead and out into the European
decommissioning market together with
Fortum is a natural next step. It will also
enable us to retain nuclear competence in
each country and offer our nuclear experts
long-term career and development opportunities.
If we perform cost efficient decommissioning,
we also give legitimacy for
a new generation of nuclear power that
support and is essential for efficient decarbonization
and energy transition“, concludes
Johan Svenningsson.
LL
www.uniper.energy (212861111)
VERBUND: Baustart für das
Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3
(verbund) Bis 2030 soll in Österreich
Strom zu 100 % (national, bilanziell) aus
erneuerbaren Energiequellen stammen.
Das Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3,
dessen Baustart jetzt gefeiert wurde, wird
dazu einen wichtigen Beitrag leisten. Insbesondere,
um Strom aus von Wetter und
Tageszeit abhängigen Erzeugungsformen
dann zur Verfügung zu stellen, wenn er
auch gebraucht wird.
Kaprun hat eine lange Wasserkraft-Tradition.
Mit dem feierlichen Baustart für das
Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3 wurde
der Geschichte ein weiteres Kapitel hinzugefügt.
Michael Strugl, Vorstandsvorsitzender
von VERBUND: „Nirgendwo wird
die Bedeutung der Wasserkraft für Österreich
und VERBUND so deutlich, wie hier:
Kaprun ist eine der tragenden Säulen der
österreichischen Stromversorgung. Die
480-Mio.-Euro-Investition in das Pumpspeicherkraftwerk
macht sie noch stabiler.“
In diesem Zusammenhang mahnte Strugl
einen Klimawandel ein: „Das Gelingen der
Energiewende liegt im globalen öffentlichen
Interesse. Daher: Weg vom Klima des
Verhinderns, hin zu einem Klima des Ermöglichens.“
Eine wesentlicher Aspekt dabei
sei Ehrlichkeit, denn „die unsichtbare,
spurlose Energiewende wird es nicht geben,
wenn wir die heimische, erneuerbare
Erzeugung für die Zielerreichung bis 2030
um 27 Mrd. Kilowattstunden ausbauen
müssen – das ist mehr als das doppelte der
Jahresstromerzeugung an der Donau.“
Salzburg: Stark in der Wasserkraft
Landeshauptmann Wilfried Haslauer betonte
bei der Auftaktfeier die Bedeutung
der Klima- und Energiepolitik: „Intelligente
Klima- und Energiepolitik zählt mit Sicherheit
zu den größten kommenden politischen
Herausforderungen unserer Zeit.
Unsere Energiepolitik in Salzburg zielt
nicht nur auf den Klimaschutz und die
langfristige Versorgungssicherheit ab, sondern
sieht die Wettbewerbsfähigkeit als
wesentlichen Beitrag zur Steigerung der
Wertschöpfung und der Schaffung von Ar-
40

VGB PowerTech 9 l 2021
Members´News
Triebwasserstollen
Einlaufstollen
Druckschacht
beitsplätzen. Wir wollen ganz bewusst
auch die wirtschaftlichen Chancen der notwendigen
Energiewende nutzen. Innovation,
Effizienz, Wirtschaftlichkeit und standortangepasste
Wahl der Energieform spielen
eine bedeutsame Rolle. Mit diesem
Projekt Limberg 3 unterstreichen wir zweifelsohne
unsere Stärken und verfolgen weiterhin
konsequent unseren Weg zur Umsetzung
der Ziele unserer Klimastrategie
2050“, so Salzburgs Landeshauptmann
Wilfried Haslauer.
Rasche Verfahren
Über die Voraussetzungen, die gesteckten
Ziele auch erreichen zu können, sprach
VERBUND-Aufsichtsratsvorsitzender Martin
Ohneberg: Das Ziel, 100 Prozent erneuerbarer
Strom bis 2030 ist bekannt. Mit
dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz gibt es
auch einen Rahmen. Was wir jetzt brauchen,
sind Projekte, die den erforderlichen
Speicher
Mooserboden
Kraftkaverne
PSW Limberg III
Speicher
Wasserfallboden
Wasserschloß
Unterwasser-Stollen
Limberg III – schematische Übersicht über die Lage der Anlagenteile (Foto: VERBUND)
Strom auch erzeugen. Wir haben keine Zeit
zu verlieren und können uns Verfahren, die
uns auf dem Weg in die erneuerbare Zukunft
ausbremsen, nicht leisten. Daraus
einen Angriff auf die Rechtsstaatlichkeit zu
konstruieren halte ich für eine üble Unterstellung.
Verfahren auf höchstem Niveau
und deren rasche Abwicklung sind kein
Widerspruch sondern Gebot der Stunde –
und im internationalen Vergleich durchaus
Standard.
Herausforderungen der Zukunft
Der massive Ausbau der erneuerbaren Erzeugung
bringt auch neue Herausforderungen
mit sich, wie VERBUND-Vorstandsmitglied
Achim Kaspar betonte: „Hier ist
Wasserkraft eine verlässliche Größe und
ideale Partnerin in einer CO 2 -freien Stromzukunft.
Die Trumpf-Karte der Wasserkraft
ist ihre Vielseitigkeit, die sich ganz besonders
hier in Kaprun unter Beweis stellt. Keine
andere Technologie ist in der Lage,
Strom im großen Stil so effizient zu speichern
und dann hochflexibel zur Verfügung
zu stellen, wenn er gebraucht wird.
Die Wasserkraft ist die Möglichmacherin
der Energiewende.“
Investitionen in den Standort
Auf die Bedeutung Kapruns und die daraus
resultierenden, laufenden Investitionen
in den Standort ging Michael Amerer,
Geschäftsführer der VERBUND Hydro Power
GmbH ein. „Wir haben alleine in den
letzten 10 Jahren – inkl. Limberg 3- nahezu
900 Mio. Euro in Kaprun investiert. Das
sind Investitionen in den Standort, in die
erneuerbare Energiezukunft aber vor allem
auch in die heimische Wirtschaft:
Wenn wir drei Euro investieren, profitiert
die heimische Gesamtwirtschaft im Ausmaß
von zwei Euro. 2/3 der Wertschöpfung
verbleibt im Inland. Zudem sichert
jede investierte Million mehr als sieben
Vollzeitarbeitsplätze.“
Kaprun unverzichtbar
Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der
VERBUND Hydro Power GmbH, ging auf
die herausragenden technischen Details
der Grünen Batterie in Kaprun ein: „Wir
zeigen in Kaprun, welches Potenzial auch
in bestehenden Anlagen liegt. Die beiden
großen Wasserspeicher mit einem Fassungsvermögen
von in Summe über 160
Mio. m³ ermöglichen zusätzlich zu den bereits
in Betrieb befindlichen Kraftwerken
Limberg 1 und Limberg 2 die Errichtung
eines weiteren gewaltigen Flexibilitätspaketes.
Limberg 3 kann nach der Fertigstellung
2025 mit den beiden jeweils 240 MW
leistungsstarken hochflexiblen Pumpturbinen
in rekordverdächtigen Reaktionszeiten
einen wichtigen Beitrag zur Blackout-Vorsorge
leisten. Mit der zusätzlichen Leistung
können beispielsweise bis zu 100 neue
Windräder oder 100.000 Haus-PV-Anlagen
in Sekundenschnelle ersetzt oder unterstützt
werden. Kaprun mit in Summe über
1.100 MW Leitung wird damit eine unverzichtbarer
Powerbank für die sichere, saubere
und leistbare Stromversorgung in Österreich.“
Über das Projekt Limberg 3
Beim in 2017 genehmigten Kraftwerk
Limberg 3 handelt sich um ein Pumpspeicherkraftwerk
mit einer Leistung von insgesamt
480 Megawatt. So wie Limberg 2,
das 2011 in Betrieb genommen wurde,
wird es vollkommen unterirdisch zwischen
den beiden bestehenden Speicherseen
Mooserboden (Stauziel 2.036 m) und Wasserfallboden
(Stauziel 1.672 m) errichtet.
Limberg 3 wird nach der Fertigstellung
ein Kraftwerk, das in der Auslegung ganz
besonders auf die zukünftigen Bedürfnisse
der Energiewende zugeschnitten ist. Es
kommen mit variablen drehzahlgeregelten
Pumpturbinen spezielle Maschinensätze
zum Einsatz, die hoch flexibel auf den zu-
41

Members´News VGB PowerTech 9 l 2021
Der temporäre Stillstand der Erzeugung
in Töging ist erforderlich, damit das neue
Kraftwerk an den Innkanal angeschlossen
werden kann. Es wird über eine installierte
Leistung von 118 MW (+ 33 MW) verteilt
auf 3 Maschinensätze mit Kaplan-Turbinen
verfügen. Jährlich sollen in Töging 696
Mio. Kilowattstunden Strom erzeugt werden
– genug zur Deckung des Stromjahresverbrauchs
von rund 200.000 Haushalten.
LL
www.verbund.com (212861116)
Events in brief
Baustart Limberg 3: VERBUND investiert in eine neues Pumpspeicherkraftwerk in
KaprunCopyrightVERBUND
nehmenden Bedarf an Ausgleichs- und Regelenergie
im Netz reagieren können. Angesichts
der steigenden Anforderungen
durch den Ausbau volatiler Erzeugungsformen
handelt es sich dabei um wichtige
Dienstleistungen für die Netzstabilität –
eine der wesentlichen Voraussetzungen für
die sichere und leistbare Stromversorgung.
Geplant ist darüber hinaus, das Stauziel
des Speichers Wasserfallboden um 8 m anzuheben,
um nicht nur zusätzliche Flexibilität,
sondern auch zusätzliche Speicherkapazität
bereit zu stellen. Die dafür notwendige
Erhöhung der Limberg-Sperre lässt
sich durch vorhandene Baureserven unter
Aufrechterhaltung der uneingeschränkten
Talsperrensicherheit realisieren.
Zusätzlich zur unterirdischen Bauart umfasst
das Gesamtvorhaben eine Vielzahl an
ökologischen Maßnahmen. Ein besonderes
Highlight ist die Errichtung des 24 ha große
Europaschutzgebiets „Alpines
Schwemmland Drossen“, welches bis in die
Drossenschlucht reicht. Zudem wird im Bereich
unterhalb der Sperre ein Projekt umgesetzt,
bei dem Spuren aus der Bauzeit
der 1950er-Jahre durch Renaturierung beseitigt
werden.
LL
www.verbund.com (212861113)
Töging am Inn: VERBUND-
Kraftwerk geht in Rente
(verbund) Nach rund 100 Jahren wurden
die 14 noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze
im historischen Kraftwerk Töging
endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme
folgt 2022 dann die Inbetriebnahme
des neuen, leistungsstärkeren
Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen
Bestand errichtet wird.
Nach rund 100 Jahren wurden die 14
noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze
im historischen Kraftwerk Töging
endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme
folgt 2022 dann die Inbetriebnahme
des neuen, leistungsstärkeren
Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen
Bestand errichtet wird. Statt bisher
85 MW installierter Leistung wird das neue
Kraftwerk Töging über eine Leistung von
118 MW verfügen und Strom aus erneuerbarer
Wasserkraft für rund 200.000 Haushalte
liefern.
Mit dem heutigen Tag endete die Stromerzeugung
im Innkraftwerk Töging zumindest
vorübergehend – im 1. Quartal
2022 wird ein Teilbetrieb des neuen Kraftwerks
möglich sein. 1919 wurde mit dem
Bau des Ausleitungskraftwerks durch die
Innwerk, Bayerische Aluminium AG, begonnen.
Bis 1924 wurden die Wehranlage
bei Jettenbach-Aschau, der fast 23 km lange
Innkanal sowie das Kraftwerk in Töging
errichtet. Eine technische Pionierleistung,
die bis heute zuverlässig sauberen Strom
aus erneuerbarer Wasserkraft lieferte.
Diente das Kraftwerk bis Mitte der 1990er
Jahre auch der Gleichstromerzeugung für
die Elektrolyse in der benachbarten Aluminiumproduktion,
erzeugte es nach deren
Einstellung ausschließlich Wechselstrom,
der in das Netz eingespeist wurde.
Altes weicht, damit Neues entstehen kann
„Wie so oft muss Altes weichen, damit
Neues entstehen kann“, sagte Karl Heinz
Gruber, Geschäftsführer der VERBUND Innkraftwerke
anlässlich der Stilllegung des
Kraftwerks und verwies damit auf das in
Bau befindliche Kraftwerk, das gleich neben
dem historischen Bestand entsteht.
„Mit Blick auf unsere Wurzeln und unsere
Vergangenheit investieren wir in die Zukunft
der Wasserkraft. Die Wasserkraft war
Grundlage für die wirtschaftliche Entwicklung
der Region und sie wird uns eine zuverlässige
Begleiterin in die erneuerbare
Energiezukunft sein.“
MEORGA MSR-Spezialmesse für
Prozess- u. Fabrikautomation in
Landshut
MEORGA veranstaltet am 27. Oktober
2021 in der Sparkassen-Arena in Landshut
eine Spezialmesse für Mess-, Steuerungsund
Regeltechnik, Prozessleitsysteme und
Automatisierungstechnik.
Ca. 160 Fachfirmen, darunter die Marktführer
der Branche, zeigen von 08:00 bis
16:00 Uhr Geräte und Systeme, Engineering-
und Serviceleistungen sowie neue
Trends im Bereich der Automatisierung. 18
begleitende Fachvorträge informieren den
Besucher umfassend.
Die Messe wendet sich an Fachleute und
Entscheidungsträger, die in ihren Unternehmen
für die Optimierung der Geschäfts-
und Produktionsprozesse entlang
der gesamten Wertschöpfungskette verantwortlich
sind. Der Eintritt zur Messe und
die Teilnahme an den Fachvorträgen sind
für die Besucher kostenlos und sollen ihnen
Informationen und interessante Gespräche
ohne Hektik und Zeitdruck ermöglichen.
Aufgrund der aktuell anhaltenden Pandemie-Lage
steht die Gesundheit unserer
Aussteller und Besucher für uns an erster
Stelle; daher garantieren wir durch die
strikte Einhaltung und Umsetzung der jeweiligen
Hygieneschutzkonzepte die bestmögliche
Sicherheit für alle.
Um den Messebesuch einfacher zu machen
und auch Warteschlangen im Eingangsbereich
zu vermeiden, haben Besucher
die Möglichkeit sich ab sofort über
unsere Internetseite zu registrieren. Dies
ist notwendig, weil wir im Bedarfsfall die
Daten für das Gesundheitsamt zur Verfügung
stellen müssen. Die Daten werden
nach 4 Wochen gelöscht. Sie erhalten
rechtzeitig den QR-Einlasscode zur Messe.
LL
meorga.de/anmeldung.php
(212861138)
42

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von
Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen –
Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente
zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie
von Grenzausgleichsmechanismen zur
Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit der
Industrie in der EU
Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich
Abstract
Determinants of the global development
of energy consumption and CO 2
emissions – Assessment of the impact of
different instruments to comply with the
Paris climate decisions and of border
adjustment mechanisms to maintain the
competitiveness of industry in the EU
Global CO 2 emissions have risen continuously
over the past three decades - interrupted only by
two cuts in 2009 in the wake of the financial
crisis and in 2020 as a consequence of the corona
pandemic. This trend must be broken so
that the Paris climate target can be achieved. In
the Conferences of Parties of the United Nations,
the countries have committed themselves
to Nationally Determined Contributions to
limit greenhouse gas emissions. However, these
are nowhere near enough to reduce emissions to
net zero by 2050. An equal distribution of the
remaining global greenhouse gas emission
budget among the countries around the globe -
calculated on a per capita basis – would not
serve as a fair mechanism. A key instrument to
solving the problem is an international agreement,
at least among the G20, on the greatest
possible harmonization of CO 2 pricing. This approach
is also superior to the Carbon Border
Adjustment Mechanism proposed by the EU
Commission, which aims to create a border
taxation to avoid carbon leakage. In the private
sector, the transition to low-carbon technologies
should be promoted through additional
economic incentive mechanisms.
l
Autoren
Dr. Hans-Wilhelm Schiffer
Lehrbeauftragter an der RWTH Aachen
Aachen, Deutschland
Professor Dr. Stefan Ulreich
Hochschule Biberach
Biberach, Deutschland
Einleitung
In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite
Entwicklung von Höhe und Struktur
des Energieverbrauchs sowie der CO 2 -
Emissionen unter Ausweis der zentralen
Einflussparameter – differenziert nach
Staaten – dargelegt. Vor diesem generellen
Hintergrund werden Ansätze zur Erfüllung
der in Paris vereinbarten Klimaziele bewertet.
Dazu gehören die verstärkte explizite
und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung
des verbleibenden globalen CO 2 -
Budgets auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung,
die Fokussierung auf Nationally Determined
Contributions, und – für die
Europäische Union – das Fit-for-55 Package.
Aus dem letztgenannten Paket wird der
Vorschlag der EU-Kommission zur Einführung
eines Grenzausgleichssystems in Bezug
auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument
für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit
der europäischen Industrie zu
leisten in der Lage sein könnte. Hierzu werden
Beispielrechnungen für die Produkte
Zement und Aluminium vorgelegt – ergänzt
um Darlegungen zu der Lenkungswirkung
einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,
die im privaten Haushaltssektor genutzt
werden. Im Fazit wird eine international
vergleichbar hohe Bepreisung von CO 2
als Lösungsansatz zur Schaffung eines Level-Playing-Fields
befürwortet.
1 Einflussparameter für die
Höhe und die Struktur des
Energieverbrauchs sowie die
CO 2 -Emissionen von Staaten
Die Weltbevölkerung ist von 5.280 Millionen
im Jahr 1990 um 47 % auf 7.753 Millionen
im Jahr 2020 angestiegen (Ta b e l -
l e 1 ). Die in der gesamten Welt erzielte
Wirtschaftsleistung hat sich – ausgedrückt
in den Preisen des Jahres 2010 – von 37.908
Milliarden US$ im Jahr 1990 auf 81.913
Milliarden US$ im Jahr 2020 mehr als verdoppelt
(Ta b e l l e 2 ). 1 Der Energieverbrauch
ist um knapp zwei Drittel gewachsen.
Damit ist der Primärenergieverbrauch
pro Kopf der Weltbevölkerung um 11 %
gestiegen. Demgegenüber ist die Intensität
des Primärenergieverbrauchs – gemessen
an der realen Wirtschaftsleistung – um
rund ein Viertel gesunken. Damit sind mit
der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung
zwei wesentliche Treiber der Entwicklung
des Energieverbrauchs identifiziert.
Die Höhe des Energieverbrauchs der einzelnen
Staaten und dessen Entwicklung
hängen von einer Vielzahl weiterer Faktoren
ab. Dazu zählen neben der Bevölkerungszahl
auch die Größe des Landes und
bei der Wirtschaftsleistung deren strukturelle
Zusammensetzung. Die Größe des
Landes hat Einfluss auf Transportvolumen
und Infrastruktur. Länder mit großen Anteilen
energieintensiver Grundstoffindustrien
an der gesamten Wirtschaftsleistung
sind meist durch höhere spezifische Energieverbräuche
gekennzeichnet als Volkswirtschaften,
in denen der Dienstleistungssektor
dominiert. Die klimatischen Bedingungen
wirken sich auf den Bedarf an
Heizenergie beziehungsweise zur Klimatisierung
aus. Die Höhe der Energiepreise
bestimmt maßgeblich die Effizienz bei der
Nutzung von Energie.
Die CO 2 -Emissionen von Staaten werden –
neben der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung
und damit verknüpft von
der Höhe des Energieverbrauchs – vor allem
durch den jeweiligen Energiemix in
den verschiedenen Verbrauchssektoren,
wie Industrie, Stromerzeugung, private
Haushalte und Dienstleistungssektor sowie
Verkehr, bestimmt.
Die nachfolgende Analyse beschränkt sich
auf die Entwicklung in den Staaten, die
1
World Bank Group (2021a)
43

CO2-Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
VGB PowerTech 9 l 2021
Tab. 1. Bevölkerungszahl der G20-Staaten 1990 bis 2020.
Staat 1990 2000 2020
in 1.000
USA 249.623 282.162 329.484
Kanada 27.691 30.686 38.005
Mexiko 83.943 98.900 128.933
Brasilien 149.003 174.790 212.559
Argentinien 32.619 36.871 45.377
China* 1.140.925 1.269.310 1.409.594
Indien 873.278 1.056.576 1.380.004
Japan 123.478 126.843 125.836
Südkorea 42.869 47.008 51.781
Indonesien 181.413 211.514 273.524
Australien 17.065 19.153 25.687
Deutschland 79.433 82.212 83.241
Italien 56.719 56.942 59.554
Großbritannien 57.248 58.893 67.215
Frankreich 58.236 60.912 67.392
Türkei 53.922 63.240 84.339
Russland 147.969 146.597 144.104
Saudi-Arabien 16.234 20.664 34.814
Südafrika 36.801 44.967 59.309
G20 (19 Staaten)** 3.428.469 3.888.240 4.620.752
Welt 5.280.046 6.114.333 7.752.841
darunter EU 420.478 428.815 447.795
Tab. 2. Wirtschaftsleistung (BIP) der G20-Staaten 1990 bis 2020.
Staat 1990 2000 2020
in 1.000 constant (2010) US$
USA 9.001.231.051 12.620.268.393 17.709.432.715
Kanada * 1.210.043.026 1.847.703.996
Mexiko 653.984.125 915.216.005 1.201.954.408
Brasilien 1.189.604.001 1.538.706.024 2.268.471.793
Argentinien 203.726.588 303.229.512 394.446.953
China** 931.983.341 2.385.580.525 12.051.263.436
Indien 507.565.004 873.357.417 2.706.600.822
Japan 4.703.605.002 5.348.935.479 6.187.013.948
Südkorea 364.199.331 724.596.729 1.468.558.788
Indonesien 309.821.138 453.413.617 1.179.530.430
Australien 612.831.156 849.137.077 1.446.367.428
Deutschland 2.576.038.663 3.118.648.486 3.751.241.123
Italien 1.750.995.869 2.068.664.017 1.959.439.492
Großbritannien 1.638.289.565 2.117.744.535 2.628.312.651
Frankreich 1.894.061.230 2.333.523.931 2.730.750.828
Türkei 365.287.824 523.535.585 1.284.114.130
Russland 1.416.186.830 951.570.865 1.726.662.088
Saudi-Arabien 293.927.428 379.223.464 675.041.540
Südafrika 223.003.647 267.001.436 400.228.939
G20 (19 Staaten)*** (29.500.000.000) 38.982.396.123 63.617.135.508
Welt 37.908.000.000 50.000.000.000 81.912.628.070
darunter EU * * 15.569.217.260
* einschließlich Hongkong
** nur die drei EU-Mitglieder aus dem Kreis der G20 berücksichtigt.
Quelle: https://data.worldbank.org/indicator/SP.POP.TOTL
zum Kreis der G20 zählen. Diese Staaten
repräsentieren mehr als drei Viertel des
weltweiten Energieverbrauchs. Die Folgen
von Covid-19 werden nicht diskutiert, da
es hierzu schon eine Reihe von Publikationen
gibt.
1.1 Bestimmungsfaktoren für die Höhe
des Energieverbrauchs in den
G20-Staaten
Aufgrund der Einwohnerzahl und der
Wirtschaftsleistung wird die Rangliste der
Staaten mit dem höchsten Energieverbrauch
im Jahr 2020 von China angeführt.
Es folgen USA und Indien. In Indien hat
sich die Bevölkerungszahl von 1990 bis
2020 um 58 % erhöht. Für China lautet die
Vergleichszahl 24 % und für die USA 32 %.
Die Wirtschaftsleistung hat sich in dem genannten
Zeitraum in den USA verdoppelt,
in Indien verfünffacht und in China deutlich
mehr als verzehnfacht. Vor diesem
Hintergrund hat sich der Primärenergieverbrauch
in China seit 1990 verfünffacht
und in Indien vervierfacht, während in den
USA nur ein geringer Zuwachs (weniger als
10 %) zu verzeichnen war (Ta b e l l e 3 ).
Aufgrund der sehr viel größeren Dynamik
bei der Entwicklung des Energieverbrauchs
in China und in Indien hat sich der Verbrauch
pro Kopf der dortigen Bevölkerung
zwar deutlich erhöht. Gleichwohl war der
Vergleichswert in den USA 2020 noch mehr
als doppelt so hoch wie in China und elf Mal
so hoch wie in Indien. Anders die Situation
gemessen an der Wirtschaftsleistung. Pro
Einheit Bruttoinlandsprodukt (BIP) war der
Primärenergieverbrauch in China 2020
doppelt so hoch und in Indien drei Mal so
hoch wie in den USA. Die an der Wirtschaftsleistung
gemessene Energieintensität
ist in den USA also deutlich geringer als
in China und in Indien und liegt auch deutlich
unter dem G20-Durchschnitt (Ta b e l -
l e 4 und Ta b e l l e 5 ). In den USA spielen
Technologie-Konzerne, gemessen an Marktkapitalisierung
und Umsätzen, eine dominierende
Rolle. Die Leistungen dieser Unternehmen
werden durch einen wesentlich
geringeren spezifischen Energieverbrauch
erbracht als dies zum Beispiel bei Unternehmen
der Grundstoffindustrie der Fall ist.
Kanada und Australien sind Staaten mit
großer Fläche und einer – gemessen daran
–geringen Einwohnerzahl. Die energieintensive
Rohstoffindustrie hat dort eine große
Bedeutung. Bei insgesamt seit 1990
mehr als verdoppelter Wirtschaftsleistung
hat der Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung
um 28 % bzw. 50 % bis 2020 zugenommen
und übersteigt den Weltdurch-
* nicht verfügbar
** einschließlich Hongkong
*** nur die drei EU-Mitglieder aus dem Kreis der G20 berücksichtigt. Die für
1990 ausgewiesene Summe stellt eine grobe Schätzung dar, da für Kanada
keine Zahlen für 1990 ausgewiesen werden. Bei Japan ist für das Jahr 2020
die Zahl ausgewiesen, die für 2019 genannt wird (2020 noch nicht verfügbar).
Quelle: https://knoema.com/mhrzolg/historical-gdp-by-country-statistics-fromthe-world-bank-1960-2019
schnitt deutlich. Die Energieintensität ist –
bezogen auf das BIP – in beiden Staaten
allerdings deutlich gesunken.
Die europäischen Staaten aus dem Kreis der
G20 erzielen eine vergleichsweise hohe
Wirtschaftsleistung, die sich im Durchschnitt
der vier Staaten von 1990 bis 2020
um rund 40 % vergrößert hat. Trotzdem
war der Energieverbrauch in allen vier Staaten
2020 niedriger als 1990. Die Energieintensität
hat sich somit signifikant verringert
und war 2020 – bezogen auf die Wirtschaftsleistung
– weniger als halb so hoch
wie im Durchschnitt der G20. Diese Entwicklung
wurde durch die Verbraucherpreise
für Energieerzeugnisse, mit denen die
europäischen Staaten eine Spitzenstellung
einnehmen, begünstigt. Die zwischen den
vier europäischen Staaten bestehenden Unterschiede
in der Energieintensität erklären
sich unter anderem durch die differierenden
Wirtschaftsstrukturen und auch durch
klimatische Faktoren. So sind die Anforderungen
an Heizung und Klimatisierung unterschiedlich.
Ferner haben energieintensive
Grundstoffindustrien, wie Chemie,
Stahl und Aluminium, in Deutschland einen
größeren Anteil an der Bruttowertschöpfung
als in anderen europäischen Staaten.
44

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
Tab. 3. Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten 1990 bis 2020.
Staat
Primärenergieverbrauch
in Exajoule
Der Einfluss der Preise auf die Höhe des
Verbrauchs wird besonders deutlich an
den Beispielen Saudi-Arabien und Russland.
Die Intensität des Primärenergieverbrauchs
– sowohl gemessen pro Einheit
BIP als auch pro Kopf der Bevölkerung – ist
dort doppelt bis drei Mal so hoch wie im
Durchschnitt der G20. Die Verbraucherpreise
für Energie sind in beiden Staaten
außerordentlich niedrig, insbesondere in
Saudi-Arabien aufgrund der geleisteten
Subventionen. Die Internationale Energie-
Agentur (IEA) beziffert die Subventionen
für Öl, Erdgas und Strom in Saudi-Arabien
im Jahr 2020 auf 17,0 Mrd. US$ (davon
8,6 Mrd. US$ für Öl, 4,6 Mrd. US$ für
Strom und 3,8 Mrd. US$ für Erdgas). Aber
auch für Russland nennt die IEA für 2020
Subventionen für Strom von 7,8 Mrd. US$
und für Erdgas von 6,8 Mrd. US$, also in
Summe von 14,6 Mrd. US$.
1.2 Determinanten der Struktur des
Energieverbrauchs
Der Mix der zur Deckung des Bedarfs eingesetzten
Energien wird insbesondere
durch die Art und die Menge der im Inland
gewinnbaren Energieressourcen, die Ausrichtung
der Energie- und der Klimapolitik
CO 2 -Emissionen
in Mio. t
1990 2000 2020 1990 2000 2020
USA 81,00 95,13 87,79 4.970,5 5.740,7 4.432,2
Kanada 10,62 12,87 13,63 444,8 533,1 515,1
Mexiko 4,56 5,86 6,48 267,7 353,8 359,7
Brasilien 5,36 8,04 12,01 196,6 301,7 415,2
Argentinien 1,84 2,55 3,15 100,3 131,4 161,8
China* 29,20 43,16 146,39 2.365,1 3.414,3 9.961,7
Indien 8,24 13,37 31,98 602,1 959,8 2.298,2
Japan 18,67 22,33 17,03 1.087,0 1.233,2 1.026,8
Südkorea 3,82 7,94 11,79 235,4 428,6 577,8
Indonesien 2,20 4,24 7,63 135,8 268,5 541,3
Australien 3,71 4,69 5,57 274,9 355,0 370,3
Deutschland 15,05 14,31 12,11 1.007,6 854,4 604,8
Italien 6,66 7,53 5,86 403,8 434,4 287,1
Großbritannien 9,01 9,57 6,89 595,2 566,4 317,1
Frankreich 9,46 11,05 8,70 367,2 381,5 250,9
Türkei 2,01 3,09 6,29 136,2 205,7 369,5
Russland 36,14 25,84 28,31 2.233,9 1.452,8 1.431,6
Saudi-Arabien 3,34 4,81 10,56 202,3 278,2 565,1
Südafrika 3,70 4,26 4,90 324,9 371,6 434,1
G20** 254,59 300,64 427,07 15.951,3 18.265,1 24.920,3
Welt 342,14 394,47 556,63 21.328,3 23.663,5 31.983,6
dar. EU-27 62,57 64,33 55,74 3.753,9 3.513,4 2.549,8
* einschließlich Hongkong
** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also
nicht die gesamte EU-27. Für die G20 einschließlich der gesamten EU-27 wurden für 2020 ein Primärenergieverbrauch
von 456,14 Exajoule und CO 2 -Emissionen von 26.327 Mio.t erfasst. Das entspricht bei
beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.
Quelle: BP Statistical Review of World Energy July 2021
sowie die Marktbedingungen bestimmt.
Während der Verkehrssektor in allen G20-
Staaten bisher fast ausschließlich auf dem
Einsatz von Mineralölprodukten basiert,
spielen im Wärmemarkt – mit in den einzelnen
Staaten unterschiedlichem Gewicht
– Erdgas, Heizöl und Strom, aber teilweise
auch Festbrennstoffe eine wichtige Rolle.
Die Bedeutung der drei genannten Faktoren
für die Energieträger-Struktur der verschiedenen
Staaten kann vor allem anhand
der Situation in der Stromerzeugung veranschaulicht
werden.
China, Indien, Südafrika, Australien und
Indonesien verfügen über große kostengünstig
abbaubare Kohlevorkommen. Dies
erklärt den hohen Anteil der Kohle an der
Stromerzeugung dieser Länder, der 2020
von 54 % in Australien über 63 % in China,
66 % in Indonesien, 72 % in Indien und
85 % in Südafrika reicht. Kanada und Brasilien
können große Wasservorkommen
zur Stromerzeugung nutzbar machen. Der
Anteil der Wasserkraft an der Stromerzeugung
belief sich 2020 auf 60 % bzw. 64 %.
In fünf der G20-Staaten ist das Erdgas mit
Anteilen zwischen 36 % in Großbritannien,
45 % in Russland, 56 % in Argentinien,
58 % in Mexiko und 61 % in Saudi-Arabien
der wichtigste Energieträger zur Stromerzeugung
– ebenfalls aufgrund der dortigen
Ressourcensituation. In Saudi-Arabien entfallen
daneben 39 % der Stromerzeugung
auf das reichlich geförderte Erdöl.
Die Auswirkungen der Energie- und Klimapolitik
können vor allem am Beispiel der
Staaten Frankreich, Deutschland und Japan
belegt werden. Frankreich hat in der Stromerzeugung
als Reaktion auf die erste Ölpreiskrise
1973/74 vor allem auf die Kernenergie
gesetzt. Treiber war zu dem Zeitpunkt
nicht die Klimapolitik, sondern das
Streben, sich von Energieimporten aus politisch
instabilen Regionen unabhängig zu
machen. 2020 lag der Anteil der Kernenergie
an der Stromerzeugung des Landes bei
gut 70 %. Die deutsche Bundesregierung
hatte nach dem Reaktorunfall von Fukushima
im Jahr 2011 entschieden, bis Ende
2022 vollständig aus der Nutzung der Kernenergie
auszusteigen. Die Nutzung erneuerbarer
Energien wird seit dem Jahr 1990
durch das Stromeinspeisungsgesetz (StrEG)
und seit dem Jahr 2000 durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) stark gefördert.
Konsequenz ist, dass sich der Anteil
der erneuerbaren Energien an der Deckung
des Strombedarfs in Deutschland seit dem
Jahr 2000 versechsfacht hat. Mit dem Kohleausstiegsgesetz
aus dem Jahr 2020 wurde
entschieden, bis spätestens 2038 vorständig
aus der Kohlenutzung auszusteigen. Das gilt
auch für die Braunkohle, die – anders als die
Steinkohle – in Deutschland zu wettbewerbsfähigen
Bedingungen gewonnen werden
kann. Japan verfügt kaum über eigene
Energieressourcen. Deshalb setzt dort die
Politik aus Gründen der Sicherheit der Versorgung
auf eine breite Diversifizierung der
Energieträger und Bezugsquellen. Dazu gehört
auch die Kernenergie. Darüber hinaus
wurde in den letzten Jahren der Ausbau erneuerbarer
Energien stark vorangetrieben.
Südkorea setzt in der Stromerzeugung
ebenfalls auf einen breiten Mix aus Kohle,
Erdgas, Kernenergie und erneuerbaren
Energien. In Italien, das 1990 die kommerzielle
Nutzung von Kernenergie beendet
hat, halten Erdgas mit 48 % und erneuerbare
Energien mit 41 % die größten Anteile. In
der Türkei wird – neben Kohle, Erdgas und
erneuerbaren Energien – auch die Kernenergie
künftig einen Beitrag zur Stromerzeugung
leisten. So sind dort drei Blöcke
auf Basis Kernenergie mit einer Brutto-Leistung
von rund 3.600 MW im Bau.
Die Marktbedingungen, als dritter wichtiger
Faktor, spiegeln sich am Beispiel der
USA und Großbritanniens wider. In den
USA ist die Steinkohle als vormals mit Abstand
wichtigster Energieträger zur Stromerzeugung
aus dieser Rolle durch das Erdgas
verdrängt worden. Aufgrund neuer
Fördermethoden konnte Erdgas in den
USA in den letzten Jahren zunehmend
wirtschaftlicher gefördert werden und damit
Wettbewerbsvorteile gegenüber Steinkohle
gewinnen. Die Zahl der Bergwerke
45

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021
Tab. 4. Primärenergieverbrauchs-Intensität und CO 2 -Intensität der G20-Staaten gemessen am
realen BIP 1990 bis 2020.
Staat
Intensität des Primärenergieverbrauchs
gemessen am realen BIP
in Kilojoule/(2010)US$
und der Kohleförderung hat sich in den
USA innerhalb der vergangenen zehn Jahre
halbiert. Mit Aufnahme der Gasförderung
in der britischen Nordsee war eine nahezu
komplette Verdrängung der Steinkohle in
der Stromerzeugung Großbritanniens verknüpft:
„UK‘s dash for gas“ (1990). Auch in
diesem Fall spielten die veränderten Wirtschaftlichkeitsrelationen
die ausschlaggebende
Rolle. Demgegenüber war in
Deutschland die Nutzung der heimischen
Steinkohle – trotz mangelnder Wirtschaftlichkeit
– noch über Jahrzehnte fortgesetzt
und erst mit Schließung der letzten Zeche
im Jahr 2018 beendet worden.
CO 2 -Emissionsintensität gemessen am
realen BIP
in Gramm/(2010)US$
1990 2000 2020 1990 2000 2020
USA 8.999 7.538 4.957 552 455 250
Kanada * 10.636 7.377 * 441 279
Mexiko 6.973 6.403 5.391 409 387 299
Brasilien 4.506 5.225 5.294 165 196 183
Argentinien 9.032 8.409 7.986 492 433 410
China* 31.331 18.092 12.147 2.538 1.431 827
Indien 16.234 15.309 11.816 1.186 1.099 849
Japan 3.969 4.175 2.753 231 231 166
Südkorea 10.489 10.957 8.028 646 592 393
Indonesien 7.101 9.351 6.469 438 592 459
Australien 6.054 5.523 3.851 449 418 256
Deutschland 5.842 4.589 3.228 391 274 161
Italien 3.804 3.640 2.991 231 210 147
Großbritannien 5.500 4.519 2.621 363 267 121
Frankreich 4.995 4.735 3.185 194 163 92
Türkei 5.503 5.902 4.898 373 393 288
Russland 25.519 27.155 16.396 1.577 1.527 829
Saudi-Arabien 11.363 12.684 15.643 688 734 837
Südafrika 16.592 15.955 12.243 1.457 1.392 1.085
G20** (8.630) 7.712 6.713 541 469 392
Welt 9.026 7.889 6.795 563 473 390
dar. EU-27 *** *** 3.580 *** *** 164
* einschließlich Hongkong
** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also
nicht die gesamte EU-27. Für die G20 einschließlich der gesamten EU-27 wurden für 2020 ein
Primärenergieverbrauch von 456,14 Exajoule und CO 2 -Emissionen von 26.327 Mio.t erfasst. Das entspricht
bei beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.
*** keine vergleichbaren Zahlen verfügbar
Quelle: BP Statistical Review of World Energy July 2021 (www.bp.com) und World Bank (https://data.
worldbank.org)
1.3 Treiber der CO 2 -Emissionen
Der japanische Wissenschaftler Yoichi
Kaya hat eine Formel entwickelt, mit der
die wesentlichen Treiber der Treibhausgas-
Emissionen abgeleitet werden können. 2
Mittels der nach ihm benannten Kaya-
Identität kann die Emissionsentwicklung
als Produkt aus vier Faktoren abgeleitet
werden. Dazu gehören die Bevölkerung,
die Wirtschaftsleistung pro Kopf der Bevölkerung,
die Energieintensität pro Einheit
Bruttoinlandsprodukt und die CO 2 -Intensität
pro Einheit Energieverbrauch.
Von 1990 bis 2020 hat die Bevölkerung der
19 Staaten der G20-Gruppe von 3,43 Milliarden
(Mrd.) um 35 % auf 4,62 Mrd. zugenommen.
Die Wirtschaftsleistung ist – in
realen Größen, also geldwert-bereinigt gemessen
– um 116 % gestiegen. 3 Pro Kopf
der Bevölkerung belief sich der Zuwachs
auf 60 %. Der Primärenergieverbrauch war
2020 um 68 % höher als 1990. Die CO 2 -
Emissionen haben um 56 % zugelegt. 4 Da
der Energieverbrauch aufgrund von Verbesserungen
in der Energieeffizienz weniger
stark angestiegen ist als die reale Wirtschaftsleistung,
hat sich die Energieintensität
der G20, also der Energieverbrauch
pro Einheit BIP, um 22 % verringert. Die
CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs
nahm dagegen nur um 7 % ab, weil der
größte Teil des Wachstums im Energieverbrauch
durch fossile Energien gedeckt worden
ist. Bei diesen für die G20 gemachten
Angaben wurden nur die Zahlen der 19
Staaten dieser Gruppe berücksichtigt, also
nicht die gesamte EU-27, sondern nur die
drei EU-Mitglieder und UK, die zum Kreis
der G20 gehören.
In den einzelnen G20-Staaten hat sich eine
unterschiedliche Entwicklung hinsichtlich
der CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs
vollzogen. Die stärksten Rückgänge zwischen
1990 und 2020 wurden in den europäischen
Mitgliedern aus dem Kreis der
G20 verzeichnet. Sie beliefen sich im
Durchschnitt dieser vier Staaten auf –
26 %. Dieser Wert wurde auch in Deutschland
erreicht. Im Unterschied dazu erhöhte
sich die CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs
in Japan, in Indonesien und in
Südafrika – in Japan vor allem als Folge des
Ersatzes von Kernenergie durch fossile
Energien nach der Reaktorkatastrophe von
Fukushima. In Indonesien und in Südafrika
ist der nach wie vor hohe Kohleanteil an
der Stromerzeugung als wesentliche Ursache
zu nennen. In den anderen Staaten der
G20 verringerte sich die CO 2 -Intensität des
Energieverbrauchs in einer Bandbreite
zwischen 2 % (Indien) und 20 % (Südkorea).
Die in absoluten Größen geringste
CO 2 -Intensität wiesen 2020 Frankreich,
Brasilien und Kanada aus. Entscheidende
Begründung sind die hohen Anteile von
Kernenergie (Frankreich) bzw. von Wasserkraft
(Brasilien und Kanada) in der
Stromerzeugung dieser Länder.
1.4 Ausblick auf die
Bevölkerungsentwicklung
Die Weltbevölkerung, einer der Treiber für
die Entwicklung des Energieverbrauchs,
wird auch künftig stark wachsen. Dies stellt
die Staatengemeinschaft vor zusätzliche
Herausforderungen bei der Begrenzung
der Treibhausgas-Emissionen. Die Vereinten
Nationen haben drei Szenarien zur Entwicklung
der Weltbevölkerung bis zum
Jahr 2100 erstellt. Danach wird sich die
Weltbevölkerung bis 2050 im Szenario mit
niedrigem Wachstum auf 8,9 Mrd. (+ 15 %)
und im Szenario mit starkem Wachstum auf
10,6 Mrd. (+ 37 %) erhöhen. Im mittleren
Szenario wird für 2050 von einem Bevölkerungsstand
von 9,7 Mrd. (+25 %) ausgegangen
(das prozentuale Wachstum jeweils
im Vergleich zum Stand des Jahres 2020).
Die für die G20 erwartete Zunahme ist auf
eine Spannweite zwischen 0 und 19 % begrenzt.
Mehr als die Hälfte der im mittleren
Szenario um rund 2 Mrd. bis 2050 steigenden
Weltbevölkerung entfällt auf Afrika. 5
Bliebe der weltweite Energieverbrauch pro
Kopf der Bevölkerung unverändert, wäre
künftig mit einer deutlichen Steigerung des
globalen Energieverbrauchs zu rechnen.
Sollte der Pro-Kopf-Verbrauch im Durchschnitt
aller Staaten auf das für die G20 im
Jahr 2020 errechnete Niveau steigen, wäre
2
Kaya (1997)
3
World Bank Group (2021a)
4
BP (2021)
5
United Nations (2021)
46

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
Tab. 5. Wirtschaftsleistung sowie Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten
pro Einheit BIP und pro Kopf der Bevölkerung im Jahr 2020.
Staat
Wirtschaftsleistung
(BIP in
current prices)
in
Mio. US$
PEV pro Einheit
BIP
in Megajoule
pro 1.000 US$
BIP
der globale Energieverbrauch unter Annahme
des mittleren Szenarios zum Bevölkerungswachstum
im Jahr 2050 um rund
60 % höher als im Jahr 2020. Unter der Annahme
einer unveränderten CO 2 -Intensität
des Energieverbrauchs würden die globalen
CO 2 -Emissionen entsprechend zunehmen.
Das zu erwartende Bevölkerungswachstum
bedeutet somit – zusammen mit
der Steigerung der wirtschaftlichen Prosperität
– eine enorme Herausforderung, die
bis 2050 angestrebte Klimaneutralität, also
Netto-Null-CO 2 -Emissionen, zu erreichen.
Diese vereinfachte Betrachtung verdeutlicht
die Dringlichkeit, mit der emissionsarme
Energietechnologien verfügbar gemacht
werden müssen, damit der Energiebedarf
der wachsenden Weltbevölkerung
gedeckt und gleichzeitig die Ziele des Pariser
Klima-Abkommens erreicht werden.
2 Status der expliziten und
impliziten Bepreisung von
CO 2 in den G20-Staaten
CO 2 -
Emissionen
in
kg/1.000
US$ BIP
Primärenergieverbrauch
(PEV) in
Megajoule
pro Kopf der
Bevölkerung
CO 2 -
Emissionen
in
Tonnen
pro Kopf der
Bevölkerung
USA 20.936.600 4.193 212 266,4 13,5
Kanada 1.643.408 8.294 313 358,6 13,6
Mexiko 1.076.163 6.021 334 50,3 2,8
Brasilien 1.444.733 8.313 287 56,5 2,0
Argentinien 383.067 8.223 422 69,4 3,6
China* 15.069.317 9.714 661 103,9 7,1
Indien 2.622.984 12.192 876 23,2 1,7
Japan 5.064.873 3.362 203 135,3 8,2
Südkorea 1.630.525 7.231 354 227,7 11,2
Indonesien 1.058.424 7.209 511 27,9 2,0
Australien 1.330.901 4.185 278 216,8 14,4
Deutschland 3.806.060 3.182 159 145,5 7,3
Italien 1.886.445 3.106 152 98,4 4,8
Großbritannien 2.707.744 2.545 117 102,5 4,7
Frankreich 2.603.004 3.342 96 129,1 3,7
Türkei 720.101 8.735 513 74,6 4,4
Russland 1.483.498 19.083 965 196,5 9,9
Saudi-Arabien 700.118 15.083 807 303,3 16,2
Südafrika 301.924 16.229 1.438 82,6 7,3
G20** 66.469.889 6.425 375 92,4 5,4
Welt 84.705.567 6.571 378 71,8 4,1
dar. EU-27 15.192.652 3.669 168 124,5 5,7
* einschließlich Hongkong
** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also
nicht die gesamte EU-27.
Quellen: World Bank Group (für BIP und Bevölkerungszahl); BP Statistical Review of World Energy July 2021
(für Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen)
Grundsätzlich können drei Arten der direkten
und indirekten Bepreisung von CO 2 unterschieden
werden. Das sind Verbrauchsteuern
auf Energieerzeugnisse, CO 2 -Steuern
und handelbare CO 2 -Emissionszertifikate.
Alle drei Komponenten dieser Effective
Carbon Rates (ECR) stellen einen Anreiz
dar, den Verbrauch an CO 2 -intensiven
Energien zu senken und von CO 2 -intensiven
Energieträgern auf CO 2 -arme oder
CO 2 -freie Optionen zu wechseln. 6
Der weltweit am stärksten mit ECR belastete
Sektor ist der Personen- und Güterverkehr
auf der Straße. So sind die Preise für
Kraftstoffe in den meisten G20-Ländern –
wenn auch in stark unterschiedlicher Dimension
– mit Mineralölsteuern beaufschlagt.
Dies gilt insbesondere für die europäischen
Staaten, aber auch für Japan und
Südkorea. Im Gegensatz dazu spielt die
Besteuerung von Kraftstoffen in Russland
keine nennenswerte Rolle. Für Saudi-Arabien
werden Kraftstoffpreise ausgewiesen,
die sogar unterhalb der Opportunitätskosten
– gemessen an den auf dem Weltmarkt
erzielbaren Preisen für Mineralölprodukte
– liegen.
Steuern auf Kraftstoffe wurden zwar ursprünglich
nicht mit der Intention eingeführt,
die CO 2 -Emissionen zu senken. Sie
wirken aber tendenziell verbrauchsdämpfend
und nehmen damit unmittelbar Einfluss
auf die Höhe der CO 2 -Emissionen. In
der EU gilt darüber hinaus eine Mindeststeuer
für Strom, die etwa in Deutschland
in Form eines deutlich höheren Satzes zur
Anwendung kommt.
Neben einer Verbrauchbesteuerung auf
fossile Energien und auf Strom existieren
explizite CO 2 -Bepreisungssysteme. Die
Weltbank-Gruppe zählte in ihrem jüngsten
Bericht zum Stand der globalen CO 2 -Bepreisung
64 CO 2 -Preismechanismen, die
bereits umgesetzt sind. Dabei handelt es
sich jeweils zur Hälfte um Emissionshandelssysteme
(Emission Trading Systems,
ETS) bzw. CO 2 -Steuersysteme. Erfasst von
entsprechenden Mechanismen sind sowohl
nationale als auch supranationale (EU
ETS) und subnationale Rechtsräume, wie
u.a. Bundesstaaten in den USA und Provinzen
in Kanada. Die 2020 etablierten Systeme
erfassen weltweit etwa 22 % der globalen
Treibhausgas-Emissionen. 7
In Emissionshandelssystemen erfolgt die
Steuerung durch Vorgabe eines in der Regel
pro Jahr definierten Emissionsdeckels.
Dies garantiert die Einhaltung der Mengenziele
für die Bereiche, die in das System
einbezogen sind. Die CO 2 -Preise bilden
sich auf Basis von Angebot und Nachfrage
nach den Regeln des Marktes. Im Unterschied
dazu führt die Preissteuerung über
eine CO 2 -Steuer zu einer klar definierten
finanziellen Belastung der Emissionen. Anders
als bei der Mengensteuerung über ein
Emissionshandelssystem wird allerdings
nicht die Einhaltung einer politisch gewünschten
Obergrenze definiert. Damit ist
die Zielschärfe des Emissionshandels im
Vergleich zu einer Steuer größer.
Die weltweit festgestellte Bandbreite der
CO 2 -Bepreisung reicht von weniger als
1 US$ in der Ukraine bis zu 127 US$ pro
Tonne CO 2e in Schweden. Nahezu die Hälfte
der von einer CO 2 -Bepreisung erfassten
12 Mrd. t CO 2e wird allerdings mit weniger
als 10 US$ pro t CO 2e belastet. Die Gesamterlöse
aus der CO 2 -Bepreisung werden für
2020 auf 53 Mrd. US$ beziffert. Mehr als
die Hälfte dieser Summe diente der Finanzierung
von Umwelt- oder Entwicklungsprojekten.
8
Auf der anderen Seite werden in einer Reihe
von Staaten Energieträger subventioniert.
Diese Praxis wirkt einer Verringerung
der Energie- und der CO 2 -Intensität
entgegen, soweit sich die Subventionen auf
fossile Energieträger und den Verbrauch
von Strom beziehen. Die Internationale
Energie-Agentur hat die weltweiten Subventionen
zugunsten von Öl, Erdgas, Kohle
und Elektrizität für das Jahr 2020 auf
181,5 Mrd. US$ beziffert. Die verteilen sich
mit 90,4 Mrd. US$ auf Öl, mit 52,5 Mrd. US$
6
OECD (2021)
7
World Bank Group (2021b)
8
World Bank Group (2021b)
47

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021
auf Strom, mit 36,9 Mrd. US$ auf Gas und
mit 1,7 Mrd. US$ auf Kohle. Von diesen
Subventionen entfallen gemäß den Berechnungen
der Internationalen Energie-
Agentur mit 93,2 Mrd. US$ rund die Hälfte
auf Staaten aus dem Kreis der G20. Genannt
werden Argentinien, China, Indien,
Indonesien, Mexiko, Russland und Saudi-
Arabien. Umgerechnet auf die jeweiligen
gesamten CO 2 -Emissionen dieser Länder
ergeben sich rechnerisch daraus negative
CO 2 -Steuern, die in der Spitze – das gilt für
Saudi-Arabien – bis zu 30 US$ pro t CO 2 erreichen.
9
Die Staaten der G20 lassen sich bei überschlägiger
Betrachtung fünf Kategorien
zuordnen:
––
Staaten mit hohen spezifischen Energiesteuern
und nationalen bzw. supranationalen
CO 2 -Bepreisungssystemen. Dazu
zählen Deutschland, Frankreich, Italien,
Großbritannien und Japan.
––
Staaten mit niedrigen spezifischen Energiesteuern,
aber einem etablierten nationalen
CO 2 -Bepreisungssystem. Dazu
werden Kanada, Mexiko, Argentinien,
Südafrika, Südkorea und seit 2021 auch
China gerechnet.
––
Staaten mit mittelhoher spezifischer
Energiesteuer, aber ohne nationales
CO 2 -Bepreisungsregime. Dieser Kategorie
werden Australien, Indien und Türkei
zugerechnet.
––
Staaten mit niedriger spezifischer Energiesteuer
und ohne nationales CO 2 -Bepreisungsregime.
Hierzu gehören USA,
Brasilien und Indonesien.
––
Staaten ohne nennenswerte spezifische
Energiesteuer und ohne CO 2 -Bepreisungsregime.
Dabei handelt es sich um
Russland und Saudi-Arabien.
Die Auswirkungen der Energie- und CO 2 -
Besteuerung in diesen Ländern sind in B i l d
1 und B i l d 2 veranschaulicht (siehe auch
Tabelle 6 und Tabelle 7).
3 Ansätze zur Erfüllung der
Klimaziele von Paris
Im Klimaabkommen von Paris aus dem
Jahr 2015 hat sich die Weltgemeinschaft
darauf verständigt, den Temperaturanstieg
im Vergleich zum vorindustriellen Niveau
auf höchstens 2 Grad, möglichst 1,5 Grad
Celsius, zu begrenzen.
CO 2 -Emissionen in kg/1000 US$ GDP
1.400
1.200
1.000
800
Weltweiter Durchschnitt
von 2:3 nicht zu überschreiten, verbleibt
demnach noch ein Budget von 400 Mrd.
Tonnen. Die vergleichbare Zahl für
1,7 Grad lautet 700 Mrd. Tonnen, und für
2,0 Grad wären es 1.150 Mrd. Tonnen. Unter
Ansatz einer geringeren Wahrscheinlichkeit
werden jeweils höhere und bei Ansatz
einer größeren Wahrscheinlichkeit
niedrigere Budget-Werte genannt. Ferner
wird ausgeführt, dass stärkere oder
schwächere Reduktionen der Emissionen
anderer Treibhausgase, wie etwa Methan,
die ermittelten Budget-Werte um
220 Mrd. Tonnen CO 2 oder auch mehr verringern
bzw. vergrößern kann. 10 Zur Erinnerung:
die weltweiten Emissionen betragen
(vor Abzug der weltweiten Senken)
rund 32 Mrd. Tonnen CO 2 , d.h. das Budget
ist in wenigen Jahrzehnten aufgebraucht.
600
Indonesien
Türkei
400
Mexiko
Argentinien
Südkorea
Kanada
Deutschland Japan Australien
200
USA
Brasilien
Großbritannien
Italien
0
0
Frankreich
2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000
3.1 Nationally Determined
Contributions (NDCs) der
Teilnehmerstaaten
Das Übereinkommen sieht vor, dass die
Teilnehmerstaaten über Nationally Determined
Contributions (NDCs) anspruchsvolle
Verpflichtungen zur Begrenzung der
Treibhausgas-Emissionen übernehmen,
die zudem regelmäßig zu verschärfen sind.
Dieser Verpflichtung sind die Staaten
teils mit spezifischen und teils mit absoluten
Minderungszusagen gerecht geworden,
die sich zudem auf unterschiedliche
Zeiträume beziehen und im Ambitionsniveau
voneinander abweichen. Nachbesserungen
sind grundsätzlich vorgesehen.
Trotzdem ist fraglich, ob die Erklärungen
in Summe zu einer Einhaltung der Zielvorgabe
von Paris führen. Bei der diesjährigen
COP 26 in Glasgow werden zum Status der
NDCs intensive Diskussionen erwartet, insbesondere
ob die summierten Verpflichtungen
der eingereichten NDCs das Ziel
des Klimaabkommens von Paris erreichen
können.
Der Weltklimarat der Vereinten Nationen
(Intergovernmental Panel on Climate
Change – IPCC) hat kalkuliert, welches globale
CO 2 -Budget, ab dem Jahr 2020 gerechnet,
für die Begrenzung der Erderwärmung
auf verschiedene Limits (1,5 Grad,
1,7 Grad und 2,0 Grad Celsius) im Vergleich
zu 1850 bis 1900 noch verbleibt, und
das jeweils mit einer Wahrscheinlichkeit
von 17 %, 33 %, 50 %, 67 % und 83 %. Um
die 1,5-Grad-Schwelle mit einer Chance
China
Indien
Energieverbrauch in MJ/1000 US$ GDP
Südafrika
Saudi Arabien
Russland
Bild 1. Vergleich von Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen pro Einheit GDP in den G 20-Staaten
im Jahr 2020.
CO 2 -Emissionen pro Kopf der
Bevölkerung in t
18
16
14
Australien
12
Südkorea
Russland
10
Russland
Weltweiter
Japan
Durchschnitt
8
Südafrika
Saudi Arabien
Deutschland
China
6
Italien
Türkei
Großbritannien
4
Mexiko Argentinien Frankreich
Indonesien
2
Indien Brasilien Australien
0
0 50 100 150 200 250 300 350 400
USA
Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung in MJ
Saudi Arabien
Kanada
Bild 2. Vergleich von Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen pro Kopf der Bevölkerung in den
G 20-Staaten im Jahr 2020.
9
International Energy Agency (2021)
10
IPCC (2021)
48

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
Tab. 6. Einordnung der G20-Staaten nach der Höhe der expliziten und impliziten
CO 2 -Bepreisung.
Staaten mit hohen
spezifischen
Energiesteuern
und nationalen
bzw.
supranationalen
CO 2 -Bepreisungssystemen
Staaten mit
niedrigen
spezifischen
Energiesteuern,
aber einem
etablierten
nationalen CO 2
-
Bepreisungs-
Regime
3.2 Budgetansatz (Verteilung der
Emissionsmenge pro Kopf der
Bevölkerung)
Staaten mit
mittelhoher
spezifischer
Energiesteuer,
aber ohne
nationales CO 2 -
Bepreisungs-
Regime
Staaten mit
niedriger
spezifischer
Energiesteuer und
ohne nationales
CO 2 -Bepreisungs-
Regime
Deutschland Kanada Australien USA Russland
Staaten ohne
signifikante
spezifische
Energiesteuer und
ohne nationales
CO 2 -Bepreisungs-
Regime, aber mit
Energie-
Subventionen
Frankreich Mexiko Indien Brasilien Saudi-Arabien
Großbritannien Argentinien Türkei Indonesien
Italien
Japan
Südafrika
China
Südkorea
Tab. 7. Vergleich der Verbraucherpreise für Energie in den G20-Staaten.
Staat
Benzin
in €|Liter
Stand:
16.8.2021
Diesel
in €/Liter
Stand:
16.8.2021
Strom
Haushalte
in €/kWh 1
Stand:
Dez. 2020
Strom
Business
in€/kWh 2
Stand:
Dez. 2020
Erdgas
Haushalte
in €/kWh 3
Stand:
März 2021
Erdgas
Business
in €/kWh 4
Stand:
März 2021
USA 0,794 0,739 0,126 0,092 * *
Kanada 1,077 0,894 0,095 0,080 0,023 0,015
Mexiko 0,945 0,926 0,070 0,131 0,030 0,019
Brasilien 0,947 0,743 0,113 0,103 * *
Argentinien 0,846 0,785 0,051 0,034 0,008 0,011
China 0,995 0,879 0,072 0,088 * *
Indien 1,177 1,072 0,066 0,099 * *
Japan 1,203 1,040 0,222 0,165 * *
Südkorea 1,232 1,078 0,094 0,073 * *
Indonesien 0,628 0,687 0,085 0,061 * *
Australien 0,953 0,908 0,194 0,107 0,063 *
Deutschland 1,521 1,345 0,310 0,197 0,056 0,035
Italien 1,649 1,500 0,222 0,195 0,082 0,052
Großbritannien 1,589 1,605 0,221 0,190 0,046 0,035
Frankreich 1,579 1,453 0,182 0,130 0,059 0,048
Türkei 0,785 0,736 0,069 0,077 0,014 0,017
Russland 0,580 0,570 0,053 0,080 0,007 0,007
Saudi Arabien 0,528 0,118 0,041 0,058 * *
Südafrika 1,022 1,000 0,124 0,060 * *
Welt 1,02 0,91 0,116 0,104 0,045 0,039
* nicht in vergleichbarer Form verfügbar
1
bei durchschnittlichem jährlichen Stromverbrauch
2
bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr
3
bei Jahresverbrauch von 30.000 kWh/Jahr
4
bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr
Quelle: https://www.GlobalPetrolPrices.com; zugegriffen am 18. August 2021
Der Sachverständigenrat für Umwelt hat
auf Basis der globalen Budget-Ansätze des
IPCC verschiedene Ansätze zur Ermittlung
nationaler Budgets vorgestellt, die mit dem
Pariser Klimaabkommen kompatibel wären
und nach Auffassung des SVR Umwelt
dem Prinzip der internationalen Verteilungsgerechtigkeit
gerecht würden. Dazu
gehört u.a. der Vorschlag, eine gleichmäßige
Aufteilung des nach Berechnungen des
IPCC verbleibenden weltweiten Budgets
auf die Staaten pro Kopf der jeweiligen Bevölkerung
vorzusehen. 11
Tatsächlich würde ein solcher Ansatz jedoch
einer gerechten Verteilung widersprechen.
Die Bedingungen zur Begrenzung
der Emissionen sind in den verschiedenen
Staaten der Welt nämlich sehr
unterschiedlich. Staaten wären im Vorteil,
in denen der weit überwiegende Teil der
Stromversorgung durch reichlich im Land
verfügbare Wasserkraft gedeckt werden
kann. Demgegenüber hätten Staaten ohne
oder mit geringen entsprechenden natürlichen
CO 2 -freien Ressourcen ungleich größere
Anstrengungen zu unternehmen, um
das vorgegebene Emissions-Budget einzuhalten.
Die flächenmäßige Ausdehnung
der verschiedenen Länder kann eine wichtige
Bestimmungsgröße für das Transportaufkommen
sein. Von der Frage, ob bzw.
in welchem Umfang eine Beheizung oder
Klimatisierung erforderlich ist, hängt sehr
stark der Energiebedarf im Gebäudebereich
ab. Die Industriestruktur ist ein weiterer
wichtiger Faktor. Staaten, in denen
die energieintensive Grundstoffindustrie
einen großen Anteil an der volkswirtschaftlichen
Wertschöpfung hat, wären im
Nachteil gegenüber Ländern, in denen der
Dienstleistungssektor dominiert. Auch die
Exportsituation spielt eine Rolle. Hohe Exportanteile
sind mit Emissionen verknüpft,
die nicht dem Verbrauch von Gütern im
Inland zuzurechnen sind.
Bei dem Pro-Kopf-Ansatz „ist aber vor allem
zu kritisieren, dass mit dieser mechanistischen
Art der Festlegung nationaler
Emissionsbudgets das Mitspracherecht von
Politik und Gesellschaft bei der Vorgabe
der künftigen nationalen Klimaschutzbemühungen
vollkommen ausgehebelt würde.“
12 Zudem widerspräche ein so ausgerichtetes
Konzept nationaler oder gar sektoraler
Emissionsbudgets vollkommen
dem ökonomischen Prinzip, die Emissionen
möglichst dort zu verringern, wo dies
am kostengünstigsten geschehen kann.
Und schließlich wäre eine Verständigung
auf ein derart gestaltetes System in internationalen
Verhandlungen chancenlos.
Staaten, wie die USA, Kanada, Australien
oder Saudi-Arabien, deren CO 2 -Emissionen
pro Kopf der Bevölkerung den weltweiten
Durchschnitt um mehr als das Dreifache
übertreffen, wären vorhersehbar
nicht bereit, einem derartigen Vorgehen
zuzustimmen.
3.3 Verständigung auf eine weltweit
harmonisierte Bepreisung von CO 2
Eine vielversprechende Alternative besteht
allerdings in der Verständigung auf eine
möglichst weitgehend harmonisierte Bepreisung
von CO 2 . Auf globaler Ebene
könnten die UN-Klimaverhandlungen
(Conference of Parties to the United Nations
Framework Convention on Climate
Change – UNFCCC) deutlich vereinfacht
werden, wenn die Bepreisung von CO 2 Priorität
vor der Verpflichtung zu Nationally
Determined Contributions bekäme. Statt
sich auf die nationalen Vermeidungspläne
zu konzentrieren und diese nachzuschärfen,
was mit sehr zeitaufwändigen Verfahren
verbunden ist und mit Sicherheit nicht
zur Zufriedenheit aller Staaten gelöst wird,
11
SVR Umwelt (2020)
12
Frondel (2020)
49

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021
kann eine gewünschte Vermeidungsleistung
über einen global vereinheitlichten
CO 2 -Preis ausgelöst werden. Zudem kann
auf diese Weise auch durch Modellierung
und Szenarien belastbarer festgestellt werden,
welcher notwendige Beitrag zur Klimaneutralität
durch Vermeidung erbracht
werden kann – und inwieweit auch Carbon
Dioxide Removal-Technologien benötigt
werden. Dabei kann durchaus berücksichtigt
werden, dass aufgrund unterschiedlicher
Kaufkraft national unterschiedliche
CO 2 -Preise zu Beginn gewählt werden, die
dann perspektivisch zu einem einheitlichen
globalen Preis führen – ähnlich wie es
heute global gültige Preise für fossile Energieträger
gibt.
Die CO 2 -Bepreisung stellt gleichzeitig eine
ökonomisch effiziente Lösung für das Erreichen
nationaler Klimaziele bis hin zur
Klimaneutralität dar. In den meisten Ländern
herrscht eine ausgesprochen große
Instrumentenvielfalt – von Ordnungsrecht,
wie Geboten, Verboten und Grenzwerten,
bis hin zu marktwirtschaftlichen Anreizmechanismen.
Gelänge es, die CO 2 -Bepreisung
als Leitinstrument zu etablieren, wäre
eine solide Messlatte zur Bewertung der
ökonomischen Effizienz anderer Instrumente
geschaffen. Ferner wäre damit eine
belastbare Möglichkeit gegeben, die Klimaschutzambitionen
der Staaten zu vergleichen.
Aus Praktikabilitätsgründen kann dabei
auch mit einem Nukleus an Staaten begonnen
werden: bereits eine Einigung innerhalb
der G20 auf eine gemeinsam ausgestaltete
CO 2 -Bepreisung würde drei Viertel
der weltweiten THG-Emissionen erfassen.
Damit könnten mit einem relativ übersichtlichen
Teilnehmerkreis große Wirkung entfaltet
werden.
4 Lösungsansätze zur
Schaffung eines Level
Playing Fields – Weltweit
harmonisierte Bepreisung von
CO 2 versus Carbon Border
Adjustment Mechanisms
Mit einer international vergleichbaren
CO 2 -Bepreisung könnte zugleich carbon
leakage wirkungsvoll vermieden werden.
4.1 Skizzierung des Vorschlags der
EU-Kommission
Die EU-Kommission hat im Fit-for-55 Package
zur Vermeidung von „Carbon Leakage“
als mögliche Folge der internationalen
Vorreiterrolle der EU bei den Klimazielen
ein CO 2 -Grenzausgleichssystem für Importe
aus Drittstaaten vorgeschlagen. 13 Mit
dem geplanten Carbon Border Adjustment
Mechanism (CBAM) soll sichergestellt werden,
dass für importierte Produkte die gleiche
CO 2 -Bepreisung zur Anwendung
kommt, die für die Produktion in der EU im
Rahmen des ETS gilt. Nach dem Vorschlag
der Kommission soll es eine Übergangsphase
von 2023 bis Ende 2025 geben, in
der die Importeure die CO 2 -Emissionen
melden müssen, die mit den von dem System
erfassten Gütern verbunden sind,
ohne bereits einen finanziellen Ausgleich
zahlen zu müssen. Eckpunkte des Systems,
dessen volle Funktionsfähigkeit im Jahr
2026 angestrebt wird, sind:
Für Importe aus Drittstaaten, für die der
CBAM zur Anwendung kommen soll, wären
detaillierte Angaben zu den eingeführten
Waren zu machen. Dazu gehören die
Art des Produktes und die Menge, Ursprungsland
und eine Berechnungsgrundlage
für die durch das Erzeugnis entstandenen
CO 2 -Emissionen. Die Importeure bzw.
Lieferanten aus Drittstaaten sollen verpflichtet
werden, digitale CBAM-Zertifikate
im Umfang der jeweils ermittelten CO 2 -
Emissionen zu erwerben. Der Preis der
Zertifikate wäre mit den jeweils gültigen
Kosten für die EU-ETS-Zertifikate (EUA)
verbunden – basierend auf den durchschnittlichen
EUA-Notierungen der jeweiligen
Woche. Ebenso müssten sich die beteiligten
Länder auf ein gemeinsames standardisiertes
Verfahren zur Messung der
CO 2 -Emissionen einigen. 14
Folgende Erzeugnisse sollen zunächst erfasst
werden:
––
Zement
––
Strom
––
Düngemittel
––
Eisen und Stahl
––
Aluminium
Der CBAM soll für die direkten Emissionen
von Treibhausgasen während des Herstellungsverfahrens
der betroffenen Produkte
zur Anwendung kommen. Bis zum Ende
des Übergangszeitraums will die Kommission
bewerten, wie das Instrument funktioniert,
ob sein Anwendungsbereich auf weitere
Produkte und Dienstleistungen – auch
entlang der Wertschöpfungskette – ausgeweitet
werden soll und ob auch indirekte
Emissionen, also CO 2 -Emissionen aus dem
zur Herstellung der Ware verwendeten
Strom, erfasst werden sollen.
Im Falle von Stromimporten soll sich die
Zertifikatpflicht an Standardwerten orientieren,
die den EU-weiten Erzeugungsmix
reflektieren, es sei denn, der Lieferant
aus dem Drittstaat kann belegen,
dass der Strom mit – im Vergleich zum
EU-Erzeugungsmix – niedrigeren spezifischen
CO 2 -Emissionen pro kWh erzeugt
wurde.
Schließlich ist eine Kompensation für im
Herkunftsland gezahlte CO 2 -Preise vorgesehen.
So kann ein EU-Importeur bzw. Exporteur
in die EU bei der Kommission einen
Abzug von der Importabgabe in Höhe
des im Herkunftsland gezahlten CO 2 -Preises
für die in dem importierten Produkt
enthaltenden CO 2 -Emissionen geltend machen.
4.2 Bewertung des CBAM-Vorschlags
der EU-Kommission und Vorschlag
für alternative Strategien
Bereits die dargelegten Punkte, die nur
eine sehr komprimierte Wiedergabe des in
36 Artikeln gefassten Verordnungsvorschlags
der EU-Kommission darstellen, geben
einen Hinweis auf den enormen bürokratischen
Aufwand, der mit der Einführung
des CO 2 -Grenzausgleichssystems
verbunden wäre, das von der Kommission
als Schutzschirm gegen Abwanderung von
Industrieproduktion in Drittstaaten aufgrund
CO 2 -Preis bedingter Wettbewerbsnachteile
vorgeschlagen wird. Zudem gibt
es berechtigte Zweifel, ob ein „Carbon Border
Adjustment“, also eine Art Klimazoll
auf importierte Produkte, ein geeignetes
Mittel ist, „Carbon Leakage“ zu verhindern.
Zum einen besteht eine Vielzahl ungelöster
methodischer Probleme. Dazu gehört unter
anderem die Frage, welcher CO 2 -Fußabdruck
in einem importierten Produkt
enthalten ist, das mehrere Wertschöpfungsstufen
in verschiedenen Ländern
durchlaufen haben kann. Eine weitere Frage
ist, wie viel davon aufgrund außerhalb
der EU bestehender CO 2 -Bepreisungssysteme
bereits kostenseitig internalisiert ist.
Eine sachgerechte Ermittlung wäre umso
aufwändiger, je mehr Produkte – über Zement,
Eisen und Stahl, Dünger, Strom sowie
Aluminium hinaus – mit deutlich komplexeren
Wertschöpfungsschritten in das
System einbezogen werden. Zum anderen
bietet der CBAM keine Kompensation für
Produkte, die aus der EU in Drittstaaten
exportiert werden. Zudem bestehen Zweifel
hinsichtlich der WTO-Kompatibilität
von „Carbon Border Adjustments“. Schließlich
sind Gegenreaktionen betroffener Länder
– etwa in Form von Retaliationszöllen
– zu erwarten, was sich negativ auf die in
der EU bestehende exportorientierte Industrie
auswirken würde. 15
4.3 Effekte eines CBAM
Die Effekte eines CBAM können in sehr
stark vereinfachter Form ausgerechnet
werden, wenn man typische Werte für direkte
und indirekte CO 2 -Emissionen annimmt
– und die jeweils relevante CO 2 -Bepreisung.
Die Herstellung einer Tonne Zement verursacht
prozessbedingt rund 0,6 t CO 2 -Emissionen.
Der Stromverbrauch für die Erzeugung
einer Tonne Zement beträgt etwa
112 kWh – damit wären etwaige indirekte
CO 2 -Emissionen erfasst. Bei Zement spielen
vor allem die direkten Emissionen die
entscheidende Rolle. Bei einem angenommenen
CO 2 -Preis von 60 € je Tonne wäre
mit einem CBAM-Aufschlag für Exporte
aus Drittländern von rund 40 €/t zu rech-
13
Europäische Kommission (2021)
14
Gielen (2021)
15
Schiffer (2021)
50

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
Tab. 8. Direkte und Indirekte (strombasierte) Emissionen bei der Zementherstellung. Dabei wird ein
EU-Marktpreis von 60 €/t CO 2 angenommen.
Spezifische
Emissionen in
kg CO 2 / kWh
Strom
nen (Ta b e l l e 8 ). Bei Marktpreisen für
Zement in der Größenordnung zwischen
120 und 140 €/t Zement erreichte der Aufschlag
also durchaus eine relevante Größenordnung.
Sofern im Exportland ein Bepreisungssystem
für Treibhausgas-Emissionen
besteht, könnte – je nach CBAM-
Ausgestaltung – eine entsprechende Anrechnung
erfolgen. Bei Exporten aus Staaten,
deren CO 2 -Preise oberhalb des EU-ETS-
Direkt Indirekt Gesamt
t CO 2 / t Zement
Preis Mark-up
in
€/t Zement
Argentinien 0,3583 0,6 0,0401 0,6401 38,41
Australien 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38
Brasilien 0,0927 0,6 0,0104 0,6104 36,62
Kanada 0,1300 0,6 0,0146 0,6146 36,87
China 0,6236 0,6 0,0698 0,6698 40,19
Hong-Kong 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38
Indien 0,7429 0,6 0,0832 0,6832 40,99
Indonesien 0,7551 0,6 0,0846 0,6846 41,07
Japan 0,4916 0,6 0,0551 0,6551 39,30
Mexiko 0,4640 0,6 0,0520 0,6520 39,12
Russland 0,3302 0,6 0,0370 0,6370 38,22
Saudi-Arabien 0,7176 0,6 0,0804 0,6804 40,82
Südafrika 0,9606 0,6 0,1076 0,7076 42,46
Südkorea 0,5170 0,6 0,0579 0,6579 39,47
Türkei 0,5434 0,6 0,0609 0,6609 39,65
USA 0,4759 0,6 0,0533 0,6533 39,20
Quelle: Carbon Footprint (2019) und Verein Deutscher Zementwerke
Tab. 9. Direkte und Indirekte (strombasierte) Emissionen für Primäraluminium. Dabei wird ein
EU-Marktpreis von 60 €/t CO 2 angenommen.
Spezifische
Emissionen in kg
CO 2 /kWhStrom
Direkt Indirekt Gesamt
tCO 2 /tAlu
Preis Markup
in €/t
Aluminium
Argentinien 0,3583 10,7 6,8878 17,5878 1.055,27
Australien 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74
Brasilien 0,0927 10,7 1,7820 12,4820 748,92
Kanada 0,1300 10,7 2,4991 13,1991 791,94
China 0,6236 10,7 11,9879 22,6879 1.361,27
Hong-Kong 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74
Indien 0,7429 10,7 14,2813 24,9813 1.498,88
Indonesien 0,7551 10,7 14,5158 25,2158 1.512,95
Japan 0,4916 10,7 9,4504 20,1504 1.209,02
Mexiko 0,4640 10,7 8,9198 19,6198 1.177,19
Russland 0,3302 10,7 6,3477 17,0477 1.022,86
Saudi-Arabien 0,7176 10,7 13,7949 24,4949 1.469,69
Südafrika 0,9606 10,7 18,4662 29,1662 1.749,97
Südkorea 0,5170 10,7 9,9386 20,6386 1.238,32
Türkei 0,5434 10,7 10,4461 21,1461 1.268,77
USA 0,4759 10,7 9,1485 19,8485 1.190,91
Quelle: Carbon Footprint (2019) und Navigant (2019)
Niveaus liegen, müsste – eine entsprechende
Ausgestaltung des CBAM vorausgesetzt
– dem Exporteur der sich ergebende Differenzbetrag
erstattet werden, d.h. es würde
ein finanzieller Vorteil resultieren auf Basis
einer klimafreundlicheren Produktion.
Bei stromintensiven Gütern, wie Aluminium,
könnten die Aufschläge erheblich höhere
Größenordnungen erreichen. So läge
der Aufschlag bei Ansatz des aktuellen
Marktpreises für Aluminium von rund
2.200 €/t bei den gewählten Beispielen
zwischen 34 % und 80 % (ebenso wieder
60 €/t als angenommener CO 2 -Preis). Bei
den entsprechend durchgeführten Berechnungen
(Ta b e l l e 9 ) sind direkte CO 2 -
Emissionen von 10,7 t CO 2 pro Tonne Aluminium
und indirekte CO 2 -Emissionen
über den Ansatz eines Strombedarfs von
19 MWh je erzeugte Tonne Aluminium angenommen
worden.
Mit Anwendung dieses Systems wären beträchtliche
Preissteigerungen für die importierten
Güter verbunden. Das bedeutet:
Den Vorteil des Schutzes bestimmter Industrieaktivitäten
vor der global asymmetrischen
CO 2 -Bepreisung hätten die Verbraucher
in der EU über höhere Produktpreise
zu erkaufen.
4.4 Konsequenzen
Der Schlüssel zur Lösung der Problematik
liegt in einer Verstärkung der internationalen
Kooperation statt in der Verfolgung eines
Konfrontationskurses. In Verhandlungen
sollte angestrebt werden, dass die wesentlichen
Wettbewerber auf den Weltmärkten,
etwa die G20, in vergleichbarem
Maß ebenfalls CO 2 -Kosten internalisieren.
Ein solches Prinzip der Reziprozität könnte
durch die Verständigung auf eine internationale
Angleichung der Preise für CO 2 , in
einem ersten Schritt möglicherweise in
Form einer Erhebung von Mindestpreisen
für CO 2 , gestaltet werden. Solange dies
noch nicht erreicht ist, könnten die Fortführung
der kostenlosen Zuteilung von
Zertifikaten an Industrieunternehmen in
der EU und die Förderung von deren Transformation
als Brücke fungieren.
Im Ergebnis ist die Abschottung des europäischen
Binnenmarktes durch Zollschranken
die falsche Antwort auf eine globale
Herausforderung. Vielmehr gilt es, internationalen
Handel und Kooperation zu
stärken. Dies betrifft auch oder sogar ganz
besonders die Regeln der internationalen
Klimaschutz-Architektur. Nur globale Zusammenarbeit
und vergleichbare weltweite
Klimaschutzambitionen können das Klima
wirksam schützen. Auch das Bundesverfassungsgericht
stellt in seinem Beschluss
vom 24. März 2021 fest: „Das Klimaschutzgebot
verlangt vom Staat international
ausgerichtetes Handeln zum globalen
Schutz des Klimas und verpflichtet, im
Rahmen internationaler Abstimmung auf
Klimaschutz hinzuwirken.“ 16 Der globale
Charakter von Klima und Erderwärmung
schließt zwar eine Lösung der Probleme
des Klimawandels durch einen Staat allein
aus, so das Bundesverfassungsgericht.
Gleichwohl kann sich der Staat „seiner Verantwortung
nicht durch den Hinweis auf
die Treibhausgas-Emissionen in anderen
Staaten entziehen“. 17
16
Bundesverfassungsgericht (2021)
17
Bundesverfassungsgericht (2021)
51

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021
Der somit grundsätzlich zu befürwortende
„New Green Deal“ der EU kann aber nur
dann ein Erfolgsmodell werden, wenn die
Wettbewerbsfähigkeit der europäischen
Wirtschaft zumindest gewahrt, am besten
sogar gestärkt wird. Das gilt analog auch
für nationale Maßnahmen. Die internationale
Verständigung auf einen Mindestpreis
für CO 2 ist „Carbon Border Adjustments“
deutlich überlegen. Bevor Klimazölle eingeführt
werden, sollte zunächst dieser Weg
beschritten werden – verbunden mit der
Ambition – „Carbon Border Adjustments“
als Mittel gegen Carbon Leakage einzusetzen,
obsolet werden zu lassen. 18
5 Lenkungswirkung einer
expliziten und impliziten
CO 2 -Bepreisung bei privaten
Haushalten
18
Felbermayr und Schmidt (2021)
19
Enerdata – Energiepreise für 2019 in US$
(2015)
Tab. 10. Modellhaushalte und ihre angenommenen Energieverbräuche.
Classic More gas All electric
Komfort Strom (kWh) 3.500 Strom (kWh) 3.500 Strom (kWh) 3.500
Heizung Erdgas (kWh) 20.000 Erdgas (kWh) 20.000 Strom (kWh) 5.000
Auto Diesel (l) 1.000 CNG (kWh) 10.374 Strom (kWh) 3.640
Tab. 11. Energierechnung pro Jahr für drei Modellhaushalte für ausgewählte G20-Länder.
Classic More gas All electric Classic Moregas All electric
Australien USc15/kWh 2.482,69 3.330,50 2.847,79 0 % 34 % 15 %
Kanada USc15/kWh 890,76 1.143,30 1.318,91 0 % 28 % 48 %
China USc15/kWh 1.053,29 1.441,22 977,93 0 % 37 % -7 %
Frankreich USc15/kWh 2.420,81 3.311,89 2.297,88 0 % 37 % -5 %
Italien USc15/kWh 2.791,43 3.711,85 3.381,33 0 % 33 % 21 %
Deutschland USc15/kWh 2.543,36 3.273,43 3.815,06 0 % 29 % 50 %
Japan USc15/kWh 2.864,15 3.928,44 2.723,27 0 % 37 % -5 %
Mexiko USc15/kWh 755,32 1.013,95 787,44 0 % 34 % 4 %
Russland USc15/kWh 268,09 318,81 531,94 0 % 19 % 98 %
Südkorea USc15/kWh 1.477,19 2.045,28 1.221,42 0 % 38 % -17 %
Schweden USc15/kWh 3.498,99 4.917,83 2.489,63 0 % 41 % -29 %
Türkei USc15/kWh 1.185,08 1.529,86 1.670,85 0 % 29 % 41 %
UK USc15/kWh 2.229,89 2.889,66 3.151,98 0 % 30 % 41 %
USA USc15/kW 1.076,40 1.405,06 1.467,33 0 % 31 % 36 %
Quelle: Enerdata (2021)
„Klassisch“
Mehr Gas
Nur elektrisch
Mit der Besteuerung des Energieverbrauchs
und der CO 2 -Emissionen wird die
Entfaltung einer Lenkungswirkung bezweckt.
Der Verbrauch soll verringert und
die Nutzung CO 2 -armer Energietechnologien
soll begünstigt werden.
Zur Verdeutlichung der Effekte werden
drei Varianten der Nutzung von Energie in
privaten Haushalten miteinander verglichen
(Ta b e l l e 10 ). In der Variante
„Classic“ wird Strom für Beleuchtung und
den Betrieb der Aggregate verwendet, geheizt
wird mit Erdgas und in der Garage
steht ein Diesel-Pkw. Bei der Variante
„More gas“ wird der Diesel-Pkw durch ein
mit Erdgas angetriebenes Fahrzeug ersetzt,
wobei der gleiche Erdgas-Preis für das
Fahrzeug und für die Heizung angesetzt
wird. Die dritte Variante „All electric“ beschreibt
einen Haushalt, der mit einer Wärmepumpe
heizt und über ein voll-elektrisches
Fahrzeug verfügt.
Bei einem Vergleich der gesamten Energierechnung
der drei Modell-Haushalte
19 ergibt sich, dass nur in wenigen Ländern
die (perspektivisch) klimafreundlichere
Lösung finanziell vorteilhaft ist (Ta -
b e l l e 11 ). „All electric“ – die Lösung, der
im Zusammenhang mit Klimaneutralität
ein bevorzugter Stellenwert eingeräumt
wird – ist nur in wenigen Ländern für den
Verbraucher günstiger im Vergleich zu den
anderen ausgewiesenen Varianten. Dies
gilt für Frankreich, Japan oder Südkorea.
Zu beachten ist allerdings bei der vorgenommenen
vereinfachten Vorgehensweise,
dass die tatsächlichen Energieverbräuche
im Haushaltssektor in den berücksichtigten
Ländern stark unterschiedlich sind.
Neben dem Vergleich der Länder kann man
auch den Trend innerhalb eines Landes betrachten,
d.h. ob über die Jahre hinweg im
gleichen Land die klimafreundlichen Lösungen
eine finanzielle Bevorzugung erfahren.
Betrachtet man den Trendverlauf
(Preissteigerung 2019 im Vergleich zu
2010) für die drei skizzierten Modellhaushalte,
so wird erkennbar, inwieweit die jeweiligen
Staaten durch die Ausgestaltung
von Steuern die richtigen Anreize setzen.
Die klimafreundlicheren Modellhaushalte
(„more gas“ und „all electric“, von denen
im Vergleich zu „classic“ geringere CO 2 -
Emissionen ausgehen) sollten von geringeren
Preissteigerungen betroffen sein als der
Standardhaushalt „classic“. Das ist jedoch
nur in wenigen Ländern der Fall, z.B. in Österreich
oder Ungarn. In einigen Ländern
erfährt „all electric“ sogar die deutlichsten
Preiserhöhungen im Vergleich zu den anderen
Varianten. Das gilt z.B. für Deutschland
(B i l d 3 ).
Bei dem vorgenommenen Vergleich wurden
nur die jährlichen variablen Kosten
berücksichtigt – nicht jedoch etwaige Investitionskosten.
Das dürfte allerdings das
Gesamtbild kaum verändern, da ein zusätzlicher
Ansatz der Investitionen tendenziell
zu höheren Belastungen bei „more
gas“ und „all electric“ führen würde. Dies
dürfte somit bei deren ökonomischer Bewertung
mit zusätzlichen negativen Auswirkungen
verbunden sein.
Dies zeigt: Es besteht Handlungsbedarf,
damit die Steuerungswirkung durch die
Energiebesteuerung und die CO 2 -Bepreisung
zielgenauer greift und für die Haus-
Bild 3. Haushaltsrechnung für Energie im Jahr 2019 im Vergleich zum Jahr 2010.
52

VGB PowerTech 9 l 2021
CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion
halte ein belastbarer ökonomischer Anreiz
zur Realisierung eines klimafreundlicheren
Energiemix geschaffen wird. Darauf
wies kürzlich auch Deutsche Bank Research
hin (2021).
6 Fazit
Bei erfolgreicher internationaler Verständigung
auf CO 2 -Mindestpreise könnte das
gegenwärtige System der Mengenbegrenzungen
von Treibhausgas-Emissionen über
Nationally Determined Contributions
wirksam ergänzt, wenn nicht sogar ersetzt
werden. 20 Eine CO 2 -Bepreisung in international
vergleichbarer Höhe ist kleinteilig
angelegten Förderinstrumenten und Verbotsregelungen
deutlich überlegen, die in
Paris vereinbarten Klimaziele kosteneffizient
zu erreichen.
Das Schaffen ökonomischer Anreize für
Haushalte, die Energiebeschaffung klimafreundlicher
zu gestalten, ist ebenso eine
wichtige nationale Aufgabe und kann durch
eine sinnvoll ausgestaltete Energiebesteuerung
erreicht werden. Aus gegenwärtiger
Sicht werden klimafreundliche Energieträger,
insbesondere Strom, zu stark mit Steuern,
Abgaben und Umlagen belastet – und
damit die falschen Anreize gesetzt.
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teilweise erfolgreich. Pressemitteilung Nr.
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worldbank.org; zugegriffen am 13. August
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Carbon Pricing 2021. Washington DC, May
2021. www.worldbank.org; zugegriffen am
12. August 2021. l
VGB-Standard
Einführung und Überblick der VGB-Standards für
Abnahmetests und Kontrolluntersuchungen
(1. Ausgabe August 2020, Weiterentwicklung der Reihe VGB-R 123)
Ausgabe 2020 – VGB-S-150-20-2020-08-DE
DIN A4, Print/eBook, 10 S., eBook (PDF-Datei), kostenloser Download
Der VGB-Standard VGB-S-150-20 „Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests
und Kontrolluntersuchungen“ wurde in Verantwortung der VGB-Fachgruppe „Abnahmetests und
Kontrolluntersuchen“ erarbeitet.
Im VGB-S-150-20 wird die Weiterentwicklung der betreffenden Regelwerke der Fachgruppe zu VGB-
Standards und die schrittweise Ablösung der entsprechenden VGB-Richtlinien dargestellt. Dies betrifft
insbesondere den Band VGB-R 123 I.2 „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“ aus der Sammlung
von VGB-Richtlinien und VGB-Empfehlungen für die Leittechnik.
Eine fortlaufende Aktualisierung in Abhängigkeit des Ausgabestandes einzelner Teile ist mit der dargestellten
Vorgehensweise erforderlich. Daher wird dieser VGB-Standard kostenfrei zum Download
bereitgestellt (www.vgb.org/shop).
VGB-Standard
Einführung und Überblick
der VGB-Standards für
Abnahmetests und
Kontrolluntersuchungen
1. Ausgabe August 2020
VGB-S-150-20-2020-08-DE
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om
53

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in
der Energiewirtschaft
Hans-Peter Schwintowski
Abstract
Sustainability as a legal principle in the
energy industry
On 04.06.2021, the European Commission presented
a draft Delegated Regulation (DV) defining
the technical assessment criteria for sustainability.
In this way, it is to be determined
whether an economic activity – for example of a
gas-fired power plant – contributes significantly
to climate protection and prevents climate
change. The DP is to come into force on
01.01.2022. It would then be binding in all its
parts and directly applicable in all EU Member
States. The IR is an important building block for
bringing sustainability in the sense of the Taxonomy
Regulation (TVO) to life. There, the
term sustainability is defined in Art. 3. According
to this definition, an economic activity is
considered environmentally sustainable if it
fulfils four conditions, i.e. makes a significant
contribution to one or more of the environmental
objectives of Art. 9 (1); does not lead to a
significant deterioration of one or more of the
environmental objectives (Art. 9) (2); complies
with the established minimum level of protection
(Art. 18) (3); and meets the technical assessment
criteria set by the Commission (4).
The IR to be presented here deals with the technical
assessment criteria that ultimately determine
whether a company – and thus also an
energy producer or a network or storage operator
– is considered sustainable within the meaning
of the TVO.
l
Autor
Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski
Humboldt-Universität zu Berlin
Juristische Fakultät
Lehrstuhl für Bürgerliches Recht, Handels-,
Wirtschafts- und Europarecht
Berlin, Deutschland
I. Ausgangspunkt
Am 04.06.2021 hat die Europäische Kommission
den Entwurf für eine Delegierte
Verordnung (DV) zur Festlegung der technischen
Bewertungskriterien für Nachhaltigkeit
vorgelegt. Auf diese Weise soll bestimmt
werden, ob eine Wirtschaftstätigkeit
– zum Beispiel eines Gaskraftwerkes
– wesentlich zum Klimaschutz beiträgt und
dem Klimawandel vorbeugt. Die DV soll
am 01.01.2022 in Kraft treten. Sie wäre
dann in allen ihren Teilen verbindlich und
würde unmittelbar in allen Mitgliedstaaten
der EU gelten. Die DV ist ein wichtiger Baustein,
um die Nachhaltigkeit im Sinne der
Taxonomie-Verordnung (TVO) 1 mit Leben
zu erfüllen. Dort ist der Begriff der Nachhaltigkeit
in Art. 3 definiert. Eine Wirtschaftstätigkeit
gilt danach als ökologisch
nachhaltig, wenn sie vier Voraussetzungen
erfüllt, nämlich einen wesentlichen Beitrag
zu einem oder mehreren der Umweltziele
des Art. 9 leistet (1); nicht zu einer erheblichen
Beeinträchtigung eines oder mehrerer
Umweltziele (Art. 9) führt (2); den festgelegten
Mindestschutz (Art. 18) einhält
(3); und den technischen Bewertungskriterien,
die die Kommission festgelegt hat,
entspricht (4).
In der hier vorzustellenden DV geht es um
die technischen Bewertungskriterien,
die letztlich darüber entscheiden, ob ein
Unternehmen – und damit auch ein Energieerzeuger
oder ein Netz- oder Speicherbetreiber
– als nachhaltig im Sinne der
TVO gilt.
Diese Einordnung ist rechtlich von hoher
Relevanz, denn die Mitgliedstaaten legen
Sanktionen bei Verstößen gegen die Transparenzpflichten
der TVO (Artt. 5, 6, 7) fest.
Diese Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig
und abschreckend sein (Art.
22 TVO).
Derzeit werden große Unternehmen von
öffentlichem Interesse zur Veröffentlichung
eines Nachhaltigkeitsberichts verpflichtet
sein. Das sind große Kapitalgesellschaften,
Kreditinstitute und Versicherungen,
die jeweils mehr als 500 Arbeitnehmer
beschäftigen. Dies sollen europaweit ca.
6.000 Unternehmen sein. 2 Nach dem Vorschlag
zur Änderung der CSR-Richtlinien
sollen in Zukunft auch Unternehmen mit
mehr als 250 Mitarbeitern und einem Jahresumsatz
von 40 Mio. Euro zur Veröffentlichung
eines Nachhaltigkeitsberichts verpflichtet
werden. 3
Tatsächlich werden aber auch kleinere und
mittlere Unternehmen die TVO anwenden,
weil insbesondere Banken und Investoren
wissen wollen, ob sie in ein nachhaltiges
Unternehmen investieren. Das ergibt sich
für alle Finanzmarktteilnehmer, zu denen
Versicherer, Wertpapierfirmen und Finanzberater
aller Art zählen aus der VO (EU)
2019/2088 vom 27.11.2019 4 . Nach dieser
VO, die am 10.03.2021 (Art. 20) in Kraft
getreten ist, veröffentlichen sowohl Finanzmarktteilnehmer,
als auch Finanzberater
auf ihren Internetseiten, Informationen
zu ihren Strategien zur Einbeziehung
von Nachhaltigkeitsrisiken bei ihren Investitionen
oder im Rahmen der Anlage- oder
Versicherungsberatung. Auf diese Weise
sollen die Anleger darüber informiert werden,
was eine ökologisch nachhaltige
Wirtschaftstätigkeit ist. Zugleich entsteht
ein Level Playing Field, um verschiedene
Finanzprodukte zu prüfen und miteinander
zu vergleichen. 5 Letztlich will die TVO
für mehr Transparenz und Einheitlichkeit
bei der Einstufung solcher Tätigkeiten, die
nachhaltig sind, sorgen, um das Risiko der
Grünfärberei (Greenwashing) und die
Fragmentierung in den entsprechenden
Märkten zu begrenzen. 6 Der EU geht es darum,
auf diese Weise Kapitalströme in
nachhaltige Unternehmen und Projekte zu
lenken, damit die europäische Volkswirtschaft
besser gegen Klima- und Umweltschutz
gewappnet ist. 7
Im Kern geht es um die Transformation der
Wirtschaft hin zu einer größtmöglichen
CO 2 -Neutralität. 8
Warum gerade die Finanzmarktteilnehmer
gebraucht werden, um die Transformation
der Wirtschaft hin zu einer größtmöglichen
CO 2 -Neutralität zu realisieren, wird
nicht weiter begründet. Etwas überraschend
ist dieser Befund deshalb, weil die
Mitgliedstaaten es nicht den Finanzmarktteilnehmern
überlassen können und dürfen,
ob sie in nachhaltige Unternehmen investieren
oder nicht. So heißt es auch in
der DV 9 , dass „Anleger ihre Investitionsentscheidungen
weiterhin nach eigenem Ermessen
treffen und die Taxonomie-Verord-
54

VGB PowerTech 9 l 2021
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft
nung sie keineswegs verpflichtet, wohlmöglich
nur in Wirtschaftstätigkeiten zu
investieren, die bestimmte Kriterien erfüllen“.
Folglich kann ein Anleger selbstverständlich
auch in Zukunft in Kohle- oder
Gaskraftwerke investieren, auch wenn diese,
weil sie feste fossile Brennstoffe verwenden,
nicht als ökologisch nachhaltige
Wirtschaftstätigkeiten gelten (Art. 19 Abs.
3 TVO). Anders formuliert: die Transformationsaufgabe
der TVO ändert nichts daran,
dass die Mitgliedstaaten zur Erfüllung
ihrer Klimaschutzverpflichtungen aus dem
Pariser Abkommen zu Maßnahmen greifen
müssen, die letztlich die Zielerreichung sicherstellen.
In Deutschland geschieht dies
durch das Bundes-Klimaschutzgesetz, mit
dem für bestimmte Bereiche, unter anderem
auch für die Energiewirtschaft, die zulässigen
Jahresemissionsmengen für die
Jahre 2020-2040 konkretisiert werden.
Der Ausstieg aus der Stein- und Braunkohle
wird somit nicht über die Nachhaltigkeitsbewertung,
sondern über einen gesetzlichen
Zwangsakt realisiert. Sehr ähnlich
ist es in fast allen anderen betroffenen
Bereichen, wie der Industrie, dem Gebäudesektor,
dem Verkehr, der Landwirtschaft
oder der Abfallwirtschaft.
Die sehr umfangreichen und in Teilen auch
höchst bürokratischen Umsetzungsvorschriften
für die Bewertung von Nachhaltigkeit
und Nachhaltigkeitsrisiken führen
jedenfalls nicht primär zu einer CO 2 -Emissionsreduktion,
sondern allenfalls sekundär
und unterstützend. Man kann es auch
so formulieren: die CO 2 -Reduktion muss
von den Mitgliedstaaten der EU durch geeignete
gesetzgeberische Maßnahmen in
den betroffenen Wirtschaftszweigen per
Gesetz und Rechtsverordnung um- und
durchgesetzt werden. Die Nachhaltigkeitsvorschriften,
die die Finanzmarktteilnehmer
zu beachten haben, führen jedenfalls
nicht zur CO 2 -Reduktion, aber sie erhöhen
wohl das Bewusstsein dafür, dass diese Reduktion
nötig und im wohlverstandenen
Interesse der Volkswirtschaft erforderlich
sind. Möglicherweise kann bei dem einen
und anderen Unternehmen auch die Bereitschaft
zum Umbau auf emissionsärmere
Techniken durch die Nachhaltigkeitsbewertung
gesteigert werden. Möglicherweise
werden auch Einsparungen realisiert,
die das Maß des Notwendigen überschreiten
und damit schneller zum Einsparziel,
nämlich der Klimaneutralität im Jahre
2050 auf der Basis des Jahres 1990 führen.
Aber: die CO 2 -Reduktion, die die EU im
Rahmen des Pariser Abkommens völkerrechtlich
versprochen hat, wird ganz sicher
nicht durch die Finanzmarktteilnehmer
um- und durchgesetzt werden, sondern vor
allem durch Eingriffsakte der Staaten in
die betroffenen Wirtschaftssektoren. Der
Glaube der Menschen daran, dass ein
Green Bond ein Unternehmen tatsächlich
grün macht, ist wohl verfehlt. In Wahrheit
geht es darum, die Menschen in Europa
beim Transformationsprozess der Wirtschaft
auf nachhaltige Ziele einzuschwören,
um dabei auch solche Ziele mit zu berücksichtigen,
die nicht Gegenstand des
Pariser Abkommens waren, wie etwa die
Einhaltung von Menschenrechten oder
Good Governance oder Sozialstandards.
Diese Zusammenhänge sind wichtig, weil
sie zeigen, dass Klimaschutz und Klimawandel
jedenfalls nicht über den Kapitalmarkt
geleistet werden können.
Auf der anderen Seite muss alles getan
werden, damit Inverstoren und Kapitalanlegern
kein X für U vorgemacht wird.
Nichts ist für den geschickten Berater/Vermittler
eines Finanzproduktes schöner, als
darauf hinweisen zu können, dass es sich
um ein durch und durch nachhaltiges, also
dunkelgrünes, Produkt handelt. In der Versicherungswirtschaft
setzen sich inzwischen
Produkte durch, die deshalb als
nachhaltig gelten, weil man im Schadenfall
bereit ist, 5 Euro für das Aufforsten von
Wäldern zur Verfügung zu stellen. Ähnlich
könnte man auf die Idee kommen, eine
Feuerversicherung deshalb als nachhaltig
einzustufen, weil die Feuerwehrautos als
E-Mobile in den Einsatz kommen. Um einem
Wildluchs dieser Art vorzubeugen
wird es in Zukunft nötig sein, einheitliche
Bewertungsstandards für die Nachhaltigkeit
von Unternehmen und Risiken zu entwickeln.
Die Frage wie dies geschehen
könnte und sollte wird im Folgenden vertieft
werden.
II.
Das Rechtsprinzip der
Nachhaltigkeit
Der allgemeine Begriff Nachhaltigkeit ist
vielschichtig und wird in unterschiedlichen
Kontexten genutzt. Er entstand in der
Forstwirtschaft des 18. Jahrhunderts – es
sollte nicht mehr Holz geschlagen werden
als jeweils nachwächst. 10 Der Bestand des
Waldes sollte nachhaltig gesichert werden.
Im Jahre 1972 griff der Club of Rom 11
den Gedanken auf und mahnte einen nachhaltigen
Umgang mit Ressourcen wie Wasser,
Luft oder (fossilen) Energie an. Im Jahre
1987 fordert die Brundtland-Kommission,
dass die „gegenwärtige Generation ihre
Bedürfnisse befriedigt, ohne die Fähigkeit
der zukünftigen Generationen zu gefährden,
ihre eigenen Bedürfnisse befriedigen
zu können“. Die Nachhaltigkeit bezieht
sich aus dieser Perspektive auf die Generationengerechtigkeit,
die das BVerfG am
24.03.2021 aus den Klimaschutzzielen
(Art. 20a GG) abgeleitet hat. Subjektivrechtlich,
so das BVerfG, schützen die
Grundrechte intertemporal vor einer einseitigen
Verlagerung der Treibhausgasminderungslast
in die Zukunft. 12 Die Europäische
Union hat sich rechtsverbindlich zur
Förderung einer nachhaltigen Entwicklung
verpflichtet (Art. 11 AEUV). Völkerrechtlich
wird Nachhaltigkeit auf der
Grundlage der Agenda 2030, die am
25.09.2015 von 193 Mitgliedstaaten der
Vereinten Nationen in New York verabschiedet
wurde, definiert. Die Agenda
2030 umfasst 17 globale Ziele für nachhaltige
Entwicklung (Sustainable Developement
Goals).
Zu diesen Zielen hat sich der Koalitionsvertrag
vom März 2018 bekannt. Es geht auf
der einen Seite um soziale Gerechtigkeit,
insbesondere um die Überwindung des
Hungers, den Gesundheitsschutz und menschenwürdige
Arbeit, sowie Bildung. Es
geht um Good Governance und damit um
Überwindung der Korruption und Erreichung
des Ziels gleicher Lohn für gleiche
Arbeit. Und es geht schließlich um Umwelt
und Klimaschutz, sowohl in der Luft als
auch in den Flüssen und den Meeren. 13
Der Begriff der Nachhaltigkeit nach der
TVO verwendet wird, berührt sich zwar
mit den Zielen der Vereinten Nationen, ist
im Kern aber enger. Es geht, so heißt es in
Art. 3 TVO, um die Ermittlung des Grades
der ökologischen Nachhaltigkeit einer
Investition in eine Wirtschaftstätigkeit.
Ökologisch nachhaltig ist eine Wirtschaftstätigkeit
dann, wenn sie einen wesentlichen
Beitrag zur Verwirklichung eines
oder mehrerer der Umweltziele des
Art. 9 leistet, die Umweltziele nicht erheblich
beeinträchtigt, ein Mindestschutz gewährleistet
und den technischen Bewertungskriterien
der DV entsprochen wird.
Dann, wenn diese vier Voraussetzungen erfüllt
sind, gilt eine Investition in eine Wirtschaftstätigkeit
als nachhaltig. Ob diese
Investition letztlich eine CO 2 -Minderung
bewirkt, wohlmöglich im Sinne des
1,5 Grad-Zieles des Pariser Abkommens, ist
insoweit irrelevant. 14 Die TVO zielt aber
darauf ab, entschlossener gegen Klimaänderungen
vorzugehen, „indem unter anderem
die Finanzmittelflüsse mit einem Weg
hin zu einer hinsichtlich der Treibhausgase
emissionsarmen und einer gegenüber Klimaänderungen
widerstandsfähigen Entwicklung
in Einklang gebracht werden“ 15 .
Damit erweist sich die TVO als ein Weg zur
Erreichung der Ziele des Pariser Abkommens.
Die Öffentlichkeit soll über Nachhaltigkeitsrisiken
und Nachhaltigkeitsstrategien
innerhalb bestimmter Wirtschaftstätigkeiten
informiert werden, sodass durch
Umsteuerung der Finanzmittelflüsse klimaschädigende
Wirtschaftsweisen durch
klimawandelnde und durch klimaschützende
ersetzt werden.
III.
Nachhaltigkeitstransparenz
als Ziel
Es wurde oben schon darauf hingewiesen,
dass die Erreichung der Pariser Klimaschutzziele
allein über den Kapitalmarkt
kaum möglich sein wird, denn den Anlegern
ist es nach wie vor unbenommen ihr
Geld dort zu investieren, wo sie es für richtig
halten. Ob es sich dabei um nachhaltige,
klimaschützende Tätigkeiten handelt,
entscheidet jeder Anleger für sich. Um an-
55

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021
gemessene und informierte Entscheidungen
treffen zu können, ist es allerdings
sinnvoll Kapitalmarkttransparenz zu schaffen.
Erst dann, wenn die Anleger Transparenz
über die Auswirkungen ihrer Investitionen
auf die Nachhaltigkeit von Unternehmen
haben, können sie eine ihren Wünschen
und Bedürfnissen entsprechende informierte
Entscheidung fällen. Sollten die
Anleger mittel- und langfristig der Auffassung
sein, dass eine nachhaltige Wirtschaftstätigkeit
nicht nur ihren, sondern
auch den Kapitalmarktinteressen der Allgemeinheit
entspricht, so wird dies die Performance
von Investments in nachhaltig
wirtschaftende Unternehmen verbessern.
Dies wird zugleich dafür sorgen, zunehmend
nachhaltige Investments zu tätigen
und dies wiederum wird den Umbau der
Industrien im Sinne einer nachhaltigen
Wirtschaftsweise beschleunigen. Damit
wiederum werden die Klimaschutzziele
des Pariser Abkommens möglicherweise
schneller und stabiler erreicht, als wenn
der Staat ausschließlich auf Gebote und
Verbote im Rahmen der Produktionstechniken
setzen würde.
Im Ergebnis zeigt dies, dass das Prinzip der
Nachhaltigkeit ein Rechtsprinzip ist. Es
sorgt zum Einen dafür, die völkerrechtlich
verbindlichen Ziele des Pariser Abkommens
in Deutschland und Europa umzusetzen
und es sorgt für Transparenz über ökologisch
nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten,
so, dass der Umbau der Industrien auf
nachhaltiges Wirtschaften zunächst einmal
eröffnet und mittelfristig beschleunigt
wird. Möglich wird dies durch Informationen,
die zeigen, ob eine Wirtschaftstätigkeit
einen wesentlichen Beitrag zur Verwirklichung
von Umweltzielen leistet oder
genau das Gegenteil.
IV. Fehler bei der Bewertung der
Nachhaltigkeit
Aus diesem Konzept folgt eine sehr wesentliche
Grunderkenntnis, nämlich die, dass
die Bewertungskriterien für die Bestimmung
der Nachhaltigkeit von allergrößter
Bedeutung sind. Sie sorgen nämlich dafür,
dass bestimmte Ziele als erstrebenswert
und andere als weniger erstrebenswert gelten.
Sollten sich bei den Bewertungskriterien
Fehler einschleichen, so hätte dies fatale
Folgen. Die Investoren und Anleger würden
in bestem Glauben etwas Gutes zu tun
in Industrien investieren ohne zu bemerken,
dass sie genau das Gegenteil erreichen.
Schlechte, umweltschädliche Techniken
würden bessere, umweltverträglichere
Techniken völlig zu Unrecht
verdrängen. Die technischen Bewertungskriterien
würden als Wettbewerbsverfälschung
die Märkte und ihre Funktionsfähigkeit
beeinträchtigen und damit gegen
Artt. 119, 120 AEUV verstoßen. Hasardeure
könnten sich mit Mogelpackungen im
Markt durchsetzen, indem sie suggerierten,
eine Technik sei klimaschützend und
damit nachhaltig, obwohl sie es in Wahrheit
nicht ist. Anders formuliert: den technischen
Bewertungskriterien, die die Kommission
nach Art. 3d TVO festzulegen hat,
kommt allergrößte Bedeutung bei der Frage
zu, ob die Transformation hin zu einer
größtmöglichen CO 2 -Neutralität tatsächlich
gelingt. Setzen sich wirklich nachhaltige,
klimaschützende Wirtschaftstätigkeiten
durch oder öffnen wir mithilfe der TVO
letztlich dem europaweiten Greenwashing
Tor und Tür?
Eine Antwort auf diese Frage wird immer
nur im Einzelfall von Wirtschaftstätigkeit
zu Wirtschaftstätigkeit möglich sein. Die
Unternehmen sollen die Antwort auf diese
Frage selbst geben. Ob das möglich ist
oder ob den Unternehmen eine Hilfestellung
zuteilwerden muss, etwa im Sinne einer
Standardisierung des technischen Bewertungsprozesses,
wird in Zukunft zu
diskutieren sein. Die Standardisierung von
technischen Bewertungsprozessen werden
in Deutschland vor allem durch DIN-Normen
und in Europa durch CEN-Normen realisiert.
Es könnte sinnvoll sein, darüber
nachzudenken, ob die einzelnen Wirtschaftsbereiche
für die technischen Bewertungskriterien
auf Standardisierungsszenarien
dieser Art zurückgreifen sollten oder
müssten, um Greenwashing zu vermeiden.
Bevor diese Frage vertieft diskutiert werden
kann, ist zunächst einmal ein Blick auf
das Konzept zu werfen, das die Europäische
Kommission durch die DV vom
04.06.2021 für den Bereich des Klimaschutzes
und des Klimawandels vorgegeben
hat.
V. Anforderungen an technische
Bewertungskriterien
Die TVO bestimmt an mehreren Stellen,
dass die Kommission technische Bewertungskriterien
festlegt, um zu bestimmen,
ob eine Wirtschaftstätigkeit einen wesentlichen
Beitrag oder eine wesentliche Verschlechterung
leistet (so Artt. 10 Abs. 3;
11 Abs. 3; 12 Abs. 2; 13 Abs. 2; 14 Abs. 2;
15 Abs. 2 TVO). In Art. 19 TVO werden die
Grundsätze festgeschrieben, denen technische
Bewertungskriterien entsprechen
müssen. Im Kern geht es um die Wirkungen
eines Beitrags zur Erreichung des Umweltziels
(a), es geht um Mindestanforderungen
(b) und Schwellenwerte (c), es geht
um Kennzeichnungssysteme (d) und Nachhaltigkeitsindikatoren
(e). Die Maßnahmen
müssen schlüssig auf wissenschaftlichen
Erkenntnissen beruhen und dem Vorsorgeprinzip
(Art. 191 AEUV) entsprechen
(f). Zu berücksichtigen ist der Lebenszyklus
der Produkte und Dienstleistungen (g). Zu
berücksichtigen ist ferner, ob es sich um
eine ermöglichende Tätigkeit (Art. 16 TVO)
handelt (h). Ferner, ob es sich um eine
Übergangstätigkeit (Art. 10 Abs. 2 TVO)
handelt (i). Die Auswirkungen auf die
Märkte sind zu berücksichtigen (j). Ferner
müssen alle relevanten Wirtschaftstätigkeiten
gleich behandelt werden (k). Die
Bewertungskriterien müssen einfach anzuwenden
sein und so festgelegt werden,
dass die Überprüfung ihrer Einhaltung erleichtert
wird (l).
Ganz wesentlich ist die Einschränkung in
Art. 19 Abs. 3 TVO, wonach die technischen
Bewertungskriterien sicherstellen
müssen, dass Stromerzeugungstätigkeiten,
bei denen feste fossile Brennstoffe verwendet
werden, nicht als ökologisch nachhaltige
Wirtschaftstätigkeiten gelten.
Schließlich umfassen die technischen Bewertungskriterien
auch Tätigkeiten mit
Blick auf saubere und klimaneutrale Mobilität
oder Verkehrsverlagerung oder Effizienzmaßnahmen
oder alternative Kraftstoffe
(Art. 19 Abs. 4 TVO). Schließlich überprüft
die Kommission die technischen
Bewertungskriterien regelmäßig und passt
etwaige, schon erlassene delegierte Rechtsakte
gegebenenfalls an technische und wissenschaftliche
Entwicklungen an (Art. 19
Abs. 5 TVO). Dies geschieht für bestimmte
Wirtschaftstätigkeiten (Art. 10 Abs. 2 TVO)
mindestens alle drei Jahre (Art. 19 Abs.
5 TVO). Zur Beratung der Kommission
über die technischen Bewertungskriterien
und zur Aktualisierung dieser Kriterien
wird eine Plattform für nachhaltiges
Finanzwesen geschaffen (Art. 20 TVO).
Dieser Plattform gehören Vertreter verschiedener
europäischer Organisationen,
sowie Sachverständige unterschiedlicher
Wirtschaftszweige, der Zivilgesellschaft
und der Wissenschaft an (Art. 20 Abs. 1
TVO).
Gestützt auf diese Grundlagen hat die Europäische
Kommission am 04.06.2021 den
Entwurf einer DV für den Bereich Klimaschutz
und Klimawandel vorgelegt. Sie
stützt sich auf die Empfehlungen der Sachverständigengruppe
für nachhaltiges Finanzwesen
(Technical Expert Group on
Sustainable Finance, TEG).
Für alle Energietätigkeiten wurde an dem
geltenden Lebenszyklus-Emissionsschwellenwert
von 100 Gramm CO 2 -Äq/KWh festgehalten,
außer für die Technologien, die
diesen Wert nachweislich deutlich unterschreiten.
16 Bioenergietätigkeiten wurden
nicht länger als Übergangstätigkeiten eingestuft
und die Kriterien für Bioenergietätigkeiten
wurden stärker mit den geltenden
EU- Rechtsvorschriften in Einklang
gebracht, während die Kriterien für Wasserkraft
besser an den Kontext angepasst
und ebenfalls stärker mit den geltenden
EU-Rechtsvorschriften in Einklang gebracht
wurden. 17
Die meisten Stellungnahmen aus der Wirtschaft
gingen für den Energiesektor ein.
Zentral war die Frage, wie und in welchen
Fällen Wirtschaftsakteure ihre Tätigkeiten
als taxonomiekonform einordnen dürfen.
18 Nähere Aufschlüsse zu dieser Frage
wird eine geplante DV zu Art. 8 Abs. 4 TVO
56

VGB PowerTech 9 l 2021
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft
enthalten. Dort soll festgelegt werden, unter
welchen Bedingungen Umsatzerlöse
und Ausgaben, die unter die vorliegende
TVO fallen als taxonomiekonform gelten. 19
Beispielhaft weist die Kommission schon
jetzt daraufhin, dass Umsatzerlöse und Investitionen,
die die technischen Bewertungskriterien
der vorliegenden DV erfüllen
als taxonomiekonform zählen dürfen. 20
Ein Hersteller, der modernisiert wird, um
seine Resilienz gegen den Klimawandel zu
erhöhen, darf die Ausgaben für die Modernisierung
für das Ziel „Anpassung an den
Klimawandel“ geltend machen, aber nicht
die Umsatzerlöse aus dieser Tätigkeit – das
wäre nämlich irreführend. 21
Ein Unternehmen, das einen Investitionsplan
festlegt, um Klimaschutzkriterien zu
erreichen, darf die Ausgaben für die, in
dem Investitionsplan genannten Verbesserungen
der Umweltleistung der Tätigkeit,
als taxonomiekonform anrechnen. 22
Aber: solange die Tätigkeit die Kriterien
noch nicht erfüllt, können die Umsatzerlöse
aus dieser Tätigkeit noch nicht als taxonomiekonform
angerechnet werden. 23
Dies ist erst dann möglich, wenn der Plan
erfolgreich umgesetzt wurde. 24
Unternehmen, deren Tätigkeiten von der
Taxonomie nicht abgedeckt sind, können
Ausgaben etwa für Solarpanele, energieeffiziente
Heizsysteme oder Fenster als taxonomiekonform
zählen und angeben. 25
In Erwägungsgrund 7 wird daraufhin gewiesen,
dass der Schwerpunkt der DV zunächst
einmal auf Wirtschaftstätigkeiten
und -sektoren liegt, die über das größte
Potential zur Verwirklichung der Klimaschutzziele
leisten. Dies ist der Grund für
die Auswahl, die bei den Wirtschaftstätigkeiten
in der DV getroffen wurde. Der Energiesektor
zählt jedenfalls zu den Schwerpunktbereichen.
Auf den Energiesektor
entfallen circa 22 % der direkten Treibhausgasemissionen
in Europa; bei Berücksichtigung
des Energieverbrauchs in anderen
Sektoren rund 75 % dieser Emissionen.
26 Der Energiesektor verfügt über ein
erhebliches Potential zur Verringerung
der Treibhausgasemissionen, und verschiedene
Tätigkeiten in diesem Sektor, sind ermöglichende
Tätigkeiten, die den Übergang
zu CO 2 -armer Elektrizität oder Wärme
erleichtern. 27 Es geht um die gesamte
Energieversorgungskette, insbesondere
die Übertragungs- und Verteilernetze, sowie
alle Speichersysteme und auch Wärmepumpen,
ebenso die Erzeugung von
Biogas- oder Biokraftstoffen. 28 Für die
Kernenergie ist die Bewertung seitens
der Kommission noch nicht abgeschlossen;
sobald dies der Fall ist, wird die Kommission
Folgemaßnahmen ergreifen. 29
Mit Blick auf die Erdgastechnologien undihre
Bedeutung für die Reduzierung von
Treibhausgasen erwägt die Kommission
einen künftigen delegierten Rechtsakt. 30
Die technischen Bewertungskriterien für
den Klimaschutz sind in Anhang I und für
den Klimawandel in Anhang II enthalten.
Das Gliederungskonzept für beide Anhänge
ist gleich. Es geht jeweils um acht Bereiche,
nämlich um die Forstwirtschaft (1), den
Bereich Umweltschutz (2), das verarbeitende
Gewerbe (3), die Energie (4), die Wasserversorgung
(5), den Verkehr (6), das
Baugewerbe und Immobilien (7), sowie um
Information und Kommunikation (8).
VI. Technische
Bewertungskriterien
Klimaschutz (Anhang I)
In den Ziff. 4.1 bis 4.8 geht es um unterschiedliche
Stromerzeugungstechniken. In
4.1 um Photovoltaik, in 4.2 um Solarenergiekonzentration
(CSP), in 4.3 um Windkraft,
in 4.4 um Meeresenergietechnologie,
in 4.5 um Wasserkraft, in 4.6 um Geothermie,
in 4.7 um erneuerbare (nicht fossile)
gasförmige oder flüssige Brennstoffe und in
4.8 um Bioenergie.
Die technische Bewertung ist in allen Fällen
gleich gegliedert. Es geht (1) um die Frage,
ob ein wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz
geleistet wird und im zweiten
Schritt, ob erhebliche Beeinträchtigungen
vermieden werden. Dies entspricht konzeptionell
Art. 3a/b TVO. Bei beiden Schritten
muss gefragt werden, ob eines oder mehrere
der Umweltziele des Art. 9 TVO verwirklicht
oder verletzt wird. Deshalb geht es
unter 2. um die Anpassung an den Klimawandel,
in 3. um die nachhaltige Nutzung
und den Schutz von Wasser- und Meeresressourcen,
in 4. um den Übergang zu einer
Kreislaufwirtschaft, in 5. um die Vermeidung
und Verminderung der Umweltverschmutzung
und in 6. um die Biodiversität.
Dieses Konzept ist logisch und wird generell
für alle Energieerzeugungsarten in
gleicher Weise durchgeführt. Vorangestellt
wird den technischen Bewertungskriterien
eine kurze Beschreibung der jeweiligen Tätigkeit.
Um die technische Bewertung zu vereinfachen,
gibt es Anlagen, auf die verwiesen
werden kann. Die Anlage A enthält allgemeine
Kriterien für die Anpassung an den
Klimawandel (I) und die Klassifikation von
Klimagefahren (II). In der Anlage B geht es
um allgemeine Kriterien für den Schutz von
Wasser- und Meeresressourcen; in der Anlage
C um allgemeine Kriterien für die Umweltverschmutzung;
in der Anlage D um
allgemeine Kriterien für die Biodiversität.
1) Beispiel Photovoltaik
Nimmt man als Beispiel die Stromerzeugung
durch Photovoltaik so leistet diese
einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz,
eben weil der Strom mittels Photovoltaik
erzeugt wird. Das wird nicht weiter
begründet, sondern ist aus Sicht der Europäischen
Kommission offenkundig. Erhebliche
Beeinträchtigungen sind nicht erkennbar.
Die Tätigkeit erfüllt mit Blick auf
den Klimawandel die Kriterien der Anlage
A. Das heißt, die Europäische Kommission
hat – wie auch immer – eine robuste Klimarisiko-Bewertung
durchgeführt, und zwar
anhand der Klimagefahren, bei denen zwischen
chronisch(also dauerhaft) und
akut(plötzlich auftretend) differenziert
wird.
Photovoltaikanlagen erfüllen also die Kriterien
der Anlage A und dienen somit der
Anpassung an den Klimawandel – woraus
sich das letztlich im einzelnen ergibt und
wie die Kommission zu diesem Ergebnis
gekommen ist, lässt sich aus den technischen
Bewertungskriterien nicht ermitteln.
Der Markt, die Unternehmen, die Mitgliedstaaten
müssen an die Richtigkeit
dieses Ergebnisses glauben. Beim Schutz
von Wasser- und Meeresressourcen wird
keine Angabe gemacht – also auch keine
Negativbewertung. Beim Übergang zu einer
Kreislaufwirtschaft lautet die Aussage,
dass die Tätigkeit langlebige und recyclingfähige
Geräte und Bauteile beinhaltet, die
leicht abzubauen und wieder aufzubauen
sind. Damit wird erklärt, dass Photovoltaik
dem Gedanken der Kreislaufwirtschaft
entspricht. Bei der Vermeidung von Umweltverschmutzung
wird keine Angabe,
auch keine negativen gemacht – daraus
folgt, dass Photovoltaikanlagen, gleichgültig
wie und wo sie aufgestellt werden, die
Umwelt nicht verschmutzen.
Mit Blick auf die Biodiversität heißt es,
Photovoltaikanlagen erfüllen die Kriterien
der Anlage D, dies bedeutet, es wurde eine
Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt,
erforderliche Abhilfe – oder Ausgleichsmaßnahmen
zum Schutz der Umwelt
sind umgesetzt etwaige Abhilfe und
Maßnahmen zugunsten von Schutzgebieten
wurden ergriffen.
Wieso das bei allen Photovoltaikanlagen
automatisch der Fall ist, wird nicht weiter
begründet. Im Ergebnis heißt dies, Photovoltaikanlagen
erbringen einen wesentlichen
Beitrag zum Klimaschutz und erfüllen
somit das Schutzziel, 1) aus Art.9 TVO.
Wer in Photovoltaikanlagen investiert, investiert
mit anderen Worten nachhaltig.
Allerdings muss jedes Unternehmen auch
noch nachweisen, dass es den sozialen
Mindestschutz nach Art.18 TVO erfüllt,
also insbesondere die Leitprinzipien der
Vereinten Nationen für Wirtschaft und
Menschenrechte befolgt.
Ein EVU, das Photovoltaikanlagen betreibt,
trägt nun mit dem Anteil des Umsatzes daraus
zu dem wesentlichen Umweltziel Klimaschutz
bei, ist insoweit also nachhaltig.
Ein anderes Umweltziel wird nicht signifikant
beeinträchtigt. Der Mindeststandard
(Menschenrechte) nach Art.18 TVO wird
eingehalten.
Fazit: Der Umsatzanteil, der durch die Photovoltaik
beim EVU ausgelöst wird, ist
demnach nachhaltig – das könnten 5 %
oder 10 % des Gesamtumsatzes eines EVU
sein. 31
57

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021
2) Beispiel Windkraft
Auf dieser Weise ist nun bei jedem einzelnen
EVU zu fragen, wie sich die Umsatzanteile
auf die jeweiligen Erzeugungsarten
für Strom darstellen. Möglicherweise gibt
es auch noch Stromerzeugung aus Windkraft
(4.3 ) TVO. Auch hier geht die Kommission
davon aus, dass Windkraft einen
wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz
leistet. Auch hier erfüllt die Tätigkeit die
Kriterien der Anlage A, dient also der Anpassung
an den Klimawandel. Mit Blick auf
die Wasser- und Meeresressourcen behindert
der Bau von Offshore-Windanlagen
nicht die Erreichung eines guten Umweltzustands
– auch hier fehlt es an jeglicher
Begründung durch die Kommission. Auch
der Aufbau von Offshore- Windanlagen beinhaltet
langlebige und recyclingfähige Geräte
und Bauteile, die leicht abzubauen
und wieder aufzubereiten sind, dient also
der Kreislaufwirtschaft. Eine Umweltverschmutzung
wird nicht gesehen und die
Biodiversität wird nicht behindert(es gilt
Anlage D).
Der Umsatz aus dem Betrieb von Windkraftanlagen
ist also nachhaltig und kann
in die Positivbilanz des Unternehmens aufgenommen
werden.
3) Weitere Beispiele
Bei der Stromerzeugung aus Wasserkraft
(4.5) sind die Dinge etwas komplizierter.
Wenn aber bestimmte im Einzelnen genannte
Voraussetzungen erfüllt sind, so
gilt auch die Stromerzeugung aus Wasserkraft
als klimaschützend. Ähnlich ist es mit
der Stromerzeugung aus geothermischer
Energie (4.6) und der Stromerzeugung aus
erneuerbaren (nicht fossilen) gasförmigen
oder flüssigen Brennstoffen. Hier allerdings
müssen eine Reihe von technischen
Voraussetzungen erfüllt sein. Das gilt auch
für die Stromerzeugung aus Bioenergie
(4.8).
Im Ergebnis kann man sagen, dass sich die
technischen Bewertungskriterien methodisch
präzise an Art.3 TVO ausrichten und
die in Art.9 TVO genannten Umweltziele in
den Blick nehmen und dabei zwischen positiven
und negativen Wirkungen unterscheiden.
Mit Blick auf das Umweltziel Klimaschutz
lässt sich also mit Hilfe der vorliegenden
DV relativ klar und einfach ermitteln, wie
viele Umsatzanteile eines EVU auf die Erzeugung
von Strom entfallen, die dem Klimaschutz
dienen. Wenn auf der Grundlage
der eben dargestellten Matrix dieser Anteil
ermittelt
ist, kann man sagen, dass 20% oder 30%
oder 40% des Umsatzes des EVU in Höhe
von XY, nachhaltig mithilfe erneuerbarer
Energie erwirtschaftet wird.
Das bedeutet, dass das Unternehmen nicht
als Ganzes nachhaltig wirtschaftet, aber in
einem nachvollziehbaren, überprüfbaren
Umfang einen wesentlichen Beitrag zur
Verwirklichung der Umweltziele der TVO
leistet. Dieses wäre dann in dem von großen
Unternehmen zu veröffentlichenden
Nachhaltigkeitsbericht so darzustellen.
4) Energienetze-Speicher
Strukturell in gleicher Weise wird die
Übertragung und Verteilung der Elektrizität
erfasst (4.9). Es geht um den Bau und
den Betrieb von Übertragungsnetzen jeder
Art, also um Höchst- und Hochspannungs-,
Mittelspannungs- und Niederspannungsnetze.
Stromnetze ermöglichen zum Beispiel
die Versorgung mit erneuerbarer
Energie und dienen deshalb, in gewissem
Umfang dem Klimaschutz und Klimawandelzielen
des Art. 9 TVO. Stromnetze leisten
somit einen wesentlichen Beitrag zur
Erreichung dieser Ziele, wenn sie bestimmte
Voraussetzungen erfüllen (Art. 16 TVO).
Die Voraussetzungen für die Bejahung des
Klimaschutzes sind in Ziffer 4.9 detailliert
dargestellt. Der Netzbetrieb erfüllt, die Kriterien
der Anlage A und auch der Anlage B.
Umweltverschmutzung wird vermieden.
Die Umsätze von Netzbetreibern, die die
Voraussetzung der Ziffer 4.9 erfüllen, gelten
somit als nachhaltig im Sinne von Art. 9
TVO, sofern der Netzbetreiber auch die
Mindestanforderungen im Zusammenhang
mit Menschenrechten (Art. 18 TVO)
erfüllt.
Nach den gleichen Kriterien werden die
Speicher für Wärmeenergie geordnet
(4.11). Das gilt auch für die Speicherung
von Wasserstoff (4.12), und für die Herstellung
von Biogas und Biokraftstoffen (4.13),
ebenso für Fernleitungs- und Verteilnetze
für erneuerbare Energien und für CO 2 -arme
Gase
(4.14). Auch KWK-Anlagen, die mit Solarenergie
gekoppelt sind, werden erfasst
(4.17). Ferner KWK- Anlangen, die mit geothermischer
Energie gekoppelt werden
(4.18) oder solche, die mit erneuerbaren
nicht fossilen, gasförmigen oder flüssigen
Brennstoffen betrieben (4.19) und solche,
die mit Bioenergie gekoppelt werden
(4.20).
Das gleiche Konzept gilt für die Erzeugung
von Wärme oder Kälte aus Solarthermie
(4.21), aus geothermischer Energie (4.22),
aus nicht fossilen(erneuerbaren), gasförmigen
und flüssigen Brennstoffen (4.23),
und aus Bioenergie (4.24).
5) Anhang II
Der Anhang II ist nahezu identisch aufgebaut
wie der Anhang I. Bei ihm geht es
nicht um den Klimaschutz sondern um die
Anpassung an den Klimawandel. Das ist
das zweite Ziel, das in Art.9 TVO genannt
ist. Dieser Anhang fragt, ob die jeweiligen
Erzeugungsanlagen, Netze oder Speicher
einen wesentlichen Beitrag zur Anpassung
an den Klimawandel leisten. Gefragt wird
nach dem gleichen Muster wie in der Anlage
I, sodass am Ende einer jeden Prüfung
ein Ergebnis darüber da ist, ob eine Anlage
im Sinne der TVO nachhaltig oder nicht
nachhaltig zur Anpassung an den Klimawandel
beiträgt. Die Anlagen sind praktisch
identisch. In der Anlage A beschränkt
man sich auf die Klassifikation von Klimagefahren,
verzichtet also auf die allgemeinen
Kriterien, die mit Blick auf den Klimaschutz
in der Anlage A geprüft wurden.
Warum das so ist, ist schwer zu erklären,
denn die Frage, ob beispielsweise eine Photovoltaikanlage
die Anpassung an den Klimawandel
ermöglicht und erleichtert,
setzt eine Wirkungsanalyse voraus, die sich
aus der bloßen Klassifikation der Klimagefahren
nicht ableiten lässt. Da man diese
Fragen allerdings bereits mit Blick auf den
Klimaschutzaspekt geklärt hat, muss dieselbe
Frage mit Blick auf den Klimawandel
wohl nicht wiederholt werden.
Hiervon abgesehen gelten die gleichen
Grundsätze, so wie sie eben für den Anhang
I dargestellt wurden.
6) Mehrere Umweltziele
Ein Unternehmen gilt bereits dann nach
Art. 3 TVO als nachhaltig, wenn es nur eines
der Umweltziele erfüllt und kein anderes
erheblich beeinträchtigt. Erfüllt ein
EVU möglicherweise zwei Umweltziele im
Sinne des Art. 9 TVO, etwa Klimaschutz
und Klimawandel, so würde es dadurch
nicht nachhaltiger. Anders formuliert: Es
gibt keine Addition von Umweltzielen im
Sinne einer Verbesserung der Nachhaltigkeitsstatistik.
7) Andere Branchen
Die Art und Weise der EVU Nachhaltigkeitsbewertung
für EVU gilt auch für andere
Branchen und Produkte gleichermaßen.
Ein Unternehmen, das beispielsweise Chlor
herstellt – typischerweise sehr stromintensiv
– vermeidet erst dann erhebliche Beeinträchtigungen
beim Klimaschutz, wenn der
Stromverbrauch für die Elektrolyse weniger
als 2,45 MWh pro Tonne Chlor beträgt(
I S. 68/II S. 84). Aus Sicht des Klimaschutzes
darf die durchschnittliche CO 2 -Emission
höchsten 100 gCU2-Äq/KWh betragen
(I S.69). Mit Blick auf den Klimawandel
dürfen die durchschnittlichen direkten
Treibhausgasemissionen des für die Chlorproduktion
verwendeten Stroms höchsten
270g CO 2 -Äq/KWh ( Annex II.S. 87) betragen.
Letztlich zeigen diese knappen Vergleiche,
dass die technischen Bewertungskriterien
für jeden Bereich der Industrie eigenständig
ermittelt und nachgeprüft werden müssen.
Das gilt etwa auch für das verarbeitende
Gewerbe oder die Herstellung von Waren
(Ziffer 3) und auch für die Herstellung
von Anlagen für die Erzeugung und Verwendung
von Wasserstoff (Ziffer 3.2). Das
gilt aber auch für Verkehrstechnologien
(Ziff. 3.3) und für Zement (Ziff. 3.7) oder
Aluminium (Ziff. 3.8). Gewichtet sind auch
PKW und LKW (Ziff. 6), ebenso wie der
58

VGB PowerTech 9 l 2021
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft
Schienenverkehr (Ziff. 6.14) oder auch das
Baugewerbe und Immobilien (Ziff. 7).
VII. Praktische Umsetzung
Die TVO geht, ebenso wie die VO (EU)
2019/2088, die sich an Finanzmarktteilnehmer
und Finanzberater wendet, davon
aus, dass die Unternehmen selbst die Nachhaltigkeitsprüfung
im Sinne der Umweltziele,
der technischen Bewertung und der
Mindeststandards im Sinne der Menschenrechte
durchführen. Große Unternehmen
sind verpflichtet, einen Nachhaltigkeitsbericht
vorzulegen, so wie es etwa auf 66 Seiten
die Stadtwerke München für das Jahr
2020 getan haben – der Bericht ist im Internet
frei verfügbar. Der Bericht enthält eine
Nachhaltigkeitsgewichtung anhand ganz
unterschiedlicher Ziele. Ob dieser, sehr
aufwändige und lehrreiche Bericht, genau
die Transparenz herstellt, die von der TVO
verlangt wird, wird man noch zu diskutieren
haben. Jedenfalls steht fest, dass die
Erarbeitung eines solchen Berichts hoch
komplex und extrem aufwendig ist. Eine
Vielzahl kleinerer und mittlerer Unternehmen
wird nicht in der Lage sein, den Anforderungen
zu genügen, die beispielsweise
die SW München im Nachhaltigkeitsbericht
2020 verwirklicht haben.
Ganz grundsätzlich wird man fragen müssen,
ob die Unternehmen überhaupt in der
Lage sein werden, die extrem komplexen
Anforderungen an das Sammeln und Auswerten
von Unternehmensdaten im Sinne
der DV, die hier vorgestellt wurde, zu leisten.
Es wird noch weitere DV zu den anderen
vier Umweltzielen geben. Darüber hinaus
wird es, zu den sozialen Standards und
der good Governance eines Unternehmens,
DV geben müssen. Das heißt, der Kreis, der
zu erhebenden Zahlen, Daten und Fakten
wird geradezu unüberschaubar. Die entscheidende
Frage wird sein, ob Unternehmen
in der Lage sind, zunächst einmal die
richtigen Daten zu erheben und danach im
Sinne der TVO und der DV zu gewichten
und zu bewerten. Anders formuliert: Wenn
wir nicht in Kürze zu völlig intransparenten
Nachhaltigkeitsberichten kommen
wollen, bei denen niemand im Markt weiß,
ob sie angemessen, zutreffend, valide und
überprüfbar entstanden sind, wird man
über eine Standardisierung eines Meldeverfahrens
für kleine, mittlere und große
Unternehmen nachdenken müssen, um dafür
zu sorgen, dass die Unternehmen genau
die Daten erheben und weitergeben, um
die es im Einzelfall geht. Sinnvollerweise
würde dies auf der Basis von softwarebasierten
Systemen – eventuell verbunden
mit einer Datev – oder SAP-Schnittstelle –
geschehen.
Erst dann, wenn solche Systeme existieren
würden, könnten Nachhaltigkeitsberichte,
insbesondere auch für kleine oder mittlere
Unternehmen entstehen, die den Grundsätzen
der Transparenz, der Nachvollziehbarkeit,
der Richtigkeit und der Vollständigkeit
entsprechen. Wie man zu solchen
Standardisierungsverfahren kommen sollte,
ist eine offene Frage. Typische Organisationen,
die in der Lage und fähig sind,
Standardisierungen dieser Art vorzunehmen,
sind die DIN-Institute und auf europäischer
Ebene die CEN-Organisationen.
Organisationen dieser Art würden zunächst
einmal für jede betroffene Branche
und für jeden betroffenen Bereich der
Wirtschaftstätigkeit, Strukturen dafür entwickeln,
welche Daten zu welchen Bereichen
erhoben und letztlich auch gewichtet
werden müssen.
Auf der Grundlage einer solchen gleichförmigen
Normierung würden dann Dienstleister
tätig werden, die unter Rückgriff auf
diese Grundnormen die Daten in den einzelnen
Branchen erheben, auswerten und
nach vorgegebenen Kriterien gewichten
würden. Infolgedessen würde marktweit
ein Nachhaltigkeitsbewertungssystem entstehen,
das den Grundsätzen der Validität
und Überprüfbarkeit entspricht. Wettbewerbsverzerrungen
durch Greenwashing
würden auf diese Weise vermieden werden.
Fehlsteuerungen durch fehlerhafte
Nachhaltigkeitsberichte wären weitgehend
vermieden. Der bürokratische Aufwand in
den Unternehmen wäre dessen ungeachtet
groß, aber notwendig, um die Transformation
der Wirtschaft in eine möglichst CO 2 -
arme Zukunft zu unterstützen. Um dieses
Ziel zu erreichen, ist nachhaltiges Wirtschaften
erforderlich – allerdings müssen
die Angaben darüber, ob ein Unternehmen
und in welchem Maße ein Unternehmen
tatsächlich nachhaltig wirtschaftet, inhaltlich
zutreffend sein. Die Finanzmarktteilnehmer
werden nicht in der Lage sein Unternehmensberichte
zu prüfen. Sie werden
selbst Standardisierungen und Normierungen
benötigen, nach denen sie ihre Beratung
von Anlegern für zukünftige Investitionen
in nachhaltige Unternehmen ausrichten.
Diese Art der Standardisierung und
Normierung ist eine andere als diejenige,
für die Unternehmen der gewerblichen
Wirtschaft, insbesondere der Energiewirtschaft.
Alles in allem bleibt festzuhalten, dass die
Transformation der Wirtschaft im Sinne
der 17 Nachhaltigkeitsziele der Vereinten
Nationen, wohl als Herkules-Aufgabe für
die gesamte nächste Generation und wahrscheinlich
auch für die danach, begriffen
werden muss. Hintergrund scheint die Erkenntnis
zu sein, dass der freie und unverfälschte
Wettbewerb als Motor von Märkten
nicht oder jedenfalls nicht hinreichend
in der Lage ist, die Nachhaltigkeitsziele zu
verwirklichen, um die es den Vereinten Nationen
geht. Das liegt vermutlich an den
extrem ungleichen Produktions- und Arbeitsbedingungen
in dieser Welt und der
Vernetzung der Märkte durch immer differenzierter
werdende Lieferketten. Letztlich
geht es bei dem Versuch die 17 Ziele der
Vereinten Nationen zu erreichen, um die
Herstellung einer Weltwirtschaftsordnung,
die nach gleichen, transparenten
und diskriminierungsfreien Standards
funktioniert. Die dahinterstehende Grunderkenntnis
lautet: der Wohlstand aller wird
nicht nur gesichert, sondern dauerhaft zunehmen,
wenn an die Stelle von Diskriminierung,
Umweltzerstörung und Ausbeutung
Grundregeln treten, nach denen Ausund
Weiterbildung weltweit gewährleistet
sind, Geschlechtsdiskriminierung nicht
mehr stattfindet, Chancengleichheit zumindest
vor dem Gesetz realisiert wird und
mit den natürlichen Ressourcen, die uns
Menschen zugewiesen sind, pfleglich und
damit nachhaltig umgegangen wird. Das
sind wirklich große und hehre Ziele, die
sicher nur dann eine Chance auf Verwirklichung
haben, wenn sich sehr viele auf dieser
Welt für ihre Realisierung einsetzen.
Jeder, der über die Frage nachdenkt, ob es
sich lohnt für Ziele dieser Art einen Teil seiner
Lebenszeit einzusetzen, sollte umgekehrt
bedenken, welchen Verlust an Wohlstand
und Wachstum unsere Gesellschaften
erleiden werden, wenn sie auch nur
eines der 17 Ziele der Vereinten Nationen
ignorieren oder wohlmöglich mit Füßen
treten. Vielleicht hilft ein Blick auf die Entstehung
und Entwicklung der Europäischen
Union seit dem 01.01.1958. Die Tatsache,
dass seit über 70 Jahren in Europa
Frieden herrscht und Europa die wirtschaftsstärkste
Region in der gesamten
Welt geworden ist, beruht ausschließlich
auf der Um- und Durchsetzung jener Ziele,
die die Vereinten Nationen nunmehr für
die ganze Welt formuliert haben. Warum
sollte das, was für die Europäer segensreich
und nützlich war, nicht auch für die
ganze Welt vernünftig und erstrebenswert
sein?
VIII. Kraftwerke mit fossilen
Brennstoffen
Es wurde bereits schon mehrfach erwähnt,
dass Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen,
zum Beispiel Kohlekraftwerke oder Gaskraftwerke,
nach Art. 19 Abs. 3 TVO, generell
nicht als ökologisch nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten
gelten. Dies gilt selbst
dann, wenn ein Kohlekraftwerk beispielsweise
in ein Gaskraftwerk umgerüstet wird,
obwohl sich durch den Ersatz von Braunkohle
durch Erdgas 70 % der direkten CO 2 -
Emissionen einsparen lassen. 32 Werden
Brennstoffe zur Stromerzeugung eingesetzt,
so Volker Quaschning, steigen die
CO 2 -Emissionen entsprechend des Kraftwerkswirkungsgrades
an. 33 Je schlechter
der Wirkungsgrad der Verstromung, desto
größer die stromspezifischen Emissionen.
Wird zum Beispiel Braunkohle aus der Lausitz
in einem Kraftwerk mit einem Wirkungsgrad
von 35 % verfeuert, so entstehen
pro KWh 1,17 kg CO 2 . Bei einem Erdgas-
GuD-Kraftwerk mit einem Wirkungsgrad
von 60 % sind es hingegen nur 0,33 kg CO 2
pro KWh.
59

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021
Eines wird hieran deutlich: die Umrüstung
von Kohlekraftwerken auf Gaskraftwerke
wird zu ganz erheblichen CO 2 -Reduktionen
führen. Dennoch gilt diese Umrüstung nicht
als wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz
und zwar selbst dann nicht, wenn der Übergang
zwischen der Kohle zur Gasverstromung
mit dem Ziel erfolgt, die Gasverstromung
mittelfristig (bis spätestens 2045) –
durch eine klimaneutrale Erzeugung, zum
Beispiel aus Biomasse, zu ersetzen. Obwohl
der Übergang zur Erdgaserzeugung ein
Weg hin zur schrittweisen Reduzierung von
CO 2 -Emissionen ist, kann Art. 10 Abs. 2
TVO nicht angewandt werden, weil Art. 19
Abs. 3 TVO fossile Brennstoffe prinzipiell
als nicht ökologisch nachhaltig einstuft.
Die daraus resultierende Rechtsfrage lautet,
ob eine solche Betrachtungsweise mit
dem Grundsatz der Technologieoffenheit
auf der einen und dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit
auf der anderen Seite zu
vereinbaren ist. 34 Anders gefragt: Ist es für
die Erreichung der Klimaschutzziele nicht
sinnvoll, möglicherweise sogar erforderlich,
zumindest kurzfristig hohe CO 2 -Emissionen
zu vermeiden, auch wenn damit
noch nicht der Ausstieg aus allen fossilen
Brennstoffen verbunden sein sollte. Ist es
nicht besser 70 % der CO 2 -Belastung aus
der Kohleverstromung einzusparen und infolgedessen
– zumindest übergangsweise
– die Gasverstromung als klimaschützend
gewollt und nachhaltig einzuordnen? Man
kann auch umdrehen und fragen, wieso die
TVO einen solchen schrittweit Übergang
praktisch unmöglich macht oder um es etwas
drastischer zu formulieren, diskriminiert?
Gibt es einen Sachgrund dafür, kurzfristig
mögliche erhebliche Einsparungen
an CO 2 durch Umbau von Kraftwerken
nicht anzustreben?
Die Antwort kann eigentlich nur Nein lauten,
denn es ist allgemein bekannt: je
schneller große Mengen an CO 2 gar nicht
erst in die Atmosphäre gelangen, desto stärker
wird der Prozess der Erderwärmung
reduziert, während umgekehrt jede Tonne
CO 2 , die erst einmal in die Erdatmosphäre
gelangt ist, einen langfristigen Treibhauseffekt
auslöst. Auf diese Zusammenhänge
weist das Bundesverfassungsgericht im Beschluss
vom 24.03.2021 ausdrücklich
hin. 35 Aus diesem Grund verlangt das Gericht
den Übergang zur Klimaneutralität
rechtzeitig einzuleiten. Konkret erfordert
dies, so das Gericht, dass frühzeitig transparente
Maßnahmen für die weitere Ausgestaltung
der Treibhausgasreduktion formuliert
werden, die für die erforderlichen
Entwicklungs- und Umsetzungsprozesse
Orientierung bieten und diesen ein hinreichendes
Maß an Entwicklungsdruck und
Planungssicherheit vermitteln. 36
Folgt aus diesen Erkenntnissen des BVerfG
nicht zugleich, dass eine Politik der sofortigen
und erheblichen Reduktion von CO 2 -
Emissionen im Sinne des Klimaschutzes
und des Klimawandels nachhaltig sein
muss? Was spricht eigentlich dagegen? Es
geht, um es noch einmal zu betonen, um
Übergangsszenarien. Anders formuliert:
Kohlekraftwerke sollen nicht dauerhaft
durch Gaskraftwerke ersetzt werden, aber
übergangsweise sollte dies geschehen, bis
der Menschheit Techniken zur Verfügung
stehen, um die CO 2 -Emissionen durch Erdgas
völlig zu vermeiden oder noch stärker
zu reduzieren, als dies heute der Fall ist.
IX. Andere Techniken zur
CO 2 -Reduktion
Aus der Perspektive des Grundsatzes der
Technologieoffenheit und der Verhältnismäßigkeit
folgt ein Weiteres. Wenn und
solange es schwierig ist, Grundlastkraftwerke
durch alternative erneuerbare Erzeugungsanlagen
vollständig zu ersetzen,
sollte nach einem Weg gesucht werden,
zumindest die CO 2 -Emissionen erheblich
zu reduzieren. Dafür stehen auch heute
schon Techniken zur Verfügung, die es erlauben,
das emittierte CO 2 bei Kohle- und
Gaskraftwerken aufzufangen und einzuspeichern.
Diese Technik, die den Namen
CCS trägt, kann ohne Weiteres heute praktiziert
werden. Es stehen große Speicherkapazitäten,
etwa in Norwegen, zur Verfügung.
Es lassen sich aber auch andere Speichermöglichkeiten
und Speicherstätten
finden. Ob diese Speicherung von CO 2 für
alle Zeiten sicher und nachhaltig ist, erscheint
im Augenblick als eine eher zweitrangige
Frage. Die Menschheit muss jetzt
möglichst rasch sehr große Mengen an CO 2
einsparen, jedenfalls nicht in die Atmosphäre
entlassen, denn dort löst sie über
lange Zeit einen Erwärmungsprozess aus.
Also ist es in jedem Fall besser CO 2 , das anfällt,
aufzufangen und zu speichern.
Die TVO behauptet, sie sei technologieoffen
und würde dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit
folgen. Wirklich glaubhaft ist
dies nicht, denn wenn dies der Fall wäre,
dann müsste der Verordnungsgeber dafür
sorgen, dass so schnell wie möglich große
Mengen an CO 2 aufgefangen und gespeichert
werden. Das wäre übergangsweise
nötig, nämlich bis zu dem Zeitpunkt bis
bessere Techniken zur Verfügung stehen,
um einerseits die notwendige Grundlast
bei Strom und Wärme zu erzeugen und andererseits
dabei sehr viel weniger CO 2 freizusetzen
als dies heute der Fall ist. Bis neueste
Zukunftstechnologien zur Verfügung
stehen, etwa hochleistungsfähige Brennstoffzellen,
gebietet es der Grundsatz der
Technologieoffenheit und der Verhältnismäßigkeit,
so schnell wie möglich, die von
Kohle- und Gaskraftwerken emittierten
CO 2 -Mengen aufzufangen und zu speichern.
X. Grüne Biomasse
Aus der Perspektive der Technologieoffenheit
und der Verhältnismäßigkeit ist ferner
darauf hinzuweisen, dass es in verschiedenen
Regionen dieser Welt, zum Beispiel in
Russland, gigantische Mengen an Holzabfällen
gibt, die derzeit in den Wäldern vermodern
und dabei CO 2 freisetzen. Diese
gigantischen Mengen an Holzabfällen sollten
einer sinnvolleren Verwendung zugeführt
werden. Die Abfälle ließen sich durch
ein heute bekanntes Pressverfahren sehr
stark trocknen und in eine Art künstliche
(grüne) Kohle überführen. Sie könnten in
Kohlekraftwerken statt Braun- oder Steinkohle
verfeuert werden, ohne dass es eines
Umbaus der Kraftwerke bedürfte. Techniken
dieser Art sind bekannt und verfügbar.
Anders formuliert: die Kohlekraftwerke in
Deutschland und Europa könnten schon
heute vom Netz gehen, indem sie stattdessen
mit grüner Kohle befeuert würden. Das
dabei freigesetzte CO 2 wäre klimaneutral,
da es sich um Holz handelt, das zuvor CO 2
der Umwelt entnommen und in Sauerstoff
umgewandelt hat.
Noch intelligenter wäre es allerdings, die
Kohlekraftwerke auf grüne Kohle, also Biomasse,
umzustellen und das anfallende
CO 2 aufzufangen und zu speichern oder in
E+ Methanol (für KFZ) umzuwandeln. Damit
hätten wir einen Doppeleffekt erzielt:
man könnte einerseits Abfallholz einer
sinnvollen energetischen Verwendung zuführen
und bei der Gelegenheit auch Volkswirtschaften
helfen, die über große Abfallressourcen
verfügen. Man würde gleichzeitig
in diesen Volkswirtschaften für die
Wiederaufforstung sorgen, also eine Kreislaufwirtschaft
anstoßen. Zugleich würde
man das entweichende CO 2 speichern oder
in grünen Kraftstoff umzuwandeln.
Für die energieerzeugende Wirtschaft hätte
dies den großen Vorteil, dass die Grundlastfähigkeit
der Kraftwerke erhalten bliebe.
Der Umstieg auf CO 2 -arme Kraftstoffe
könnte sehr rasch gelingen und damit wäre
die Atmosphäre sehr viel früher, als dies
heute der Fall ist, entlastet. Darüber hinaus
hätten Überlegungen dieser Art eine Vorbildfunktion
für die ganze Welt. In jenen
Regionen der Welt, in denen es schwierig
ist, Kohlekraftwerke vom Netz zu nehmen,
könnte man stattdessen über die Befeuerung
mit künstlicher (grüner) Kohle nachdenken.
Vor allem aber würde man über
das Einfangen des CO 2 und Storen als
Übergangslösung nachdenken können.
Man würde der Energiewirtschaft kurzfristige,
mögliche Ziele setzen, die erreichbar
sind. Wenn man einem Land, wie etwa Polen,
abverlangt, von heute auf morgen aus
der Kohle auszusteigen und stattdessen die
gesamte Energiewirtschaft erneuerbar zu
gestalten, wird man kaum Erfolg haben,
weil der Schritt von dem einen zum anderen
Ziel viel zu groß und viel zur kostspielig
ist. Würde man stattdessen Übergangslösungen
ermöglichen, die technisch machbar
und finanziell zu stemmen sind, dann
wird man auf Zustimmung treffen und das
Ziel, um das es letztlich geht, nämlich den
Klimawandel zu stoppen, erreichen.
60

VGB PowerTech 9 l 2021
Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft
Sollten sich eines Tages Speicher, die wir
heute mit CO 2 befüllen, als undicht erweisen,
werden wir nach neuen Lösungen suchen
müssen. Das werden wir aber entspannt
dann können, wenn wir die Umwelt
bis dahin zunächst einmal entlastet haben
und nun über Technologien nachdenken
könnten, bei denen wir zum Beispiel aus
dem gespeicherten CO 2 unter Hinzufügung
erneuerbaren Stroms, Methanol,
Wasserstoff oder Ammoniak gewinnen
könnten.
XI. Schlussbetrachtung
Letztlich sollen diese Überlegungen nur
zeigen, dass die TVO zwar behauptet, technologieneutral
zu sein, es in Wirklichkeit
aber nicht ist. Wenn es der TVO darum ginge,
den Klimawandel rasch und nachhaltig
zu stoppen, dann müssten vorrangig die
Techniken bevorzugt werden, mit denen
dieses Ziel effektiv und kosteneffizient erreichbar
sind. Dabei würde es um alle Mitgliedstaaten
in Europa gehen und darüber
hinaus (Vorbild und Pilotcharakter) um
viele weitere Nationen in der ganzen Welt.
Anders formuliert: aus der Perspektive des
Rechtsprinzips der Technologieoffenheit
und des Verhältnismäßigkeitsprinzips erweist
sich die TVO als ein Steuerungsmittel,
das den Weg zu einer wirklich CO 2 -armen
Wirtschaft in Europa nur zaghaft und
in erheblichem Umfang auch widersprüchlich
angeht. Erforderlich ist eine völlig undogmatische
Diskussion, der es im Kern
darum geht, so schnell wie möglich große
Mengen an CO 2 gar nicht erst in die Umwelt
gelangen zu lassen. Alles, was auf diesem
Wege hilft, muss Vorrang haben.
Ob das auch für die Kernenergie gilt, ist
ebenfalls zu diskutieren. Lässt sich der Klimawandel
möglicherweise durch verstärkte
Anstrengungen im Bereich der Kernenergie
stoppen? Ist der Preis, den wir dafür
zahlen, nämlich die Suche nach
Endlagern für abgebrannte Brennstoffe,
möglicherweise zu hoch? Könnte die neue,
von Bill Gates angestoßene Technik der
kleinen, mobilen Kraftwerke, die mit abgebrannten
Brennstoffen arbeiten, die Lösung
sein? Nach den in diesem Zusammenhang
vorliegenden, vorläufigen Erkenntnissen
handelt es sich um Kraftwerke, die nach 60
Jahren außer Betrieb gehen und keinerlei
zu entsorgende Brennstoffe mehr enthalten.
Zugleich enthalten diese Kraftwerke
kein plutoniumfähiges Material, sodass
man daraus keine Bomben bauen kann.
Große Teile der Energieversorgung der
Welt würden allein mit den abgebrannten
Brennstoffen, die nun kein Endlager mehr
bräuchten, betrieben werden können. Anders
formuliert: müssen wir nicht über den
Einsatz und die Verwendung der Kernkraft
völlig neu diskutieren, weil wir es mit einer
Technik zu tun haben, die die alten Großkraftwerke
mit den Entsorgungsproblemen
völlig verdrängen werden?
Nochmals: Überlegungen dieser Art sind
rechtlich geboten, sie beruhen auf dem
Grundsatz der Technologieoffenheit als
Rechtsprinzip 37 und auf dem Grundsatz
der Verhältnismäßigkeit. Vor allem aber
beruhen sie auf der Erkenntnis, dass wir
den Klimawandel nur stoppen können, indem
wir so schnell es geht, möglichst große
Mengen an CO 2 entweder gar nicht erst
erzeugen oder aber, wenn dies unvermeidbar
ist, einspeichern, so dass dieses Gas in
der Atmosphäre die Klimaerwärmung
nicht befeuern kann.
Literatur, Zitate
1 VO (EU) 2020/852 vom 18.06.2020 – Abl
L198 vom 22.06.2020, S. 13.
2 Glaser, IRZ 2015, 55, 56; Ipsen/Röh, ZIP
2020, 2001, 2003 m.w.N.
3 Vorschlag für eine VO (EU) 2021/0104
(COD) Art. 19a Abs.1 – für kleine und mittlere
Unternehmen ab 01.01.2016
4 Abl. L317 vom 09.12.2019, S. 1ff.
5 VO (EU) 2020/852 ErwG. 13.
6 DV vom 04.06.2021 unter 1.1 Allgemeiner
Hintergrund und Ziel.
7 DV vom 04.06.2021 unter 1.1.
8 Report der High-Level Expert Group (TEG)
vom 31.01.2018, S. 8.
9 Vom 04.06.2021 unter 1.1.
10 Bruns, JZ 2008, 209 m.w.N.
11 Meadows, Die Grenzen des Wachstums
12 BVerfG 24.03.2021 – 06/20 – 1 BVR 288/20,
EWeRK 2021, 150; m.Anm.Ortlieb.
13 Vertiefend Schwintowski, Prinzip der Nachhaltigkeit
als Steuerungsprinzip im Energierecht,
EWeRK 2020, 122-124, m.w.N.
14 Das in Dezember 2015 auf der Weltklimakonferenz
in Paris beschlossene Übereinkommen,
das am 04.11.2016 in Kraft getreten
ist, verpflichtet die Weltgemeinschaft
erstmals völkerrechtlich verbindlich die Erderwärmung
auf 1,5 Grad Celsius gegenüber
vorindustriellen Werten zu begrenzen,
das Abkommen ist veröffentlicht in Abl.
L282 vom 19.10.2016, S. 4. Es ist durch Gesetz
vom 28.09.2016 in Deutschland ratifiziert
worden; BGBl 2016 Teil II Nr. 26, S.
1082ff.; der Klimaschutzplan 2050 – Klimaschutzpolitische
Grundsätze der Bundesregierung
November 2016, S. 6, beruht auf
dem Pariser Abkommen.
15 So ErwG. 2 der VO (EU) 2019/2088.
16 DV a.a.O S. 5.
17 DV a.a.O S. 5.
18 DV a.a.O S. 5.
19 DV a.a.O S.5-6.
20 DV a.a.O. S. 6.
21 DV a.a.O. S. 6.
22 DV a.a.O. S. 6.
23 DV a.a.O. S. 6.
24 DV a.a.O. S. 6.
25 DV a.a.O. S. 6.
26 DV a.a.O. ErwG. 25.
27 DV a.a.O. ErwG. 25.
28 DV a.a.O. ErwG. 25.
29 DV a.a.O. ErwG. 27.
30 DV a.a.O. ErwG. 28.
31 Zu dieser Art der Berechnung vertiefend Ipsen/Röh
ZJP 2020,2001,2008.
32 Vergleich der direkten CO2-Emissionen verschiedener
Brennstoffe bei http://volkerquaschning.de/dhtserv/COII-spez/index.
php.
33 Quaschning a.a.O.
34 Vertiefend: Schwintowski, Der Grundsatz
der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip,
EWeRK 2019, 182 ff.
35 1 BvR 2656/18 ab Rn. 119.
36 BVerfG vom 24.03.2021 – 1 BvR 2656/18 Ls
IV.
37 Vertiefend Schwintowski, Der Grundsatz
der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip,
EWeRK 2019, 182ff.
l
VGB-Standard
KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem
Richtlinie und Schlüsselteil
VGB-S-811-01-2018-01-DE. 8. überarbeitete Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)
DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8. überarbeitete englische Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)
DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und Betriebsmittelschlüssel sind als Microsoft Excel ® -Datei verfügbar.
Der VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-DE wird ergänzt durch den VGB-B 106 und VGB 105.1;
empfohlen werden zudem der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.
Die KKS-Festlegungen als Regelwerk bestehen aus der KKS-Richtlinie und den KKS-Schlüsselteilen.
Mit dem KKS werden Anlagen, Anlagenteile und Geräte aller Kraftwerksarten nach verfahrenstechnischen und
örtlichen Aspekten gekennzeichnet. Es gilt für die Fachbereiche Maschinentechnik, Bautechnik, Elektro- und
Leittechnik im Rahmen der Planung, Genehmigung, Errichtung, Betrieb Instandhaltung und Rückbau.
VGB-Standard
KKS Kraftwerk-
Kennzeichensystem
Richtlinie und Schlüsselteil
8. überarbeitete Ausgabe 2018
(vormals VGB-B 105)
VGB-S-811-01-2018-01-DE
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VGB-FACHTAGUNG
BRENNSTOFFTECHNIK UND
FEUERUNGEN 2021
MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN
PRÄSENZVERANSTALTUNG
| 8. UND 9. DEZEMBER 2021
| HAMBURG
| ANMELDUNG
L https://register.vgbe.energy/21621/
„Das wirtschaftliche und private Leben wurde durch Corona gehörig
durcheinander gewirbelt. Nachdem die aktuelle Fachtagung
„Brennstofftechnik und Feuerungen“ bereits zwei mal verschoben
werden musste, soll sie dieses Mal auf jedem Fall stattfinden!
Informationen zu den Hygienemaßnahmen finden Sie
auf unserer Veranstaltungswebseite.
Was dürfen Sie inhaltlich auf der Veranstaltung erwarten? Seit Jahrhunderten
wurde Kohle verfeuert, ihre Verwendung als Brennstoff ist
seit dem 12. Jahrhundert bekannt und rund 40 Prozent des weltweiten
Stroms werden mithilfe von Kohle erzeugt. Kohle war die
treibende Kraft hinter der industriellen Revolution und veränderte
den Kurs der ganzen Welt. In den USA wurde das erste Kohlekraftwerk
– Pearl Street Station – im September 1882 am East River in
New York City in Betrieb genommen. Wenig später war Kohle der
Grundstoff für Kraftwerke auf der ganzen Welt. Mittlerweile wird
durch das EEG in Deutschland mehr Strom aus erneuerbaren Energien
erzeugt als aus Kohle. Der Weg ist klar: „Raus aus der Kohle“.
Ungeklärt ist, wie ein Back-up für die schwankende Einspeisung
aus erneuerbaren Energien aussieht, wenn weitere Kohlekraftwerke,
wie im Entwurf des Kohleausstiegsgesetzes vorgesehen, in Zukunft
vom Netz genommen werden.
Die Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2021“ bietet
Betreibern, Herstellern, Planern, Genehmigungsbehörden und
Forschungsinstituten eine Plattform die aktuellen Herausforderungen
der Energiepolitik zu diskutieren.
Folgende Themen stehen im Fokus der Tagung:
| Modifikation auf andere Brennstoffe
| Quecksilber-Abscheidung
| Mahlanlagen
| Kesselreinigung
| Kohlevergasung
| Neubau von Kraftwerken
| Optionen für thermische Kraftwerke
Wir freuen uns auf ihre Teilnahme an der VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik
und Feuerungen 2021“ im Dezember
diesen Jahres in Hamburg.
Essen, September 2021
TAGUNGSPROGRAMM
Änderungen vorbehalten Stand: 1. Sept. 2021
Konferenzsprache: Deutsch
MITTWOCH, 8. DEZEMBER 2021
13:00 Begrüßung und Eröffnung
13:15
V1
13:45
V2
14:15
V3
14:45
V4
15:45
V5
16:15
V6
„Kohleausstieg 2038“
Dr. Thomas Eck, Leiter Kraftwerkstechnologien,
VGB PowerTech e.V., Essen
Diskussionsleitung:
Rainer Hesse, RWE Power AG, Grevenbroich
Entwicklungspfade thermischer Kraftwerke
auf dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität
Dr.-Ing. Christian Bergins, Prof. Emmanouil Kakaras,
Mitsubishi Heavy Industries EMEA Ltd., Duisburg,
Falk Hoffmeister, Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg
Umrüstung von staubgefeuerten Dampferzeugern
auf Ersatzbrennstoff
Thomas Furth, Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg
Vergasungstechnologien für
geschlossene Kohlenstoffkreisläufe
Dr. Stefan Guhl, Dr. Roh Pin Lee, Florian Keller,
Prof. Bernd Meyer, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg
Vorstellung eines Konzepts zum Umbau von Kohle- auf
Gasfeuerung im STEAG Kraftwerk Weiher 3
Manfred Deuster, Bonnenberg+Drescher GmbH, Aldenhoven
Diskussionsleitung:
Wolfgang Schoppen, RWE Generation SE, Hamm
Trockenbraunkohle – Heizöl – Suspensionen
als Anfahrbrennstoff
Uta Kappler, RWE Power AG, Köln,
Frank Reese, RWE Generation SE, Essen,
Wolfgang Jegszenties, Stephan Schwinn,
RWE Power AG, Frechen
Möglichkeiten der messtechnischen Bestimmung des
Betriebsverhaltens von Mahlanlagen einschließlich der
Brenner und Feuerung als Basis für Bewertungen und
Optimierungen
Dr.-Ing. Steffen Griebe, Dipl.-Ing. Helge Kaß,
Dr.-Ing. Ulrik Strehlau, VPC GmbH, Vetschau/Spreewald,
Peter Lange, Lausitz Energie Kraftwerk AG, KW Lippendorf,
Rene Wascher, STEAG GmbH, KW Lünen,
Adrian Weber, Wärme Hamburg GmbH, HKW Wedel

VGB-Fachtagung
BRENNSTOFFTECHNIK und
FEUERUNGEN 2021
MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN
16:45
V7
Feuerungsretrofit Weisweiler G
Rainer Hesse, RWE Power AG, Grevenbroich,
Birol Topcu, RWE Power, Eschweiler,
Dr.-Ing. Stefan Hamel, Anojan Santhirasegaran,
Steinmüller Engineering GmbH, Gummersbach
17:15 Ende der Vortragsveranstaltung des ersten Tages
18:30 Abendprogramm im Gastwerk Hotel Hamburg
09:00
V8
09:30
V9
10:00
V10
11:00
V11
11:30
V12
DONNERSTAG, 9. DEZEMBER 2021
Diskussionsleitung:
Michael Eckert,
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart
H2-Energieträger für industrielle Wärme
– Chancen und Herausforderungen
Peter Heitel, Walter Dreizler GmbH, Spaichingen
Mitverbrennung von Holzpellets im
Kraftwerk Maasvlakte 3 – Umbaumaßnahmen
und Betriebserfahrungen
Reiner Puls,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen,
Andrew Archer,
Uniper Technologies Ltd., Großbritannien,
Henk Heijenk,
Heijenk Certified Project Management B.V.,
Daniel Lauwen, Ivar Gosman,
Uniper Benelux N.V., Rotterdam, Niederlande
Umbau von Kesseln auf Holzpelletmitverbrennung
Leendert den Ouden,
RWE Power AG, Gertruidenburg, Niederlande,
Wolfgang Schoppen, RWE Power AG, Essen
Diskussionsleitung:
Christian Stolzenberger, VGB PowerTech e.V., Essen
BVT-Anforderungen der Hg-Abscheidung
in den Braunkohlekraftwerken
der Lausitz Energie Kraftwerke AG
Andreas Schröter, Christian Rönisch,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Hg-Abscheidung im Steinkohlekraftwerk
– BVT-Anforderungen
Michael Eckert, Dagmar Stiefelmaier,
Dr. Ing. Alexander Rieder,
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart
12:00
V13
12:30
V14
Laufzeitoptimierung durch Online-Sprengreinigung
Andreas Thiemer, Ralf Oblontzek,
Online Cleaning Technologies GmbH, Haan
Fusion: Technik der Zukunft
Prof. Friedrich Wagner,
Max-Planck Institut für Plasmaphysik, Greifswald
13:00 Ende der Fachtagung
13:30-
16:00
14:15
V14
14:40
V15
15:05
V16
Sitzung VGB TG Brennstofftechnik und Feuerungen
Christian Stolzenberger, VGB PowerTech e.V., Essen
Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine –
3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel mit In-
Wandkühlung
Latest technology for a mature engine - V64.3 turbine vane
1 with state-of-the-art in-wall cooling design manufactured
by selective laser melting
Jan Münzer, Siemens Energy AG, Berlin
and Axel Pechstein,
DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden
Betriebserfahrungen mit den MGT6000 Gasturbinen in
der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage von SAIC
Volkswagen in Shanghai
Operation experience with MGT6000 GT’s
in SAIC Volkswagen combined heat and power
plant in Shanghai
Dr.-Ing. Christian Steinbach, MAN Energy Solutions
Schweiz AG, Zürich/Switzerland,
Feng Liu,
MAN Energy Solutions China Production Co. Ltd.,
Shanghai/China,
Andreas Spiegel and Dr.-Ing. Thorsten Pöhler,
MAN Energy Solutions SE, Oberhausen/Germany
THOR, eine thermische Speicherlösung
für Gas-und-Dampfkraftwerke
THOR, a thermal storage application
for combined cycle power plants
Dipl.-Ing. Ronald Schwarz,
Siemens Energy AG, Erlangen,
Dipl.-Ing. Matthias Migl and
Dipl.-Ing. Hartmut Oehme, Siemens Energy AG, Berlin
15:30 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16
Discussion of lectures 14, 15 and 16
16:00 Ende der Fachtagung
End of the conference
ORGANISATIONAL INFORMATION
VENUE
Gastwerk Hotel Hamburg
REGISTRATION | ONLINE
L https://register.vgbe.energy/21621/
Anmeldung erbeten bis zum 23. November 2021,
Anmeldung möglich bis Tagunsgbeginn, auch vor Ort.
TEILNAHMEGEBÜHREN
VGB Mitglieder 490,00 €
Nicht-Mitglieder 650,00 €
Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €
WEBPAGE
L https://www.vgb.org/btf_2021.html

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve VGB PowerTech 9 l 2021
Beitrag der deutschen
Wasserkraftanlagen zur
Momentanreserve
Martin Knechtges und Albert Moser
Abstract
Contribution of German hydropower
plants to the instantaneous reserve
The structural change towards climate-neutral
electricity generation is changing the generation
structure in Germany and Europe. This
leads to a reduction of the rotating masses due
to the elimination of fossil and nuclear power
plants and thus of their stabilising instantaneous
reserves, which increases the probability of
inadmissible frequency deviations and gradients
due to power deficits, for example after
grid disconnections. In order to limit frequency
deviations and gradients after disturbances to a
permissible level in the future, the transmission
system operators are increasingly focusing on
the available instantaneous reserve of the remaining
generation plants. Thus, hydropower
plants also continue to provide instantaneous
reserve. This study therefore quantifies the contribution
of German hydropower plants to frequency
stabilisation.
The contribution of German hydropower plants
to the instantaneous reserve is based on two criteria:
Firstly, the kinetic rotational energy stored
in the hydropower plants - as a measure of the
instantaneous reserve - is compared with the rotational
energy of large fossil and nuclear power
plants. On the other hand, under the idealised
assumption that the instantaneous reserve is distributed
evenly in proportion to the respective
load in the European interconnected grid, the
share of a power deficit attributable to Germany
or Bavaria is determined, which the instantaneous
reserve of the hydropower plants in Germany
or Bavaria, together with the self-regulating
effect of the German or Bavarian load, is still
able to compensate without violating permissible
frequency deviations and gradients.
Autoren
M. Sc. Martin Knechtges
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser
IAEW der RWTH Aachen University
Aachen, Deutschland
Diese Veröffentlichung ist im Rahmen einer
wissenschaftlichen Studie für den Bundesverband
Deutscher Wasserkraftwerke e.V. (BDW),
Initiative „Wasserkraft Ja bitte!“, im Verband der
Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
– VBEW und der Interessengemeinschaft Wassernutzung
NRW entstanden.
The investigations prove that the kinetic rotational
energy of the German hydropower plants
is comparable to that of a large nuclear power
plant. The instantaneous reserve of the German
hydropower plants alone, together with the selfrecovery
effect of the German load, allows for
the control of a disturbance event in which Germany
would have a power deficit of 463 MW to
be compensated. If only the load and hydropower
plants in Bavaria are considered, a share of a
power deficit of 102 MW attributable to Bavaria
can be controlled.
l
Durch den Strukturwandel hin zu einer klimaneutralen
Stromerzeugung verändert
sich die Erzeugungsstruktur in Deutschland
und Europa. Dies führt zu einer Reduktion
der rotierenden Massen durch den Wegfall
von fossilen und nuklearen Kraftwerken und
damit ihrer stabilisierenden Momentanreserven,
wodurch die Wahrscheinlichkeit unzulässiger
Frequenzabweichungen und -gradienten
durch Leistungsdefizite, beispielsweise
nach Netzauftrennungen, zunimmt. Um
Frequenzabweichungen und – gradienten
nach Störungen auch zukünftig auf ein zulässiges
Maß zu begrenzen, rückt die verfügbare
Momentanreserve der verbleibenden
Erzeugungsanlagen zunehmend in den Fokus
der Übertragungsnetzbetreiber. So stellen
auch Wasserkraftanlagen weiterhin Momentanreserve
bereit. Im Rahmen dieser
Studie wird daher der Beitrag der deutschen
Wasserkraftanlagen zur Frequenzstabilisierung
quantifiziert.
Der Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen
zur Momentanreserve erfolgt anhand
zweier Kriterien: Zum einen wird die in den
Wasserkraftanlagen gespeicherte kinetische
Rotationsenergie – als Maß für die Momentanreserve
– mit der Rotationsenergie großer
fossiler und nuklearer Kraftwerke verglichen.
Zum anderen wird unter der idealisierten
Annahme, dass die Momentanreserve
gleichmäßig im Verhältnis der jeweiligen
Last im europäischen Verbundnetz verteilt
ist, der auf Deutschland bzw. Bayern entfallende
Anteil eines Leistungsdefizits bestimmt,
den die Momentanreserve der Wasserkraftanlagen
in Deutschland bzw. Bayern gemeinsam
mit dem Selbstregeleffekt der deutschen
bzw. bayerischen Last noch auszuregeln vermag,
ohne dass es zur Verletzung zulässiger
Frequenzabweichungen und -gradienten
kommt.
Die Untersuchungen belegen, dass die kinetische
Rotationsenergie der deutschen Wasserkraftanlagen
in der Höhe vergleichbar mit
denen eines großen Kernkraftwerks ist. Allein
die Momentanreserve der deutschen
Wasserkraftanlagen erlaubt gemeinsam mit
dem Selbstregeleffekt der deutschen Last die
Beherrschung eines Störereignisses, bei dem
auf Deutschland ein auszuregelndes Leistungsdefizit
in Höhe von 463 MW entfällt.
Betrachtet man nur die Last und Wasserkraftanlagen
in Bayern, ist ein auf Bayern
entfallender Anteil eines Leistungsdefizits
von 102 MW beherrschbar.
1 Einleitung
Wasserkraftanlagen bieten bereits heute
eine Vielzahl von Vorteilen, wie beispielsweise
einen hohen Wirkungsgrad, eine
hohe Volllaststundenzahl, eine klimaneutrale
Stromerzeugung und die Grundlastund
Regelenergiefähigkeit zur Netzstabilisierung
und Gewährleistung der Versorgungssicherheit.
Der Transformationsprozess hin zu einer
klimaneutralen Stromerzeugung verändert
die Erzeugungsstruktur und führt zu
einer Reduzierung der stabilisierenden
Momentanreserven der fossilen und nuklearen
Kraftwerke im Stromnetz. Daher
rückt die Bereitstellung von Momentanreserve
durch die verbleibenden rotierenden
Erzeugungsanlagen zunehmend in den Fokus
der Übertragungsnetzbetreiber.
Die Momentanreserve beschreibt die intrinsische
Trägheit des Netzes, die bei einem
Leistungsdefizit, z.B. als Folge eines
Kraftwerksausfalls oder einer Netzauftrennung,
den Frequenzgradienten begrenzt.
Dies führt auch zu geringeren Frequenzabweichungen,
bis andere zeitlich verzögerte
frequenzstützende Maßnahmen wie die
Primärregelung einsetzen.
Die Momentanreserve steht durch die
Trägheit der rotierenden Massen von Generatoren
und Turbinen konventioneller
und nuklearer Kraftwerke inhärent zur
64

VGB PowerTech 9 l 2021
Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve
Verfügung. Durch den Ausstieg aus
der Kernenergie und der Kohleverstromung
reduzieren sich diese systemstützenden
Eigenschaften, wodurch die Wahrscheinlichkeit
unzulässiger Frequenzabweichungen
beispielsweise als Folge einer
Netzauftrennung zunimmt. Erst kürzlich,
am 8. Januar 2021, trat eine derartige
Netzauftrennung im europäischen Verbundnetz
auf [1].
Auch zukünftig müssen unzulässige Frequenzgradienten
und –abweichungen
durch die vorhandene Momentanreserve
begrenzt werden, so dass die Stabilität des
Netzes nicht gefährdet wird. Auch nach
Netzauftrennungen ist es erforderlich, genügend
Momentanreserve in jedem der
Teilnetze vorzuhalten. Folge ist, dass die
Momentanreserve im europäischen Netz
verteilt vorzuhalten ist.
Im Rahmen der vorliegenden Studie wird
daher idealisierend unterstellt, dass die
Momentanreserve im Verhältnis der jeweiligen
Last gleichmäßig im europäischen
Verbundnetz verteilt ist und jedes Netzgebiet
mit der jeweils vorgehaltenen Momentanreserve
seinen Anteil an der Ausregelung
eines aufgetretenen Leistungsdefizits
übernehmen muss.
Um den Beitrag der Wasserkraftanlagen
zur Momentanreserve quantifizieren zu
können, wird in Kapitel 2 zunächst als
Kenngröße für die Momentanreserve die
kinetische Rotationsenergie genutzt, um
die deutschen Wasserkraftanlagen mit großen
fossilen und nuklearen Kraftwerken
vergleichen zu können. In Kapitel 3 wird
dann die Methode vorgestellt, mit der die
maximalen Anteile an einem Leistungsdefizit
bestimmt werden können, die die Momentanreserve
der Wasserkraftanlagen in
Deutschland bzw. Bayern gemeinsam mit
dem Selbstregeleffekt der Last ohne Verletzung
von zulässigen Frequenzabweichungen
und -gradienten auszuregeln vermag.
In Kapitel 4 werden abschließend die Ergebnisse
dargestellt.
2 Momentanreserve
Zur Bestimmung der vorhandenen Momentanreserve
in den Wasserkraftanlagen
wird als Maß die kinetische Rotationsenergie
der rotierenden Massen von Generator
und Turbinen aller Wasserkraftanlagen herangezogen.
Diese Kenngröße lässt sich
durch Aggregation der kinetischen Rotationenergie
der Einzelanlagen erfassen. Die
Einzelanlagen werden dabei dem Marktstammdatenregister
entnommen.
2.1 Marktstammdatenregister
Zur Ermittlung der installierten Leistungen
der Wasserkraftanlagen in Deutschland
wird auf das Marktstammdatenregister
(MaStR) der Bundesnetzagentur zurückgegriffen
[2]. Das MaStR erfasst dabei als
zentrales Register Stammdaten sämtlicher
Erzeugungsanlagen.
Bild 1. Deutschlandweite Verteilung der Wasserkraftanlagen auf Basis des MaStR.
Laut MaStR befinden sich 7.988 Wasserkraftanlagen
in Betrieb (Stand: 21.04.2021;
In der Betrachtung werden Pumpspeicherkraftwerke
mitberücksichtigt.). Die Wasserkraftanlagen
sind vorwiegend in der Mitte
und im Süden Deutschlands dezentral verteilt
(siehe B i l d 1 ), wo auch die großen
Verbrauchszentren vorzufinden sind, so
dass für die erzeugte Leistung keine weiträumigen
Leistungstransporte über das
Übertragungsnetz notwendig sind. Dabei
besitzen die Wasserkraftanlagen eine gesamte
Nettonennleistung von rund 6,28 GW.
2.2 Kinetische Rotationsenergie einer
Einzelanlage
Die Momentanreserve ist eine unverzögert
verfügbare Leistungsreserve, die sich aus
der kinetischen Energie der rotierenden
Schwungmassen der Synchrongeneratoren
und Turbinen speist. Im Kontext der
Momentanreserve wird statt des in der
Physik üblichen Trägheitsmoments J üblicherweise
die Trägheitskonstante H verwendet.
Wie in Formel (2.1) Verweisquelle
konnte nicht gefunden werden. beschrieben,
lässt sich für jede synchron angebundene
Erzeugungsanlage die Trägheitskonstante
aus dem Trägheitsmoment J, der
Kreisfrequenz der Rotation ϖ und der
Nennleistung S der Anlage berechnen.
(2.1)
Für die kinetische Rotationsenergie E kin einer
Anlage folgt:
(2.2)
In Ta b e l l e 1 sind typische Werte für
Trägheitskonstanten verschiedener Kraftwerkstypen
auf Basis von unterschiedlichen
Primärenergieträgern angegeben.
Diese Konstanten werden bspw. von der
ENTSO-E 1 zur Bewertung der zukünftigen
1
ENTSO-E: European Network of Transmission
System Operators for Electricity
65

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve VGB PowerTech 9 l 2021
Tab. 1. Durchschnittliche Trägheitskonstanten für verschiedene Kraftwerkstypen [3].
Kraftwerkstyp
Hydro
conventional
Hydro
small scale
Momentanreserven verwendet. Wasserkraftanlagen
werden dabei in zwei verschiedene
Anlagenklassen, „Hydro conventional“
und „Hydro small scale“, unterteilt. Im
Vergleich zu den thermischen Kraftwerken
weisen Wasserkraftanlagen eine geringere
Trägheitskonstante von H = 0 auf. Leistungselektronisch
angebundene Windenergieanlagen
weisen wie PV-Anlagen oder
Batteriespeicher eine Trägheitskonstante
von H = 0 auf, so dass die derzeit im Netz
installierten Anlagen ohne Anpassung der
Regelungskonzepte keinen Beitrag zur Momentanreserve
liefern. Somit gewinnt die
bereits vorhandene Momentanreserve in
Wasserkraftanlagen an Bedeutung für die
Frequenzhaltung.
Zur Bestimmung der vorhandenen kinetischen
Energie innerhalb der Wasserkraftanlagen
erfolgt eine Zuordnung der Trägheitskonstanten
zu den Wasserkraftanlagen
auf Basis der Nettonennleistung. Die
Firma ANDRITZ HYDRO GmbH unterteilt
ihre Wasserkraftanlagen abhängig der Nettonennleistung
in [4]:
––
„Mini compact hydro“ - kleiner 5 MW
––
„Hydro small-scale“ - zwischen 5 und 30
MW
––
„Hydro conventional“ - größer 30 MW
Da die ENTSO-E für die „Mini compact hydro“
keine durchschnittliche Trägheitskonstante
angibt, wird in den weiteren Untersuchungen
diese zu 0,5 s geschätzt.
Nuclear
Als Vergleich wird ein derzeit am Netz angeschlossenes
Braunkohle- und Kernkraftwerk
herangezogen. Für das Braunkohlekraftwerk
Weisweiler Block H ergibt sich
eine kinetische Energie von 2,40 GWs und
für das Kernkraftwerk Isar/Ohu 2 eine kinetische
Energie von 8,88 GWs.
Vor dem Hintergrund der Abschaltung der
Kernenergie Ende 2022 und dem beschlossenen
Braunkohleausstieg, ist zu erkennen,
dass die bestehenden Wasserkraftanlagen
zukünftig einen signifikanten Beitrag
zur Vorhaltung von Momentanreserve liefern
können. Ihre Momentanreserve ist
vergleichbar mit der eines großen Kernkraftwerks.
3 Methode
Other
thermal
Trägheitskonstante H [s] 3 1 6,3 4 0
Tab. 2. Berechnung der kinetischen Energie innerhalb der Anlageklassen.
Kraftwerkstyp Anlagenklasse Trägheitskonstante
[s]
Hydro
conventional
Hydro
small-scale
Installierte
Leistung [MW]
Wind
Kinetische
Energie [MWs]
> 30 MW 3 2.527,4 7.582
5 MW … 30 MW 1 1.721 1.721
Mini compact hydro < 5 MW 0,5 2.029,3 1.014,6
Braunkohle
Weisweiler Block H
Kernkraftwerk
Isar/Ohu 2
- 4 600 2.400
- 6,3 1410 8.883
Die im Netz vorhandene Momentanreserve
wirkt sich nach Leistungsdefiziten insbesondere
auf die maximale dynamische Frequenzabweichung
und den Frequenzgradienten,
die sogenannte Frequenzänderungsrate
oder RoCoF (Rate of Change of
Frequency) aus, wie in B i l d 3 dargestellt.
Dabei begrenzt die vorhandene Momentanreserve
die initiale Frequenzänderungsrate
und damit einhergehend die maximale dynamische
Frequenzabweichung.
Zur Wahrung eines stabilen Netzbetriebs
und zur Gewährleistung, dass bei größeren
Frequenzabweichungen oder -gradienten
Lasten und Erzeugungsanlagen sich nicht
vom Netz trennen, müssen nach Störereignissen
maximal zulässige dynamische Frequenzabweichungen
f dyn eingehalten und
die Frequenzänderungsrate ḟ RoCoF für verschiedene
Zeitintervalle begrenzt werden
[5]:
––
|f dyn | ≤ 0,8 Hz
––
500 ms: |ḟ RoCoF | ≤ 2 Hz/s
––
1.000 ms: |ḟ RoCoF | ≤ 1,5 Hz/s
––
2.000 ms: |ḟ RoCoF | ≤ 1,25 Hz/s
Zur Bewertung des Einflusses der vorhandenen
Momentanreserve aus Wasserkraftanlagen
in Deutschland und Bayern wird
ein vereinfachtes dynamisches Systemmodell
verwendet.
Unter der vereinfachenden, aber im Rahmen
nachfolgernder Abschätzung zulässigen
Annahme, dass die Momentanreserve
im Verhältnis der jeweiligen Last gleichmäßig
im europäischen Verbundsystem verteilt,
der Selbstregeleffekt der Last im europäischen
Verbundsystem einheitlich und
der Einfluss der Netzimpedanzen vernachlässigbar
ist, beteiligen sich alle Netzgebiete
gleichartig im Verhältnis ihrer Last bzw.
Momentanreserve an der Ausregelung eines
Leistungsdefizits, so dass das dynamische
Verhalten eines Netzgebiets isoliert
von den anderen Netzgebieten im europäischen
Verbundnetz betrachtet werden
kann. Diese Annahme führt zu dem Systemmodell
nach B i l d 4 , welches zur Modellierung
des deutschen und bayerischen
Netzgebietes herangezogen und üblicherweise
in Studien dieser Art verwendet wird
[6]. Mithilfe des Systemmodells werden
zeitliche Frequenzverläufe unter Berücksichtigung
der intrinsischen Mechanismen
wie der Trägheitsreaktion der synchronen
Erzeugungsanlagen und des Selbstregeleffekts
der frequenzabhängigen Lasten sowie
die Primärregelung nach Eintritt eines
Leistungsdefizits bestimmt.
Die Frequenzabhängigkeit der Last in einem
Netzgebiet beeinflusst neben der Momentanreserve
das kurzfristige dynamische
Verhalten des Systems. Ihr Einfluss
wächst mit der Gesamtlast P Last im Netzgebiet
sowie dem sogenannten Selbstregeleffekt
der Last, der hier, wie in vergleichba-
2.3 Kinetische Rotationsenergie der
Wasserkraftanlagen
Auf Basis der Trägheitskonstanten und der
installierten Leistung der Wasserkraftanlagen
lässt sich die vorgehaltene kinetische
Rotationsenergie der deutschen Wasserkraftanlagen
berechnen und mit der kinetischen
Rotationsenergie großer fossiler und
nuklearer Kraftwerke vergleichen, wie in
Ta b e l l e 2 dargestellt. Dabei ergibt sich
eine kinetische Energie von insgesamt
rund 10,32 GWs, die in den rotierenden
Massen der Wasserkraftanlagen in
Deutschland gespeichert ist.
Störereignis
Momentanreserve
Bild 3. Exemplarische Frequenzverläufe nach Leistungsdefizit bei unterschiedlich vorhandener
Momentanreserve.
66

VGB PowerTech 9 l 2021
Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve
4 Ergebnisse
∆P Leistungsdefizit
∆P Selbstregeleffekt
Trägheitreaktion
Selbstregeleffekt – Lasten
Intrinsische Mechanismen
∆f
In den nachfolgenden Untersuchungen
wird über eine schrittweise Erhöhung des
auf ein Netzgebiet entfallenen Leistungsdefizits
ermittelt, ab welcher Höhe des
Leistungsdefizits die Frequenzgrenzen verletzt
werden.
∆P PRL
Bild 4. Blockdiagramm des verwendeten Systemmodells [6].
ren Untersuchungen üblich, zu 1 %/Hz
festgelegt wird.
Betrachtet wird nachfolgend jeweils eine
Lastsituation, in der der Beitrag des Selbstregeleffekts
der Last zur Frequenzstützung
minimal ist, um den minimalen Beitrag
eines Leistungsdefizits ermitteln zu
können, den das deutsche bzw. bayerische
Netzgebiet auszuregeln vermag. Dies
ist die sogenannte minimale Netzlast. Für
das deutsche Netzgebiet wird auf die minimale
Netzlast im Jahr 2018 von rund
35,7 GW zurückgegriffen [7]. Die minimale
Netzlast des bayerischen Netzgebiets
wird davon ausgehend zu 5,26 GW
geschätzt. Dabei wurde zur deren Abschätzung
die minimale deutsche Netzlast
im Verhältnis des bayerischen und deutschen
Bruttostromverbrauchs runterskaliert
[8, 9].
Die Trägheitsreaktion leitet sich aus der
verfügbaren Momentanreserve ab. Auf Basis
der kinetischen Energie aller Erzeugungsanlagen
lässt sich für ein zu betrachtendes
Netzgebiet eine sogenannte Netzanlaufzeitkonstante
T an nach Formel (3.1)
Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden
werden. ableiten, die zur Parametrierung
der Trägheitsreaktion im Systemmodell
herangezogen wird.
(3.1)
Primärregelung
Regelungsreaktion
Da der Beitrag der deutschen bzw. bayerischen
Wasserkraftanlagen zur Ausregelung
von Leistungsdefiziten im Fokus der
Untersuchungen steht, werden die anderen
Erzeugungsanlagen im Systemmodell
hypothetisch ohne ihre Momentanreserve
berücksichtigt. Für eine Netzlast von
35,72 GW und einer gespeicherten kinetischen
Energie von rund 10,3 GWs aller
Wasserkraftanlagen ergibt sich nach Formel
(3.1) Verweisquelle konnte nicht gefunden
werden. dann eine Netzanlaufzeitkonstante
für Deutschland von T an,DE =
0,58 s. Analog folgt für das bayerische
Netzgebiet mit einer Netzlast von rund
5,26 GW und einer kinetischen Energie von
rund 5,05 GWs der bayerischen Wasserkraftanlagen
eine Netzanlaufzeitkonstante
von T an,Bayern = 1,92 s.
Die Primärregelung erfolgt hier über die
anderen Erzeugungsanlagen im Systemmodell.
Im Rahmen aller Untersuchungen
wird die Primärregelleistung entsprechend
der Höhe des vom Netzgebiet auszuregelnden
Leistungsdefizits dimensioniert.
Der auf das betrachtete Netzgebiet zur Ausregelung
entfallende Anteil eines Leistungsdefizits
wird im Systemmodell variiert,
um die maximale Defizitleistung ermitteln
zu können, die die Momentanreserve
der Wasserkraftanlagen gemeinsam
mit dem Selbstregeleffekt der Last
in dem Netzgebiet ohne Verletzung der
zulässigen Werte von Frequenzabweichung
und – gradienten auszuregeln vermag.
Die Parameter des Systemmodells sind in
Ta b e l l e 3 für die verschiedenen betrachteten
Netzgebiete zusammengefasst.
Tab. 3. Kenndaten der zu betrachtenden Netzgebiete.
Netzgebiet Deutschland
Bei einer Netzlast von 35,72 GW sind die
deutschen Wasserkraftanlagen gemeinsam
mit dem Lastregeleffekt der deutschen
Last in der Lage, Leistungsdefizite bis zu
∆P Defizit ≤ 462,5 MW auszuregeln. Wie in
B i l d 5 dargestellt, würden größere Leistungsdefizite
die maximal zulässige dynamische
Frequenzabweichung von –0,8 Hz
nach Störeintritt überschreiten.
Aufgrund der Systemverantwortung für einen
stabilen Netzbetrieb, müssen die deutschen
Übertragungsnetzbetreiber zukünftig
Momentanreserve vorhalten und dazu
können die in Deutschland installierten
Wasserkraftanlagen einen Beitrag liefern
[10].
Netzgebiet Bayern
Bei einer Netzlast von 5,26 GW sind die
bayerischen Wasserkraftanlagen gemeinsam
mit dem Lastregeleffekt der bayerischen
Last in der Lage, Leistungsdefizite
Netzgebiet Deutschland Bayern
Last 35,72 GW 5,26 GW
installierte Leistung
Wasserkraftanlagen
6,28 GW 2,94 GW
kinetische Energie
Wasserkraftanlagen
10.317 MWs 5.048 MWs
Netzanlaufzeitkonstante 0,58 s 1,92 s
Leistungsdefizit variabel variabel
Primärregelung entsprechend Leistungsdefizit entsprechend Leistungsdefizit
f [Hz]
50.2
50
49,8
49,6
49,4
49,2
df/dt max
49
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
t [s]
T an [s]
0.58
f min,stationär
f min,dynamisch
Bild 5. Frequenzverlauf bei einem Leistungsdefizit von ∆P Defizit = 462,5 MW für das deutsche
Netzgebiet.
67

20 >
Umschlag S-823-31-2014-06-EN-DE_A3q.indd 1 01.07.2015 07:45:36
Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve VGB PowerTech 9 l 2021
f [Hz]
50.2
50
49,8
49,6
49,4
1.92
49,2
f min,dynamisch
df/dt max
49
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Bild 6. Frequenzverlauf bei einem Leistungsdefizit von für das bayerische Netzgebiet.
bis zu ∆P Defizit ≤102 MW auszuregeln. Analog
zu den Untersuchungen zum deutschen
Netzgebiet wirkt die dynamische Frequenzabweichung,
wie in B i l d 6 zu erkennen,
limitierend.
Im Vergleich zu der vorherigen Untersuchung
ergibt sich aufgrund der höheren
Netzanlaufzeitkonstante eine geringere
Frequenzänderungsrate, wodurch das
Frequenzminimum zu einem späteren
Zeitpunkt nach Fehlereintritt erreicht wird.
Vor dem Hintergrund von Netzauftrennungen
und entstehenden Teilnetzen und dem
t [s]
damit einhergehenden Bedarf regionaler
Vorhaltung von Momentanreserve zeigen
die Ergebnisse, dass die vorhandenen bayerischen
Wasserkraftanlagen einen Beitrag
zur benötigten verteilten Trägheit liefern
können [11].
5 Referenzen
f min,stationär
T an [s]
[1] ENTSO-E, System separation in the Continental
Europe Synchronous Area on 8 January
2021. [Online]. Available: https://​
www.entsoe.eu​/​news/​2021/​01/​26/​system-​separation-​in-​the-​continental-​euro-
pe-​synchronous-​area-​on-​8-​january-​2021-​
2nd-​update/​.
[2] Bundesnetzagentur, Marktstammdatenregister.
[Online]. Available: https://​www.
marktstammdatenregister.de​/​MaStR.
[3] ENTSO-E, Nordic report Future system inertia,
Feb. 2018. [Online]. Available: https://​docs.entsoe.eu​/​dataset/​nordic-​report-​future-​system-​inertia.
[4] ANDRITZ HYDRO GmbH, Small and mini
hydro solutions. [Online]. Available: https://​www.andritz.com​/​products-​en/​hydro/​markets/​small-​mini-​hydropower-​
plants.
[5] ENTSO-E, Rate of Change of Frequency (Ro-
CoF) withstand capability: ENTSO-E
guidance document for national implementation
for network codes on grid connection,
Jan. 2018.
[6] ENTSO-E, Frequency Stability Evaluation
Criteria for the Synchronous Zone of Continental
Europe: Requirements and impacting
factors, Mar. 2016.
[7] ENTSO-E, Statistical factsheet 2018.
[8] Umweltbundesamt, Stromverbrauch:
Entwicklung des Stromverbrauchs. [Online].
Available: https://​www.umweltbundesamt.de​/​daten/​energie/​stromverbrauch.
[9] Bayerisches Staatministerium für Wirtschaft,
Landesentwicklung und Energie,
Monitoringbericht: Zum Umbau der Energieversorgung
Bayerns, Oct. 2020.
[10] Vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber,
Bewertung der Systemstabilität: Begleitdokument
zum Netzentwicklungsplan
Strom 2035, Version 2021, zweiter Entwurf,
Apr. 2021.
[11] Deutsche Energie - Agentur GmbH
(dena), Momentanreserve 2030: Bedarf
und Erbringung von Momentanreserve
2030, Feb. 2016. [Online]. Available:
www.dena.de.
l
VGB-Standard
RDS-PP
Application Guideline – Part 31: Hydro Power Plants
Anwendungsrichtlinie – Teil 31: Wasserkraftwerke
Edition 2014 – VGB-S-823-31-2014-12-EN-DE (English/German)
DIN A4, 221 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 295.–, for non mem bers € 425.–, plus VAT, ship ping and hand ling.
Diese Anwendungsrichtlinie gilt für die Kennzeichnung von Wasserkraftwerken nach dem
Reference Designation System for Power Plants – RDS-PP – in Zusammenhang mit den Grund- und
Fachnormen sowie den VGB-Richtlinien/VGB-Standards für Kennbuchstaben für Kraftwerkssysteme,
Grundfunktionen und Produktklassen.
Diese Anwendungsrichtlinie richtet sich an die Planer, Betreiber und Lieferanten von
Wasserkraftwerken, die mit dem Prozess der Kennzeichnung von technischen Objekten beschäftigt
sind.
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0
Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329
45136 Essen
www.vgb.org
Die für das allgemeine Verständnis des RDS-PP notwendigen Informationen werden in Auszügen aus
dem allgemeinen Teil VGB-S-823-01 zusammengefasst wiedergegeben.
VGB-Standard
RDS-PP
Application Guideline
Part 31: Hydro Power Plants
Anwendungsrichtlinie
Teil 31: Wasserkraftwerke
VGB-S-823-31-2014-12-EN-DE
Das Referenzkennzeichensystem für technische Objekte in Kraftwerken basiert auf den Regeln für Referenzkennzeichnung und den
Strukturierungsprinzipien, dem Klassifikationsschema für technische Objekte der internationalen Grundnormen DIN EN 81346 Teile 1
und 2 sowie der Kennzeichensystematik der Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10.
Diese RDS-PP ® -Anwendungsrichtlinie für Wasserkraftwerke wurde von einer Projektgruppe des Arbeitskreises
„Anlagenkennzeichnung und Dokumentation“ in enger Zusammenarbeit mit Herstellern und Betreibernerarbeitet.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om
68

VGB-WEBINAR
OPERATION OF WIND POWER
PLANTS IN COLD CLIMATE
| 27 & 28 OCTOBER 2021
| WEBINAR, LIVE & ONLINE
| REGISTRATION/ANMELDUNG
L https://t1p.de/ci0k0 or
https://www.vgb.org/en/COR-registerFor-300377.html
WEBINAR PROGRAMME
SUBJECT TO CHANGE
Atmospheric icing has a significant impact on the development
and the operation of wind turbines. Ice on the rotor blades disturbs
the aerodynamics and thus causes production losses and
increases noise emissions. Moreover, the additional ice loads
may lead to extreme loads and increased fatigue. Depending
on the requirements from local authorities wind turbine operators
have to prevent ice throw from the turbines leading to additional
downtimes and production losses. Thus, an optimized and efficient
operation of wind turbines under icing conditions has become
a very important topic over the last couple of years.
For the first time the results of the
VGB Research Project
“Benchmark of blade-based ice detection systems”
will be presented at the webinar “Operation of Wind Power
Plants in Cold Climate”.
A comprehensive field test was launched in spring 2016 by
VGB together with its member companies being active in the
field of wind energy. The main objective of this project was to
install and test four blade-based ice detection systems on the
same wind turbine and during several winters. Meteotest has
been mandated to lead the project and evaluate the results of
the field test. The field test was carried out between 2016 and
2020 at the wind park StorRotliden in Västerbotten, Sweden.
The wind park consists of 40 Vestas V90 wind turbines, which
are non-heated. The wind park is owned and operated by Vattenfall.
The following topics will be highlighted at this event in order to
enable an optimized and efficient operation of wind turbines under
icing conditions:
| Outcome of the VGB Research Projects dealing with ice detection
| Operational optimization concepts
– Operators of wind turbines
– Manufacturer of wind power plants
– Manufacturer of ice detection systems
The programme will leave enough time for extensive discussions
and answering your questions.
The webinar addresses operators of wind power plants and all
persons and institutions that are directly or indirectly involved in
the installation or operation of wind power plants.
WEBPAGE
L https://t1p.de/i9pd or
https://www.vgb.org/operation_wpp_cold_climate_2021.html
WEDNESDAY - OCTOBER 27, 2021
13:00 Welcome
Ulrich Langnickel, VGB PowerTech e.V.
VGB Research Project
13:15 Comparison of blade-based ice detection
systems – Results and outlook
Paul Froidevaux, Franziska Gerber,
Meteotest AG
14:00 Panel discussion
(Speakers and representatives of the analyzed
blade ice detection systems)
Operation Optimization
15:30 Optimization in cold climate operation
from a market perspective
Jennifer Pettersson, Vattenfall AB
15:50 Reduction of icing losses by applying a smart
operation on wind turbines
Simon Kloiber, VERBUND Green Power GmbH
16:10 Predictive blade heating control
Marc Hauser, BKW AG
16:30 Panel discussion
THURSDAY – OCTOBER 28, 2021
Ice Detection I
09:00 Ensuring safe heating system operation
Nils Lesmann,
Phoenix Contact Electronics GmbH
09:20 Rotor blade icing: Field experience and theory
Ines Runge, Nordex Energy GmbH
09:40 Panel discussion
Ice Detection II
10:30 Condition monitoring directly
on the blade surface
Thomas Schlegl,
eologix sensor technology gmbh
10:50 Why reliable ice detection is the centerpiece of
optimized operation in cold climates
Michael Rüdiger, Polytech Wind Power
Technology Germany GmbH
11:10 Accelerating the integration of joint ice and
damage detection
Timo Klaas, Wölfel Wind Systems GmbH
11:30 Beyond Ice Detection: How Rotor Blade
Monitoring helps you managing your asset
John Reimers,
Weidmüller Monitoring Systems GmbH
11:50 Panel discussion
Stay in contact with us, digital and up-o-date!
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html

Forum Technik: Kompessoren für Wasserkraftwerk in Malaysia VGB PowerTech 9 l 2021
Malaysisches Wasserkraftwerk
vertraut auf Sauer Compressors
J.P. Sauer & Sohn Maschinenbau GmbH
Abstract
Malaysian hydroelectric power station
relies on Sauer Compressors
The “tiger state” of Malaysia is emancipating
itself from fossil energies and has commissioned
the Ulu Jelai Power Station. The hydro storage
power station is successfully making its contribution
to covering the peak load and stabilising
the power grid. Sauer Compressors is part of
this sustainable showcase project with its powerful
compressors. The compressors produce the
compressed air used to blow the water out of the
turbines.
The operator of the Ulu Jelai Power Station,
which opened in 2016, is Tenaga Nasional Berhad,
the only energy provider in Malaysia and
one of the largest in Asia. The hydro storage
power station with a maximum capacity of
372 MW is located about 150 kilometres north
of the capital Kuala Lumpur in the Cameron
Highlands District. A 460-metre-long and
88-metre-high dam holds back the water
brought in from three rivers. In times of increased
energy demand, the water is released
from the reservoir and directed to turbines that
drive generators to produce electrical energy. l
Der „Tigerstaat“ Malaysia emanzipiert sich
von fossilen Energien und hat die Ulu Jelai
Power Station in Betrieb genommen
(B i l d 1 ). Das Wasserspeicherkraftwerk
leistet erfolgreich seinen Beitrag zur Deckung
der Spitzenlast und stabilisiert das
Stromnetz. Sauer Compressors ist mit seinen
leistungsstarken Kompressoren Teil dieses
nachhaltigen Vorzeigeprojekts. Die Verdichter
produzieren die Druckluft, mit der
das Wasser aus den Turbinen geblasen wird.
Betreiber der 2016 eröffneten Ulu Jelai Power
Station ist Tenaga Nasional Berhad,
der einzige Energieversorger in Malaysia
und einer der größten in Asien. Das Wasserspeicherkraftwerk
mit einer maximalen
Leistung von 372 MW liegt rund 150 Kilometer
nördlich der Hauptstadt Kuala Lumpur
im Cameron Highlands District. Ein
460 Meter langer und 88 Meter hoher Staudamm
hält das aus drei Flüssen herangeführte
Wasser zurück. In Zeiten erhöhten
Energiebedarfs wird das Wasser aus dem
Speicher abgelassen und auf Turbinen geleitet,
die Generatoren zur Erzeugung elektrischer
Energie antreiben.
In der Ulu Jelai Power Station sind zwei
vertikale Francis-Turbinen installiert, deren
besondere Herausforderung ist, die Generatoren
möglichst synchron anzutreiben.
Anderenfalls erhöht sich die unerwünschte
Blindleistung bis zu einem
Punkt, an dem die Leistung eines Kraftwerks
auf Null abfällt. Um das zu verhindern,
werden die Turbinen in Zeiten geringeren
Energieverbrauchs in einen Phasenschieberbetrieb
(Shift Modification Mode)
versetzt.
Druckluft zum Freiblasen der
Turbinen
Der Phasenschieberbetrieb erfordert frei
drehbare Turbinen. Zunächst muss daher
eine Absenkung des Wasserstands bis zu
einem Level von circa einem Meter unterhalb
der Turbinen erfolgen. Dazu wird das
Wasser mit Druckluft aus den Turbinen
nach unten ausgeblasen. Das Kraftwerk benötigt
für diesen Vorgang, der weniger als
eine Minute dauert, eine eigene unabhängige
Druckluftversorgung durch Kompressoren.
Die eingesetzten Verdichter sind
üblicherweise so dimensioniert, dass sie
die Druckluftspeicherbehälter nach der
Wasserabsenkung binnen einer Stunde
Autor
J.P. Sauer & Sohn Maschinenbau GmbH
Kiel, Deutschland
Bild 1. Das Wasserkraftwerk Ulu Jelai Power Station in Malaysia vertraut auf Kompressoren von
Sauer Compressors. (© Sika AG).
70

vgbe energy und seine Mitgliedsunternehmen
VGB PowerTech 9 l 2021
Ein erfolgreiches Netzwerk für die Stromerzeugung
wieder auffüllen können. „Früher wurden
dazu Kompressoren im Druckbereich bis
80 bar(ü) eingesetzt, heute geht der Trend
aber zu Kompressoren mit noch höheren
Der VGB PowerTech e.V. ist der technische Verband der
Enddrücken“, erläutert Lars Effinger, Sauer
Compressors. Energieanlagenbetreiber. Unsere Mitglieder sind Unternehmen,
die weltweit Anlagen zur Strom-, Wärme- und Kälteerzeugung,
der Energiespeicherung Typhoon und Sektorkopplung betrei-
Kompressoren
Baureihe
ben. Seit
als
seiner
passende
Gründung
Lösung
im Jahr 1920 hat sich der Verein
Sauer zum Compressors internationalen bietet eigens technischen für diesen Kompetenzzentrum für die
Anwendungsbereich Betreiber von Kraftwerken ausgelegte Kompressoren
an, wie weltweite Referenzen in Was-
und Energieanlagen entwickelt.
serkraftwerken Die Mitgliedschaft belegen. ist Volumenströme
offen für alle Unternehmen und Institutionen
Druckbereiche aus dem dieser Bereich Verdichter der sind Energieversorgung.
und
auf die spezifischen Bedürfnisse der Kraftwerksbetreiber
zugeschnitten. Die Niederlassung
Unsere in Singapur Aufgaben lieferte der Ulu Jelai
Power Unterstützung Station zunächst der zwei Mitglieder Kolbenkompressoren
Unterstützung des Typs WP der 3100 Mitglieder aus SAU- in strategischen Fragen
im operativen Bereich
ER Typhoon Baureihe. Diese äußerst robusten
Ansprechpartner Maschinen mit einer und Leistung Bindeglied von für internationale
bis zu Kontakte 55 kW erzeugen und weltweiten jeweils einen Austausch
Volumenstrom
von 245 m 3 /h bei einem Enddruck
von bis zu 100 bar(ü).
Unsere Ziele
Ein SAUER Hohe Betriebssicherheit
Breeze Kompressor
als Versicherung Optimale Anlagenverfügbarkeit
für die
Druckluftversorgung
Nachhaltigkeit und ausgezeichneter Umweltschutz
Optimaler Gesundheitsschutz und hohe Arbeitssicherheit
Sauer Compressors lieferte 2019 einen weiteren
Verdichter Kosteneffizienter an die Ulu Anlagenbetrieb
Jelai Power Station.
Mit dem SAUER Breeze WP221LM
Basic wird jetzt erstmals in einem Wasserkraftwerk
ein Kompressor der neuen
Mitteldruckmodellreihe für industrielle
Anwendungen eingesetzt (B i l d 2 und
B i l d 3 ). Dieser luftgekühlte, dreistufige
Kompressor erreicht einen Volumenstrom
von 252 m 3 /h bei einem Enddruck von bis
zu 40 bar(ü). Im Störungsfall dient der
Breeze Kompressor als Absicherung für die
zuverlässige Entwässerung der Turbinen.
Die auf einer neu entwickelten Kompressor-Plattform
basierende Breeze Baureihe
erlaubt leichte Bedienbarkeit bei einem
Höchstmaß an Zuverlässigkeit.
vision
generation
Forum Technik: Kompessoren für Wasserkraftwerk in Malaysia
437 Mitglieder in 33 Ländern weltweit
Unsere Mitglieder repräsentieren eine
Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW.
Diese umfasst ein breites Spektrum von
Anlagen und alle Erzeugungsarten.
Bild 2. Der SAUER Breeze WP221LM Basic erzeugt Druckluft für das Freiblasen der Wasserkraft
Turbinen und
dient als Absicherung für den Störungsfall. (© Sauer Compressors).
Know-how austauschen – technische Lösungen entwickeln
Wind, Solar, Biomasse
Datenbanken
Thermisch:
Nuklear
Thermisch:
Gas
Thermisch:
Kohle, Abfall und weitere
Industrierichtlinien
(vgbe-Standards)
F&E-Projekte,
Bild 3. Die Breeze Baureihe aus der Produktlinie SAUER basiert auf einer neu entwickelten
„Mit diesem Auftrag haben wir zum wiederholten
Male unsere besondere Kom- benefit
eingesetzt.
Kompressor-Plattform und wurde hier erstmals in einem Wasserkraftwerk Positionspapiere
(© Sauer Compressors).
petenz und unser Know-how als Ausrüster
von Wasserkraftwerken unter Beweis zum Klimaschutz. Die Ulu Jelai Power CO 2- Emissionen im Vergleich zu mit fossi-
Technische Dienste
gestellt“, betont Lars Effinger, Sauer Compressors.
„Erfreulich ist der große Beitrag und vermeidet rund 250.000 Tonnen ken.“
l
Station erzeugt jährlich 326 GWh Strom len Brennstoffen betriebenen Kraftwer-
Konferenzen, Workshops
und Webinare
be connected
www.vgbe.energy | info@vgbe.energy
vgbe energy ist ein Markenauftritt des VGB PowerTech e.V.
71

Anlagenzwilling oder ältere Schwester? VGB PowerTech 9 l 2021
Anlagenzwilling oder
ältere Schwester?
Wie Digitalisierung im Engineering für stets
aktuelle As-built-Daten sorgt
Uwe Vogt
Abstract
Plant twin or older sister?
Nothing is as constant as change – power plants
are subject to many changes over their long life
cycle. Quality and the effort required for maintenance
and conversions therefore depend heavily
on a reliable as-built status of the system
documentation. One of many reasons for Aucotec
AG to develop a data-centred engineering
platform. All core disciplines of plant planning
are united and networked in a central data
model in the Engineering Base (EB) cooperation
platform. On the one hand, the system enables
devices in the field to directly inform their
digital twin when they are changed or replaced.
On the other, every change made at one point in
the documentation also appears immediately in
all other representations – and without additional
interfaces or transmissions. This enables
unprecedented continuity, parallelism and agility
in editing as well as simultaneous consistency
for all parties involved.
l
Wenn es nicht schon Heraklit vor rund 2500
Jahren getan hätte, spätestens die heutigen
Kraftwerksbetreiber würden es in ähnliche
Worte fassen: „Nichts ist so beständig wie der
Wandel“. Denn Kraftwerke sind über ihren
langen Lebenszyklus besonders vielen unvermeidlichen
Änderungen ausgesetzt. Vermeidbar
dagegen ist, dass die Anlagendokumentation
mit jeder Änderung in der realen Anlage
an Aktualität und damit an Wert verliert,
weil händisches Nachtragen in den üblichen
disziplinspezifischen Dokumentationstools
wegen des Aufwands vernachlässigt wird.
Betreiber wissen nur zu gut, wie wichtig
ein verlässlicher As-built-Stand der Dokumentation
ist. Von ihm hängen Qualität
und Aufwand für Wartung und Umbauten
maßgeblich ab, aber auch Betriebsgenehmigungen.
Das war einer von vielen Gründen
für die Aucotec AG, eine datenzentrierte
Engineeringplattform zu entwickeln, die
zum einen Änderungen eines Fachbereichs
unmittelbar für alle anderen Disziplinen
sichtbar macht, ohne Schnittstellen oder
Übertragungen. Zum anderen ermöglicht
das System, dass Geräte im Feld direkt ihren
digitalen Zwilling, d.h. ihre Dokumentation
informieren, wenn sie verändert
oder getauscht wurden.
Digital genug?
„Dazu braucht es intelligente Geräte in der
Anlage und ihr nicht weniger intelligentes
Pendant im Engineering – den digitalen
Zwilling. Der setzt allerdings einen hohen
Digitalisierungslevel voraus“, erklärt Aucotec-Vorstand
Uwe Vogt. Denn es reicht
nicht, dass die Dokumentation PDFs mit
Gerätesymbolen enthält. Solche Blätter
kennen keine logischen Verbindungen zur
Gesamtanlage, sagen z.B. nichts darüber
Autor
Uwe Vogt
Vorstand
Aucotec AG
Hannover, Deutschland
Bild 1. Digitaler Zwilling: Komplette Erstellung und vernetzte Repräsentanz in EB
(© AUCOTEC AG).
72

VGB PowerTech 9 l 2021
Anlagenzwilling oder ältere Schwester?
Bild 2. Überschneidende Prozesse mit ungeeigneten
Toolketten bedeuten enorme
Abstimmungsaufwände
(© AUCOTEC AG).
aus, wie die Geräte verdrahtet sind, wo sie
hingehören und in welchem Kontext sie
stehen.
Aucotecs Kooperationsplattform Engineering
Base (EB) „weiß“ das, weil sie alle
Kerndisziplinen der Anlagenplanung in einem
zentralen Datenmodell vereint und
vernetzt. Dort existiert jedes Objekt nur ein
einziges Mal. Explorer, Grafiken und Listen
sind nur verschiedene Repräsentanzen
desselben Objekts, das alle Informationen
über sich enthält, egal von welcher Disziplin
erarbeitet. Daher erscheint eine an einer
Stelle der Dokumentation vorgenommene
Änderung sofort auch in allen anderen
Darstellungen des geänderten Gerätes.
„Das erzeugt eine bisher ungekannte
Durchgängigkeit und Parallelität, sogar
Agilität der Bearbeitung und gleichzeitig
Konsistenz für alle Beteiligten“, so Vogt.
Dazu erlaubt EB komplexe Rechtevergaben
sowie nahtloses Tracken von Änderungen
und der gesamten Historie, natürlich disziplinübergreifend.
Von simulieren bis
automatisieren
EBs Bandbreite reicht von der FEED-Phase
(Frontend-Engineering-Design) über Prozess-Design
und Detail-Engineering bis zur
Automatisierungskonfiguration. Die Ergebnisse
verschiedener Kesselsimulationen
zum Beispiel lassen sich leicht in EB
importieren und dort automatisiert vergleichen
– allein das spart schon viel Zeit.
Das schließlich ausgewählte Szenario ist
dann die Basis für das konkrete Prozess-
Design in der Plattform, ganz ohne die
sonst üblichen Übertragungen ins Engineering.
Parallel bearbeiten darauf aufbauend
auch Detail-Ingenieure wie Instrumentation-&-Control-Experten,
die Verkabelungs-
Profis oder die Konfigurierer der Automatisierung
ihre Aufgaben in disziplingerechter
Umgebung, aber im gemeinsamen
Modell, und sehen immer in Echtzeit, wie
weit die anderen Bereiche bereits sind. Dabei
ist EB offen für alle Kraftwerk-typischen
Standards, wie KKS oder RDS-PP ® des VGB
PowerTech. So wird das Anlagenmodell
immer weiter angereichert, ohne Schnittstellen,
Datenübergaben, Wartezeiten und
Absprachen. Der digitale Zwilling des
Kraftwerks wächst kontinuierlich und
durchgängig nachvollziehbar.
„Diese Vorgehensweise unterscheidet sich
deutlich vom noch immer vielfach praktizierten
Engineering nach dem Wasserfallprinzip,
das ein zeitraubendes und fehleranfälliges
„Durchreichen“ von Informationen
über eine Toolkette erfordert sowie ein
hohes Maß an Abstimmungen, vor allem
bei Änderungen“, so Engineering-Experte
Vogt. Dass zudem in disziplinspezifischen
Werkzeugen immer nur ein Teil des Anlagenzwillings
dokumentiert ist, erschwert
das Aktuellhalten des As-built-Stands jeder
Anlage enorm, zumal für jedes spezifische
Tool auch Spezialwissen notwendig ist.
Realistisch optimieren
Vollständigkeit ist allerdings nicht alles.
„Ein digitaler Zwilling ist ja kein Selbstzweck.
Er muss Nutzen bringen“, betont
Vogt und ergänzt: „Deshalb gehört zur optimalen
Digitalisierung immer auch eine
Analyse der aktuellen Prozesse, Tools und
Datenbestände, die Ermittlung des Optimierungspotenzials
und ein Konzept für
dessen Umsetzung. Wir empfehlen dazu
auch ein Proof of Concept der wichtigsten
Prozessschritte auf Basis der gewählten
Zentrale Datenbank
Software. Damit sieht man anhand unternehmenseigener
Daten sehr realistisch,
was alles möglich ist.“
Um vom Nutzen des digitalen Zwillings
voll profitieren zu können, stehen in EB
den Betreibern also nicht nur Pläne, Diagramme
oder Arbeitsblätter aus den verschiedenen
Gewerken zentral und interdisziplinär
navigierbar zur Verfügung. Die
Daten jedes einzelnen Objekts selbst, vom
Großkessel bis zu den Klemmen jedes Sensors
und der Signallogik für das Leitsystem,
sind jederzeit – auch über clientunabhängige
Webservices – bearbeitbar. Mit
PDFs oder Excellisten wäre das nicht möglich,
denn sie stellen Informationen nur
dar, machen sie und ihre Verknüpfungen
aber nicht „anfassbar“. Das ist in Zeiten von
Industrie 4.0 jedoch fatal. Denn: „Wenn
Daten wirklich das Öl des 21. Jahrhunderts
sein sollen, müssen sie abschöpfbar sein;
verstaubend in Dateien können sie keinen
Mehrwert schaffen, im Gegenteil!“, so Uwe
Vogt.
Genau diese Überlegungen haben viele
große Aucotec-Kunden dazu bewogen, sich
für EB zu entscheiden. Jüngste Beispiele
sind die Voith Group, wo die Plattform unter
anderem im Wasserkraftbereich zum
Einsatz kommen soll, oder der Chemiepark-Betreiber
Infraserv Höchst, dessen
Kraftwerksdokumentation zu den ersten
FEED
& Process Design 3D I&C Electrical
Funktion: Produktion
Funktion: Wasserkühlung
Funktion: Niveaumessung
Funktion-Aspekt
Gerät: Pumpe
Gerät: Tank
Gerät: Ventil
Gerät: Sensor
Gerät: (Vorort-)Steuerkasten
Gerät: Klemme
Gerät: Draht
Gerät: Schaltschrank
Gerät: Klemme
Gerät: Draht
Betriebsmittel-Aspekt
Universelles Anlagendaten-Modell
Ort: Feld
Ort: Produktionsgebäude
Ort: Tanklager
Ort: Pumpstation
Ort: Kontrollraum
Orts-Aspekt
Bild 3. Modernes Anlagen-Engineering ist parallel: Alle relevanten Objekte sind in einem Modell
in einer Datenbank verlinkt (© AUCOTEC AG).
73

Anlagenzwilling oder ältere Schwester? VGB PowerTech 9 l 2021
ERP
PLM/PDM
3D CAD
Rich Client
EB Explorer / Visio
Net/VBA
Web Client
Web Communication Server
(WCS)
Application Server
Database Management System
(Microsoft SQL Server)
App
WSDL / SOAP
ERP
PLM/PDM
PdM*
*Predictive
Maintenance
Bild 4. IoT-gerechte Architektur zur Anbindung in- und externer Applikationen (© AUCOTEC AG).
Uwe Vogt. Hier greift als nächster Hebel
eine neue Art der Maintenance-Unterstützung.
Mit „EB Mobile View“ kann das Servicepersonal
den jeweils für seine Aufgabe
benötigten Teil der As-built-Dokumentation
einfach in die browserbasierte App übernehmen
und ihn auf einem mobilen Gerät
vor Ort abrufen. Die Projektdaten sind per
Webservice jederzeit verfügbar. Muss ein
Bauteil repariert oder getauscht werden,
lässt es sich über die Sucheingabe in der
App im Nu finden und man kann leicht
durch die gesamte Logik des digitalen Zwillings
navigieren, um sich jede benötigte Information
direkt auf den mobilen Schirm zu
holen, ohne System-Know-how und Engineering-Expertenkenntnisse
zu benötigen.
Per Redlining werden anschließend die
Änderungen direkt in der geladenen Dokumentation
hinterlassen. Auf einen Klick
schnürt EB Mobile View ein Paket mit allen
Service-Informationen zur Übergabe an
Kandidaten zur Datenübernahme in EB am
Standort gehört.
Digitale Aufwertung
Wie komfortabel, durchgängig und konsistent
auch immer die Kraftwerksplanung
mit EB ist, sie unterstützt Greenfield-Projekte,
in Europa zumindest, fast nur bei
Anlagen für erneuerbare Energieerzeugung.
Im konventionellen Bereich stehen
dagegen Umbauprojekte zu Hauf an, etwa
für Modernisierungen und Emissionsreduktion,
dazu kommen die alltäglichen
Instandhaltungs-Änderungen.
Damit auch die zahlreichen Anlagen des
20. Jahrhunderts vom Öl des 21. profitieren
können, bietet Aucotec gleich mehrere Hebel.
Zunächst die Übernahme von Bestandsdaten:
Über eine Standard-Importschnittstelle
(EBML) werden die Daten aus verschiedenen
Systemen automatisiert in EB
übernommen, wobei die Plattform die Informationen
disziplinübergreifend im Anlagenmodell
zusammenführt, digital aufwertet
und auf Fehler oder Diskrepanzen hinweist.
„Damit macht EB aus dem Puzzle aus
meist veralteten, disziplinspezifischen Dokumentationsausschnitten,
das der realen
Anlage höchstens wie eine ältere Schwester
ähnelt, ein umfassendes, hochdigitales Gesamtbild,
das sich mit Fug und Recht „Digitaler
Zwilling“ nennen kann“, sagt der Aucotec-Vorstand.
Denn EB spiegelt nicht nur
den äußeren As-built-Stand der Anlage,
sondern macht auch die Verbindungen und
Logiken hinter der Fassade verfügbar.
Mobil aktualisieren
Das Bild der älteren Schwester verdeutlicht
auch, dass der Erhalt der Aktualität des
Zwillings eine zentrale Rolle spielt, weil
der As-Built-Stand sonst nur eine Momentaufnahme
ist. „Veraltete Daten können sich
Betreiber eigentlich nicht leisten“, meint
3D
Automation
Operation
Automation
Simulation
RFP & FEED
Electrical
DCS
Predictive Maintenance
Process
Instr. & C
PDM, PLM, ERP
Open API
Open Web
Services
Bild 5. Das universelle Modell in EB ist die Basis für alle Kerndisziplinen des Anlagen-
Engineerings und die Kommunikation mit ergänzenden Systemen (© AUCOTEC AG).
Papier
Rechnergestütztes
Zeichnen,
lokale Dateien
CAE Tool-Daten:
2. Generation
mit interner
Datenhaltung
Datenintegration mit
Konfiguration und Mapping
Dokumenten
-orientierter
Datenzugang:
Dateien, Server,
SharePoint,
PDM /PLM-System
Digital Twin mit
Engineering Base
Industrie 4.0-
gerechte,
Integrierte Daten:
vollständiges
digitales
Anlagenmodell
mit strukturierten
Daten und
Dokumenten
Bild 6. Ein umfassender digitaler Zwilling setzt einen hohen Digitalisierungslevel voraus
(© AUCOTEC AG).
74

VGB PowerTech 9 l 2021
Anlagenzwilling oder ältere Schwester?
formationen rund um die Uhr von überall
auf der Welt möglich.
Reale Anlage Datenbereitstellung Internet-
Verbindung
Daten-Empfang
-Vergleich und
Änderungsmarkierung
Bild 7. OPC-UA-Verständnis und Webanbindung sind Voraussetzungen für die Kommunikation von
Anlage und Engineering-System (© AUCOTEC AG).
Bild 8. Änderungen in der realen Anlage schlagen sich direkt in EBs Dokumentation nieder
(© AUCOTEC AG).
Vorhersehbar: datengetriebene
Services im Vormarsch
„Weil die Plattform datenzentriert ist, nicht
filebasiert, aktualisiert sie nicht irgendein
Dokument, sondern das komplette Datenmodell
des Digital Twin“, betont der Aucotec-Vorstand.
Dieses Prinzip wird immer
wichtiger, z.B. soll sich der Anteil datengesteuerter
Service-Modelle in den kommenden
Jahren vervielfachen. Predictive Maintenance
(PdM) ist so ein Modell. Und EB
als Single Source of Truth des Engineerings
unterstützt es – seit Jahren praxisbewährt
bei einem großen Kompressorenhersteller
– durch automatisiertes „Füttern“ des PdM
mit den Engineeringdaten, die selbst für
das intelligenteste System unabdingbar
sind, um später die gemessenen Livedaten
im Betrieb richtig interpretieren zu können.
Bisher wurden dafür mühselig zu füllende
Listen gebraucht und diverse Interfaces.
Bei 50.000 und mehr zu interpretierenden
Signalen in einem Leitsystem ein
enormer Zeitfaktor, wegen der „Handarbeit“
zudem höchst fehleranfällig. Nur
dank seines zentralen Datenmodells kann
EB so abstrakte Objekte wie Messtypen
darstellen. In herkömmlichen Systemen
die Engineeringabteilung. Da jedes der
Redlining-Blätter mit seinem Original in
EB verlinkt ist, müssen auch die Engineering-Profis
keine Zeit mit Suchen vergeuden,
um die Informationen final zu dokumentieren.
Der abschließende neue Revisionsstand
lässt sich mit der mobilen
Viewing-App View synchronisieren, sodass
der Service sich in jedem neuen Wartungsfall
auf die Aktualität der Dokumentation
verlassen kann.
Engineering Base
Quelle aller
Engineering-Daten
Konfiguration
PdM-System
Interpretation, Analyxse Trends
Zustandsdaten
OPC UA: Selbst ist die Anlage
Konfiguration
Leitsystem
„Der dritte Hebel geht noch einen großen
Schritt weiter“, berichtet Uwe Vogt. Die
Plattform ermöglicht nämlich auch die direkte
Kommunikation zwischen der Anlage
und ihrem Zwilling, ganz ohne menschliches
Zutun. EBs Datenmodell „versteht“
OPC UA. Wenn also ein OPC-UA-fähiges
Gerät verändert oder gewechselt wird, erscheint
in EB automatisch ein Änderungshinweis.
Dafür wird der OPC-UA-Server
der Anlage mit EBs Cloud verbunden. In
bestimmbaren Intervallen empfängt das
System Informationen von den Geräten.
Nach Übernahme der Änderung durch die
Engineering-Fachleute ist sie EB-typisch an
jeder Stelle der Dokumentation sichtbar,
die das geänderte Gerät enthält, sodass
jede Disziplin sofort weiß, ob und welche
Konsequenzen zu ziehen sind.
Zusammen mit Phoenix Contact hat Aucotec
in einem Anwenderfall bereits auf
der Namur-Hauptsitzung 2019 gezeigt, wie
Engineering
das praktisch funktioniert. Dort verfolgte
das Publikum, wie sich ein Gerätetausch
im Nu durchgängig in der gesamten Anlagendokumentation
niederschlug. Mit dem
„Hart IP Gateway“ von Phoenix können
selbst Feldgeräte, die bisher nicht OPC-UAfähig
waren, dieses Protokoll nutzen. Das
spart das Tauschen funktionsfähiger Geräte,
denen nur die OPC-UA-Schnittstelle
fehlt, oder teure Remote-I/Os, die sonst
nötig wären. Unabdingbar ist dabei die
Webfähigkeit des Engineeringsystems.
Dank EBs Mehrschichtarchitektur mit integriertem
Web Communication Server ist
der Online-Zugriff auf alle benötigten In-
Anlagenbetrieb
Bild 9. Effiziente Predictive Maintenance-Unterstützung durch Engineering-Anbindung
(© AUCOTEC AG).
sind solche Informationen gar nicht abbildbar,
in Stromlaufplänen oder P&IDs tauchen
sie gar nicht auf.
„EB ist die Quelle aller technischen Daten
einer Anlage und in Detailtiefe und Skalierung
einzigartig. Das spart heute schon
viel Zeit und Geld, ebnet Planern wie Betreibern
aber darüber hinaus den Weg in
eine Zukunft, die mit Sicherheit noch sehr
viel digitaler sein wird als wir es uns heute
vorstellen können“, lautet das Fazit von
Uwe Vogt, dem nur allzu bewusst ist, dass
auch in dieser Zukunft Heraklits Weisheit
Bestand haben wird, genau wie der
Wandel.
l
75

Fossil fuel-based energy storage VGB PowerTech 9 l 2021
Fossil fuel-based energy storage
Qian Zhu
Kurzfassung
Energiespeicherung auf Basis
fossiler Energieträger
Mit der Zunahme variabler erneuerbarer Energien
(VRE) wie Solar- und Windenergie ist die
Energiespeicherung eine Voraussetzung für die
erfolgreiche Entwicklung eines verlässlichen
und flexiblen Stromnetzes. Energiespeichersysteme
können zur Unterstützung des Netzes beitragen
und einige der neuen Herausforderungen
bewältigen, die sich durch die zunehmende
Nutzung erneuerbarer Energien im Stromnetz
ergeben. Die Anwendung von Energiespeichersystemen
im größeren Umfang hat in vielen Regionen
erheblich zugenommen. Diese schnelle
Wachstumsrate beim Einsatz von Netzspeichern
wird sich fortsetzen. Die gesamte weltweit
installierte Energiespeicherkapazität betrug im
Jahr 2020 etwa 186,1 GW.
Energiespeicher können als eigenständiges System
betrieben oder mit Stromerzeugungsanlagen
gekoppelt werden. Bei Kohlekraftwerken
besteht die Möglichkeit, ein Speichersystem in
die Kraftwerksanlagen zu integrieren, um einige
betriebliche Vorteile wie eine verbesserte Flexibilität
zu erzielen. Durch die Integration von
Energiespeichern könnten auch Anforderungen
an den flexiblen Betrieb von Kohlekraftwerken
relativiert werden, so dass diese mit optimaler
Leistung und Effizienz bei geringeren Umweltauswirkungen
betrieben werden können. Die
Forschung und Entwicklung zur Hybridisierung
von Energiespeichern und fossil befeuerten
Kraftwerken wird bereits seit Jahrzehnten
betrieben. Im Jahr 2020 kündigte das USDOE
im Rahmen seines Programms „Energy Storage
for Fossil Power Generation“ (Energiespeicherung
für die fossile Stromerzeugung) Bundesmittel
in Höhe von bis zu 6 Mio. USD für F&E-
Projekte mit Kostenteilung an, um technologische
Ansätze zur Integration fossiler
Brennstoffe mit potenziellen Energiespeicheranwendungen
zu erforschen.
l
Author
Dr Qian Zhu
International Centre for Sustainable Carbon
(ICSC)
London, United Kingdom
Technology
Frequency
management
Voltage
management
Inertia
Reserve
Restoration
Nuclear
Potential
Yes
Yes
No
No
Interconnector
Yes
Yes
No
Yes
Potential
Wind
Partial
Partial
No
Partial
Future
As the penetration of variable renewable
energy (VRE) such as solar and wind power
increases, energy storage is needed for the
successful development of a resilient and
flexible electricity network (F i g u r e 1 ).
Energy storage systems can provide services
to support the grid and address some
of the new challenges that increasing VRE
introduces into the power system. There
has been a significant increase in the application
of utility-scale energy storage systems
in many regions. This fast growth rate
of the deployment of grid storage is set to
continue (F i g u r e 2 ). Total global installed
energy storage capacity was about
186.1 GW in 2020.
Energy storage can operate as a standalone
system or be co-located with power generation
facilities. There is an option with coal
power plants to integrate a storage system
with generating units to obtain some operational
advantages and benefits such as
improved flexibility. Integration with energy
storage could also eliminate the need
for excessive flexible operation of coal
power plants, enabling them to operate at
optimal output and efficiency with reduced
environmental impacts. R&D of hybridising
energy storage and fossil-fuelled power
plants have been conducted for decades. In
2020, the USDOE announced federal funding
of up to $ 6 million for cost-shared R&D
projects under its Energy Storage for Fossil
Power Generation programme to explore
technology approaches to integrate fossil
fuel assets with potential energy storage
applications.
Energy storage technologies
Various energy storage systems are commercially
available and in operation. More
Thermal
(biomass, gas, soal)
Yes
Yes
Yes
Yes
Yes
Solar Batteries Pumped
storage
Partial Yes
Yes
Fig. 1. Ancillary services that can be provided by different generation technologies (Drax, 2019).
Storage deployment in GW
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0
No
No
No
Future
Yes
No
Yes
Future
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Korea China USA Germany Other
Fig. 2. Annual energy storage deployment during 2013-19 (IEA, 2020b).
Yes
Yes
Yes
Yes
76

VGB PowerTech 9 l 2021
Fossil fuel-based energy storage
a) Power in
b)
Air in
Air out
Compression
Compressed
air storage
Combustion
Expansion
Power out
Heat
Additional
fuel
Air In
Air out
Fig. 3. Flow chart illustrating a) diabatic CAES and b) adiabatic CAES
(Chmielewski and others, 2020).
Vacuum chamber
Radial bearing
Hub
Motor/generator
Power in
Compression
Compressed
air storage
Expansion
Power out
Composite rim
Magnetic lift system
Radial bearing
Heat storage
––
Chemical storage systems convert electric
energy to chemical energy via production
of a chemical such as hydrogen,
methane, syngas (CO + H 2 ) and ammonia,
usually based on electrolysis technology.
The chemical can later be used as
a fuel.
Some of the storage technologies such as
PHS are well-established and have long
been applied to provide various services to
the grid. Others such as batteries have recently
found application in grid-scale storage
and their use here is accelerating. Each
system has different capabilities and parameters
that make it suitable for particular
support services to the grid. In general,
PHS can provide high power and energy
capacity and long-term storage, and can be
used for time shifting and reserve generation.
Flywheels, SMES and supercapacitors
are high power, short duration storage systems
and can be used for frequency regulation,
voltage stability and power quality
management. CAES, TES and batteries
can have power and energy capacity of
multi MW and MWh and discharge durations
of up to several hours. They can provide
a range of ancillary services and can
be used to smooth out VRE power generation
(F i g u r e 6 and F i g u r e 7 ), thus stabilising
the grid. Chemical storage systems
can provide long-term storage and flexibility
with the end use of the chemicals produced.
Integrating energy storage
systems with fossil fuel power
plants
Fig. 4. A cutaway diagram of Beacon Power’s flywheel
(https://beaconpower.com/carbon-fiber-flywheels/).
are emerging. There are five different types
of storage technology based on their working
principles:
––
Mechanical storage systems store energy
as either potential or kinetic energy,
and include pumped hydro (PHS), compressed
air (CAES, F i g u r e 3 ) and flywheel
storage systems (F i g u r e 4 );
––
Electrical energy storage systems store
electricity directly in the form of electric
current or electric charges with a potential
difference. The two forms are superconducting
magnetic energy storage
(SMES) and supercapacitors;
––
Electrochemical energy storages involve
storing electricity in chemical
form. They include batteries and are one
of the most traditional energy storage
technologies (e.g. F i g u r e 5 );
––
Thermal energy storage (TES) systems
heat or cool a storage medium such
as water, rocks and molten salts to store
thermal energy. High temperature TES is
used for electricity storage. The stored
heat can be converted back into electricity
using a conventional steam turbine;
Catholyte tank
(V 4+ /V 5+ )
Electrode
Pump
From an engineering viewpoint, TES (F i g -
u r e 8 ), batteries and chemical energy
storage systems can all be combined with
coal power plants to provide flexibility in
different ways. It is technically feasible to
integrate TES into the water-steam cycle of
a coal power plant and it is well-suited for
this purpose. Analyses showed that an integrated
TES-coal power plant had enhanced
Electricity from grid
e -
Control and
Discharging
e - Discharging
conditioning system
(bidirectional)
Electricity to grid
Charging
e -
Cells stack
V 4+ V 5+ V 2+ V 3+
Selective ion membrane
Charging
e - e - e -
Electrode
Pump
Fig. 5. Diagram of a vanadium redox battery (Chmielewski and others, 2020).
Power grid
Anolyte tank
(V 2+ /V 3+ )
77

Fossil fuel-based energy storage VGB PowerTech 9 l 2021
Supply
Night Dawn Sunny Overcast Sunny Overcast Sunny Dusk Night
Electricity demand
Thermal
Wind, biomass
Low
High
Constant power sources: nuclear, hydro, geothermal
24:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00
Morning Noon Night
flexibility, faster dynamic responses to load
demand changes and performed better in
grid frequency services than a coal power
plant.
Existing coal power plants retrofitted with
battery storage systems are already in operation
in China, and dozens of hybrid
battery-renewables, battery-gas turbines
Solar
Low
Solar power restricted
Fig. 6. Variation in electricity supply from different sources with the time of day and weather
conditions (Matsuda, 2020).
Discharge time at rated power
Deferal,
time-shift
applications
Days/
weeks
Hours
Power Minutes
quality
applications
Seconds
Energy management
Batteries
Electrochemical
capacitors
1 kW 10 kW 100 kW 1 MW 10 MW 100 MW 1 GW 100 GW
Rated power
High
Ancillary services
Emerging technologies
Flywheels
Compressed air
Bulk energy services
Pumped hydro
CSP-TES
Batteries with further
technical advancements
Fig. 7. Comparison of typical power rating and duration characteristics of different types of
storage technology (USDOE, 2020).
Fossil fuel fired
salt heater
Salt
Hot salt tank
Cold salt tank
Water(steam
Steam generator
Fig. 8. Schematic system arrangement of a coal-fired power plant with TES (Drost, 1989).
Turbine
and battery-natural gas combined cycle
power plants are operational elsewhere.
Successful integration depends on the development
of interfaces connecting the
coal power plant and a battery pack with a
control system that brings the two systems
together to work harmoniously. No
modifications to the power generation
process are required. In a hybrid batterycoal
power plant, the battery pack works
as a supplement to the operation of the
generating units, enhancing the plant
flexibility and overall performance as well
as offering enhanced ancillary services
such as frequency regulation, spinning reserve
without fuel burn, higher peak power
output, instant power to grid, and faster
start-up.
Similarly, effective connection of coal power
generation units with water electrolysers
using a dynamic control system is key
to their successful integration, which can
learn from the knowledge and experience
gained from the extensive R&D and
demonstration of nuclear-electrolysis hybridisation
in the USA and elsewhere. In
an electrolyser-coal power hybrid plant,
the electrolysers do not necessarily inject
the stored energy back to the grid, nor
provide any ancillary services. The electrolysers
enhance the flexible generation of
coal power plants by absorbing the excess
electricity whenever it is generated. The
major advantages of hydrogen for energy
storage are the length of time of storage
that is possible and the bulk energy storage
capacity.
Techno-economic analyses show that
molten salt TES is the choice of technology
for integration, especially for retrofit projects
due to its lower cost and greater maturity
than the competing TES technologies.
Li-ion batteries have advantages over
other batteries of commercial acceptance,
high energy and power capacity, high efficiency
and availability, and a longer cycle/
calendar life although they are expensive.
Polymer electrolyte membranes are
preferred technology choice as they have a
compact design and better overall performance
than alkaline electrolysers although
they cost more. Depending on the technology
choice and storage capacity and duration
requirements, the integration of storage
system into a coal power plant could be
expensive. Preliminary analysis showed
that retrofitting a coal power plant with
TES is less costly than batteries or electrolysers
with hydrogen storage. Hybridising
Li-batteries and a coal plant requires a capital
investment substantially higher than
that of coal power-TES and coal powerelectrolyser
integration. Li-batteries and
water electrolysers also have a higher reinvestment
cost due to the need to replace
cells that degrade. In addition, the need to
process and store the hydrogen produced
on-site increases the complexity of the operation,
and the capital and O&M costs of
electrolysers with hydrogen storage. Nevertheless,
it is technically feasible to integrate
energy storage with coal power
plants. A hybrid storage-coal power plant
can have enhanced flexibility and other operational
advantages, which can support
the grid to adopt more renewable power
(Figure 9).
78

VGB PowerTech 9 l 2021
Fossil fuel-based energy storage
Air
Oxygen
plant
O 2
N 2
1.379 MPa steam for NOx control
Air Exhaust 0.689 MPa
steam
Makeup
water
Coal
Ash to
dispocal
Texaco
gasifier
Process
water
Radiant
syngas
cooler
Convective
syngas
cooler
Gas, scrub,
cool, and acid
gas removal
Sulphur
recovery
and tail
gas treating
Fuel gas
saturator
and reheater
Vent to
gas turbine
Gas turbinegenerator
Salt
Heater
Low-pressure
steam
generator
Oil heater
Flue
gas to
atmosphere
Sulphur product
HP turbine IP turbine LP turbine Generator
Cold
oil
Hot
oil
Feedwater
heat
exchanger
Hot draw salt
TES tanks
565 o C
Cold draw salt
TES tanks
288 o C
565 o C
Superheater Reheater HP evaporator Economiser
Steam generator
LP = low pressure turbine IP = intermediate pressure turbine HP = high pressure turbine
Fig. 9. Concept design of the IGCC power plant with TES (Somasundaram and others, 1990).
Acknowledgement
This executive summary is based on a detailed
study which is available separately
from:
www.sustainable-carbon.org. This is a
summary of the report: Fossil fuel-based
energy storage by Dr Qian Zhu, ICSC/314,
ISBN 978-92-9029-637-9, 94 pp, August
2021. l
VGB-Standard
RDS-PP ® – Application Guideline Part 41: Power to Gas
RDS-PP ® – Anwendungsrichtlinie Teil 41: Power to Gas
1. Ausgabe 2018 – VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE (Englisch/Deutsche Ausgabe)
DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 375,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
For efficient project planning, development, construction, operation and maintenance of any industrial plant, it
is helpful to structure the respective plant and assign clear and unambiguous alphanumeric codes to all assemblies
and components. A good designation system reflects closely the structure of the plant and the interaction
of its individual parts.
This VGB-Standard applies to the designation of the Power to Gas plants according to the Reference
Designation System for Power Plants RDS-PP ® in accordance with the international sector specific standard
ISO/TS 81346-10 for power plants.
This guideline is addressed to those responsible for the design and operation of Power to Gas plants e.g. planners,
operators, legal authorities, suppliers, manufacturers, service providers, experts, research institutions, etc.
VGB-Standard
RDS-PP ®
Application Guideline Part 41:
Power to Gas
Anwendungsrichtlinie Teil 41:
Power to Gas
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE
Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer industriellen Anlage, ist es hilfreich,
die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik
bildet die Struktur der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.
Dieser VGB-Standard gilt für die Kennzeichnung von Power to Gas Anlagen nach dem Referenzkennzeichensystem RDS-PP ® in Übereinstimmung
mit der internationalen Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 für Kraftwerke.
Die Anwendung der VGB Richtlinien für die Kennbuchstaben nach VGB-S-821-00 (früher VGB-B 101) und VGB-B 102 ist verbindlich.
Diese Richtlinie wendet sich an die für Planung und Betrieb von Power to Gas Anlagen Verantwortlichen, z. B. Planer, Betreiber, Genehmigungsbehörden,
Lieferanten, Hersteller, Serviceprovider, Sachverständige, Forschungseinrichtungen etc.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
79

VGB-CONFERENCE/VGB-FACHTAGUNG
GAS TURBINES AND OPERATION
OF GAS TURBINES 2021
GASTURBINEN UND GASTURBINEN BETRIEB 2021
with Technical Exhibition/mit Fachausstellung
Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der
Betreiber, Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden
und in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom VG B Power-
Tech e.V. dazu eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion
aktueller Fragen zur Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-,
Erkenntnis- und Gedankenaustausch zu intensivieren.
Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden
Anforderungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen
Gastransportnetz erfordern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen
Gasturbinenbetrieb eine rechtzeitige Anpassung operativer
und anlagentechnischer Konzepte.
Bereits realisierten Lösungen und innovativen Konzepten für Gasturbinenanlagen,
deren Teilsysteme und Komponenten, die unter Berücksichtigung
relevanter Aspekte – wie Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit, Primärenergieausnutzung,
Lastflexibilität, Brennstoffflexibilität, Lebenszykluskosten und Umweltschutz
– geeignet sind, den aktuellen und in Zukunft erwartbaren
Herausforderungen zu entsprechen, werden wir uns mit einem breit gefächerten
Themenportfolio zuwenden. Aufgrund der Aktualität und Relevanz
wird darin auch die Wasserstoff-Mitverbrennung in Gasturbinen
angemessen berücksichtigt.
Mit Präsenz der Aussteller aus zahlreichen Produkt- und Leistungsfeldern
der Gasturbinenindustrie wird ein Veranstaltungsrahmen geboten, der als
internationales Forum für Herstellung und Erweiterung geschäftlicher wie
persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen schafft.
Der VGB PowerTech e.V. lädt Sie zur Diskussion dieser Themen und zum
Erfahrungsaustausch auf der VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb
2021“ ein und freut sich auf Ihre Teilnahme.
In two-year intervals gas turbine experts from operators, manufacturers,
planning offices, associations, insurance companies, R&D centers, authorities
and corresponding business areas of VGB PowerTech e.V. are
invited for intensifying the exchange of experience, findings and ideas
by lectures and comprehensive discussions in the area of gas turbines
and the gas turbine operation.
In the context of the energy transition in a short period of time, the changing
requirements in electricity and heat market and the public gas transport
network require the timely adjustment of operational and plant engineering
concepts for economical, safe and environmentally friendly gas
turbine operation.
Already implemented solutions and innovative concepts for gas turbine
plants, their subsystems and components, which are consider relevant aspects
such as availability, reliability, and utilization of primary energy,
load flexibility, fuel flexibility, lifetime costs and environmental protection,
are suitable to meet the actual and expected future challenges are dealing
by us with a broad topic portfolio. Due to its topicality and relevance, hydrogen
co-combustion in gas turbines is also adequately considered in it.
With the presence of exhibitors from numerous product and service fields
of the gas turbine industry an event frame is offered, which is the best basis
for an international forum for establishing and extending of business
and personal contacts.
| 11 & 12 NOVEMBER 2021
| POTSDAM, GERMANY
| REGISTRATION/ANMELDUNG
L https://t1p.de/cpbb or
https://www.vgb.org/COR-event_page-25902.html
TAGUNGSPROGRAMM
CONFERENCE PROGRAMME
(Änderungen vorbehalten/Subject to revision. Stand: 1. Sept. 2021)
Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch
Simultanübersetzung vorgesehen
Conf. languages: German and English
simultaneous translation envisaged
DONNERSTAG, 11. NOVEMBER 2021
THURSDAY, 11 NOVEMBER 2021
Tagungsleitung/Conference direction
Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark,
VGB PowerTech e.V., Essen and
Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe,
Technische Universtität Dresden, Dresden
08:30 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein
VGB and exhibitor invite you to a standing reception
10:00 Begrüßung durch Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark
Welcome by Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark
10:10
V01
10:40
V02
Wasserstoff als elementarer Baustein der
Transformation zur CO 2 -freien Strom- und
Wärmeversorgung – Sichtweisen eines
Regionalversorgers
Hydrogen as a basic component of the transformation
to zero-carbon electricity and heat supply –
Views of a regional utility
Dr.-Ing. Karsten Klemp and
Dipl.-Ing. Armin Ehret, RheinEnergie AG, Köln
Herausforderungen der Energiewende – Rotierende
Lösungen zur Netzstabilisierung mit Fokus auf die
Bereitstellung essenzieller Systemdienstleistungen
Challenges of the Energy Transition –
Rotating Solutions to Provide Essential Ancillary
Services for Grid Stabilization
Dr.-Ing. Hendrik Steins, Dr.-Ing. Ana Joswig,
Dipl.-Ing. Stephan Werkmeister and
Dr.-Ing. Norbert Henkel,
Siemens Energy AG, Mülheim an der Ruhr
VGB PowerTech e.V. invites you for discussing of these questions and to
the exchange of experiences during the VGB Conference “Gas Turbines
and Operation of Gas Turbines 2021”, and is looking forward to your
participation.

VGB-Conference/VGB-Fachtagung
GAS TURBINES AND OPERATION
OF GAS TURBINES 2021
GASTURBINEN UND
GASTURBINEN BETRIEB 2021
11:05
V03
Vortrag zur Novelle der 13. BImschV und vertiefter
Betrachtung der darin enthaltenen Emissionsanforderungen
an Gasturbinenanlagen
Presentation on the amendment of the 13 th BImschV
and in-depth consideration of the emission
requirements for gas turbine plants contained therein
Dr. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband
der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., Berlin
11:30 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3
Discussion of lectures 1, 2 and 3
12:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibition
13:30
V04
13:55
V05
Schadstoffarme Micromix-Wasserstoffverbrennung
in Gasturbinen – Von den Grundlagen bis
zur Demonstrationsanlage
Dry-Low-Nox Micromix hydrogen combustion in gas
turbines from basics to demonstration system
Prof. Dr.-Ing. Harald Funke, FH Aachen, Aachen
Kawasaki Hydrogen Road – Entwicklung
innovativer Wasserstoffverbrennungssysteme
für Industriegasturbinen
Kawasaki hydrogen road – Development of innovative
hydrogen combustion systems for industrial gas turbines
Dr.-Ing. Nurettin Tekin,
KAWASAKI Gas Turbine Europe GmbH, Bad Homburg
14:20 Diskussion der Vorträge 4 und 5
Discussion of lectures 4 and 5
14:50 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause
Visit of the exhibit including coffee break
15:20
V06
15:45
V07
Hydrogen co-combustion in industrial gas turbine
Wasserstoff-Mitverbrennung in einer
industriellen Gasturbine
M.Sc. Luc Gooren, Dr. Hannes Laget and
M.Sc. Nicolas Jouret,
ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium
H 2 Mitverbrennung: „Wasserstoffverbrennung
in Gasturbinen“
H 2 CoFiring: “Hydrogen combustion in gas turbines”
Erik Zindel, Siemens Energy AG, Erlangen
16:10 Diskussion der Vorträge 6 und 7
Discussion of lectures 6 and 7
16:40 Ende des 1. Vortragstages
End of the 1 st day of lectures
18:30 Gemeinsamer Abend/Joint evening
Der Hinweis erfolgt vor Ort am 11. November 2021
Notice is given on site on 11 November 2021
09:00
V08
09:25
V09
09:50
V10
FREITAG, 12 NOVEMBER 2021
FRIDAY, 12 NOVEMBER 2021
Trainings an Simulatoren für gasbefeuerte
Kraftwerke ermöglichen eine höhere Verfügbarkeit
und eine verbesserte Anlagensicherheit
Training with simulations of gas-fired power plants results
in increased operational availability and plant safety
Dr.-Ing. Cornelius Berger, Martin Bauer and
Frank Kretschmer, KWS Energy Knowledge eG, Essen
Modernisierung einer KWK-Anlage mit einer
neu entwickelten Gasturbine
Modernization of a CHP plant with a new
developed gas turbine
Sebastian Parzigas, MAN Energy Solutions SE,
Oberhausen and Sebastian Mombeck,
Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen
Advances in gas turbine machining &
repair techniques
Fortschritte in der Bearbeitung und Reparatur
von Gasturbinen
Simone Marangon, EthosEnergy, Torino/Italy
10:15 Diskussion der Vorträge 8, 9 und 10
Discussion of lectures 8, 9 and 10
10:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause
Visit of the exhibit including coffee break
11:15
V11
11:40
V12
Moderne Methoden zur
24/7-Zustandsüberwachung von Brennkammern
Modern methods for 24/7-condition monitoring
of combustion chamber
Dr. Thomas Steinbacher, M.Sc. Driek Rouwenhorst,
Dr. Robert Widhopf-Fenk and Dr. Jakob Hermann,
IfTA Ingenieurbüro für Thermoakustik GmbH, Puchheim
Unterstützung des flexiblen Gasturbinenbetriebes
durch modernste Schwingungsdiagnose
Support of flexible gas turbine operation through
advanced vibration diagnosis
Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer,
Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft, Essen
ORGANISATIONAL INFORMATION
VENUE
Dorint Hotel Potsdam | Potsdam, Germany
REGISTRATION | ONLINE
L https://t1p.de/qeet or
https://www.vgb.org/en/COR-event_page-25902.html
Registration requested until 15 October 2021,
possible until the start of the conference.
FEES/NOTICE
VGB members 750.00 €
Non-members 1,050.00 €
Universities, authorities, retired 300.00 €
WEBPAGE
L https://t1p.de/1zaz or
https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21.html

VGB-Conference/VGB-Fachtagung
GAS TURBINES AND OPERATION
OF GAS TURBINES 2021
GASTURBINEN UND
GASTURBINEN BETRIEB 2021
12:05
V13
Digitalization in gas turbine lubrication:
On-line asset condition monitoring to enable
4.0 decision-making
Digitalisierung bei der Schmierung von Gasturbinen:
Online-Überwachung des Anlagenzustands, um
4.0-Entscheidungen zu ermöglichen
Dr.-Ing. Guillermo Miró, Ing. Eneko Gorritaxategi
and Ing. Edgar Martínez,
Atten2 advanced monitoring technologies,
Eibar/Spain
12:30 Diskussion der Vorträge 11, 12 und 13
Discussion of lectures 11, 12 and 13
13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibit
14:15
V14
14:40
V15
15:05
V16
Innovative Technologie für eine bewährte
Gasturbine – 3D-gedruckte V64.3
Turbineneintrittsleitschaufel mit In-Wandkühlung
Latest technology for a mature engine - V64.3 turbine
vane 1 with state-of-the-art in-wall cooling design
manufactured by selective laser melting
Jan Münzer, Siemens Energy AG, Berlin
and Axel Pechstein,
DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden
Betriebserfahrungen mit den MGT6000
Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage
von SAIC Volkswagen in Shanghai
Operation experience with MGT6000 GT’s
in SAIC Volkswagen combined heat and power
plant in Shanghai
Dr.-Ing. Christian Steinbach, MAN Energy Solutions
Schweiz AG, Zürich/Switzerland,
Feng Liu,
MAN Energy Solutions China Production Co. Ltd.,
Shanghai/China,
Andreas Spiegel and Dr.-Ing. Thorsten Pöhler,
MAN Energy Solutions SE, Oberhausen/Germany
THOR, eine thermische Speicherlösung
für Gas-und-Dampfkraftwerke
THOR, a thermal storage application
for combined cycle power plants
Dipl.-Ing. Ronald Schwarz,
Siemens Energy AG, Erlangen,
Dipl.-Ing. Matthias Migl and
Dipl.-Ing. Hartmut Oehme, Siemens Energy AG, Berlin
15:30 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16
Discussion of lectures 14, 15 and 16
16:00 Ende der Fachtagung
End of the conference
Aussteller auf der VGB-Fachtagung
„GASTURBINEN UND GASTURBINENBETRIEB 2021“
Exhibitors at the VGB Conference
˝GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2021“
CLEAN AIR SOLUTIONS
HENGST FILTRATION
ORGANISATORISCHE HINWEISE
VERANSTALTUNGSORT
Dorint Hotel Potsdam | Potsdam, Deutschland
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L https://t1p.de/cpbb oder
https://www.vgb.org/COR-event_page-25902.html
bis zum 15. Oktober 2021 erbeten, bis Konferenzbeginn möglich.
TEILNEHMERGEBÜHREN
VGB-Mitglieder 750,00 €
Nichtmitglieder 1.050,00 €
Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €
WEBPAGE
L https://t1p.de/xhz8 oder
https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21.html

VGB PowerTech 9 l 2021
Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant
Computational heat transfer analysis
of tubes and tube bundles with
supercritical water as coolant
Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi, M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique,
and Rustam Khan
Kurzfassung
Rechnergestützte Analyse der
Wärmeübertragung von Rohren
und Rohrbündeln mit überkritischem
Wasser als Kühlmittel
In dieser Arbeit werden die Auswirkungen der
Ausrichtung eines Reaktorkerns auf die Wärmeübertragung
bei superkritischen Bedigungen
von Wasser entlang Rundrohre und Rohrbündel
umfassend untersucht. Numerische Simulationen
werden mit ANSYS FLUENT 14.0 für eine
Reihe von Einlasstemperaturen sowohl entlang
vertikaler als auch horizontaler Rohre unter
Verwendung des RNG k- Turbulenzmodells mit
optimierter Berücksichtigung der Phänomene
an der Wand (y+

Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant VGB PowerTech 9 l 2021
Thermal Conductivity in mW/m-K
600
500
400
300
200
100
Density in kg/m 3
800
700
600
500
400
300
200
100
Water at 24.52 MPa
0
1000
300 350 400 450 500 550 600
Temperature in o C
of these thermophysical properties in the
solver. Farah et al. [9] discussed methods
of incorporation of IAPWS equations and
NIST real gas models in ANSYS FLUENT.
They also discussed the accuracy of turbulence
models like k-ε and k-ϖ by verifying
the results obtained for heat transfer coefficient
in SCW flowing along vertical tubes.
Sharabi et al. [10] proved the validity of
k-ϖ and k-ε turbulence models at lower values
of mass and wall heat fluxes. Withag et
al. [11] studied the effects of mass flux on
the accuracy of results and concluded that
higher values of mass fluxes would give
more accurate results because of reduction
in effects of gravity. The presence of recirculation
at inlet was also observed by the
authors at reduced values of mass flux.
Among the various factors that affect the
accuracy of the results, the most important
is the generation of grid and setting appropriate
value of y + , a dimensionless number
explaining the refinement of mesh at heated
wall. Roelofs [12] explained the importance
of y + in obtaining accurate results
during CFD simulations of heat transfer in
SCW flowing along a vertical tube. He tested
different values of y + and proved that
highly accurate results can be obtained
with y +

VGB PowerTech 9 l 2021
Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant
ENT 14.0. Test section used by Yamagata et
al. [1] was of 7.5 mm inner diameter and
length of 1,500 mm made of AISI type
stainless steel were used for experimentations.
In their set up, a developing length of
500 mm was provided at the inlet to ensure
hydraulically developed flow at inlet of test
section. F i g u r e 2 (a and b) shows a schematic
model of tube for vertically upward
flow and tube bundle for horizontal flow
used for simulations. The same tube is used
for tube bundle, so the length of tube bundle
is 1,500 mm with tube inside diameter
of 7.5 mm and pitch of 9.0 mm was used.
Boundary conditions used for simulations
are summarized in Ta b l e 1 . Simulations
are also performed for other flow orientations
(vertically upward, vertically downward
and horizontal) along single tube and
tube bundle as well.
3 Mesh Independence Study
The mesh was generated using ANSYS
Mesher. The mesh generated is shown in
F i g u r e 3 . The accuracy of numerical results
computed using CFD methodology depends
greatly on the quality of grid as well
as the grid independency (F i g u r e 4 ). An
axisymmetric model was used for simulation
of flow along vertical tube to save computational
time and the results got mesh
independent after 185,000 elements. A 3-D
model was used for simulation of flow
along horizontal tube and the results got
mesh independent after 2.6901 million elements.
Half symmetry was used for case
of tube bundle and mesh independence
was achieved after 2.922 million elements.
4 Results and Discussion
4.1 Horizontal and Vertical Tubes
4.1.1 Results Validation
Experiments of Yamagata et al. [1] were
used as benchmark and F i g u r e 5 shows
that heat transfer coefficient has been predicted
very well using ANSYS FLUENT
Code 14.0 and RNG, k-ε model with EWT.
Thermal hydraulics of vertical flows is
quite simple as compared to horizontal
flows due to influence of buoyant forces.
Figure 5 shows variation of HTC with the
fluid-bulk temperature. It is clear that in
the region of compressed fluid, HTC varies
almost linearly with fluid-bulk temperature.
As we enter the near pseudocritical
region, a sharp increment in HTC can be
observed. The maximum value is attained
at the pseudocritical point (~380 o C). After
this point, heat transfer coefficient decreases
sharply which may result in increased
wall temperature which is undesirable
for the safe operation of nuclear
reactors. Due to effects of gravity a slight
variation of HTC can be seen at bottom and
top wall which becomes more prominent
by increasing wall heat flux due to upward
(a) Tube for horizontal flow
Fig. 3. Mesh generated for horizontal tube and tube bundle.
Fluid Outlet Temperature
in o C
385.0
384.9
384.8
384.7
384.6
384.5
Vertical Tube
(185, 384.44779)
384.4
0 50 100 150 200 250 300 350
No. of Elements in Thousands
Fig. 4. Mesh independence study.
movement of heated fluid. So different values
of HTC exist at top and bottom wall due
to different wall temperatures at top and
bottom surfaces of horizontal tube.
4.1.2 Heat Transfer Deterioration
According to F. Wang et al. [20], if HTC calculated
using Dittus-Boelter correlation is
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
70
60
50
40
30
20
10
Vertical Tube
Experimental
RNG, k-ε with EWT
Fluid Outlet Temperature
in o C
Volume Averaged Temperated
in o C
317.15
317.10
317.05
317.00
316.95
641.75
641.70
641.65
641.60
641.55
641.50
641.45
641.40
641.35
2
3
Rod 1
(b) Tube bundle
1
Rod 4
Rod 2
4
Horizontal Tube
Tube Bunlde
Rod 3
(2.6901, 316.94164)
0 1 2 3 4 5 6
No. of Elements in Millions
(2.922, 641.37822)
1 2 3 4 5 6 7 8 9
No. of Elements
lesser than its predicted value, the phenomenon
of HTE occurs. But if it is greater
than the predicted value, HTD is present.
F i g u r e 6 (a) makes it clear that HTD cannot
be predicted with Dittus-Boelter correlation.
This phenomenon might be crucial
for the core of reactor as the wall temperature
goes on increasing sharply due to re-
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
70
60
50
40
30
20
Horizontal Tube
Top Wall (CFD)
Bottom Wall (CFD)
Top Wall (Exp.)
Bottom Wall (Exp.)
10
340 350 360 370 380 390 400 410 320 340 360 380 400 420
Fluid-Bulk Temperature in o C
Bulk-Fluid Temperature in o C
Fig. 5. Results validation for vertical and horizontal flows.
85

Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant VGB PowerTech 9 l 2021
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
70
60
50
40
30
20
Fluid Inlet Temperature in o C
(a) HTD for vertical tube
duction in HTC. It occurs due to turbulence
damping caused by combined effects of
buoyancy and acceleration and can be reduced
with vertically downward flows and
the reason is the elimination of HTD due to
effects of buoyancy [21]. F i g u r e 6 (b)
provides a comparison of HTD for case of
vertically upward, downward and horizontal
flows.
For horizontal tube, HTC at top and bottom
surface is different. This difference increases
with increased heat flux and reduced
mass flow rates as is obvious from comparison
of F i g u r e 5 (b) and F i g u r e 6 (b).
This is due to effects of buoyancy, upward
movement of low density liquid. This causes
a region of high temperature at top and
region of low temperature at bottom of the
horizontal tube.
4.2.3 Effects of length and diameter
F i g u r e 7 (a) and (b) show the effects of
length and diameter on HTE and HTD respectively
for vertically upward flows. A
decrease in HTC can be observed with increased
diameter and decreased heated
length. As fluid outlet and bulk temperature
depends on heated length, so a decreased
HTC was obtained by decreasing
the heated length. As fluid-bulk temperature
reaches pseudocritical temperature,
HTC for both lengths become similar. The
value of HTC at pseudocritical point is larger
for decreased heated length. The reason
is the decrement of HTC with temperature
after pseudocritical point. Increase in fluid
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
10
12
330 340 350 360 370 380 390 400 410 340 360 380 400 420
Fig. 6. HTD in vertical and horizontal tubes.
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
70
60
50
40
Heat Transfer Coefficient
in kW/m 2 -K
30
27
24
21
18
15
Fluid Inlet Temperature in o C
(b) Comparison of HTD
30
15
20
12
10
330 340 350 360 370 380 390 400 410 330 340 350 360 370 380 390 400 410
Fluid Inlet Temperature in o C
Fluid Inlet Temperature in o C
(a) Wall heat flux = 233 kW/m 2 (b) Wall heat flux = 930 kW/m 2
Fig. 7. Effects of length and diameter on HTC for vertically upward flows.
24
21
18
bulk temperature is lower for reduced heated
length causing an increased value of
heat transfer coefficient for reduced length
after pseudocritical point. Same effect was
observed by increasing the diameter of the
tube. The value of HTC is lower for increased
diameter and decreased heated
length, reason might be the variation of
(a) Horizontal flow
Fig. 8. Wall temperature distribution.
(c) Vertically downward flow
properties of SCW and some other thermal
or hydraulic reasons as the phenomenon of
heat transfer at supercritical condition is
not fully understood yet.
Now wall heat flux was changed to 930 kW/
m 2 -s, it was observed that by decreasing
the heated length, HTD got more severe for
the compressed liquid region. But as we
move towards the pseudocritical point, an
improvement in heat transfer was observed.
As fluid bulk temperature reaches
far away of pseudocritical point, heat
transfer deterioration got it severity again
as thermophysical properties of SCW are
constant again, shown in Figure 7 (b).
But if we increase the diameter of the tube
by keeping the heated length constant,
HTC obtained are always lesser explaining
that the phenomenon of heat transfer deterioration
gets more and more severe by increasing
the diameter of tube. The severity
of this phenomenon is more in regions
where the properties of fluid are almost
constant like in region of compressed liquid
as shown in F i g u r e 7 (b).
4.2 Tube bundle
4.2.1 Wall temperature distribution
F i g u r e 8 (a, b and c) gives the temperature
distribution at the walls of tube bundle.
For the case of horizontal tube bundle,
the effects of buoyancy causes the low density
(high temperature) fluid to move upwards
while the high density (low temperature)
fluid moves downwards causing an
increased temperature of top wall, so the
region of maximum temperature is at top
wall near outlet of tube bundle. It is also
clear from the F i g u r e 8 (a) that the temperature
distribution is neither uniform in
(b) Vertically upward flow
86

VGB PowerTech 9 l 2021
Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant
Rod 1 Rod 2
Rod 3 Rod 4
Central Rod
Central Rod
(a) Horizontal flow
axial direction nor in circumferential direction
which might result in production of
thermal stress in the tube bundle. It is also
clear that the temperature distribution
possesses half symmetry.
Now if we look at F i g u r e 8 (b and c) it
becomes clear that the distribution of wall
temperature is rather uniform for the case
of vertical orientations of coolant flow. The
presence of a little lower wall temperatures
at the outlet can be observed for vertically
upward flow due to effects of buoyancy.
F i g u r e 9 (a, b and c) shows the wall temperature
distribution of different rods of
(b) Vertically downward flow
(c) Vertically upward flow
Fig. 9. Wall temperature distribution for rods of tube bundles.
Outer Rod
Outer Rod
vertical and horizontal tube bundles. F i g -
u r e 9 (a) makes it clear that a non-uniform
wall temperature distribution is present
for horizontal tube bundle. Maximum
temperature was observed in the upper region
of tube bundles at rod 4 due to upward
movement of the high temperature
fluid. Very strong secondary flow is observed
in horizontal tube bundle due to
this uneven distribution of temperature.
These secondary flows tries of even out
that temperature differences present at
top and bottom of the tube bundle. F i g -
u r e 10 (a, b and c) shows the secondary
flows developed in tube bundles. To have a
good visibility, the secondary flows for vertical
tube bundles are given a factor of 10.
Temperature profiles for different rods of
horizontal tube bundle are shown in F i g -
u r e 11 (a). The presence of high secondary
flows in horizontal tube bundle is a
reason of relatively reduced wall temperatures.
All rods of vertical tube bundles bears relatively
uniform temperature distributions as
shown in F i g u r e 9 (b and c). The results
for horizontal flows bears half symmetry
while 1/8 symmetry is present in the results
for vertical flows. As all of the outer
rods for vertical flows bear the same temperature
distribution, due to symmetry,
only the central and one outer rods are
shown in F i g u r e 9 . Temperature profiles
of vertical flows (upward and downward),
shown in F i g u r e 11 (b and c), makes it
clear that the wall temperature of outer rod
is higher for vertically downward flow as
compared to upward flow due to upward
movement of high temperature fluid under
buoyancy. This movement causes the fluid
bulk temperature to increase to higher value
as compared to upward flow and leading
towards the phenomenon of pseudofilm
boiling which causes high wall temperatures.
4.2.2 Temperature distribution at a
cross section 1.4 m away
from inlet
To have a better understanding of thermal
hydraulics in tube bundle cooled with
SCW, the contours of temperature distribution
are plotted at 1.4 m downstream. F i g -
u r e 1 2 (a, b and c) shows that the wall
temperature of tubes present in the upper
region of the tube bundle bears high temperature
as compared to the tubes present
in the lower region and center of the tube
bundle and the reason is again the presence
of effects of gravity which are very
severe in case of horizontal orientation of
coolant flow. The maximum temperature is
reached for the upper most tubes and owing
to the symmetry both tubes bear the
same temperature gradients.
F i g u r e 1 2 (b) explains the temperature
distribution at the same location for the
vertical upwards flow while the contours of
temperature at z = 1.4 m for the vertically
downwards flow are given in F i g u r e 1 2
(c). It is also clear that for the case of vertical
directions of flow, all tubes present in
the tube bundle bear the same temperature
gradient. So the chances of production of
hot spots and thermal stresses are minimum
for the case of vertical flows.
A comparison of F i g u r e 1 2 (b and c)
shows that the temperature at the central
tube is larger for vertically downward flow
as compared to the upward flow of the
coolant. The reason is the turbulence
damping due to buoyancy present in the
upward flows.
87

Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant VGB PowerTech 9 l 2021
a) Horizontal flow (b) Vertically downward flow
ature as explained above. Moreover, the
temperature and density distribution is uniform
for the vertical flows as compared to
the horizontal flow of the coolant, so a uniform
moderation due to coolant is present
for vertical cores giving a simpler neutronics
for the core of the nuclear reactor making it
easier to control and operate for normal or
accidental conditions of the nuclear reactor.
As the lighter fluid accelerates much easier
as compared to the heavier fluid, therefore
the magnitude of axial velocity is much
higher in areas where the density is low and
temperature is high. The axial velocity will
be higher in the center of the tube bundle
for vertically downward flow rather than
the vertically upward flow. For horizontal
flows, the maximum velocity will be present
in the upper region of the tube bundles
due to presence of low density and high
temperature liquid in the respective region.
5 Conclusion
4.2.3 Density distribution at a cross
section 1.4 m away from inlet
(c) Vertically upward flow
Fig. 10. Secondary flows at a cross section 1.4 m from inlet.
Wall Temperature in o C
600
550
500
450
400
350
Point 1
Point 2
Point 3
Point 4
0 200 400 600 800 1000 1200 14001600
Axial Position in mm
(a) Horizontal flow
Wall Temperature in o C
800
700
600
500
400
Downward Flow
Upward Flow
Horizontal Flow
Wall Temperature in o C
800
700
600
500
400
300
0 200 400 600 800 1000 1200 14001600
Fig. 11. Temperature profiles at surfaces of rods.
Downward Flow
Point 1
Point 2
Upnward Flow
Point 1
Point 2
Axial Position in mm
(c) Comparison for vertical and horizontal orientations
300
0 200 400 600 800 1000 1200 14001600
Axial Position in mm
(b) Vertical flow
As for the horizontal direction of flow, the
upper region of the tube bundle bears high
temperature as compared to the lower region,
so a high density should be present at
bottom of tube bundle as compared to top
region which is quite obvious from F i g u r e
1 3 (a). It shows that due to upward movement
of low density fluid, a region of low
density is present in upper region as compared
to lower region of the bundle.
Now if we compare F i g u r e 1 3 (b and c), it
is obvious that the density distribution is
uniform for the vertical flows and a region of
relatively higher density is seen at the center
of the tube bundle in case of vertically upward
flow as this region has a lower temper-
For vertical tube, the effects of length and
diameter were studied and found a reduction
in heat transfer coefficient with decreased
heated length and increased inside
diameter of tube. It was also observed that
severity of HTD can be reduced by decreasing
the heated length of the tube. The effects
of buoyancy were also studied by
comparing computational results obtained
for vertically upward and downward flows
and found that HTD can be reduced by using
downward flow of the coolant.
For the horizontal tube, it was found that
the value of HTC is different for top and
bottom walls of same tube which becomes
more and more severe with increased heat
flux and decreased mass flux of the coolant.
The different HTC at upper and lower
wall causes temperature of top wall to increase
significantly as compared to the bottom
wall for the case of HTD which may
lead to the production of hot spots at top
wall and consequently, may give rise to
thermal stresses in the fuel elements.
The comparison of vertical and horizontal
flow direction in tubes and tube bundles
makes it clear that the heat transfer phenomenon
in the vertical directions are much
simpler than in the horizontal direction. So
the use of vertical core eliminates the
chances of production of hot spots and thermal
stresses in the cores of the SCWRs and
makes the operation of the reactor simpler
and easier. The uneven temperature distribution
and all other properties for the horizontal
cores also produce the thermal
stresses in the cores.
6 Acknowledgement
We would like to express our gratitude to
Dr. Zhi Shang, Faculty of Engineering,
Kingston University, London for his kind
guidance and valuable suggestions during
the course of this research work.
88

VGB PowerTech 9 l 2021
Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with supercritical water as coolant
7 References
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[2] H. Swenson, J. Carver, and C.d. Kakarala,
Heat transfer to supercritical water in
(c) Vertically upward flow
Fig. 12. Fig. 12: Temperature distribution at z = 1.4 m.
(a) Horizontal flow
Fig. 13. Fig. 13: Density distribution at z = 1.4 m.
(c) Vertically upward flow
(b) Vertically downward flow
(b) Vertically downward flow
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89

Nuclear power plants: Operating results VGB PowerTech 9 l 2021
Plants in direct exchange of experience with VGB I July 2021
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 1 commis-
Since
sioning
Time Unit capability
availability % factor %*
Energy unavailability
%*
Energy
utilisation %*
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1
Planned** Unplanned***
Month Year Month Year
Month Year 1
Month Year 1 Month Year 1
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 539 727 270 6 063 720 357 415 264 72.38 86.84 72.38 86.82 27.62 13.18 0 0 0 0 69.93 85.33 1,2,4
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 1 040 747 7 032 265 378 295 594 100.00 100.00 99.64 99.92 0.12 0.05 0 0 0.24 0.04 94.21 93.19 -
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 007 106 6 474 751 375 485 452 100.00 92.15 100.00 92.02 0 7.98 0 0 0 0 96.20 90.56 -
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 058 590 7 357 319 384 786 362 100.00 100.00 99.97 99.99 0.02 0.01 0.01 0 0 0 95.39 97.06 -
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 983 282 6 807 442 357 285 208 100.00 100.00 100.00 99.65 0 0.35 0 0 0 0 97.52 98.85 -
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 011 906 6 057 299 404 817 648 100.00 87.44 99.97 87.11 0.03 12.80 0 0.08 0 0.01 94.54 82.81 -
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 675 009 4 274 075 281 308 792 100.00 92.43 100.00 91.22 0 8.48 0 0.30 0 0 98.62 91.33 -
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 667 969 3 908 343 270 811 065 100.00 83.91 99.61 83.43 0 15.66 0.39 0.91 0 0.01 97.59 83.51 -
KCB Borssele NL PWR 512 484 735 348 976 2 020 948 174 089 745 94.00 78.85 94.03 -49 0 6.11 0 0 5.97 142.41 91.35 77.57 1
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 277 593 1 808 997 135 020 383 100.00 93.89 100.00 93.47 0 6.39 0 0 0 0.14 98.14 93.51 7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 276 265 1 922 699 142 299 000 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 97.68 99.48 7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 774 841 4 448 202 335 334 791 100.00 94.67 99.91 82.38 0.09 16.57 0 1.05 0 0 98.25 82.49 7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 779 046 4 063 296 268 087 144 100.00 76.69 100.00 75.98 0 14.00 0 0 0 10.02 97.32 74.41 -
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 359 263 1 998 118 121 642 557 100.00 80.36 100.00 79.62 0 3.38 0 0 0 17.00 96.58 78.56 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 355 040 2 495 518 117 107 433 100.00 100.00 100.00 99.87 0 0.13 0 0 0 0 95.44 98.11 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 458 196 070 1 928 043 115 288 600 61.56 78.57 54.54 77.32 25.71 19.79 0 0 19.74 2.89 52.71 75.80 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 361 452 1 851 720 116 417 621 100.00 74.31 99.15 73.60 0.85 23.08 0 0 0 3.32 97.16 72.80 -
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 803 159 4 000 384 133 571 674 100.00 73.34 99.96 72.53 0.04 26.95 0 0 0 0.52 99.77 72.68 -
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 0 0 4 559 781 130 148 685 0 82.07 0 81.74 100.00 14.63 0 0 0 3.63 0 82.54 -
Doel 1 BE PWR 454 433 744 342 458 2 042 436 142 056 277 100.00 85.94 99.92 85.28 0.02 13.94 0 0 0.06 0.79 98.60 86.14 -
Doel 2 BE PWR 454 433 681 304 498 1 956 341 140 566 406 91.55 83.12 88.79 82.20 0.02 16.16 0 0 11.19 1.64 87.34 82.19 -
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 763 114 5 335 922 276 548 232 100.00 99.45 100.00 99.09 0 0.65 0 0 0 0.26 96.29 98.72 -
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 799 060 5 539 882 282 899 871 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 97.42 98.92 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 736 020 5 101 732 312 968 707 100.00 100.00 99.77 99.62 0.04 0.01 0 0 0.19 0.37 98.35 99.62 -
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 762 548 4 118 827 269 822 643 100.00 81.81 99.34 77.32 0.07 1.30 0 7.10 0.60 14.28 97.98 77.32 -
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 790 300 5 460 436 292 114 095 100.00 100.00 99.88 99.96 0.12 0.03 0 0 0 0 98.02 99.09 -
Remarks
1
PWR: Pressurised water reactor
Beginning of the year
2
BWR: Boiling water reactor
Final data were not yet available in print
* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based)
** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement
*** Unplanned: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.
All values were entered in the column not postponable.
– Postponable: the beginning of unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.
– Not postponable: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.
Remarks:
1 Refuelling
2 Inspection
3 Repair
4 Stretch-out-operation
5 Stretch-in-operation
6 Hereof traction supply:
7 Hereof steam supply:
KKB 1 Beznau
Month:
460 MWh
Since the beginning of the year: 13,348 MWh
Since commissioning: 580,330 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
0 MWh
Since the beginning of the year: 1,355 MWh
Since commissioning: 136,109 MWh
KKG Gösgen
Month:
7,330 MWh
Since the beginning of the year:44,332 MWh
Since commissioning: 2,511,259 MWh
8 New nominal capacity since January 2021
90

VGB PowerTech 9 l 2021
VGB News | Personalien
VGB News
Neuer Markenauftritt
des VGB PowerTech
• Mit vier „be“s in die Zukunft:
• be energized, be inspired, be connected,
be informed
Der technische Fachverband der Energieanlagenbetreiber
VGB PowerTech e.V. hat
seinen Markenauftritt überarbeitet. Mit einem
zusätzlichen „e“ im Kürzel sowie dem
Motto „Energy is us“ verdeutlicht der Verband
seinen Anspruch, die Zukunftstechnologien
für eine umweltfreundliche, sichere,
wirtschaftliche und bezahlbare
Energieversorgung zu entwickeln.
vgbe steht dabei für „vision generation
benefit“. Hinter der neuen Marke verbirgt
sich zudem eine deutliche Aufforderung –
„be“ – sei! vgbe versteht sich damit als aktiver,
agierender Partner der Energieversorgung:
be energized, be inspired, be connected,
be informed. Der Verband möchte also
Kommunikator, Brücke und Plattform für
seine Mitglieder sein.
Der neue Markenauftritt wurde auf dem
heute in Essen eröffneten VGB-Kongress
„100 Jahre VGB PLUS“ vorgestellt. „Das
neue Corporate Design drückt konsequent
die inhaltliche Neuorientierung des Verbands
in Richtung Ausbau der Erneuerbaren
und Wichtigkeit der disponiblen Leistung
aus “ sagte Dr. Georg Stamatelopoulos,
Vorsitzender des Verbandes.
Im Markenauftritt haben sich das Logo
sowie weitere Gestaltungselemente verändert.
Kräftige Farben unterstreichen dabei
den aktiven Part des vgbe. Mit unterschiedlich
farbigen Logos, die auch das Motto
„Energy is us“ darstellen, wird das breit
gefächerte Angebot des vgbe visualisiert.
LL
www.vgbe.energy (212511927)
be energized
be inspired
be connected
be informed
New brand of VGB PowerTech
• With four “be”s into the future:
• be energised, be inspired,
be connected, be informed.
VGB PowerTech e.V., the technical association
of power plant operators, has revised
its brand appearance. With an additional
“e” in the abbreviation as well as with its
motto “Energy is us”, the association clarifies
its claim to develop future technologies
for an environmentally friendly, safe, economical
and affordable energy supply.
vgbe stands for “vision generation benefit”.
Behind the new brand stands also a
strong request – “be”! vgbe thus sees itself
as an active partner in energy supply: be
energised, be inspired, be connected, be
informed, i.e., the association wants to be a
communicator, bridge and platform for its
members.
The new brand identity was presented at
the VGB Congress “100 Years VGB PLUS”,
which opened today in Essen. The new corporate
design consequently expresses the
new orientation of the association towards
the expansion of renewables and the importance
of dispatchable power”, said Dr.
Georg Stamatelopoulos, chairman of the
association.
The logo and other design elements have
changed in the brand appearance. Strong
colours underline the active part of vgbe.
Different coloured logos, which also represent
the motto “Energy is us”, visualise the
wide range of services offered by vgbe.
LL
www.vgbe.energy (212511927)
Personalien
Energie AG-Aufsichtsrat verlängert
den Vorstand bis 31.12.2022
(e-agoo) In der aktuellen Sitzung des Aufsichtsrates
der Energie AG Oberösterreich
wurden die Mandate von Generaldirektor
DDr. Werner Steinecker, Finanzvorstand
Dr. Andreas Kolar und Technikvorstand DI
Stefan Stallinger bis 31. Dezember 2022
verlängert.
LL
www.energieag.at
Michael Class verantwortet seit
1. September 2021 die
Portfolioentwicklung der EnBW
• Michael Class ist neuer Leiter
Erzeugung Portfolioentwicklung bei
EnBW. Er tritt die Nachfolge von Dirk
Güsewell an.
(enbw) Seit 1. September steht das Geschäftsfeld
Erzeugung Portfolioentwicklung
bei der EnBW unter der Führung von
Michael Class. Der erfahrene Top-Manager
verantwortet damit die Entwicklung, den
Bau und Betrieb der Neubauprojekte des
Unternehmens im Geschäftsfeld der Erzeugung
– von aktuellen Großprojekten in den
Bereichen Offshore und Photovoltaik über
den Neubau von Gaskraftwerken bis zum
weiteren Ausbau von Onshore-Anlagen
und des internationalen Erneuerbaren-Geschäfts.
Der 53-Jährige tritt in die Fußstapfen
von Dirk Güsewell, der zum 1. Juni
2021 in den Vorstand der EnBW aufgerückt
ist und dort mit dem Resort „Systemkritische
Infrastruktur“ das leitungsgebundene
Geschäft des Konzerns verantwortet.
„Als EnBW wollen wir den Anteil der erneuerbaren
Energien am deutschen Strommix
weiter steigern. Gleichzeitig gilt es,
sich um die Verfügbarkeit disponibler Leistung
in den Zeiten zu sorgen, in denen
Wind und Sonne nicht ausreichen. Wir
freuen uns sehr, dass wir mit Michael Class
einen versierten Experten für diese wichtige
Aufgabe gewinnen konnten“, erklärt Georg
Stamatelopoulos, Vorstand für Nachhaltige
Erzeugungsinfrastruktur bei der
EnBW.
Als ehemaliger Vorstandsvorsitzender
der MVV-Tochter juwi ist Class bestens mit
dem Geschäftsfeld vertraut. „Es ist mir ein
persönliches Anliegen, gemeinsam mit
meinem Team insbesondere den ins Stocken
geratenen Ausbau der Windkraft an
Land voranzubringen. Ich freue mich sehr
auf die neue Aufgabe bei der EnBW, die
sich konsequent der Energiewende verschrieben
hat“, so Class. Seit Mandat bei
der juwi AG hatte er nach fünfjähriger
Amtszeit im Mai 2021 niedergelegt. Zuvor
war er seit 2008 Geschäftsführer der MVV
Umwelt GmbH. Er verfügt über mehr als 20
91

VGB News | Personalien VGB PowerTech 9 l 2021
Jahre Erfahrung im Energie- und Umweltbereich,
darunter auch in der Erzeugung
und beim Kraftwerksneubau. Class ist ausgebildeter
Landwirt und Agraringenieur.
LL
www.enbw.com
KKG Wechsel im Verwaltungsrat
• Energie Wasser Bern nominiert Cornelia
Mellenberger als neues Mitglied für den
Verwaltungsrat und Nachfolgerin von
Daniel Schafer.
(kkg)Energie Wasser Bern hat Cornelia
Mellenberger als neue Verwaltungsrätin
der Kernkraftwerk Gösgen-Däniken AG
(KKG) nominiert. Cornelia Mellenberger
wird im Januar 2022 CEO von Energie
Wasser Bern. Ihre Wahl in den Verwaltungsrat
des KKG, die anlässlich einer ausserordentlichen
Generalversammlung am
23. November 2021 traktandiert ist, soll
daher per 1. Januar 2022 erfolgen.
Cornelia Mellenberger folgt auf Daniel
Schafer, der seit seiner Wahl an der Generalversammlung
vom 19. Mai 2011 Mitglied
des KKG-Verwaltungsrats war. Aufgrund
seines Wechsels zur BLS ist der
ehemalige CEO von Energie Wasser Bern
auch aus dem KKG-Verwaltungsrat zurückgetreten.
LL
www.kkg.ch
Dr.-Ing. Philipp Nellessen
übernimmt Bergbau-Ressort
im LEAG-Vorstand
• Bisheriger Bergbau-Vorstand Uwe
Grosser geht in den Ruhestand
(leag) Jetzt erfolgte der Wechsel im LE-
AG-Vorstand für das Ressort Bergbau. Dem
bisherigen Bergbau-Vorstand Uwe Grosser,
der in den Ruhestand geht, folgt Dr.-Ing.
Philipp Nellessen. Damit wird der im März
dieses Jahres durch LEAG vorgestellte Generationswechsel
im Vorstand weiter umgesetzt.
Dr.-Ing. Philipp Nellessen, Jahrgang
1977, wechselt von Thyssenkrupp zur
LEAG. Dort verantwortete er zuletzt als
CEO den Anlagenbau, darunter Bergbau
und Kraftwerke des Konzerns in Afrika und
dem mittleren Osten. Von 2013 bis 2014
war Nellessen Bereichsleiter Geschäftsoptimierung
Bergbau bei der Nystar AG in
Zürich. Als Projektleiter und Manager bei
der Boston Consulting Group hat er von
2005 bis 2013 zahlreiche Verbesserungsund
Transformationsprozesse in verschiedenen
Industrien begleitet. Nellessen absolvierte
an der Ruhr-Universität Bochum
das Studium des Bauingenieurswesens,
das er 2002 als Diplom-Ingenieur abschloss.
Er arbeitete dort bis zu seiner Promotion
und dem Abschluss als Dr.-Ing. im
Jahr 2005 als Wissenschaftlicher Mitarbeiter
am Lehrstuhl für Bauverfahrenstechnik,
Tunnelbau und Baubetrieb.
„Auch wenn ich schon viel herumgekommen
bin, die Giganten aus Stahl, die Effizienz
der modernen Braunkohlen-Kraftwerksblöcke
und des Förderbrücken-Verfahrens
in unseren Tagebauen und der
verantwortungsvolle Umgang mit der Bergbaufolgelandschaft
nach der Kohlegewinnung
haben mich bei meinen ersten Touren
im Lausitzer Revier wirklich beeindruckt.
Ich bin nun auch bergrechtlich bestellt und
stolz darauf, künftig Teil dieses Unternehmens
sein zu dürfen“, betont Dr.-Ing. Philipp
Nellessen. „Neben erneuerbaren Energien
auf Bergbaufolgeflächen sind netzdienliche
Gaskraftwerke, die Wasserstoff-Technologie
und unsere Standorte
mit hohem Innovationspotential die zentralen
strategischen Ansätze für eine Neuausrichtung
des Reviers. Darin liegt die
Zukunft und die will ich ins Revier holen“,
so Nellessen weiter.
LL
www.leag.de
Ørsted appoints new CEO
of Ørsted Onshore
(orsted) Ørsted has appointed Neil O‘Donovan
as CEO of the Onshore business and
new member of the Executive Committee
as of 15 September 2021. Neil O‘Donovan
has acted as interim CEO of the business
unit since 3 August 2021 and has been
Chief Operating Officer (COO) of Ørsted
Onshore since 2018.
Since the former CEO of Ørsted Onshore,
Declan Flanagan, resigned from his position
in the beginning of August this year,
Neil O‘Donovan has been acting as interim
CEO. Simultaneously, Ørsted has conducted
a thorough recruitment process, evaluating
both internal and external candidates,
and have concluded that Neil O‘Donovan
is the best candidate for the permanent
position as Executive Vice President
and CEO of Onshore.
The Onshore business unit has grown
rapidly since becoming a part of Ørsted in
2018 and now consists of wind, solar, and
battery assets across the US and Europe,
with a total of 4 GW in operation and under
construction. As COO of Ørsted Onshore,
Neil has played an important role in successfully
scaling the business, and he will
now continue his journey with Ørsted Onshore
by taking on the role as CEO. Before
joining Ørsted, Neil has had a long career
with global roles within technology, operations,
and commercial functions in the energy
sector. He holds an MA in Mechanical
Engineering from the University of California
in Berkeley, USA.
Mads Nipper, Group President and CEO
of Ørsted, says: „I‘m very pleased to welcome
Neil to the Executive Committee as
CEO of Onshore. We‘ve had a thorough recruitment
process, and there‘s no doubt
that Neil is the best person to take over the
leadership of Ørsted Onshore and to accelerate
Onshore‘s growth journey. With a
strong technical foundation in engineering,
a proven track record in successful project
development, and a great commercial
focus, Neil has been instrumental in taking
Onshore to where it is today. He‘s an excellent
leader with a truly pleasant personality,
and I‘m looking very much forward to
working closely together with Neil in the
Executive Committee.“
Neil O‘Donovan, CEO of Ørsted Onshore,
says: „I‘m truly excited about the appointment,
and I‘m looking very much forward
to leading our world-class Onshore team
permanently. We‘re on a strong track to position
the business to reach our 2030 goals
and to further build up our already strong
momentum in the Onshore business. I‘m
looking forward to joining the Executive
Committee and to working with the Onshore
team and all other Ørsted colleagues
to accelerate our growth to the greater
good of Ørsted and our vision of a world
that runs entirely on green energy.“
Neil O‘Donovan will be based in Dublin
and will also work from Onshore‘s other
locations, leading the continued expansion
of Onshore in the US, Europe, and globally.
Ørsted Onshore has an ambition to reach
17.5 GW in operation and under construction
in 2030 and aims to deliver approximately
1.5 GW of additional capacity annually
based on a diversified pipeline of value-creating
growth opportunities.
LL
www.orsted.com
RWE ordnet Erneuerbaren-
Energien-Geschäft neu
• Beschleunigtes Wachstum im
Erneuerbaren-Geschäft führt zu
organisatorischer Trennung von
Offshore- und Onshore-Aktivitäten
• Silvia Ortín Rios und Sven Utermöhlen
führen das Erneuerbaren-Geschäft
• Anja-Isabel Dotzenrath verlässt RWE
auf eigenen Wunsch
(rwe) RWE hat ambitionierte Wachstumsziele
im Bereich der Erneuerbaren Energien,
die mit signifikanten Investitionen voran
getrieben werden. Um in dem sehr
schnell wachsenden Geschäft auch künftig
optimal aufgestellt zu sein, hat RWE entschieden,
das Erneuerbaren-Geschäft neu
zu ordnen. Das globale Offshore-Windund
das Onshore-Wind/PV-Geschäft werden
künftig in separaten Bereichen geführt,
um sich noch besser auf die spezifischen
Anforderungen der unterschiedlichen
Geschäfte ausrichten zu können.
Verantwortlich für den Bereich Offshore
Wind wird Sven Utermöhlen. Silvia Ortín
Rios übernimmt die Verantwortung für
Onshore Wind/PV. Markus Krebber, CEO
der RWE AG: „Mit Sven und Silvia haben
wir zwei erfahrene und profilierte Führungspersönlichkeiten,
die das Erneuerbaren-Geschäft
seit vielen Jahren kennen. Ich
92

VGB PowerTech 9 l 2021
VGB News | Personalien
bin sicher, dass wir unter ihrer Führung
unsere Wachstumsambitionen im Offshore-
und Onshore-Geschäft noch konsequenter
umsetzen werden.“
Silvia Ortín Rios ist derzeit im Management
der RWE Renewables als Chief Operating
Officer (COO) verantwortlich für
das Wind-Onshore- und PV-Geschäft auf
dem amerikanischen Kontinent. Sven
Utermöhlen hat als COO bisher das globale
Wind-Offshore-Geschäft der RWE Renewables
verantwortet.
Anja-Isabel Dotzenrath verlässt RWE auf
eigenen Wunsch und hat die Geschäftsführung
der RWE Renewables GmbH zum 23.
August 2021 niedergelegt. Markus Krebber:
„Anja-Isabel hat beim Aufbau der RWE
Renewables herausragende Arbeit geleistet,
dafür danke ich ihr sehr. Ich habe gerne
mit ihr zusammengearbeitet und bedauere,
dass sie sich entschieden hat, den Konzern
zu verlassen. Für ihre berufliche und
private Zukunft wünsche ich ihr alles
Gute.“
LL
www.rwe.com
STEAG strafft die
Geschäftsführung
• CFO Dr. Heiko Sanders zieht sich
zurück / CTO Ralf Schmitz übernimmt
zusätzliche Verantwortung für den
Bereich Finanzen
(steag) Dr. Heiko Sanders, 52, seit Mai
2020 Finanzgeschäftsführer der STEAG
GmbH, scheidet zum 15. September 2021
auf eigenen Wunsch und im besten gegenseitigen
Einvernehmen aus dem Essener
Energieunternehmen aus, um sich neuen
beruflichen Herausforderungen zu stellen.
Grund dafür sind die großen inhaltlichen
Überschneidungen zwischen den Verantwortungsbereichen
von Dr. Heiko Sanders
als Chief Finance Officer (CFO) und dem
im August 2021 bestellten Chief Transformation
Officer (CTO) Ralf Schmitz.
Gemeinsame Entscheidung
„Bereits nach wenigen Wochen der Zusammenarbeit
hat sich gezeigt: Die Themen
Restrukturierung und Finanzen sind
so eng miteinander verknüpft, dass es nur
folgerichtig ist, die Verantwortlichkeit für
beide Bereiche in einer Hand zusammenzuführen“,
sagt Dr. Heiko Sanders. Insofern
sei es eine gemeinsam gereifte Entscheidung,
die Geschäftsführung entsprechend
neu aufzustellen und CTO Ralf
Schmitz künftig auch mit der Verantwortung
für den Finanzbereich zu betrauen.
Dank des Aufsichtsrats
Für den STEAG-Aufsichtsrat dankte dessen
Vorsitzender Guntram Pehlke dem
scheidenden CFO im Namen des Unternehmens
und seiner Gremien für dessen hohen
persönlichen Einsatz in für STEAG herausfordernden
Zeiten. „Dr. Heiko Sanders ist
in unruhiger See an Bord gekommen und
hat während seiner Zugehörigkeit zur Geschäftsführung
wichtige Beiträge geleistet
– bei der Erstellung eines Sanierungskonzepts
für STEAG, bei der engen Begleitung
des laufenden Transformationsprozesses
und nun auch bei der fast abgeschlossenen
Refinanzierung von STEAG und ihrer Muttergesellschaft
KSBG. Wir bedauern sehr,
dass Herr Dr. Sanders das Unternehmen
verlässt und wünschen ihm für seine berufliche
und persönliche Zukunft alles Gute.“
Die nun getroffene Personalentscheidung
sei einvernehmlich zwischen allen Beteiligten
getroffen worden, bekräftigt Guntram
Pehlke. Auch dies unterstreiche nochmals
das hohe Maß an Verantwortungsgefühl
für STEAG, das Dr. Heiko Sanders während
seiner Tätigkeit für das Unternehmen stets
ausgezeichnet habe, so der STEAG-Aufsichtsratsvorsitzende.
Ralf Schmitz, 54, dessen Verantwortungsbereich
innerhalb der Geschäftsführung
mit dem Ausscheiden von Dr. Heiko
Sanders entsprechend erweitert wird, ist
Partner der Düsseldorfer Unternehmensberatung
Schmitz & Partner und verfügt
über umfassende Erfahrung in der Restrukturierung
und Transformation von Unternehmen
im Industriesektor. Der studierte
Wirtschaftsingenieur ist neben Joachim
Rumstadt (Vorsitzender), Dr. Andreas Reichel
(Personal und Arbeitsdirektor), und
Dr. Ralf Schiele (Markt und Technik) viertes
Mitglied der STEAG-Geschäftsführung.
LL
www.steag.com
Volker Holtfrerich leitet
Energiepolitik bei der Trianel
• Trianel stellt seine politische
Interessenvertretung in Berlin neu auf
(trianel) Volker Holtfrerich (49) hat am 1.
September 2021 die Leitung der energiepolitischen
Abteilung der Trianel GmbH
übernommen. Er steuert die energiepolitische
Arbeit für das Unternehmen aus der
Berliner Interessensvertretung heraus.
In den vergangenen sechs Jahren war
Holtfrerich im Hauptstadtbüro der Shell
Deutschland GmbH tätig. „Ich freue mich,
dass wir Herrn Holtfrerich mit seinem
energiepolitischen Sachverstand und seiner
hohen Energiewende-Kompetenz für
unser Trianel-Team gewinnen konnten, um
unseren Anspruch, die Energiewende erfolgreich
umzusetzen, auch in Berlin deutlich
zu machen“, erklärt Sven Becker, der
Sprecher der Geschäftsführung der Trianel
GmbH. „Mit seinen langjährigen Erfahrungen
aus Politik, Verband und Unternehmen
bringt er verschiedene Perspektiven mit,
die für uns mit Hinblick auf die weiter zunehmende
Bedeutung der Energiepolitik
und -regulierung hilfreich sein werden“, so
Becker.
Der gebürtige Dürener begann seine berufliche
Laufbahn als ausgebildeter Sozialwissenschaftler
nach seinem Studium in
Deutschland und Großbritannien zunächst
beim Nachrichtensender n-tv. Zur Jahrtausendwende
wechselte der vierfache Familienvater
in die Politik und wurde Stellvertretender
Pressesprecher der SPD-Fraktion
im Berliner Abgeordnetenhaus. Ab 2001
arbeitete er als Persönlicher Referent in der
Senatskanzlei Berlin und übernahm ein
Jahr später die Leitung des Persönlichen
Büros des Regierenden Bürgermeisters von
Berlin. 2007 wechselte er zum neugegründeten
Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW) und verantwortete
im Laufe der folgenden acht Jahre verschiedene
Aufgaben in den Bereichen
Kommunikation, Strategie und Politik.
LL
www.trianel.de
93

Media News
VGB Service: Wir für Sie
WELCOME BACK! Wir freuen uns, Herrn
Martin Huhn wieder beim VGB begrüßen
zu dürfen: ab der August-Ausgabe der VGB
POWERTECH ist er in Sachen Medienberatung
und als Ansprechpartner für Ihre
Insertionen in unserer internationalen
Fachzeitschrift sowie unseren weiteren
Publikationen zu Veranstaltungen unterstützen.
Herr Huhn hat bereits in der
Vergangenheit im Printbereich der VGB
POWERTECH mitgearbeitet und wird jetzt
unser Team als Experte für Anzeigen und
Medienberatung verstärken.
Herr Martin Huhn ist über die bekannte
Durchwahl 0201 8128-212 und unter der
E-Mail ads@vgbe.energy zu erreichen.
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vgbe.services
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung
und Speicherung von Strom und Wärme
| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung
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Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte
MEDIADATEN 2021
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Media-Informationen 2021
l Kurzcharakteristik
l Leseranalyse
l Redaktionsplan
l Anzeigeninformation
l Kontakte
Beratung: Martin Huhn und Sabine Kuhlmann
E-Mail: ads@vgbe.energy
Telefon: +49 201 8128-212
Fax: +49 201 8128-302
Web: www.vgbe.energy | Publikationen
Inserentenverzeichnis 9 l 2021
vgbe Congress 2022
vgbe Kongress 2022
Dr. Thiedig GmbH & Co KG
Swan System Engineering
Hinwil Switzerland
Titelseite
U II
U IV
aas gmbh 9
Armaturen Anlagen Service
BORSIG Service GmbH 11
Freudenberg Filtration 13
Technologies SE & Co. KG
MEORGA 19
MSR - Spezialmessen
Dictionary Steam/Gas Turbines
Wörterbuch Dampf-/Gastubinen
Vulkan Verlag 3
VGB-Fachtagung62/63
Brennstofftechnik
und Feuerungen 2021
VGB-Workshop69
Operation of Wind Power Plants
in Cold Climate 2021
VGB-Konferenz80/81/82
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2021
94

VGB PowerTech 9 l 2021
VGB Events | Events
VGB Events 2021 & 2022 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
Congress/Kongress 2022
vgbe Kongress 2022
vgbe Congress 2022
14 and 15 September 2022
Antwerp, Belgium
Contact
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-congress@vgbe.energy
Angela Langen
T: +49 201 8128-310
E: angela.langen@vgbe.energy
Konferenzen | Fachtagungen
2021
VGB Chemiekonferenz 2021
VGB Conference
Chemistry 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
26 to 28 October 2021
Ulm, Germany
Contact
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-chemie@vgbe.energy
VGB-Fachtagung
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2021
VGB Conference
Gas Turbines and Operation
of Gas Turbines 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
11 and 12 November 2021
Potsdam, Germany
Contact
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-gasturb@vgbe.energy
VGB-Fachtagung
Brennstofftechnik und
Feuerungen 2021
mit Fachausstellung
8. und 8. Dezember 2021,
Hamburg
Kontakt
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-205
E: vgb.brennstoffe@vgbe.energy
2022
vgbe-Konferenz
KELI 2022 – Konferenz für
Elektro-, Leit- und Informationstechnik
in Erzeugungsanlagen
vgbe Conference
KELI 2022 – Technical Conference
for Electrical Engineering, I&C and IT
in generation plants
mit Fachausstellung/with technical exhibition
11 and 12 May 2022
Bremen, Germany
Contact
Ulrike Künstler
T: +49 201 8128-206
Ulrike Troglio
T: +49 201 8128-282
E: vgbe-keli@vgbe.energy
vgbe-Konferenz
Dampfturbinen 2022
vgbe Conference
Steam Turbines 2022
mit Fachausstellung/with technical exhibition
14 and 15 June 2022
Cologne, Germany
Contact
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
Seminare | Workshops
VGB-Workshop
Stilllegung und Rückbau
von Energie- und Industrieanlagen
7. und 8. Oktober 2021,
Essen
Kontakt
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-205
E: vgb-rueckbau@vgbe.energy
VGB Webinar
Operation of Wind Power Plants
in Cold Climate
27 and 28 October 2021
Live & OnLine
Contact
Akalya Theivendran
T: +49 201 8128-230
E: vgb-operation-wind@vgbe.energy
VGB-Fortbildungsveranstaltung
für Immissionsschutzund
Störfallbeauftragte
23. bis 25. November 2021,
Grenzau, Deutschland
Kontakt
Stephanie Wilmsen
T: +49 201 8128-244
E: vgb-immission@vgbe.energy
VGB-Workshop
Mercury Control
2 and 3 December 2021
Berlin, Germany
Contact
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-mercury@ vgbe.energy
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen
mit Fachausstellung:
Updates: www.vgbe.energy
Telefon: +49 201 8128-310/299,
E-Mail: events@vgbe.energy
VGB Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgbe.energy, In ter net: www.vgbe.energy
Exhibitions and Conferences
17. Symposium Energieinnovation
FUTURE OF ENERGY Innovationen für
eine klimaneutrale Zukunft
16. bis 18. Februar 2022, Graz, Österreich
TU Graz | https://t1p.de/r6u3
Enlit (former POWERGEN Europe)
30 November to 2 December 2021,
Milano, Italy
www.enlit-europe.com
E-world 2022
energy & water
8 to 10 February 2022, Essen, Germany
MESSE ESSEN
www.e-world-essen.com
95

Preview | Imprint VGB PowerTech 9 l 2021
Preview 10 l 2021
Focus: Maintenance,
Quality,
Materials
Fokus: Instandhaltung,
Qualität,
Werkstoffe
Definition of the Ecological Flow by
experimentation in the hydrographic
reticulum characterized by ENEL’s
water intakes
Definition des Ecological Flow mittels
Experimenten im Wasserverbund mit den
Wasserentnahmestellen der ENEL
Stefano Savio and Luca Carraro
The New Data Protection Act of the People‘s
Republic of China and its Significance for the
Energy Industry
Das neue Datenschutzgesetz der
Volks republik China und seine Bedeutung
für die Energiewirtschaft
Stefan Loubichi
The Belt and Road initiative – the role for coal
Die Belt and Road Initiative – die Rolle der Kohle
Stephanie Metzger
Digital twin for the inspection process of a cell
cooling tower
Digitaler Zwilling für den Inspektionsprozess
eines Zellenkühlturms
Steffen Kunnen, Arun Nagarajah, Alfred
Heimsoth and Karsten Grasemann
Post-processing (6)
Compilation of the inspection
results and preparation of an
inspection report.
Post-processing (5)
Processing of inspection results
and assignment to elements in
the database.
Execution (4)
Recording and documentation
of anomalies.
Processing
5
6
Reporting
Documentation
Inspection
4
Planning
3
Visual inspection
Provision
Preparation (1)
Planning and structuring of the
inspection tasks within a
datase system.
Preparation (2)
Provision of information and
assignment to specific tasks in
the database system.
Execution (3)
Provision of supporting
documents and visual
inspection of the plant on site.
Fundamental inspection process (adapted from
DIN 31051 [5]) to be published in the article
“Digital twin for the inspection process of a cell
cooling tower” by Steffen Kunnen,
Arun Nagarajah, Alfred Heimsoth
and Karsten Grasemann
1
2
Imprint
Publisher
VGB PowerTech e.V.
Chair:
Dr. Georg Stamatelopoulos
Executive Managing Director:
Dr.-Ing. Oliver Then
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45257 Essen
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Editorial planning | Topics 2021
REDAKTIONSPLAN · 2021 · Aktualisierungen und Veranstaltungstermine finden Sie auf unserer Webseite · www.vgb.org
FACHZEITSCHRIFT
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss
Januar/ Innovationen in der Stromerzeugung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft | 5. Februar 2021
Februar Sektorkopplung und Stromerzeugung
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Werkstoffe für thermische Kraftwerke 2. März 2021
April Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | 30. März 2021
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung
Mai Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | Digitalisierung in der Energieerzeugung | 28. April 2021
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 28. Mai 2021
Regel- und Ausgleichsenergie | Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 25. Juni 2021
und Wasserkraftwerke | Kraft-Wärme-Kopplung
August Wasserstoff: Technologien | Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | 16. Juli 2021
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien
September Spezialausgabe VGB-Kongress 2021 „VGB100PLUS“, 22. und 23. September 2021, Essen/Deutschland 27. August 2021
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung:
Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, Photovoltaik, Biomasse, Geothermie
Oktober Instandhaltung in der Stromerzeugung | Qualitätssicherung | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 27. September 2021
November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Digitalisierung in der Wasserkraft | 25. Oktober 2021
Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik
Dezember VGB-Kongress 2021 „VGB100PLUS“, 22. und 23. September 2021, Essen/Deutschland: Berichte, Impressionen | 26. November 2021
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung | Brennstofftechnik und Feuerungen
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).
Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen).
Kontakt: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org
Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey
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Media-Informationen 2021
Die Media-Informationen 2021
der VGB POWERTECH mit
– Kurzcharakteristik
der technischen Fachzeitschrift
– Themenschwerpunkten 2021,
– Anzeigenpreisen
und
– Kontaktdaten
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The Media Information 2021
of VGB POWERTECH are available.
– Main characteristics
of the technical journal
– Main topics in 2021
– Advertisement rate card
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– Contact data
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und Speicherung von Strom und Wärme
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