vgbe energy journal 8 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat
8 · 2022
FOCUS
Security of supply
Programm & anmeldung
IT-Sicherheit in
Energieanlagen 2022
Requirements for
capacity expansion and
fuel supply for a futureproof,
secure and climatefriendly
electricity supply in
Germany
MoErS | DEuTSchlanD | 8. & 9. novEMbEr 2022
Van der Valk Hotel Moers
Innovative technology for a
proven gas turbine
Are large power plants
cyber-secure enough?
– “Can we achieve security of supply
ation with the existing regulation?”
Methanol production
and markets
Regulierung | Angriffserkennung | SIEM-Lösungen |
auditierung | Security operation center
www.vgbe.energy
Ms Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V.
be informed www.vgbe.energy
vgbe VS ITSI2022 ad-cover (A4).indd 1 02.09.2022 14:11:27

54. KRAFTWERKSTECHNISCHES
KOLLOQUIUM
18. – 19. 10. 2022 | Internationales Congress Center Dresden
Ob vor Ort oder
digital – in jedem Fall
energetisch vernetzt!
PRÄSENZ
WEB
HYBRID
Die Energiewende beginnt schmerzlich Wirklichkeit zu werden. Versorgungssicherheit, als Thema der Podiumsdiskussion
bereits Ende 2021 gewählt, ist nicht nur aktuell, sondern auch brisant.
Wie kann Deutschland, wie kann West-Europa eine stabile Energieversorgung sicherstellen? Welche Konsequenzen
müssen wir politisch ziehen? Können Kohlekraftwerke die Gaslücke schließen? Welche Rolle
muss die Kernkraft übernehmen und wann wird Wasserstoff substantiell zur Energiespeicherung und Versorgung
beitragen können?
Es sind viele Fragen, die Experten in der Podiumsdiskussion und in 93 Plenar- und Fachvorträgen beim
54. Kraftwerkstechnischen Kolloquium in Dresden diskutieren. Darüber hinaus können Sie mit den Ausstellern
(aktuell 81 Anmeldungen) der Firmenmesse Kontakte knüpfen und Erfahrungen austauschen.
Seien Sie eingeladen und dabei!
Programmauszug, 18. Oktober 2022
10:30 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:
18.10. – 19.10.2022
Firmenmesse
Daniel Muthmann, Open Grid Europe GmbH, Essen
Prof. Dr.-Ing. Michael Beckmann und Prof. Dr.-Ing. habil. Antonio Hurtado,
Technische Universität Dresden
Philippe Costes, Senior Advisor World Nuclear Association, London, England
Dr. Tomáš Ehler, Deputy Minister, Ministry of Industry and Trade, Prag, Tschechische Republik
Prof. Dr. habil. André Thess, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V., Stuttgart
Prof. Dr. Andrea Versteyl, avr – Andrea Versteyl Rechtsanwälte, Berlin
Dr. Hubert Zimmermann, CEO AEW Energie AG, Aarau
Fachvorträge
18.10.2022 16:45 Uhr – 18:15 Uhr, 19.10.2022 08:30 Uhr – 15:00 Uhr
Themen: Wasserstoff, Digitalisierung, Sektorenkopplung, Abgasreinigung, Nukleare Systeme u.v.m.
Ihre Anmeldung & aktuelle Infos unter:
www.kraftwerkskolloquium.de
Juliane Jentschke, M.A.
Tel.: +49 (0)351 463-35308
E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de
Carolin Fiebelkorn
Tel.: +49 (0)351 463-32045
E-Mail: carolin.fiebelkorn@tu-dresden.de

vgbe Congress 2022
Antwerp, Belgium, 14 and 15 September 2022
Dear readers,
Despite geopolitical and business challenges, it is with
pleasure that we would like to cordially welcome you to the
“vgbe Congress 2022” in the beautiful port city of Antwerp.
The issues and challenges for the energy sector have not declined
this year. Russia’s invasion into Ukraine has made it
more than clear that a secure, affordable and sustainable
energy supply is one of the core pillars of our society and of
our economy. In recent years, the aspect of sustainability/
climate protection had become the dominant factor in energy
policy for good reasons, while economic affordability
seemed within reach and security of supply was postulated
as a given. In many countries natural gas was the fuel of
choice to balance the fluctuating renewables and to pave
the way to a green hydrogen economy. The increasing energy
dependency on Russia for Europe was accepted because
the availability of cheap natural gas from Russia and reliability
of its supply was not challenged. Latest in February
of this year we had all to learn the hard way that we made
some wrong assumptions.
On the opening day, we want to discuss with high-ranking
guests whether European policy has set the right framework
conditions to enable the necessary investments in
the energy system of the future. The challenges for this are
enormous. What is needed is an increased expansion of renewables
in power generation, whereby existing barriers
in the area of approval procedures should be reduced and
the market design optimised. Furthermore, an expansion
of the necessary additional infrastructure in the area of energy
storage and grids for gas, hydrogen and electricity is
required.
Until this energy system of the future is in place and can provide
a secure and independent supply of electricity and heat,
we need to discuss again, how we want to provide dispatchable
capacity and balance the renewables. We still have several
options for this, but we need to choose one, or a mix
of some of the options. What we cannot do, is pretending
that we are already in the future and have already available
green gases and other dispatchable renewable technologies.
In this context, complex issues have to be clarified in terms
of technology, affordability, climate protection and licensing
law. It is up to policy makers to decide on the necessary
measures. And we as an operators’ association are called
upon to evaluate the technical options we have and support
our member companies in implementing them.
In the technical part of the congress, we want to concentrate
on the issues surrounding the topics of market and regulation,
decarbonisation, renewables and energy storage and repurposing
of conventional generation sites with actual contributions
and discussions in four sessions.
Networking, which we all missed so painfully during the
recent Corona years, will also not be neglected between the
sections and on the two evening events.
We are delighted to welcome you as our guests in the appealing
city of Antwerp.
be energised, be inspired, be connected, be informed
With energetic greetings!
Dr Georg Stamatelopoulos
vgbe energy e.V. Chairman
Dr Oliver Then
vgbe energy e.V. Executive
Managing Director
vgbe energy journal 8 · 2022 | 1

vgbe Kongress 2022
Antwerpen, Belgien, 14. und 15. September 2022
Sehr geehrte Leserinnen und Leser,
im Lichte geopolitischer und wirtschaftlicher Herausforderungen
begrüßen wir Sie herzlich zum „vgbe-Kongress
2022“ in der schönen Hafenstadt Antwerpen.
Die Themen und Herausforderungen für den Energiesektor
sind auch in diesem Jahr nicht weniger geworden. Der
Einmarsch Russlands in der Ukraine hat mehr als deutlich
gemacht, dass eine sichere, erschwingliche und nachhaltige
Energieversorgung eine der zentralen Säulen unserer Gesellschaft
und unserer Wirtschaft ist. In den letzten Jahren
war der Aspekt der Nachhaltigkeit/des Klimaschutzes aus
guten Gründen zum dominierenden Faktor in der Energiepolitik
geworden, während die Bezahlbarkeit in greifbarer
Nähe schien und die Versorgungssicherheit als gegeben
postuliert wurde. In vielen Ländern war Erdgas die Energieressource
der Wahl, um das schwankende Angebot der erneuerbaren
Energien auszugleichen und den Weg zu einer
grünen Wasserstoffwirtschaft zu ebnen. Die zunehmende
Energieabhängigkeit Europas von Russland wurde akzeptiert,
weil die Verfügbarkeit von kostengünstigem Erdgas
aus Russland und die Zuverlässigkeit der Versorgung nicht
in Frage gestellt wurden. Spätestens im Februar dieses Jahres
mussten wir erkennen, dass wir einige falsche Annahmen
getroffen hatten.
Am Eröffnungstag des „vgbe Kongresses 2022“ wollen wir
mit hochrangigen Gästen diskutieren, ob die europäische
Politik die richtigen Rahmenbedingungen gesetzt hat, um
die notwendigen Investitionen in das Energiesystem der Zukunft
zu ermöglichen. Die Herausforderungen hierfür sind
enorm. Notwendig ist ein verstärkter Ausbau der erneuerbaren
Energien in der Stromerzeugung, wobei bestehende
Barrieren im Bereich der Genehmigungsverfahren abgebaut
und das Marktdesign optimiert werden sollten. Darüber
hinaus ist ein Ausbau der notwendigen zusätzlichen
Infrastruktur im Bereich der Energiespeicher und Netze für
Gas, Wasserstoff und Strom erforderlich.
Bis dieses Energiesystem der Zukunft steht und eine sichere
und unabhängige Versorgung mit Strom und Wärme gewährleisten
kann, müssen wir erneut darüber diskutieren,
wie wir disponible Leistung bereitstellen und die Erzeugung
der erneuerbaren Energien ausbalancieren wollen.
Dafür haben wir noch mehrere Optionen, aber wir müssen
uns für eine oder einen Mix aus mehreren Optionen entscheiden.
Wir können nicht so tun, als befänden wir uns
bereits in der Zukunft und hätten bereits grüne Gase und
andere einsatzfähige erneuerbare Technologien zur Verfügung.
In diesem Zusammenhang müssen komplexe Fragen
in Bezug auf Technologie, Bezahlbarkeit, Klimaschutz und
Genehmigungsrecht geklärt werden. Es liegt an der Politik,
den notwendigen Rahmen zu beschließen. Und wir als Betreiberverband
sind gefordert, die technischen Möglichkeiten
zu bewerten und unsere Mitgliedsunternehmen bei der
Umsetzung zu unterstützen.
Im fachlichen Teil des vgbe Kongresses 2022 wollen wir uns
auf die Fragen rund um die Themen Markt und Regulierung
konzentrieren, des Weiteren Dekarbonisierung, Erneuerbare
Energien und Energiespeicherung sowie Weiternutzung
konventioneller Erzeugungsstandorte mit aktuellen Beiträgen
und Diskussionen in vier Sessions.
Auch das Networking, das wir alle in den letzten Corona-Jahren
so schmerzlich vermisst haben, wird zwischen
den Sektionen und mit den beiden Abendveranstaltungen
nicht zu kurz kommen.
Wir freuen uns, Sie als unsere Gäste in der reizvollen Stadt
Antwerpen begrüßen zu dürfen.
be energised, be inspired, be connected, be informed
Dr. Georg Stamatelopoulos
vgbe energy e.V. Vorsitzender
Dr. Oliver Then
vgbe energy e.V.
Geschäftsführer
2 | vgbe energy journal 8 · 2022

29 Nov - 1 Dec 2022
Frankfurt, Germany
Let’s build the energy
future together – leaving
no one behind
From source to generation, from
grid to consumer, the boundaries
of the sector are blurring and
this evolution is being shaped
by established players, external
disruptors, innovative start-ups
and the increasingly engaged
end-user.
Enlit brings all of these people
together to seize current
opportunities, spotlight future
ones, and inspire the next
generation to be part of moving
the energy transition forward.
Join us
18.000 attendees
1000 exhibitors
500 speakers
www.enlit-europe.com

International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 8 · 2022
vgbe Congress 2022
vgbe Kongress 2022 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Industry News 17
News from Science & Research 22
Power News 26
Events in brief 28
Requirements for capacity expansion and fuel
supply for a future-proof, secure and climate-friendly
electricity supply in Germany
Anforderungen an Kapazitätsausbau und Brennstoffversorgung
für eine zukunftsfeste, sichere und klimagerechte
Stromversorgung in Deutschland
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich and
Tobias Zimmermann 30
Innovative technology for a proven gas turbine –
3D-printed V64.3 turbine inlet guide vane
with in-wall cooling
Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine –
3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel
mit In-Wandkühlung
Axel Pechstein and Jan Münzer 46
How to get lab equivalent oil analysis 24/7
Ölanalysen im Labor 24/7
Neil Conway 54
Are large power plants cyber-secure enough?
How safety and security succeed without adverse
interactions
Sind Großkraftwerke cybersicher genug?
Wie Safety und Security ohne nachteilige
Wechselwirkungen gelingen
Josef Güntner, Andreas Michael, Jens Gerlach and
Sven Kalmeier 60
Methanol production and markets
Methanolproduktion und -märkte
Malgorzata Wiatros-Motyka and Sarah Lai 65
New dimensions in social engineering
Künstliche Intelligenz, Darknet und OSINT
im Social Engineering (English version)
Stefan Loubichi 74
Solar PV global supply chains
Globale Lieferketten für die Photovoltaik
Summary of IEA´s special report 79
How can Europe prevent a cold winter,
meet REPowerEU targets and reach 2030 goals?
Wie kann Europa einen kalten Winter meistern,
die REPowerEU-Ziele erfüllen und die Klimaziele
für 2030 erreichen?
Enlit Europe 83
4 | vgbe energy journal 8 · 2022

Ms Angela Langen
Content
IT-Sicherheit in Energieanlagen 2022
Programm & anmeldung
vgbe Fachtagung mit Firmenpräsentation
Themen:
Update Regulierung und Basics zur IT-Sicherheit
Angriffserkennung, Orientierungshilfe, SIEM-Lösungen
(Security Information and Event Management)
IT-Sicherheit in
Energieanlagen 2022
MoErS | DEuTSchlanD | 8. & 9. novEMbEr 2022
Van der Valk Hotel Moers
Auditierung nach IT-Sicherheitskatalog §11 1b EnWG
Security Operation Center (SOC)
Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz
(Branchenstandards)
Plenary session – “Can we achieve security of supply
and decarbonisation with the existing regulation?”
Regulierung | Angriffserkennung | SIEM-Lösungen |
auditierung | Security operation center
www.vgbe.energy
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
vgbe VS ITSI2022 ad-cover (A4).indd 1 02.09.2022 14:11:27
Operating results 85
vgbe news
| vgbe Summer School 2022
“Generation and Storage” 90
Personalien91
Bücher93
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview vgbe energy journal 9 | 2022 96
vgbe Fachtagung
mit Firmenpräsentation
Programm & Anmeldung
8. und 9. November 2022
Van der Valk Hotel Moers
Moers, Deutschland
Weitere Informationen finden Sie online
in unserem Veranstaltungsportal oder rufen
SIe uns an:
be informed www.vgbe.energy
Kontakt
Barbara Bochynski
t +49 201 8128-205
e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy
Firmenpräsentation
Steffanie Fidorra-Fränz
t +49 201 8128-299
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
vgbe energy journal 8 · 2022 | 5

Abstracts | Kurzfassungen
Requirements for capacity expansion
and fuel supply for a future-proof,
secure and climate-friendly
electricity supply in Germany
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich and
Tobias Zimmermann
The electricity system in Germany faces two
challenges: a significant increase in demand for
electricity, which is increasingly used for heating/cooling
and in mobility – and a growing
share of highly weather-dependent electricity
generation, which leads to a more complex balance
between electricity generation and consumption.
As a result, the demand for dispatchable
generation will at least not decrease and
power plant capacity to be shut down will have
to be replaced by new dispatchable generation.
It is needed for short-term fluctuations and for
seasonally deployable power, since e.g. the demand
for electricity for heating will reinforce
the previous seasonality. In addition to other
solutions such as load following and electricity
storage, hydrogen-fired gas-fired power plants
are increasingly offering themselves as a solution
– in combination with the use of gas storage
facilities and the international infrastructure for
importing liquid or gaseous energy sources.
Innovative technology for a proven
gas turbine - 3D-printed V64.3 turbine
inlet guide vane with in-wall cooling
Axel Pechstein and Jan Münzer
As a local and regional energy supplier,
SachsenEnergie has been operating the Dresden
Nossener Brücke combined-cycle gas turbine
power plant since 1995. As a heat-led cogeneration
plant, it provides 85 % of the district
heating supply for the city of Dresden, with
approx. 2,000 GWh. From 2011 onwards, a successive
comprehensive plant modernization will
take place. Current measures in modernization
phase 2 are aimed at increasing efficiency. In
the area of gas turbines in particular, further
measures are being initiated in a joint development
partnership between SachsenEnergie and
the manufacturer Siemens Energy and will also
be implemented after a test phase. The core element
of this package of measures is the development
and testing of a gas turbine guide vane
manufactured using the laser powder bed fusion
(LPBF) process or the 3D printing process
under the conditions of commercial power plant
operation.
How to get lab equivalent
oil analysis 24/7
Neil Conway
The established process for oil condition monitoring
is to periodically take a sample and have
it analysed in an oil laboratory. These laboratory
measurements are governed by various
technical standards (ASTM,DIN etc) and customers
rely on this periodic data to react to oil
condition trends and/or step functions, to plan
servicing and maintenance and to reduce asset
downtime from failure. Real-time oil condition
monitoring systems based on dielectric or impedance
analysis of the oil have been available
for some time but they only provide summary
parameters that are hard to interpretate as they
do not correlate with the laboratory oil analysis.
In this paper we discuss the development of
Spectrolytic’s Oil Condition Monitoring systems
(FluidInspectIR®) and how, by working closely
with our customers, we have developed a robust
and affordable range of oil condition monitoring
systems that gives our clients meaningful
and understandable real time data of the same
parameters and in the same units as they are
commonly receive it from their oil laboratory
analysis. These systems provide the customer
the comfort of having quantitative and accurate
key oil condition data at the touch of a button,
while still utilising their standard practices
through oil laboratory measurement to validate
the predicted key oil parameters by the inline
system.
Are large power plants
cyber-secure enough?
How safety and security succeed
without adverse interactions
Josef Güntner, Andreas Michael, Jens
Gerlach and Sven Kalmeier
Most recently, the “Log4Shell” security vulnerability
threatened networked systems in large
power plants. These are confronted with ever
more rapidly changing threat situations. The
IT security catalogue in accordance with the
Energy Industry Act regulates the protection
of the associated telecommunications and data
processing. TÜV SÜD supports the transmission
system operator ONTRAS Gastransport GmbH
with a combined safety and security risk evaluation
based on a new concept. In the process,
the level of protection is significantly increased,
and any interactions are analysed.l
Methanol production
and markets
Malgorzata Wiatros-Motyka and Sarah Lai
Methanol production methods and markets
worldwide are reviewed. Methanol is a chemical
building block in hundreds of common
products but is also an energy carrier that can
provide a medium for hydrogen storage. Methanol
can be made from different feedstocks,
including natural gas, coal, biomass, waste,
recycled carbon dioxide (CO2) and hydrogen
(H2). However, currently over 99 % of methanol
is produced from fossil fuels. Methanol use
is growing in the traditional chemical industry
and in newer applications, including as a fuel
in road and maritime transport, cooking stoves,
boilers, and steam generators. Fuel applications
now represent about 40 % of methanol consumption.
Demand for methanol has more than
doubled since 2000. Recent changes in international
supply and demand for methanol have
resulted in new trade dynamics. Consequently,
determining the future market direction for
methanol is complex due to competition with
other chemical products and frequently changing
national energy and climate policies. However,
growth in methanol use is certain.
New dimensions in social engineering
Stefan Loubichi (English version)
Social engineering is a method of obtaining
security-relevant data by exploiting human behaviour.
In the process, the criminal selects the
person as the weak link in the security chain to
put his criminal intentions into action. Criminals
exploit human characteristics such as
trust, helpfulness, fear, or respect for authority
to manipulate these people. In social engineering
attacks, the focus is on the central feature
of deception about the identity and intention of
the attacker. Ever since life-threatening orders
were issued by strangers in “deep fake” meetings
during Ukraine war, or the mayor of Berlin
only realised after 30 minutes that she was not
talking to Kyiv mayor she knew, it has become
obvious that there are new forms of “social engineering”.
Solar PV global supply chains
Summary of IEA´s special report
Solar PV is a crucial pillar of clean energy transitions
worldwide, underpinning efforts to
reach international energy and climate goals.
Over the last decade, the amount of solar PV
deployed around the world has increased massively
while its costs have declined drastically.
Putting the world on a path to reaching net zero
emissions requires solar PV to expand globally
on an even greater scale, raising concerns about
security of manufacturing supply for achieving
such rapid growth rates – but also offering new
opportunities for diversification.
This special report examines solar PV supply
chains from raw materials all the way to the finished
product, spanning the five main segments
of the manufacturing process: polysilicon, ingots,
wafers, cells and modules. The analysis
covers supply, demand, production, energy
consumption, emissions, employment, production
costs, investment, trade and financial
performance, highlighting key vulnerabilities
and risks at each stage. Because diversification
is one of the key strategies for reducing supply
chain risks, the report assesses the opportunities
and challenges of developing solar PV supply
chains in terms of job creation, investment
requirements, manufacturing costs, emissions
and recycling. Finally, the report summarises
policy approaches that governments have taken
to support domestic solar PV manufacturing
and provides recommendations based on those.
How can Europe prevent a cold
winter, meet REPowerEU targets and
reach 2030 goals?
Enlit Europe
Europe is in a very fluid situation, as its shortterm
energy framework is very dependent on
development in Central and Eastern Europe
and the current instability in the region presents
the threat of a cold winter. REPowerEU aims to
rapidly reduce dependence on Russian energy
and tackle the climate crisis. The clock is ticking
and 2030 is only seven years away. Are the
right efforts and financial frameworks in place
to achieve the 2030 goals? How can the sector
break silos and bring industries together to rapidly
deploy a fair energy transition and reach
the 2030 targets?
l
6 | vgbe energy journal 8 · 2022

Abstracts | Kurzfassungen
Anforderungen an Kapazitätsausbau
und Brennstoffversorgung für eine
zukunftsfeste, sichere und
klimagerechte Stromversorgung
in Deutschland
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich und
Tobias Zimmermann
Das Stromsystem in Deutschland steht zwei
Herausforderungen gegenüber: eine deutliche
Steigerung der Nachfrage nach Strom, der zunehmend
für Wärme/Kälte und in der Mobilität
eingesetzt wird – und einen wachsenden Anteil
stark wetterabhängiger Stromerzeugung, was zu
einem komplexeren Abgleich zwischen Stromerzeugung
und -verbrauch führt. Als Folge wird
der Bedarf nach steuerbarer Leistung zumindest
nicht sinken und stillzulegende Kraftwerkskapazität
muss durch neue steuerbare Leistung
ersetzt werden. Benötigt wird sie für kurzfristige
Schwankungen und für saisonal einsetzbare
Leistung, da z.B. die Stromnachfrage für
Heizungen die bisherige Saisonalität verstärken
wird. Neben anderen Lösungen wie Lastfolge
und Stromspeicher, bieten sich zunehmend
wasserstoffbefeuerte Gaskraftwerke als Lösung
an – in Kombination mit der Nutzung von Gasspeichern
und der internationalen Infrastruktur
zum Import flüssiger oder gasförmiger Energieträger.
Innovative Technologie für eine
bewährte Gasturbine – 3D-gedruckte
V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel
mit In-Wandkühlung
Axel Pechstein und Jan Münzer
Als lokaler und regionaler Energieversorger
betreibt die SachsenEnergie seit 1995 das GuD-
HKW Dresden Nossener Brücke, welches als
wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplungsanlage
die Fernwärmeversorgung der Stadt Dresden
mit ca. 2.000 GWh zu 85 % sicherstellt. In den
Jahren ab 2011 fand sukzessive eine umfassende
Anlagenmodernisierung statt. In Fortsetzung
der ersten Phase konzentrieren sich die jetzigen
Maßnahmen der Modernisierungsphase 2 auf
die Erhöhung der Effizienz. Speziell im Bereich
der Gasturbine werden in einer gemeinsamen
Entwicklungspartnerschaft zwischen Sachsen-
Energie und dem Hersteller Siemens Energy
weitere Maßnahmen initiiert und nach einer
Testphase auch implementiert. Kernelement
dieses Maßnahmenpakets ist die Entwicklung
und Erprobung einer im Laser Powder Bed
Fusion (LPBF-)Verfahren bzw. dem 3D-Druck-
Verfahren hergestellten Gasturbinenleitschaufel
unter den Bedingungen des kommerziellen
Kraftwerksbetriebes.
Ölanalysen im Labor 24/7
Neil Conway
Das gängige Verfahren zur Überwachung des Ölzustands
besteht darin, regelmäßig eine Probe
zu entnehmen und sie in einem Öllabor analysieren
zu lassen. Diese Labormessungen werden
durch verschiedene technische Normen (ASTM,
DIN usw.) festeglegt und die Kunden verlassen
sich auf solche regelmäßigen Untersuchungen,
um auf Ölzustandstrends und/oder sprunghafte
Veränderungen zu reagieren, die Wartung und
Instandhaltung zu planen und die Ausfallzeiten
von Anlagen zu minimieren. Echtzeit-Ölzustandsüberwachungssysteme,
die auf der dielektrischen
Analyse oder der Impedanzanalyse des
Öls basieren, sind seit einiger Zeit verfügbar,
liefern aber nur zusammenfassende Parameter,
die schwer zu interpretieren sind, da sie nicht
mit der Laborölanalyse korrelieren. In diesem
Beitrag gehen wir auf die Entwicklung der Ölzustandsüberwachungssysteme
(FluidInspectIR®)
von Spectrolytic ein und erläutern, wie in enger
Zusammenarbeit mit Kunden eine robuste Reihe
von Ölzustandsüberwachungssystemen entwickelt
wurde, die aussagekräftige und verständliche
Echtzeitdaten zu denselben Parametern und
in denselben Einheiten liefern, wie sie sie zum
Beispiel auch durch Öl-Laboranalyse erhalten.
Diese Systeme bieten dem Kunden den Komfort,
dass er auf Knopfdruck quantitative und genaue
Ölzustandsdaten erhält, während er gleichzeitig
seine Standardverfahren durch Öl-Labormessungen
nutzen kann, um die vom Inline-System
vorhergesagten Schlüsselparameter des Öls zu
validieren.
Sind Großkraftwerke
cybersicher genug?
Wie Safety und Security ohne
nachteilige Wechselwirkungen
gelingen
Josef Güntner, Andreas Michael, Jens
Gerlach und Sven Kalmeier
Zuletzt bedrohte die Sicherheitslücke „Log4Shell“
vernetzte Systeme in Großkraftwerken.
Diese sind mit immer schneller wechselnden
Bedrohungslagen konfrontiert. Der IT-Sicherheitskatalog
nach Energiewirtschaftsgesetz
regelt den Schutz der zugehörigen Telekommunikation
und Datenverarbeitung. TÜV SÜD
unterstützt den Fernleitungsbetreiber ONTRAS
Gastransport GmbH mit einer kombinierten
Safety- und-Security-Risikoevaluation auf Basis
eines neuen Konzepts. Dabei wird das Schutzniveau
signifikant gesteigert und etwaige Wechselwirkungen
werden analysiert.
Methanolproduktion und -märkte
Malgorzata Wiatros-Motyka und Sarah Lai
Die Verfahren der Methanolproduktion sowie
die weltweiten Märkte werden vorgestellt. Methanol
ist ein chemischer Baustein für hunderte
von Produkten, aber auch ein Energieträger, der
ein Medium für die Wasserstoffspeicherung darstellen
kann. Methanol kann aus verschiedenen
Rohstoffen hergestellt werden, darunter Erdgas,
Kohle, Biomasse, Abfälle, recyceltem Kohlendioxid
(CO2) sowie Wasserstoff (H2). Derzeit
werden über 99 % des Methanols aus fossilen
Brennstoffen gewonnen. Methanol wird zunehmend
in der traditionellen chemischen Industrie
und in neueren Anwendungen eingesetzt, z.B.
als Kraftstoff im Straßen- und Seeverkehr, zum
Kochen, in Heizkesseln und Dampferzeugern.
Etwa 40 % des Methanolverbrauchs entfallen
heute auf Kraftstoffanwendungen.
Die Nachfrage nach Methanol hat sich seit 2000
mehr als verdoppelt. Die jüngsten Veränderungen
im internationalen Angebot und in der
Nachfrage nach Methanol haben zu einer neuen
Handelsdynamik geführt. Folglich ist die Bestimmung
der künftigen Marktentwicklung für
Methanol aufgrund des Wettbewerbs mit anderen
chemischen Produkten und sich ändernder
nationalen Energie- und Klimapolitik komplex.
Das Wachstum des Methanolverbrauchs ist jedoch
sicher. l
Künstliche Intelligenz, Darknet
und OSINT im Social Engineering
Stefan Loubichi (Englische Fassung)
Social Engineering ist eine Methode zur Erlangung
sicherheitsrelevanter Daten durch Ausnutzung
des menschlichen Verhaltens. Dabei sucht
sich der Kriminelle die Person als schwaches
Glied in der Sicherheitskette aus, um seine kriminellen
Absichten in die Tat umzusetzen. Kriminelle
nutzen menschliche Eigenschaften wie
Vertrauen, Hilfsbereitschaft, Angst oder Respekt
vor Autorität aus, um diese Personen zu manipulieren.
Bei Social-Engineering-Angriffen steht
das zentrale Merkmal der Täuschung über die
Identität und die Absichten des Angreifers im
Vordergrund. Seit im Ukraine-Krieg von Fremden
in „Deep Fake“-Treffen lebensbedrohliche
Befehle erteilt wurden oder die Berliner Bürgermeisterin
erst nach 30 Minuten merkte, dass
sie nicht mit dem ihr bekannten Kiewer Bürgermeister
sprach, ist klar, dass es neue Formen des
„Social Engineering“ gibt.
Globale Lieferketten für
die Photovoltaik
Zusammenfassung des IEA-Berichts
Die Photovoltaik ist ein entscheidender Pfeiler
des weltweiten Übergangs zu sauberer Energie
und unterstützt die Bemühungen, die internationalen
Energie- und Klimaziele zu erreichen.
In den letzten zehn Jahren ist die Kapazität der
weltweit installierten PV-Anlagen massiv gestiegen,
während ihre Kosten drastisch gesunken
sind. Um schlussendlich Netto-Null-Emissionen
zu erreichen, muss die Photovoltaik weltweit in
noch größerem Umfang ausgebaut werden als
bisher, was Bedenken hinsichtlich der Sicherheit
der Lieferketten aufwirft, um die avisierten
Wachstumsraten zu erreichen – aber auch neue
Möglichkeiten der Diversifizierung.
Dieser Bericht untersucht die PV-Lieferketten
von den Rohstoffen bis hin zum fertigen Produkt
und umfasst die fünf wichtigsten Segmente des
Herstellungsprozesses: Polysilizium, Ingots, Wafer,
Zellen und Module. Die Analyse deckt Angebot,
Nachfrage, Produktion, Energieverbrauch,
Emissionen, Beschäftigung, Produktionskosten,
Investitionen, Handel und finanzielle Leistung
ab und zeigt die wichtigsten Schwachstellen und
Risiken in jeder Phase auf. Da die Diversifizierung
eine der wichtigsten Strategien zur Verringerung
der Risiken in der Lieferkette ist, werden
in dem Bericht die Chancen und Herausforderungen
bei der Entwicklung von Lieferketten für
die Photovoltaik im Hinblick auf die Schaffung
von Arbeitsplätzen, den Investitionsbedarf, die
Herstellungskosten, die Emissionen und das
Recycling bewertet. Abschließend fasst der Bericht
die politischen Ansätze zusammen, die die
Regierungen zur Unterstützung der heimischen
PV-Produktion verfolgt haben, und gibt darauf
basierende Empfehlungen.
Wie kann Europa einen kalten Winter
meistern, die REPowerEU-Ziele
erfüllen und die Klimaziele für
2030 erreichen?
Enlit Europe
Europa befindet sich in einer sehr instabilen
Situation, da seine aktuelle Energieversorgung
stark von der Entwicklung in Mittel- und Osteuropa
abhängt und die derzeitige Instabilität in
der Region die Gefahr eines kalten Versorgungswinters
birgt. REPowerEU zielt darauf ab, die
Abhängigkeit von russischer Energie rasch zu
verringern und die Klimakrise zu bewältigen.
Die Uhr tickt und das Jahr 2030 ist nur noch sieben
Jahre entfernt. Sind die richtigen Anstrengungen
und finanziellen Rahmenbedingungen
vorhanden, um die Ziele für 2030 zu erreichen?
Wie kann der Sektor Silos aufbrechen und Branchen
zusammenbringen, um eine faire Energiewende
rasch umzusetzen und die Ziele für 2030
zu erreichen?
l
vgbe energy journal 8 · 2022 | 7

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engie: Ocean Winds will develop
2 new floating offshore wind
projects (2.3 GW) in Scotland
(engie) As part of the clearing round process
for ScotWind leasing, Crown Estate Scotland
awarded Ocean Winds, the 50-50 joint
venture of ENGIE and EDPR dedicated to
offshore wind, with two additional seabed
leases for floating offshore wind projects: a
1.8 GW capacity site with partner Mainstream
Renewable Power, and another 500 MW
capacity site.
Ocean Winds (OW) was designated preferred
bidder for seabed lease options for
two adjacent sites reaching a total of 2.3 GW
capacity. These projects are located in the
East of the Shetland Islands, in depths that
will require floating technology. As a pioneer
for more than 10 years in floating projects
such as WindFloat Atlantic in Portugal,
OW is well placed to support the growth of
the floating wind sector in Scotland.
The first project is a 1.8 GW site, that was
awarded to a 50-50 JV partnership between
Ocean Winds and Mainstream Renewable
Power, located east of the Shetland Islands.
The partners are committed to developing
floating offshore wind on an industrial scale
in Scotland, generating local jobs and opportunities
in Scotland and the Shetland Islands.
The site output is expected to power
for the equivalent of over 2 million homes
and save 3 million tons of carbon emissions
each year.
The second project is a 500 MW site, also
east of Shetland and within the NE1 Scot-
Wind Draft Plan Option area.
Commenting on this announcement, Paulo
ALMIRANTE, ENGIE’s Senior Executive
Vice-President, in charge of Renewable,
Energy Management and Nuclear Activities,
said: „This new success for Ocean
Winds strengthening our position in Scotland
is based on both OW’s ability to deliver
major projects such as Moray East, the largest
offshore wind farm in operations in the
country, and its expertise in floating offshore
wind technology for more than 10
years. We, at ENGIE, are very committed to
support projects contributing to local and
sustainable energy production, such as
Scottish ones.”
Onshore Windpark Saros (Quelle: Borusan EnBW Enerji)
In Scotland, OW is currently operating,
building and developing three other offshore
wind projects: Moray East (950 MW,
in operations), Moray West (882 MW, late
development) and Caledonia (awarded in
January 2022, for a plant up to 2 GW). The
award of two additional projects in the Shetland
islands today means that OW has now a
total portfolio of 6.1 GW in Scotland, and
the projects portfolio of Ocean Winds up to
14.5 GW globally.
LL
www.engie.com (222471208)
Borusan EnBW Enerji nimmt
138 Megawatt Windpark Saros
in Betrieb
• Joint Venture verfügt damit über erneuerbare
Erzeugungsleistung von insgesamt
rund 720 Megawatt
(enbw) Das deutsch-türkische Gemeinschaftsunternehmen
Borusan EnBW Enerji,
an dem die Partner EnBW und Borusan jeweils
zur Hälfte beteiligt sind, hat den
Onshore Windpark Saros – mit einer Leistung
von 138 MW einer der größten Windparks
in der Türkei – vollständig in Betrieb
genommen.
Nach etwa über einem Jahr Bauzeit wurde
mit der Inbetriebnahme von 27 Windkraftanlagen
des Typs GE Cypress-Turbinen die
vollständige Inbetriebnahme im Juni 2022
abgeschlossen. Mit dem Zubau von 138 MW
wird der Windpark jährlich den Energiebedarf
von 200.000 Haushalten decken und
somit rechnerisch zur Reduktion von
267.000 Tonnen CO 2 beitragen.
Borusan EnBW Enerji mit Sitz in Istanbul
wurde im Sommer 2009 als gemeinsames
Joint Venture von EnBW und dem türkischen
Unternehmen Borusan gegründet.
Ziel des Joint Venture ist es, in der Türkei
Erzeugungskapazitäten im Bereich der erneuerbaren
Energien aufzubauen. Mit der
erfolgten Erweiterung haben EnBW und
Borusan nun in der Türkei Erzeugungsanlagen
von rund 720 Megawatt Leistung in Betrieb,
darunter vor allem Onshore Windanlagen,
aber auch ein Wasserkraftwerk und
zwei Solarparks. Das Joint Venture betreibt
Windparks mit einer Gesamtkapazität von
666 MW und ist damit eines der führenden
Unternehmen im türkischen Markt für
Windkraft an Land.
LL
www.enbw.com (222471212)
KELAG installiert größte
Freiflächen-photovoltaikanlage
in Kärnten
(kelag) In der Kirchengasse in Klagenfurt
errichtet die Kelag auf einer Fläche von rund
45.000 Quadratmetern die größte Freiflächen-Photovoltaikanlage
in Kärnten. Sie
wird aus etwa 7.650 PV-Modulen bestehen
und pro Jahr Sonnenstrom für rund 1.400
Haushalte liefern. Das Areal wird zu einer
„Sonnen.Wiese“, einer Biodiversitätsfläche
mit hohem ökologischen Wert für Pflanzen
und Tiere umgestaltet.
8 | vgbe energy journal 8 · 2022

Members´News
4,8 Millionen Kilowattstunden
Strom aus Sonnenlicht
„Mit der Konzeption für die ‚Sonnen.Wiese‘
erreichen wir zwei wichtige ökologische
Ziele“, sagt Kelag-Vorstandssprecher Manfred
Freitag. „Wir können pro Jahr rund 4,8
Millionen Kilowattstunden grünen Strom
aus Photovoltaik erzeugen, das entspricht
dem Jahresbedarf von rund 1.400 Haushalten
mit einem durchschnittlichen Verbrauch
und bedeutet eine CO 2 -Einsparung von
rund 3.600 Tonnen pro Jahr. Wir stärken
damit unsere Stromerzeugung aus erneuerbarer
Energie und schaffen gleichzeitig
durch eine Reihe von Maßnahmen eine Biodiversitätsfläche
im Stadtgebiet. Sie wird
Lebensraum für viele Pflanzen- und Tierarten
sein.“
Von der rund 45.000 Quadratmeter großen
Fläche werden etwa 20.000 Quadratmeter
für die Stromerzeugung aus Photovoltaik
genutzt, hier werden die Photovoltaik-Module
in Süd-Ausrichtung installiert. „Es freut
uns, dass unser neues Tochterunternehmen
PVI GmbH (Photovoltaic Installations) die
Paneele für diese Anlage liefert“, betont Freitag.
Dieses Sonnenkraftwerk hat eine Gesamtleistung
von 4.150 kWp. Das entspricht
der Leistung von 830 PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern
mit einer angenommenen
Leistung von jeweils 5 kWp. Die Kelag investiert
rund 4 Millionen Euro in dieses Projekt.
Die „Sonnen.Wiese“ wird im zweiten Quartal
des kommenden Jahres in Betrieb gehen
und Sonnenstrom ins Netz liefern.
Beitrag zur Energiewende
„Die verstärkte Stromerzeugung aus erneuerbarer
Energie ist ein wesentlicher Pfeiler
der Energiewende hin zur nachhaltigen und
umweltfreundlichen Energieversorgung
ohne fossile Energie“, erläutert Danny Güthlein,
Vorstand der Kelag. „Dazu gehören
Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik.
Weil das Photovoltaik-Potenzial auf Dächern
nicht ausreicht, brauchen wir zusätzlich
Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen. Deshalb
gehört der Ausbau von Photovoltaik
auch auf Freiflächen zu unserer Unternehmensstrategie.
Mit dem Projekt ‚Sonnen.
Wiese‘ können wir zeigen, dass mit der Erzeugung
von Sonnenstrom ein ökologisch
wertvoller Nebennutzen erzielt werden
kann.“ Die naturverträgliche Photovoltaik-Anlage
„Sonnen.Wiese“ stärkt die Stromerzeugung
aus erneuerbarer Energie, trägt
zur Sicherheit der Stromversorgung und zur
Energie-Unabhängigkeit bei, bedeutet aktiven
Naturschutz und ist ein wichtiger Schritt
zur Erreichung der Klimaziele. „Uns geht es
um die sichere und nachhaltige Versorgung
unserer Kunden mit grüner Energie aus der
Region für die Region. Im Sommer wird die
Photovoltaik einen wesentlichen Beitrag zur
Stromversorgung leisten, im Winter brauchen
wir die Windkraft“, betont Güthlein.
Factbox „Sonnen.Wiese“
• 45.000 m 2 Gesamtfläche
• 20.000 m 2 Fläche für die Installation von
7.650 Photovoltaik-Modulen
• 4.150 kWp Leistung
• 4,8 Millionen kWh Sonnenstrom pro Jahr
(entspricht dem Bedarf von 1.400 Haushalten)
• 3.600 Tonnen CO 2 -Einsparung pro Jahr
• Inbetriebnahme im 2. Quartal 2023
• Kelag investiert 4 Millionen Euro
LL
www.kelag.at (222471138)
Leipziger Stadtwerke, Siemens
Energy und EDF treiben
H 2 -Entwicklung in Leipzig voran
• Partner arbeiten zusammen, um grünen
Wasserstoff am Standort des HKW Leipzig
Süd zu erzeugen
(l, s-e, edf) Um die Gewinnung von Grünem
Wasserstoff direkt am Standort des neuen
Heizkraftwerks (HKW) Leipzig Süd aktiv
voranzutreiben, die vorhandene Infrastruktur
und Netzanbindungen zu nutzen und so
effizient wie möglich zu arbeiten, wurde mit
den Partnern Siemens Energy und EDF
Deutschland das Projekt LOE+WE gestartet.
Eine entsprechende Vereinbarung wurde
jetzt unterzeichnet. Der Projektname
steht für: Leipzig ohne Emission mit Wasserstoff-Energie.
Die großen Unternehmenspartner aus der
Industrie und Energiewirtschaft verwirklichen
in Leipzig mit einem kommunalen
Stadtwerk in dieser Form erstmals eine kombinierte
Technologie, um mehrere Sektoren
vollständig zu dekarbonisieren und so am
Ende ein komplett CO 2 -freies Energiesystem
zu schaffen.
Das Besondere: Die bei der Elektrolyse,
also der Aufspaltung von Wasser in Wasserstoff
und Sauerstoff, entstehende Wärme
wird nicht in die Umgebung abgegeben, sondern
dank einer innovativen Hochtemperatur-Wärmepumpe
direkt vor Ort ins Fernwärmenetz
eingespeist. Damit können Wirkungsgrade
einer solchen Anlage von über
90 Prozent erreicht werden. Bei Anlagen auf
„der grünen Wiese“ wird die Wärme in der
Regel nicht genutzt. Dadurch haben sie einen
deutlich schlechteren Wirkungsgrad.
„Grüner Wasserstoff ist ein Schlüsselthema
für die Industrie und die Mobilität. Darüber
hinaus kann die Dekarbonisierung der
Wärme- und Stromversorgung zukünftig
mit dem kleinsten Molekül gelingen: Im
H2-bereiten Kraftwerk nutzen wir Wasserstoff
für grüne Wärme und grünen Strom“,
so Karsten Rogall, Geschäftsführer der Leipziger
Stadtwerke.
„Das LOE+WE-Projekt ist für die EDF sehr
wertvoll, da es sektorübergreifend einen
Weg zur Dekarbonisierung der Wirtschaft
aufzeigt und somit gesamtheitliche Lösungen
für umfassenden Klimaschutz bietet“, so
Christian Güthert, Geschäftsführer EDF
Deutschland.
„Die Anlage ist in Kombination mit regionalen
Wind- und PV-Anlagen geplant. Nur
mit derartigen innovativen Lösungen kann
es gelingen, eine Großstadt wie Leipzig
CO 2 -neutral mit Energie zu versorgen“, so
Thomas Brandenburg, Projektleiter
LOE+WE.
Thomas Neuenhahn, zuständiger Projektleiter
im Bereich Dekarbonisierte Energiesysteme
bei Siemens Energy ergänzt: „Mit
dem Projekt in Leipzig zeigen wir gemeinsam
mit unseren Partnern, wie die Energiewende
gelingen kann. Entscheidend für den
Erfolg sind die Kopplung der verschiedenen
Sektoren und das Zusammenspiel unterschiedlicher
Technologien, um die größtmögliche
Energienutzung zu erzielen.“
„Neben der praktischen Herausforderung
stellt uns auch die Kombination aus innovativer
Technik, volatilen Preisen und noch
nicht etablierten Märkten für die Wirtschaft-
vgbe energy journal 8 · 2022 | 9

Members´News
lichkeitsbewertung vor einige Herausforderungen,
auf die wir noch Antworten finden
müssen“, sagt Walter Andreß, Leiter Controlling
der Leipziger Stadtwerke.
In diesem Jahr geht das neue HKW Leipzig
Süd der Leipziger Stadtwerke ans Netz. Es
startet zunächst mit Erdgas, soll in Zukunft
aber mit Wasserstoff betrieben werden. So
kann in einer zukünftigen CO 2 -freien Wirtschaft
die sogenannte Dunkelflaute überbrückt
werden, also Zeiträume in denen
weder die Sonne scheint, noch Wind weht.
Deshalb wird das Kraftwerk schon jetzt
komplett H2-ready gebaut. Ein Teil des benötigten
Wasserstoffs könnte dann aus eigener
Produktion eingesetzt werden. Der hier
produzierte Wasserstoff kann aber auch für
Brennstoffzellenfahrzeuge oder andere gewerbliche
Zwecke genutzt werden. Projekte
dafür gibt es u.a. mit der Leipziger Stadtreinigung,
die ihre Fahrzeuge sukzessive auf
Wasserstoffantrieb umstellen möchte.
LL
www.l.de (222471034)
RWE: DemoSATH-Pilotprojekt:
Erfolgreicher Stapellauf für
schwimmende Windturbine
• DemoSATH-Fundament und Turbine
wurden an Land montiert und nun im
Hafen von Bilbao erfolgreich zu Wasser
gelassen
• Schwimmende Turbine wird im Spätsommer
auf dem BiMEP-Testgelände vor der
baskischen Küste installiert
(rwe) Saitec Offshore Technologies und
RWE feiern im Hafen von Bilbao den erfolgreichen
Stapellauf einer schwimmenden
Windkraftanlage und erreichen damit einen
wichtigen Meilenstein im gemeinsamen DemoSATH-Projekt.
Das Pilotprojekt schreitet
zügig voran, sodass die Installation auf hoher
See noch in diesem Sommer erfolgen
kann. In den nächsten Monaten wird das
Unterseekabel verlegt. Dann wird das
schwimmende Fundament samt Windturbine
zum Testgelände vor der baskischen Küste
geschleppt und mit Ankerleinen, die bereits
Ende April installiert wurden, befestigt
und über das Unterseekabel ans Netz angeschlossen.
Zu Wasser gelassen wurde die schwimmende
Windkraftanlage am Kai von Punta
Sollana im Hafen von Bilbao im Norden Spaniens.
Dort war die katamaran-ähnliche
Struktur zuvor aus vorgefertigten Modulen
zusammengesetzt und mit einer Zwei-Megawatt-Turbine
ausgestattet worden.
Für ihren Stapellauf wurde die Demo-
SATH-Struktur auf ein Halbtaucherschiff
versetzt. Durch Fluten der Ballasttanks wurde
das Schiff soweit abgesenkt, dass die DemoSATH-Struktur
frei aufschwimmen
konnte. Dann wurde das schwimmende
Fundament samt installierter Turbine mit
Schleppern an den Kai gebracht und dort
befestigt.
Araceli Martínez, Chief of Engineering bei
Saitec Offshore Technologies: „Dies ist ein
großer Schritt für das DemoSATH-Projekt.
Das erfolgreiche Verladen und Zuwasserlassen
haben wir zum ersten Mal mit unserer
SATH-Technologie durchgeführt – insofern
markiert dies einen entscheidenden
Meilenstein. Jeder einzelne Schritt wurde
von allen Beteiligten sorgfältig geplant und
am Ende hat alles hervorragend geklappt.
Nach dem Aufschwimmen dauerte es weniger
als 45 Minuten, um die Demo-
SATH-Struktur sicher am Kai festzumachen.
Nach dem erfolgreichen Stapellauf
im Hafen von Bilbao können wir mit Stolz
verkünden, dass die Demonstrationsanlage
bereit ist, in den nächsten Monaten in Betrieb
genommen zu werden. Anschließend
wird sie als erste schwimmende Windturbine
dieser Art Strom für das spanische Festland
liefern.“
Martin Dörnhöfer, Leiter des Bereichs Floating
Wind bei RWE Renewables: „Wir freuen
uns, dass die Windturbine samt des
schwimmenden DemoSATH-Fundaments
sicher und erfolgreich zu Wasser gelassen
wurde. Dies ist ein weiterer wichtiger Schritt
für die Inbetriebnahme der Anlage im Laufe
dieses Jahres. Für uns bei RWE markiert es
zudem ein wichtigen Meilenstein auf unserem
Weg, das weltweite Potenzial für Floating-Wind
zu erschließen. Insbesondere in
Ländern mit tieferen Küstengewässern wie
den USA, Frankreich, Großbritannien, Norwegen
und – natürlich – Spanien sehen wir
großes Potenzial. Unser Ziel ist es, bis 2030
schwimmende Windkraftanlagen mit einer
Gesamtkapazität von einem Gigawatt in Bau
oder im Betrieb zu haben. Zusammen mit
unseren weiteren Pilotprojekten ermöglicht
uns DemoSATH, frühzeitig Erfahrungen für
unsere zukünftigen Entwicklungen zu sammeln.
Die innovative Plattform auf Betonbasis
erweitert unser Wissen über innovative,
schwimmende Konzepte.“
Seit 2020 treiben Saitec Offshore Technologies
und RWE Renewables gemeinsam das
DemoSATH-Projekt voran. Das schwimmende
Fundament samt der Zwei-Megawatt-Turbine
wird in einem Testfeld (BiMEP) installiert,
das sich rund zwei Meilen vor der
baskischen Küste befindet. Dort ist das Meer
85 Meter tief. Das SATH-Konzept ermöglicht
die Vorfertigung von Betonbauteilen und
verfügt über einen einzigen fixen Verankerungspunkt,
sodass es sich nach Strömung,
Wind und Wellengang ausrichtet. Ziel dieses
Demonstrationsprojekts ist es, die Technologie
im Hinblick auf ihre kommerzielle Nutzung
für Offshore-Windparks in tiefen Gewässern
zu testen.
LL
www.rwe.com (222471156)
RWE: DemoSATH-Pilotprojekt: Erfolgreicher Stapellauf für schwimmende Windturbine
(Bildnachweis: Saitec Offshore Technologies)
10 | vgbe energy journal 8 · 2022

Members´News
Repowering-Pilotprojekt im
Emsland: RWE testet Windenergieanlage
mit
Fertigteil-Fundament
• Windpark Lengerich: 1,8 MW-Anlage
wird durch 5,7 MW-Turbine ersetzt
• Erstmals setzt RWE ein Fertigteil-Fundament
ein – neue Bauweise verringert
CO 2 -Fußabdruck
(rwe) Für eine Windenergieanlage im
Emsland hat RWE ein innovatives Repowering-Projekt
beschlossen, das im Bereich
Nachhaltigkeit ein Zeichen setzt. Die
1,8-Megawatt-Anlage, die im Windpark
Lengerich seit 2003 in Betrieb ist, wird
durch eine moderne 5,7-Megawatt-Turbine
ersetzt. Damit kann die deutlich leistungsfähigere
Windenergieanlage künftig rund
4.000 Haushalte mit klimaneutral erzeugtem
Strom versorgen. Bislang hat die bestehende
Turbine ausreichend Grünstrom produziert,
um den Bedarf von 1.000 Haushalten
zu decken.
Die neue Anlage wird sich aber noch aus
einem weiteren Grund positiv auf die Umwelt
auswirken: Denn erstmalig wird RWE
beim Bau der neuen Anlage ein Fertigteilfundament
einsetzen. Das von der Smart &
Green Anker Foundations entwickelte Fundament
besteht zu 100 Prozent aus im Betonwerk
produzierten Fertigteilen. Dabei
wird nur ein Drittel der sonst bei gegossenen
Standardfundamenten üblichen Stahl- und
Betonmenge verwendet. Da alle Teile in einem
Betonwerk vorab produziert werden
können, verringert sich zudem die Bauzeit
erheblich, da der Bau bei nahezu jedem Wetter
stattfinden kann. Auch die Montage verläuft
unkomplizierter, kostengünstiger und
umweltschonender: Anstatt 120 Betonmischer
zu verwenden, werden die Teile per
rund 30 LKW-Fahrten angeliefert und anschließend
vor Ort verschraubt. Sie können
bei einem späteren Rückbau einfach wieder
demontiert werden.
Derzeit läuft der Zertifizierungsprozess
des innovativen Fundaments. Mit diesem
wird für die bereits genehmigte Windenergieanlage
eine Änderungsgenehmigung
beantragt. Der Rückbau der alten Windenergieanlage
ist für Frühjahr nächsten Jahres
geplant. Dann erfolgt auch der Baustart
der neuen Anlage, die im vierten Quartal
2023 ihren Betrieb aufnehmen soll. Die Nabenhöhe
beträgt 118 Meter, das Fundament
wird ein Gewicht von rund 800 Tonnen aufweisen.
13.400 Solarmodule auf einem
See: RWE nimmt ihre erste
schwimmende Photovoltaikanlage
in Betrieb
• Innovatives Floating-Solarprojekt in den
Niederlanden mit einer installierten Leistung
von 6,1 Megawatt Peak
• RWE baut ihr niederländisches Erneuerbare-Energien-Portfolio
weiter aus
(rwe) RWE, eines der weltweit führenden
Unternehmen für Erneuerbare Energien,
hat ihr erstes schwimmendes Photovoltaikprojekt
(PV) in Betrieb genommen. Die Anlage
besteht aus rund 13.400 Solarmodulen,
die auf einem See in der Nähe des Kraftwerks
Amer in Geertruidenberg in der niederländischen
Provinz Nordbrabant zu Wasser
gelassen wurden. Die innovative Anlage
hat eine installierte Leistung von 6,1 Megawatt
Peak (MWp). Die schwimmende
PV-Anlage ist die neueste von insgesamt drei
Solaranlagen am Kraftwerk Amer.
Roger Miesen, CEO von RWE Generation
und Country Chair für die Niederlande: „Mit
dem Solarpark Amer zeigen wir, dass wir
konventionelle Anlagenstandorte in wegweisende
Projekte verwandeln können, die
innovative Lösungen für ein nachhaltiges
Energiesystem fördern. Die Niederlande
sind einer der strategischen Kernmärkte von
RWE und wir werden weiterhin zur Energiewende
im Land durch den Ausbau Erneuerbaren
Energien sowie mit CO 2 -freien, flexiblen
Kapazitäten beitragen.“
Die schwimmende PV-Anlage wurde auf
einem Kühlwassersee realisiert. Da der See
seit vielen Jahrzehnten nicht mehr zu diesem
Zweck genutzt wird und keine direkte
Verbindung mit dem nahe gelegenen Fluss
Amer besteht, ist er ideal geeignet. Um zu
verhindern, dass die Module – etwa bei starkem
Wind – abtreiben, sind sie an 52 Betonblöcken
verankert, die auf dem Grund des
Sees liegen. Jeder Block wiegt 4,6 Tonnen.
Insgesamt wurden 25 Kilometer Kabel verlegt,
um den erzeugten Strom zum Ufer zu
bringen und ins Netz des Kraftwerks einzuspeisen.
Solarpark Amer
Im Jahr 2018 realisierte RWE die erste Phase
des Solarparks Amer und installierte über
2.000 PV-Module mit 0,5 MWp Leistung auf
dem Dach des Kraftwerks. 2021 hat RWE die
Kapazität mit PV-Freiflächenanlagen weiter
erhöht. Die insgesamt 5.760 Module sind
seit letztem Sommer in Betrieb. Mit der Inbetriebnahme
des schwimmenden Projekts
erhöht sich die Gesamtkapazität des Solarparks
Amer von 0,5 auf rund 9 MWp. Der
vom Solarpark Amer erzeugte Ökostrom
entspricht umgerechnet dem jährlichen
Stromverbrauch von etwa 2.300 niederländischen
Haushalten.
Nachhaltiges Wachstum
in den Niederlanden
Neben dem Solargeschäft ist RWE in den
Niederlanden auch im Bereich Onshore-Wind
gut aufgestellt. Derzeit betreibt das
Unternehmen in den Niederlanden Onshore-Windparks
mit einer Gesamtleistung von
mehr als 330 Megawatt (RWE-Anteil). In
den letzten zwei Jahren sind vier neue
Onshore-Windparks mit mehr als 115 Megawatt
Leistung ans Netz gegangen oder befinden
sich kurz vor der vollständigen Inbetriebnahme.
LL
ww.rwe.com (222471152)
LL
www.rwe.com (222471200)
13.400 Solarmodule auf einem See: RWE nimmt ihre erste schwimmende Photovoltaik anlage
in Betrieb
vgbe energy journal 8 · 2022 | 11

Members´News
Fit für die Zukunft: Trianel
Gaskraftwerk Hamm wird
Wasserstoff-ready und erhält
Leistungsupgrade
• Große Revision des GuD-Kraftwerks im
September und Oktober
(trianel) Seit 15 Jahren ist das Trianel Gaskraftwerk
Hamm zuverlässig in Betrieb und
erzeugt in zwei Kraftwerksblöcken mit je
420 MW genügend Strom, um 1,8 Mio.
Haushalte zu versorgen. Es ist damit eines
der modernsten Gas- und Dampfturbinenkraftwerke
in Deutschland und zeichnet
sich durch hochflexible und emissionsarme
Stromerzeugung aus.
Damit dies so bleibt, wird das Kraftwerk im
Jubiläumsjahr im Rahmen einer großen Revision
technisch überprüft. Rund 100 Spezialisten
von Trianel und Siemens sind ab
September zwei Monate lang im Schichtbetrieb
im Einsatz und inspizieren genauestens
den aus Dampfturbine, Generator und
Gasturbine bestehenden Turbinenstrang.
Zusätzlich wird jeder Kraftwerksblock so
ertüchtigt, dass die Leistung auf 440 MW
gesteigert wird. Darüber hinaus wird ebenfalls
daran gearbeitet, zukünftig auch Wasserstoff
einzusetzen.
„Mit den jetzt vorgesehenen Maßnahmen
bereiten wir das Gaskraftwerk auf die kommenden
Jahre vor“, erklärt Dr. Martin
Buschmeier, Geschäftsführer der Trianel
Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co. KG. „Nach
dem Tausch des Generators und der Ertüchtigung
der Gasturbine kann die Anlage noch
flexibler eingesetzt und die Emissionen weiter
reduziert werden. Das „Advanced Turbine
Efficiency Package (ATEP)“ sorgt dafür,
dass das Kraftwerk ein Hardware-Upgrade
erhält und künftig noch effizienter und
nachhaltiger Strom erzeugen kann“.
Darüber hinaus wird mit der Ertüchtigung
der Gasturbine das Trianel Gaskraftwerk
Hamm für die Wasserstoff-Zukunft vorbereitet.
„Wir freuen uns, nicht nur einen wichtigen
Beitrag zur Versorgungssicherheit
leisten zu können, sondern bereits heute die
ersten Schritte hin zur Klimaneutralität im
Jahr 2045 zu gehen“, ergänzt Dr. Buschmeier.
„Gaskraftwerke werden als Brücke zu
den Erneuerbaren Energien noch über Jahre
unverzichtbar sein. Mit den jetzt getroffenen
Maßnahmen wird ein wichtiger Schritt
getan, das Kraftwerk auch mit Wasserstoff
zu betreiben. Das ist ein erster signifikanter
Schritt nach vorn“.
Bereits im August haben vorbereitende
Maßnahmen stattgefunden, die den Transport
der Großkomponenten vom Datteln-Hamm-Kanal
zum Kraftwerksstandort
ermöglichen. Hierfür ist unter anderem am
Kanal in Höhe der Frielinghauser Straße ein
Kranplatz errichtet worden.
Fit für die Zukunft: Trianel Gaskraftwerk Hamm wird Wasserstoff-ready
und erhält Leistungsupgrade
Im September und Oktober 2022 werden
im ersten Kraftwerksblock der bestehende
Siemens-Generator gegen einen generalüberholten
Generator derselben Baureihe
getauscht und ein neuer Rotor in die Gasturbine
eingebaut. „Aufgrund ihrer Größe und
ihres Gewichts müssen die einzelnen Komponenten
mit schweren Geräten transportiert
werden,“ fügt Dr. Buschmeier hinzu.
„Dafür werden Schwertransporte – vorwiegend
in den Nachtstunden – nötig. Und dennoch
wird es wohlmöglich Verkehrsstörungen
geben. Hier bitten wir um Unterstützung
der betroffenen Bürgerinnen und Bürger.“
Die im ersten Block ausgebauten Teile werden
anschließend in den Siemens-Werken
generalüberholt und ertüchtigt. Die optimierten
und flexibleren Komponenten erhalten
so einen zweiten Lebenszyklus und
werden im Frühjahr im Zuge der Revision
des zweiten Kraftwerksblocks wieder nach
Hamm transportiert und dann im zweiten
Block zum Einsatz kommen.
LL
www.trianel-hamm.com (222471148)
Erste Trianel Windparks blinken
nur noch nach Bedarf
• Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung
befreit Anwohner von nächtlichen Lichtsignalen
(trianel) „Die Umsetzung der sogenannten
bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ist
mit der ersten Inbetriebnahme der entsprechenden
Transponder-Technologie im Trianel
Windpark Wennerstorf (Niedersachsen)
erfolgreich gestartet. Im Laufe des Jahres
werden elf der 13 Windparks der Trianel
Erneuerbare Energien und alle neun Windparks
der Trianel Onshore Windkraftwerke
und mit der neuen Technik ausgestattet“,
stellt Dr. Markus Hakes, Geschäftsführer der
Trianel Onshore Kraftwerke GmbH & Co. KG
und Trianel Erneuerbaren Energien GmbH
& Co. KG fest.
Bis Ende 2022 müssen alle Windkraftanlagen
in Deutschland, die nicht in unmittelbarer
Nähe von Flughäfen stehen, mit der sogenannten
bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung
(BNK) ausgestattet werden. Mit
Hilfe einer Sensorentechnik kommunizieren
die Windanlagen mit herannahenden Flugzeugen.
Die Windanlagen senden nur noch
optische Signale, wenn Flugzeuge in der
Nähe der Anlagen sind. Dies wird das nächtliche
Dauerleuchten beenden und damit die
oft als störend empfundenen Lichtsignale
auf ein Minimum beschränken. „Die Umsetzung
der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung
kann erheblich zu Akzeptanz der
Windkraft in Deutschland beitragen. Darum
freuen wir uns, erste Nachbarn unserer
Windparks vom Dauerleuchten befreien zu
können und gleichzeitig allen Sicherheitsanforderungen
nachzukommen“, so Dr.
Markus Hakes weiter.
Für die Kommunikation zwischen Flugzeug
und Windkraftanlage setzt Trianel
Transponderlösungen der Hersteller Light:-
Guard und Lanthan SafeSky ein. Das System
nutzt die Signale, die die in Luftfahrzeugen
eingebauten Transponder aussenden. Eine
auf dem Maschinenhaus einer Windkraftanlage
im Windpark angebrachte Antenne
empfängt die Transpondersignale und sendet
diese an einen Server. Ein Schnittstellenmodul
steuert die roten Warnsignale der
Windkraftanlage. In den meisten Nächten
werden die Windkraftanlagen in Zukunft
dunkel bleiben, da die Hinderniskennzeichnung
nur noch bei kleinen Luftfahrzeugen
wie Rettungs- oder Polizei-Hubschraubern
oder gegebenenfalls auch bei Passagierflug-
12 | vgbe energy journal 8 · 2022

Members´News
zeugen eingeschaltet wird. Die Trianel
Windparks Uckley und Spreeau in Brandenburg
können wegen ihrer Nähe Flughafen
Berlin Brandenburg BER aus Sicherheitsgründen
die bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung
nicht einführen. Die noch in der
Entwicklung befindlichen Windprojekte der
Trianel Erneuerbare Energien werden direkt
mit der neuen Technik ausgestattet.
„Die bundesweite Umsetzung dieses wichtigen
Vorhabens benötigt allerdings deutlich
mehr Zeit als zunächst geplant. Hintergrund
sind insbesondere Verzögerungen bei der
luftfahrtrechtlichen Zulassung der bedarfsgesteuerten
Nachtkennzeichnung als auch
Materialengpässe. Umso mehr freuen wir
uns, bereits erste Anlagen umgerüstet zu
haben und bei anderen Anlagen je nach Genehmigungslage
auch bald nachziehen zu
können“, erläutert Tobias Ruof, Technischer
Leiter der Trianel Erneuerbare Energien
GmbH & Co. KG. Bei der Umsetzung der genehmigungsrechtlichen
Fragen und der Koordination
setzt Trianel auf die Zusammenarbeit
mit den Projektentwicklern ABO
Wind AG, JP JOULE GmbH, Ebert Erneuerbare
Energien Wind GmbH & Co. KG, Enertrag
Windstrom GmbH und Fronteris Energie
GmbH, mit denen die Windparks auch
realisiert wurden.
LL
www.trianel-erneuerbare.de
(222471317)
Vattenfall: Weltweit erster
Offshore Wasserstoff-Cluster in
den Niederlanden geplant
(vattenfall) In der Zukunft wird unser Energiebedarf
immer mehr aus Wind und Sonne
gedeckt werden. Da nichts so veränderlich
ist wie das Wetter, ändert sich auch die Menge
an Strom, die Wind und Sonne liefern
können, ständig. Wie gehen wir damit um?
Wie können wir dafür sorgen, dass Angebot
und Nutzung von Energie so gut wie möglich
aufeinander abgestimmt sind? Vattenfall
setzt dabei auf die Produktion von Wasserstoff
auf der Nordsee.
Im Herbst wird bekannt gegeben, welches
Unternehmen das Projekt Hollandse Kust
West realisieren darf. BidManager Daan
van Eijkel gab ein Angebot für einen Teil
dieses Windparks, Bauabschnitt VII, ab.
Wenn Vattenfall die Ausschreibung für „seinen“
Bauabschnitt gewinnt, wird das Unternehmen
dort den weltweit ersten Wasserstoff-Cluster
als Teil eines Offshore Windparks
aufbauen. Dabei werden drei Windturbinen
mit Elektrolyseuren ausgestattet.
Der von ihnen erzeugte Wasserstoff wird
über eine Pipeline in den Hafen von Rotterdam
geleitet und dort in das Wasserstoffnetz
eingespeist. Über ein Netzwerk von
Leitungen wird der Wasserstoff dann zu den
Verbrauchern transportiert, so wie dies
auch mit Erdgas geschieht.
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vgbe energy journal 8 · 2022 | 13

Members´News
Produktion an der Quelle
Zwar gibt es verschiedene Pläne für Wasserstofffabriken
an Land, aber für die Offshore-Produktion
ist dies noch nicht der Fall.
Laut Catrin Jung, Head of Offshore Wind, ist
genau das eine absolut logische Weiterentwicklung.
„Die Produktion von Wasserstoff
an der Quelle bietet nicht nur finanzielle,
sondern auch praktische Vorteile.“ Jung erwartet,
dass die Offshore-Wasserstoffproduktion
umweltfreundlichen Wasserstoff zu
wettbewerbsfähigen Preisen liefern wird.
Darüber hinaus wird dadurch der Druck auf
die überlasteten Stromnetze an Land verringert.
Wasserstoff wird ein sehr wichtiger Bestandteil
des Energiemixes für die fossilfreie
Energieversorgung sein. Dies ist für den weiteren
Übergang zu nachhaltiger Energieversorgung
und im Zuge der zunehmenden
Elektrifizierung absolut unabdingbar.
Autonome Wasserstoffturbinen
Zu Beginn dieses Jahres erhielt Vattenfall
von den schottischen Behörden Zuschüsse
für die Entwicklung der weltweit ersten
Wasserstoff-Produktionsanlage an einem
Windkraftrad vor der Küste Aberdeens. Bei
Hollandse Kust West will Vattenfall den
nächsten Schritt gehen und mehrere Wasserstoffturbinen
miteinander verbinden.
Jung sagt: „Wasserstoff wird in der Zukunft
eine sehr wichtige Rolle spielen. Die Erfahrungen,
die wir in Schottland mit der Produktion
auf See sammeln, können wir bei
Hollandse Kust West in größerem Maßstab
nutzen. Damit ist der Park ein weiterer wichtiger
Schritt auf dem Weg zur kommerziellen
Wasserstoffproduktion.“
In dem aus drei Turbinen bestehenden
Wasserstoff-Cluster werden Container auf
speziellen Plattformen platziert. Diese Container
enthalten Elektrolyseur-Module,
Transformatoren und Batterien. Gemeinsam
ermöglichen die Container die Umwandlung
des in den Windenergieanlagen
erzeugten Stroms in Wasserstoff. Der Cluster
wird eine Gesamtleistung von 45 MW
haben. „Wir wollen zeigen, dass der nächste
Schritt bereits in Reichweite ist und wir in
großem Umfang Wasserstoff auf See erzeugen
können“, sagt van Eijkel. „Mit dem ‚Insel
Modus‘ werden Wasserstoffturbinen im Laufe
der Zeit autonom, und wir benötigen dafür
keinen Anschluss an das Stromnetz.“
Wasserstoff, Energieträger der Zukunft
Wasserstoff ist ein Gas, das sich ohne Kohlendioxidemissionen
in Elektrizität umwandeln
lässt und auch in Bereichen eingesetzt
werden kann, in denen Emissionen nur
schwer reduziert werden können, etwa weil
dort mit sehr hohen Temperaturen gearbeitet
wird. Durch Elektrolyse, das heißt, einen
Prozess, bei dem Wasser unter Strom gesetzt
Besuch bei der Großwärmepumpe von Wien Energie am Kraftwerksstandort Simmering.
Foto v.l.n.r.: Peter Weinelt (Stv. Generaldirektor Wiener Stadtwerke), Peter Hanke (Stadtrat),
Robert Habeck (Deutscher Vizekanzler), Leonore Gewessler (Klimaschutzministerin),
Michael Strebl (Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung), Michael Klor-Berchtold
(Deutscher Botschafter in Österreich). Foto: Wien Energie/Christian Hofer
wird, können Sauerstoff und Wasserstoff
voneinander getrennt werden. Wenn der
Wasserstoff anschließend wieder mit Sauerstoff
zusammengebracht wird, wird Energie
freigesetzt. Und dies völlig ohne Emissionen,
denn das einzige Abfallprodukt ist Wasser.
Der große Vorteil von Wasserstoff ist,
dass man ihn speichern kann.
Die Speicherung ist derzeit die größte Herausforderung
für die Solar- und die Windenergie:
Diese Energieformen müssen nach
ihrer Erzeugung sofort genutzt werden. Will
man sie dennoch speichern, werden dazu
sehr teure Batterien benötigt. Grüne Energie
lässt sich allerdings auch in Wasserstoff umwandeln.
Das entstandene Gas kann dann
transportiert und später wieder mit Sauerstoff
in Verbindung gebracht werden und so
Energie erzeugen, wenn sie benötigt wird.
So können Elektrizitätsüberschüsse genutzt
werden und es kann sichergestellt werden,
dass auch in Mangelzeiten ein ausreichendes
Angebot besteht.
Über Hollandse Kust West
Vor der Küste der Niederlande entstehen in
den kommenden Jahren mehrere neue
Windparks. Der erste ist Hollandse Kust
West. Dieses Projekt besteht aus zwei Teilen,
Bauabschnitt VI und Bauabschnitt VII, wobei
Bauabschnitt VII vor allem hinsichtlich
der Systemintegration beurteilt wird: Dabei
geht es um Pläne das Energiesystem der Zukunft
möglichst optimal aufeinander auszurichten.
Vattenfall beteiligt sich an der Ausschreibung
für beide Bauabschnitte. Nach
dem Sommer wird bekannt gegeben, wer
den Zuschlag für den Bau erhält.
LL
www.vattenfall.de (222471142)
Wien Energie: Habeck-Besuch
im Kraftwerk Simmering:
Fachgespräche bei Wiener
Großwärmepumpe
(wien-energie) Im Zuge des Österreich-Aufenthalts
des deutschen Vizekanzlers Robert
Habeck besuchte dieser gemeinsam mit der
Klimaschutzministerin Leonore Gewessler,
Stadtrat Peter Hanke und Wiener Stadtwerke-Generaldirektor-Stv.
Peter Weinelt die
Großwärmepumpe von Wien Energie am
Kraftwerksstandort Simmering. Die Anlage,
die seit 2019 in Betrieb ist und eine Leistung
von 27 Megawatt thermisch hat, ist die größte
Wärmepumpe Österreichs und eine der
stärksten Großwärmepumpen Mitteleuropas.
Seit Produktionsbeginn hat die hochmoderne
Anlage mehr als 445.000 Megawattstunden
umweltfreundliche Wärme erzeugt und dabei
rund 150.000 Tonnen CO 2 gespart. Das entspricht
dem Wärmebedarf von umgerechnet
mehr als 55.000 Wiener Haushalten.
„Die Großwärmepumpe am Kraftwerksstandort
Simmering ist ein Vorzeigebeispiel
für klimafreundliche Wärmeversorgung. Wir
freuen uns daher besonders, dass der Besuch
dieser Anlage Teil des internationalen Austausches
ist. Nur mit Kooperationen und Dialog
auch über die Ländergrenzen hinweg
schaffen wir es raus aus der Abhängigkeit von
fossilem Erdgas und rein in die Klimaneutralität“,
ist Michael Strebl, Vorsitzender der
Wien Energie-Geschäftsführung, überzeugt.
14 | vgbe energy journal 8 · 2022

Members´News
Wien hat Roadmap für „Raus aus Gas“
Wie dieser Weg raus aus der fossilen Abhängigkeit
aussehen kann, hat Wien Energie
vergangenen Herbst mit einer Studie aufgezeigt.
Diese zeichnet den Weg der Bundeshauptstadt
zur Klimaneutralität 2040 vor.
Ein besonderer Fokus liegt dabei auf dem
Wärmesektor, der vor großen Herausforderungen
steht. In den nächsten 18 Jahren
müssen alle Gasthermen sukzessive durch
erneuerbare Alternativen ausgetauscht werden.
In Wien hat die Fernwärme besonders
viel Potenzial: Schon heute versorgt Wien
Energie über 440.000 Haushalte und 7.800
Gewerbekunden mit Fernwärme. Bis 2040
sollen etwa 56 Prozent des Wärmebedarfs in
Wien über Fernwärme gedeckt werden. Dafür
baut Wien Energie die Fernwärme aus
und stellt diese sukzessive auf erneuerbare
Quellen um.
Fernwärme aus Kühlwasser und anderen
Abwärmequellen
Um die Fernwärme klimaneutral zu machen,
setzt Wien Energie neben der Müllverbrennung
vor allem Geothermie und Großwärmepumpen
wie jene am Kraftwerkstandort
Simmering. Die Besonderheit dieser
Großwärmepumpe ist, dass sie schon aus
geringen Temperaturen Wärme gewinnen
kann: Schon 6 °C reichen aus, um Wärme
von 95 °C zu erzeugen. Als Wärmequelle
wird bei der Großwärmepumpe in Simmering
das Kühlwasser der Kraftwerksanlagen
genutzt, in das nicht mehr nutzbare
Abwärme aus den Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
abgeleitet wird. Zusätzlich kann
auch die Umgebungswärme des in unmittelbarer
Nähe liegenden Donaukanals als Wärmequelle
verwendet werden. Wien Energie
baut bereits an der nächsten Großwärmepumpe:
Bei der ebswien Kläranlage in Simmering
entsteht derzeit eine der größten
Großwärmepumpen Europas, die ab 2027
über 100.000 Wiener Haushalte mit grüner
Wärme versorgen kann.
LL
www.wieenergie.at (222471126)
OMV und VERBUND: Inbetriebnahme
PV-Anlage Schönkirchen
(verbund) VERBUND und OMV erweitern
die bestehenden Flächen-Photovoltaikanlage
um 3,898 MWp auf eine Gesamtleistung
von 15,32 MWp und erzielen eine Einsparung
von insgesamt rund 14.000 Tonnen
CO 2 pro Jahr (im Vergleich zu fossiler
Stromproduktion mit Kohle).
Die OMV, das internationale, integrierte
Öl-, Gas- und Chemieunternehmen mit Sitz
in Wien, und VERBUND, Österreichs führendes
Energieunternehmen und einer der
größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in
Europa, haben den weiteren Ausbau der Flächen-Photovoltaikanlage
auf dem OMV Areal
in Schönkirchen/Niederösterreich in Betrieb
genommen. Das Projekt wird zu gleichen
Teilen von OMV und Verbund getragen.
Auf einer OMV eigenen Deponiefläche von
13,3 Hektar (133.200 m²) in Schönkirchen/
Niederösterreich geht nun eine Flächen-Photovoltaikanlage
mit einer Gesamtleistung
von 15,32 MWp in Betrieb. Die somit
jährlich produzierte Menge von 15,84
GWh wird zur Abdeckung des OMV Eigenstrombedarfs
eingesetzt und mittels Solarenergie
klimafreundlich erzeugt.
In der 1. Ausbaustufe erzeugten gesamt
34.600 verbaute PV-Module in einer Ost-
West Ausrichtung 12,10 GWh Sonnenstrom,
was in etwa dem Jahresstromverbrauch von
3.400 Haushalten entspricht und umgerechnet
rund 10.000 Tonnen CO 2 spart. Diese
bestehende Anlage wurde um weitere 8.568
PV-Module ergänzt. Damit steigt die Gesamtleistung
auf 15,32 MWp bei einer Erzeugung
von 15,84 GWh, was dem Jahresstromverbrauch
von rund 5.000 Haushalten
entspricht und zusätzlich 4.000 Tonnen CO 2
pro Jahr einspart.
„Gemeinsam mit VERBUND nehmen wir
nun den Ausbau der Flächen-Photovoltaikanlage
in Schönkirchen/Niederösterreich in
Betrieb. Unserer OMV Strategie 2030 folgend,
unterstützen wir so das Ziel unser Solar-
und Windkraftgeschäft für den Eigenbedarf
auf mindestens 1 TWh auszubauen“,
Wilhelm Sackmaier, Geschäftsführer OMV
Austria Exploration & Production GmbH.
„Die VERBUND-Strategie 2030 sieht ein
deutliches Wachstum im Bereich der erneuerbaren
Energien vor, mit dem Ziel, bis 2030
rund 20-25 % der Gesamterzeugung aus
Photovoltaik und Onshore-Wind zu erreichen“,
so Martin Wagner, Geschäftsführer
VERBUND Energy4Business. „Mit der Inbetriebnahme
der zweiten Ausbaustufe setzen
wir gemeinsam einen weiteren Schritt Richtung
Energiewende!“
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vgbe energy journal 8 · 2022 | 15

Members´News
Karl Gruber, Managing Director of Wien Energie. Austria’s largest power plant is getting
reinforcements: Wien Energie is putting a new assistance system for power plant tours into
operation at the Simmering power plant. A robot equipped with artificial intelligence,
affectionately called “Energy Dog” by the employees, is now making its rounds around the power
plant site. The Energy Dog is the first robot dog of its kind in Europe to be deployed in the
regular operation of a power plant, where it will autonomously report malfunctions. Equipped
with numerous special cameras and sensors, the robot contributes to the security of supply of
more than 800,000 households in Vienna. (Wien Energie/Max Kropitz)
European premier: High-tech
robotic dog makes power station
work safer
(wien-energie) Reinforcement for Austria’s
largest power station: Wien Energie has
launched a new support system for inspections
at its Simmering power station. A robot
equipped with artificial intelligence, fondly
referred to by personnel as EnergyDog, has
started making inspections on the power
station site. EnergyDog is the first robotic
dog of this kind in use in Europe during the
routine operations of a power station and
will in future autonomously report technical
faults. Equipped with numerous special
cameras and sensors, this robot will be contributing
to the security of supply for more
than 800,000 households in Vienna. “Our
EnergyDog provides high-tech support at
the power station and highlights the innovative
strength of Wien Energie. This special
device will be the first in Europe to be deployed
in routine operations in a power station.
The EnergyDog learns from its human
colleagues, stores important knowledge and
makes everyday operations for our personnel
easier and safer. This allows them to focus
all their expertise on complex tasks,”
explains Wien Energy General Manager,
Karl Gruber.
Support on four paws
The pace of digitalisation and efforts to
manage the energy transition are having a
major impact on professional roles in the
energy sector. With the aid of new technologies,
employees will in future be relieved of
routine tasks so that the available resources
can be used to tackle more complex tasks
and solutions. Automation has also found its
way into the power station sector. The job of
site inspectors, for example, will in the long
term be taken over by this robotic dog with
its sensitive digital ‘nose’. This will take
some of the burden off power station personnel,
who are in high demand due to generation
change and a potential lack of specialists.
The EnergyDog will not however be
replacing any staff. On the contrary, it will
be providing them with high-tech support.
A smart dog never barks
without good reason
The smart robotic dog is the output of a
research project financed by the Wiener
Stadtwerke’s Innovation Fund. It was implemented
jointly by Boston Dynamics with the
company Smart Inspection acting as an implementation
partner. The robot is currently
still in training and is being fed with knowledge
about operational systems by Wien
Energie experts. Using the data collected by
the robot, mathematical models will be developed
and its artificial intelligence will
learn how the systems operate under normal
conditions. This smart dog doesn’t bark
without good cause. It spots any deviations
at an early stage and immediately reports
these to the control centre. From spring
2023, EnergyDog will be in use around the
clock performing the inspection tours of the
various systems regularly needed at the site.
EnergyDog as a guard dog and pioneer
The EnergyDog robot is equipped with numerous
sensors, including a thermal-imaging
camera as well as acoustic and olfactory
sensors. These special sensors not only make
it easier for power station personnel to manage
day-to-day work but also improve occupational
safety and quality assurance levels
at the power station. In around 90 minutes,
this digital support system checks the site
equipment, identifies at an early stage any
potential sources of risk, such as gas leaks,
and therefore considerably boosts employee
safety It will no longer be necessary for
them to enter hazardous areas during incidents.
Instead, with the aid of EnergyDog,
they can safely and precisely localise technical
faults and subsequently resolve them.
Wien Energie is Europe’s first power station
operator to routinely deploy a robotic dog in
the operational area of a power station.
Innovation and good ideas
for the future of energy
EnergyDog is not the first digital innovation
at this power station. Augmented reality
is already in use here. Data glasses provide
engineers at Wien Energie’s power stations
with immediate access to relevant real-time
data related to a particular system so
that they can evaluate the current situation.
This means that any data needed, as well as
detailed instructions on operational parameters
or in order to identify faults, can be
accessed, all of which dramatically speeds
up the relevant processes.
LL
www.wienenergie.at (222471128)
16 | vgbe energy journal 8 · 2022

Industry News
Industry
News
Company
Announcements
ANDRITZ liefert Rauchgasreinigungssystem
mit Trocken- und
Halbtrockenverfahren für eine
Müllverbrennungsanlage in
Schwandorf, Deutschland
(anritz) Der internationale Technologiekonzern
ANDRITZ erhielt vom Zweckverband
Müllverwertung Schwandorf (ZMS) den
Auftrag für die Nachrüstung des Rauchgasreinigungssystems
an einer Ofenlinie bei der
kommunalen Müllverbrennungsanlage in
Schwandorf, Deutschland. Die Inbetriebnahme
der Anlage ist für Mitte 2024 geplant.
Der Lieferumfang umfasst den Austausch
des gesamten Reaktor- und Filtersystems,
des Lager- und Zufuhrsystems für das Reagens
sowie des Produktaustragsystems.
ANDRITZ wird für Engineering, Lieferung,
Montage und Inbetriebnahme des Turbo-
Sorp Circulating Dry-System (CDS) verantwortlich
sein.
Die Nachrüstung des Rauchgasreinigungssystems
der Linie 4 soll die Verfügbarkeit der
Anlage erhöhen, verlässliche und ausreichende
Energie für Industrie und Haushalte
in der Umgebung liefern und eine sichere
Müllentsorgung für die kommunalen Körperschaften
der Region bei gleichzeitiger
Einhaltung der sehr strengen deutschen
Emissionsgrenzwerte sicherstellen.
Der Zweckverband Müllverwertung
Schwandorf (ZMS) betreibt eine kommunale
Müllverbrennungs-anlage, die zurzeit aus
vier Linien besteht und rund 450.000 Jahrestonnen
Abfall aus der Region verwertet.
Als Teil eines großen Neugestaltungsprojekts
namens „Triphönix“ für den gesamten
Standort wird ZMS in einem ersten Schritt
das Rauchgasreinigungssystem in der Verbrennungslinie
4 austauschen.
LL
www.andritz.com (222471043)
ANDRITZ liefert Rauchgasreinigungssystem mit Trocken- und Halbtrockenverfahren für eine
Müllverbrennungsanlage in Schwandorf, Deutschland . (Foto: MVA Schwandorf)
Siemens Energy and Air Liquide
form a joint venture for the
European production of renewable
hydrogen electrolyzers
(s-e, a-l) Siemens Energy and Air Liquide
announce the creation of a joint venture
dedicated to the series production of industrial
scale renewable hydrogen electrolyzers
in Europe. With two of the global leading
companies in their field combining their expertise,
this Franco-German partnership
will enable the emergence of a sustainable
hydrogen economy in Europe and foster a
European ecosystem for electrolysis and hydrogen
technology. Production is expected
to begin in the second half of 2023 and
ramp-up to an annual production capacity of
three gigawatts by 2025.
Air Liquide will take 25.1 percent, and Siemens
Energy will hold 74.9 percent of the
joint venture, which creation remains subject
to approval of the competent authorities.
This joint venture will be headquartered
in Berlin. The joint venture multi-gigawatt
factory that produces electrolysis modules
(“stacks”) would be also located in the
German capital, as announced earlier this
year. This factory will supply stacks to both
Groups for their respective broad range of
customers and to serve the rapidly growing
market. Based on proton exchange membrane
(PEM) electrolysis technology, these
stacks will feature a high degree of efficiency
and are ideally suited to harvest volatile
renewable energy. In addition, Air Liquide
and Siemens Energy have agreed to dedicate
R&D capacities to the co-development of the
next generation of electrolyzer technologies
within the framework of the partnership.
The strategic partnership will benefit from
a portfolio of hydrogen projects combining
both Air Liquide and Siemens Energy’s pipelines,
targeting large industrial-scale hydrogen
projects in collaboration with customers.
This will create a solid basis for the required
rapid ramp-up of electrolysis capacities
and thus is expected to make competitive
renewable hydrogen available sooner.
One of the first projects is the Air Liquide
Normand’Hy electrolyzer project, with a capacity
of 200 megawatts (MW) expected in
the first phase, located in Normandy, France.
The assembly of the electrolyzer systems for
this project is planned to be made in France.
“We want to be a driving force in hydrogen
technology,” said Christian Bruch,
CEO, and President of Siemens Energy AG.
“To make green hydrogen competitive, we
need serially produced, low-cost, scalable
electrolyzers. We also need strong partnerships.
Together with Air Liquide as a pioneer
in hydrogen for over 50 years, we look
forward to implementing innovative solutions
and collaborating to shape this new
hydrogen market.”
François Jackow, Chief Executive Officer of
Air Liquide, said: “The creation of this Franco-German
joint venture is a major step towards
the emergence of a leading European
renewable and low-carbon hydrogen ecosystem.
By scaling up the production of large
scale electrolyzers, Air Liquide and Siemens
Energy will be able to provide their customers
with access to large amounts of competitive
renewable hydrogen and to decarbonize
their activities. In line with its Sustainable
Development strategy, Air Liquide is more
than ever committed to making hydrogen a
vgbe energy journal 8 · 2022 | 17

Industry News
driving force of the energy transition and of
the fight against global warming.”
The partners have and will apply for “large
projects” funding under the EU’s Innovation
Fund, Green Deal, and Important Project of
Common European Interest (IPCEI)-scheme
for hydrogen, funded by the European Governments.
LL
www.siemens-energy.com
www.airliquide.com (222471449)
Windstrom für
1,8 Millionen Menschen:
Siemens Energy erhält
bisher größten
Netzanbindungs-Auftrag
• Schlüsselfertige Errichtung und Service
der Netzanbindungs-Systeme BorWin4
und DolWin4
• Grüner Windstrom für
etwa 1,8 Millionen Menschen
• Größter Auftrag über Offshore-
Netzanbindung in der Geschichte
von Siemens Energy
• Kernkraftwerk Emsland gibt
Netzkapazität für Windenergie frei
(s-e) Zwei neue Stromverbindungen stellen
die Weichen für mehr Windenergie im deutschen
Netz: DolWin4 und BorWin4 werden
bis zu 1,8 Gigawatt (GW) grünen Windstrom
aus mehreren Windparks in der deutschen
Nordsee verlustarm an Land transportieren.
Sie werden damit den Bedarf einer
Großstadt wie Hamburg mit 1,8 Millionen
Einwohner*innen decken können. Die Amprion
Offshore GmbH hat nun Siemens Energy
mit der Lieferung der notwendigen Technik
für die Konverterstationen ihrer ersten
Netzanbindungs-Projekte beauftragt. Der
Auftragswert für Siemens Energy bewegt
sich im hohen dreistelligen Millionen-Euro-Bereich
und ist damit der größte Offshore-Netzanbindungs-Auftrag,
den das Unternehmen
bis jetzt erhalten hat.
„Der Anteil erneuerbarer Energien an der
deutschen Stromversorgung soll bis zum
Jahr 2030 auf 80 Prozent steigen. Der Bau
neuer Windkraftanlagen ist wichtig, aber
letztlich sinnlos, wenn die Energie nicht die
Verbraucher erreicht. Wir müssen daher
auch in unser Stromnetz investieren, um das
Land zuverlässig mit nachhaltiger Energie
versorgen zu können“, sagt Tim Holt, Mitglied
des Vorstandes bei Siemens Energy.
Der Lieferumfang von Siemens Energy besteht
insgesamt aus zwei Konverter-Plattformen
auf dem Meer und zwei dazugehörigen
Stationen an Land. Die Plattformen wandeln
den Wechselstrom, wie er von den
Windturbinen produziert wird, in Gleichstrom
um. Anschließend wird der Gleichstrom
für den Transport an ein sog. Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel
(HGÜ-Kabel) übergeben. Eine zweite Konverter-Station
an Land wandelt den Strom
dann wieder in Wechselstrom zurück. Nur
so können die großen Energiemengen den
Weg von rund 215 km (DolWin4) und 280
km (BorWin4) ohne nennenswerte Verluste
(verlustarm) zurücklegen. Die beiden Anbindungen
werden weitestgehend parallel
zueinander installiert und sollen beide 2028
in Betrieb gehen. BorWin4 würde so sogar
ein Jahr früher als ursprünglich geplant ans
Netz gehen.
Da das Übertragungsnetz in der niedersächsischen
Küstenregion durch zahlreiche
Windparks bereits stark ausgelastet ist, liegen
die Anschlusspunkte für die Verbindungen
weit im Binnenland. Siemens Energy
wird die Land-Konverter-Stationen in der
Nähe der Amprion-Umspannanlage Hanekenfähr
in Lingen im südlichen Emsland errichten.
Der Netzknotenpunkt schließt bislang
das Kernkraftwerk Emsland an das
Übertragungsnetz an, welches Ende 2022
abgeschaltet werden soll. DolWin4 und Bor-
Win4 werden die dadurch entfallende Erzeugungskapazität
durch 1,8 GW Offshore-Windenergie
ersetzen.
Siemens Energy wird neben der Lieferung
der Technik auch die komplette Wartung der
Anlage für zunächst zehn Jahre übernehmen.
Sämtliche Hochspannungsbetriebsmittel
für die beiden Anschlusssysteme, wie
etwa die Konverter-Technologie, Transformatoren
oder Schaltanlagen, wird Siemens
Energy in Europa fertigen. Der spanische
Konsortialpartner Dragados Offshore S.A.
verantwortet den Bau sowie die Offshore-Installation
der zugehörigen Plattformen. Der
Bau erfolgt in der Werft des Unternehmens
in Cádiz, Spanien.
Neun der derzeit insgesamt 15 HGÜ-Netzanbindungsprojekte
in der deutschen
Nordsee nutzen die Technologie von Siemens
Energy. Großbritannien möchte bis
2030 durch Offshore-Windenergie sogar so
viel grüne Energie erzeugen, dass damit
jeder Haushalt im Land mit Strom versorgt
werden kann. Der Länderverbund gab vor
Kurzem in der bisher größten Vergaberunde
von Differenzverträgen den Weg für fünf
weitere Offshore-Windparkprojekte frei.
Vier dieser Projekte sollen nach den derzeitigen
Plänen der Betreiber mit Netzanbindungssystemen
von Siemens Energy ausgestattet
werden. Zuletzt konnte Siemens
Energy im Juli den Auftrag über die Netzanbindung
des Offshore-Windparks East
Anglia Three verbuchen. Nach Inbetriebnahme
soll der 1,4GW-Windpark rund eine
Millionen Haushalte mit grünem Strom
versorgen.
LL
www. siemens-energy.com (222471451)
Rolls-Royce commissions test
bench for MTU hydrogen
engines for climate-neutral
power supply
• Next step towards Net Zero ambition: MTU
gas engines become hydrogen-capable
• 10 million euro invested in test bench
modernization, hydrogen infrastructure
and environmental protection measures
at Augsburg site
(r-r-mtu) Rolls-Royce has commissioned its
first in-house test stand for mtu hydrogen
engines at its Augsburg site. “This marks another
milestone on the road to climate-neutral
products for energy supply,” explained
Andreas Schell, CEO of Rolls-Royce’s Power
Systems division, during the official commissioning
in Augsburg. Over the past year
and a half, the company has invested around
ten million euros at Rolls-Royce Solutions in
Augsburg in test bench modernization, hydrogen
infrastructure and other measures as
part of its ‘Net Zero at Power Systems’ climate
protection program.
Rolls-Royce had announced in 2021, as
part of its ‘Net Zero at Power Systems’ sustainability
program, that it would realign its
product portfolio so that by 2030, sustainable
fuels and new mtu technologies can
achieve greenhouse gas emissions reduction
of 35 percent compared to 2019. The company
is now already successfully operating an
mtu fuel cell system, has released its power
generation gensets for sustainable fuels such
as HVO (hydrotreated vegetable oils), and is
developing electrolyzers to produce green
hydrogen. The mtu gas engine portfolio is
being prepared for hydrogen as a fuel, thus
enabling a climate-neutral energy supply.
“To reduce CO 2 emissions in electricity
supply, renewable, often decentralized, energy
sources are needed to generate electrical
energy on a much larger scale than today.
In conjunction with these renewable
sources, we see hydrogen as an essential
energy carrier of the future. That is why we
are doing everything we can to gradually
bring our mtu gensets and CHP units based
on the Series 500 and 4000 gas engines to
market for operation with a hydrogen blending
of 25 % by volume (H2) and more and
for operation with up to 100 % by volume,”
said Dr. Otto Preiss, Rolls-Royce Power Systems
Chief Technology Officer and COO.
The Power Systems division of Rolls-Royce
has set itself strict targets for reducing
greenhouse gas emissions in its own operations
as part of its climate protection program:
With ambitious interim targets for
2030, the company aims to be climate neutral
worldwide by 2050, and in Germany as
early as 2045. “The environmental protection
measures now implemented at Rolls-
Royce Solutions in Augsburg will benefit
both the company and the city of Augsburg,”
18 | vgbe energy journal 8 · 2022

Industry News
Den aufstrebenden LNG-Sektor hat beispielsweise
Herose seit langem im Fokus –
und er gewinnt nach Erkenntnissen des Unternehmens
an Bedeutung. Allerdings müssen
Armaturen bei Flüssiggas, um den Unternehmen
Erfolg zu bescheren, hohe Anforderungen
erfüllen. „Transportfahrzeuge für
tiefkalt verflüssigtes Erdgas sind durch häufiges
Befüllen, Transport und Entladung am
Zielort größten Belastungen ausgesetzt“,
erläutert Herose. Außerdem sind bei der
LNG-Lagerung Betriebsdauer und Arbeitsleistung
sowie Sicherheit und Zuverlässigkeit
zentral. Für die Betankung mit LNG
würden ebenfalls leistungsfähige Armaturen
benötigt.
Emerson hat den LNG-Markt ebenfalls im
Blick. Das Unternehmen liefert Automatisierungs-
und Steuerungslösungen für die Gasförderung,
Verflüssigungsanlagen, Transport,
Regasifizierungsterminals sowie Pipelines
und möchte „zu mehr Energieeffizienz,
reduzierten Emissionen, mehr Produktion
und Nutzung erneuerbarer Energien und
saubereren Kraftstoffen beitragen“, betont
Emerson Automation Solutions. Das Unternehmen
entwickelt automatisierte Ventile
für den kryogenen Einsatz.
Rolls-Royce has commissioned its first in-house test stand for mtu hydrogen engines at its
Augsburg site. The company gradually brings mtu gensets and CHP units based on the Series
500 and 4000 gas engines to market for operation with a hydrogen blending of 25 percent by
volume (H2) and more and for operation with up to 100 percent by volume.
explained Tobias Schnell, Managing Director
of Rolls-Royce Solutions Augsburg
GmbH. These included, for example, feeding
residual industrial electricity into the
public grid or using waste heat from the test
stands to air-condition buildings. At the
Augsburg site, (bio-)gas engines and, in the
future, hydrogen engines are developed and
tested, and gas engine-based systems are
built and maintained, which are used, for
example, in combined heat and power
plants to generate electricity and heat.
LL
www.mtu-solutions.com (222471054)
valveworld: LNG als
neuer Hoffnungsträger
(valeworld) LNG gibt bereits seit Jahren kräftig
Gas und erfährt aktuell einen kräftigen
Boom. Denn der Konflikt mit Russland führt
in den westlichen Industrieländern zu einer
stärkeren Diversifizierung der Energie. Hierbei
wird Flüssiggas als neuer Hoffnungsträger
eine Schlüsselrolle spielen – und Armaturen
werden eine Hauptrolle übernehmen.
Im Februar 2022 brach eine neue Zeitrechnung
an. „Russlands unprovozierter Angriff
auf die Ukraine ist vor allem eine humanitäre
Katastrophe, hat aber auch eine große
Energieversorgungs- und Sicherheitskrise
ausgelöst“, erklärt Keisuke Sadamori, Director
for Energy Markets and Security der International
Energy Agency (IEA). Die Furcht
vor einer Gasknappheit geht in den Industrieländern
um, LNG soll sie lindern.
Neue LNG-Rekorde
sind absehbar
Bereits im Januar 2022 haben die europäischen
Importe von Flüssigerdgas laut ICIS
LNG Edge, Global LNG Hub, mit mindestens
8,1 Mio. Tonnen ein monatliches Rekordhoch
erreicht. Insgesamt gibt es 37 LNG-Terminals
in Europa, davon 26 in der EU. Europaweit
gibt es damit eine Regasifizierungskapazität
von rund 243,6 Mrd. Kubikmetern
pro Jahr.
Nach dem Beginn des Krieges in der Ukraine
werden nun weitere, rund 20 LNG-Projekte
angeschoben – neue Rekorde beim
LNG-Import sind absehbar. Zwei Importterminals
für flüssiges Erdgas sind etwa für
Deutschland angedacht. Sie könnten nach
Angaben des Bundesministeriums für Wirtschaft
und Klimaschutz bis zu 20 Prozent
des jährlichen Gasverbrauchs in Deutschland
decken. Die Terminals und entsprechende
Produktionsstätten sollen zur Versorgungssicherheit
beitragen – benötigen
aber hohe Investitionssummen, die auch in
entscheidende Komponenten wie zum Beispiel
Armaturen und Antriebe fließen.
Hohe Anforderungen bei Armaturen
In technischer Hinsicht erfordern Produktions-
und Transportvorgänge in der Regel
präzise Kontrollen von Druck und Temperatur,
eine hohe Anlagenzuverlässigkeit und
Systeme, die Prozessvariabilität und -verluste
minimieren. „Emerson unterstützt
LNG-Produzenten dabei, durch die Anwendung
von Digitalisierung, fortschrittlichen
Prozesssteuerungsstrategien und Anlagenleistungslösungen
effizientere Abläufe zu
ermöglichen“, erläutert das Unternehmen.
Explosionsschutz und Zertifizierung
Die Armaturen der müller co-ax ag werden
beispielsweise im Schiffsantrieb und bei der
Rückverflüssigung auf LNG-Tankern eingesetzt.
Die Bedingungen beim LNG sind herausfordernd.
Denn das Erdgas wird bei einer
Temperatur von ca. -162°C flüssig. Zudem
werden hohe Anforderungen an die Sicherheit
gestellt – wenn das LNG verdampft,
entsteht ein explosives Gas. „Unsere Ventile
erfüllen die Richtlinien zum Explosionsschutz
und sind ATEX-zertifiziert“, erklärt
das Unternehmen.
LNG würde auch als alternativer Kraftstoff
für Schifffahrt, Lkw und Schiene besser verfügbar.
Letztendlich ist dieser Weg „eine
Übergangstechnologie, aber auch Wegbereiter
zum Beispiel für die Anwendung von
synthetischem LNG“, sagt Herose. Denn ein
Terminal kann auch als Umschlagsplatz
bzw. Lagerort für synthetisches Erdgas genutzt
werden, wie etwa Power-to-Gas. „Über
den Umweg Erdgas könnte die bestehende
Infrastruktur erhebliche Mengen Windenergie
speichern und verteilen. Ein fossiler
Energieträger wird klimaneutral“, so das
Unternehmen. Kohlenstoff im Methan würde
bei der Synthese von Wasserstoff der Umgebung
entnommen. „Es gelangt kein weiteres
CO 2 aus den fossilen Speichern in die
Atmosphäre. Erdgasleitungen und -speicher
sind schon da, keine neuen Hochspannungsleitungen
sind notwendig.“
vgbe energy journal 8 · 2022 | 19

Industry News
Investitionsoffensive rechnet sich
Essentiell für LNG-Anlagen sind Sicherheitsventile,
die beispielsweise LESER fertigt.
Das Unternehmen betont die entscheidende
Bedeutung dieser Ventile. Denn bei
LNG wird Erdgas auf -162 Grad Celsius abgekühlt
und verflüssigt. Durch Erwärmung
entstehen aber Überdrücke, die eine Absicherung
nötig machen. „Über die ganze Lieferkette
bestehen unterschiedliche Anforderungen
an die Überdruckabsicherung, die
durch geeignete Sicherheitsventilausführungen
– zum Beispiel kompakte Gewindeventile
oder aber technologisch herausfordernde
pilotgesteuerte Sicherheitsventile –
abgedeckt werden müssen“, erläutert LE-
SER. Notwendig sei es, auf die Bedarfe und
Anforderungen der einzelnen Prozessschritte
der LNG-Branche einzugehen und gegebenenfalls
Produkte weiterzuentwickeln.
Sicherheits-, Regel- und Absperrventile
der Armaturenbranche werden also dringend
für den boomenden LNG benötigt. Der
europäische Markt ist hier breit aufgestellt
– fernab jeglicher Abhängigkeiten. Und er ist
mit seinen Qualitätsprodukten bereit für die
massive Investitionsoffensive im Energiebereich
und im Speziellen bei LNG-Anlagen.
Eine Entwicklung, die sich für die Armaturenunternehmen
rechnen wird.
Vom 29. November bis 1. Dezember 2022
präsentieren sich die Key-Player der Industriearmaturenbranche
auf der VALVE WOR-
LD EXPO mit begleitender Konferenz in
Düsseldorf. Experten aus der ganzen Welt
nutzen das Düsseldorfer Messegelände als
internationalen Armaturengipfel, um hier
ihre Innovationen zu präsentieren und aktuelle
Forschungs- und Produktionsprozesse
zu diskutieren.
LL
www.valveworldexpo.de (222471453)
Voith und Digitalspezialist
Ray Sono bringen digitales
Serviceprodukt zum Anlagenmanagement
in der Kleinwasserkraft
auf den Markt
• Cloudbasierte Lösung „Hydro Pocket“
stellt Echtzeitdaten kleiner und mittelgroßer
Wasserkraftwerke direkt auf mobilem
Endgerät bereit
• Investoren und Betreiber können Performance
ihrer Anlagen durch intelligente
Digitalisierungslösung steigern
• Erster Kunde in Indonesien bereits überzeugt
von der neuen Lösung
(voith) Die Digitalisierung ist in keinem Bereich
des täglichen Lebens mehr wegzudenken.
Während andere technische Anlagen
bereits vom Smartphone aus steuerbar sind,
war dies in der Wasserkraft bisher nicht
möglich. Nun hat Voith, gemeinsam mit Digitalspezialist
Ray Sono, dafür eine Lösung
entwickelt. Durch Echtzeitdaten und intelligenten
Analysen können mit dieser schnellere
und bessere Entscheidungen getroffen
werden.
Hydro Pocket ist eine smarte All-in-One-
Lösung für kleine und mittelgroße Wasserkraftanlagen,
die Betreibern mehr Effizienz,
Flexibilität und Sicherheit verschafft. Mit
der cloudbasierten Lösung können diese die
Anlagendaten fortan „smart” managen.
Durch den transparenten Blick auf die Assets
und die Hilfe intelligenter Analyseverfahren,
können Wartungs- und Reparaturplanung
optimiert und Störungen oder ungeplante
Ausfälle reduziert werden. Das
Management der Anlage wird dadurch vereinfacht
und der Kommunikationsaufwand
reduziert.
„Die Anwendung lässt sich über ein übersichtlich
gestaltetes Dashboard intuitiv und
einfach bedienen und kann sowohl einzelne
Maschineneinheiten, komplette Anlagen
oder ganze Flotten abbilden. Diese sind
dann auf Computer, Smartphone oder Tablet
einsehbar“, erklärt Dr. Tobias Keitel,
Voith Hydro’s Chief Operations Officer.
Einzigartiger Entwicklungsprozess
Aktuell lassen sich auf dem Wasserkraftmarkt
drei Arten von Anbietern für digitale
Lösungen unterscheiden. Die sogenannten
OEM (Original Equipment Manufacturer)
bieten passend zu ihrer Hardware ergänzende
Produkte an, können zumeist jedoch keine
passgenaue Lösung bieten. Drittanbieter
liefern Retrofit-Lösungen, weisen jedoch
keine Fachexpertise vor. Auf die dritte Variante
der Eigenentwicklung können aufgrund
hoher Aufwände und Investitionsvolumina
wiederum oft nur sehr große Unternehmen
setzen.
„Bei Hydro Pocket wurden während des
Entwicklungsprozesses all diese Perspektiven
berücksichtigt. Während Voith rund 150
Jahre Erfahrung im Bereich der Wasserkaft
vorweist, konnten wir von Ray Sono unsere
Expertise in der Konzeption und Umsetzung
digitaler Anwendungen einbringen“, beschreibt
Ray Sono Vorstandsmitglied Sebastian
Krüger den Prozess.
Darüberhinaus wurde direkt am Indonesischen
Pilotprojekt Sion gearbeitet. Die wertvollen
Erkenntnisse daraus trugen maßgeblich
zur Erweiterung und Ausgestaltung der
Funktionen und Features bei. „Auf dem Weg
zur Marktreife wurde auf diese Weise, neben
dem Fokus auf User Experience, User
Interface und technische Stabilität der Anwendung,
auch das Feedback erster Kunden
berücksichtigt“, führt Krüger fort.
Einfache Installation
Hydro Pocket lässt sich auf individuelle
Bedürfnisse und Benutzergruppen anpassen,
ist gleichzeitig jedoch schnell zu installieren
und einfach zu konfigurieren. Der
Anwender erhält dazu ein Starterkit und
bringt die darin enthaltene Hardware am
Kraftwerk an. Voith übernimmt anschließend
die Konfiguration des Systems. Der
gesamte Prozess nimmt weniger als vier Wochen
Zeit in Anspruch.
Drei Säulen
Die drei Säulen, die das Produkt umfasst,
sind Überwachung, Analyse und Management
der Anlage. Auf diese Weise bietet es
Betreibern diverse Vorteile: Von der Notwendigkeit,
die Effizienz und Flexibilität zu
steigern, über die optimierte Nutzung der
Arbeitskräfte und den Wissenstransfer bis
hin zur Sicherheit und Modernisierung der
in die Jahre gekommenen Infrastruktur. Hydro
Pocket ist eine gesamtheitliche und zeitgemäße
Lösung, die einen optimalen Betrieb
eines kleinen oder mittelgroßen Wasserkraftwerks
garantiert.
„Neben der 12-MW-Anlage Sion in Indonesien,
die Hydro Pocket bereits seit März
2022 einsetzt, erproben bereits weitere
sechs Anlagen in Europa und Südostasien
die Lösung,“ so Keitel.
Über Ray Sono
Ray Sono, gegründet 1992, gestaltet die
digitale Welt von Unternehmen und Organisationen
unterschiedlichster Größen und
Branchen. Lokal, national und global. Im
Zusammenspiel von Strategie, Konzept, Design
und Technologie setzt der Digitalexperte
ambitionierte Ideen in greifbare digitale
Inhalte, Produkte und Services um. Diese
entwickelt Ray Sono im digitalen Ökosystem
seiner Kunden laufend weiter und sichert
einen reibungslosen Betrieb. Ray Sono
zählt führende Marken wie Audi, Austrian
Airlines, Bayern Tourismus, BMW, BSH
Hausgeräte, BVG, Deutsche Bahn, E.ON,
MAN, McDonald’s, Paul Hartmann, Telefónica,
Voith, WMF, Zeppelin u.v.m. zu
seinen Kunden.
L L www.voith.com (222471104)
20 | vgbe energy journal 8 · 2022

Industry News
Products and
Services
Sicherer Rohrverschluss im
KKW Gundremmingen
Der Rückbau der deutschen Kernkraftwerke
bleibt ein Jahrhundertprojekt, auch wenn
jetzt aufgrund der aktuellen Lage der Energiebranche
über eine möglichen Laufzeitverlängerung
der 3 noch bis zum Jahresende
laufenden KKW nachgedacht wird.
Ein Großteil der nötigen Arbeiten entspricht
weitgehend dem Rückbau von herkömmlichen
Industrieanlagen, mit viel Bauschutt
und Metallen als Endprodukt. Interessanter
wird es aber beim Rückbau des sogenannten
Kontrollbereiches in einem KKW,
wo aufgrund der Strahlenbelastung besondere
Sicherheitsvorkehrungen gelten. Alle
dort im Rückbau tätigen Personen müssen
sicherheitsüberprüft sein und einen gültigen
Strahlenpass haben, der nachweist, dass
ihre zulässige Jahresstrahlendosis nicht
überschritten wird.
Als KTA zertifiziertes Unternehmen verfügt
Bardenhagen Horneburg über Techniker,
die diese Voraussetzungen erfüllen, und
gelegentlich ergeben sich im Rückbau kleine,
aber schwierige Spezialprojekte, die von
Bardenhagen übernommen werden.
So haben Bardenhagen-Techniker schon
mehrfach bei Rohren, in denen kontaminierte
Medien waren, durch Rohrfrosten
den Austritt dieser Medien verhindert, so
dass die Rohre sicher abgetrennt und dann
entsorgt bzw. dekontaminiert werden konnten
(siehe hierzu Rohrfrosten im Rückbau
des KKW Brunsbüttel). Allerdings waren
diese Rohre vollständig gefüllt, denn ansonsten
ist ein Frosten mit Flüssigstickstoff
nicht möglich.
Beim laufenden Rückbau des KKW Gundremmingen
in Bayern ging es um das zuverlässige
Abdichten der senkrechten Gehäuserohre
der Lanzen der Kerninneninstrumentierung,
die in die Bodenkalotte des Reaktordruckbehälters
eingeschweißt sind und
damit zum Herzstück des KKW gehören. Die
Gehäuserohre enden im Steuerstabsantriebsraum
und sollen im Rahmen des Rückbaus
vorbereitend ca. 1,5 m unterhalb der
Bodenkalotte abgedichtet und anschließend
abgetrennt werden. Hier schied der Rohrverschluss
durch Rohrfrosten aus, da die
Gehäuserohre an der vorgesehenen Trennstelle
von außen nicht erreichbar sind. Eine
weitere Herausforderung bestand darin,
dass ein unkontrolliertes Austreten des kontaminierten
Wassers aus dem Reaktor von
bis zu 25 Liter pro Minute während des Abdichtprozesses
verhindert werden musste.
Bei einem Innendurchmesser von max. 40
mm der Lanzenrohre boten sich zum sicheren
Verschluss die bewährten Pop-A-Plug
Rohrstopfen der EST Group an, die in
Deutschland exklusiv von Bardenhagen vertrieben
werden, zumal die Vorgabe des Betreibers,
den Rohrverschluss möglichst weit
oben durchzuführen, durch Zugstangen und
Verlängerungen bis zu 8 Meter ins Rohr hinein
umsetzbar war. Die Lanzenrohre sind
aus 1.4550 rost- und säurebeständigem
Stahl gefertigt – ein Standardmaterial der
Pop-A-Plugs, so dass ein sicherer Verschluss
z.B. auch bei Temperaturschwankungen gewährleistet
werden kann. Das Setzen der
Pop-A-Plugs erfolgte dabei „über Kopf“, d.h.
Setzwerkzeug und -gestänge werden von
unten nach oben in das Lanzenabschlussrohr
eingeführt und der Stopfen ca. 5 m
„tief“ im Rohr gesetzt.
Pop-A-Plug Rohrstopfen ist fertig vormontiert
am Setzgestänge (222470956)
Die Aufgabenstellung wurde zusätzlich
dadurch erschwert, dass auch während des
Setzvorgangs vor Ort kontaminiertes Medium
aus dem Lanzenrohr austreten kann
und damit die Gefahr einer unkontrollierten
Kontamination des Arbeitsbereiches
bestanden hätte.
Die Lösung, die Bardenhagen Spezialisten
aus dem Bereich Wärmetauscherservice
vorschlugen, bestand aus einer zusätzlichen
Abdichtung, die einen Austritt des Mediums
während des Setzvorganges weitestgehend
verhinderte, nämlich einer zusätzlichen auf
dem Stopfen montierten Kolbendichtung,
die das Medium „vor dem Stopfen her“ nach
oben schiebt.
Die Montage der Pop-A-Plug Rohrstopfen
wurde aufgrund der hohen Strahlenbelastung
von erfahrenen und speziell qualifizierten
Technikern der Framatome GmbH
durchgeführt, nach einer eingehenden Unterweisung
vor Ort in Gundremmingen
durch den Projektleiter von Bardenhagen.
Das ganze Projekt wurde überwacht von
Gutachtern des TÜV Süd sowie dem betriebszuständigen
Personal des KKW Gundremmingen,
so dass die Pop-A-Plugs jetzt auch
im Rahmen des Rückbau in anderen Kernkraftwerken
von RWE eingesetzt werden
können.
LL
www.bardenhagen.de (222470956)
ProPack: Eine Hybridpackung
als Problemlöser bei
der Armaturen-Abdichtung
Armaturen Packungen werden derzeit
überwiegend aus PTFE oder expandiertem
Grafit eingesetzt.
PTFE Packungen werden entweder aus geschältem
sPTFE-, das zur Vergrößerung der
Oberfläche gekämmt wird, oder aus ePTFE
Garnen geflochten. Der Werkstoff zeichnet
sich allgemein durch hohe Dichtleistung,
außergewöhnliche chemische Beständigkeit
und geringe Reibwerte aus.
Bekannt sind aber auch die Nachteile. Geringe
Rückfederrate und starke Neigung zur
Spaltextrusion. Ebenso negativ ist ein mehrfacher
thermischer Expansionswert in Relation
zum Gehäuse-, Spindel- und Bolzenwerkstoff
der Armatur. Beim Temperaturwechsel
in der Stopfbuchse, verändert sich
dadurch die aufgebrachte Kompression der
Packung durch die Stopfbuchsbrille sowohl
in eine Überlast bei Erwärmung, was zu Extrusion
führen kann, ebenso zu einem Nachlassen
der Kompression beim Abkühlen, was
zu Leckage führen kann. Wobei erstere Erscheinung
irreversibel ist, denn die Packung
wird, wenn sie einmal extrudiert ist, nicht
mehr in das Stopfbuchsgehäuse zurückkehren.
Bei Kälteanwendungen wird vermehrt
Leckage auftreten. Wenn die Packung bei
Aufwärmen sich wieder ausdehnt, kann sie
bei Raumtemperatur wieder dicht sein.
Ebenso häufig wird zur Abdichtung von
Armaturen expandierter Grafit verwendet.
In einem Kalanderverfahren wird dazu eine
Graphitfolie aus Graphitflocken erzeugt.
Diese werden dann in Streifen mit einer bestimmten
Länge zugeschnitten, axial aufgewickelt
und in einer Pressform zu Ringen
verdichtet. Die Lieferform ist überwiegend
ein endloser Ring, der über die Spindel
montiert wird.
Nachdem meist keinerlei Verstärkungen
im Querschnitt eingebaut sind, ist der Ring
vgbe energy journal 8 · 2022 | 21

News from Science & Research
ProPack: Eine Hybridpackung als Problemlöser bei der Armaturen Abdichtung
Diagramm thermische Ausdehnkoeffizienten
Um das Ziel der Klimaneutralität in Europa
bis 2050 zu erreichen, ist ein erheblicher
Ausbau der variablen erneuerbaren Stromerzeugung
erforderlich. Daher stehen die
europäischen Strom- und Energiesysteme
vor mehreren grenz- und sektorenübergreifenden
Herausforderungen, insbesondere
um diesen Übergang effektiv und effizient
zu ermöglichen. HydroConnect analysiert
dazu die Auswirkungen der Nutzung norwegischer
Wasserkraft und wie diese zum Ausgleich
variabler erneuerbarer Energiequellen
eingesetzt werden kann.
gegen Extrusion und Ausblasen weitestgehend
ungeschützt und fordert minimale
Spaltweiten und präzise Oberflächen der
Stopfbuchse. Die Dichtigkeit ist gering, wie
man auch aus dem Querschnittsbild ersehen
kann. Die Demontage des weichen Materials
ist aufwändig, weil der Ring wie bereits erwähnt
unverstärkt hergestellt wird.
Expandierter Grafit wird auch als Flechtgarn
zu Packung verarbeitet. Es hat Verstärkungsfäden
aus Baumwolle, Glas, Kohlefasern
oder dünnen Inconeldrähten. Die Packung
wird in üblichen Querschnitten als
Spulenware, aber auch vorgepresst als einbaufertiger
Packungsring, mit Schrägschnitt
zur leichteren Montage, hergestellt.
Expandierter Grafit hat einen thermischen
Ausdehnkoeffizient nahe dem der Werkstoffe
von Stopfbuchsgehäusen. Das Material ist
fast ähnlich chemisch beständig wie PTFE.
Hervorragend ist die Elastizität und Rückstellfähigkeit
dieses Werkstoffes.
Die Extrusionsfestigkeit der geflochtenen
eGrafit Packung hängt vom Verstärkungsmaterial
ab. Baumwolle dient als Beispiel in
erster Linie dazu das Garn auf Flechtmaschinen
verarbeitbar zu machen und geht bei
thermischer oder chemischer Belastung mit
einem beträchtlichen Volumenverlust verloren.
Als wirklicher Extrusionsschutz ist am
besten eine feine Inconeldrahtmatrix geeignet,
die das expandierte Grafitgarn engmaschig
umschließt und sich im weichen Grafit
einbettet.
Der Packungstyp A37 vereint die Vorteile
beider Materialien. Die Basis für das Flechtgarn
bildet ein dünner, rundlich geformter,
expandierter Graphitstrang, extrusionsgeschützt
durch eine Inconelmatrix. Eine
PTFE Imprägnierung und zusätzliche Ummantelung
erhöht die Dichtigkeit und senkt
den Reibwert.
verhindert den unerwünschten SlipStick
Effekt und erhöht die Dichtigkeit. Ein hoher
Grafitanteil trägt zu einem neutralen thermischen
Verhalten bei. Ebenso bleibt Grafit
flexibel und verhärtet nicht. Dadurch bleibt
die Packung über ihre Einsatzdauer mit geringer
Brillenkraft nachstellbar.
LL
www.propack.ag (222471001)
News from
Science &
Research
Norwegische Wasserkraft im
treibhausgasneutralen Europa:
Das Projekt HydroConnect
(iee-fhg) Wasserkraft ist ein wesentlicher
Bestandteil des norwegischen Energiesystems.
Im Rahmen des HydroConnect-Projekts
wird untersucht, ob und wie die norwegische
Wasserkraft einen Beitrag zum
Klimaschutz in Europa leisten kann. Hydro-
Connect ist ein Verbundprojekt vom Fraunhofer-Institut
für Energiewirtschaft und
Energiesystemtechnik IEE, der norwegischen
Forschungsorganisation SINTEF
Energy Research, der Norwegian University
of Science and Technology (NTNU) und
der University of Trento. HydroConnect
wird vom Norwegian Research Council
mitfinanziert.
Die Rolle norwegischer Wasserkraft
für den Klimaschutz
Die norwegischen Wasserkraftsysteme
verfügen über eine große Speicherkapazität
in bestehenden Wasserreservoiren. Basierend
auf den Ergebnissen des Projekts HydroBalance
und den Szenarien zum Energiesystem
aus dem Projekt openENTRANCE
bewertet HydroConnect die Auswirkungen
der norwegischen Wasserkraftsysteme auf
die Bereitstellung von Flexibilität für das
europäische Stromsystem. Ein besonderer
Fokus liegt hierbei auf den Treibhausgasemissionen
in Europa, den Strompreisen in
Norwegen und Europa sowie den Umweltauswirkungen
auf norwegische Stauseen
und Flüsse. Anhand verschiedener Szenarien
für die Entwicklung des Stromnetzes und
insbesondere der Interkonnektoren wird so
untersucht, ob norwegische Wasserkraft einen
wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz
in Europa leisten kann.
Das Fraunhofer IEE setzt hierfür Modellierungs-
und Optimierungswerkzeuge für die
mittel- bis langfristigen Szenarioentwicklungen
ein. „Konkret haben wir unser Energiesystemmodell
SCOPE Scenario Development
(SCOPE SD) genutzt, um relevante
europäische Energieszenarien für die norwegische
Wasserkraft zu entwickeln. Hierbei
verwenden wir unter anderem ein detailliertes
Wasserkraftmodell und untersuchen verschiedene
Szenariovarianten, um die Rolle
der Wasserkraft in zukünftigen europäischen
Energieszenarien zu analysieren und die
prägenden Unsicherheiten der Zukunft widerzuspiegeln“,
so Dr. Philipp Härtel, Leiter
des Projektes am Fraunhofer IEE.
Insgesamt hat das Projektteam 15 verschiedene
Szenarien analysiert. In einem
Die Verbindung beider Werkstoffe ergibt
eine Packung, die hervorragend in cryogenen-
wie auch Temperaturen am Limit von
PTFE abdichtet. Emissionstests nach VDI
2440 und unter Temperaturwechsel nach
EN15848 haben dies bestätigt. Der PTFE
Anteil reduziert den Reibwert von Grafit,
Überblick über den Aufbau der Szenariovarianten im HydroConnect-Projekt. (222471031)
22 | vgbe energy journal 8 · 2022

mittelfristigen Szenario, das für 2030 entwickelt
wurde, werden die Treibhausgasemissionen
im Vergleich zu 1990 um 55 Prozent
reduziert. In den langfristigen Szenarien für
2050 wird Europa als treibhausgasneutrales
System modelliert, sodass weniger Treibhausgase
produziert als vom System absorbiert
werden.
Die Abbildung von Multireservoir-Wasserkraftsystemen
in Europa basiert auf der internen
Datenbank des Fraunhofer IEE. Diese
umfasst die Wasserkraftwerks- und Reservoirparameter
von über 850 Wasserkraftsystemen
in Europa. Neben anlagen- und speicherspezifischen
Daten enthält die Datenbank
auch komplexe hydraulische Verbindungen
und Kopplungen individueller Becken
sowie Informationen über die grenzüberschreitende
Marktteilnahme. Die Parameter
der Wasserkraftsysteme in Norwegen
wurden in enger Abstimmung mit SIN-
TEF und auf Basis der vorhandenen detaillierten
Modelle aktualisiert.
Ergebnisse bieten Raum für weiterführende
Forschung
Eine der nächsten unmittelbaren Schritte
ist der Transfer der Ergebnisdaten aus dem
Energiesystemmodell SCOPE SD zu den
nachgelagerten Modellen bei SINTEF und
NTNU über die openENTRANCE-Nomenklatur.
Insbesondere werden die Ergebnisdaten
von SCOPE SD genutzt, um den Einsatz der
norwegischen Wasserkraft mit dem Modell
FanSI noch detaillierter zu analysieren.
Mit dem etablierten Modellaufbau und der
geschaffenen Modell-Verknüpfung ist es
möglich, neue Sensitivitäten auf Basis der
betrachteten Referenzfälle zu untersuchen.
In Anbetracht der aktuellen politischen Debatte
könnten zusätzliche Sensitivitäten in
Bezug auf Offshore-Energie-Inseln oder
künftige Wasserstoff- und E-Fuel-Importpreisunsicherheiten
neue Erkenntnisse liefern.
LL
www.forskningsradet.no/en/
www.iee.fraunhofer.de/de/projekte/suche/2022/hydroconnect.html
blog.sintef.com/sintefenergy/hydropower/hydroconnect-the-role-of-norwegian-hydropower-in-net-neutral-europe/
www.iee.fraunhofer.de/ (222471031)
GeoLaB: Zukunft
mit Geothermie
(kit-gfz) Lokal, emissionsfrei und grundlastfähig:
Die Geothermie gilt als ein essenzieller
Baustein der Energiewende. Mit GeoLaB,
einer neuen und einzigartigen Forschungsinfrastruktur
direkt im Untergrund wollen
das Karlsruher Institut für Technologie
(KIT), das Deutsche GeoForschungsZentrum
GFZ und das Helmholtz-Zentrum für
Umweltforschung UFZ nun die Forschung
beschleunigen und die Technologie für einen
breiten Einsatz vorbereiten. Das Projekt
soll entweder im Schwarzwald oder Odenwald
realisiert werden, die Helmholtz-Gemeinschaft
fördert mit 35 Millionen Euro.
Um Klimaneutralität zu erreichen und
gleichzeitig unabhängiger von Energieimporten
zu werden, eignet sich in den meisten
Regionen Deutschlands der Einsatz von
Tiefengeothermie. Wärme aus dem Untergrund
steht unabhängig von Jahres- und
Tageszeiten zur Verfügung, was die Geothermie
grundlastfähig macht. Zudem ist sie
erneuerbar, denn aufgrund der Temperaturverhältnisse
und der Transportprozesse
fließt Wärme in das Reservoir nach.
„Die Geothermie hat ein riesiges Potenzial.
Alleine in Deutschland könnten wir damit
ein Drittel des Gasbedarfs für unsere Wärme
ersetzen – und angesichts der Klimakatastrophe
und der geopolitischen Weltlage können
wir darauf nicht mehr verzichten“, sagt
Professor Holger Hanselka, Präsident des
KIT und Vizepräsident für den Forschungsbereich
Energie der Helmholtz-Gemeinschaft.
„Damit wir die dafür notwendigen
Technologien aber auch sicher nutzen können
und die Umweltauswirkungen minimal
bleiben, werden wir die Geothermie nun
mithilfe von GeoLaB entsprechend weiterentwickeln.“
Experimente direkt im Untergrund
Mit der neuartigen Großforschungsinfrastruktur,
dem Geothermal Laboratory in the
Crystalline Basement, kurz GeoLaB, sollen
grundlegende Fragen der Reservoirtechnologie
und Bohrlochsicherheit von Geothermieanlagen
direkt im Untergrund erforscht
werden. Dazu fahren die Projektpartner der
Helmholtz-Gemeinschaft gemeinsam mit
externen Partnern unter Führung des KIT
ein neues Bergwerk im Schwarzwald oder
Odenwald auf. Nach dem Ausbau wird ein
etwa ein Kilometer langer Stollen zu Kavernen
führen. Vor dort aus werden in diesem
weltersten Untertage-Forschungslabor für
Tiefengeothermie kontrollierte Hochfluss-Experimente,
also Strömungsversuche
im Gestein mit für die Geothermie relevanten
Fließraten, unter einer möglichst dicken
Gesteinsschicht von circa 400 Metern
durchgeführt.
News from Science & Research
MEORGA
MSR-Spezialmessen
Prozess- u. Fabrikautomation
Fachmesse für
Prozess- und Fabrikautomation
Messtechnik
Steuerungstechnik
Regeltechnik
Automatisierungstechnik
Prozessleitsysteme
+ 36 begleitende Fachvorträge
Der Eintritt zur Messe
und die Teilnahme an den
Fachvorträgen ist für die
Besucher kostenlos.
Wirtschaftsregion Rhein-Ruhr
Bochum
26.10.2022
8.00 bis 16.00 Uhr
RuhrCongress Bochum
Stadionring 20
44791 Bochum
BESUCHER-
REGISTRIERUNG
erforderlich für Einlass-Code
Meorga
Messen
2023:
Leverkusen
Hamburg
Ludwigshafen
Landshut
www.meorga.de
26.04.2023
21.06.2023
13.09.2023
18.10.2023
MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach
Telefon vgbe 06838 energy 8960035 journal - info@meorga.de
8 · 2022 | 23

News from Science & Research
Als gemeinsame Forschungsinfrastruktur
der Forschungsbereiche Energie sowie Erde
und Umwelt investiert die Helmholtz-Gemeinschaft
35 Millionen Euro in GeoLaB als
strategische Ausbauinvestition. Zur Errichtung
von GeoLaB geht das KIT (als koordinierendes
Helmholtz-Zentrum und stellvertretend
für die Partner GFZ und UFZ) mit
der Bundesgesellschaft für Endlagerung
GmbH (BGE) eine Kooperation ein.
Mit der Beteiligung der BGE sollen Synergien
zwischen den beiden großen gesellschaftlichen
Aufgaben, Energiewende und
nukleare Endlagerung, genutzt werden. Die
bergbaulichen Kompetenzen zur Errichtung
des GeoLaB sollen auch der BGE zugänglich
gemacht werden. Es wird am Standort aber
kein Endlager errichtet, dafür wäre eine unruhige
Geologie wie im oder am Oberrheingraben
auch nicht geeignet. Die BGE möchte
vielmehr grundsätzliche Erfahrungen und
Kompetenzen beim Auffahren eines Bergwerkes
im kristallinen Gestein aufbauen.
Grundlagenforschung und
ein rascher Wissenstransfer
„Mit dem Untertage-Labor betreten wir
wissenschaftliches Neuland und bringen die
Geothermieforschung weltweit einen entscheidenden
Schritt weiter“, sagt Professor
Oliver Kraft, Vizepräsident für Forschung
des KIT. „Durch modernste Methoden sind
wir in der Lage, thermische, hydraulische,
chemische und mechanische Parameter zu
erfassen. Auf diese Weise erlangen wir ein
grundlegendes Verständnis der geothermischen
Transportprozesse und werden auch
einen wesentlichen Beitrag zur Sicherheitsforschung
für die Geothermie leisten.“
Mit Hinblick auf einen raschen Transfer
der Forschungsergebnisse in die praktische
Anwendung fügt die wissenschaftliche Vorständin
des Deutschen GeoForschungsZentrum
GFZ, Professorin Susanne Buiter, hinzu:
„Die Hitze aus der Tiefe ist ein Bodenschatz,
den wir noch nicht ausreichend erforscht,
geschweige denn in eine Nutzung
gebracht haben. Wir brauchen hierfür aber
nicht nur die Daten, sondern auch rasche
Genehmigungsverfahren und einen offenen
Dialog mit Bürgerinnen und Bürgern. Auch
hier wird die Forschung in GeoLaB wichtige
Beiträge leisten und ein wissensbasiertes
Vorgehen ermöglichen. So könnten unterschiedliche
Formen der Geothermie bald in
vielen städtischen Räumen einen großen
Beitrag zur Wärmewende leisten.“
Forschung hilft Risiken zu minimieren
Dass die Geothermie in Deutschland bislang
nur punktuell zum Einsatz kommt, liegt
unter anderem an der Sorge von Bürgerinnen
und Bürgern vor künstlich verursachten
Erdbeben. „Diese treten vor allem bei einer
unsachgemäßen Injektion von Fluiden in
ein Reservoir auf“, sagt Professor Thomas
Kohl vom Institut für Angewandte Geowissenschaften
(AGW) des KIT und wissenschaftlicher
Koordinator des Projekts.
Grundsätzlich sei die Anwendung von solchen
Enhanced Geothermal Systems (EGS)
aber notwendig, um das große Potenzial der
Geothermie standortunabhängig auch in
Regionen mit kristallinem Grundgebirge
wirtschaftlich nutzbar zu machen. Diese Gesteinsschichten
besitzen das größte Potenzial
für die Geothermie und sind für die zukünftige
Energiesicherheit elementar.
Meistens könne die notwendigen Fließraten
dort aber nur durch entsprechende Ertüchtigungsmaßnahmen
erreicht werden,
erläutert der Experte. „Eine entscheidende
Aufgabe der Forschung mit dem GeoLaB
wird es deshalb sein, das Verständnis induzierter
Seismizität zu verbessern und Maßnahmen
zur Verhinderung experimentell zu
demonstrieren“, so Kohl. Er erwarte, dass
die Experimente im GeoLaB das Wissen
über die komplexen Prozesse im Kristallingestein
unter erhöhten Fließraten wesentlich
erweitern. Die Erkenntnisse wären dann
auch auf andere kristalline Reservoire weltweilt
übertragbar.
Anwendungsnahe Forschung
mit modernen Methoden
GeoLaB werde auch deshalb gezielt im
kristallinen Untergrund errichtet, so Professor
Ingo Sass, Leiter der Sektion Geoenergie
am GFZ und Professor für Angewandte Geothermie
an der TU Darmstadt:, „Weil wir
wissen, dass die überwiegende Anzahl der
deutschen Großstädte diesen Gesteinstyp in
mit Bohrungen erreichbarer Tiefe haben.
Die Transferwirkung von GeoLaB kann daher
von enormer Bedeutung für die Wärmewende
in den Ballungsräumen sein.“
„Mit GeoLaB wollen wir auch neue Maßstäbe
für die Digitalisierung von Untertagelaboren
setzen“, sagt Professor Olaf Kolditz
vom Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung
– UFZ. „Mit einem digitalen Zwilling
(Virtual GeoLaB) wird es eine moderne Datenhaltung
kombiniert mit integrierten Prozessmodellen
geben, um Experimente besser
planen, auswerten und in die Zukunft
schauen zu können. Dabei kommen auch
Methoden der virtuellen Realitäten zum
Einsatz, die sich schon in anderen Untertagelaboren
bewährt haben – auch damit die
komplexen Vorgänge untertage sichtbar und
verständlich werden.“
GeoLaB als Investition in die Zukunft
„Der Einsatz und die Entwicklung modernster
Beobachtungs- und Auswertemethoden
mit dem GeoLaB wird die sichere
und ökologisch nachhaltige Nutzung der
Geothermie und des unterirdischen Raumes
für Generationen prägen“, sagt die technische
Koordinatorin von GeoLaB, Professorin
Eva Schill, die das Geoenergie-Cluster am
Institut für Nukleare Entsorgung (INE) des
KIT leitet und sich auch mit der TU
Darmstadt in GeoLaB engagiert. „Als interdisziplinäre
und internationale Forschungsplattform
wird GeoLaB in Kooperation mit
unseren Forschungspartnern, der Industrie
und den Fachbehörden Synergien erzeugen
und Maßstäbe in der Forschung setzen.“
Mit GeoLaB wird außerdem die Ausbildung
einer neuen Generation von Forschenden
sowie Technikerinnen und Technikern
sichergestellt, wofür bereits unterschiedliche
Maßnahmen in Planung sind. Außerdem
werden umfangreiche Partizipationsmöglichkeiten
für Bürgerinnen und Bürger
geschaffen. Diese können beispielsweise
gemeinsam mit den Bürgerinnen und Bürgern
sowie Interessengruppen der Region in
einem Co-Design Prozess erarbeitet und umgesetzt
werden.
Als „Die Forschungsuniversität in der
Helmholtz-Gemeinschaft“ schafft und vermittelt
das KIT Wissen für Gesellschaft und
Umwelt. Ziel ist es, zu den globalen Herausforderungen
maßgebliche Beiträge in den
Feldern Energie, Mobilität und Information
zu leisten. Dazu arbeiten rund 9 800 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter auf einer breiten
disziplinären Basis in Natur-, Ingenieur-,
Wirtschafts- sowie Geistes- und Sozialwissenschaften
zusammen. Seine 22 300 Studierenden
bereitet das KIT durch ein forschungsorientiertes
universitäres Studium
auf verantwortungsvolle Aufgaben in Gesellschaft,
Wirtschaft und Wissenschaft vor.
Die Innovationstätigkeit am KIT schlägt die
Brücke zwischen Erkenntnis und Anwendung
zum gesellschaftlichen Nutzen, wirtschaftlichen
Wohlstand und Erhalt unserer
natürlichen Lebensgrundlagen. Das KIT ist
eine der deutschen Exzellenzuniversitäten.
LL
www.geolab.kit.edu (222471504)
24 | vgbe energy journal 8 · 2022

News from Science & Research
Anmeldung & Programm
LIKAT-Forscher und APEX entwickeln
eine Wasserstoff-Batterie
(l-ik) Chemiker am Leibniz-Institut für Katalyse,
LIKAT, entwickelten gemeinsam mit
der Firma Apex ein katalytisches System,
das Wasserstoff chemisch speichert und in
hochreiner Form beliebig wieder abgeben
kann. Auf dieser Basis könnten in Zukunft
Anlagen nach dem Prinzip einer Batterie jederzeit
und überall Wasserstoff spenden,
z.B. um Brennstoffzellen zu betreiben. Die
Forschungsgruppe von Dr. Henrik Junge
veröffentlichte ihre Erkenntnisse im Fachjournal
NATURE ENERGY. Die Rede ist dort
u.a. von einer „bemerkenswerten Aktivität“
des Katalysators sowie von einer „außergewöhnlichen“
Effizienz der chemischen Reaktionen.
Tatsächlich kann diese Arbeit das weltweite
Bemühen, Öl und Gas als Energierohstoffe
abzulösen und CO 2 -neutrale Prozesse zu
nutzen, einen guten Schritt voranbringen.
Denn Wasserstoff ist als künftige Basis für
den Energiesektor zwar mittlerweile akzeptiert,
wie Dr. Henrik Junge erläutert, allerdings
ist seine Speicherung immer noch
problematisch. Wasserstoff ist in Gegenwart
von Sauerstoff explosiv und als Gas unter
normalen Bedingungen flüchtig und von
geringer Dichte, weshalb führende Forschungslabore
vor allem chemische Wege
seiner Speicherung erkunden.
Workshop
Öl im Kraftwerk 2022
10. und 11. November 2022
Bedburg
Ameisensäure als Speichermedium
Dr. Duo Wei, Postdoktorand am LIKAT in
Rostock, verwendete als Speichermedium
für Wasserstoff Ameisensäure und ihre Salze,
sogenannte Formiate. Bereits vor einem Jahr
beschrieben die Rostocker Chemiker im
Fachjournal CHEMICAL SCIENCE, wie sie
mittels Kohlendioxid aus der Luft und der
Aminosäure CONTACT L-Lysin & katalytisch REGISTRATION Wasserstoff
in Formiaten
FACHLICHE
speichern.
KOORDINATION
Dr. Junge: „Natürlich
wäre es elegant, wenn wir im selben System
den Stephanie Wasserstoff Wilmsen
bei Bedarf wieder freisetzen
können, t +49 201 um 8128 ihn zu 244 nutzen.“ Genau
das ist mit
e kissy@vgbe.energy
der aktuellen Arbeit gelungen.
Den Katalysator, der all die notwendigen
chemischen TEILNEHMER
Reaktionen ermöglicht, entwickelten
die Chemiker auf der Basis eines
Diana Ringhoff
Mangan-Komplexes, er kommt also, anders
als bei t den +49 meisten 201 8128 bisherigen 232 Hydrierungen
üblich, e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
ohne Edelmetall aus. Es gibt
weitere Vorzüge, wie der Direktor des LI-
KAT, Prof. AUSSTELLUNG
Dr. Matthias Beller, erläutert.
Normalerweise wird bei der Rückgewinnung
von Angela Wasserstoff Langen aus Formiaten das zur
Speicherung t +49 verwendete 201 8128 Kohlendioxid 310 wieder
frei. e „Wir angela.langen@vgbe.energy
hingegen halten das CO 2 dauerhaft
in unserem Reaktionssystem fest.“
Der Trick besteht darin, dass die Forscher
das COvgbe 2 an eine energy gewöhnliche e. V. Aminosäure
binden, Deilbachtal die in der Natur 173 und | 45257 in uns selber Essen | Deutschland
vorkommt.
WEBSITE
w https://t1p.de/vgbe-OEKW2022
FACHLICHE KOORDINATION
Anna-Maria Mika
t +49 201 8128 268
e vgbe-oil-pp@vgbe.energy
ANMELDUNG & INFORMATIONEN
Diana Ringhoff
t +49 201 8128 232
e vgbe-oil-pp@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 8 · 2022 | 25

Power News
Hohe Ausbeuten von
90 bzw. 80 Prozent
Das neu entwickelte Reaktionssystem folgt
dem Prinzip einer elektrischen Batterie, mit
dem Unterschied, dass anstelle von elektrischem
Strom Wasserstoff genutzt wird. Eine
solche Batterie wird also einmal zu Beginn
mit CO 2 aus der Luft befüllt. Sie kann dann
den Zyklus der Hydrierung (H2-Speicherung)
und Dehydrierung (H2-Freisetzung)
mehrmals durchlaufen, wobei stets neuer
Wasserstoff in den Speicher geladen wird.
Unter anderem die hohen Ausbeuten dieses
Prozesses – mehr als 90 Prozent für die
H2-Speicherung und 80 Prozent H2-Freisetzung
– hebt ein Kommentar hervor, mit dem
das Journal NATURE ENERGY solche bahnbrechenden
Entwicklungen üblicherweise
bewerten lässt. Die Kommentatorin Sheri
Lense beeindruckte an dem Resultat ihrer
Rostocker Kollegen die „bemerkenswerte
Aktivität“ des Katalysators und eine „außergewöhnlich
hohe Gesamt-TON“ (TON =
turnover number, Umsatzzahl) noch nach
zehn Ladungszyklen.
Ein Verfahren auf dieser Basis wird seinen
vollen Charme künftig vor allem dann entfalten,
wenn der zu speichernde Wasserstoff
aus erneuerbaren Quellen der Region
kommt, etwa Windkraft oder Photovoltaik.
Henrik Junge: „Solche Quellen sprudeln ja
nicht kontinuierlich. Deshalb braucht die
Wasserstoffwirtschaft auf grüner Basis große
Speicherkapazitäten, vorzugsweise chemischer
Art, auch lokal vor Ort.“
Patentantrag mit APEX Group
Das alles ist Grundlagenforschung, wie Dr.
Junge betont, doch in hohem Maße geeignet,
Wirtschaft und Energiesektor mit klimaneutralen
Verfahren transformieren zu
helfen. Hinzu kommt, dass die Chemie Kohlendioxid
in der Atmosphäre zunehmend als
Rohstoffquelle erkennt, Ausgangsstoff für
vielfältige nützliche Produkte, wie Henrik
Junge sagt.
Für die praktische Nutzung ihrer Erkenntnisse
wird die Kooperation des LIKAT mit
der APEX Group sorgen. Dr. Peter Sponholz,
Leiter für Forschung und Entwicklung bei
APEX zählt zum fünfköpfigen Autoren-Team
des NATURE ENERGY-Papers. Der Antrag zu
einem gemeinsamen Patent, das von APEX
angemeldet wurde, läuft gerade.
LL
www.catalysis.de (222471506)
Power
News
eurelectric Why electricity is key
to solving the current climate
and energy crises
(eurelectric) Electrification is the solution to
the biggest crises facing us today – climate
change and energy security.
This was the key takeaway from the recent
Game Changers report, an in-depth look at
how an accelerated energy transition and
electrification can help Europe overcome
these twin crises.
The report outlined how Europe’s energy
transition urgently needs to enter a phase of
unprecedented acceleration to combat the
growing threats from a warming planet and
a changing geopolitical landscape.
Rapid decarbonisation is the solution to
limiting warming and preventing the worst
impacts of climate change. Moreover,
achieving this goal through the mass rollout
of renewables and electrification can also
increase Europe’s energy security amid high
gas prices and Russia’s war in Ukraine.
At the launch of the Game Changers report,
Jean-Bernard Lévy, Eurelectric’s President,
said: “We must accelerate the electrification
of our economy to regain independence,
enhance energy security and fight climate
change.”
However, at the current deployment rate,
the EU will have just 780 GW of installed
hydropower, solar and wind capacities by
2030, the Game Changers report shows.
But we need to go 2.6 times faster to deliver
the over 1200 GW of clean energy that the
REPowerEU estimates necessary to ensure a
carbon-neutral, independent, and secure
energy supply by the end of the decade.
To ensure this transition, permitting for
renewables must be fast-tracked while a
skilled workforce is essential. These are the
main points of the first of our five
game-changing policy actions and recommendations.
Clean energy: Raise the game on clean
and renewable power generation
This calls on policymakers to:
• Recognise the planning, construction,
and operation of renewable power
plants, as well as their connection to the
grid and the grid itself, as being in the
overriding public interest and interest of
public safety.
• Accelerate permitting for clean and renewables
capacity, to enable the deployment
of at least 550 GW of green energy
by 2030. Europe needs simpler and digitalised
procedures, and more resources
given to permitting authorities.
• Anticipate the skill gaps and provide workers
with skilling and upskilling training
in decarbonisation and electrification solutions,
while providing clear European
and national guidelines for the adaptation
of workplaces to climate change.
Jobs, jobs, and more jobs
The Game Changers report showed that
the energy transition could lead to millions
of new jobs. For instance, 7.4 million roles
could be created in grids, networks, variable
renewable energy, and future power markets.
Approximately 489,000 potential job
openings could be available in efficiency
and demand optimisation; 340,000 employment
opportunities could open up in green
hydrogen, while the electrification of transport
could provide 199,000 new jobs.
The full report as well as additional publications
are available on eurelectric´s website:
www.eurelectric.org/gamechangers/
LL
www.eurelectric.org (222471518)
26 | vgbe energy journal 8 · 2022

Power News
Zubau Windenergie an Land:
Erstes Halbjahr 2022 unter
den Erwartungen
• Zubau sinkt gegenüber dem Vorjahreszeitraum
um 0,2 Prozent auf 238 WEA
und 977 MW
• Im Vergleich zum Vorjahr stagniert die
Zahl der neuen Genehmigungen bei 306
WEA und 1.536 MW
• Kernhindernisse beim Ausbau: Flächenverfügbarkeit,
Dauer der Genehmigungsverfahren,
Störungen der Lieferketten
• Branche sieht stark wachsende Beschäftigungspotenziale
(vdma, bwe) Von Januar bis Juni 2022 wurden
238 neue Windenergieanlagen (WEA)
an Land mit einer Leistung von zusammen
977 Megawatt (MW) in Deutschland installiert.
Der Zubau bewegt sich damit auf einem
fast identischen Niveau wie im Vergleichszeitraum
2021. Eine neue Analyse
der Deutschen WindGuard, durchgeführt im
Auftrag der Branchenverbände BWE und
VDMA Power Systems, beleuchtet die aktuelle
Entwicklung.
„Im ersten Halbjahr 2022 hält der Zubau
der Windenergie an Land in Deutschland
lediglich sein Niveau und geht noch nicht in
die zum Erreichen der Ziele notwendige
Richtung. Dafür wird das fünffache Volumen
benötigt. Die Bundesregierung hat mit
den in der vergangenen Woche verabschiedeten
Gesetzen das ambitionierteste Paket
zur Klimagesetzgebung vorgelegt, das es in
Deutschland je gab. Die Ausbauziele für die
Erneuerbaren sind ebenso ehrgeizig wie
notwendig und bieten der Branche Orientierung
und Planungssicherheit. Einige der
neuen Regelungen sind in der Tat bahnbrechend;
so gibt es zum ersten Mal ein gesetzlich
verankertes Ziel zur Bereitstellung von
Flächen. Um den Ausbau auf das notwendige
Niveau anzuheben, kommt es darauf an,
dass die beschlossenen Maßnahmen möglichst
schnell ihre Wirkung entfalten können“,
kommentieren die Verbände.
„Die altbekannten Hindernisse bestehen
jedoch weiterhin fort. Die durchschnittliche
Dauer der Genehmigungsverfahren hat sich
in den vergangenen fünf Jahren um fast 60
Prozent erhöht. Zudem muss die Rechtssicherheit
nach Genehmigungserteilung weiter
verbessert werden. Die leicht erhöhte
Aktivität bei den Genehmigungseinreichungen
muss in einen deutlichen Anstieg überführt
werden. Die Bereitstellung von Flächen
für den Ausbau der Windenergie läuft
noch immer nicht mit der gebotenen Dringlichkeit.
Das Flächenziel von mindestens
zwei Prozent hat nun zwar eine gesetzliche
Grundlage, ist jedoch in der Erreichung auf
die nächste Legislaturperiode vertagt. Dabei
hat der BWE in seiner aktuellen Studie zu
Flächenpotenzialen deutlich gemacht, dass
es in allen Bundesländern verfügbare Flächen
gibt. Sogar für die Situation in den
Stadtstaaten liegt ein gangbarer Lösungsvorschlag
vor. Auch das deutliche
Nord-Süd-Gefälle besteht weiterhin“, so
Hermann Albers, Präsident des Branchenverbands
BWE.
„Der politische Wille ist da, die Ausbauziele
wurden angepasst, aber es hakt weiterhin
an den für den Zubau so wichtigen richtigen
Rahmenbedingungen und deren konsequenter
Anwendung. Wir erwarten dringend
weitere Gesetzesvorlagen zur Verstärkung
und Beschleunigung für mehr Flächen
und Genehmigungen. Die europäischen
Hersteller von Windenergieanlagen und
ihre Zulieferer stehen durch Kostensteigerungen
und unzureichende Marktdynamik
unter erheblichem wirtschaftlichem Druck.
Bei zu geringem Marktvolumen besteht die
Gefahr des Verlusts von Know-how, Wertschöpfung
und Beschäftigung. Dies wiederum
gefährdet die Energiesouveränität
Deutschlands und Europas – ein Aspekt, der
im Zusammenhang mit dem Ukraine-Konflikt
eine neue Dringlichkeit bekommen hat.
Der Zubau der Windenergie kann nicht
mehr warten - dafür müssen alle Hürden
schnellstmöglich aus dem Weg geräumt und
eine langfristige industriepolitische Strategie
für die europäische Windindustrie geschaffen
werden. Ansätze dafür haben wir
seitens der Hersteller und Zulieferer kürzlich
in einem Positionspapier zur Wertschöpfung
in der Windindustrie veröffentlicht“,
sagt Dr. Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer
von VDMA Power Systems.
Lösungsansätze
Beim zwei-Prozent-Flächenziel ist der Gesetzgeber
deutlich hinter den gestalterischen
Möglichkeiten zurückgeblieben. Die
Erreichung des Ziels muss vor dem Jahr
2032 festgelegt werden, schnellstmögliche
Flächenverfügbarkeit ist erforderlich. Hier
bleibt das Flächenbedarfsgesetz hinter seinen
Anforderungen zurück. Wie die noch
immer bestehenden Konflikte bei Arten- und
Naturschutz aufgelöst werden können, haben
BWE und VDMA gemeinsam mit den
Verbänden BEE, BDEW, BNE und VKU in einem
Branchenappell dargelegt. Auch hier
sind zwar noch Ansätze wie etwa beim Repowering
eingeflossen, eine Entfesslung bedarf
jedoch weiterer Änderungen. Die Genehmigungen
der Projekte müssen dringend
vereinfacht werden. Auch die im Koalitionsvertrag
angekündigten Erleichterungen für
das Repowering älterer durch moderne Anlagen
gilt es schnellstmöglich durch weitere
Maßnahmen umzusetzen. Zur Realisierung
der Ziele müssen sich Verfahren nicht nur
für die Planung der Projekte verschnellern,
auch Schwerlasttransportgenehmigungen
müssen in Deutschland massiv beschleunigt
werden. Ohne eine Verbesserung der Transportinfrastruktur
und schnellere Schwerlasttransportgenehmigungen
sind Lieferketten
und Ausbauziele gefährdet. Zu Transportgenehmigungen
hat der VDMA bereits
Vorschläge unterbreitet. Mit belastbaren
und planbaren Rahmenbedingungen lassen
sich die für den Ausbau notwendigen Kapazitäten
in der gesamten Wertschöpfungskette
schaffen.
Ausblick
Derzeit befinden sich noch Windenergieprojekte
mit einer Gesamtleistung von rund
10.000 MW im Genehmigungsverfahren,
rund 2.250 MW daraus aus dem ersten
Halbjahr 2022. Dies stellt das Potenzial für
die hohen Ausschreibungsvolumen des
kommenden Jahres dar. Zuschläge in einem
Volumen von 6,6 Gigawatt (GW) warten auf
die Umsetzung.
Gleichzeitig werden bis zum Jahr 2025 voraussichtlich
Windenergieanlagen mit einer
kumulierten Leistung von rund 15 GW aus
der EEG-Förderung fallen. Repowering bietet
hier die Chance, kurz- bis mittelfristig
einen Zubau von bis zu 45 GW zu erreichen.
Repowering kann damit als wichtige Brücke
dienen, bis andere gesetzliche Regelungen
aus Osterpaket und ergänzenden Gesetzen
ihre Wirkung voll entfalten können. Dafür
benötigt es dann aber auch deutliche Vereinfachungen
– beispielsweise durch beschleunigte
Genehmigungsverfahren für
Repowering-Projekte.
Als Folge der politischen Fehlentscheidungen
der vergangenen Jahre gingen in der
Branche über die gesamte Wertschöpfungskette
hinweg bis zum Jahr 2020 rund 50.000
Arbeitsplätze verloren. Jetzt stellen die Unternehmen
wieder ein. Neue Beschäftigungsmöglichkeiten
können bei tatsächlicher
Umsetzung der politischen Ziele dauerhaft
entstehen und zu einem nachhaltigen
Wertschöpfungseffekt führen.
Prognose für das Gesamtjahr 2022
Im Januar 2022 hatten die Verbände auf
Basis bezuschlagter Projekte einen Ausbau
der Windenergiekapazitäten an Land von
2,3 – 2,7 GW für das Jahr 2022 prognostiziert.
Die aktuelle Prognose der WindGuard
ergibt bei gleichbleibender durchschnittlicher
Realisierungsgeschwindigkeit ein
leicht angehobenes Ergebnis von 2,4 - 3 GW
für 2022. In der Vergangenheit gewann der
Zubau in der zweiten Jahreshälfte oftmals
nochmal an Fahrt.
China und Europa führend
beim prognostizierten Zubau
Gemäß dem Global Wind Energy Council
(GWEC) liegt die jährliche Wachstumsrate
für Onshore-Windenergie in den nächsten
fünf Jahren bei 6,1 %. Die erwartete durchschnittliche
jährliche Installation beträgt
vgbe energy journal 8 · 2022 | 27

Power News
93,3 GW. Insgesamt werden voraussichtlich
466 GW in den Jahren 2022-2026 errichtet.
In diesem Zeitraum wird in China ein Zubau
von 249 GW prognostiziert, gefolgt von Europa
mit knapp 88 GW, Nordamerika mit
rund 47 GW und Lateinamerika mit 27 GW.
Die Zahlen im Überblick
Status des Windenergieausbaus an Land
Leistung Anzahl Anlagen
• Brutto-Zubau 1. Halbjahr 2022
977 MW 238 WEA
• Davon Repowering
133 MW 35 WEA
• Stilllegungen 1. Halbjahr 2022
99 MW 82 WEA
• Netto-Zubau 1. Halbjahr 2022
878 MW 156 WEA
• Kumulierter Anlagenbestand 1. Hbj 2022
56.848 MW 28.287 WEA
LL
www.vdma.org (222471513)
BDEW: Gasverbrauch: Fast ein
Viertel weniger Gas … als im
Vorjahresmonat wurde
im Juni 2022 verbraucht.
(bdew) Insgesamt wurden im ersten Halbjahr
2022 mit 497 Milliarden Kilowattstunden
(Mrd. kWh) 14,7 Prozent weniger Erdgas
verbraucht als im Vorjahreszeitraum.
Das zeigen vorläufige Zahlen des BDEW. Ein
Grund hierfür ist die deutlich mildere Witterung
als im Frühjahr 2021, da Gas vorwiegend
zum Heizen eingesetzt wird. Aber auch
bereinigt um Temperatureinflüsse lag der
Erdgasverbrauch im ersten Halbjahr noch
um rund acht Prozent unter dem Wert des
ersten Halbjahres 2021. Vor allem das hohe
Preisniveau senkte die Nachfrage. Aber auch
die wirtschaftliche Eintrübung oder persönlich
motivierte Einspareffekte können beigetragen
haben. Besonders deutlich war der
Rückgang im Monat Juni. Hier lag der bereinigte
Gasverbrauch 22,6 Prozent und damit
fast ein Viertel unter dem des Vorjahresmonats.
Die Stromerzeugung aus Gas ist bereits
seit Mitte des Jahres 2021 rückläufig. Im
ersten Halbjahr 2022 ist in Gaskraftwerken
rund zwölf Prozent weniger Strom erzeugt
worden als im Vorjahreszeitraum. Welchen
Beitrag andere Verbrauchsgruppen zum geringeren
Gasverbrauch leisten, lässt sich
derzeit noch nicht im Einzelnen sagen.
„Um gut durch den Winter zu kommen, ist
es wichtig, den Gasverbrauch weiter zu senken
und den restlichen Sommer über die
Gasspeicher so weit wie möglich zu füllen“,
sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der
BDEW-Hauptgeschäftsführung. Hierbei
kann und muss jeder mithelfen – vom Industriebetrieb
bis zum einzelnen Haushalt. In
fast jedem Haushalt und bei öffentlichen
Gebäuden gibt es noch Möglichkeiten Energie
einzusparen – zum Beispiel die Badewanne
vermeiden, kürzer Duschen oder ein
professioneller Heizungscheck. Zu Beginn
der Heizsaison sollte sich zudem jeder überlegen,
ob ein oder zwei Grad weniger
Raumtemperatur nicht auch ausreichend
sind. Jede eingesparte Kilowattstunde
schont auch den eigenen Geldbeutel.“
Aktuell verzeichnet der Handel eine stark
gestiegene Nachfrage nach steckerfertigen
Direktheizgeräten, insbesondere Heizlüftern.
„Solche Geräte sind nicht dafür gemacht,
eine Heizung zu ersetzen und sollten
daher nur mit Bedacht eingesetzt werden“,
erklärt Andreae. Aufgrund ihres sehr hohen
Strombedarfs könnten sie den Stromverbrauch
eines Haushalts sehr stark erhöhen.
„Das führt angesichts der hohen Strompreise
nicht nur zu hohen Kosten, sondern kann
auch die Stromnetze überlasten, die nicht
für einen solchen Anstieg des Stromverbrauchs
ausgelegt sind. Schalten beispielsweise
an einem kalten Winterabend gleichzeitig
viele Haushalte in einem Stadtviertel
ihre Heizlüfter an, könnte das die Netze
schnell überfordern.
Klar ist, dass Haushaltkunden und Einrichtungen
wie beispielsweise Krankenhäuser
durch gesetzliche Bestimmungen besonders
geschützt sind. Sie gehören zu den sogenannten
geschützten Kunden, bei denen die
Gasversorgung zuletzt gekürzt wird.“
LL
www.bdew.de (222480857)
Events in brief
Industriearmaturenbranche
freut sich auf ihre Leitmesse im
November 2022 in Düsseldorf
Aufbruchstimmung innerhalb der Industrie:
Die Unternehmen der Industriearmaturenbranche
sehnen sich nach vierjähriger
Pause wieder nach realen Begegnungen,
lebhaftem Informationsaustausch und technologischen
Innovationen zum Anfassen an
den Messeständen.
Industriearmaturen und Ventile spielen in
nahezu allen Industrien eine unverzichtbare
Rolle, regeln Durchflüsse, trennen verschiedene
Medien und verhindern so Flüssigkeits-
und Gasübertritte. Wie innovativ die
Branche ist, zeigen die Aussteller zur VALVE
WORLD EXPO live vom 29. 11. bis 1.12.2022
in den Hallen 1 und 3 des Düsseldorfer Messegeländes.
Die Resonanz der Branche ist entsprechend
groß. Key-Player wie MRC Global,
KITZ, Emerson, Samson, AUMA, Omal/Actuatech,
Zwick Armaturen, Pekos Valves,
Böhmer, Ari Armaturen, Effebi, Hoerbiger,
Galperti, Neles/metso, Neway und Crane
stehen fest hinter der Leitmesse. Auch der
Mittelstand zeigt deutlich Flagge in Düsseldorf.
Noch können interessierte Unternehmen
sich zur Messeteilnahme anmelden.
Für einen ausgewogenen Know-how-
Transfer zwischen Theorie und Praxis sorgen
die begleitende Valve World Conference
in Halle 1 und das Valve World Expo-Forum
in Halle 3. Die Valve World Conference feiert
Premiere in der neuen Messehalle 1, die architektonisch
und technisch weltweit zu den
Trendsettern im Bereich Kongresse und
Events zählt. Die Organisation der Conference
liegt wieder in den professionellen
Händen von KCI. Ergänzend schließt sich
das Valve World Expo-Forum mit freiem
Vortragsprogramm am ersten Messelauftag
an. Hier organisiert der Vulkan-Verlag ein
eintägiges, deutschsprachiges Programm.
Dass Themen wie Nachhaltigkeit, Energieeffizienz
und Ressourcenschonung gerade
in energieintensiven Branchen eine zentrale
Rolle spielen, zeigt die ecoMetals-Kampagne
zur VALVE WORLD EXPO 2022.
Geführte Touren (ecoMetals-trails) zu
Ständen von Ausstellern, die ganz bewusst
nachhaltig produzieren, stehen täglich auf
dem Messeprogramm.
LL
www.valveworldexpo.de (222471524)
28 | vgbe energy journal 8 · 2022

Braunkohlentag 2022
• Braunkohle bleibt ein verlässlicher
Partner für den Industriestandort
Deutschland
(debriv) n „Die heimische Braunkohle wird
im Energiemix benötigt, bis erneuerbare
Energien zusammen mit Stromnetzen und
–speichern eine sichere Stromversorgung
leisten können“, betonte Dr.-Ing. Philipp
Nellessen, neuer Vorsitzender des Deutschen
Braunkohlen-Industrie-Vereins (DE-
BRIV), auf dem diesjährigen Braunkohlentag.
Dieser fand am Donnerstag in Radebeul
statt. Nellessen begrüßte zudem die Debatte
über eine weitgehend von Energieimporten
unabhängige Energieversorgung Deutschlands.
Sollte die Politik entscheiden, dass
nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz
(KVBG) stillzulegende Anlagen doch
verfügbar sein sollen, so sehe sich die Braunkohle
als Teil der kritischen Infrastruktur
und werde ihrer Verantwortung nachkommen.
Sachsens Ministerpräsident Michael
Kretschmer stellte in seiner Ansprache heraus,
dass die Braunkohle für die deutsche
Energieversorgung weiterhin eine bedeutende
Rolle spielt: „Zeitenwende bedeutet
für die Energieversorgung eine Neuausrichtung.
Da Wind und Sonne nicht immer verfügbar
sind, braucht ein regeneratives Energiesystem
eine Backupsicherung. Erdgas
aus Russland kommt dafür nicht mehr in
Frage. Damit verbietet sich ein vorgezogener
Ausstieg aus der Braunkohleverstromung in
Anbetracht der dramatischen Stromlücken.“
Gleichzeitig dankte der Ministerpräsident
den Unternehmen für ihr Engagement in der
Strukturentwicklung der Braunkohlereviere.
Nellessen erklärte: „Wir stellen uns nicht
gegen den Kohleausstieg. Wir gestalten ihn
aktiv mit. Gemeinsam mit den Regionen investieren
wir in erneuerbare Energien. Das
rheinische CONTACT Revier, das & Lausitzer REGISTRATION Revier und
das Revier in Mitteldeutschland sollen auch
in Zukunft FACHLICHE starke Wirtschaftsregionen KOORDINATION mit
guten Arbeitsplätzen und einem Schwerpunkt
auf der Energiewirtschaft bleiben.“
Stephanie Wilmsen
t +49 201 8128 244
Als erfolgreiche e kissy@vgbe.energy
Entwicklungen hob Nellessen
unter anderem das „BigBattery Lausitz“-Projekt
der LEAG, das RWE-Innovationszentrum
TEILNEHMER
Niederaußem, sowie das MI-
BRAG-Projekt „Erneuerung MIBRAG im Revier“
(EMIR)
Diana
in
Ringhoff
Mitteldeutschland hervor.
Klar, so t Nellessen, +49 201 sei 8128 jedoch, 232 dass ein guter
Strukturwandel e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
nicht über Nacht gelinge.
„Er benötigt Zeit und ist mühsam. Wir gestalten
diesen Wandel bereits aktiv, dürfen
AUSSTELLUNG
die Menschen in den betroffenen Regionen
dabei aber Angela keinen Langen vermeidbaren ökonomischen
und sozialen Belastungen aussetzen.
t +49 201 8128 310
LL
www.braunkohle.de e angela.langen@vgbe.energy
(222471051)
vgbe energy e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
Registration*
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vgbe energy journal 8 · 2022 | 29

Anforderungen an Kapazitätsausbau
und Brennstoffversorgung für
eine zukunftsfeste, sichere und
klimagerechte Stromversorgung
in Deutschland
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich und Tobias Zimmermann
Abstract
Requirements for capacity expansion
and fuel supply for a future-proof,
secure and climate-friendly
electricity supply in Germany
The electricity system in Germany faces two
challenges: a significant increase in demand
for electricity, which is increasingly used for
heating/cooling and in mobility – and a growing
share of highly weather-dependent electricity
generation, which leads to a more complex
balance between electricity generation
and consumption. As a result, the demand for
dispatchable generation will at least not de-
Autoren
Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer
Lehrbeauftragter an der
RWTH Aachen
Aachen, Deutschland
Prof. Dr. Stefan Ulreich
Hochschule Biberach
Biberach, Deutschland
Dr. Tobias Zimmermann
RWE Supply & Trading
Leiter Strategische
Marktanalyse
Essen, Deutschland
crease and power plant capacity to be shut
down will have to be replaced by new dispatchable
generation. It is needed for short-term
fluctuations and for seasonally deployable
power, since e.g. the demand for electricity for
heating will reinforce the previous seasonality.
In addition to other solutions such as load following
and electricity storage, hydrogen-fired
gas power plants are increasingly offering
themselves as a solution – in combination with
the use of gas storage facilities and the international
infrastructure for importing liquid
or gaseous energy sources.
l
Einleitung
In traditionellen Stromsystemen, die in vielen
Ländern Europas, Teilen der USA und
auch in Wachstumsmärkten wie China oder
Indien vorherrschen, dominieren thermische
Kraftwerke (inklusive Kernenergie)
den Erzeugungsmix. Thermische Kraftwerke
haben den Vorteil, gleichzeitig Energie
als auch gesicherte Leistung, also Kapazität,
bereitzustellen. Dazu muss ‚lediglich‘ die
technische Verfügbarkeit der Anlagen hoch
sein und der im Kraftwerk verwendete
Brennstoff bzw. Energieträger zuverlässig
und in ausreichender Menge jederzeit zur
Verfügung stehen.
Die zeitliche Struktur der Nachfragekurve
bestimmt den optimalen Mix zwischen eher
Grundlast orientierten Kraftwerken (hohe
CAPEX 1 , niedrige SRMC 2 ) und Spitzenlastkraftwerken
(niedrige CAPEX, hohe SRMC).
Es gibt in Wissenschaft und Praxis eine bisher
ungelöste Debatte, ob ein Energy-Only
Markt ausreichende Kraftwerkskapazitäten
refinanzieren kann oder zusätzliche Kapazitätsmechanismen
nötig sind. Ohne diese
Frage hier grundsätzlich beantworten zu
können oder zu wollen, lässt sich zumindest
festhalten, dass zusätzliche, kapazitätsbezogene
Einnahmen in traditionellen Stromsystemen
nur moderat sein müssen. 3
Um die selbst gesteckten Klimaziele in
Deutschland und Europa zu erreichen, ist
schon heute klar, dass die Verbrennung fossiler
Brennstoffe in naher Zukunft sehr stark
zu reduzieren ist und ein Großteil der
Stromproduktion daher auf erneuerbaren
Quellen beruhen muss. Diese erneuerbaren
Quellen sind – Stand heute – größtenteils
nicht steuerbar und stellen daher zwar sehr
preiswerte elektrische Energie aber eben
deutlich weniger bis gar keine gesicherte
Leistung bereit.
In diesem Artikel soll allgemein – aber auch
spezifisch für die Situation in Deutschland
– beleuchtet werden, ob ein Widerspruch
zwischen Klimaneutralität und Versorgungssicherheit
existiert und wenn ja, wie
dieser gelöst werden kann. Auch wenn vieles
noch unsicher ist – und bestenfalls auch
über Marktpreise optimiert und gesteuert
werden sollte – lassen sich schon jetzt belastbare
Aussagen treffen, welche Technologien
nach heutigem Stand in den nächsten
Jahren zur Verfügung stehen werden und
auch nötig sein werden. Neben grundsätzlichen
Überlegungen zur Versorgungssicherheit,
während und nach dem Umbau des
Strom- und Energiesystems in ein CO 2 freies
System, wollen wir analysieren, wie die aktuelle
Gasversorgungskrise einzuordnen ist
und welche Änderungen sich ggfls. daraus
ergeben.
1
CAPEX = Capital Expenditures (Investitionsausgaben)
2
SRMC = Short-Run Marginal Cost: kurzfristige
Grenzkosten
3
Siehe auch Beispielrechnung in Abschnitt zum
‚Future Picture‘
30 | vgbe energy journal

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
1 Aktuelle Situation bei
Nachfrage und deren
Deckung – Krisen und
außergewöhnliche Effekte
prägen die Entwicklung
seit 2019
Der Energieverbrauch in Deutschland wurde
in den Jahren 2020 und 2021 stark durch
die Auswirkungen der Corona-Pandemie
beeinflusst. Insbesondere für das Gesamtjahr
2020 weisen die Statistiken einen Rückgang
des Primärenergieverbrauchs aus, und
zwar um 7,1 % im Vergleich zu 2019. Diese
Tendenz war für fast alle Energieträger und
Sektoren zu verzeichnen; im Verkehrssektor
und bei Ölprodukten waren die Corona-Effekte
durch reduzierte Pendel- und Reisetätigkeit
besonders zu spüren. Auch die Industrie
fragte weniger Energie nach. Der Energieverbrauch
der privaten Haushalte
stagnierte. Der Brutto-Stromverbrauch verminderte
sich – vor allem aufgrund Coronabedingter
Einbußen bei der Industrieproduktion
– um 3,5 % von 575 TWh auf 555 TWh. 4
Corona-bedingten Rückgängen bei der
Nachfrage ist es auch zu verdanken, dass
Deutschland seine Klimaziele für 2020 erreichen
konnte. Die Treibhausgas-Emissionen
sanken gegenüber 2019 um 4,8 % auf
729 Mio. t CO 2 -Äquivalente. Damit lagen die
Treibhausgas-Emissionen 2020 um 41,3 %
unter dem vergleichbaren Stand des Jahres
1990 von 1.242 Mio. t CO 2 -Äquivalenten. 5
Aktuell verfügbare Statistiken für 2021 zeigen
eine deutliche Wiederbelebung des
Energieverbrauchs. Ähnlich wie der Einbruch
durch Corona vollzieht sich die Erholung
über alle Energieträger und Branchen.
Für das Gesamtjahr 2021 stieg der Brutto-
Stromverbrauch um 2,4 % auf 569 TWh. 6
Das Nachfrageniveau vor der Corona-Krise
von 575 TWh im Jahr 2019 wurde also im
Jahr 2021 fast wieder erreicht. Eine vergleichbare
Tendenz gilt leider auch für die
Treibhausgas-Emissionen, welche mit
762 Mio. t CO 2 -Äquivalenten um 4,5 % gegenüber
2020 anstiegen, aber trotzdem
noch um 4,8 % unter dem Niveau von 2019
(800 Mio. t CO 2 -Äquivalente) blieben. 5
Der Erdgasverbrauch erhöhte sich 2021 um
sogar 4,9 % und übertraf mit 3.288 PJ
(112,2 Mio. t SKE) das Niveau von 2019 um
2,3 %. Am gesamten Primärenergieverbrauch
erreichte Erdgas damit einen leicht
gestiegenen Anteil von 26,8 % (2020:
26,4 %). 6 Der stärkere Gasverbrauch war
bedingt durch im ersten Halbjahr 2021 kühle
und oft windarme Witterung: Gas wurde
dadurch sowohl für das Heizen als auch in
der Stromerzeugung stärker benötigt.
4
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Datenstand
April 2022
5
Umweltbundesamt, Pressemitteilung vom 15.
März 2022
6
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Energieverbrauch
in Deutschland im Jahr 2021
DK/GB/Sonstige
22 %
Niederlande
2011 2021
6 %
27 %
Norwegen
13 %
Inlandsförderung
Russland
32 %
Quelle: H.-W. Schiffer (Datenbasis: BAFA, Bruegel und eigene Schätzung)
Mit Ausbruch des Ukraine-Krieges und tatsächlichen
und/oder drohenden Lieferstopps
aus Russland erhält Erdgas aktuell
und für die nächsten Jahre eine besondere
Aufmerksamkeit. Gegenüber ‚normalen‘
Zeiten hat Russland seine Lieferungen aktuell
stark reduziert. So ist der Anteil der Lieferungen
aus Russland auf 35 % (Januar
2022) bis 26 % (Juni 2022) zurückgegangen
und hatte im Juli sowie im August 2022 nur
noch mit 10 % zur Deckung des Erdgasverbrauchs
in Deutschland beigetragen. 7 Die
letztgenannte Zahl erklärt sich auch durch
den revisionsbedingten zeitweisen vollständigen
Stopp von Lieferungen über Nord
Stream 1.
Der Erdgasverbrauch in Deutschland hat
sich im ersten Halbjahr 2022 um 14,7 % im
Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum
auf 497 Mrd. kWh vermindert. Zu
den Gründen zählen die deutlich mildere
Witterung im Vergleich zum Frühjahr 2021,
das stark gestiegene Preisniveau und das
spürbar abgeschwächte Wirtschaftswachstum.
Diese Faktoren haben zu einer Senkung
des gesamten Energieverbrauchs im
1. Halbjahr 2022 im Vergleich zu den ersten
sechs Monaten 2021 um 3,5 % geführt. Der
Beitrag der erneuerbaren Energien zur Deckung
des Primärenergieverbrauchs stieg
im 1. Halbjahr 2022 um 4,7 %. Bei außergewöhnlich
guten Windverhältnissen insbesondere
im Februar erhöhte sich die Stromerzeugung
aus Wind im 1. Halbjahr 2022
um 18 %. Die Solarenergie konnte um 20 %
zulegen. Die Stromerzeugung aus Erdgas ist
bereits seit Mitte des Jahres 2021 rückläufig.
Im 1. Halbjahr 2022 ist in Gaskraftwerken
rund 12 % weniger Strom erzeugt worden
als im entsprechenden Vorjahreszeitraum. 8
Zwar gab es in der Vergangenheit ebenfalls
Probleme mit der Brennstoffversorgung bei
einzelnen Energieträgern und Transportwegen.
Beispielsweise erlaubten es im Winter
2021/22 – ebenso wie im Sommer 2022 –
niedrige Pegelstände am Rhein nicht, die
Kohlefrachter völlig zu beladen. Allerdings
Niederlande
8 %
30 %
Norwegen
Inlandsförderung
5 %
LNG 5 %
Russland
52 %
Bild 1. Erdgasaufkommen zur Versorgung in Deutschland nach der Herkunft 2011 und 2021
im Vergleich.
konnten in dieser Zeit die Kohlelager bei den
Kraftwerken genutzt werden. Solche vorübergehenden
Ausfälle oder Engpässe bei der
Versorgung mit fossilen Brennstoffen können
durch die bei allen fossilen Primärenergieträgern
vorhandene Speicherfähigkeit in
der Regel ohne größere Probleme für die
Versorgungssicherheit überbrückt werden.
Ein kompletter oder fast kompletter Ausfall
des Erdgaslieferanten Russlands ist in der
Dimension und Schwere mit früheren Versorgungskrisen
nicht zu vergleichen. Erstens
ist Deutschland zu sehr großen Teilen
auf russisches Erdgas angewiesen. Der Anteil
russischer Importe am Erdgasverbrauch
Deutschlands betrug vor dem Ukraine-Krieg
gut 50 % (B i l d 1 ). 9 Zweitens sind russische
Erdgaslieferungen nach Deutschland
fast ausschließlich Pipeline gebunden. Dies
bedeutet, dass die hierfür verwendete Importinfrastruktur
nicht von anderen potentiellen
Gaslieferanten genutzt werden kann.
Drittens hat ‚billiges‘ Erdgas in Deutschland
eine hohe Bedeutung bei der Deckung der
Raumwärme und als wichtiger Energieträger
oder chemischer Rohstoff für die deutsche
Industrie.
Im Bereich der Stromerzeugung lassen sich
Probleme bei der Versorgung mit Gas aktuell
noch am besten kompensieren, solange
ausreichend Kohle- oder Kernkraftwerke
einspringen können. Diese Kraftwerkskapazitäten
werden in mittlerer Zukunft aus Klimaschutzgründen
oder anderen politischen
Gründen aber allenfalls als Reserve für wenige
Stunden im Jahr zur Verfügung stehen.
Die Bundesregierung muss die Probleme
mit der Gasversorgung kurzfristig also vor
allem mit Blick auf Gebäude und Industrie
lösen, wird aber mittelfristig dafür sorgen
müssen, dass Erdgas auch dem Stromsektor
7
BDEW, Erdgasdaten aktuell, Stand 15.8.2022
8
BDEW, Presseinformation vom 16.8.2022 und
AGEB, Presseinformation vom 2.8.2022
9
BDEW, Erdgasdaten aktuell, Stand 15.8.2022
vgbe energy journal 8 · 2022 | 31

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
wieder zur Verfügung steht. Wie groß oder
lang diese Brücke sein muss, hängt von Fortschritten
bei der Energieeffizienz, Ausbau
der Erneuerbaren und Aufbau der Wasserstoffwirtschaft
ab.
Der Großhandelsmarktpreis (Stand der Entwicklung:
im August 2022) für Strom hat
sich in den letzten Monaten – und das schon
vor dem Krieg zwischen Russland und der
Ukraine – deutlich erhöht. Sah man an der
EPEX SPOT im Jahresmittel 2019 für Base-
Lieferungen einen Wert von 37,67 €/MWh
(2020: 30,47 €/MWh), so waren es 2021
dann schon 96,85 €/MWh. Haupttreiber
hierfür war ein Anstieg der CO 2 -Preise von
24,71 €/t im Jahresmittel 2020 auf 53,68 €/t
im Jahresmittel 2021. Aber auch eine Verknappung
von Kraftwerkskapazitäten und
Preissteigerungen bei den fossilen Energieträgern
trugen hierzu bei. Diese Preisentwicklungen,
insbesondere in Bezug auf CO 2
lassen sich durchaus als eine Art Normalisierung
bezeichnen, da nun das europäische
CO 2 -Handelssystem seine Wirkung entfalten
kann und sich die nötigen Investitionen
in Erneuerbare, Stromspeicher und saubere
Back-up Erzeugung rechnen.
Der nun (drohende) permanente Ausfall des
aus europäischer Sicht wichtigsten Erdgaslieferanten
Russland hat an den europäischen
Energiemärkten zu nie da gewesenen
Preisniveaus geführt. Die Spotpreise für Gas
am wichtigsten europäischen Handelspunkt
TTF stiegen im Durchschnitt der ersten sieben
Monate des Jahres 2022 (einschließlich
erste zwei Augustwochen) im Vergleich zum
Jahresdurchschnitt 2021 um nochmals
153 % auf 117,81 €/MWh, und dies nach einem
bereits 2021 verzeichneten starken Zuwachs.
So war der Preis für Erdgas am EEX-
Spotmarkt im Jahr 2021 im Mittel mit
46,51 €/MWh notiert worden – gegenüber
9,55 €/MWh im Jahr 2020 und 13,74 €/
MWh im Jahr 2019.
Ähnliches gilt für (importierte) Steinkohle
und Öl. So lag der ARA-Preis für importierte
Kesselkohle im Durchschnitt der ersten sieben
Monate 2022 (einschließlich erste zwei
Augustwochen) bei 278 €/t gegenüber
97 €/t im Jahr 2021, 42 €/t im Jahr 2020
und 50 €/t im Jahr 2019. Der CO 2 -Preis verharrt
hingegen weiter auf hohem Niveau
(83 €/t), welches schon vor dem Ukraine
Krieg erreicht wurde.
Aufgrund des ‚marginal pricings‘ in liberalisierten
Strommärkten steigen Strompreise
insbesondere mit den Gas- und CO 2 -Preisen.
‚Marginal pricing‘ bedeutet, dass in jeder
Handelsperiode (im Day-Ahead Markt üblicherweise
Stunden) das teuerste Kraftwerk,
welches benötigt wird, die Nachfrage in dieser
Stunde zu decken, den Preis setzt. Dieser
Preis gilt dann aber nicht nur für das jeweils
teuerste, preissetzende Kraftwerk, sondern
für alle gehandelten Strommengen und Erzeuger,
die in der entsprechenden Stunde
Strom an der Strombörse kaufen oder verkaufen.
Die B i l d e r 2 , 3 , 4 und 5 verdeutlichen
den Merit Order Effekt der gestiegenen
CO 2 - und Brennstoffpreise. Mit
Brennstoffpreisen von 2020 wäre die deutsche
Merit Order recht flach und ‚gut gemischt‘.
Je nach stündlicher Nachfrage und
Angebot von Erneuerbaren würden sich
stündliche Strompreise von maximal ca. 100
SRMC in €/MWh
120
100
80
60
40
20
Öl und andere fossile ET
Gas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Erneuerbare Energien
Installierte Leistung in GW
SRMC = Short run marginal costs
Bei erneuerbaren Energien im Durchschnitt verfügbare Leistung angesetzt
Quelle für Preisdaten: BAFA, EEX und NEP Strom 2017
Bild 2. Illustration einer Merit Order für Deutschland im Jahr 2020.
bis 150 €/MWh und der historisch beobachtete
Jahresdurchschnittspreis von ca. 30 €/
MWh ergeben. Führt man die gleiche Analyse
mit Brennstoffpreisen von 2022 durch,
ergibt sich das in B i l d 4 ausgewiesene
Bild. Im Vergleich zu 2020 ist die Merit Order
nun deutlich höher, steiler und – auf-
0
0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7
Technologie/ Wirkungsgrad CO 2 -Intensität SRMC Leistung
Energieträger von bis von bis von bis jeweils kumuliert
% kg/MWh €/MWh GW
Erneuerbare Energien - - 0 0 2,5 2,5 33 33
Kernenergie - - 0 0 5 5 4 37
Braunkohle neu 43 41 947 1.001 86 91 3 40
Braunkohle alt 38 33 1.080 1.243 98 113 13 53
Steinkohle neu 47 44 731 776 146 155 8 61
Steinkohle alt 40 36 854 949 170 189 7 68
Erdgas neu 58 45 345 448 249 324 13 81
Erdgas alt 42 25 474 806 343 582 15 96
Öl und andere fossile ET - - - - 750 800 7 103
Zugrunde gelegte Annahmen zu Preisen:
Ansätze für erneuerbare Energien
Preis Steinkohle: 277 €/t (6.000 kcal/kg)
Technologie Leistung Kapazitätsfaktor Verfügbare
Leistung
Preis Erdgas: 116 €/MWh th
GW h/a % GW
Kosten Braunkohle: 3 €/MWh th Wind offshore 8 3.500 40,0 3,20
Preis CO 2 :
83 €/t
Wind onshore 56 2.250 25,7 14,38
Photovoltaik 59 900 10,3 6,06
Biomasse 10 8.000 91,3 9,13
Basis: BAFA, EEX und NEP Strom 2017
Summe 133 - - 32,77
Bild 3. Zugrunde gelegte Ansätze zur Erstellung einer Merit Order für Deutschland für das
Jahr 2020.
SRMC in €/MWh
750
650
550
450
350
250
150
50
Öl und andere fossile ET
Gas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Erneuerbare Energien
-50 0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7
Installierte Leistung in GW
SRMC = Short run marginal costs
Bei erneuerbaren Energien im Durchschnitt verfügbare Leistung angesetzt
Quelle für Preisdaten: BAFA, EEX und NEP Strom 2017
Bild 4. Illustration einer Merit Order für Deutschland für das Jahr 2022.
32 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
Technologie/ Wirkungsgrad CO 2 -Intensität SRMC Leistung
Energieträger von bis von bis von bis jeweils kumuliert
% kg/MWh €/MWh GW
Erneuerbare Energien - - 0 0 2,5 2,5 33 33
Kernenergie - - 0 0 5 5 4 37
Braunkohle neu 43 41 947 1.001 86 91 3 40
Braunkohle alt 38 33 1.080 1.243 98 113 13 53
Steinkohle neu 47 44 731 776 146 155 8 61
Steinkohle alt 40 36 854 949 170 189 7 68
Erdgas neu 58 45 345 448 249 324 13 81
Erdgas alt 42 25 474 806 343 582 15 96
Öl und andere fossile ET - - - - 750 800 7 103
Zugrunde gelegte Annahmen zu Preisen:
Ansätze für erneuerbare Energien
Preis Steinkohle: 277 €/t (6.000 kcal/kg)
Technologie Leistung Kapazitätsfaktor Verfügbare
Leistung
Preis Erdgas: 116 €/MWh th
GW h/a % GW
Kosten Braunkohle: 3 €/MWh th Wind offshore 8 3.500 40,0 3,20
Preis CO 2 :
83 €/t
Wind onshore 56 2.250 25,7 14,38
Photovoltaik 59 900 10,3 6,06
Biomasse 10 8.000 91,3 9,13
Basis: BAFA, EEX und NEP Strom 2017
Summe 133 - - 32,77
Bild 5. Zugrunde gelegte Ansätze zur Erstellung einer Merit Order für Deutschland für das
Jahr 2022.
Tatsächlich sind die Großhandelspreise für
Strom kräftig gestiegen. Die ersten sieben
Monate 2022 (einschließlich erste zwei Augustwochen)
zeigen an der EPEX SPOT mit
einem Mittelwert von 217,82 €/MWh für
Base-Lieferungen nochmals einen kräftigen
Anstieg. Auch die künftige Preisentwicklung
kann man beobachten – zumindest so, wie
der Markt sie sieht: Die Terminpreiskurve
zeigte zwischen Juli und August 2022 ebenso
einen starken Anstieg. Zudem befindet sie
sich in einer sehr eindeutigen „backwardation“,
d.h. der Preis für Stromlieferungen base
im nächsten Jahr 2023 ist (Stand Mitte August
2022) mit 512 €/MWh am höchsten
und sinkt dann Jahr für Jahr auf 321 €/MWh
im Jahr 2024 und 218 €/MWh im Jahr 2025.
Der Markt rechnet also im Verlaufe des Jahres
2024 mit einer gewissen Entspannung
der Situation. Aber auch das ‚Ende‘ der Terminkurve
ist im Vergleich zu den Preisen vor
2021 deutlich erhöht, da eine sehr starke
Abkehr vom Pipelinegas erwartet wird, womit
sich ein höheres Preisniveau auch in den
weiter entfernteren Lieferjahren ergeben
wird (Bild 6 und Bild 7).
Zusätzlich zu den hohen Gaspreisen kommen
noch Risikoprämien – große Verbraucher
von Energie sind aktuell bereit, Prämien
zu bezahlen, um einen garantierten Preis
für die nächsten Jahre zu haben. Daher sieht
das Bild in Bezug auf Forwardpreise für die
nächsten Jahre noch extremer aus: Diese
lagen (Stand Mitte August 2022) bei
213 €/MWh für 2023, bei 143 €/MWh für
2024 und bei 88 €/MWh für das Lieferjahr
2025 – und damit deutlich höher als Mitte
Juli. Die Terminpreise sind für große Verbraucher
und Stadtwerke relevant, da sie
ihre Mengen im Regelfall einige Jahre im
Voraus auf Termin kaufen. Energieverbraucher
sollten sich also auf ein deutlich erhöh-
grund des extrem gestiegenen Gas- und
Kohlepreises – nicht mehr ‚gemischt‘. Auch
hier kann der Strompreis grafisch nicht direkt
abgeleitet werden, da stündlich gehandelt
wird und in der Grafik nur durchschnittliche
Brennstoff- und CO 2 -Preise sowie die
durchschnittliche Verfügbarkeit der (erneuerbaren)
Erzeugungsanlagen dargestellt
werden. Wendet man das marginal pricing
aber an einem Punkt (auf der rechten Hälfte)
der Merit Order an, erkennt man, dass
Strompreise und Einnahmen für alle Erzeuger
deutlich höher sind als in B i l d 2 . Diese
Mehreinnahmen sind umso größer, je weiter
links das entsprechende Kraftwerk in der Merit
Order steht – d.h. wie tief es im Geld ist‘.
Die größten Mehreinnahmen haben demzufolge
Erneuerbare, Kernenergie und Kohlekraftwerke.
Gaskraftwerke, insbesondere
wenn sie in der entsprechenden Stunde preissetzend
sind, also genau am Schnittpunkt
zwischen Nachfrage und Merit Order stehen,
machen hingegen gemäß des Merit Order
Prinzips weiterhin keine Gewinne, da der Anstieg
der Einnahmen nur den Anstieg der
Brennstoff- und CO 2 -kosten kompensiert.
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
-
August
September
Oktober
Terminpreise
Monat
November
Dezember
Januar
Februar
März
April
4Q22
1Q23
2Q23
3Q23
4Q23
1Q24
2Q24
3Q24
4Q24
Terminpreise
Quartale
1Q25
2Q25
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Base (20.7.) Peak (20.7.) Base (17.8.) Peak (17.8.)
Bild 6. Terminpreiskurve Strom Deutschland
EEX (20 Juli und 17. August 2022) – in €/MWh.
700
Terminpreise
Jahre
Monat Quartal Jahr
2030
2031
2032
600
500
400
300
200
100
-
Januar
März
Mai
Juli
September
November
Januar
März
2Q21
EPEX SPOT
4Q21
2Q22
4Q22
2Q23
4Q23
EEX
2Q24
4Q24
2Q25
2018
Bild 7. Strom Deutschland Mittelwerte Spotbörse EPEX SPOT und Terminpreise EEX
(17. August 2022) – in €/MWh.
2020
2024
2026
2028
2030
2032
vgbe energy journal 8 · 2022 | 33

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
250
200
250
100
50
0
August
September
Lieferung Monat Lieferung Quartale Lieferung Jahre
Oktober
November
4Q22
1Q23
tes Energiepreisniveau einstellen, sowohl
bei Erdgas als auch bei Strom (B i l d 8 ).
Politisch wird aktuell intensiv diskutiert, ob
das marginal pricing beibehalten werden
soll oder wegen der stark gestiegenen Gewinne
für bestimmte Erzeuger und den stark
gestiegenen Kosten für die Verbraucher
durch andere Konzepte ersetzt werden sollte.
Auch diese Frage soll und kann in diesem
Artikel nicht umfangreich und abschließend
diskutiert werden. Es macht aber auf jeden
Fall Sinn, die Prinzipien und Vorteile des
marginal pricings etwas genauer zu betrachten.
Erstens, erscheint es auf den ersten
Blick nicht logisch, dass alle Erzeuger mit
den Kosten des teuersten Kraftwerks entlohnt
werden, auch wenn ihre eigenen Kosten
deutlich niedriger sind. Hierbei muss
aber berücksichtigt werden, dass im marginal
pricing immer nur kurzfristige, variable
Kosten berücksichtigt werden, da nur diese
für die Entscheidung relevant sind, ein
Kraftwerk hochzufahren oder nicht. Die Einbeziehung
anderer Kosten in den Gebotspreis
wird üblicherweise sogar als ein Missbrauch
von Marktmacht interpretiert und
vom Regulator sanktioniert. Dies bedeutet
aber, dass alle stromerzeugenden Anlagen
im Laufe Ihrer Lebensdauer gewisse Gewinne
aus dem marginal pricing machen müssen,
um ihre Fixkosten (insbesondere Kapitalkosten)
zu decken. Zwar scheint dies in
der aktuellen (Brennstoffpreis-)Situation
mehr als der Fall zu sein. In Zeiten niedrigerer
Brennstoffpreise ist eine ausreichende
Fixkostendeckung aber nicht garantiert und
war in der Vergangenheit auch nicht immer
gegeben. Deshalb sind bestimmte Phasen
mit erhöhten Gewinnen aus dem marginal
pricing nötig, um schlechtere Phasen mit
nicht ausreichender Fixkostendeckung auszugleichen.
Für den Verbraucher bedeutet
das marginal cost pricing über einen längeren
Zeitraum gesehen somit keinen Nachteil
und keine erhöhten Stromkosten. Zweites
lohnt ein Blick darauf, welche Anlagen besonders
von hohen Brennstoffpreisen profitieren.
Grundsätzlich treten über- und unter
2Q23
20.7. 17.8.
Bild 8. Terminmarktpreise Erdgas Deutschland THE EEX (20. Juli und 17. August 2022) – in €/MWh.
3Q23
2023
2024
2025
2026
Renditen im marginal pricing immer dann
auf, wenn der Kraftwerkspark nicht optimal
zu den energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen,
also z.B. zu den Brennstoffpreisen
passt; das System ist ökonomisch nicht
im Gleichgewicht. Hätte das System die
Möglichkeit, schnell und ohne Friktionen
auf die aktuelle Situation zu reagieren, würde
es deutlich mehr Erneuerbare bauen, um
Brennstoffkosten einzusparen. Diese Erneuerbaren
sind es aber genau, die aktuell gemäß
der Darstellung in B i l d 4 die höchsten
Mehreinnahmen im Vergleich zu 2020
generieren. Das marginal pricing sorgt also
dafür, die höchsten Gewinne bei den Erzeugern
zu generieren, die für eine effizientere
und kostengünstigere Stromproduktion am
dringlichsten gebraucht werden und schafft
damit die höchsten Anreize, genau in diese
Technologien zu investieren.
Die Preissteigerungen in den letzten Wochen
und Monaten führten bereits zu diversen
Reaktionen. Im Privatkundenbereich
gab es erste Lieferantenausfälle; Kunden
wechseln auf einmal bevorzugt in den
Grundversorgungstarif, da dieser preislich
attraktiv wird und umgekehrt passen
Grundversorger ihre Tarife deutlich an. Industriekunden,
die sich langfristig mit
Strom eingedeckt haben, befinden sich in
einer vergleichsweise günstigen Situation,
sehen aber auch nach vorne und wissen, sie
müssen sich weiterhin absichern. Und es
gibt auch Unternehmen, welche den richtigen
Einstieg in die Absicherung immer wieder
verpasst haben und nun kräftig in den
Spotmarkt einzahlen. Laut einer DIHK-Umfrage
10 mussten auch im Juli noch erhebliche
Mengen Gas für 2022 beschafft werden.
Rund die Hälfte der Industriebetriebe hat
ihren Gasbedarf bereits abgesichert. Aber
über ein Drittel mussten (Stand Juli 2022)
noch mehr als 30 % ihres Jahresbedarfes für
2022 einkaufen. Das entspricht rund
50 TWh Gas. Industrieunternehmen haben
jedoch auch oft außerordentlich schnell reagiert:
Evonik ersetzt bis zu 40 % des Erdgasbedarfs
an den deutschen Standorten
durch LPG (Liquefied Petroleum Gas) u.a.
auch in einem Erdgaskraftwerk. 11
Sollte Russland weiter deutlich weniger
oder gar kein Gas mehr liefern, ist schon
jetzt klar, dass die Nachfrageseite in der
nächsten Zeit einen relativ großen Beitrag
leisten muss, um Angebot und Nachfrage
auszugleichen. Es muss also je nach Witterung
in den kommenden Wintern mehr oder
weniger Gas eingespart werden. Alternative
Lösungsmöglichkeiten wie ‚echte‘ Effizienzgewinne
(also gleicher Output bei weniger
Energieverbrauch), Aufbau alternativer
Gaslieferrouten und Infrastruktur sowie der
Ausbau erneuerbarer Energien brauchen
eine gewisse Zeit. Inwieweit die hohen Energie-
und Strompreise und die damit verbundenen
Einsparungen beim Energieverbrauch
ohne eine umfassende Rezession
oder Härten bei der Verteilung knapper Gasmengen
möglich sind bzw. stattfinden, ist
aktuell noch nicht absehbar.
Insbesondere für Investoren und Betreiber
erneuerbarer Energien hat sich die Situation
binnen sehr kurzer Zeit stark ins Positive gedreht.
Vor der Covid-19-Krise wurde in Expertenkreisen
darüber nachgedacht, dass
aus dem EEG fallende Anlagen beim zu erwartenden
Strompreisniveau nicht mehr
weiterbetrieben werden können 12 . Inzwischen
wird die Nutzung der sogenannten
„Ü-20“-Anlagen sehr gerne mittels Corporate
PPA auf zwei bis drei Jahre fortgesetzt.
Ebenso finden andere Kraftwerke auf einmal
ein deutlich besseres Auskommen.
2 Aktuelle Situation bei der
Stromerzeugungsleistung
zur Deckung des Bedarfs
in Deutschland
Zum 31. Mai 2022 existierte in Deutschland
eine installierte Stromerzeugungsleistung
von netto 232,0 Gigawatt (GW). 13 Davon
entfielen mit 138,6 GW rund 60 % auf Erneuerbare-Energien
– und mit 93,4 GW zirka
40 % auf konventionelle Anlagen. Von
der insgesamt installierten Leistung befinden
sich 12,5 GW Kraftwerke außerhalb des
Strommarktes. Das sind Braunkohlenblöcke
10
DIHK, Pressemitteilung: Stark gestiegene
Energiepreise gefährden Produktion in
Deutschland, 25.7.2022
11
Evonik, Pressemitteilung: Evonik substituiert
an deutschen Standorten bis zu 40 % Erdgas,
8.8.2022
12
B. Glensk, R. Madlener, Energiewende @
Risk: On the Continuation of Renewable Power
Generation at the End of Public Policy Support,
FCN Working Paper No. 05/2019 (May
2019)
13
Beinhaltet Offshore-Windleistung in der Ausschließlichen
Wirtschaftszone (Offshore);
außerdem sind in den ausgewiesenen Angaben
zur Stromerzeugungsleistung am Strommarkt
Anlagen enthalten, die zwar in den
Ländern Österreich, Luxemburg, der Schweiz
oder Dänemark installiert sind, allerdings direkt
ins deutsche Netz einspeisen.
34 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
in Sicherheitsbereitschaft, systemrelevante
Anlagen auf Basis Steinkohle, Erdgas und
Mineralölprodukte, die nur auf Anforderung
der Übertragungsnetzbetreiber zu
Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit
betrieben werden (Netzreserve),
vorläufig stillgelegte Anlagen auf Basis von
Erdgas und Mineralölprodukten sowie Erdgas-Leistung
in der Kapazitätsreserve.
Die Netto-Leistung der Stromerzeugungsanlagen
am Strommarkt betrug mit Stand
31. Mai 2022 entsprechend 219,5 GW. Davon
entfallen 81,0 GW auf konventionelle
und 138,6 GW auf Erneuerbare-Energien-
Anlagen (Tabelle 1, Bild 9).
Die in Deutschland in den letzten Jahren erreichte,
von den Übertragungsnetzbetreibern
gemessene höchste Last, die in der Regel
am frühen Abend eines Wintermonats
(und außerhalb der Feiertagssaison) auftritt,
beträgt etwa 80 GW. Nach Angaben der
Bundesnetzagentur wurde die Höchstlast im
Jahr 2021 am 30. November im Zeitraum
von 11:45 – 12:00 mit insgesamt 81.368 MW
erreicht. Im Jahr 2020 lag die Höchstlast bei
79.480 MW am 3. Dezember um 17:45 –
18:00. Diese ‚Lastmessung‘ auf Basis von
stündlichen Produktionsdaten der TSOs ist
für Deutschland aber nicht komplett. Grund
dafür sind Industriekraftwerke, deren Produktion
nicht in das öffentliche Netz eingespeist
wird. Schätzungen beziffern die fehlenden
Mengen auf 5 bis 10 % der stündlich
gemessenen Nachfrage, so dass die tatsächliche
Spitzenlast aktuell bei ca. 85 GW liegen
dürfte.
Für die Sicherheit der Versorgung ist maßgeblich,
in welchem Umfang Stromerzeugungsleistung
zum Zeitpunkt der Höchstlast
als sicher verfügbar unterstellt werden kann.
Der Anteil der gesicherten Leistung an der
installierten Leistung ist bei den verschiedenen
Technologien unterschiedlich hoch. Bei
Anlagen auf Basis von Kernenergie, Steinkohle,
Braunkohle und Erdgas können mehr
als 90 % der installierten Leistung als gesichert
eingestuft werden 14 . Am anderen
Ende der Bandbreite rangiert die Photovoltaik
(PV). Die zum Zeitpunkt der zu erwartenden
Höchstlast verfügbare PV-Leistung
ist mit Null anzusetzen, da in Deutschland
die Höchstlast typischerweise zu einem Zeitpunkt
auftritt, an dem es dunkel ist. Bei
Windenergie – dies gilt insbesondere für
Offshore-Anlagen – stellt sich die Situation
günstiger dar. Allerdings ist nicht ausgeschlossen,
dass zum Zeitpunkt der höchsten
Last eine Windflaute herrscht (B i l d 10 ).
Deshalb setzt etwa der Verband der Europäischen
Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-
E) den Anteil der gesicherten Leistung an
der installierten Kapazität mit

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
Lauf- und Speicherwasser
Biomasse
Solare Strahlungsenergie
Wind offshore
Wind onshore
Sonstige Energie
Pumpspeicher
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Nettoleistung der
Anlagen am Strommarkt
in MW zum
Anfang 2022*
219.536
4.878
9.492
59.297
7.774
56.080
5.927
2.907 9.778
27.883
14.746
16.718
4.056
Gesicherte Leistung
in MW
Anfang 2022**
80.431
1.366 311
0 5.695 561
2.704 7.822
3.556
25.931
13.419
15.213 3.853
Die gesicherte Leistung
verringert sich aufgrund
des Kernenergieausstiegs
und der Regelungen
gemäß Kohleausstiegsgesetz
bis 2025 auf
< 75.000 MW
Die Übertragungsnetzbetreiber
gehen für 2021
und 2022 von einer
Spitzenlast von 82.600 MW
und von 81.100 MW unter
Berücksichtigung der
Lastminderungspotentiale
aus.
* Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am Strommarkt gemäß Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, Stand 31.05.2022
(Erneuerbare Energien-Anlagen zum 31.12.2021 erfasst). Zusätzlich hat die Bundesnetzagentur 12.489 MW-Anlagen außerhalb des
Strommarktes erfasst. Dazu zählen u. a. die Anlagen in Sicherheitsbereitschaft und Netzreservekraftwerke.
** Rechnerische Ermittlung unter Ansatz der durchschnittlichen Ausfallraten bei konventionellen Kraftwerken bzw. Nichtverfügbarkeitsraten
bei Erneuerbare Energien-Anlagen. Die betragen laut Angabe der Übertragungsnetzbetreiber und von ENTSO-E 5 % bei Kernenergie,
9 % bei Braunkohle und Steinkohle, 7 % bei Erdgas, 72 % bei Laufwasser, 40 %, bei Biomasse, 20 % bei Pumpspeichern, 99 % bei Wind
onshore, 96 % bei Wind offshore und 100 % bei Photovoltaik.
Bild 9. Ableitung der gesicherten Leistung von der Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am
deutschen Strommarkt
Installierte Leistung (in MW)
Gesicherte Leistung (in %)
4.056
95 %
Kernenergie
18.898* 19.045**
Braunkohle
91 % 91 %
Steinkohle
32.085***
93 %
Erdgas
Als gesicherte Leistung oder auch Leistungskredit wird der prozentuale Anteil der Nennleistung eines Kraftwerks
bezeichnet, welcher statistisch gesehen zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast zuverlässig zur Verfügung steht.
* davon 1.886 MW in Sicherheitsbereitschaft und 294 MW
vorläufig stillgelegt
** davon 4.299 außerhalb des Strommarktes (Netzreserve)
Wasser
56.080
4.878
28 % 1 %
Wind Onshore
wind Offshore
59.297
Photovoltaik
Biomasse
Pumpspeicher
*** davon 4.202 MW außerhalb des Strommarktes
1.382 MW Netzreserve und 1.557 MW vorläufig stillgelegte Anlagen
und 1.263 MW Kapazitätsreserve)
Quellen: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste Stand 31.05.2022 (EEG-Anlagen ausgewertet zum 31.12.2021); ÜNB (Ausfallraten bei konventionellen Kraftwerken
bzw. Nichtverfügbarkeitsraten bei erneuerbaren Energien laut Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017 - 2021,
23. Januar 2019 sowie Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018 - 2022, Stand 18.02.2020), ENTSO-E (laut ENTSO-E
variieren die Nichtverfügbarkeiten bei Wind zwischen 96 und 98 %)
Bild 10. Installierte und gesicherte Leistung (31.05.2022)
7.774
9.492 9.778
4 % 0 % 60 % 80 %
4,0 GW aus. Damit errechnet sich mit Stand
2025 eine gesamte installierte konventionelle
Kraftwerksleistung von 86,2 GW
(B i l d 11 ). Bis 2030 verbleiben würden gemäß
dem gesetzlich vorgegebenen Kohleausstiegspfad
nach KVBG noch Kapazitäten
in Höhe von 8 GW Steinkohle und 9 GW
Braunkohle. Das wäre fast eine Halbierung
im Vergleich zum Stand 31. Mai 2022.
Bei einem auf 2030 vorgezogenen kompletten
Kohleausstieg würden von der gegenwärtig
installierten fossil gefeuerten Kraftwerkskapazität
nur noch 41,7 GW – darunter
32,1 GW auf Basis Erdgas – verbleiben
(4,7 GW Mineralölprodukte und 4,9 GW
sonstige Nicht-Erneuerbare Energien), soweit
bis dahin nicht auch Stilllegungen im
Bereich dieser Anlagen erfolgen. Weitere
Kapazitäten, die nicht auf erneuerbaren
Energien basieren, bilden die Pumpspeicherkraftwerke.
Deren gesamte Leistung
wird zum 31. Mai 2022 einschließlich der
Anlagen, die im Ausland installiert sind aber
direkt ins deutsche Netz einspeisen, auf
9,8 GW beziffert. Das wäre fast eine Halbierung
im Vergleich zum Stand 31. Mai 2022,
für den die installierte Leistung an konventioneller
Kapazität auf 93,5 GW beziffert
wird.
Der Kraftwerkspark ändert sich auch in
anderen europäischen Ländern
Die gegenwärtig auch in unseren Nachbarstaaten
teilweise noch reichlich verfügbare
steuerbare Kapazität wird sich verringern.
Es ist damit zu rechnen, dass die Kapazität
der Kohlekraftwerke nicht nur in Deutschland,
sondern auch in einer Reihe weiterer
Staaten bis 2030 deutlich niedriger ausfällt
als heute. Das gilt für Polen, Tschechien,
Slowakei, Ungarn, Rumänien, Griechenland,
Niederlande, Italien, Großbritannien,
Irland, Frankreich, Spanien, Finnland und
Dänemark. In diesen Staaten ist – mit Ausnahme
von Polen – eine Beendigung der
Kohleverstromung bis 2030 beschlossen
worden (B i l d 1 2 ). Die Internationale
Bei Stilllegung der noch verbliebenen Kernkraftwerks-Blöcke
Neckarwestheim II, Emsland
und Isar 2 zum Ende des Jahres 2022
vermindert sich die steuerbare Leistung um
4,1 GW im Vergleich zum Stand 31. Mai
2022. Die endgültige Stilllegung der gegenwärtig
noch in Sicherheitsbereitschaft befindlichen
Braunkohlekraftwerke mit zusammen
1,8 GW war bis Frühjahr 2022 noch
zum 1. Oktober 2022 bzw. 1. Oktober 2023
geplant. Darüber hinaus war nach Angaben
der Bundesnetzagentur vorgesehen, bis
2025 Steinkohle- und Braunkohlekraftwerks-Leistung
gemäß KVBG 15 in Höhe von
5,4 GW außer Betrieb zu setzen. Die Bundesnetzagentur
geht bis 2025 von der Inbetriebnahme
neuer konventioneller Kapazitäten,
insbesondere Erdgas, in Höhe von
in Gigawatt
100
93,5*
Kernenergieausstieg: - 4,1 GW
Sicherheitsbereitschaft: - 1,8 GW
Kohleausstieg**: - 5,4 GW
Neubau: + 4,0 GW
86,2
2022 2025
Höchste
Netzlast
2021
* Installierte Nettoleistung einschließlich der Kraftwerke außerhalb des Strommarktes von 12,5 GW
** Gesetzliche Stilllegungen (KVBG): Ausstiegspfad Braunkohle: 1.652 MW; Ausschreibung der dritten, vierten und fünfen Runde: 3.681 MW
Quelle: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste, Stand 31.05.2022
15
Kohleverstromungsbeendigungsgesetz
Bild 11. Entwicklung der konventionellen Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland bis 2025.
36 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
Keine Nutzung der Kohle
zur Stromerzeugung
Kohleausstieg
beschlossen
Kohleausstiegsdiskussion
noch nicht begonnen
Anteil Kohle an der
gesamten Stromerzeugung
2021 in %
EU-27: 15,2 %
Quelle: Europe Beyond Coal (2022). Europe‘s Coal Exit, Overview of National Coal Phase out Commitments. Updated 2 June 2022;
https://beyond-coal.eu/europes-coal-exit/
Bild 12. Nationale Zusagen zum Kohleausstieg in Europa unter Angabe des Termins für den
Kohleausstieg.
Energie Agentur (IEA) kommt in Abhängigkeit
der verschiedenen modellierten Szenarien
zu Ergebnissen, die diesen Trend bestätigen
(Ta b e l l e 2 ). Für die gesamte EU-27
wird – einschließlich Deutschland – von einem
Rückgang der Kohlekraftwerkskapazität
bis 2030 auf 43,4 GW im Stated Policy
Scenario (SPS) und auf 23,7 GW in den Szenarien
Announced Pledges (APS) sowie Sustainable
Development (SDS) ausgegangen.
Das wäre ein Abbau zwischen 92,5 und
112,2 GW im Vergleich zum Stand des Jahres
2020. Hinzu kommt ein Abbau der Leistung
von Kernkraftwerken, der trotz der für
Finnland erwarteten Kapazitätsaufstockung
und der unveränderten Leistung in Tschekraftwerken
und zur Reduzierung des Gasverbrauchs
im Stromsektor angenommen.
Ziel des sogenannten Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes
(EKBG) ist es, dem
Strommarkt für einen befristeten Zeitraum
zusätzliche Erzeugungskapazitäten mit den
Energieträgern Stein- und Braunkohle sowie
Mineralöl zur Verfügung zu stellen. Dazu
sollen Kraftwerke genutzt werden, die gegenwärtig
nur eingeschränkt verfügbar sind,
demnächst stillgelegt würden oder sich in
einer Reserve befinden. Da davon auszugehen
ist, dass es sich um eine vorübergehende
Lage handelt, werden die Maßnahmen befristet.
Außerdem kehren die Kraftwerke nur
dann in den Strommarkt zurück, wenn dies
erforderlich ist, um eine Gefährdung des
Gasversorgungssystems abzuwenden. Dazu
gehört unter anderem, dass die derzeit in der
Sicherheitsbereitschaft nach § 13g EnWG
stehenden Braunkohlen- Kraftwerksblöcke
Niederaußem E + F, Neurath C sowie
Jänschwalde E + F ab dem 1.10.2022 bis
zum 31.03.2024 in eine Versorgungsreserve
überführt werden und bei Bedarf wieder am
Strommarkt teilnehmen können, um Erdgas
Tab. 2. Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in der EU-27 gemäß Szenarien des World Energy Outlook 2021 der
International Energy Agency.
Jahr
Erneuerbare
Energien
Fossil
mit
CCS
Kohle
ohne
CCS
GW
Stated Policy Scenario
Erdgas
ohne
CCS
Kernenergie
Wasserstoff
Ölprodukte
Batteriespeicher
Gesamt
2020 510,1 109,1 0 0 135,9 182,8 34,7 2,5 975,1
2030 893,8 92,6 0 0 43,4 206,4 18,1 14,9 1.269,2
2035 1.010,6 84,4 0 0 20,6 212,3 14,3 40,4 1.382,6
2040 1.061,6 82,5 0 0 12,6 215,6 10,2 75,7 1.458,2
2045 1.086,6 82,5 0 0 12,3 194,8 7,8 99,8 1.483,7
2050 1.106,1 82,5 0 0 10,8 161,9 6,3 130,0 1.497,6
Announced Pledges und Sustainable Development Scenario
2020 510,1 109,1 0 0 135,9 182,8 34,7 2,5 975,1
2030 1.069,4 98,2 0 0,3 23,7 163,7 10,8 49,9 1.416,0
2035 1.317,2 94,6 0 4,0 1,4 137,0 0,9 92,7 1.647,7
2040 1.489,5 98,6 32,7 7,9 0,4 87,4 0 137,3 1.853,9
2045 1.588,1 99,4 71,2 10,7 0,0 26,2 0 170,6 1.966,3
2050 1.647,1 99,4 73,3 12,7 0 23,9 0 193,9 2.050,3
Quelle: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021, Paris, Oktober 2021
16
International Energy Agency (2021)
chien bis 2030 für die EU-27 auf 16,5 GW
(SPS) bzw. 10,9 GW (APS und SDS) im Vergleich
zum Jahr 2020 beziffert wird. 16 Davon
sind 8,1 GW Deutschland zuzurechnen.
Ein Teil dieses erwarteten Kapazitätsabbaus
bei Kohle und Kernenergie wird durch einen
Brutto-Zubau an Erdgas befeuerten KWK-
Anlagen im europäischen Ausland bis 2030
kompensiert.
Um die angespannte Lage auf den Energiemärkten
zu entlasten, haben Bundestag und
Bundesrat am 7. bzw. 8 Juli 2022 einen Gesetzentwurf
zur Bereithaltung von Ersatzin
der Stromerzeugung zu ersetzen. Dies bedeutet
in Konsequenz aber nicht nur längeres
Vorhalten von Kohlekraftwerken für Extremsituationen,
sondern auch signifikant
höhere Stromproduktion aus Kohle und damit
verbundene CO 2 -Emissionen.
Neue Optionen für kurzfristige
Flexibilität werden zunehmend
implementiert
Die Kapazität von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken
wird für Deutschland bis
2030 als konstant angenommen. 17 Pump-
17
r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer
ISI/TEP Energy (2021)
vgbe energy journal 8 · 2022 | 37

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
speicher liefern den Löwenanteil an Leistung
und Energie: 6,2 GW sind in Deutschland
installiert mit einem Speichervolumen
von rund 40 GWh. Die Batteriespeicherkapazität
belief sich Ende 2021 auf rund
4,5 GWh. Bei den stationären Batteriespeichern
dominieren die Heimspeichersysteme
mit einer Kapazität von bis zu 30 kWh. Insgesamt
wird für Ende 2021 von einem Bestand
von 430.000 Heimspeichern in
Deutschland ausgegangen. Zu diesem Zeitpunkt
waren insgesamt 3,54 GWh Batteriespeicherkapazität
mit 1.940 MW Leistung
an Heimspeichern in Deutschland installiert
18 . Gewerbespeicher werden als Speichersysteme
zwischen 30 kWh und 1 MWh
definiert. Die Zahl der Großspeicher (Anlagenklasse
ab 1 MWh) beläuft sich mit Stand
Ende 2021 auf 97. Der Bestand an Elektrofahrzeugen
wird zum Jahresende 2021 auf
1,27 Millionen veranschlagt (39,59 GWh
mit Gleichstrom von 51,84 GW und Wechselstrom
von 7,71 GW). Diese EV-Kapazitäten
stehen aber nur bedingt für Flexibilität
zur Verfügung: erstens ist deren Nutzung
nur dann möglich, wenn das Elektroauto
auch gerade an das Netz angeschlossen ist
und die technischen Steuerungen dafür eingerichtet
sind. Zweitens muss dies auch vertraglich
geregelt sein. Das Potential ist aber
offenbar erheblich.
Als weitere Flexibilitätsoptionen kommen
Netzersatzanlagen (NEA), Demand Side
Management (DSM) und Großbatteriespeicher
in Betracht. NEA, die zur Notstromversorgung
(bei lokalen Versorgungsunterbrechungen)
genutzt werden können, bestehen
üblicherweise aus einem mit Diesel oder
Erdgas betriebenen Motor und einem Generator.
In einem dem Bundesministerium für
Wirtschaft und Energie im April 2021 vorgelegten
Projektbericht wird die dadurch in
Deutschland wirtschaftlich erschließbare
installierte Leistung in einer Größenordnung
von 4,5 GW angenommen. Das in
Deutschland über das verfügbare Potenzial
hinausgehende wirtschaftlich erschließbare
Lastreduktionspotenzial der Industrie (freiwilliger
Lastverzicht der Industrie gegen
Vergütung – DSM) wird in der gleichen Studie
für 2030 auf 15,6 GW hochgerechnet.
Bezüglich der Entwicklung von Großbatteriespeichern
wird in diesem Projektbericht
für Deutschland von einem Kapazitätsanstieg
von 0,6 GW im Jahr 2021 auf 2 GW im
Jahr 2030 ausgegangen. 19
3 Aktuelle Situation bei der
Brennstoffversorgung
18
E.ON ERC / RWTH Aachen, The development
of battery storage systems in Germany – A
market review (status 2022), Jan Figgener et
al. https://arxiv.org/abs/2203.06762
19
r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer
ISI/TEP Energy (2021)
Die im obigen Abschnitt vorgenommene Betrachtung
zur Versorgungssicherheit fokussiert
(wie traditionell üblich) auf die Verfügbarkeit
von elektrischer Leistung in Zeiten
der Spitzenlast oder Spitzen-Residuallast.
Durch die komplexe Interaktion von fluktuierender
Erneuerbaren-Einspeisung und
Stromspeichern werden zumindest probabilistische
Verfahren und Simulationstechniken
eingesetzt, um den Bedarf an gesicherter
thermischer Leistung zu ermitteln. Dies
ändert jedoch nichts an der genannten Fokussierung
auf elektrische Leistung.
Seit dem russischen Einmarsch in die Ukraine
ist die ausreichende Versorgung (der
Kraftwerke) mit Brennstoffen in den Fokus
gerückt. Denn die implizit unterstellte garantierte
Versorgung der Kraftwerke mit
Brennstoffen bedeutet gerade den Vorteil
dieser Anlagen z.B. gegenüber Stromspeichern.
In Texas hatte die Vereisung der Gasinfrastruktur
zu Problemen bei der Stromversorgung
in der Kältewelle im März 2021
geführt. Auch hier (natürlich aus anderen
Gründen) konnten die Gaskraftwerke nicht
mit Brennstoff versorgt werden, so dass die
Sicherheit der Versorgung mit Strom trotz
zu diesem Zeitpunkt ausreichender gesicherter
elektrischer Leistung gefährdet wurde.
Als ein weiteres Beispiel kann die Versorgung
der Steinkohle-Kraftwerke entlang der
Rheinschiene genannt werden. Im Sommer
2022 haben Trockenheit und hohe Temperaturen
den Wasserstand stark sinken lassen.
Folge war, dass die Belieferung der Kraftwerke
insbesondere in Hessen und Baden-
Württemberg aus den Importhäfen Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen
(ARA) eingeschränkt
war. Aufgrund der niedrigen
Pegelstände konnten die Binnenschiffe
nicht mehr entsprechend ihrer vollen Kapazität
beladen werden.
Diese Beispiele verdeutlichen den Vorteil
heimischer Energieträger – dies gilt insbesondere
für Erneuerbare und Braunkohle,
die vergleichbaren Beeinträchtigungen
nicht unterliegen. Wesentlich ist ferner die
Lagerbarkeit der Brennstoffe zur Deckung
des saisonalen Bedarfs. Dies gilt z.B. für
Steinkohle oder Erdgas.
Besonders günstig stellt sich die Brennstoffversorgung
der Kraftwerke mit Braunkohle
unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit der
Versorgung dar. Aus den in Deutschland bestehenden
Tagebauen wurden zwischen den
Jahren 2000 und 2020 bis zu 183 Millionen
Tonnen jährlich gefördert und überwiegend
verstromt. Im Jahr 2021 belief sich die in
den drei Revieren Rheinland, Lausitz und
Mitteldeutschland realisierte Fördermenge
auf 126,3 Millionen Tonnen entsprechend
einem Heizwert von 39,3 Millionen Tonnen
Steinkohleneinheiten. Davon waren mit
113,6 Millionen Tonnen rund 90 % zur
Strom- und Wärmeerzeugung in Kraftwerken
eingesetzt worden. Die Kraftwerke befinden
sich überwiegend in unmittelbarer
Nähe der Tagebaue. Ihre Belieferung mit
Rohbraunkohle erfolgt über Bandanlagen
oder im Zugbetrieb. Zum großen Teil sind
Bergbau, Stromerzeugungsanlagen und die
zugehörige Infrastruktur in jeweils einem
Unternehmen gebündelt. Das gilt insbesondere
für das Rheinische Revier. Die Tagebaue
stellen im Prinzip den Speicher dar, auf
den mittels Förderung zur Versorgung der
Kraftwerke zugegriffen wird. Zur Überbrückung
kurzfristiger Schwankungen zwischen
Gewinnung der Braunkohle und Bedarf
der Kraftwerke werden Vorratsmengen
in Bunkern vorgehalten. Auch in Kälte- oder
in Hitzeperioden hat sich dieses System stets
als resilient erwiesen. Zur Kühlung kann bei
Braunkohlenkraftwerken, statt Wasser aus
Oberflächengewässern zu entnehmen, direkt
auf das gehobene und behandelte Grubenwasser
zurückgegriffen werden. Damit
braucht auch bei großer Hitze und Trockenheit
keine Einschränkung in der Fahrweise
der Anlagen vorgenommen zu werden.
Bei Kernenergie besteht zwar eine Brennstoff-Abhängigkeit
von 100 %. Angesichts
der vorgehaltenen Brennstoffvorräte mit
mehrjähriger Reichweite kann der Kernenergie
unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit
der Versorgung jedoch der gleiche
Stellenwert beigemessen werden wie heimischen
Energieträgern. Entsprechend wird
die Kernenergie in internationalen Statistiken
auch bei Versorgung mit Brennstäben
aus dem Ausland regelmäßig den heimischen
Energien zugerechnet.
Bei Steinkohle ist Deutschland seit Stilllegung
der letzten Zechen Ende 2018 zu 100 %
auf Importe angewiesen. Im Jahr 2021 waren
41,1 Millionen Tonnen Steinkohle nach
Deutschland eingeführt worden. Davon entfielen
25,8 Millionen Tonnen auf Kesselkohlen,
die vor allem zur Stromerzeugung genutzt
werden. Mit einem Anteil von 70,5 %
war die Russische Föderation 2021 der für
Deutschland wichtigste Lieferant von Kesselkohle.
Das Sanktionspaket der EU vom 8.
April 2022 sieht ein Importverbot von russischer
Kohle vor. Danach ist der Abschluss
neuer Kohle-Importverträge untersagt. Alle
bestehenden Verträge mit russischen Lieferanten
mussten binnen vier Monaten seit
Inkrafttreten der Regelungen gekündigt
werden. Damit endete am 10. August 2022
die Übergangsfrist für das Wirksamwerden
des Embargos auf russische Kohle. Trotz dieser
Situation haben sich keine Lieferprobleme
bei Steinkohle zur Versorgung der Kraftwerke
eingestellt. Der Weltmarkt ist ausreichend
liquide. Die Lieferungen aus Russland
können aus Staaten wie vor allem Kolumbien,
USA und Südafrika ersetzt werden. Allerdings
hat die insgesamt angespannte Situation
auf den internationalen Energie-
Beschaffungsmärkten zu historischen
Höchstständen bei den Preisen auch für
Steinkohle geführt. Zur Sicherheit der Versorgung
trägt auch bei, dass die Betreiber
von Steinkohle-Kraftwerken Brennstoffvorräte
für in der Regel mehrere Wochen vorhalten.
Zur Vermeidung von Einschränkungen
im Binnentransport von Steinkohle hat
die Bundesregierung eine Verordnung erlassen,
die darauf abzielt, Energietransporte
38 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
gegenüber anderen Lieferungen zu priorisieren.
Während im Jahr 2021 vom gesamten Verbrauch
in Deutschland bei Braunkohle rund
90 % und bei Steinkohle fast die Hälfte in
Kraftwerken eingesetzt wurden, belief sich
der Anteil des zur Stromerzeugung genutzten
Erdgases auf 13 %. Die inländische Förderung
an Erdgas hat 2021 lediglich mit 5 %
zum gesamten Aufkommen beigetragen.
95 % mussten durch Importe bereitgestellt
werden. Dabei handelt es sich zum ganz
überwiegenden Teil – mehr als 95 % – um
Pipelinegas. Wichtigste Lieferanten sind
Russland, Norwegen und Niederlande. Der
Anteil Russlands an der Deckung des Bedarfs
in Deutschland hatte sich von rund einem
Drittel im Jahr 2011 auf gut die Hälfte
im Jahr 2021 erhöht. In Deutschland hat
man sich in der Vergangenheit auf die Versorgung
des im Vergleich zu LNG kostengünstigeren
Pipeline-Gases verlassen. Die
Errichtung von LNG-Einfuhrterminals hatte
sich nicht als wirtschaftliche Alternative
dargestellt. Versorgungssicherheit wurde –
trotz mangelnder Diversifizierung der Bezugsquellen
– als gegeben angesehen.
Der Einmarsch russischer Truppen in die
Ukraine am 24. Februar 2022 hat die Situation
komplett verändert. Die Bemühungen
sind jetzt darauf gerichtet, zum einen den
Anteil russischer Lieferungen auf allenfalls
noch 10 % bis 2024 zu begrenzen und zum
anderen die Infrastruktur für den direkten
Import von LNG nach Deutschland zu schaffen.
Außerdem sind inzwischen gesetzliche
Regelungen getroffen worden, die sicherstellen
sollen, dass im Einzelnen konkretisierte
stichtagsscharfe Vorgaben für die Füllstände
der bestehenden Gasspeicher eingehalten
werden.
Noch innerhalb des ersten Halbjahres 2022
wurden vier schwimmende Flüssigerdgas-
Terminals (FSRU) angemietet. Zwei der Regasifizierungsschiffe
sollen noch im Jahr
2022 in Brunsbüttel und Wilhelmshaven zur
Verfügung stehen und zum Jahreswechsel
2022/2023 einsatzbereit sein. Vorgesehen
ist, dass in Wilhelmshaven dann bis zu 5 Milliarden
m 3 /Jahr ins Gasnetz eingespeist
werden können. Für die FRSU in Brunsbüttel
wird ebenso eine Regasifizierungskapazität
von 5 Milliarden m 3 jährlich erwartet.
Aufgrund von Restriktionen im Gasnetz
wird der maximale Wert erst für den Winter
2023 erwartet. Die FSRU-Schiffe für die
Standorte in Stade und Lubmin werden voraussichtlich
ab Mai 2023 verfügbar sein. Die
Betriebsbereitschaft beider Standorte könnte
bis Ende 2023 hergestellt sein. In Lubmin
soll bis Ende des Jahres 2022 noch ein weiteres
und damit insgesamt fünftes LNG-Terminal
in Deutschland entstehen, realisiert
von einem privaten Konsortium. Bereits im
Dezember 2022 soll das Terminal 4,5 Milliarden
m 3 in das deutsche Ferngasleitungsnetz
einspeisen können. Langfristig wird
auch eine Diversifizierung durch weitere
Pipeline-Verbindungen zwischen Lieferländern
und Deutschland angestrebt. Unter der
Annahme, dass die FSRUs in Stade und Lubmin
ebenso 5 Milliarden m 3 Kapazität haben,
erhält man eine Gesamtkapazität von
24,5 Milliarden m³. Zum Vergleich: Nord
Stream 1 hat eine nominelle Kapazität von
55 Milliarden m³.
Mit der Schaffung dieser Kapazitäten allein
ist die Versorgung mit Erdgas aus alternativen
Quellen aber noch nicht sichergestellt.
Vielmehr müssen die erforderlichen Mengen
auf den internationalen Märkten beschafft
werden. Als Lieferanten kommen die
USA, mittelfristig auch Kanada, sowie insbesondere
Staaten des Mittleren Ostens und
des afrikanischen Kontinents in Betracht.
Auch Australien gehört – neben USA und
Katar – zu den drei größten Anbietern von
LNG und kommt grundsätzlich ebenfalls als
Lieferant für Deutschland in Betracht. Russland
stand 2021 an vierter Stelle in der
Rangliste der größten LNG-Exporteure. Zu
den wichtigsten LNG-Exporteuren gehörten
2021 ferner Länder in Asien, wie Indonesien,
Malaysia, Papua Neu-Guinea und Brunei
sowie Trinidad & Tobago und Peru in Mittelund
Südamerika 20 . Insgesamt zählte man
2021 19 Exportländer.
Die Verträge zur Belieferung mit LNG sind
oft langfristig ausgelegt: rund 30 % werden
auf Spot-Basis gehandelt (Laufzeit der Verträge
kleiner vier Jahre) – die volumengewichtete
Vertragslaufzeit der länger laufenden
Verträge lag bei 15,3 Jahre im Jahr
2022. Zudem hat Deutschland und auch die
EU eine klare Klimaagenda, d.h. eine langfristig
gesicherte Abnahme von LNG ist nicht
zu erwarten. Konsequenterweise gibt es für
potentielle Exporteure von LNG attraktivere
Abnehmer bzw. der Vertragspreis für LNG
muss die Nachteile für Exporteure nach
Deutschland kompensieren. Die höhere
Zahlungsbereitschaft deutscher LNG-Abnehmer
führt allerdings auch zu Mangel an
anderen Orten, an welchen diese Preise
nicht mehr gezahlt werden können 21 .
Als weiterer wichtiger Schritt zur Verbesserung
der Versorgungssicherheit hatte der
Deutsche Bundestag Ende April 2022 eine
Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes
zur Einführung von Füllstandsvorgaben für
Gasspeicheranlagen („Gasspeichergesetz“)
beschlossen. Mit dem am 30. April 2022 in
Kraft getretenen Gesetz soll gewährleistet
werden, dass die Gasspeicher in Deutschland
– im Rahmen des tatsächlichen Gasangebots
– zu Beginn des Winters ausreichend
befüllt sind. Die Verantwortung dafür tragen
primär die Marktakteure. Mit Ministerverordnung
vom 29. Juli 2022 wurden die
20
International Group of LNG Importers, GI-
IGNL 2022 Annual Report
21
Matthias Peer, Klaus Ehringfeld, Wolfgang
Drechsler, Europa kauft gigantische Mengen
Flüssiggas – „Das stürzt Millionen Menschen
in die Dunkelheit“, Handelsblatt, 30.7.2022
Füllstandsvorgaben gegenüber den im Speichergesetz
formulierten Anforderungen erhöht.
So müssen zum 1. Oktober die Speicher
zu 85 % (statt 80 %), zum 1. November
zu 95 % (statt 90 %) und zum 1. Februar
immer noch zu 40 % befüllt sein 22 . Ein neues
Zwischenziel von 75 % zum 1. September,
das bereits Mitte August 2022 erreicht wurde,
soll zu einem beschleunigten Einspeisen
führen. In der Praxis wird die Trading
Hub Europe GmbH (THE) – die THE
kümmert sich operativ um Ein-, Ausspeisung
und Transport von Erdgas im deutschen
Hochdruckleitungssystem – verpflichtet,
die Gasspeicher schrittweise zu füllen.
Die THE erhält dafür einen umfassenden
Instrumentenkasten, um vor allem für den
Winter die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Langfristig wird angestrebt, Erdgas zunehmend
durch „grünen“ Wasserstoff zu ersetzen
und dabei möglichst die für Erdgas aufgebaute
Infrastruktur zu nutzen. Dabei wird
Deutschland aber ebenfalls überwiegend
auf Importe angewiesen sein. Auch hier gilt
deshalb, dass eine möglichst breite Diversifizierung
der Lieferanten angestrebt werden
sollte. Da die Produktion von Wasserstoff
aber weniger stark von natürlichen Ressourcen
abhängig ist im Vergleich zu Erdgas,
kann hier mit einer größeren Breite an Exporteuren
gerechnet werden.
Neben der Gewährleistung einer breiten Palette
von Lieferanten – so weit wie möglich
aus politisch stabilen Staaten – gehört zu
einer auf Sicherheit der Versorgung angelegten
Strategie ein möglichst weitgehender
Einsatz heimischer Energien, Technologie-
Offenheit sowie Anlegung von Vorräten, wie
das beispielsweise im Falle von Öl bereits
seit Jahrzehnten gesetzlich geregelt ist. In
der Vergangenheit stand Deutschland bei
den zur Stromerzeugung eingesetzten Energieträgern
traditionell nicht schlecht da.
Sämtliche international üblichen Primärenergieträger
wurden genutzt (Braunkohle,
Steinkohle, Öl (allerdings nur in geringem
Umfang), Gas, Kernenergie, Wind, Sonne,
Bioenergie und Wasserkraft).
Für die Zukunft gilt allerdings, dass Braunkohle
und Steinkohle und mit Abstrichen
auch Öl aus Klimaschutzgründen nicht
mehr oder nur stark eingeschränkt nutzbar
sind und Kernenergie politisch nicht gewollt
ist. Somit ist klar, dass Erdgas in mittlerer
Frist eine noch zentralere Rolle
als Back-up und Ergänzung zu den Erneuerbaren
zukommen muss. Diese klimaschonende
Brücke kann eigentlich nur dann
wegfallen, wenn mit dem Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur
eine Alternative geschaffen
ist.
22
Der Branchenverband der Gasspeicherbetreiber
INES schätzt, dass zu 100 % gefüllte Gasspeicher
für zwei bis drei kalte Wintermonate
reichen.
vgbe energy journal 8 · 2022 | 39

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
4 Längerfristiger Ausblick –
Versorgungssicherheit in
einem dekarbonisierten
Stromsystem und
Transformation auf eine
Wasserstoff-basierte
thermische Erzeugung
Auch wenn der Blick in der aktuellen Situation
verständlicherweise auf die kommenden
Winter und die sichere Versorgung
Deutschlands mit Energie gerichtet ist, wollen
wir in diesem Artikel den Blick etwas
weiter nach vorne richten, auch um zu analysieren,
welche langfristigen Trends und
Vorhersagen trotz, oder gerade wegen des
Ukraine-Krieges noch sinnvoll sind.
Klar ist, dass die Treibhausgas-Emissionen
bis zum Jahr 2030 stark reduziert werden
müssen, um die deutschen Klimaziele zu erreichen.
So ist eine Senkung der Treibhausgas-Emissionen
bis 2030 um 46 % im Vergleich
zum Jahr 2019 (–43 % gegenüber
2021) auf 438 Mio. t CO 2 -Äquivalente im
Jahr 2030 erforderlich. Die Minderungsvorgabe
für den Sektor Energiewirtschaft lautet
sogar –58 % gegenüber 2019 bzw. –56 % gegenüber
2021 auf 108 Mio. t CO 2 -Äquivalente
im Jahr 2030.
Nachdem Energiewirtschaft und Stromsektor
– von hohem Niveau startend – in der
Vergangenheit schon signifikante Beiträge
zur Emissionssenkung geleistet haben und
dies auch weiter tun müssen, treten nun andere
Sektoren wie Verkehr, Industrie und
Gebäude in den Fokus. Nur wenn alle diese
Sektoren substantielle Beiträge liefern, sind
die zukünftigen Emissionsziele Deutschlands
erreichbar. Neben einer generellen
Verringerung des Energiebedarfs (z.B. durch
Gebäudedämmung) wird es in Zukunft darauf
ankommen, CO 2 -intensive Energieträger
durch CO 2 -ärmere zu ersetzen.
Einen besonders starken Effekt erzielt man,
wenn man fossile Energieträger mit relativ
hohem CO 2 -Gehalt, wie z.B. alte Öl- und
Gasheizungen oder Autos mit hohem Verbrauch,
durch moderne, strombetriebene
Anwendungen ersetzt. Sowohl durch den
Austausch fossiler Heizsysteme mit Wärmepumpen
als auch durch die Nutzung eines
Elektroautos lassen sich im Vergleich zu ihren
fossilen Pendants aufgrund der höheren
Energieeffizienz dieser Anlagen bis zu 75 %
des fossilen Energieverbrauchs sparen. Dies
bedeutet, dass die zusätzliche Stromnachfrage
je nach Anwendung beim Endverbraucher
energetisch die bis zu vierfache Menge
an Öl, Kohle und Gas ersetzt. 23
Stromverbrauch in kWh
Mehrverbrauch im Monat
durch Sektorkopplung
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
223 %
Januar
223 %
Februar
175 %
März
155 %
April
116 %
114 %
Sofern der zusätzlich benötigte Strom zu
100 % erneuerbar hergestellt wird, fallen
keine weiteren Emissionen an und die Effekte
auf Energieverbrauch und Emissionen
sind besonders hoch. Anderenfalls müssen
die zur Stromerzeugung benötigten Energieträger
und ihre Emissionen mit betrachtet
werden. Die Emissionsbilanz der Elektrifizierung
bleibt in der Regel aber positiv, selbst
wenn die zusätzliche Stromnachfrage nicht
zu 100 % durch Erneuerbare gedeckt werden
kann. Die zusätzlich für die Stromerzeugung
benötigten Gasmengen werden den Einspareffekt
in den anderen Sektoren also dämpfen,
aber keinesfalls überkompensieren.
Somit sollten die mittel- und langfristigen
Pläne zur Elektrifizierung und Sektorkopplung
auch vor dem Hintergrund des Ukraine-
Krieges weiter vorangetrieben werden; und
zwar auch dann, wenn Kohlekraftwerke aus
Versorgungssicherheitsgründen etwas länger
betrieben werden müssen. Entscheidend
ist, dass Deutschland beim Ausbau der Erneuerbaren
schneller vorankommt und der
Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft gelingt.
Mai
Juni
86 %
Juli
August
95 %
September
93 %
Oktober
Auto Wärme Standard PV mit 10 kWp
149 %
November
163 %
Dezember
179 %
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Größenordnungen: Tesla S (90 kWh) SonnenBatterie 10 performance (55 kWh)
Quelle: pv-magazine, Warum 20 kW pro Haus das neue Paradigma wird? (30. Oktober 2019);
Rolle von Wärmepumpen – ewi/e-cube, 2030 Peak Power Demand in North-West Europe (September 2020)
Bild 13. Saisonalität bei Verbrauch und Erzeugung eines Einfamilienhauses
23
Energieverbrauch für Produktion von Batterien
etc. nicht betrachtet. Beispiel Verkehr:
Treibstoffverbrauch Verbrenner ~7.5 l/100
km oder ~75 kWh/100 km vs. Stromverbrauch
Elektroauto ~20kWh/100km. Beispiel
Wärme: Effizienz moderne Gasheizung
mit Brennwerttechnik >90 % vs. ~350 % Effizienz
moderne Wärmepumpe abhängig von
technischen Gegebenheiten, Wärmequelle
und Vorlauftemperatur. Der theoretische Carnotsche
Wirkungsgrad des Wärmepumpenprozesses
beträgt sogar über 6, wird in der
Praxis aber nicht erreicht.
24
pv-magazine.de, Warum 20 Kilowatt pro
Haus das neue Paradigma wird (30. Oktober
2019), Ralf Ossenbrink
Monatliche PV-Strom
produktion +in 10 kW p
Eine Herausforderung hierbei ist, dass eine
rein erneuerbare Stromversorgung als Basis
für die Sektorkopplung auf zwei Weisen von
Saisonalität betroffen ist: Erstens ist der
Wärmebedarf vor allem im Winter hoch
(Nachfrage), zweitens ist die Stromproduktion
aus PV im Sommer hoch (Angebot). Wir
betrachten zur Erläuterung einen typischen
Haushalt im Einfamilienhaus. Für einen
Vier-Personen-Haushalt in einem Haus mit
230 m² Wohnfläche werden folgende Daten
angenommen 24 : Jahresverbrauch Strom für
bisherige Anwendungen 4.077 kWh, Wärmepumpe
3.361 kWh, Elektromobilität
2.700 kWh. Die Elektrifizierung von Heizung
und Transport geht sicherlich mit Effizienzgewinnen
einher – allerdings erhöht
sich dadurch der Stromverbrauch des betrachteten
Haushalts deutlich um knapp
150 % (+6.061 kWh). Mit einer PV-Anlage
von 10 kW Leistung und angenommenen
1.000 Vbh, kann der jährliche Energiebedarf
von 10.138 kWh zwar bereitgestellt werden
– dabei muss jedoch auch die Saisonalität
von Verbrauch und Produktion beachtet
werden. PV-Strom ist vor allem dann in hohem
Maße vorhanden, wenn er für Heizzwecke
am wenigsten benötigt wird: saisonale
Speicherung spielt also eine Schlüsselrolle
(B i l d 1 3 ). Die Überdeckung im Sommer
liegt bei rund 3.300 kWh und würde im
Winter auch vollständig benötigt werden.
Elektrospeicher sind hierzu nur bedingt geeignet:
technisch gesehen verlieren sie im
Verlauf der Zeit gespeicherte Energie und
sind daher für den saisonalen Ausgleich
nicht die erste Wahl 25 . Auch die gespeicherten
Mengen sind beträchtlich: bei einem
Tesla S geht von man von 90 kWh aus, d.h.
die saisonale Speicherung würde knapp 40
Elektroautos benötigen – oder zumindest
deren Speicherkapazität.
Wasserstoff als Energieträger wäre hier die
realistischere Wahl zur saisonalen Speicherung,
vor allem wenn diese Speicher allgemein
genutzt werden können und nicht nur
von den Bewohnern autarker Häuser. Darüber
hinaus wäre man bei Wasserstoff nicht
nur auf lokale Produktion angewiesen, sondern
kann auch den Mehrbedarf für den
Winter importieren. Dazu könnte Wasserstoff
auch in zentralen Einheiten zur Stromerzeugung
genutzt werden, womit Strom
25
In Deutschland werden aktuell pro Jahr rund
5 TWh erneuerbare Energie abgeregelt, das
sind rund 1 % des aktuellen Stromverbrauchs.
Es ist also nicht zu erwarten, dass
hier ausreichend Wasserstoff für den deutschen
Energiebedarf hergestellt werden
kann. Siehe auch: Sebastian Drünert, Ulf
Neuling, Sebastian Timmerberg, Martin Kaltschmitt,
Power-to-X (PtX) aus „Überschussstrom“
in Deutschland – Ökonomische Analyse,
Zeitschrift für Energiewirtschaft | Ausgabe
3/2019
40 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
auch den Haushalten zur Verfügung gestellt
werden kann, die nicht auf eigene PV-Module
zurückgreifen können. Damit kann letztlich
der Allgemeinheit eine Energieinfrastruktur
zur Verfügung gestellt werden, welche
eine sichere Versorgung erlaubt – und
die Kosten auf eine breitere Basis verteilt
und damit für alle bezahlbar macht. Die Frage
ist also nicht, ob es Beispiele für energieautarke
Häuser gibt – sondern, ob es diese
energieautarken Häuser für alle gibt.
Wenn das nicht der Fall sein sollte, brauchen
wir zusätzliche Lösungen.
Kapazitätsmechanismen:
Wird gesicherte Leistung
ausreichend finanziert?
Mit dem starken Zubau der fluktuierenden
erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung
(dezentral oder zentral spielt eigentlich
keine Rolle) ist verbunden, dass den
steuerbaren Kraftwerken – anders als in der
Vergangenheit – nur noch die Funktion zukommt,
eine von saisonalen oder sogar
überjährigen Schwankungen betroffene Residuallast
zu decken. Dies wirkt sich negativ
auf die Auslastung dieser Anlagen aus. In
einer Reihe europäischer Staaten wurde als
Reaktion darauf ein verändertes Marktdesign
konzipiert bzw. ist in Planung. Danach
erfolgen Zahlungen für das Vorhalten von
gesicherter Leistung – in Ergänzung zu den
am Strommarkt und am Regelenergiemarkt
erzielten Erlösen. Zu den gewählten Mechanismen
zählen Kapazitätsmärkte bzw. strategische
Reserven (B i l d 14 ).
Die Kapazitätsmärkte können zentral oder
alternativ dezentral ausgestaltet sein. Zentrale
Kapazitätsmärkte existieren in Großbritannien
und Polen. Das Funktionsprinzip
besteht darin, dass eine staatliche Stelle eine
für notwendig gehaltene gesicherte Leistung
festlegt und in Auktionen die Vergütung
am Markt ermittelt. Bei dezentralen
Kapazitätsmärkten werden die Stromanbieter
durch regulatorische Vorgaben verpflichtet,
eine jeweils der Höhe nach festgelegte
gesicherte Leistung zu beschaffen. Dies ist in
Frankreich der Fall.
In Belgien, Schweden und Finnland wird
das Instrument der strategischen Reserven
genutzt. Dabei wird eine ex ante festgelegte
Leistung über Ausschreibungen vom ÜNB
beschafft, wobei die bezuschlagten Kapazitäten
– dies können auch flexible Verbrauchslasten
sein – für einen definierten
Zeitraum Zahlungen für das Vorhalten von
Kapazität außerhalb des Strommarktes erhalten.
In Deutschland wurden bisher keine Kapazitätsmechanismen
eingeführt. Vielmehr beruht
das Konzept der Bundesregierung, eine
mögliche Knappheit an elektrischer Energie
und gesicherter Leistung zu verhindern, auf
zwei Säulen (EOM 26 2.0):
Säule 1: Starker Ausbau der erneuerbaren
Energien, der die höhere Nachfrage
nach Elektrizität decken und die rückläufige
Produktion aus Kohle und Kernenergie
möglichst zu 100 % ersetzen
soll.
Gemäß dem Koalitionsvertrag von SPD,
Bündnis 90/DIE GRÜNEN und FDP vom November
2021 wird das verschärfte Erneuerbare-Energien-Ziel
von 80 % des Brutto-
Stromverbrauchs im Jahr 2030 auf einen
höheren Brutto-Stromverbrauch von 680 bis
750 TWh im Jahr 2030 ausgerichtet. Zum
Vergleich: Im Jahr 2021 belief sich der Brutto-Stromverbrauch
in Deutschland auf rund
570 TWh. Das Energiewirtschaftliche Institut
an der Universität zu Köln (EWI) beziffert
die Brutto-Stromnachfrage 2030 unter
Berücksichtigung der Ziele des Koalitionsvertrages
auf 725 TWh. Dieser Wert liegt
somit im oberen Bereich der im Koalitionsvertrag
für 2030 ausgewiesenen Bandbreite.
Begründet wird dieser Anstieg mit der zu
erwartenden erhöhten Stromnachfrage in
den Sektoren Verkehr, Gebäude und Industrie
sowie zur Erzeugung von Wasserstoff
unter Ansatz der gemäß Koalitionsvertrag
angestrebten Elektrolyse-Kapazität von
10 GW im Jahr 2030. 27
Um einen Erneuerbare-Energien-Anteil an
der Brutto-Stromnachfrage von 80 % im Jahr
2030 zu erreichen, sind nach Berechnungen
des EWI – neben dem gemäß Koalitionsvertrag
angestrebten Ausbau der PV-Kapazität
auf 200 GW und der Offshore-Wind-Leistung
auf 30 GW – Wind-Onshore-Anlagen mit einer
Leistung von 94 GW erforderlich.
Säule 2: Stärkung und Ausbau von thermischen
Kraftwerksreserven außerhalb
des Strommarktes.
Um Versorgungssicherheit auch in Zeiten
einer längeren Dunkelflaute sicherstellen zu
können, hält Deutschland wie erwähnt signifikante
Kraftwerkskapazitäten als Reserven
vor. Die Bundesnetzagentur ist in
Deutschland für die Versorgungssicherheit
verantwortlich und könnte diese Reserven
weiter erhöhen, wenn sie dies für nötig erachtet.
Dazu wurden Braunkohlenblöcke in
eine zeitlich befristete Sicherheitsbereitschaft
überführt. Außerdem wurde eine
Netzreserve aus Kraftwerken außerhalb des
Strommarktes gebildet, die nur auf Anforderung
der Übertragungsnetzbetreiber zu
Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit
betrieben werden.
Energy-Only-Markt
Dezentraler Kapazitätsmarkt
Zentraler Kapazitätsmarkt
(Strategische) Reserve
Brauchen wir eine Änderung des
Marktdesigns und einen Neubau
thermischer (Gas-) Kraftwerke in den
nächsten Jahren?
Aus physikalischer Sicht spricht zunächst
trotzdem nichts gegen eine weitere Erhöhung
der Reservekapazitäten. Im Extremfall
wäre es vorstellbar, dass der überwiegende
Teil der jetzt noch am Markt aktiven Kohlekraftwerke
dauerhaft als Reserve vorgehalten
wird. Die verfügbare gesicherte Leistung
würde sich kaum verändern und das System
könnte vermutlich in jeder Situation physikalisch
stabil gehalten werden. Durch das
Vermarktungsverbot dieser Anlagen am
Strommarkt würden Emissionen des Strom-
Quelle: r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer ISI/TEP Energy (2021)
Bild 14. Übersicht über implementierte Kapazitätsmechanismen in den 14 betrachteten
Europäischen Ländern
26
Energy Only Market
27
EWI (2021)
vgbe energy journal 8 · 2022 | 41

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
Strom Gas
Gasanschluss
Neu
GuD
„Brownfield“
oGT/Gasmoto
r „Brownfield“
2022 2023 2024 2025 2026 2027
Bebauungsplan
EPC
Bebauungsplan
EPC
Planfeststellungsverfahren
(zwei bis drei Jahre)
Genehmi
gung
Genehmi
gung
sektors unabhängig von CO 2 und Brennstoffpreisen
reduziert werden. Die Verknappung
am Strommarkt würde den dann noch
verbleibenden Gaskraftwerken (endlich)
helfen, ihre Fixkosten zurück zu verdienen
und dauerhaft am Markt zu überleben. Aufgrund
dieser Argumente wurde dieses Konzept
in der Vergangenheit häufig als kosteneffizienteste
Lösung angesehen.
Durch die nun angepassten Annahmen in
Bezug auf Stromnachfrage (deutliche Erhöhung)
und verfügbare gesicherte Leistung
am Strommarkt (deutliche Reduzierung, da
Kohleausstieg „idealerweise“ bis 2030 angestrebt),
beinhaltet dieses Konzept nun aber
große ökonomische Risiken. Denn das dauerhafte
Vorhalten und häufige Aktivieren
von Reserven, bestehend aus relativ alten
Kohlekraftwerken, ist letztlich eine sehr teure
Lösung, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Insbesondere je mehr sich der
angestrebte Ausbau der Erneuerbaren verzögert,
desto höher ist die Gefahr einer wetterabhängigen
‚Energielücke‘, welche dann
zu häufigen und längeren Aktivierungsphasen
der Kraftwerksreserven und sehr hohen
Strompreisen führen würde. Letztlich könnte
es sogar so sein, dass genauso viel Kohlestrom
produziert wird wie in einem Szenario
ohne Vermarktungsverbot der Kohlekraftwerke
am Strommarkt und/oder
entsprechende Emissionen einfach ins benachbarte
Ausland verlagert werden.
Somit ist absehbar, dass ein Neubau von effizienten
Gaskraftwerken (und Sicherung
der Brennstoffversorgung) in den nächsten
Jahren aus physikalisch-technischer Perspektive
zwar nicht unbedingt erforderlich,
ökonomisch aber dringend geboten ist.
Denn nur durch den Bau solcher Gaskraftwerke
lässt sich gleichzeitig sicherstellen,
dass
––
Emissionsziele aller Sektoren erreicht
werden,
––
Strompreise und Kosten für Verbraucher
nicht explodieren und
––
Versorgungssicherheit jederzeit gegeben
ist.
Lösungen und Szenarien, welche ohne Gaskraftwerksneubau
in den nächsten 5-10 Jahren
auskommen, sind für Deutschland zwar
technisch denkbar und möglich, stehen aber
im Widerspruch zu mindestens einer anderen
Dimension des energiewirtschaftlichen
Zieldreiecks (Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit,
Umwelt- bzw. Klimaschutz).
Diese Widersprüche werden umso größer, je
mehr sich der Erneuerbare-Energien-Ausbau
verzögert und die Stromnachfrage
steigt.
Diese stark ökonomisch geprägte Argumentation
und der Ruf nach neuen, effizienten
Gaskraftwerken klingt im Zuge des Ukraine-
Krieges und der damit verbundenen tatsächlichen
und befürchteten Versorgungsengpässe
bei der Gasversorgung auf den ersten
Blick unplausibel, ist es aus folgenden Gründen
aber nicht: Erstens wird sich der Gaspreis
gemäß aktueller Terminkontrakte in
den nächsten Jahren deutlich verbilligen
und die Investitionen, z.B. in neue LNG-Terminals
dürften die Gefahr einer Versorgungskrise
in den nächsten Jahren auf ein
akzeptables Maß reduzieren. Eine längere
Nutzung und höhere Auslastung von Kohlekraftwerken
ist ökonomisch nach wie vor
keine Alternative, da das europäische CO 2 -
Handelssystem einen Fuel switch zu Gas
mittelfristig wieder erzwingen wird. Auch
diesen Effekt sieht man in aktuellen Terminkontrakten
für die späteren Jahre. Preisund
kostensenkend wirken in diesem Rahmen
langfristig nur eine Reduzierung des
Energieverbrauchs und ein verstärkter Ausbau
der Erneuerbaren. Nimmt man wiederum
aktuelle Terminkontrakte als Maßstab,
ändern die Ukraine-Krise und die damit verbundenen
Energiepreise nichts an den langfristigen
Szenarien und Analysen, da der
Preis für saubere, CO 2 -freie Energieträger
(insbesondere Wasserstoff) noch höher liegen
dürfte als der aktuell gehandelte Gaspreis
für die mittlere First.
Die im Jahr 2030 notwendige steuerbare
Leistung beläuft sich nach den Analysen des
EWI auf 71 GW. Im Falle eines Ausstiegs aus
der Kohleverstromung bis 2030 müsste bis
2030 ein Nettozubau von 23 GW wasserstofffähiger
Gaskraftwerke erfolgen. Neben
der gegenwärtig installierten Gas-Leistung
von 31,7 GW werden vom EWI 8 GW Leistung
auf Basis Biomasse, 5 GW auf Basis
Wasserkraft und 3 GW auf Basis sonstiger
konventioneller Energien ausgewiesen. Der
mit einem Zubau von 23 GW wasserstofffähiger
Gaskraftwerkskapazität gewährleisteten
steuerbaren Leistung von insgesamt
71 GW stünde eine Nachfragespitze von
95 GW im Jahr 2030 gegenüber. 28
FID
Bau
Bau der Pipeline
(ca. 1 Jahr)
Bau
Inbetriebnahme
Inbetriebnahme
Bebauungsplan (verbindlicher Bauleitplan): Instrument der Raumplanung in Deutschland
EPC: Engineering, Procurement and Construction, kurz EPC, (zu Deutsch: Detail-Planung und Kontrolle,
Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- und Montagearbeiten)
BImSchG: Bundes-Immissionsschutzgesetz (Langform: Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch
Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge)
FID: Final Investment Decision (endgültige Investitionsentscheidung)
GuD: Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk
oGT: offenes Gasturbinen-Kraftwerk
Bild 15. Typischer Zeitplan für ein gasbefeuertes Kraftwerk
28
EWI (2021), Auswirkungen des Koalitionsvertrags
auf den Stromsektor 2030
Dies wurde mittlerweile auch von der Politik
erkannt. Die Umsetzung eines beschleunigten
Kohleausstiegs und die Einhaltung der
verschärften Klimaziele erfordert laut Koalitionsvertrag
von SPD, Bündnis 90/DIE GRÜ-
NEN und FDP – neben dem massiven Ausbau
der erneuerbaren Energien – „die Errichtung
moderner Gaskraftwerke, um den
im Laufe der nächsten Jahre steigenden
Strom- und Energiebedarf zu wettbewerbsfähigen
Preisen zu decken.“ Zur Gewährleistung
dieses Ausbaus bedarf es ausreichender
Investitionsanreize, damit ein marktgetriebener
Prozess von Planung, Genehmigung
und Bau entsprechender Anlagen in
Gang kommt. Es bestehen allerdings Zweifel,
dass dies über das gegenwärtig in
Deutschland bestehende Marktdesign erreicht
werden kann. 29 Hinzu kommt das unsichere
regulatorische Umfeld. Aktuell ist
nicht klar, ob und unter welchen Bedingungen
Investitionen in Gas-Infrastruktur als
nachhaltige Investments klassifiziert werden
können. Hinzu kommen weitere Unsicherheiten
in Bezug auf die zukünftige Verfügbarkeit
von grünen Gasen oder Wasserstoff.
Daraus ergibt sich die Notwendigkeit für
eine wettbewerblich organisierte Steuerung
des Ausbaus gesicherter Leistung auf Basis
Gas mittels eines Kapazitätsmarktes.
Zur Sicherstellung der Errichtung einer als
ausreichend angesehenen Leistung auf Gasbasis
bis 2030 sind die Weichen für eine
Neugestaltung des Strommarkt-Designs bereits
2022 zu stellen. Planung, Genehmigungsverfahren
und Bau von Gaskraftwerken
erfordern nämlich einen Zeitrahmen
von mindestens sechs Jahren (B i l d 1 5 ).
Dies gilt im optimalen Fall, der nicht durch
Verzögerungen beeinträchtigt ist. Dabei
sind Gaskraftwerke auch wesentlich, um die
saisonalen Schwankungen bei der Stromnachfrage
zwischen Sommer und Winter
bzw. längere, bis zu überjährlichen Schwankungen
im Grünstromangebot zu kompensieren.
29
Energate messenger (2021)
42 | vgbe energy journal 8 · 2022

Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland
Die Einführung eines Kapazitätsmarktes
wird die Kosten für die Verbraucher gegenüber
einem ‚energy-only-Markt‘ nur unwesentlich
erhöhen. Dies lässt sich mit einem
einfachen Zahlenbeispiel verdeutlichen:
Multipliziert man den durchschnittlichen
day-ahead Spot Preis für Strom (2021) mit
der deutschen Stromnachfrage erhält
man: ~ 100 EUR/MWh/Jahr × 550 TWh =
55 Mrd. EUR/Jahr. Gäbe es in Deutschland
einen Kapazitätsmarkt, in dem neue offene
Gasturbinen, ohne nennenswerte Einnahmen
am day-ahead Markt, benötigt und
preissetzend wären, ergäben sich Zusatzkosten
von: ~ 85 GW × ~ 50 EUR/kW/Jahr =
4,25 Mrd. EUR/Jahr 30 . Zusätzliche Kosten
für einen Kapazitätsmarkt beliefen sich aktuell
also auf weniger als 10 % der aktuellen
Stromentstehungskosten und wären für den
Bau neuer Gaskraftwerke ausreichend. Tatsächlich
dürften die zusätzlichen Kosten für
die Verbraucher vermutlich noch niedriger
sein, da andere Kosten, z.B. Fixkosten für die
Bereithaltung von (Kohle-)Kapazitäten als
Reserven, eingespart und Wholesale Strompreise
niedriger wären.
5 Fazit
30
Der unterstellte Kapazitätspreis von 50 EUR/
kW/Jahr entspricht etwa der Annuität für
eine Gasturbine (CAPEX = 450 EUR/kW,
OPEX = 5 EUR/kW/Jahr, ökonomische Lebensdauer
= 20 Jahre, Kapitalkosten = 8 %)
31
Batteriespeicher bieten sich vor allem für
Speicherung über kürzere Zeiträume an. Für
Energiespeicherung über Wochen und Monate
hinweg bietet sich die Umwandlung von
Strom in Chemikalien an (PtX) wie z.B. Wasserstoff,
Ammoniak oder Methanol, die dann
gespeichert werden können.
Treibhausgasneutralität erfordert die verstärkte
Nutzung klimaneutral erzeugten
Stromes: der Ersatz fossiler Brennstoffe im
Bereich Wärme/Kälte als auch der Treibstoffe
im Mobilitätsbereich durch Strom – sei es
direkt oder über strombasierte Energieträger
– führt zu einem deutlichen Anstieg der
Nachfrage nach Strom. Versorgungssicherheit
bei Strom bedeutet damit auch automatisch
eine sichere Wärmeversorgung im
Winter und jederzeit verfügbare Energie für
individuelle Mobilität.
Neben der kurzfristigen Versorgungssicherheit
– welche vor allem Antworten auf täglich
oder wöchentlich wiederkehrende Muster
(Tag-Nacht, Werktag-Wochenende) finden
wird – müssen in zunehmenden Maße
auch saisonale oder sogar überjährige
Schwankungen des verfügbaren Stroms aus
Wind und Sonne ausgeglichen werden.
Dazu wird weiterhin kontrollierbare Leistung
in ausreichender Menge benötigt, mit
dessen Hilfe man chemisch gespeicherte
Energie 31 in Strom umwandeln kann. Aus
jetziger Sicht bieten sich hier vor allem konventionelle
Kraftwerke auf Basis von Energieträgern
an, die mit klimaneutralem Wasserstoff
betrieben werden, d.h. direkt mit
Wasserstoff oder e-Methan oder e-Ammoniak.
Da diese Kraftwerke sehr gut steuerbar
sind, aber ebenso die Brennstoffe sehr gut
gelagert werden können, stellen sie hier
technisch und ökonomisch interessante Lösungen
dar. Gaskraftwerke sind damit auch
keine „stranded investments“ oder ein „lock
in“ für THG-Emissionen – wenn sie Wasserstoff-ready
sind.
Der europaweite Ausgleich von Strom durch
Handelsgeschäfte – verstärkt auch intra-day
– wird helfen, die vorhandenen gesicherten
Kapazitäten so kostengünstig wie möglich
einzusetzen und den europaweiten Bedarf
zu minimieren. Der globale Handel
mit Wasserstoff und daraus produzierten
Energieträgern sichert die Versorgung mit
den benötigen Energiemengen auch in den
Heizperioden und bei längeren Dunkelflauten
ab. Die dezentrale klimaneutrale Lösung
vor Ort hat also eine Verbindung mit
dem europäischen und dem globalen Energiesystem.
Referenzen
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out coal in the EU’s power system by
2030. A policy action plan. URL: www.agora-energiewende.org
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2030 – Kurzuntersuchung. Dortmund,
November 2021. URL: https://www.amprion.net/Dokumente/Presse/Stellungnahmen/2021/Amprion_Kurzuntersuchung_
Kohleausstieg_2030.pdf
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Energieverbrauch im Jahr 2021. URL: https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/
uploads/2022/04/AGEB_Jahresbericht
2021_20220524_dt_Web.pdf
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insight/the-impact-of-weather-in-a-highrenewables-power-system-march-2021/
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Bundesministerium für Wirtschaft und
Energie. URL: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/dienationale-wasserstoffstrategie.pdf?__
blob=publicationFile&v=20
BNetzA (2022): Bedarfsermittlung 2021-2035.
Bestätigung des Netzentwicklungsplans Strom
für das Zieljahr 2035. Bonn, Januar 2022.
URL: https://data.netzausbau.de/2035-
2021/NEP2035_Bestaetigung.pdf
BNetzA (2021): Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur.
Stand: 31. Mai 2022. URL: https://
www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html
dena (2016): Analyse: Momentanreserve 2030,
Berlin, 16.02.2016
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Juni 2020. URL: https://
www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.pdf?__blob=publicationFile
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50 Hertz bringt Kapazitätsmärkte ins
Spiel. 12. Dezember 2021. URL: https://
www.energate-messenger.de/
news/213096/versorgungssicherheit-
50-hertz-bringt-kapazitaetsmaerkte-insspiel
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2021. URL: https://preview.entsoe.eu/outlooks/eraa/
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Prognos, Öko-Institut, Wuppertal-Institut
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Wie Deutschland seine Klimaziele schon vor
2050 erreichen kann. Zusammenfassung im
Auftrag von Stiftung Klimaneutralität, Agora
Energiewende und Agora Verkehrswende.
URL: www.agora-energiewende.de
r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer-
Institut für System- und Innovationsforschung
ISI/TEP Energy (2021): Monitoring
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europäischen Strommärkten. Projektbericht
im Auftrag des Bundesministeriums für
Wirtschaft und Energie. Projekt Nr. 047/16.
Köln, 26. April 2021. URL: https://www.
bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/
Studien/angemessenheit-der-ressourcenan-den-europaeischen-strommaerkten.
pdf?__blob=publicationFile&v=30
Ready4H2 (2021): Europe´s Local Hydrogen
Networks. Dezember 2021. URL: https://
www.ready4h2.com/_files/ugd/597932_
bcbe101b84834beab52da207aa89d5e6.pdf
SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN, FDP (2021):
Mehr Fortschritt wagen – Bündnis für Freiheit,
Gerechtigkeit und Nachhaltigkeit. Koalitionsvertrag.
URL: https://www.bundesregierung.de/resource/blob/974430/199081
2/4ceb7591c8d9058b402f0a655f730
5b/2021-12-10-koav2021-data.
pdf?download=1
Umweltbundesamt (2022): Pressemitteilung
vom 15. März 2022
l
vgbe energy journal 8 · 2022 | 43

vgbe/VERBUND Expert Event
Digitalisation in Hydropower
Focus on Digital Data Management
17 and 18 November 2022
Vienna with the opportunity to participate online
vgbe/VERBUND Expert Event
Digitalisation in Hydropower
The 5 th international vgbe/VERBUND Expert Event
“Digitalisation in Hydropower” will provide again a comprehensive
overview of important topics regarding digitalization
in hydropower dealing mainly with the results
of newly developed and implemented innovative digital
measures, products and tools from the view of the operators.
Topics of the lecturers are:
• Asset Management
• Workforce Management
• Advanced Data Analytics
• Platform Solutions
• Digital Twins
• Inspection & Measurement
• Visualization (VR, AR, 3D GIS …)
Based on practical examples, you will gain insights on
how to implement and apply digital solutions successfully.
CONFERENCE VENUE
VERBUND Hydro Power GmbH
Europaplatz 2, 5 th floor
1150 Vienna/Austria
CONFERENCE LANGUAGE
English
EVENING EVENT
On Thursday, 17 November 2022, starting at 7:00 p.m.,
all conference participants are invited to a get-together
at the oldest wine tavern in Vienna:
Heuriger 10er Marie
Ottakringerstraße 222-224
1160 Vienna/Austria
CONFERENCE TICKET
Digitalisation in Hydropower
Expert Event | Programme
On-site
Online
vgbe non-members CET 17 NOVEMBER € 890.-- 2022 € 690.--
vgbe members 10:30 Welcome € and 690.-- opening € 490.--
Dr Karl Heinz Gruber, VERBUND Hydro and
Universities Chair of vgbe € 350.-- Steering Forum “Hydro € 250.-- Power”
Current Participation activities of fee vgbe plus Austrian VAT.
The participation fees in digitalisation include the on conference hydropower presentations
(after the conference), Dr Mario Bachhiesl, coffee breaks, vgbe energy lunch and participation
11:00 in the evening KEYNOTE event.
Austrian VAT will be shown in the invoice.
Creating a more resilient future with
the power of storytelling
All participants of the conference are requested to register
online. It is not possible to accept credit cards or cur-
Markus Mooslechner, Terra Mater Studios
rency at 11:30 the conference SESSION office. 1
Lecture 1
ONLINE REGISTRATION Digitalization at a glance in Kelag hydropower
Dr Stefan Golja, Kelag
https://t1p.de/digi2022
Lecture 2
vgbe energy e.V. Continuous improvement in digitalization
Deilbachtal 173 @ Uniper Hydro Power
45257 Essen/Germany Dr Christian Kunze, Uniper Hydro Power
Eva Silberer
12:30 Lunch
t +49 201 8128 – 202
Have direct access
e vgbe-digi-hpp@vgbe.energy
14:00 SESSION 2
to the event website.
Lecture 3
PRIVACY POLICY & AI-assisted GENERAL inspection TERMS of concrete surfaces
at dams
Detailed information on data protection as well as the
Ephraim Friedli, Axpo,
general terms and
Stefan
conditions
Schuhbäck,
can
VERBUND
be found
Hydro
at
https://t1p.de/vgbe-vsAGBen (shortlink)
Lecture 4
Robot Spot meets hydro power plant
CONFERENCE OFFICE
Anja Fürst, illwerke vkw
The conference office
Lecture
will
5
be located on
the 5 th floor and will Data be analysis open from for generator 09.00 a.m. maintenance on. -
optimization of windings controls
IN COOPERATION Nicolas WITH Debernes, EDF Hydro DTG
15:30 Coffee Break
vgbe/V
CET
16:00
Digita
Focus
Con
t
17:00
19:00
CET
09:00
10:30
1
Außen – Seite 1 Außen Innen – Seite – Seite 2 1
Titelseite Innen – Sei – S
Online Registration
Contact
https://register.vgbe.energy/30622/
Eva Silberer | t +49 201 8128-202 |
e vgbe-digi-hpp@vgbe.energy

er
e
CET CET 17 NOVEMBER 17 NOVEMBER 2022 2022
16:00 16:00 SESSION SESSION 3 3
Lecture Lecture 6 6
O&M digitalization O&M digitalization - return - of return experience of experience
Martin Unterkreuter, Martin Unterkreuter, ANDRITZ ANDRITZ Hydro Hydro
Lecture Lecture 7 7
The value The of value a condition of a condition monitoring monitoring
and data and diagnosis data diagnosis in hydropower in hydropower
Jörg Lochschmidt, Jörg Lochschmidt, Voith Hydro Voith Hydro
17:00 17:00 Closing Closing words words
19:00 19:00 Dinner Dinner and get-together and get-together at at
“Heuriger “Heuriger 10er Marie” 10er Marie”
CET CET 18 NOVEMBER 18 NOVEMBER 2022 2022
11:30 11:30 SESSION SESSION 5 5
Lecture Lecture 11 11
Digitizing Digitizing hydropower hydropower plants: a plants: real world a real world
example example addressing addressing remaining remaining useful life useful (RUL) life (RUL)
of turbines of turbines and and multi-factorial-anomalies with AI with AI
Dr Günther Dr Günther Hoffmann, Hoffmann, AvailabilityPlus AvailabilityPlus
Lecture Lecture 12 12
Fatigue Fatigue analysis analysis of a prototype of a prototype Francis Francis
turbine turbine based on based strain on gauge strain measurements
gauge measurements
and numerical and numerical simulations simulations
Eduard Eduard Doujak, Doujak, TU Wien TU Wien
Lecture Lecture 13 13
Detecting Detecting new defects new defects the first the time first time
Mathias Mathias Pawlowsky, Pawlowsky, Axpo Axpo
ropower r
tion
r
nch Lunch
faces
nce -
eak ffee Break
CET CET 18 NOVEMBER 18 NOVEMBER 2022 2022
vgbe/VERBUND Expert Event
09:00 Digitalisation 09:00 SESSION SESSION in 4 Hydropower 4
13:00 13:00 Closing Closing words words
CONFERENCE TICKET
On-site
The 5
vgbe/VERBUND Lecture th international vgbe/VERBUND Expert Event
Lecture 8 Expert 8 Event
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“Digitalisation Why is Why the in digital is Hydropower” the project digital project twin/twin will provide twin/twin becoming again becoming a com-
Information vgbe non-members about about our our € 890.-- € 690.--
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Hydropower Industry Industry Guide Guide 2021/22 2021/22
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international management (energy) vgbe/VERBUND in (energy) plant construction?
plant construction? Expert Event
talization in hydropower dealing mainly with the results
“Digitalisation Examples Examples in Hydropower” will provide again a com-Geprehensive overview of important topics regarding digi-leading leading companies companies in the in the
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of newly Timur developed Ripke, Timur COMAN Ripke, and COMAN Software implemented Software innovative digital
vgbe members Participation € 690.-- fee plus Austrian € 490.-- VAT.
measures, products and tools from the view of the ope-hydropowerators. Topics of the lecturers are:
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hydropower industry industry and and
talization Lecture in hydropower Lecture 9 9 dealing mainly with the results The participation fees include the conference presentations
(after the conference), coffee breaks, lunch and par-
of newly Performance developed Performance analytics and analytics implemented innovative digital
of run-of-river run-of-river power plants power plants
topic-specific topic-specific offers offers of
measures,
• Asset
products
Management
Participation fee plus Austrian VAT.
and tools from the view of the operators.
Chair Topics of Chair this of the vgbe of this lecturers Working vgbe Working Group are: Group
Austrian VAT will be shown in the invoice.
Mirjam Mirjam Sick, Expert Sick, in Expert hydropower in hydropower and and our media our
ticipation
media partners.
in
partners.
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• Workforce Management
The participation fees include the conference presentations
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• Asset Management
• Advanced Data Analytics
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Lecture Platform Lecture 10 Solutions 10
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ticipation All participants in the of evening the conference event. are requested to regis-
• OT Workforce Digital Cyber OT Security Cyber Twins Management
Security
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• Christoph Advanced Inspection Christoph Kukovic, Data & Kukovic, Measurement
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Deilbachtal 173
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Innen Innen – Eva Seite Silberer – 3 Seite 3
Deilbachtal 173
CONFERENCE Europaplatz 2, VENUE 5 th floor
t +49 201 8128 – 202
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PRIVACY POLICY & GENERAL TERMS
Online
v
D
v
D

Innovative Technologie für
eine bewährte Gasturbine –
3D-gedruckte V64.3
Turbineneintrittsleitschaufel
mit In-Wandkühlung
Axel Pechstein und Jan Münzer
Abstract
Innovative technology for a proven gas
turbine - 3D-printed V64.3 turbine inlet
guide vane with in-wall cooling
As a local and regional energy supplier,
SachsenEnergie has been operating the Dresden
Nossener Brücke combined-cycle gas turbine
power plant since 1995. As a heat-led cogeneration
plant, it provides 85 % of the district
heating supply for the city of Dresden,
with approx. 2,000 GWh. From 2011 onwards,
a successive comprehensive plant mod-
Autoren
Dipl.-Ing. Axel Pechstein
Kraftwerksleiter
DREWAG – Stadtwerke Dresden
GmbH
HA Kraft- und Heizwerke HKW
Dresden-Nossener Brücke
Dresden, Deutschland
Jan Münzer
Siemens Energy Global
GmbH & Co. KG
Berlin, Deutschland
ernization will take place. Current measures
in modernization phase 2 are aimed at increasing
efficiency. In the area of gas turbines
in particular, further measures are being initiated
in a joint development partnership between
SachsenEnergie and the manufacturer
Siemens Energy and will also be implemented
after a test phase. The core element of this
package of measures is the development and
testing of a gas turbine guide vane manufactured
using the laser powder bed fusion
(LPBF) process or the 3D printing process under
the conditions of commercial power plant
operation. l
1 Einleitung
Als lokaler und regionaler Energieversorger
betreibt die SachsenEnergie seit 1995 das
GuD-HKW Dresden Nossener Brücke, welches
als wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplungsanlage
die Fernwärmeversorgung der
Stadt Dresden mit ca. 2.000 GWh zu 85 %
sicherstellt.
Neben der Aufgabe zur Wärmeversorgung
besteht die grundlegende Anforderung,
ganzjährig durch Flexibilität und Effizienz
die Chancen des Strommarktes zu nutzen
und daraus einen Beitrag zum wirtschaftlichen
Gesamtergebnis zu generieren.
In diesem Anliegen fand in den Jahren ab
2011 sukzessive eine umfassende Anlagenmodernisierung
statt. Die Maßnahmen dieser
ersten Modernisierungsphase hatten die
Lebensdauerverlängerung und die Erhöhung
der Flexibilität der Gesamtanlage zum
Ziel. [1].
In Fortsetzung dieser Phase konzentrieren
sich die jetzigen Maßnahmen der Modernisierungsphase
2 auf die Erhöhung der Effizienz.
Speziell im Bereich der Gasturbine werden
in einer gemeinsamen Entwicklungspartnerschaft
zwischen SachsenEnergie und
dem Hersteller Siemens Energy weitere
Maßnahmen initiiert und nach einer Testphase
auch implementiert. Kernelement dieses
Maßnahmenpakets ist die Entwicklung
und Erprobung einer im Laser Powder Bed
Fusion (LPBF-)Verfahren bzw. dem 3D-
Druck- Verfahren hergestellten Gasturbinenleitschaufel
unter den Bedingungen des
kommerziellen Kraftwerksbetriebes.
Der vorliegende Beitrag beleuchtet ausgehend
von den Anforderungen des Marktes
die gemeinsame Zielformulierung für die
Entwicklungspartnerschaft. In diesem Zusammenhang
werden auch betriebliche Belange,
die wesentlich für die Entscheidung
zur Projektpartnerschaft waren, diskutiert.
Die Möglichkeiten, welche die additive Fertigung
bei der Modernisierung von Produkten
der Turboindustrie bietet, werden in ihrer
Bandbreite von der konstruktiven Auslegung
über die Fertigung und Qualitätssicherung
bis hin zur Ersatzteillogistik und
dem Einsatznutzen beleuchtet.
2 Anlagenkonfiguration,
Anforderungen und
Zielsetzung
Anlagenkonzept
Das HKW Nossener Brücke wurde in den
Jahren 1993 bis 1996 als schlüsselfertige
Anlage durch die Firma Siemens errichtet.
Die Anlage besteht aus drei Gasturbinen des
Typs V64.3 mit nachgeschalteten Abhitzedampferzeugern
(B i l d 1 ). Der erzeugte
Frischdampf (500 °C, 48 bar bis 80 bar) wird
einer Gegendruck-Dampfturbine zugeführt.
Der entspannte Dampf wird in nachgeschalteten
Heizkondensatoren zur Erwärmung
des Fernwärmerücklaufs genutzt. Über
46 | vgbe energy journal

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine
Wanderanzapfungen der Dampfturbine
werden in- und externe Abnehmer mit Prozessdampf
versorgt. Dem Dampfteil eines
jeden Abhitzedampferzeugers ist eine Fernwärmetauscherschleife
nachgeschaltet,
welche die Abkühlung der Gasturbinenabgase
bis auf 95 °C gewährleistet. Die erzeugte
Fernwärme der Heizkondensatoren und
der Fernwärmetauscher wird in das Zentrale
Fernwärmenetz der Stadt Dresden eingespeist.
Im Bedarfsfall können zwei Zusatzfeuerungen
in Betrieb genommen werden,
um wahlweise die Dampf- und/oder Fernwärmeerzeugung
zu steigern.
Marktsituation
Erdgas
Heizöl
Generatoren
Heizöl (falls Erdgas ausfällt)
Erdgas
Gasturbinen
el. gesamt: 260 MW (T a = 0 o C)
th. gesamt: 480 MW
Brennst.-Nutzungsgrad: ca. 85 %
Bild 1. Anlagenschema.
Das Gesamtbetriebskonzept des GT-HKW
Nossener Brücke ist bestimmt durch:
––
die ganzjährige Funktion als Wärmegrundlastanlage
für das ZFHN der Stadt
Dresden mit ca. 5.000 Vollbenutzungsstunden/a,
––
den Erfordernissen der Stromvermarktung,
wobei hier eine immer weiter wachsende
Volatilität und Flexibilität in Lastlagen
und Anlagenzustand gefordert ist
(B i l d 2 ) [2] sowie den
––
notwendigen Zeiträumen für Instandhaltungsarbeiten.
Gesamtanlagenstillstände
Stromerzeugung und -verbrauch in GW
120
105
90
75
60
45
30
15
0
Kühlturm
Heizölspeichertank
Abgaswärmeüberträger
zum Kamin
Fernwärme
Dampfturbine
Dampf
Transformator
Generator
Strom
Transformator
Fernwärme für
Haushalte
Fernwärme und Prozessdampf
für Industrie
sind nur langfristig planbar, außerplanmäßige
Stillstände durch Störungen etc.
führen unmittelbar zu Erlösausfällen. Die
Anforderungen an Verfügbarkeit, Effizienz
und Flexibilität sind in dieser Situation
hoch.
Zielfunktion des Gesamtprojektes
Vor dem Hintergrund des ganzjährig kommerziellen
Betriebes war die Frage der Mitwirkung
als Energieversorger an diesem
Entwicklungsprojekt aus betrieblicher Sicht
nur im Komplex zu beantworten. Deshalb
fanden im Vorfeld der Entscheidung zur
Teilnahme am Projekt umfangreiche Versuche
und Risikobetrachtungen statt, in die
unter anderem auch die Kompetenzen des
Maschinenversicherers einbezogen wurden.
Fragen der Risikotragung waren ebenso zu
beantworten wie auch die Frage einer möglichen
Besicherung bei unplanmäßigen Ausfall
einer Anlage bzw. der Reversibilität der
Umbaumaßnahmen bei einem möglichen
Projektabbruch.
Am Ende dieses Klärungsprozesses zwischen
Hersteller, Betreiber und Versicherer
wurde ein Stufenplan für die Einführung der
neuen Technologie und des Produkts entwickelt.
200 €
150 €
100 €
50 €
0 €
- 50 €
- 100 €
- 150 €
- 200 €
2. Mai 4. Mai 6. Mai 8. Mai 10. Mai 12. Mai 14. Mai 16. Mai 18. Mai 20. Mai 22. Mai 24. Mai 26. Mai 28. Mai 30. Mai
Bild 2. Preisvolatilität am Strommarkt.
Konv. Kraftwerke Regenerative Erzeugung Strompreis Stromverbrauch
Strompreis in MW
Besonderen Raum nahm die Frage nach der
Zielfunktion für die gemeinsame Entwicklungspartnerschaft
ein. Es galt, die betrieblich-wirtschaftlichen
Randbedingungen
für Produktentwicklung zu formulieren.
Schnell wurde klar, dass kein Einzelkriterium
isoliert betrachtet werden konnte. Zum
Beispiel hätte ein Produkt mit höchster Effizienz,
jedoch nicht mit der durch Produktions-
und Instandhaltungszyklus vorgegebenen
Standzeit, keinen Einsatzfall.
Im Ergebnis der Abwägung der sich zum
Teil widersprechenden Teil-Entwicklungsziele
––
Wirkungsgrad- oder Leistungssteigerungspotenzial
––
Beibehaltung der bisherigen Lebensdauer
––
Auslegung für flexible Fahrweise der GT
––
Refurbishment-Konzept im Einklang mit
dem gesamten Maintenance-Konzept der
GT
––
Verringerung der Emissionen
––
vergleichbarer Bauteilpreis
––
Verfügbarkeit mit verkürzter Bestelldauer
––
keine negativen Einflüsse auf Nebenanlagen
der Gasturbine
wurden die life cycle costs der Gesamtanlage,
welche alle o.g. Aspekte berücksichtigen,
als Zielfunktion vereinbart. D.h., es
sollte ein Produkt höherer Leistungsfähigkeit
mit den Vorteilen des neuen Produktionsverfahrens
kombiniert werden, ohne
dass sich negative Auswirkungen auf Produktions-
und Instandhaltungsregimes ergeben,
wie z.B. verkürzte Standzeiten mit
häufigeren Außerbetriebnahmen oder notwendigen
Umbauten in den Nebenanlagen
des Kühlluftsystems.
Bedeutsam ist, dass die Turbinenbeschaufelung
in der Regel der Taktgeber für die Instandhaltungszyklen
des gesamten Blockes
mit Gasturbine und Abhitzekessel ist. Das
heißt, eine Änderung der Standzeiten der
neuen Beschaufelung hätte weitreichende
Auswirkungen auf das Instandhaltungskonzept
der gesamten Anlage.
3 Realisierte Lösung
3.1 Ausgangssituation
Die Ausgangssituation zur Lösung dieser
Konstruktionsaufgabe stellt ein häufiges
und herausforderndes Szenario im Service
älterer Gasturbinen mit kleiner Flottengröße
dar. Eine bis zu mehreren Jahrzehnten
alte Grundkonstruktion, in diesem Fall über
25 Jahre, von der kaum digitale Daten existieren
und deren Entwicklung von der Vorgängergeneration
der Ingenieure mit älteren
Auslegungswerkzeugen erfolgte, soll
nun sicher, ökonomisch und in kurzer Zeit in
eine deutlich verbesserte Neukonstruktion
überführt werden, die in allen Aspekten
kompatibel mit der existieren Gasturbinenflotte
des entsprechenden Typs und deren
teilweise in Varianten ausgeführten Hilfssystemen
ist.
vgbe energy journal 8 · 2022 | 47

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine
Dies erforderte zuerst ein grundlegendes
Reverse Engineering und die Schaffung eines
dreidimensionalen Datensatzes der im
Einsatz befindlichen Turbinenleitschaufel,
der angrenzenden Bauteile sowie der Einsatzrandbedingungen,
um eine effiziente
Bearbeitung der Konstruktionsaufgabe in
einer durchgehenden digitalen Prozesskette
von der Auslegung, über die Konstruktion
bis zur Fertigungsautomatisierung zu ermöglichen.
Von der V64.3 Turbinenleitschaufel
der 1. Stufe (TLe1) wurde anhand
bestehender Konstruktionszeichnungen ein
3D-Modell erstellt und mit Computertompographiescans
von realen Bauteilen abgeglichen,
um sicher zu gehen, dass auch kleinste
Abweichungen von der ursprünglich dokumentierten
Produktspezifikation im Rahmen
der späteren Fertigungsentwicklung
und Lieferantenqualifizierung erfasst und in
der Ausgangsreferenz abgebildet werden.
Mit diesem CAD-Modell der ursprünglichen
Konstruktion konnte dann der Nachbau einiger
Dutzend Bauteile mittels LPBF in der
ursprünglichen Legierung IN939 erfolgen
(B i l d 3 ), um sowohl Erfahrungen bei der
Additiven Fertigung und den nachgelagerten
Bearbeitungs-, Beschichtungs- und
Montageprozessen zu sammeln als auch im
kommerziellen Einsatz im Gasturbinenbetrieb
in einer Grundlastanlage und in einem
Spitzenlastkraftwerk. Diese Phase I des Projekts
diente der Validierung des Grundmaterials,
der Integrität der Beschichtung darauf
sowie der dreidimensionalen Auslegung.
Bild 3. V64.3 Turbinenleitschaufel Stufe 1 im
alten Design additiv gefertigt;
beschichtet (Phase I).
3.2 Schaufelkühlsystem
Von zentraler Bedeutung zur Erreichung der
eingangs genannten Ziele war die Auslegung
und die konstruktive Umsetzung eines
Bild 4. V64.3 Turbinenleitschaufel Stufe 1 mit
In-Wand-Kühlung (Phase II).
sehr leistungsfähigen Kühlsystems mittels
In-Wand-Kühlung bei der Neukonstruktion
(B i l d 4 ). Dabei werden die heißgasführenden
Bauteilbereiche von in den entsprechenden
Bauteilwänden konturnah verlaufenden
Kanälen, die von gekühlter Verdichterluft
durchströmt werden, konvektiv
gekühlt, welche aufgrund der Fähigkeiten
des 3D-Drucks sehr flexibel gestaltet und genau
an die lokalen Verhältnisse angepasst
werden können. Der Durchmesser der Kühlkanäle,
ihr Abstand zueinander bzw. ihre
Teilung, der Abstand zum Heißgaskanal
oder ihre Form sind in Grenzen frei wählbare
Auslegungsparameter, deren fertigungstechnische
Umsetzung mittels additiver Fertigung
erstmals in dieser Form möglich ist.
Damit lassen sich der Wärmeübergang optimieren,
die Bauteiltemperaturen verringern,
die Temperaturverteilung homogenisieren
und Spannungsgradienten verringern.
Im konkreten Fall wurde eine
Reduzierung des Kühlluftbedarfs der Turbinenleitschaufel
von mehr als 25 % bei
gleichzeitiger Verringerung der Bauteilmetalltemperaturen
um ca. 100 °C in weiten
Bereichen und um mehr als 250 °C an den
heißesten Stellen erreicht. Auf die Realisierung
weiteren Potenzials wurde verzichtet,
um die Neukonstruktion möglichst robust
auszuführen und darüber hinaus Reparaturaufwand
und Ausschussraten im Refurbishment
zu minimieren, da die Optimierung
der Lebenszykluskosten gleichgewichtet mit
der Verbesserung der Performance (Wirkungsgrad,
Leistung, Emissionen der GT)
im Lastenheft stand.
3.3 Produktoptimierung und
fertigungstechnische
Umsetzung
Es wurde eine detaillierte Funktionsanalyse
des Originalbauteils mit dem Ziel durchgeführt,
bei der Neukonstruktion alle notwendigen
Funktionen mit einem hohen Grad an
Funktionsintegration bereits im 3D-Druckteil
zu erfüllen, um die nachfolgenden Fertigungsabläufe
zu vereinfachen und die Komplexität
des Bauteils zu verringern.
Die Erfüllung der Funktionen zur Kühlung
der Heißgasplattformen und des Schaufelblatts
wurde im originalen Design durch
zwei Prallkühlbleche für die Schaufelplattformen
sowie einen Prallkühleinsatz und
ein Verschlussblech für das Schaufelblatt
realisiert. Somit wird das einbaufertige Originalbauteil
in Summe mit dem Schaufelkörper
selbst aus insgesamt fünf Einzelteilen
gebildet. Zusätzlich mussten noch Kühlluftbohrungen
mittels Funkenerosion in das
Bauteil eingebracht werden.
Die Neukonstruktion mit lokal optimal angepassten
und integrierten In-Wandkühlkanälen
beinhaltet alle zur Kühlung notwendigen
Features bereits im additiv gefertigten Bauteil,
d.h., es gibt nur noch ein einziges Bauteil,
dessen maschinelle Bearbeitung auch
noch weitestgehend vereinfacht wurde. So
gelang es auch, einen Teil der vorher maschinell
bearbeiteten Geometrien, z.B. eine
Plattformseitenfläche und Dichtflächen, nun
direkt auf Endmaß innerhalb der nötigen Toleranzen
zu drucken, was eine nachträgliche
Bearbeitung dieser Flächen nicht mehr notwendig
macht. Auch durch die Vereinfachung
anderer Funktionsträger, wie z.B. den
Dichtungen zum Sekundärluftsystem, konnte
der Aufwand für die maschinelle Bearbeitung
weiter verringert werden. In Summe
um etwa 50 %. Der Wegfall von einzelnen
Fertigungsschritten wie zum Beispiel dem
Erodieren von Kühlluftbohrungen oder dem
Einschweißen des Prallkühleinsatzes und
der Verschlusskappe führten zu einer deutlichen
Verkürzung der Fertigungskette und
Durchlaufzeit. Die Neukonstruktion kann in
etwa 35 % der ursprünglich notwendigen
Zeit beschafft werden. Dies erleichtert die
Ersatzteilbeschaffung bei schwankender
und schlecht vorhersagbarer Nachfrage aufgrund
von energiepreisabhängiger oder witterungsbedingter
Fahrweise der Kraftwerksbetreiber.
Kurzfristige Beschaffung reduziert
die Kapitalkosten und -bindung.
Die neue Turbinenleitschaufel wird auf der
Maschine M400-4 des Herstellers Electro
Optical Systems GmbH (EOS) hergestellt.
Dabei werden jeweils acht Bauteile von vier
Lasern in einem Bauprozess gefertigt.
Im Vergleich zum Vakuumfeinguss sind die
Kosten für die komplexeren additiv gefertigten
Ausgangsbauteile momentan oft noch
höher, was jedoch bereits zu einem großen
Teil durch die o.g. positiven Effekte auf die
gesamte Fertigung kette kompensiert werden
kann. Beim eigenen Hersteller für additiv
gefertigte Produkte Materials Solutions
Ltd. in Worcester im Vereinigten Königreich
(B i l d 5 ) treibt Siemens Energy die Industrialisierung
der Technologie auf breiter
Front voran, um die additive Fertigung zum
Verfahren der Wahl für eine Vielzahl von
Produkten der Turboindustrie und anderen
Anwendungen zu etablieren. Bei Neuentwicklungen
wird so oft bereits jetzt schon
ein Kosten- und erheblicher Zeitvorteil gegenüber
dem Vakuumfeinguss erreicht, da
48 | vgbe energy journal 8 · 2022

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine
Neben Standardprüfverfahren für Turbinenbauteile
wie der fluoreszierenden Farbeindringprüfung
zur Detektion von Rissen und
der Messung der Kühlluftmassenströme
kam auch die Thermographie zum Einsatz,
um die einwandfreie Durchströmung aller
Kühlluftkanäle sicherzustellen. Dabei werden
die Kühlkanäle mit heißer Luft beaufschlagt
und ihre korrekte Durchströmung
mit Wärmebildkameras überprüft (B i l d 7 ).
Bild 5. Additive Fertigung bei Materials Solutions Ltd. a Siemens Energy business in Worcester, UK.
Bild 6. Prüfung der 3D-Druck-Bauteile mittels Computertomographie.
nicht mehr langwierig teure Guss- und Kernformen
beschafft werden müssen.
3.4 Qualitätssicherung
Die noch junge Technologie der Additiven
Fertigung und die neuartigen Designs mit
komplexen Kühlstrukturen im Inneren der
Bauteile erfordern darauf abgestimmte Verfahren
in der Qualitätsprüfung, um sicherzustellen,
dass die zum Teil kleinen Hohlräume
geometrisch korrekt abgebildet und
frei von Metallpulver oder Rückständen aus
anderen Fertigungsschritten, zum Beispiel
Strahlprozessen zur Oberflächenbehandlung,
sind. Darüber hinaus wird die metallurgische
Qualität der Bauteile zerstörungsfrei
geprüft. Der Einsatz von Computertomographie
hat sich dabei bewährt. Für die
Prüfung der Turbinenleitschaufel (B i l d 6 )
kam eine Mikrofokusröntgenröhre mit einer
Beschleunigungsspannung von 300 keV
zum Einsatz, die in einem industriellen
Computertomographieprüfsystem des Herstellers
YXLON integriert ist.
Bild 7. Prüfung der Kühlkanäle im 3D-Druckbauteil
mittels Thermographie.
4 Implementierung und
erste Betriebserfahrungen
Zur schnellen Verfügbarkeit der additiv gefertigten
Neukonstruktion der Turbinenleitschaufel
für den kommerziellen Kraftwerksbetrieb
wurde gemeinsam mit der Sachsen-
Energie, ihrem Versicherer und Siemens
Energy ein zweistufiger Ansatz gewählt, um
Risiken bei der Einführung der neuen Technologie
(Phase I) und des neuartigen Designs
(Phase II) zu minimieren.
4.1 Phase I – Grundlegende
Validierung des Materials
Bereits ab 2019 befinden sich acht additiv
gefertigte Bauteile im Originaldesign in der
GT12 des GuD HKW Nossener Brücke zur
Validierung des Materials und der Auslegung
im Grundlastbetrieb. Die Testkonfiguration
im Turbinenleitring zeigt B i l d 8 .
Jährlich finden zwei Inspektionen der Validierungsbauteile
in einem Abstand von ca.
2.500 bis 5.000 Betriebsstunden statt. Bis
einschließlich der letzten Inspektion Ende
April 2021 nach ca. 14.000 Betriebsstunden
und 43 Starts zeigten die gedruckten Turbinenleitschaufeln
keinerlei Befunde (Schutzschichtdegradation,
Risse, Verformung,
Oxidation etc.) oder Auffälligkeiten im Vergleich
zu den Standardbauteilen aus dem
Vakuumfeinguss (B i l d 9 ). Der Betrieb dieser
Bauteile wird bis zur planmäßigen Revision
im Sommer 2023 fortgesetzt.
Weitere zehn Bauteile dieser Art wurden in
der Zeit von 2019 bis 2020 in einer Gasturbine
bei Helsinki im Spitzenlastbetrieb erfolgreich
über ca. 4.000 Betriebsstunden und 40
Starts bis zu einer planmäßigen Revision
ohne Probleme getestet und im Anschluss
bei Siemens Energy untersucht. Die Laboruntersuchungen
zeigten keinerlei Auffälligkeiten.
Der erfolgreiche Betrieb der Bauteile über
bereits zwei Jahre in der Phase I war eine
Voraussetzung für die Implementierung der
Neukonstruktion in Phase II des Projekts.
4.2 Phase II – Implementierung der
Neukonstruktion
Im Juli 2021 wird ein kompletter Satz mit 90
Stück der neu konstruierten und additiv gefertigten
Turbinenleitschaufeln im Rahmen
einer Revision in die GT11 des HKW Nossener
Brücke eingebaut. An instrumentierten
Bauteilen sind ca. 30 Thermoelemente ins-
vgbe energy journal 8 · 2022 | 49

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine
Die modifizierten Betriebspunkte der Hilfssysteme
(Kühlluftkühler und Kühlluftbooster)
werden dabei geprüft und im Rahmen
der Inbetriebsetzung korrekt eingestellt.
5 Zusammenfassung und
Ausblick
Zebra-
Konfiguration
4er Block
Bild 8. Testkonfiguration der 8 Phase I-Turbinenleitschaufeln in der V64.3 GT12 Nossener Brücke.
Bild 9. 3D-Druck-Schaufeln im Zebra in der GT12 Nossener Brücke nach zwei Jahren
Grundlastbetrieb.
talliert, die zur Validierung der Schaufelkühlung
und der bei der Auslegung angesetzten
Randbedingungen dienen.
Zu Beginn des kommerziellen Betriebs werden
unter anderem die Betriebspunkte zur
Maximierung der GT-Leistung, des Wirkungsgrads
und der Minimierung der Stickoxidemission
angefahren und zum Vergleich
mit der Referenz vermessen. Der Kühlluftverbrauch
wird dabei mithilfe eines Ultraschallverfahrens
ermittelt und mit dem Verbrauch
der alten Konfiguration verglichen.
Die Additive Fertigung bietet vielfältige
Möglichkeiten, die Modernisierung älterer
Turbomaschinen wirtschaftlich attraktiv für
Betreiber und Hersteller zu gestalten. Die
neue konstruktive Freiheit ermöglicht Bauteile,
die einerseits wichtige Betriebsparameter
wie Leistung, Wirkungsgrad, Emissionen
und Betriebsflexibilität verbessern und
andererseits Vorteile bei den Lebenszykluskosten
und dem Ersatzteilmanagement bieten
können.
Das Kooperationsprojekt der additiv gefertigten
Neukonstruktion einer V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel
zeigt, wie in kurzer
Zeit mit minimiertem Risiko im Rahmen des
planmäßigen Instandhaltungs- und Wartungsplans
eine neue Technologie erfolgreich
im kommerziellen Anlagenbetrieb eingeführt
und für die beteiligten Partner wirtschaftlich
erfolgreich gestaltet werden kann.
Damit zeigt es einen Weg auf, fossil befeuerte
Anlagen in den nächsten Jahrzehnten bedarfsgerecht
und individuell hinsichtlich ihrer
Effizienz, Emissionen und Flexibilität sowohl
für den Wettbewerb unter geänderten
Marktbedingungen als auch hinsichtlich ihrer
Umweltverträglichkeit zu verbessern.
Quellen
[1] Vortrag Kraftwerkstechnisches Kolloquium:
GUD HKW Nossener Brücke modernisiert für
Systemdienstleistungen.
[2] https://www.agora-energiewende.de/service/agorameter/chart/power_generation_
price (Letzter Abruf: 02.08.2021)
VGB-Standard
Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen
(Aktualisierung der Ausgabe 2019-07, vormals VGB-R 540)
Ausgabe 2020 – VGB-S-540-00-2020-07-DE
DIN A4, Print/eBook, 226 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.
Der vorliegende Standard soll für Besteller und Lieferer ein Leitfaden für den Liefer- und Leistungsumfang
bei Einspritzungen sein. Eine vollständige oder auszugsweise Anwendung muss zwischen
Besteller und Lieferer vereinbart werden.
Dieser Standard gilt für die Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen.
Zu Einspritzarmaturen bzw. Einspritzanlagen gehören neben der eigentlichen Armatur und Rohrleitung
auch die zugehörigen Mess-, Steuer-, Regel- und Stelleinrichtungen für eine einwandfreie funktionierende
Einspritzung.
Sofern Heizflächen einer Einspritzung nachgeschaltet sind und die Temperaturmessung für die geregelte
Dampftemperatur hinter der Heizfläche angeordnet ist (z. B. Kesselanlagen) sind über diesen
Standard hinaus gesonderte Vereinbarungen zu treffen (siehe hierzu VDI/VDE 3503 – Dampftemperaturregelung
bei Dampferzeugern).
Der Standard kann auch in Ferndampfnetzen und thermischen Verwertungsanlagen verwendet werden.
In Kernkraftwerken und chemischen Anlagen sind gegebenenfalls zusätzliche Anforderungen zu berücksichtigen.
Gegenüber der früheren Ausgabe wurde u. a. folgendes geändert:
– Konstruktion des Hemdes
– Nomogramm zur Ermittlung des Abstandes der Temperaturmessstellen
– Ergänzung der Berechnung des Abstandes der Temperaturmessstellen
VGB-Standard
Dampfkühlung in
Wärmekraftanlagen
Korrigendum der Ausgabe 2019-07
VGB-S-540-00-2020-07-DE
50 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe Fachtagung
IT-Sicherheit in Energieanlagen 2022
8. und 9. November 2022
in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung
IT-Sicherheit
in Energieanlagen 2022
Die Aktivitäten der vgbe-Mitgliedsunternehmen, die unter dem
Begriff „IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen
Jahren fester Bestandteil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.
Die vgbe-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung
bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische
Dienstleistungen erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit
sehr ernst.
Der IT-Sicherheit wurde mit dem „Gesetz zur Erhöhung der
Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheits gesetz)“
ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen
und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig weiterentwickelt
wird; aktuell mit dem IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und der
aktualisierten KRITIS-Verordnung.
Die im Jahr 2021 durchgeführte 1. Fachtagung „IT-Sicherheit
in Energieanlagen“ zeigte großes Interesse der Betreiber und den
Bedarf, den Erfahrungsaustausch weiterhin kontinuierlich in einer
eigenen Fachtagung zu behandeln.
Auf der 2. Fachtagung „IT-Sicherheit in Energieanlagen“
Anfang November 2022 steht die konkrete Umsetzung der
gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen aus Sicht der
Anlagenbetreiber im Vordergrund. Neben Vorträgen der Anlagenbetreiber
werden das BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik),
der BDEW (Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft), Auditoren und Fachexperten sowie Dienstleister
und Hersteller aktive Beiträge leisten und für umfangreiche
Gespräche zur Verfügung stehen, die bei der Abendveranstaltung
vertieft werden können.
In konkreten Vortragsblöcken werden insbesondere nachfolgende
Themen behandelt:
| Update Regulierung und Basics zur IT-Sicherheit
| Angriffserkennung, Orientierungshilfe, SIEM-Lösungen
(Security Information and Event Management)
| Auditierung nach IT-Sicherheitskatalog §11 1b EnWG
| Security Operation Center (SOC)
| Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (Branchenstandards)
Eine begleitende Fachausstellung wird angeboten.
Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!
vgbe energy e.V., Tagungsteam
Tagungsprogramm
Änderungen vorbehalten
DIENSTAG, 8. NOVEMBER 2022
ab 09:30
10:45 –
11:00
V0.1
Moderation: Andreas Jambor
RWE Generation SE, Essen
Registrierung und Kaffee
Begrüßung, Einführung
Dr. Thomas Eck, vgbe energy e.V., Essen
V1 BLOCK 1 –
Update Regulierung, Basics zur IT-Sicherheit
(jeweils inkl. 5 Min. Diskussion)
11:00 –
11:20
V1.1
11:20 –
11:40
V1.2
11:40 –
12:00
V1.3
12:00 –
12:30
V1.4
12:30 –
13:30
Update Regulierung in Deutschland
Mathias Böswetter, BDEW Bundesverband
der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., Berlin
Typische IT- und OT-Risiken
Daniel Jedecke, HiSolutions AG, Bonn
Die AHACL-Regeln für Ihre IT-Sicherheit!
Robert Grey, ABB AG, Mannheim
Basiswissen Implementierung
eines ISMS (ISO 27001)
Andreas Jambor, RWE Generation SE, Essen
Mittagspause
V2 BLOCK 2 –
Angriffserkennung, SIEM-Lösungen
13:30 –
13:50
V2.1
13:50 –
14:25
V2.2
Impulsvortrag 1:
Warum Angriffserkennung für KRITIS-
Unternehmen immer wichtiger wird
Stefan Donath, Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik, Bonn
Impulsvortrag 2:
Risiko Cybercrime
– Was tun bei einem „Hackerangriff“
Holger Bajohr-May,
Technische Werke Ludwigshafen am Rhein AG
Online-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/23322/
Kontakt (Teilnahme)
Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy

vgbe Fachtagung
IT-Sicherheit in Energieanlagen 2022
8. und 9. November 2022
in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung
MITTWOCH, 9. NOVEMBER 2022
11:45 – Impulsvortrag 3:
12:05 Erfahrungsbeitrag eines Betreibers zur
DIENSTAG, V5.3 Nachweisführung 8. NOVEMBER nach 2022 §8a BSI-Gesetz (B3S)
Tarkan Yavas, Vattenfall BU Heat, Berlin
12:05 14:25 – –
Impulsvortrag 4: 3:
12:25 14:45 Vorgaben Angriffserkennung und Nachweispflichten gemäß ITSicherheitsgesetz zur
2.0
V5.4 V2.3 Cyber-Security Dominique Petersen, im Rahmen der BetrSichV
Katrin secunet Juliane Security Gadow, Networks Vattenfall AG, Wärme Berlin Berlin AG
14:45 –
Gemeinsame Diskussion Diskussion der Vorträge V2V5
12:45 15:15 – Mittagspause
13:30 15:15 – Kommunikationspause,
15:45 Gespräche in der Ausstellung
V6 BLOCK 6 –
V3 Ausblick BLOCK und 3 – Abschluss
13:30 – IT-Sicherheit Auditierung in nach allen IT-Sicherheitskatalog
Lebenszyklen
13:50 von §11 Energieanlagen
1b EnWG
V6.1 15:45 – Dr. Impulsvortrag Karl Waedt, Framatome 1: GmbH, Erlangen
13:50 16:15 – Cyber Sichtweise Security eines Compliance Auditors–
14:10 V3.1 Neueste Dr. Stefan Entwicklungen Herz, TWS Netz im GmbH, Europäischen TÜV Rheinland Kontext
V6.2 16:15 – Dr. Impulsvortrag Swantje Westpfahl, 2: TU Brandenburg
16:35 Sichtweise und Rolle des Fachexperten
14:10 V3.2 – Abschlussdiskussion, Matthias Heckenberger, Verabschiedung
14:30 Andreas EnBW Jambor, AG, datenschutz RWE Generation cert GmbH SE, Essen, und
16:35 – Jörg Impulsvortrag Kaiser, vgbe energy 3: e.V., Essen
16:55 Vorbereitung der Auditierung
V3.3 – Erfahrungsbericht eines Betreibers
Mirco Bode, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
16:55 –
17:30
ab 18.00
Gemeinsame Diskussion Vorträge V3
(unter Hinzuziehung eines Vertreters
der Bundesnetzagentur)
Abendveranstaltung
Am Dienstag, 8. November 2022 sind alle Teilnehmer zu
einem geselligen Beisammensein ab 18:00 Uhr im
Restaurant des Van der Valk Hotel Moers eingeladen.
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
w https://t1p.de/vgbe-itsi2022 (Kurzlink)
MITTWOCH, 9. NOVEMBER 2022
VERANSTALTUNGSORT
Van der Valk Hotel Moers
Moderation: Andreas Jambor
Krefelder Str.
RWE
169
Generation SE, Essen
47447 Moers
e moers@vandervalk.de
V4 BLOCK 4 -
Security Operation Center (SOC)
w www.vandervalk.de
09:00 – Impulsvortrag 1:
09:30 CSOC im täglichen Einsatz
ONLINE-ANMELDUNG
V4.1 (Incident Response & Incident Management)
w https://register.vgbe.energy/23322/
Benjamin Mejri, Evolution Security GmbH, Kassel
09:30 – Impulsvortrag 2:
ANMELDUNG
09:50 Security Operation Center (SOC) als Dienstleistung
Die V4.2 Anmeldung Manuel wird Ifland, online oder via E-Mail bis zum
18. Oktober Siemens 2022 Energy erbeten. Global GmbH & Co. KG, Erlangen
Eine 09:50 spätere – Impulsvortrag Anmeldung 3: ist möglich, falls die maximale
Teilnehmerzahl 10:10 Aufbau nicht eines überschritten eigenen SOC durch ist. einen Betreiber
V4.3 Dirk Meyer, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
10:10 – Gemeinsame Diskussion Vorträge V4
vgbe-Mitglieder 10:30
750,- €
Nichtmitglieder 950,- €
10:30 – Kommunikationspause, Gespräche in der Ausstellung
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €
11:00
Studierende
frei mit Nachweis
FIRMENPRÄSENTATION
V5 BLOCK 5 –
Um Ihre Dienstleistungen Weitere Anforderungen und Produkte zu Nachweisen in den Fokus
zu 11:00 rücken, – Impulsvortrag bieten wir Ihnen 1: auf der Fachtagung die
Gelegenheit 11:15 Nachweise zur Firmenpräsentation:
nach B3S
| Paket V5.1 P für Mathias Böswetter, BDEW – Bundesverband der Energie-
400,00 € und + USt. Wasserwirtschaft (vgbe-Mitglieder) e.V., Berlin
11:15 500,00 – € Impulsvortrag + USt. (Nicht-Mitglieder*)
2:
Kontakt: 11:45 Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (B3S)
Steffanie V5.2 Fidorra-Fränz
im Vergleich zum §11 1b EnWG (ITSiKat)
t +49 201
– Sichtweise
8128-299
der Berater
Kent Andersson, ausecus, und
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
Jordan Rahlwes, ENGIE Laborelec
* Gerne Informieren wir Sie auch über Konditionen
und Leistungen einer vgbe-Mitgliedschaft.
Online-Anmeldung
vgbe energy e.V.
https://register.vgbe.energy/23322/
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy
Kontakt (Teilnahme)
Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy

vgbe Fachtagung
IT-Sicherheit in Energieanlagen 2022
8. und 9. November 2022
in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung
MITTWOCH, 9. NOVEMBER 2022
11:45 – Impulsvortrag 3:
12:05 Erfahrungsbeitrag eines Betreibers zur
DIENSTAG, V5.3 Nachweisführung 8. NOVEMBER nach 2022 §8a BSI-Gesetz (B3S)
Tarkan Yavas, Vattenfall BU Heat, Berlin
12:05 14:25 – – Impulsvortrag 4: 3:
12:25 14:45 Vorgaben Angriffserkennung und Nachweispflichten gemäß ITSicherheitsgesetz zur
2.0
V5.4 V2.3 Cyber-Security Dominique Petersen, im Rahmen der BetrSichV
Katrin secunet Juliane Security Gadow, Networks Vattenfall AG, Wärme Berlin Berlin AG
14:45 – Gemeinsame Diskussion Diskussion der Vorträge V2V5
12:45 15:15 – Mittagspause
13:30 15:15 – Kommunikationspause,
15:45 Gespräche in der Ausstellung
V6 BLOCK 6 –
V3 Ausblick BLOCK und 3 – Abschluss
13:30 – IT-Sicherheit Auditierung in nach allen IT-Sicherheitskatalog
Lebenszyklen
13:50 von §11 Energieanlagen
1b EnWG
V6.1 15:45 – Dr. Impulsvortrag Karl Waedt, Framatome 1: GmbH, Erlangen
13:50 16:15 – Cyber Sichtweise Security eines Compliance Auditors–
14:10 V3.1 Neueste Dr. Stefan Entwicklungen Herz, TWS Netz im GmbH, Europäischen TÜV Rheinland Kontext
V6.2 16:15 –
16:35
14:10 V3.2 –
14:30
16:35 –
16:55
V3.3
16:55 –
17:30
ab 18.00
Dr. Impulsvortrag Swantje Westpfahl, 2: TU Brandenburg
Sichtweise und Rolle des Fachexperten
Abschlussdiskussion, Matthias Heckenberger, Verabschiedung
EnBW AG, datenschutz cert GmbH
Andreas Jambor, RWE Generation SE, Essen, und
Jörg Impulsvortrag Kaiser, vgbe energy 3: e.V., Essen
Vorbereitung der Auditierung
– Erfahrungsbericht eines Betreibers
Mirco Bode, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Gemeinsame Diskussion Vorträge V3
(unter Hinzuziehung eines Vertreters
der Bundesnetzagentur)
Abendveranstaltung
Am Dienstag, 8. November 2022 sind alle Teilnehmer zu
einem geselligen Beisammensein ab 18:00 Uhr im
Restaurant des Van der Valk Hotel Moers eingeladen.
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
w https://t1p.de/vgbe-itsi2022 (Kurzlink)
MITTWOCH, 9. NOVEMBER 2022
VERANSTALTUNGSORT
Van der Valk Hotel Moers
Moderation: Andreas Jambor
Krefelder Str.
RWE
169
Generation SE, Essen
47447 Moers
e moers@vandervalk.de
V4 BLOCK 4 -
Security Operation Center (SOC)
w www.vandervalk.de
09:00 – Impulsvortrag 1:
09:30 CSOC im täglichen Einsatz
ONLINE-ANMELDUNG
V4.1 (Incident Response & Incident Management)
w https://register.vgbe.energy/23322/
Benjamin Mejri, Evolution Security GmbH, Kassel
09:30 – Impulsvortrag 2:
ANMELDUNG
09:50 Security Operation Center (SOC) als Dienstleistung
Die V4.2 Anmeldung Manuel wird Ifland, online oder via E-Mail bis zum
18. Oktober Siemens 2022 Energy erbeten. Global GmbH & Co. KG, Erlangen
Eine 09:50 spätere – Impulsvortrag Anmeldung 3: ist möglich, falls die maximale
Teilnehmerzahl 10:10 Aufbau nicht eines überschritten eigenen SOC durch ist. einen Betreiber
V4.3 Dirk Meyer, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
10:10 – Gemeinsame Diskussion Vorträge V4
vgbe-Mitglieder 10:30
750,- €
Nichtmitglieder 950,- €
10:30 – Kommunikationspause, Gespräche in der Ausstellung
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €
11:00
Studierende
frei mit Nachweis
FIRMENPRÄSENTATION
V5 BLOCK 5 –
Um Ihre Dienstleistungen Weitere Anforderungen und Produkte zu Nachweisen in den Fokus
zu 11:00 rücken, – Impulsvortrag bieten wir Ihnen 1: auf der Fachtagung die
Gelegenheit 11:15 Nachweise zur Firmenpräsentation:
nach B3S
| Paket V5.1 P für Mathias Böswetter, BDEW – Bundesverband der Energie-
400,00 € und + USt. Wasserwirtschaft (vgbe-Mitglieder) e.V., Berlin
11:15 500,00 – € Impulsvortrag + USt. (Nicht-Mitglieder*)
2:
Kontakt: 11:45 Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (B3S)
Steffanie V5.2 Fidorra-Fränz
im Vergleich zum §11 1b EnWG (ITSiKat)
t +49 201
– Sichtweise
8128-299
der Berater
Kent Andersson, ausecus, und
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
Jordan Rahlwes, ENGIE Laborelec
* Gerne Informieren wir Sie auch über Konditionen
und Leistungen einer vgbe-Mitgliedschaft.
Online-Anmeldung
vgbe energy e.V.
https://register.vgbe.energy/23322/
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy
Kontakt (Teilnahme)
Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy

How to get lab equivalent
oil analysis 24/7
Neil Conway
Abstract
Ölanalysen im Labor 24/7
Das gängige Verfahren zur Überwachung des
Ölzustands besteht darin, regelmäßig eine
Probe zu entnehmen und sie in einem Öllabor
analysieren zu lassen. Diese Labormessungen
werden durch verschiedene technische Normen
(ASTM, DIN usw.) festeglegt und die Kunden
verlassen sich auf solche regelmäßigen
Untersuchungen, um auf Ölzustandstrends
und/oder sprunghafte Veränderungen zu reagieren,
die Wartung und Instandhaltung zu
planen und die Ausfallzeiten von Anlagen zu
minimieren.
Echtzeit-Ölzustandsüberwachungssysteme, die
auf der dielektrischen Analyse oder der Impedanzanalyse
des Öls basieren, sind seit einiger
Zeit verfügbar, liefern aber nur zusammenfassende
Parameter, die schwer zu interpretieren
sind, da sie nicht mit der Laborölanalyse korrelieren.
Autor
Neil Conway
Spectrolytic
Edinburgh, Scotland, UK
In diesem Beitrag gehen wir auf die Entwicklung
der Ölzustandsüberwachungssysteme
(FluidInspectIR®) von Spectrolytic ein und erläutern,
wie in enger Zusammenarbeit mit
Kunden eine robuste Reihe von Ölzustandsüberwachungssystemen
entwickelt wurde, die
aussagekräftige und verständliche Echtzeitdaten
zu denselben Parametern und in denselben
Einheiten liefern, wie sie sie zum Beispiel auch
durch Öl-Laboranalyse erhalten. Diese Systeme
bieten dem Kunden den Komfort, dass er
auf Knopfdruck quantitative und genaue Ölzustandsdaten
erhält, während er gleichzeitig
seine Standardverfahren durch Öl-Labormessungen
nutzen kann, um die vom Inline-System
vorhergesagten Schlüsselparameter des
Öls zu validieren.
l
The established process for oil condition monitoring
is to periodically take a sample and
have it analysed in an oil laboratory. These
laboratory measurements are governed by
various technical standards (ASTM,DIN etc)
and customers rely on this periodic data to react
to oil condition trends and/or step functions,
to plan servicing and maintenance and
to reduce asset downtime from failure.
Real-time oil condition monitoring systems
based on dielectric or impedance analysis of
the oil have been available for some time but
they only provide summary parameters that
are hard to interpretate as they do not correlate
with the laboratory oil analysis.
In this paper we discuss the development of
Spectrolytic’s Oil Condition Monitoring systems
(FluidInspectIR®) and how, by working
closely with our customers, we have developed
a robust and affordable range of oil condition
monitoring systems that gives our clients
meaningful and understandable real time
data of the same parameters and in the same
units as they are commonly receive it from
their oil laboratory analysis. These systems
provide the customer the comfort of having
quantitative and accurate key oil condition
data at the touch of a button, while still utilising
their standard practices through oil laboratory
measurement to validate the predicted
key oil parameters by the inline system.
1 Introduction
Oils and lubricants play a critical role in industry
and in the operation of plant equipment
such as gas engines, and turbines
(steam, gas, hydro) for power generation,
large gas compressors, gearboxes (on wind
turbines for example), hydraulic systems,
steel and metal working applications and
industrial automotive engines like excavators,
diggers and large trucks.
Oil condition monitoring forms a critical
part of the lubrication management and
maintenance programme and it provides
important information to ensure that the asset
is operated correctly.
Conventionally, plant engineers operating
and maintaining high value assets rely on
taking oil samples periodically and sending
them to a laboratory for analysis. It can take
up to 5 days from sampling to receiving the
oil report and introduces a large time lag in
the reporting of the oil condition. This process
is shown in F i g u r e 1 .
The benefit of having real-time monitoring
of the oil condition is vast. Customers will
not only have the satisfaction of being in
complete control of their asset, but the Cost
of Ownership (COO) will also decrease as:
––
potential failure modes can be spotted in
the data and can be corrected immediately.
––
a more effective maintenance and service
process can be established as the status of
the oil/engine will be known at the time
of sending out an engineer.
––
oil change intervals can be confidently extended
and moved from time based to
condition-based intervals.
Obviously, real time oil condition monitoring
is not new and over recent years a number
of different sensor technologies have
been used and tested, namely inline dielectric
or impedance sensors. These sensors
measure physical properties of the oil sample,
such as the dielectric constant or impedance
of the oil, but these types of parameters
are never found in any oil analysis report
and are therefore very difficult to interpret
54 | vgbe energy journal

How to get lab equivalent oil analysis 24/7
Sampling point
Technician takes
sample
Samples shipped
to a lab
without having expert knowledge. In general,
these sensors work well in controlled
environments. In real world applications
where the oil undergoes many changes in
parallel (base number reduction, oxidation,
water, soot, additive depletion etc:) and not
to forget temperature changes, all these individual
parameters will have an influence
on the sensor output, and it is impossible to
extract the root cause of the observed sensor
changes.
Based on customer feedback and the
clear need for a real time sensor that provides
meaningful data, Spectrolytic developed
a unique range of oil analysers that
measures the most relevant oil degradation
and contamination parameters like oxidation,
nitration, sulphation, water, soot,
additives. The systems also use advanced
chemometrics to extract TAN (total Acid
Number), TBN (Total Base Number), ipH,
viscosity and other chemical changes from
the data.
For the inline analyser additional modules
can be added to house a particle or wear sensor
or any sensor that the customer wishes
to use to merge with the data stream.
A short overview of the next generation of
FluidInspectIR® inline and portable analysers
are shown in F i g u r e 2 .
Lab analysis
Real-time
5 days
5
minutes
2 Oil condition sensor
platform
Result report
Fig. 1. Typical oil analysis process in an industrial environment and the positive effects of at-line or
real time oil analysis.
Landfill gas engine
FluidInspect IR ® inline:
• TAN, TBN, ipH, oxidation, nitration,
sulphation, water & viscosity
• Oil pumped from engine sump
The sensor platform developed by Spectrolytic
utilises the powerful analytical technique
of mid-infrared spectroscopy to measure
a variety of relevant degradation parameters
in an oil sample. With each
measurement the sensor determines the
changes of the oil at a molecular level using
the same analytical technique and data extraction
as employed by oil laboratories
around the world. The laboratories carry out
an oil analysis on customer samples by applying
various ASTM and/or DIN standards
to determine Oxidation, Nitration, Sulphation,
additive changes and contamination
levels of the oil.
This common baseline of using mid-infrared
spectroscopy as the analytical tool not only
allows our sensor to provide real time data
with the same units and accuracy as the oil
laboratories, but it also provides the option,
by employing sophisticated mathematical
algorithms, to predict more complex oil parameters
such as Total Acid Numbers (TAN),
Total Base numbers (TBN) or ipH.
Another factor that should not be underestimated
is the simplicity of generating calibration
files for any given oil/application.
We have developed and designed the systems
in such a way that allows the customer
to monitor most parametric data from the
day of install. There is no need for having
Natural gas engine
FluidInspect IR ® inline:
• TAN, TBN, ipH , oxidation, nitration,
water & viscosity
• Directly integrated in main oil line
Industrial vehicle – Diesel engine
Fluidlnspect IR ® Inline as MIRS8-T:
• Oxidation, TBN , sulphation,
water, soot
• LTE streamed data
to cloud dashboard
Fig. 2. FluidInspectIR® Inline and Portable Oil
Condition Analysers.
Fig. 3. Installations of Generation 1 Inline Analyser on gas engines.
vgbe energy journal 8 · 2022 | 55

How to get lab equivalent oil analysis 24/7
old oil samples, shipping oil samples
around the world or having to artificially
age the oils.
3 Analyser hardware
Spectrolytic’s FluidInspectIR® Inline oil condition
monitoring system allows seamless
inline installation. The kit installation is
plug and play and can be carried out remotely
with the support of our Field Service Engineers.
The Inline Analyser can be integrated into
the main oil flow of the asset via a bypass or
alternatively oil can be extracted from an oil
sump or oil tank using an integrated pump.
If required for the application the analyser
can be configured to include particle and
wear sensors, viscosity sensors or other sensor
that might provide additional information.
The generation 2 system as seen in
F i g u r e 2 has a much smaller footprint and
has functionality improvements. The installation
below refer to the Generation 1 system.
Housed inside the kit, amongst other hardware,
is an innovative inline mid infrared
(MIRS8-T) sensor that extracts the relevant
oil condition information from chemical
changes in the oils’ infra-red absorbance signature.
Measurable parameters Correlates to standard Unit
Group HV oils including PAO
(PolyAiphaOiefins)
Base oil changes
Properties
Additives
Oxidation ASTM E2412, DIN 51453 A/cm or A/0.1mm
Nitration ASTM E2412, DIN 51453 A/cm or A/0.1mm
Sulphation ASTM E2412, D7415 A/cm or A/0.1mm
TBN ASTM 0664 mg KOH/g
TAN ASTM D2896 mg KOH/g
ipH
Viscosity ASTM 0445 mm 2 / s
ZDDP AW ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm
Phenol / Amine AO / %
Others upon request
Contaminants
Group V polyolester and
phosphate ester
Correlates to reference
analysis
A/cm, A/0.1mm, mgfkg or %
Soot ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%
Water ASTM E2412 A/cm or A/O.lmm, wt% or ppm
Ethylene Glycol ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%
Diesel ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%
Gasoline ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%
Ester breakdown 1 ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm
Water ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, ppm
Phenol AD / %
Amine AO / %
TAN ASTM D2896 mg KOH/g
Fig. 5. Summary of relevant oil degradation parameters that have been measured with our
in-line or at-line oil analysers.
Fig. 4. MIRS8-T sensor used for inline oil measurements
in transmission mode.
The MIRS device contains a multi-level array
of infrared emitters, sensors and a transmission
flow-cell (see F i g u r e 3 ). The customer
can choose the number of pay-load
channels depending on the number of parameters
that need to be measured. The emitters
and sensors are orientated in such a way
to avoid any undesired interference effects
caused by certain microcavity effects but at
the same time to provide the best possible
Signal to Noise ratio. Typically the SNR ratios
for these system are 10000:1 but it all depends
on the sample type, film thickness etc.
4 Application analysis
The sensor extracts, in real time, multiple
parameters from the chemical changes in
the oils’ infra-red absorption using the same
analytical technique as employed in an oil
laboratory. The sensor is configured and setup
in such a way that it applies ASTM and
DIN standards to determine oxidation, nitration,
sulphation etc in real time so that
the sensor output is directly proportional to
these oil degradation parameters.
The table in F i g u r e 5 provides a good
summary of the parameters that have been
measured and analysis with our oil analyser
systems. The table not only lists the parameters
but also provides the units in which the
parameters are reported which correspond
exactly to those reported by the oil analysis
laboratories. Field Application Engineers
are well versed in analysing and interpreting
reference reports of oil samples and having
the sensor data presented in the same format
as in the oil reference report significantly
lowers the barrier for adapting real time
and/or at line oil condition monitoring sensor
technologies.
Today’s oil formulations are complex and
depend largely on the application (engine,
hydraulic, gearbox etc) as regards to the
base oil and additive package.
Base oils from Group I-III are predominately
mineral oils (some Group III base oils
are classed in terminology as ‘synthetic’)
and Group IV (PolyAlphaOelfins) and
Group V (PolyAlkyGylcol, Polyolesters,
Phosphate Ester, siloxanes) are classed as
synthetic oils.
Recent advancements in the sensor technology
has opened up the industrial markets for
disruptive measurements. The inline systems
can measure the chemical degradation involved
in polyolester and phosphate ester oils
and key parameters in steel plants and metal
working industry (aluminium sheet milling)
56 | vgbe energy journal 8 · 2022

How to get lab equivalent oil analysis 24/7
TBN (mgKOH/g)
Oxidation (abs/cm)
Soot (wt %)
Sulphation (abs/cm)
Oil oxidation vrs engine hours – Gas engine
Ref. analysis sensor
20
18
16
14
12
10
8
1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600
Engine Hours
Oil total base number (TBN) vrs engine hours – Gas engine
Ref. analysis sensor
3.75
3.5
3.25
3
2.75
2.5
1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600
Engine hours
Fig. 6. Sensor vrs Oil Lab data for gas engine installation.
Sulphation
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560
Running hours
Sulphation
Soot
0.8
0.6
0.4
0.2
0
200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560
Running hours
Soot
Fig. 7. Dashboard viewer example of oil parameters.
5 Sensor accuracy
There is an excellent agreement between
predicted sensor data and reference analysis
as shown in plot below. The plot also displays
‘rogue’ measurements from reference
analysis that the sensor does not display.
This is likely some error in sample taking or
sample measurement. The sensor therefore
removes all human involvement from the oil
analysis process as there is no sample taking
process, no storage/shipment required or no
lab technician carrying out measurements.
The results are reliable and consistent reference
analysis with minimum effort. The sensor
provides customers with accurate, understandable
and actionable oil analysis
data 24/7.
6 Real time sensor data
As we move more and more towards the
realms of Industry 4.0, it’s critical that the
plant asset user has access to the full data
stream at the touch of a button.
For the Inline system, the Data can be sent to
Spectrolytic’s cloud and there is an option to
view/download data via a dashboard. We
support customer’s cloud (Azure, AWS) via
MQTT or Web API protocols
Direct integration available with on-site
controller systems
From the cloud web portal (example in F i g -
u r e 7 ) , the user can access the process
control charts from all the sensors to get a
complete picture of the oil condition. The
user can define and set the limits for each
parameter to flag any trends or step changes
in the behaviour of the oil condition.
7 Conclusion
In this paper we have outlined the working
principles and the benefits of a real time oil
condition monitoring sensor that provides
customers with easy to understand and
meaningful data. The sensor output data are
presented to the user in the same, familiar
units that they know from laboratory oil
analysis reports and are therefore easy to
understand and to interpret.
Moreover, our virtual sensor enables the
customer to first test the device performance
and the usefulness of the sensor in
their specific application without having to
spend any money on hardware or design-in
activities.
The sensors can be customised for oil type
and application and easily installed with
several options for streaming data. l
Experten gesucht, Experten gefunden | Das vgbe energy Jobportal ...
https://www.vgbe.energy/powerjobs/
vgbe energy journal 8 · 2022 | 57

vgbe Fachtagung
Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022
28. und 29. September 2022
in Hamburg | Hotel Gastwerk mit Fachausstellung
Brennstoffe, Feuerungen
und Abgasreinigung 2022
Mit der Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung
2022“ am 28. und 29. September 2022
im Hotel Gastwerk in Hamburg starten wir in diesem
Jahr ein neues Format, das die wesentlichen Aspekte
und Auswirkungen des Einsatzes unterschiedlicher
Brennstoffe auf die Feuerung und Abgasreinigung berücksichtigt.
Kohle war die treibende Kraft hinter der industriellen
Revolution und veränderte den Kurs der ganzen Welt.
Heute befinden wir uns wieder in einem dramatischen
Kurswechsel und ersetzen Kohle durch alternative
Brennstoffe oder alternative Stromerzeugungsverfahren.
In dieser Übergangsphase ist es wichtig, sowohl
der auslaufenden Kohlenutzung weiterhin eine Plattform
zu bieten, als auch die integrale Auswirkung alternativer
Brennstoffe oder Verfahren zu betrachten.
Die Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung
2022“ bietet Betreibern, Herstellern, Planern,
Genehmigungsbehörden und Forschungsinstituten
eine Plattform die aktuellen Herausforderungen
der Energiepolitik zu diskutieren.
Wir freuen uns auf ihre Teilnahme an der vgbe-Fachtagung
im September in Hamburg.
In die Veranstaltung ist eine begleitende Fachausstellung
inte griert, die zusätzliche Informationsmöglichkeiten
bietet.
Auf Wiedersehen in Hamburg!
Ihr vgbe-Team
Tagungsprogramm
Änderungen vorbehalten
MITTWOCH, 28. SEPTEMBER 2022
ab 18:00
Get-Together im Hotel
DONNERSTAG, 29. SEPTEMBER 2022
ab 08:00
08:30-
08:40
08:40 –
09:00
V1
09:00 –
09:30
V2
09:30 –
10:00
V3
10:00 –
10:30
V4
10:30 –
11:00
11:00 –
11:30
V5
11:30 –
12:00
V6
Registrierung und Welcome-Kaffee
Begrüßung
Zukunft der konventionellen Kraftwerke
aus Sicht des vgbe energy
Dr. Thomas Eck, vgbe energy, Essen
Lagerschäden an Schüsselmühlen – Ergebnisse
der Schadensanalyse und daraus abgeleitete
Condition Monitoring Maßnahmen
Dr. Gereon Lüdenbach, Patrick Gehlmann,
StandZeit GmbH, Coesfeld,
Martin Fricke, Trianel, Lünen
Möglichkeiten der messtechnischen Bestimmung
des Betriebsverhaltens von Mahlanlagen
einschließlich der Brenner und Feuerung als
Basis für Bewertungen und Optimierungen
Dr. Steffen Griebe, Dipl.-Ing. Helge Kaß,
Dipl.-Ing. Volker Biesold, Dipl.-Ing. (FH) Peter Lange,
Dipl.-Ing. (FH) Rene Wascher, M. A. Adrian Weber,
VPC, Vetschau/Spreewald
Online-Korrosionsmonitoring in
Kraftwerksfeuerungen
Prof. Dr. B. Epple, A. Marx, D. Hülsbruch,
Technische Universität Darmstadt,
Institute for Energy Systems & Technology (EST)
Kaffeepause in der Ausstellung
Einsatz von längsnahtgeschweißten Alloy-Rohren
in Überhitzerbündeln und Membranwänden
Dipl.-Ing. Uwe Schadow,
Steinmüller Engineering GmbH, Gummersbach
Ammoniak als alternativer Brennstoff
Dr. Anne Giese,
Gas-Wärme-Institut e.V., Essen
Online-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/21622/
Kontakt (Teilnahme)
Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-brennstoffe@vgbe.energy

12:00 –
12:30
V7
12:30 –
13:30
13:30 –
14:00
V8
14:00 –
14:30
V9
14:30 –
15:00
V10
15:00 –
15:20
15:20 –
15:50
V11
15:50 –
16:20
V12
16:20 –
16:50
V13
16:50 –
17:00
GKM und die Energiewende
Peter Volkmann,
Leiter Betrieb GKM, Mannheim
Lunch
Multifuel Feuerung in
der zirkulierenden Wirbelschicht
Frank Leuschke,
Doosan Lentjes GmbH, Ratingen
Effiziente Analyse und Bewertung des
Verbrennungsprozesses durch Ermittlung
relevanter Prozessgrößen
Ismail Korkmaz,
EUtech Scientific Engineering, Aachen
Innovative Vergasungstechnologien für das
chemische Recycling von Reststoffen
E. Langner, Prof. Dr. B. Epple, J. Ströhle,
Technische Universität Darmstadt,
Institute for Energy Systems & Technology (EST)
Kaffeepause in der Ausstellung
REA-Ertüchtigung im Kraftwerk Lippendorf
Dr. Dorian Rasche,
Steinmüller Eng., Gummersbach;
G. Heinze,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Verfahren der Hg-Minderung
– Ein Überblick zu gängigen Maßnahmen
Jan Schütze,
IEM FörderTechnik GmbH, Kastl
Investigations on the separation potential of
different dust removal systems for
automatically-fed biomass boilers
M.Sc. Javier Carrillo, M.Sc. Marc Oliver Schmid,
Dr.-Ing. Ulrich Vogt,
IFK, Universität Stuttgart
Schlusswort Ende der Fachtagung
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
w https://t1p.de/vgbe-bfa2022 (Kurzlink)
VERANSTALTUNGSORT
Gastwerk Hotel Hamburg
Beim Alten Gaswerk 3
22761 Hamburg
t +49 40 89062-498
e reservation@gastwerk-hotel.de
w www.gastwerk.com
ONLINE-ANMELDUNG
w https://register.vgbe.energy/21622/
ANMELDUNG
Die Anmeldung wird bis zum 19. September 2022 erbeten
(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im
Teilnahmeverzeichnis). Eine spätere Anmeldung, auch im
Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das
Teilnahmeverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
vgbe-Mitglieder 620,- €
Nichtmitglieder 780,- €
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 300,- €
Studierende
frei mit Nachweis
FACHAUSSTELLUNG
Um Ihre Dienstleistungen und Produkte in den Fokus
zu rücken, bieten wir Ihnen auf der Fachtagung die
Gelegenheit zur Firmenpräsentation:
| Paket P (inkl. 1 Konferenzticket) für
€ 920 + USt. (vgbe-Mitglieder*)
€ 1.080 + USt. (Nicht-Mitglieder),
Kontakt:
Steffanie Fidorra-Fränz
t +49 201 8128-299
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
* Gerne Informieren wir Sie auch über Konditionen
und Leistungen einer vgbe-Mitgliedschaft.
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Sind Großkraftwerke
cybersicher genug?
Wie Safety und Security ohne nachteilige
Wechselwirkungen gelingen
Josef Güntner, Andreas Michael, Jens Gerlach und Sven Kalmeier
Abstract
Are large power plants
cyber-secure enough?
How safety and security succeed
without adverse interactions
Most recently, the “Log4Shell” security vulnerability
threatened networked systems in large
power plants. These are confronted with ever
more rapidly changing threat situations. The
IT security catalogue in accordance with the
Energy Industry Act regulates the protection of
the associated telecommunications and data
processing. TÜV SÜD supports the transmis-
Autoren
Josef Güntner
Senior Expert IT-Sicherheit
Andreas Michael
Industrial IT Security Expert
TÜV SÜD Industrie Service GmbH
München, Deutschland
Jens Gerlach
Fachgruppenverantwortlicher
Automatisierungs- und
Elektrotechnik
Sven Kalmeier
Fachverantwortlicher
Planung/Technologie
ONTRAS Gastransport GmbH
Leipzig, Deutschland
sion system operator ONTRAS Gastransport
GmbH with a combined safety and security
risk evaluation based on a new concept. In the
process, the level of protection is significantly
increased, and any interactions are analysed.l
Zuletzt bedrohte die Sicherheitslücke
„Log4Shell“ vernetzte Systeme in Großkraftwerken.
Diese sind mit immer schneller wechselnden
Bedrohungslagen konfrontiert. Der
IT-Sicherheitskatalog nach Energiewirtschaftsgesetz
regelt den Schutz der zugehörigen
Telekommunikation und Datenverarbeitung.
TÜV SÜD unterstützt den Fernleitungsbetreiber
ONTRAS Gastransport GmbH mit
einer kombinierten Safety- und-Security-Risikoevaluation
auf Basis eines neuen Konzepts.
Dabei wird das Schutzniveau signifikant gesteigert
und etwaige Wechselwirkungen werden
analysiert.
Manipulierte Over-the-Air Updates der
Firmware oder modifizierte Parametrierungen
über Fernwartungszugänge sind Beispiele
für Cyberangriffe auf Großkraftwerke und
zwangsläufig auch Folge der Digitalisierung
und Vernetzung bei Sicherheitsfunktionen.
Das bietet zugleich die Chance, mit kombinierten
Ansätzen wirksamer gegenzusteuern.
Ansonsten drohen leicht auszunutzende
Schwachstellen wie das Ende vergangenen
Jahres bekannt gewordene „Log4Shell“.
Nicht nur gängige Anwendungen in Rechenzentren,
vernetzten Systemen und auf Servern,
sondern auch Erdgas- und Kohlekraftwerke
waren betroffen.
Zuvor wurde die Energiebranche durch eine
Cyberattacke auf die Colonial Pipeline verunsichert,
die größte Benzin-Pipeline in den
USA. Fünf Tage lang war sie außer Betrieb,
es wurden mehrere Millionen Dollar erpresst.
Aufgrund der auch in Europa zunehmenden
Hackerangriffe evaluieren viele
deutsche Betreiber von Großkraftwerken die
IT-Sicherheit neu. Denn ein erfolgreicher
Angriff hätte auch hier spürbare Folgen. Das
gilt umso mehr, je weniger Gas für die Stromerzeugung
bei den Kraftwerken ankommt
beziehungsweise je herausfordernder es ist,
die Energieversorgung grundsätzlich sicher
zu stellen.
In dieser Situation erscheint die ohnehin
von Betreibern eingeforderte Sicherheitsvorsorge
noch einmal dringlicher denn je.
Für sichere KRITIS-Unternehmen verlangt
der Gesetzgeber die Einführung und Aufrechterhaltung
eines Information Security
Management Systems (ISMS). Es umfasst
alle für den sicheren Betrieb notwendigen
Systeme. Zentraler Bestandteil ist der angemessene
Schutz von Systemen für die Telekommunikation
und Datenverarbeitung, die
für einen sicheren Netzbetrieb notwendig
sind. Die zugehörigen Regelungen stammen
aus dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).
Ergänzende regulatorische Anforderungen
sind zum Beispiel die DIN ISO/IEC 27001 1
ergänzt durch die DIN ISO/IEC 27019 2 .
Auch die EU-Kommission nimmt sich dem
Thema an. Dezember 2020 hat sie die Europäische
Cybersecurity-Strategie 3 formal verabschiedet.
Bearbeitet wird derzeit noch die
1
Informationstechnik – Sicherheitsverfahren –
Informationssicherheitsmanagementsysteme
– Anforderungen
2
Informationstechnik – Sicherheitsverfahren –
Informationssicherheitsmaßnahmen für die
Energieversorgung
3
The EU’s Cybersecurity Strategy for the Digital
Decade: https://digital-strategy.ec.europa.eu/
en/library/eus-cybersecurity-strategy-digitaldecade-0
60 | vgbe energy journal

Sind Großkraftwerke cybersicher genug?
zugehörige ECI-Directive 4 , um die Sicherheit
der IT-Systeme kritischer Infrastrukturen
zu erhöhen. Die so genannte „NIS2“-
Regulierung 5 im Trilogverfahren soll künftig
die Vorschriften der NIS-Richtlinie 6 über
die Sicherheit von Netz- und Informationssystemen
von 2016 vorantreiben.
Stetig prüfen und verbessern
Die rechtliche und technische Komplexität
fordert auch die Betreiber von Versorgungsnetzen
heraus. Die ONTRAS Gastransport
GmbH hat vor diesem Hintergrund die Expertise
von TÜV SÜD eingeholt. Das Konzept
einer integrierten Risikobeurteilung
haben die Unternehmen gemeinsam entwickelt
(B i l d 1 ). Ziel: Alle vorliegenden Sicherheitsprozesse
für die eigenen Anlagen
prüfen und kontinuierlich verbessern.
ONTRAS betreibt das Fernleitungsnetz im
Osten Deutschlands mit zugehörigen Kopplungspunkten.
Es existiert umfangreiche Hard- und Software,
um den Betrieb optimal zu steuern
und zu überwachen. Dabei kommt modernste
Technik zum Einsatz, auf deren Basis
die Information Technology (IT) im Unternehmen
und die Operational Technology
(OT) auf Anlagenebene abgestimmt
interagieren. Ein ganzheitlicher Blick
auf die Anlagensicherheit betrachtet zugleich
die Safety und die Security. Also den
Schutz von Menschen, Sachwerten und
der Umwelt sowie den Schutz der Anlagen
vor unerlaubten Zugriffen auf Daten und
Systeme.
Auch wenn IT-Sicherheit meist im Datenschutz-Zusammenhang
diskutiert wird: Mit
Blick auf den Schutz von Menschen, Sachwerten
und der Umwelt sind vor allem die
Integrität und die Verfügbarkeit der Daten
wichtig, zum Beispiel zur Anlagensteuerung
mit speicherprogrammierbaren Steuerungssystemen
(SPS).
Weil es keine absolute Sicherheit gibt, bedeutet
der Begriff „Sicherheit“ im Zusammenhang
mit regulatorischen Vorgaben die
Abwesenheit inakzeptabler Risiken. Es erfordert
also eine Entscheidung, inwieweit
ein Prozessrisiko durch Maßnahmen reduziert
werden muss. Das Risiko setzt sich aus
den Faktoren Eintrittswahrscheinlichkeit
und Schadensausmaß zusammen – unabhängig
davon, ob es aus dem Prozess ent-
4
Proposal for a Directive of the European Parliament
and of the Council on the resilience of
critical entities: https://ec.europa.eu/homeaffairs/news/commission-proposes-new-directive-enhance-resilience-critical-entitiesproviding-essential-services-2020-12-16_en
5
The NIS2 Directive: A high common level of
cybersecurity in the EU: http://www.europarl.
europa.eu/thinktank/en/document/EPRS_
BRI(2021)689333
6
EU-Richtlinie zur Netzwerk- und Informationssicherheit
(NIS): https://eur-lex.europa.eu/
legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:3
2016L1148&from=DE
Security
IT
OT
ISMS
oder andere
IT Security
Lösung
Integrierte-RB
Bild 1. Konzept einer integrierten Risikobeurteilung.
standen ist (Safety) oder vorsätzlich herbeigeführt
wurde (Security).
Risiken für Gasdruckmessund
Regelanlage beurteilt
Eine solche integrierte Beurteilung bietet
das „Enhanced Risk Assessment“ von TÜV
SÜD, weil es auch mögliche Wechselwirkungen
von Safety- und Security-Maßnahmen
umfasst. Denn Safety-Konzepte sind ohne
Security-Maßnahmen nicht mehr umzusetzen.
Das hat das Unternehmen frühzeitig
erkannt, initiiert und vorangetrieben. Die
Umsetzung erfolgte betriebsbegleitend und
ressourceneffizient – bei einem Höchstmaß
an Sicherheit.
Die TÜV SÜD-Experten haben den neuen
Ansatz mit ONTRAS auf eine Gas-Druckregel-
und Messanlage angewandt (B i l d 2 ).
Grundsätzlich gilt: Cyberrisiken lassen sich
nicht analytisch quantifizieren. OT-Systemkomponenten,
mit all ihren Cybersecurity-
Eigenschaften, werden einem Security Level
(SL) zugeordnet. Der ist aber nicht so berechenbar
wie das Safety Integrity Level (SIL)
bei der Maschinensicherheit. Letztere ändern
sich nicht nachträglich. Wird hingegen
eine nicht behobene kritische Sicherheitslücke
(Zero-Day-Exploit) kurzfristig bekannt,
Safety-RB
Bild 2. Ansicht einer Anlage des Versorgungsnetzes von ONTRAS.
Die Integrierte Risikobeurteilung
stellt kein neues
Managementsystem dar. Sie
verbindet die bestehenden
Managementsysteme aus den
Bereichen IT und OT, sowie Safety
und Security. Dabei kommen auch
Wechselwirkungen in den Blick.
Safety
ändert das den Security Level des Gesamtsystems
unmittelbar.
Das SL von 0 bis 4 aus IEC 62443 beschreibt
das Aggressionsniveau eines Angriffs, aus
dem geeignete Gegenmaßnahmen folgen
können:
––
Security Level 0: Keine besondere Anforderung
bzw. kein Schutz erforderlich.
––
Security Level 1: Schutz vor unbeabsichtigtem
oder zufälligem Missbrauch.
––
Security Level 2: Schutz vor vorsätzlichem
Missbrauch mit einfachen Mitteln
und geringen Ressourcen, allgemeinen
Fähigkeiten und geringer Motivation.
––
Security Level 3: Schutz vor vorsätzlichem
Missbrauch mit anspruchsvollen
Mitteln und moderaten Ressourcen, IACSspezifischen
Kenntnissen (Industrial Automation
Control and Systems) und moderater
Motivation.
––
Security Level 4: Schutz vor vorsätzlichem
Missbrauch unter Einsatz anspruchsvoller
Mittel mit umfangreichen
Ressourcen, IACS-spezifischen Kenntnissen
und hoher Motivation.
TÜV SÜD und ONTRAS analysierten zunächst
mögliche Schwachstellen und die
potenziellen Gefährdungen. Welches
Schutzniveau soll die Gasdruckmess- und
vgbe energy journal 8 · 2022 | 61

8 >
Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52
Sind Großkraftwerke cybersicher genug?
Regelanlage haben? Wie ist dies mit dem finanzierbaren
Aufwand zu erreichen (Security
Level Target, SL-T)? Was leisten einzelne
Komponenten (Security Level Capability, SL-
C)? Und wie hoch ist das nachweislich erreichte
Sicherheitsniveau (Security Level
Achieved, SL-A)? Das SL-A hängt wesentlich
von den verwendeten Hardware- und Softwarekomponenten
ab sowie deren Konfiguration.
Ein Team aus IT-Security- und Safety-Experten
erarbeitete anschließend gemeinsam
spezifische Maßnahmen ohne damit verbundene
oder emergente Risiken. Das wären
übertragen auf die Medizin vorbeugende
und zugleich kurz-, mittel- und langfristig
nebenwirkungsfreie Präparate für die
Anlagengesundheit. Diese kamen nicht nur
aus der IT/OT-Domäne. So trägt der Einsatz
bereits bestehender mechanischer Komponenten
oder Systeme zu Überwachungs-
und Steuerungszwecken entscheidend dazu
bei, das Security-Niveau zu festigen, weil
solche mechanischen Komponenten nicht
anfällig für Cyberangriffe sind.
Gewonnene Erkenntnisse
Wirkungsvollen und umfassenden Schutz
fürs gesamte System bieten bereits einfache
Safety-Maßnahmen wie rein mechanische
Komponenten – immer unter der Maßgabe,
dass dadurch an anderer Stelle keine neuen
Risiken entstehen. Die zugehörige Evaluation
nimmt überdies in den Blick, wie das „minimalinvasiv“
gelingt. Mit Enhanced Risk
Assessment betrachten die Safety- und Security-Verantwortlichen
zudem relevante
Punkte aus der Perspektive des jeweils anderen.
Die Folge: ein gemeinsam erweitertes
Verständnis von wirksamer Anlagensicherheit.
Der Ansatz lässt sich auf jedes Großkraftwerk
anwenden, um vorhandene Si-
cherheitskonzepte weiter zu stärken oder
diese grundlegend neu aufzusetzen – damit
sie auch in der derzeitigen weltpolitischen
Lage cybersicher genug sind.
ONTRAS
Die ONTRAS Gastransport GmbH in Leipzig
betreibt das rund 7.700 Kilometer umfassende
Fernleitungsnetz im Osten Deutschlands
mit rund 450 Kopplungspunkten. Das
Unternehmen nutzt für die Steuerung und
Überwachung des Fernleitungsnetzes Elektronische
Datenverarbeitung, also Information
Technology (IT) sowie Hard- und Software
zum Betrieb von Anlagen, sogenannte
Operational Technology (OT). In den Blick
kommen hier sowohl die Cybersecurity, also
der Schutz vor unerlaubten Zugriffen, als
auch die Safety, also der Schutz von Menschen,
Sachwerten und der Umwelt. l
VGB-Standard
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen
Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE
DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
Das Thema der IT-Sicherheit für die Anlagen der Strom- und Wärmeerzeugung (Erzeugungsanlagen)
rückt insbesondere für die Systeme der Leittechnik immer mehr ins Blickfeld der Anwender
und Hersteller.
Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst:
– Der immer weiter um sich greifende und auch nicht mehr aufzuhaltende Einsatz von
IT-Standardprodukten in den Systemen der Leittechnik (LT)
– Die fortschreitende Verbindung der LT-Systeme mit den Geschäftsprozessen, die in der
Unternehmens-IT abgebildet werden
– Ein stärkerer Fokus der Hackerkreise auf die Automatisierungs- und Leittechnik; dieser zeigt
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0
Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329
sich durch eine ansteigende Zahl von entdeckten Sicherheitslücken sowie das Auftreten von
45136 Essen
www.vgb.org
VGB-Standard
IT-Sicherheit für
Erzeugungsanlagen
VGB-S-175-00-2014-04-DE
spezialisierter Malware
– Die verstärkten Aktivitäten aus Politik und Regulierungsbehörden im Sektor der kritischen Infrastruktur
Der zunehmende Einsatz von Standard-IT-Komponenten in den Systemen der LT bringt jedoch neben den geschilderten
Gefährdungen gleichzeitig auch die Möglichkeit zur Lösung der Probleme, wobei die leittechnischen Spezifika besonders berücksichtigt
werden müssen.
Bei der Kopplung der LT mit dem in den Erzeugungsanlagen vorhandenen „ITUmfeld“ ist stets sehr sorgfältig abzuwägen,
ob alles technisch Mögliche und aus Sicht des Anwenders ggf. auch Wünschenswerte realisiert werden sollte. In jedem Fall
sind bei der Entscheidungsfindung dem erwarteten Nutzen die möglichen Gefährdungen gegenüber zu stellen und wirksame
Schutzmechanismen vorzusehen.
Der VGB-AK „Betriebsführung und Informationssysteme“ setzte eine Projektgruppe ein, um die vorhandene VGB-Richtlinie
VGB-R 175 auf den neuesten technischen Stand zu bringen. Der nun vorliegende VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE
zeigt zuerst die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen für den Betrieb der Erzeugungsanlagen.
Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes
Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und seitens der Hersteller
die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.
Der vorliegende VGB-S-175-00-2014-04-DE erläutert grundlegende Begriffe und stellt Bedrohungen und abgeleitete Anforderungen
strukturiert und übersichtlich zusammen. Ergänzend sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen
zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne von Beispielen aufgeführt. Es ist geplant, weitere Hilfestellungen
für die praktische Anwendung und zeitnahe Hinweise auf aktuelle Ereignisse in einer Bibliothek bereit zu stellen.
Da der Lebenszyklus der IT-Technik und die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unter liegen, kann bzw. soll
dieser VGB-Standard nur grundlegende Themen aufzeigen. Durch Nutzung der aufgeführten Informationsquellen kann die
Bearbeitung der Thematik weiter vertieft werden.
Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen und technischen Strukturen
und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvesti tionen abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne
Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.
62 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe Fachtagung
Stilllegung und Rückbau
von Energie- und Industrieanlagen 2022
5. und 6. Oktober 2022
in Velbert | Best Western Plus Parkhotel | mit Fachausstellung
Stilllegung und Rückbau
von Energie- und
Industrieanlagen 2022
Am 5. und 6. Oktober 2022 findet die 3. vgbe Fachtagung zum Thema
„Stilllegung und Rückbau“ in Velbert statt, die sich erneut mit der
gesamten Bandbreite der Energieerzeugungsanlagen von konventionell
bis erneuerbar beschäftigt.
Die Fachtagung mit Ausstellung richtet sich an Betreiber dieser Anlagen,
aber auch an Mitarbeitende von Ingenieurbüros, Unternehmen,
Planern, Genehmigungsbehörden und Forschungseinrichtungen.
Auf der Veranstaltung bietet sich die Gelegenheit zum
Austausch mit Fachkollegen über aktuelle Themen von der Genehmigung
und Planung, Außerbetriebnahme über die Trockenlegung
und den Rückbau bis hin zur Nachnutzung von Anlagen und Flächen
zur Energieerzeugung. Als Themen werden unter anderem behandelt:
| Beschleunigung von Genehmigungsverfahren
| Nachhaltige Rückbaukonzepte und Herstellerverantwortung
| Sicherheitskultur, Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz
| Fehlervermeidung bei der Schadstoffsanierung
| Abbruchstatik
| Brandschutz
| Erfahrungsberichte zum Rückbau konventioneller Anlagen
| Rückbau und Repowering von Windenergieanlagen
| Offshore Windparks – Rückbauszenarien
| Umnutzung und Nachnutzungskonzepte
Ziel der Veranstaltung ist es, die in der Praxis von Betreibern von
Energie- und Industrieanlagen sowie von im Energiebereich tätigen
Unternehmen gesammelten Erfahrungen vorzustellen und Hilfestellungen
für den Umgang mit der Stilllegung und dem Rückbau von
konventionellen bis hin zu Windenergieanlagen zu geben. vgbe stellt
den Teilnehmenden eine Plattform für den Erfahrungsaustausch unter
Experten bereit, um die anstehenden Herausforderungen vom
Auslaufbetrieb über den Rückbau bis hin zur Nachnutzung von
Energie- und Industrieanlagen sicherer, effizienter und wirtschaftlicher
bewältigen zu können.
Weitere Informationen zur Veranstaltung finden Sie unter:
https://t1p.de/vgbe-SR2022/ (Kurzlink)
Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme bei der vgbe Fachtagung
„Stilllegung und Rückbau von Energie- und Industrieanlagen 2022“
im Oktober dieses Jahres in Velbert.
Tagungsprogramm
Änderungen vorbehalten
MITTWOCH, 5. OKTOBER 2022
12:45 Registrierung, Kaffee
13:30-
13:40
13:40-
14:10
S1.1
14:10-
14:40
S1.2
14:40-
15:05
S1.3
15:05-
15:30
S1.4
15:30-
16:00
16:00-
16:30
S2.1
16:30-
17:00
S2.2
17:00-
17:30
S2.3
Begrüßung zur Veranstaltung
Dr. Thomas Eck, Leiter Kraftwerkstechnologien
und Umwelttechnik, vgbe energy e.V., Essen
SEKTION 1 – Grundlagen
(Recht, Arbeitssicherheit, Statik)
Beschleunigung von Genehmigungsverfahren –
aber wie?
Dr. Peter Kersandt, AVR – Andrea Versteyl
Rechtsanwälte Partnerschaftsgesellschaft mbB,
Berlin
Sicherheitskultur – Human Performance Tools
Frank Heinrich, PreussenElektra GmbH, Hannover
Abbruchstatik nach VDI 6210
Markus Rost, Constructure GmbH, Düsseldorf
Brandschutz beim Rückbau
Michael Lischewski, DMT GmbH & Co. KG, Dortmund
Kaffeepause
SEKTION 2 – Windenergieanlagen von A bis Z
Herstellerverantwortung für Windenergieanlagen – alte
Hüte oder neue Konzepte?
Dr. Petra Weißhaupt, M.A.,
Umweltbundesamt, Dessau-Roßlau
Nachhaltiger Rückbau von Windenergieanlagen
Annette Nüsslein, RDRWind e.V., Hannover
Darstellung von Rückbaukonzepten für
Windenergieanlagen – Lessons Learnt
Sebastian Wesch, Hagedorn Service GmbH, Gütersloh
18:30 Get-together
Ihr vgbe-Team
Online-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/22622/
Kontakt (Teilnahme)
Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-rueckbau@vgbe.energy

DONNERSTAG, 6. OKTOBER 2022
09:00-
09:30
S3.1
09:30-
10:00
S3.2
10:00-
10:30
S3.3
SEKTION 3 – Praxisbeispiele Rückbau
konventionelle Anlagen
Rückbau KW Moorburg
Thomas Pietzsch
Vattenfall Heizkraftwerk Moorburg GmbH, Hamburg
Von der Stilllegung / Trockenlegung bis zum
Rückbau von konventionellen Kraftwerken
Ansgar Vierhaus,
RWE Technology International GmbH, Essen
Die Rückbauprojekte der
VERBUND Thermal Power GmbH & Co KG
DI Thomas Zagler und DI Martin Hochfellner, VERBUND
Thermal Power GmbH & Co KG, Mellach, Österreich
10:30 Kaffeepause
SEKTION 4 – Sonderthemen
11:30-
12:00
S4.1
12:00-
12:30
S4.2
12:30-
13:00
S4.3
Rücknahme von Kondensatorrohren
als Teil der Nachhaltigkeitsstrategie
Dr. Andreas Gahl,
MPG Mendener Präzisionsrohr GmbH, Menden
Fehlervermeidung in der Planung und Ausführung
von Schadstoffsanierungen
Dr. Stefan Henning,
Ingenieurbüro Dr. Stefan Henning, Dortmund
Offshore Windparks – Entwicklung und Bewertung
von Rückbauszenarien
Prof. Dr.-Ing. Silke Eckardt, Hochschule Bremen, Bremen
13:00 Mittagspause
SEKTION 5 - Standortentwicklung,
Nachnutzung und Relokation
14:00-
14:30
S5.1
14:30-
15:00
S5.2
15:00-
15:30
S5.3
ca. 15:30
Repurposing Coal Power Plants (RECPP)
als europäischer Ansatz –
zukünftige Roadmap und Toolbox
Dr. Thomas Eck, vgbe energy e.V., Essen
„Flächenfraß verhindern – Ungenutzte Areale
recyceln, anstatt neue Flächen zu versiegeln“
Rick Mädel, GF Hagedorn Revital GmbH, Gütersloh
GuD Öresundsverket – alternative Nutzungsideen
und finaler Verkauf der Anlage zur Relokation
Dr. Arne Kristoffer Bayer, Alexander Micajkov,
Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf
Ende der Veranstaltung
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
w https://t1p.de/vgbe-SR2022/ (Kurzlink)
VERANSTALTUNGSORT
Best Western Plus Parkhotel, Velbert
Günther-Weisenborn-Straße 7
42549 Velbert
t +49 2051 4920
e info@parkhotel.nrw
w www.parkhotel.nrw
ONLINE-ANMELDUNG
w https://register.vgbe.energy/21622/
ANMELDUNG
Die Anmeldung wird bis zum 23. September 2022 erbeten
(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im
Teilnahmeverzeichnis). Eine spätere Anmeldung, auch im
Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das
Teilnahmeverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
vgbe-Mitglieder 750,- €
Nichtmitglieder 950,- €
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €
Studierende
frei mit Nachweis
FACHAUSSTELLUNG
Um Ihre Dienstleistungen und Produkte in den Fokus
zu rücken, bieten wir Ihnen auf der Fachtagung die
Gelegenheit zur Firmenpräsentation:
| Paket P für
400,00 € + USt. (vgbe-Mitglieder)
500,00 € + USt. (Nicht-Mitglieder*)
Kontakt:
Steffanie Fidorra-Fränz
t +49 201 8128-299
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
* Gerne Informieren wir Sie auch über Konditionen
und Leistungen einer vgbe-Mitgliedschaft.
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Methanol production and markets
Methanol production
and markets
Malgorzata Wiatros-Motyka and Sarah Lai
Abstract
Methanolproduktion und -märkte
Die Verfahren der Methanolproduktion sowie
die weltweiten Märkte werden vorgestellt. Methanol
ist ein chemischer Baustein für hunderte
von Produkten, aber auch ein Energieträger,
der ein Medium für die Wasserstoffspeicherung
darstellen kann. Methanol kann aus verschiedenen
Rohstoffen hergestellt werden, darunter
Erdgas, Kohle, Biomasse, Abfälle, recyceltem
Kohlendioxid (CO 2 ) sowie Wasserstoff
(H 2 ). Derzeit werden über 99 % des Methanols
aus fossilen Brennstoffen gewonnen. Methanol
wird zunehmend in der traditionellen chemischen
Industrie und in neueren Anwendungen
eingesetzt, z.B. als Kraftstoff im Straßenund
Seeverkehr, zum Kochen, in Heizkesseln
und Dampferzeugern. Etwa 40 % des Methanolverbrauchs
entfallen heute auf Kraftstoffanwendungen.
Die Nachfrage nach Methanol hat sich seit
2000 mehr als verdoppelt. Die jüngsten Veränderungen
im internationalen Angebot und in
der Nachfrage nach Methanol haben zu einer
neuen Handelsdynamik geführt. Folglich ist
die Bestimmung der künftigen Marktentwicklung
für Methanol aufgrund des Wettbewerbs
mit anderen chemischen Produkten und sich
ändernder nationalen Energie- und Klimapolitik
komplex. Das Wachstum des Methanolverbrauchs
ist jedoch sicher.
l
Methanol production methods and markets
worldwide are reviewed. Methanol is a chemical
building block in hundreds of common
products but is also an energy carrier that can
provide a medium for hydrogen storage. Methanol
can be made from different feedstocks,
including natural gas, coal, biomass, waste,
recycled carbon dioxide (CO 2 ) and hydrogen
(H 2 ). However, currently over 99 % of methanol
is produced from fossil fuels. Methanol use
is growing in the traditional chemical industry
and in newer applications, including as a
fuel in road and maritime transport, cooking
stoves, boilers, and steam generators. Fuel applications
now represent about 40 % of methanol
consumption.
Demand for methanol has more than doubled
since 2000. Recent changes in international
supply and demand for methanol have resulted
in new trade dynamics. Consequently, determining
the future market direction for
methanol is complex due to competition with
other chemical products and frequently changing
national energy and climate policies. However,
growth in methanol use is certain.
China is the largest methanol producer and
consumer, producing about 70 % of its methanol
from coal and it is the world leader in
methanol as a transport fuel. India has significant
potential to produce methanol from
domestic high ash coal and biomass, which
could be a secure and affordable fuel as a step
towards a hydrogen economy. Indonesia also
has significant potential to produce methanol
from coal and biomass domestically and is one
of the main markets for biodiesel. Japan imports
all its methanol but has plans and policies
to recycle CO 2 and also produce many fuels
and substances from it. The European Union
(EU) has insufficient production capacity
to cover domestic demand and has relied heavily
on imports since the 2021 energy crisis.
However, new low-carbon methanol projects
are emerging and are expected to grow, making
the EU a potential world leader in this
market.
Tab. 1. Physical and chemical properties of methanol [Methanol Institute, 2016].
Autors
Dr Malgorzata Wiatros-Motyka
(ICSC)
Dr Sarah Lai (Sotacarbo SpA)
International Centre for
Sustainable Carbon (ICSC)
London, United Kingdom
Sotacarbo SpA – Sustainable
Energy Research Centre
Carbonia (CI), Italy
Full report available at
www.sustainable-carbon.org
Colour
Molecular weight, g/mol 32.04
Odour
Reactivity
Solubility
Corrosivity
Colourless, water clear
Pure material has a slight alcoholic odour.
Other grades may have a pungent oily odour
Not dangerously reactive
Liquid density, g/mL 0.791 at 20 °C
Boiling point, °C 65
Freezing point, °C -97.6
Minimum ignition energy, MJ 0.02
Diffusion coefficient, cm 2 /s 0.0042
Flammability limits, vol% 6 – 36.5
Explosive limits, vol% 6 – 36
Auto-ignition temperature, °C 470
Latent heat of vaporisation, J/g 1100 at 64.7 °C
Latent heat of fusion, J/g 98.8 at -97 °C
Mixable in all portions with water
Slightly corrosive to metals, especially in the presence
of humidity. Exceptions: lead and aluminium
vgbe energy journal 8 · 2022 | 65

Methanol production and markets
In our daily lives Automotive manufacturing Medical equipment
Living room
• Rigid foam door insulation
• Polyester carpet
• Urethane foa
Bedroom/study room
• Polyurethane mattress foam
• Carpeting
Kitchen
• PET plastic bottles
• Decorative laminates
Shower room
• Aerosols
• Disinfectants
• Fragrances
• Solvents
Other uses
• Clothing
• Fertiliser
• Fibreglass insulation binder
• Silicone sealants
Boilers/cooking stoves
• Clean fuels
• Paints
• Polyester carpets and fabric
• Thermoset bumper and energy absorber
• Light lens
• Tyre core adhesives
• Body panels
• MDF/MDI door panels
• Safety glass laminate
• Polyurethane dashboard foam
• Acetyl thermoplastics: gears, pumps,
mouldings, compounds,
distributer caps, fuses
• Gloves
• Masks
• Medical gowns
• Hood cap
• Apron
• Pharmaceutical drugs
• Disinfectants
Fuel in ships and cars
Fig. 1. Examples of methanol uses [Methanol Institute, nd].
Biomass
Renewable
electricity
Natural gas
Coal
Gasification/reforming
Electrolysis
Carbon capture and
storage (CCS)
Reforming
Gasification
Syngas
Syngas
Syngas
Fig. 2. Proposed classification of methanol from various feedstocks
[IRENA and Methanol Institute, 2021].
Bio-methanol
Bio-methanol
E-methanol
Renewables
Low
carbon
intensity
Nonrenewable
High
carbon
intensity
Climate change mitigation and the need
to reduce greenhouse gases is an urgent priority.
New measures and solutions are needed
as governments set emissions reduction
targets and corporations introduce sustainability
agendas. Increasing the use
of low-carbon methanol can be one of a
range of climate change mitigation measures.
Methanol (Ta b l e 1 ) is an essential building
block of hundreds of products that touch
our daily lives, but its emerging use as fuel
for cars, trucks, ships, cooking stoves, kilns,
boilers, generators and fuel cells will change
the energy scene in the short term. It is an
Fossil resources
Renewable resources
Natural
gas
Crude oil
residues
Lignite
and coal
Municipal
solid waste
Biomass residues
and wastes
Cultivated
biomass
Renewable
electricity
Conversion technologies
Synthesis gas production
(H 2 , CO, CO 2 )
+ further CO 2 sources
Steam reforming
Autothermal
reforming
Partial oxidation
Gasification
Anaerobic
fermentation
Electrolysis
Synthesis gas
conditioning
Methanol synthesis
(CH 3 OH)
High pressure Medium pressure Low pressure
Purification
(CH 3 OH)
Distillation
Methanol as intermediate for chemical industry
Acelic acid
Methylamine
Dimethyl terephthalate Pure methanol for
Formaldehyde
Cleansing agent
Methanol-to-olefins (MTO) Coolant agent
Methyl chloride
Plasticiser
Methyl methaycrylate
Solvent
Methanol
Methanol for motor fuel Industry
Biodiesel (FAME)
Pure methanol for
Dimethyl ether
Power trains
Methanol-to-aromatics (MTA) Gas tulbine
Methanol-to-gasoline (MTG) Fuel blending
Methyl tert-butyl ether (MTBE) Heat/power generation
Fig. 3. Overview of methanol production process depending on feedstock [AMF, 2020].
66 | vgbe energy journal 8 · 2022

Methanol production and markets
Tab. 2. CO 2 emissions of methanol from various carbon sources [IRENA and Methanol Institute, 2021].
Origin of carbon Feedstock GHG emitted
in gCO 2 -eq/MJ
Reference
Natural gas 101.6 Ecoinvent, 2019
Fossil fuel-based
Biomass-based
Power-based
Hard coal 262 Ecoinvent, 2019
Lignite 170.8 Rönsch and others, 2014
Waste wood 5.3 Chaplin, 2013
Wood chips 20.91 Ecoinvent, 2019
Black liquor 3 Chaplin, 2013
Renewable electricity, flue gas from a biomass plant 3.23 Buddenberg, 2016
Renewable electricity, CO 2 from the biogas process 0.5 Hoppe and others, 2017
Renewable electricity, CO 2 captured from coal power plant 33.1 Kajaste and others, 2018
Renewable electricity, flue gas (energy from a geothermal plant) 12.1 CRI, 2020
attractive option for energy storage, including
hydrogen (F i g u r e 1 ).
Methanol can be produced from any resource
which contains carbon that can be
converted into synthesis gas (F i g u r e 2
and F i g u r e 3 ). Feedstocks for methanol
production include natural gas, coal, naphtha,
biomass, various wastes as well as recycled
CO 2 and hydrogen. Currently, about
65 % of global production comes from natural
gas, while the remainder is mainly
from coal. Only 0.2 % comes from renewable
sources. Methanol produced from renewable
and low-carbon sources can
help countries meet their climate change
mitigation goals and improve ambient air
quality while providing secure, affordable
energy.
Methanol downstream
demand distribution
2020
Olefin – 47 %
Dimethyl ether – 3 %
Acetic acid – 5 %
Methyl tert-butyl ether – 5 %
Methanol-to-hydrocarbons – 3 %
Direct methanol fuel – 1 %
Others – 8 %
Formalderhyde – 13 %
Methanol fuel – 15 %
Many countries aim to be carbon neutral by
2050, 2060 or 2070; this implies that there
will be increased demand for renewable
transport fuels. If renewable methanol is
chosen, strong policies, regulations, and incentives
will be needed to support its production.
Conventional methanol production from
fossil fuels using syngas is a well-established
technology and economically attractive.
However, it has relatively high CO 2 emissions
(Ta b l e 2 ). On the other hand, the
capital costs of producing renewable methanol
are higher than for conventional methanol.
Making methanol from CO 2 and renewable
hydrogen is in its relative infancy and
the associated costs and risks of scaling up
the technology are high. Supportive policies
and financial incentives, including tax
breaks, will drive the effort to develop these
projects. It is expected that by 2050, renewable
methanol will achieve cost parity with
that made from fossil fuels. Renewable
methanol is expected to grow significantly
in importance as various industrial-scale
projects emerge. Some renewable methanol
projects, such as in Rotterdam, the Netherlands
and Tarragona, Spain, where municipal
waste will be used as feedstock, may effectively
have negative costs, as companies
will be paid by local councils to remove the
waste and convert it into valuable products,
including methanol.
Fig. 4. Methanol use in China by sector, 2020 [Zhao, 2021].
EU Forest
Strategy
Emissions
Trading
for road
transport
and buildings
Land Use,
land use
change, and
forestry
regulation
Effort
Sharing
Regulation
CO 2
Emissions
Standards
for cars
and vans
Climate
Social
Fund
EU Emissions
Trading System
for power,
industry,
maritime &
aviation
‘Fit for
55’
Alternative
Fuels
Infrastructure
Regulation
Refuel EU
Aviation
Initiative
Carbon
Border
Adjustment
Mechanism
Energy
Taxation
Directive
Renewable
Energy
Directive
Fuel EU
Maritime
Initiative
Energy
Efficiency
Directive
Note: The proposals and initiatives in blue
are the most relevant to methanol
Fig. 5. Overview of EC’s ‘Fit for 55’ package [Methanol Institute, 2021c].
vgbe energy journal 8 · 2022 | 67

Methanol production and markets
b) Road transport – 71.7 %
Share of road transport GHG emissions
EU 27, 2019
Aviation – 13.4 %
Maritime – 14.1 %
Railways – 0.4 %
Other – 0.5 %
Cars – 61 %
Vans – 11 %
Heavy duty trucks and buses – 27 %
Other road – 1 %
Share of transport
emissions in
EU 27, 2019
Fig. 6. EU greenhouse gas emissions from transport [EC,2021].
Western Europe methanol demand,
million metric tonne
8
7
6
5
4
3
2
1
0
2019 2020 2021 2031
Formaldehyde Other chemicals Fuel
Fig. 7. Methanol demand in western Europe [modified from Mullet, 2021].
China is the dominant producer and consumer
of methanol (F i g u r e 4 ). Most of its
methanol (70 %) is produced from coal, but
projects using different sources such as CO 2
and hydrogen are emerging. The country is
the fastest-growing market, having demand
for every methanol derivative. Demand
from the petrochemical sector drives the
vast majority of methanol usage and its
growth. However, fuel applications are increasing
too, driven by strong policies and
successful large-scale trials in the automotive
sector, making China the leader in
methanol for transport. China will remain
the world’s largest net importer and a leading
force in the global methanol market for
the foreseeable future.
Europe imports most of its primary energy
sources, including more than half of the
methanol required. Europe has a few lowcarbon
methanol facilities, and dozens of
new projects are coming online in the next
few years. This makes Europe a world leader
in low-carbon methanol production and use
(F i g u r e 5 ). Low-carbon methanol is, and
will continue to be, used mainly in transportation,
especially in maritime and road
transport (F i g u r e 6 and F i g u r e 7 ).
India, using domestic coal and biomass to
produce methanol, plans to monetise available
resources and increase energy security
while providing fuel at an affordable price.
Producing methanol in India would also create
employment. Additionally, the Indian
government sees methanol as a complemen-
Phase 1 Phase 2 Phase 3
Volume of utilised CO 2
• Pursue all potential technologies
for carbon recycling initiatives
• Priority should be given to
technologies requiring no
hydrogen and/or producing highvalue
added products, which can
be expected to be implemented
from around 2030
Chemicals (polycarbonate)
Liquid fuels (bio jet fuels)
Concrete products (road curb blocks)
Cost must be reduced to
1/3-1/5 of current levels
• Attempt to reduce costs of technologies
that are expected to spread from 2030
onwards
• Priority should be given to technologies
for producing general-purpose
commodity in robust demand, among
technologies expected to diffuse on the
premise of cheap hydrogen supply
from 2040 onwards
• Pursue further cost reduction
High consumption expected
from 2030
• Chemicals:
Polycarbonate
• Liquid fuels:
Bio jet fuels
• Concrete products:
Road curb blocks, cement
Expected to spread from 2030
• Chemicals
Polycarbonate
Expected to start spreading
• Liquid fuels
from around 2040
Bio jet fuels
• Chemicals
• Concrete products
Commodity (olefin. BTX)
Road curb blocks, cement
• Liquid fuels
Gas, liquid (methane, synthetic fuel)
• Concrete products
• Technology requiring no
hydrogen and/or high-value
added products will be
commercialised first
Commodity
• Expansion into commodity
markets with robust demand
† Target for 2050
Hydrogen
JPY 20/m 3† (cost at delivery site)
CO 2 capture technology
Reducing cost
Less than 1/4 of current cost
Current
2030
Fig. 8. Roadmap for carbon recycling technologies in Japan [METI, 2021].
From 2040 onwards
68 | vgbe energy journal 8 · 2022

Methanol production and markets
tary product to hydrogen. So, investments in
methanol production, utilisation, and infrastructure
are investments made for a future
hydrogen economy that should deliver rapid
economic returns. Policies that support coal
gasification, ultimately with CCUS, and positioning
methanol as a hydrogen carrier
will help accelerate the energy transition.
Government investment in the deployment
of relevant technologies and support for
greater public-private partnerships should
de-risk the investment and promote effective
inclusion and participation from the private
sector.
In Indonesia there is interest in domestic
methanol production from coal, and new
projects are emerging, thanks to supportive
policies. The country is considered one of
the primary markets for biodiesel and has
significant production potential in this area.
Japan, due to its limited natural resources,
has an interest in making methanol from recycled
CO 2 and hydrogen. Domestic production
of low-carbon methanol would improve
Japan’s energy security and help the country
achieve carbon neutrality by 2050. Japan’s
Carbon Recycling Roadmap includes plans
for methanol production from about 2030
onwards (F i g u r e 8 ).
The global methanol industry has undergone
dramatic changes this century as demand
has more than doubled from about
50 Mt in 2000 to about 100 Mt in 2020. The
changes have included a shift in regional demand,
the development of new end uses,
and the emergence of new feedstocks and
production centres. Demand is expected to
increase to 500 Mt by 2050. Currently, there
are around 340 methanol plants in operation
with a total capacity of nearly 140 Mt/y.
In the next 10 years, methanol derived
from fossil fuels will remain dominant.
Coal as the feedstock will be used in China,
India and Indonesia, while alternative feedstocks
are considered more attractive in Europe.
This summary is based on the report: Methanol
production and markets by Dr Malgorzata
Wiatros-Motyka (ICSC) and Dr Sarah
Lai (SOTACARBO SPA), IEA-ICSC Report
Number: ICSC/322, ISBN: 978-92-9029-
645-4, Publication date: 17 August 2022,
Pages 81, Figures 22, Tables 12, www.sustainable-carbon.org.
The report has been produced by the International
Centre for Sustainable Carbon
(ICSC) and is based on a survey and analysis
of published literature and on information
gathered in discussions with interested organisations
and individuals. Their assistance
is gratefully acknowledged. It should
be understood that the views expressed in
this report are ICSC´s own and are not necessarily
shared by those who supplied the
information, nor by ICSC´s member organisations.
l
VGB-Standard
Part 41: Power to Gas
Teil 41: Power to Gas
RDS-PP ® Application Guideline
Anwendungsrichtlinie
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. German/English edition 2018
DIN A4, 160 pages, Price for VGB-Members* € 280.–, for Non-Members € 420.–, + VAT, ship ping and hand ling
The complete RDS-PP ® covers additionally the publications VGB-S-821-00-2016-06-EN and VGB-B 102;
the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.
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.
The designation supports, among others, an economic engineering of the plant as well as a cost-optimized
procurement because parts with similar requirements can be identified much easier and early
on. For operation and maintenance (O&M) a clear designation serves as an unambiguous address for O&M
management systems.
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
Some international standards for the designation of industrial plants and its documentation exist already, in particular the series of
ISO/IEC 81346. The designation system called “Reference Designation System (RDS)” bases on these standards and can generally
be applied to all industrial plants.
For power plants, the sector specific standard ISO/TS 81346-10 was developed and constitutes the normative basis for the
“Reference Designation System for Power Plants” RDS-PP ® .
This sector specific standard covers the application for all engineering disciplines and for all types of plants of the energy supply sector.
This document covers the rules of the RDS-PP designation system for the Power to Gas plants.
This guideline provides detailed specifications for the reference designation of plant parts that are specific to Power to Gas plants
(e.g. Electrolyzer, Methanation system).
For the designation of plant parts that vary from project to project, the guideline provides general guidance illustrated by examples,
which has to be applied correspondingly to the specific case. This applies in particular to auxiliary and ancillary systems.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
vgbe energy journal 8 · 2022 | 69

Chemiekonferenz 2022
Conference Chemistry 2022
25. bis 27. Oktober 2022, Dresden | mit Fachausstellung
25 to 27 October 2022, Dresden/Germany | with Technical Exhibition
Chemiekonferenz 2022
Die 58. vgbe Chemiekonferenz beginnt in diesem Jahr mit
der Vorstellung zweier vollumfänglich revidierter vgbe-Standards
und befasst sich im Folgenden mit der chemischen
Konditionierung des Wasser-Dampf-Kreislaufs. Dabei wird
insbesondere auch auf die Eisenproblematik und die Korrosionsvorgänge
eingegangen.
Im Rahmen der Wasseraufbereitung wird auf Fehlermöglichkeiten
bei der TOC-Bestimmung, auf die Probleme der Harzalterung
und die Nachhaltigkeit eingegangen.
Erfahrungen aus dem Betrieb gibt es bei der Umstellung der
Rohwasserversorgung, der Rauchgaskondensatbehandlung
und bei erhöhter Nitratkonzentration im REA-Abwasser.
Bei der Kühlwasseraufbereitung sind die wesentlichen Themen
Korrosion und Desinfektion.
Die Konferenz wird bewährt von einer interessanten
Fachausstellung begleitet.
vgbe energy freut sich,
Sie im Oktober in Dresden begrüßen zu dürfen.
Conference Chemistry 2022
This year, the 58 th vgbe Chemistry Conference starts with
the presentation of two completely revised vgbe-Standards
and deals in the following with the chemical conditioning of
the water-steam cycle. In particular, issues with iron oxides
and corrosive processes will be addressed.
In the context of water treatment, possible errors in TOC determination,
the problems of resin ageing and sustainability
are addressed.
Experiences from operation are available on the conversion
of raw water supply, flue gas condensate treatment and increased
nitrate concentration in FGD waste water.
In cooling water treatment, the main topics are corrosion
and disinfection. The conference will again be accompanied
by an interesting
trade exhibition.
vgbe energy looks forward to welcoming you to
Dresden, Germany in October.
Tagungsprogramm
Conference programme
Änderungen vorbehalten
Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch
Simultanübersetzung ist vorgesehen
Subject to change
Conference languages: English and German
Simultaneous translation intended
DIENSTAG, 25. OKTOBER 2022
TUESDAY, 25 OCTOBER 2022
18:00 Get-Together in der Ausstellung
Swan Analytical Instruments lädt alle
Konferenzteilnehmer zum zwanglosen Treffen ein.
Get-together in the exhibition
Swan Analytical Instruments invites all participants
to a get-together.
MITTWOCH, 26. OKTOBER 2022
WEDNESDAY, 26 OCTOBER 2022
09:00 Begrüßung, Eröffnung
Welcome, Opening
09:10
V 01
9:40
V 02
10:10
V 03
V 01 – V 03
Diskussionsleitung / Chairman:
Walter Hoffmann, RWE Power AG, Essen /
Germany
Die Revision des VGB-Standards VGB-S-010 –
Speisewasser-, Kesselwasser und Dampfqualität
für Kraftwerke/Industriekraftwerke
The revision of the VGB-Standard VGB-S-010 –
Feed water, boiler water and steam quality for
power plants/industrial power plants
M. Rziha, PPCHEM AG Hinwil / Switzerland
Die Kühlwasserrichtlinie VGB-R 455 wird ein
neuer vgbe-Standard VGBE-S-455
The cooling water guidline VGB-R 455 becomes
the new vgbe-Standard VGBE-S-455
M. Rziha, PPCHEM AG Hinwil / Switzerland
Eisenproblematik im Wasser-Dampf-Kreislauf
Iron problems in the water-steam cycle
N. Mattiß, VPC GmbH, Berlin / Germany
10:40 Kaffeepause und Besuch der Ausstellung
Coffee break and visit of the exhibition
Online-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/21122/
Kontakt (Teilnahme)
Ines Moors | t +49 201 8128-222 |
e vgbe-chemie@vgbe.energy

11:10
V 04
11:40
V 05
12:10
V 06
12:40
V 07
V 04 – V 07
Diskussionsleitung / Chairman:
Michael Rziha, PPCHEM AG, Hinwil / Switzerland
Ad hoc use of various water cleaning technologies
to handle an oil contamination of water/steam
cycles at Kyndbyvaerket
Ad hoc-Einsatz verschiedener Wasserreinigungstech
nologien zur Handhabung einer Ölverunreinigung von
Wasser-/Dampfkreisläufen in Kyndbyvaerket
M. Nielsen, Ørsted, Skaerbaek / Denmark
Die Umstellung der chemischen Fahrweise
auf klassische Konditionierungsmittel aufgrund erhöhter
niedermolekularer Organika im
Zusatzwasser, verursacht über das zur Verfügung
gestellte Rohwasser aus
einer Abwasserumkehrosmose
The changeover of the chemical mode of operation to
classic conditioning agents due to increased
low-molecular organics in the make-up water, caused
by the raw water provided from a wastewater reverse
osmosis system
C. Holl, HYDRO-ENGINEERING GmbH,
Mülheim / Germany
Increased availability of a 820 MW-2+1-CCGT plant by
application of film forming technology
Erhöhte Verfügbarkeit einer 820-MW-2+1-GuD-Anlage
durch Anwendung filmbildender Technologie
O. Soukup, CEZ, Prague / Czech Republic,
M. Jansen, Anodamine Europe BV,
Helmond / The Netherlands
Konservierung mit filmbildenden Aminen – Grundlagen,
Verfahren, Betriebserfahrungen
Preservation with film forming amines –
basics, procedures, operational experience
R. Wagner, REICON Wärmetechnik
und Wasserchemie Leipzig GmbH, Leipzig / Germany,
M. Lux,
STEAG GmbH, Bexbach / Germany,
M. Sodeik,
Knapsack Power GmbH & Co. KG, Hürth / Germany
13:10 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibition
14:00
V 08
14:30
V 09
15:00
V 10
15:30
V 11
V 08 – V 11
Diskussionsleitung / Chairman:
N.N.
Verhalten und Auswirkungen von
Korrosionsprodukten bei Anlagen mit häufigen
Anfahrvorgängen und deren Überwachung –
Trübungsmessung als Trendmonitor für
partikuläre Korrosionsprodukte
Behavior and effects of corrosion products in
plants with frequent start-up processes and their
monitoring – Turbidity measurement as trend
monitor for particulate corrosion products
L. Dittmar, Swan Analytische Instrumente GmbH,
Ilmenau / Germany
Online monitoring of Chloride and Sulfate for accurate,
real-time corrosion control and prevention
Online-Überwachung von Chlorid und Sulfat für genaue
Korrosionskontrolle und -vermeidung
in Echtzeit
M. Rury, K. Buecher,
METTLER TOLEDO THORNTON Inc., Billerica / USA
Kurita Dropwise Technologie zur Verbesserung des
Wirkungsgrads von Kraftwerkskondensatoren
Kurita Dropwise technology as efficiency improver in
power plant condensers
A. de Bache, Kurita Europe GmbH, Düsseldorf /
Germany, S. Mori, Kurita, Japan
Reinigung von Rohrbündelwärme überträgerapparaten,
die mit festen Krusten
und Verschlüssen zugesetzt sind
Cleaning of shell and tube heat exchanger apparatus
clogged with solid crusts and closures
H.-J. Kastner,
Umwelt-Technik-Marketing, Brake / Germany
16:00 Kaffeepause und Besuch der Ausstellung
Coffee break and visit of the exhibition
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Chemiekonferenz 2022
Conference Chemistry 2022
25. bis 27. Oktober 2022, Dresden | mit Fachausstellung
25 to 27 October 2022, Dresden/Germany | with Technical Exhibition
16:30
V 12
17:00
V 13
17:30
V 14
V 12 – V 14
Diskussionsleitung / Chairman:
N.N.
Nachhaltige Wasserbehandlung mit mobilen
Wasseraufbereitungssystemen: ein komplementärer und
ganzheitlicher Ansatz
Resilient and sustainable treated water production with
Mobile Water Services:
a complementary and holistic approach
A. Donath, Mobile Water Services, Heinsberg / Germany
Vermeiden Sie diese Fehler bei
der TOC-Messung nach der VE-Straße
Mistakes you should avoid when measuring TOC
D. Mauer, MionTec GmbH, Leverkusen / Germany
Wie die Harzalterung endlich
ihren Schrecken verliert
How resin ageing lost its horror
D. Mauer, MionTec GmbH, Leverkusen / Germany
18:00 Ende des ersten Konferenztages
End of the first conference day
18:30 -
22:30
Gemeinsamer Spaziergang zum Motorschiff
„August der Starke“
Abendveranstaltung mit freundlicher Unterstützung von
Kurita Europe GmbH und Purolite GmbH
Bitte tragen Sie an diesem Abend das
vgbe-Namensschild!
Joint walk to the motor ship “August der Starke”
Evening event kindly supported
by Kurita Europe GmbH and Purolite GmbH.
Please wear your vgbe conference badge this evening!
DONNERSTAG, 27. OKTOBER 2022
THURSDAY, 27 OCTOBER 2022
9:00
V 15
V 15 – V 18
Diskussionsleitung / Chairman:
N.N.
Wasser: effizient – sicher – nachhaltig –
Die Lösung für mehr Prozesssicherheit
Water: efficient – safe – sustainable –
The solution for more operational safety
J. Koppe,
MOL Katalysatortechnik GmbH, Merseburg / Germany
09:30
V 16
10:00
V 17
10:30
V 18
Operational experience with EDI technology
for CACE measurement
Betriebserfahrungen mit EDI-Technologie
für CACE-Messungen
M. Nogales,
SWAN Analytische Instrumente AG, Hinwil / Switzerland
Effektiver Austausch von Umkehrosmose-Modulen in
Kraftwerken
How to replace reverse osmosis membranes effectively
in power plants
J. Henkel,
DuPont Water Solutions, Rheinmünster / Germany
Construction of a recycled multi-purpose package in the
field of water treatment equipment and production of
potable or industrial water
in RUD power plant
Bau eines recycelten Mehrzweckpakets im Bereich der
Wasseraufbereitungsanlagen und der Produktion von
Trink- oder Industriewasser
im RUD Kraftwerk
M. Ghazimirsaeid, M. Movaghar,
Siemens Energy, Tehran / Iran
11:00 Kaffeepause und Besuch der Ausstellung
Coffee break and visit of the exhibition
V 19 – V 21
Diskussionsleitung / Chairman:
N.N.
11:30
V 19
12:00
V 20
12:30
V 21
Umbau der Rohwasserversorgung eines Kraftwerks
aufgrund von geänderten Rahmenbedingungen
Modification of the raw water supply of a power plant
due to changed framework conditions
J. Ruff, RWE Power AG, Köln, M. Thorand,
RWE Power AG, Grevenbroich / Germany
Optimisation and debottlenecking
of a flue gas condensate treatment plant
Optimierung und Engpassbeseitigung einer
Rauchgaskondensataufbereitung
F. Fogh, Ørsted, Skaerbaek / Denmark
Erhöhte Nitratkonzentration im REA-Abwasser eines
Steinkohlekraftwerks
Increased nitrate concentration in the FGD wastewater
of a hard coal-fired power plant
A. Wiesel, EnBW AG, Altbach, T. Konrad,
SWM Services GmbH, München / Germany
13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibition
Online-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/21122/
Kontakt | Fachausstellung/Technical Exhibition
Angela Langen | t +49 201 8128-310 |
e angela.langen@vgbe.energy

14:00
V 22
14:30
V 23
15:00
V 24
V 22 – V 24
Diskussionsleitung / Chairman:
Walter Hoffmann, RWE Power AG, Essen / Germany
Neue Synthesemethoden in der Desinfektion
New synthesis methods in desinfection
M. Weber, Calyptics, Frankfurt / Germany
Research of corrosion and scaling treatment of two
conventional (Chlorine and Biocide) and Ozone methods
in wet cooling towers at pilot scale
Untersuchung der Korrosions- und Ablagerungsbehandlung
von zwei konventionellen
(Chlor und Biozid) und Ozonmethoden in
Nasskühltürmen im Pilotmaßstab
M. Ghazimirsaeid, Siemens Energy,
A. Ataei, Tehran Azad University,
M. Daneshfar, Ozoneab,
M. Sadegh Hossani, Tehran University, Tehran / Iran
Gas turbines going green
with hydrogen combustion
Gasturbinen werden
mit Wasserstoffverbrennung grün
K. Buecher,
METTLER TOLEDO Thornton Inc., Billerica / USA
15:30 Schlusswort
Closing speech
15:45 Ende der Konferenz
End of conference
Practical Information
WEBSITE OF THE CONFERENCE
w https://t1p.de/vgbe-chemie2022 (shortlink)
VENUE
Maritim Hotel &
Internationales Congress Center Dresden
Ostra-Ufer 2
01067 Dresden, Germany
t +49 351 216-0
w https://t1p.de/maritimDDvgbe22 (shortlink)
ONLINE REGISTRATION
w https://register.vgbe.energy/21122/
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
w https://t1p.de/vgbe-chemie2022 (Kurzlink)
VERANSTALTUNGSORT
Maritim Hotel &
Internationales Congress Center Dresden
Ostra-Ufer 2
01067 Dresden
t +49 351 216-0
e reservierung.dre@maritim.de
w https://t1p.de/maritimDDvgbe22 (Kurzlink)
ONLINE-ANMELDUNG
w https://register.vgbe.energy/21122/
ANMELDUNG
Die Anmeldung wird bis zum 10. Oktober 2022 erbeten
(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im Teilnahmeverzeichnis).
Eine spätere Anmeldung, auch im Tagungsbüro,
ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das
Teilnahmeverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
vgbe-Mitglieder 820,- €
Nichtmitglieder* 980,- €
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 400,- €
Studierende
frei mit Nachweis
FACHAUSSTELLUNG / TECHNICAL EXHIBITION
Um Ihre Dienstleistungen und Produkte in den Fokus
zu rücken, bieten wir Ihnen auf der Konferenz die
Gelegenheit zur Firmenpräsentation:
To put your services and products in the spotlight we offer
you the opportunity to present your company at the
conference.
Kontakt/Contact:
Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
* Gerne Informieren wir Sie auch über Konditionen
und Leistungen einer vgbe-Mitgliedschaft.
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
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Artificial intelligence, darknet and
OSINT in social engineering:
Background report to a current
case in real industry and banking
Stefan Loubichi
Abstract
Künstliche Intelligenz, Darknet und
OSINT im Social Engineering
Social Engineering ist eine Methode zur Erlangung
sicherheitsrelevanter Daten durch Ausnutzung
des menschlichen Verhaltens. Dabei
sucht sich der Kriminelle die Person als schwaches
Glied in der Sicherheitskette aus, um seine
kriminellen Absichten in die Tat umzusetzen.
Kriminelle nutzen menschliche Eigenschaften
wie Vertrauen, Hilfsbereitschaft, Angst oder
Respekt vor Autorität aus, um diese Personen
zu manipulieren. Bei Social-Engineering-Angriffen
steht das zentrale Merkmal der Täuschung
über die Identität und die Absichten des
Angreifers im Vordergrund. Seit im Ukraine-
Krieg von Fremden in „Deep Fake“-Treffen lebensbedrohliche
Befehle erteilt wurden oder die
Autor
Berliner Bürgermeisterin erst nach 30 Minuten
merkte, dass sie nicht mit dem ihr bekannten
Kiewer Bürgermeister sprach, ist klar, dass es
neue Formen des „Social Engineering“ gibt. l
Deep fakes in Real Industry
and Banking – since 2019
In a British branch of a German company,
the phone rings at 4 pm on a Friday in March
2019, i.e., shortly before closing time. The
big boss at the head office asks for 220,000
€ to be transferred quickly to a supplier in
Hungary [1]. A huge contractual penalty
was looming and the only way to prevent
this was to quickly transfer the money from
Great Britain. Of course, the money would
be transferred immediately on Monday from
the group headquarters in Germany to the
branch office in Great Britain. The voice of
the head of the company was known, but the
branch office in England insists on an e-mail
confirmation, which comes promptly. The
money is immediately transferred to Hungary.
On Monday, however, no 220,000 €
were transferred from Germany to the company
in Great Britain, because the head of
the company had never called [2]. The voice
imitation was realised with the software
Lyrebird. And already on 14 September
2018, Deutschlandfunk reported in detail
about Lyrebird [3] ...
At this year’s vibe conference KELI “Elektro-,
Leit- und Informationstechnik in der Energieversorgung”
(Electrical, Control and Information
Technology in Energy Supply)
from 10-12 May 2022, the author of this article
gave a technical lecture on precisely
this topic: “How cyber criminals assume the
identity of a critical infrastructure executive
and what can be done against social engineering.”[4].
The interest in the lecture was
extremely high - the surprise of the lecturer
that this form of deep fakes was not known
was also extremely high.
Money must be replaced, even if 220,000 €
cannot be paid out of petty cash. It gets
worse when it is not the head of the company
who calls, but an alleged call from the
BSI, the Federal Network Agency, or the cyber
defence of the Federal Office for the Protection
of the Constitution, asking for a serious
threat situation to be dealt with quickly
at ...... We should not even imagine these
consequences. But how difficult is all this?
Machine learning – the basic of
deep learning
Machine learning (ML) is a segment of artificial
intelligence that enables systems to
learn automatically from data and to improve
(continuously), whereby programming
is not required. (F i g u r e 1 )
Neue Daten
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.
Stefan Loubichi
Essen, Germany
English translation of the German
version, published in vgbe
energy journal 7 (2022).
Merkmale
Zielvariable
Modelltraining
KI-Software
(“Modell“)
- Zusammenhänge
- Muster
- Abhängigkeiten
- verborgene Strukturen
Fig 1. How machine learning works
Source: https://datasolut.com/was-ist-machine-learning/
Vorhersage
(bspw. Affinität, Umsatz o.
KaufwahrscheinIichkeit)
74 | vgbe energy journal

Artificial intelligence, darknet and OSINT in social engineering
ML begins with a so-called prepared data set
(=training data set), whereby the data set is
searched for patterns and correlations by an
ML algorithm. This is an interactive process
that is run through as often as necessary until
the result has reached a sufficient quality.
The results from the ML algorithm must be
evaluated by humans.
The following types of machine learning algorithms
exist:
––
Supervised learning
––
Unsupervised learning
––
Partially supervised learning
––
Reinforcement learning
If ML models are to find correlations, this
requires training in advance. This involves
the following four steps.
––
The ML algorithm is provided with “training
data” by a human being.
––
This data is examined by the ML algorithm
for patterns.
––
As soon as the training process is finished,
a safe model is available.
––
Finally, the ML model can be used to analyse
and evaluate unknown data.
At this point, it should be noted in passing
that NATO already provided information on
neural networks and machine learning 24
years ago, so there is nothing fundamentally
new here [5].
The subset of Machine Learning relevant to
us is Deep Learning (DL). DL “imitates” human
learning behaviour with the help of
enormous amounts of data.
The following correlation exists between artificial
intelligence, machine learning and
deep learning:
Generic term: Artificial Intelligence (AI)
Software and programmes
that solve problems on their
own.
Middle term: Machine Learning (ML)
Subfield of AI - algorithms
that can learn from data,
which can learn from data
Sub-terms: Deep Learning (DL) [06]
Subfield of ML - use of deep
neural networks
In the case of extraordinarily complex patterns
such as unstructured image and text
recognition, it is difficult to learn complex
patterns with classical ML algorithms. In
this case, artificial neural networks are usually
required, whereby convolutional neural
networks (CNN) are often used for image
recognition.
For a better understanding, reference is
made here to the freely downloadable lecture
by Stanford University about CNN [07].
For information on how DL works, please
also refer to the diagram from Stanford University,
Figure 2:
In terms of image processing, it is noted that
CNNs achieved an error rate of 0.23 % on
input layer
hidden layer 1 hidden layer 2
output layer
one of the most widely used image databases,
MNIST, in 2016, which is the lowest error
rate of any algorithm ever evaluated.
Deep learning made easy –
using the example of Deep
Face Lab and others:
In the Deep Face Lab programme, which can
be bought by anyone at a reasonable price,
and which works with a permanent repetition
of the try and error scheme, many successive
layers are tried out. For example, the
first layer may look at what colour is most
likely to be where the mouth is. The next
layer then looks at the area next to the mouth
and so it goes on bit by bit. Deep Face Lab
uses numerical values to learn what makes a
particular face, i.e.: Head posture, expression,
facial expression. The result is a new
video cut, but artificially generated.
In the media it is often stated that this is only
feasible if one has a so-called pre-trained
model, as is usually the case with public figures.
This is not true.
In such a case, the program must learn to
translate any face into numbers and translate
those numbers back into a face. Of
course, this takes time and money. The power
of a good graphics processor (e.g., the
NVIDIA graphics card with CUDA support
(at least GTX 1010) as well as three to four
gigabytes of hard disk memory are sufficient,
for example, to create deceptively real-looking
fake videos with the faces of other people
using the desktop application FakeApp,
which is well-known from social media. [8].
If you would like to understand the background,
please refer to the explanatory videos
on YouTube about Real Time Facial
Reenactment [9].
Another machine learning technique used
by Deep Face Lap is Generative Adversarial
Networks (GAN) [10]. This technology
known since 2014 – can be explained
simply: In a kind of competition, two neuronal
networks compete against each other:
One network tries to calculate the model of
a perfect face. The other network tries to
find corresponding mistakes. This opens
Pandora’s box. Unfortunately, there are only
a few publications on how deep fake can be
detected [11].
Since 2019, researchers at the University of
Trento in Italy have been working on a
ground-breaking development: First Order
Motion Model for Image Imagination [12]. In
Frist Order Motion, appearance and motion
information is decoupled by a self-supervised
formulation. First Order Motion Model calculates
from a static photo how the face would
move when speaking and inserts its own image
parts. The error rate is higher than with
“classic Deep Learning, but still sufficient to
be convincing for small video sequences.
Avatarify Desktop is a freely available software
based on the First Order Motion Model.
The extensive publication of the current
state of science in NeurIPS Proceedings is
explicitly referred to here [13].
Let us now turn to the problem of voice imitation.
Here, the products of Adobe, Adobe
VoCo [14] and Baidu, Deep Speech [15]
should be mentioned. While Adobe VoCo is
still not marketed commercially, Baidu has
gone the open-source route.
Voice conversion programmes usually proceed
according to the following scheme,
Figure 3:
––
analysis of the spoken word
––
decomposition of the speaker’s voice into
individual phonemes
––
text input is synchronised in real time
with the voice of the speaker.
How good these systems have become in the
meantime is shown by the demo versions of
the following products available on the free
market, whereby only a few are mentioned
here:
––
https://www.descript.com/
––
https://www.descript.com/lyrebird
––
https://replicastudios.com/
––
https://www.resemble.ai/
––
https://www.respeecher.com/
The big question is often: how long does a
voice recording of someone have to be to
clone their speech [16]?
DeepVoice, for example, only needs a voice
recording of 3.7 seconds to clone a voice
perfectly. These figures are frightening.
In the meantime, the basic works on this are
also available to the public to a sufficient extent
[17].
Let us now look at the architecture of Baidu’s
Deep Speech 3, F i g u r e 4 .
The Darknet:
depth
Fig. 2. 3-layer Neural Network vs. Conv-Net;
Source: Course CS231n: Deep Learning for Computer Vision, Stanford University.
height
width
Many no longer blindly rely on video meetings
and then also want to see an official
vgbe energy journal 8 · 2022 | 75

Artificial intelligence, darknet and OSINT in social engineering
Handbook was published and to this day it
can be regarded as a basic work.
Let us look at how cyber criminals, but also
intelligence agencies, get hold of all the information
about us on a legal basis.
It all starts with choosing a person who is at
the top of the hierarchy in the company, but
is not personally known by most, but at the
same time has a corresponding amount of
power in the company, so that he or she
should usually not be contradicted (e.g.,
head of IT, management, head of HR). The
structure of the company can easily be found
via google using the keywords company, organisation
chart. If you are lucky, you will
also find the name, photo, and CV of this
decision-maker.
(a) Training procedure
photo document for verification. It is more
than frightening that in this context you can
really buy anything on the darknet, including
“official identity documents”.
Below is a current price list of what something
like this would cost in the darknet:
Identity card with the following characteristics:
––
Micro lettering (600 dpi)
––
Watermark and seal
––
hologram
––
integrated background pattern
––
machine-readable zone
Price: 250 - 350 €
driving licence:
Price: 250 - 350 €
Passport:
Price: 1,000 €
(b) Training procedure
Fig 3. YourTTS diagram depicting (a) training procedure and (b) inference procedure
Source: https://arxiv.org/pdf/2112.02418v3.pdf
Encoder
Encoder PostNet
x N
Convolution Block
Encoder PreNet
Text Embedding
Wave
Wave
(key, value) Griffin-Lim WORLD
Speaker-Embedding
Decoder
Converter
Attention Block
Converter
query
Fig 4. Architecture of Baidu´s Deep Speech 3
Source: http://research.baidu.com/Blog/index-view?id=90
Done
Wave
WaveNet
Of course, this article does not publish the
address where you can buy these items.
But it is frightening that one can buy
such things so cheaply, especially since so
many criminal acts with profound consequences
can be realised with such documents.
It is also incomprehensible that Europol and
other police authorities do not act against
this.
Theoretically, of course, one could say: How
does the cybercriminal or cyberterrorist
know that XYZ is responsible for cybersecurity
at the operator of the critical infrastructure
ABC?
The internet never forgets
anything
Already 21 years ago, i.e., in November
2001, the NATO Open-Source Intelligence
FC
Mel Input
Mel Output
x N
Convolution Block (Causal)
σ
+
Decoder PreNet
FC
The search for private and business e-mail
addresses as well as private and business
landline and mobile phone numbers of the
respective persons is then conducted by corresponding
search services (usually located
in the USA):
––
Rocket Research [19]
––
Lusha [20]
––
Hunter [21]
As a rule, important communication data
about the corresponding persons can be
found. The mobile phone number of British
Prime Minister Boris Johnson, for example,
was easy to find for years.
Often, information on social networks can
also be found:
––
Date of birth
––
Personal interests
––
Friends, acquaintances
––
Networks
––
Political views
Relevant networks here are:
––
Facebook
––
LinkedIn
––
Twitter
––
Instagram
––
Telegram
If you then want to know where someone is
(of course only relevant for mobile phones),
there are tools (on the normal internet) with
which you can do cell tracking in the simplest
way [22]. Even when the mobile phone
is switched off, you can easily find out:
––
Is the phone number still valid?
––
Is the phone number connected to the network,
e.g., Vodafone UK?
––
Is the user in roaming mode?
––
Is the number ported?
If you want to find out the address, you need
further tools in the darknet. Since this is not
legal, no information is given on this.
Now, CISOs and CIOs know of course
that criminals – who have not found an
e-mail address of a corresponding executive
– use the general algorithm of how e-
mail addresses are constructed, for exam-
76 | vgbe energy journal 8 · 2022

Artificial intelligence, darknet and OSINT in social engineering
ple: aaa.bbb@gold-energy.com. If the attacker
then sends an email to this address,
good CISOs fake the inaccessibility, for example,
with the following message: “Your
message to aaa.bbb@gold-energy.com has
been blocked”. It will then state: 550.5.4.1
Recipient address rejected: Access denied.
Nevertheless, the address was delivered.
Now there are programmes that give immediate
feedback on when this message was
read. Even in high-tech countries like China,
there is hardly any chance of blocking this.
These programmes are freely available on
the Internet. Nevertheless, they are not
mentioned here.
Before we come to the useful tool maltego,
we should briefly mention the image tools
that cyber criminals’ use.
Fig 5. Car accident in London
Source: Youtube, tiktok and others.
This picture in F i g u r e 5 was sent to prove
to an IT manager that XYZ had just been involved
in an accident and therefore needed
access to 123. A good fraud by criminals, but
in this case, it was noticed within 4 hours
because this picture was already recognised
by a simple google search as a two-year-old
accident picture, which can be found hundreds
of times on the net. As a standard defence
measure, every picture sent by third
parties should always be verified for authenticity
[23].
In the case in question, it was also communicated
that it would not be possible to communicate
with the injured XYZ for the next
few days because he was in a coma and had
been taken to the USA. In this case, however,
it was easy to verify that the mobile phone
was never in roaming mode.
This may prove that some cyber criminals
are not always sufficiently proficient in their
craft.
OSINT research with Kali-Linux
We have already referred to OSINT. But
what is OSINT? Open-Source Intelligent
Tools is defined by the US Department of Defence
(DoD) as “created from publicly available
information that is collected, evaluated
and disseminated at short notice among appropriate
audiences to meet specific intelligence
requirements”.
The OSINT procedure is simple:
––
track down public assets
––
find relevant information outside the organisation
––
compile the information in a usable form.
One piece of software that is important
for both hackers and cybersecurity professionals
is undoubtedly Kali-Linux. It is a
Linux distribution based on Debian, which
includes programmes for penetration testing
and digital forensics. Since Kali has the
GNU GPL licence, it is considered open
source.
Important Kali Linux tools are:
––
Maltego:
Programme to collect data about individuals
or companies on the internet.
––
Kismet:
Passive sniffer to investigate WLANS.
––
Social-Engineer Toolkit (SET):
Programmes for penetration testing with
a focus on social engineering
––
Nmap:
Network scanner for the rough analysis of
networks with Zenmap
––
Wireshark:
Graphical network sniffer
––
Ettercap:
Network administration tool (for example
for man-in-the-middle attacks)
––
John the Ripper:
Program for cracking and testing passwords
––
Metasploit:
Framework for testing and developing exploits
––
Aircrack-ng:
Collection of tools that make it possible to
analyse and exploit vulnerabilities in
WLANs.
––
Nemesis:
Packet forger for networks
––
RainbowCrack
Cracker for LAN manager hashes
––
The Sleuth Kit
Collection of forensic tools
At this point, it should be explicitly mentioned
that possession of Kali Linux is not a
criminal offence, although this is often communicated
as such.
To find all [available] information about
people, an analysis software like maltego
[24] is always the right place to start. You
can always find something here. With this
data mining tool, information is searched
and linked on the internet and the information
found is displayed by means of directed
graphs and allows for further analysis. The
sources of information search used for this
are websites, social networks, search engines
or publicly available databases.
In the meantime, OSINT tools have been
presented to the public [25]. However, these
specialist articles are still read more by cybercriminals
than by the other side.
With shodan.io it gets
interested
Shodan collects data mostly on web servers
(HTTP/HTTPS via ports 80, 8080, 443,
8443), as well as FTP (port 21), SSH (port
22), Telnet (port 23), SNMP (port 161), SIP
(port 5060), and Real Time Streaming Protocol
(RTSP, port 554).
shodan.io is used for security purposes by
operators of critical infrastructures such as
the energy industry, water/wastewater management,
but also the banking and stock exchange
sectors. Conversely, shodan.io is also
used to find weak points. There is also a very
recent case in this regard, which can, however,
only be reproduced anonymously:
Officially, organisations A and B had nothing
to do with each other. However, cybercriminals
recognised that the organisations
were more connected than was communicated
to the outside world.
In the case of A, seven vulnerable systems
(England, India, USA, Austria, Spain, Netherlands)
could be verified via shodan.io; in
the case of B, four vulnerable systems (India,
USA, Netherlands) could be verified via
shodan.io. The same IP address could be
found on B’s systems as on A. A suitable vulnerability
was found via the cloud systems
and the virtual machines. Thus, it was possible
to access the systems of the other organisation
unnoticed via one system.
The so-called “extraction” of usable data
then took four days. These are large and important
organisations where one might have
expected greater cybersecurity. But cyber
criminals are permanently installed in one
of the organisations of A and B.
Even if people would certainly be interested
in detail, for legal reasons no further information
can be given.
This was preceded by a stealth scanning –
for quality control purposes, as it were. One
version is presented here:
Most firewalls still pay attention to SYN
packets, FIN packets can slip through unnoticed.
So, a port scan is sent with a packet
and the FIN flag. No response is expected. If
you receive an RST response, you can assume
that the PORT is closed. If nothing is
received, this indicates that the port is open.
During the X-Mas Scan, a packet is set with
the FIN, URG and PUSH flags set. Either an
RST response or no response at all is requested.
Especially with non-Windows systems, the
further developments of the stealth scans
described above will get past almost any firewall.
Conclusion
Nowadays it is almost impossible to know if
you are really in an online meeting with the
vgbe energy journal 8 · 2022 | 77

8 >
Umschlag S-175-00-2014-04-EN_A3q.indd 1 11.04.2014 13:07:48
Artificial intelligence, darknet and OSINT in social engineering
person you think you are in a meeting with.
And it is getting easier and easier to get the
appropriate hardware, for example if you do
not have the required NVIDIA card or only a
slow CPU. In such a case, you simply use
Google’s Lab.
Of course, one can counter that there are
programmes that can show whether a digital
product is a fake. One example is Amped
Authetic. If you have time, this is no problem.
In crisis situations, however, one will
usually not have this time. Then there is often
no other option than to rely on “common
sense”.
Cell trackers and email trackers are sources
of danger that are still not known and defended
against. This also applies to the corresponding
OSINT tools, be it the KALI Linux
tool maltego or the powerful shodan.io or
“stealth scanning”. There is a great need for
training the corresponding cyber security
specialists. The war is not yet lost, because
most cyber criminals often make the same
mistakes as institutions under attack, so it is
easy to verify who the bad people are.
Sources:
[1] https://versicherungsmonitor.
de/2019/06 /21/neue-sprachmasche-beifake-president/
[2] https://www.wsj.com/articles/fraudsters-use-ai-to-mimic-ceos-voice-in-unusual-cybercrime-case-11567157402
[3] https://www.deutschlandfunk.de/kuenst
liche-intelligenz-lyrebird-ein-leierschwanz-fuer-jede-100.html
[4] https://events.vgbe.energy/events/keli-
2022/6693/JG3UR/program/talk/wiecyberkriminelle-die-identitaet-einerfuehrungskraft-eines-unternehmens-derkritischen-infrastruktur-annehmen-undwas-man-gegen-social-engineering-tunkann/65967/infos
[5] Christopher M. Bishop, Neural Networks
and Machine Learning (NATO ASI Subseries
F: Band 168, Springer, ISBN-13:
978- 3540649281
[6] Ian Goodfellow, Yoshua Bengio, Aaron
Courville: Deep Learning (= Adaptive
Computation and Machine Learning).
MIT Press, 2016, ISBN 978-0-262-
03561-3,
[7] https://cs231n.github.io/convolutionalnetworks/
[8] https://www.pressetext.com/news/2018
0125022
[9] https://www.youtube.com/
watch?v=s1D Phc9HNQ0
[10] https://proceedings.neurips.cc/paper/20
14/file/5ca3e9b122f61f8f06494c97b1afc
cf3-Paper.pdf
[11] Zhaohe Zhang, Qingzhong Liu: Detect
Video Forgery by Performing Transfer
Learning on Deep Neural Network. In: Advances
in Natural Computation, Fuzzy Systems
and Knowledge Discovery (= Advances
in Intelligent Systems and Computing).
Springer International Publishing,
Cham 2020, ISBN 978-3-03032591-
6, S. 415–422.
[12] https://proceedings.neurips.cc/paper/20
19/fle/31c0b36aef265d9221af80872ceb6
2f9 -Paper.pdf
[13] https://proceedings.neurips.cc/paper/
2019
[14] https://www.nzz.ch/digital/adobe-project-voco-photoshop-fuer-die-stimmeld.126328
[15] http://research.baidu.com/Blog/indexview?
id=91
[16] https://arxiv.org/pdf/2112.02418v3.pdf
[17] E. Cooper, C.-I. Lai, Y. Yasuda, F. Fang, X.
Wang, N. Chen, and J. Yamagishi, “Zeroshot
multi-speaker text-to-speech withstate
of the art neural speaker embeddings,”
in ICASSP 2020-2020 IEEE International
Conference on Acoustics, Speech,
and Signal Processing (ICASSP). IEEE,
2020, pp. 6184–6188.
[18] https://archive.org/details/NATOOSINT
HandbookV1.2
[19] rocketreach.co
[20] lusha.com
[21] hunter.io
[22] https://www.cell-track.de/
[23] https://images.google.de
[24] https://kali.org/tools/maltego
[25] Computerwoche 15.06.2022: Die besten
OSINT Tools
[26] https://ieeexplore.ieee.org/abstract/document
/8954668 (The Not Yet Exploited
Goldmine of OSINT: Opportunities, Open
Challenges and Future Trends)
[27] https://link.springer.com/chapter/
10.1007/978-1-4842-3838-7_10 (Gathering
Evidence from OSINT Sources) l
VGB-Standard
IT Security for Generating Plants
Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-EN
DIN A4, 71 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
DIN A4, 71 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
The topic of IT security for power and heat producing plants (generating plants), especially for instrumentation
and control (I&C) systems, has increasingly moved into the focus of attention of users and manufacturers.
The following trends have materially influenced this situation:
– The pervasive and unstoppable use of IT standard products in I&C systems;
– The progressive interlinking of the I&C systems with the business processes mapped
in the corporate IT;
– An increased focus of the hacker community on automation and I&C systems, which is evident
from an increasing number of security holes discovered and the occurrence of specialized
malicious software;
VGB PowerTech e.V.
Klinkestraße 27-31
45136 Essen
Fon: +49 201 8128 – 0
Fax: +49 201 8128 – 329
www.vgb.org
VGB-Standard
IT Security for
Generating Plants
VGB-S-175-00-2014-04-EN
– The increasing activities of lawmakers and regulatory authorities in the critical infrastructure sectors.
However, apart from the hazards mentioned above, the increasing use of standard IT components also bears in itself the possibility
to solve the problems, provided that the specific features of I&C systems are duly considered.
If I&C systems are to be connected to the “IT environment” existing in generating plants, it always has to be carefully pondered
whether everything that is technically possible and desirable from the user’s point of view should actually be implemented.
In decision making, the expected benefit must in any case be weighed against the potential risks, and effective protection mechanisms
must be put into place.
The main aspects of this standard have been discussed in technical consultations with renowned manufacturers and the German
Federal Office for Information Security (Bundesamt für Sicherheit in der Informa tionstechnik, BSI), and their acceptance and general
practicability was confirmed by the manufacturers.
The present VGB Standard VGB-S-175-00-2014-04-EN explains fundamental concepts and compiles the threats and the security requirements
derived from them in a structured and clear manner. In addition, recommendations for actions regarding the individual
requirements have been compiled by way of example for improved understanding and quick implementation. It is envisaged to provide
in a library both additional aids for practical application and advice in response to current events.
As the lifecycle of IT systems and the system threats are subject to rapid progress, this VGB Standard is limited to addressing fundamental
aspects. The listed sources of information are intended to help the user in delving deeper into the topic.
78 | vgbe energy journal 8 · 2022

Solar PV global supply chains
Solar PV global supply chains
Summary of IEA´s special report
Abstract
Globale Lieferketten für
die Photovoltaik
Die Photovoltaik ist ein entscheidender Pfeiler
des weltweiten Übergangs zu sauberer Energie
und unterstützt die Bemühungen, die internationalen
Energie- und Klimaziele zu erreichen.
In den letzten zehn Jahren ist die Kapazität
der weltweit installierten PV-Anlagen massiv
gestiegen, während ihre Kosten drastisch gesunken
sind. Um schlussendlich Netto-Null-
Emissionen zu erreichen, muss die Photovoltaik
weltweit in noch größerem Umfang ausgebaut
werden als bisher, was Bedenken
hinsichtlich der Sicherheit der Lieferketten
aufwirft, um die avisierten Wachstumsraten
zu erreichen – aber auch neue Möglichkeiten
der Diversifizierung.
Dieser Bericht untersucht die PV-Lieferketten
von den Rohstoffen bis hin zum fertigen Produkt
und umfasst die fünf wichtigsten Segmente
des Herstellungsprozesses: Polysilizium,
Ingots, Wafer, Zellen und Module. Die
Autors
A IEA – International Energy
Agency
Paris, France
Analyse deckt Angebot, Nachfrage, Produktion,
Energieverbrauch, Emissionen, Beschäftigung,
Produktionskosten, Investitionen, Handel
und finanzielle Leistung ab und zeigt die
wichtigsten Schwachstellen und Risiken in jeder
Phase auf. Da die Diversifizierung eine der
wichtigsten Strategien zur Verringerung der
Risiken in der Lieferkette ist, werden in dem
Bericht die Chancen und Herausforderungen
bei der Entwicklung von Lieferketten für die
Photovoltaik im Hinblick auf die Schaffung
von Arbeitsplätzen, den Investitionsbedarf,
die Herstellungskosten, die Emissionen und
das Recycling bewertet. Abschließend fasst der
Bericht die politischen Ansätze zusammen, die
die Regierungen zur Unterstützung der heimischen
PV-Produktion verfolgt haben, und gibt
darauf basierende Empfehlungen. l
China currently dominates
global solar PV supply chains
Global solar PV manufacturing capacity has
increasingly moved from Europe, Japan and
the United States to China over the last decade
(F i g u r e 1 ). China has invested over
USD 50 billion in new PV supply capacity –
ten times more than Europe − and created
more than 300 000 manufacturing jobs
across the solar PV value chain since 2011.
Today, China’s share in all the manufacturing
stages of solar panels (such as polysilicon,
ingots, wafers, cells and modules) exceeds
80 %. This is more than double China’s
share of global PV demand. In addition,
the country is home to the world’s 10 top
suppliers of solar PV manufacturing equipment.
China has been instrumental in bringing
down costs worldwide for solar PV, with
multiple benefits for clean energy transitions.
At the same time, the level of geographical
concentration in global supply
chains also creates potential challenges that
governments need to address.
The full report is available for free download at
IEA´s website, www.iea.org.
The source for this summary is the revised
edition of the report, August 2022.
All rights reserved, IEA.
Figures: All rights reserved, IEA.
Government policies in China have shaped
the global supply, demand and price of solar
PV over the last decade. Chinese industrial
policies focusing on solar PV as a strategic
sector and on growing domestic demand
have enabled economies of scale and supported
continuous innovation throughout
the supply chain. These policies have contributed
to a cost decline more than 80 %,
helping solar PV to become the most affordable
electricity generation technology in
many parts of the world. However, they have
also led to supply-demand imbalances in the
PV supply chain. Global capacity for manufacturing
wafers and cells, which are key
solar PV elements, and for assembling them
into solar panels (also known as modules),
exceeded demand by at least 100 % at the
end of 2021. By contrast, production of polysilicon,
the key material for solar PV, is currently
a bottleneck in an otherwise oversupplied
supply chain. This has led to tight
global supplies and a quadrupling of polysilicon
prices over the last year.
Solar PV products are a significant export for
China (F i g u r e 2 ). In 2021, the value of
China’s solar PV exports was over USD 30
billion, almost 7 % of China’s trade surplus
over the last five years. In addition, Chinese
investments in Malaysia and Viet Nam also
made these countries major exporters of PV
products, accounting for around 10 % and
5 % respectively of their trade surpluses
since 2017. The total value of global PV-related
trade – including polysilicon, wafers,
cells and modules – exceeded USD 40 billion
in 2021, an increase of over 70 % from 2020.
Today, electricity-intensive solar PV manufacturing
is mostly powered by fossil fuels,
but solar panels only need to operate for 4-8
months to offset their manufacturing emissions.
This payback period compares with
the average solar panel lifetime of around
25-30 years. Electricity provides 80 % of the
total energy used in solar PV manufacturing,
with the majority consumed by production
of polysilicon, ingots and wafers because
they require heat at high and precise temperatures.
Today, coal generates over 60 %
of the electricity used for global solar PV
manufacturing, significantly more than its
share in global power generation (36 %).
vgbe energy journal 8 · 2022 | 79

Solar PV global supply chains
100
75
100
75
Modules
China: 74,7 %
50
50
in %
in %
25
25
0
0
Demand Modules Cells Wafers Polysilicon Demand Modules Cells Wafers Polysilicon
China Europe North America APAC India ROW
China Europe North America APAC India ROW
Fig. 1. Solar PV manufacturing capacity by country and region, 2010 (left). Solar PV manufacturing capacity by country and region, 2021 (right).
100
20
60
80
16
50
60
12
40
USD billion
40
8
in %
USD billion
30
20
20
4
10
0
China Malaysia Viet Nam Korea Thailand
0
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022e
Fig. 2. Cumulative PV-grade polysilicon, wafer, cell and module trade balances, 2017-2021 (left).
PV-grade polysilicon, wafer, cell and module trade value, 2010-2022 (right).
This is largely because PV production is concentrated
in China – mainly in the provinces
of Xinjiang and Jiangsu where coal accounts
for more than 75 % of the annual power supply
and benefits from favourable government
tariffs.
Continuous innovation led by China has
halved the emissions intensity of solar PV
manufacturing since 2011. This is the result
of more efficient use of materials and energy
– and greater low-carbon electricity production.
Despite these improvements, absolute
carbon dioxide (CO 2 ) emissions from solar
PV manufacturing have almost quadrupled
worldwide since 2011 as production in China
has expanded. Nonetheless, solar PV
manufacturing represented only 0.15 % of
energy-related global CO 2 emissions in
2021. As power systems across the world decarbonise,
the carbon footprint of PV manufacturing
should shrink accordingly. Transporting
PV products accounts for only 3 % of
total PV emissions.
Concentration of PV supply
chains brings vulnerabilities,
posing potential challenges for
the energy transition
Meeting international energy and climate
goals requires the global deployment of solar
PV to grow on an unprecedented scale.
This in turn demands a major additional expansion
in manufacturing capacity, raising
concerns about the world’s ability to rapidly
develop resilient supply chains. Annual solar
PV capacity additions need to more than
quadruple to 630 gigawatts (GW) by 2030 to
be on track with the IEA’s Roadmap to Net
Zero Emissions by 2050. Global production
capacity for polysilicon, ingots, wafers, cells
and modules would need to more than double
by 2030 from today’s levels. As countries
accelerate their efforts to reduce emissions,
they need to ensure that their transition towards
a sustainable energy system is built on
secure foundations. For solar PV supply
chains to be able to accommodate the requirements
of a net zero pathway, they will
need to be scaled up in a way that ensures
they are resilient, affordable and sustainable.
The world will almost completely rely on
China for the supply of key building blocks
for solar panel production through 2025
(F i g u r e 3 ). Based on manufacturing capacity
under construction, China’s share of
global polysilicon, ingot and wafer production
will soon reach almost 95 %. Today,
China’s Xinjiang province accounts for 40 %
global polysilicon manufacturing. Moreover,
one out of every seven panels produced
worldwide is manufactured by a single facility.
This level of concentration in any global
supply chain would represent a considerable
vulnerability; solar PV is no exception.
Solar PV’s demand for critical minerals will
increase rapidly in a pathway to net zero
emissions. The production of many key minerals
used in PV is highly concentrated, with
China playing a dominant role. Despite improvements
in using materials more efficiently,
the PV industry’s demand for minerals
is set to expand significantly. In the IEA’s
Roadmap to Net Zero Emissions by 2050, for
instance, demand for silver for solar PV
manufacturing in 2030 could exceed 30 %
of total global silver production in 2020 – up
from about 10 % today. This rapid growth,
combined with long lead times for mining
projects, increases the risk of supply and demand
mismatches, which can lead to cost
increases and supply shortages.
The long-term financial sustainability of the
solar PV manufacturing sector is critical for
rapid and cost-effective clean energy transitions.
The net profitability of the solar PV
sector for all supply chain segments has
been volatile, resulting in several bankruptcies
despite policy support. Bankruptcy risk
and low profitability could slow the pace of
clean energy transitions if companies are
unwilling to invest because of low returns or
are unable to withstand sudden changes in
market conditions.
Trade restrictions are expanding, risking
slower deployment of solar PV (F i g u r e 4 ).
As trade is critical to provide the diverse materials
needed to make solar panels and deliver
them to final markets, supply chains are
vulnerable to trade policy risks. Since 2011,
the number of antidumping, countervailing
and import duties levied against parts of the
80 | vgbe energy journal 8 · 2022

Solar PV global supply chains
125
50
100
40
75
30
in %
50
in %
20
25
10
0
2010 2016 2021 2025
Polysilicon Wafers Cells Modules
Fig. 3. Country concentration as shares of global manufacturing capacity (left).
Single-province concentration as shares of global manufacturing capacity, 2010-2025 (right).
in %
28
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
solar PV supply chain has increased from
just 1 import tax to 16 duties and import
taxes, with 8 additional policies under consideration.
Altogether, these measures cover
15 % of global demand outside of China.
Diversification can reduce
supply chain vulnerabilities
and offer economic and
environmental opportunities
Recent disruptions have raised important
supply chain questions. The Covid-19 crisis,
record commodity prices and Russia’s invasion
of Ukraine have all focused attention on
the high reliance of many countries on imports
of energy, raw materials and manufacturing
goods that are key to their supply security.
Countries can improve resilience by
investing to diversify their manufacturing
and imports.
New solar PV manufacturing facilities along
the supply chain could attract USD 120 billion
investment by 2030. Annual investment
levels need to double throughout the supply
chain. Critical sectors such as polysilicon,
ingots and wafers would attract the majority
of investment to support growing demand.
The solar PV industry could create 1 300
manufacturing jobs for each gigawatt of production
capacity. The solar PV sector has the
potential to double its number of direct
manufacturing jobs to 1 million by 2030.
2020 Share of module demand (excl. China)
subject to cell/module duties: 5.2 %
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Implemented In discussion Share of module demand (excl. China) subject to cell/module duties
Fig. 4. Number of antidumping, import and countervailing duties, 2011-2022.
The most job-intensive segments along the
PV supply chain are module and cell manufacturing.
Over the last decade, however,
the use of automation and automated guided
vehicles has increased labour productivity,
thereby reducing labour intensity.
Diversification of supply chains and the decarbonisation
of the power sector could rapidly
reduce solar PV manufacturing emissions.
Domestic manufacturing can reduce
manufacturing CO 2 emissions if the local
electricity mix is less carbon-intensive than
in the exporting country. Europe holds the
highest potential, given the considerable
shares of renewables and nuclear in its power
mixes, followed by countries in Latin
USD/W
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.10
0.05
0
0
2010 2016 2021 2025
Polysilicon Wafers Cells Modules
70
60
50
40
30
20
0
in %
America and sub-Saharan Africa that have
strong hydropower output.
Diversifying solar PV supply
chains will require addressing
key challenges
Currently, the cost competitiveness of existing
solar PV manufacturing is a key challenge
to diversifying supply chains (F i g u r e 5 ).
China is the most cost-competitive location to
manufacture all components of the solar PV
supply chain. Costs in China are 10 % lower
than in India, 20 % lower than in the United
States, and 35 % lower than in Europe. Large
variations in energy, labour, investment and
overhead costs explain these differences.
Still, in the absence of financial incentives
and manufacturing support, the bankability
of manufacturing projects outside of panel
assembly remains limited outside of China
and few countries in Southeast Asia.
Low-cost electricity is key for the competitiveness
of the main pillars of the solar PV
supply chain. The diversification of highly
concentrated polysilicon, ingot and wafer
manufacturing would provide security-ofsupply
benefits. Electricity accounts for over
40 % of production costs for polysilicon and
nearly 20 % for ingots and wafers. Around
80 % of the electricity involved in polysilicon
production today is consumed in Chinese
provinces at an average electricity price of
Korea Materials:
0.13 USD/W
China ASEAN India United States Korea Europe
Materials Energy Manufacturinl labour Depreciation Other overhead costs
Fig. 5. Total production costs for mono PERC c-Si solar components by input, 2022.
vgbe energy journal 8 · 2022 | 81

Solar PV global supply chains
around USD 75 per megawatt-hour (MWh).
This is almost 30 % below the global industrial
price average. Maintaining competitiveness
in these segments requires that
manufacturers have access to comparable or
lower electricity costs.
Building solar PV manufacturing around
low-carbon industrial clusters can unlock
the benefits of economies of scale. Solar
panel manufacturers can also use their
products to generate their own renewable
electricity on site, thereby reducing both
electricity bills and emissions. Electricityintensive
solar manufacturing could be located
near emerging industrial clusters (e.g
renewable-based hydrogen), enabling them
to benefit from cost-competitive renewable
electricity. Meanwhile, economies of scale
and vertical integration of manufacturing
can reduce variable costs and further increase
competitiveness.
Recycling of solar PV panels offers environmental,
social and economic benefits while
enhancing security of supply in the long
term. If panels were systematically collected
at the end of their lifetime, supplies from recycling
them could meet over 20 % of the
solar PV industry’s demand for aluminium,
copper, glass, silicon and almost 70 % for silver
between 2040 and 2050 in the IEA’s
Roadmap to Net Zero Emissions by 2050.
However, existing PV recycling processes
struggle to generate enough revenue from
the recovered materials to cover the cost of
the recycling process.
Government policies are vital
to build a more secure solar
PV supply chain
High commodity prices and supply chain
bottlenecks led to an increase of around
20 % in solar panel prices over the last year.
These challenges have resulted in delays in
solar panel deliveries across the globe. Globally,
policies to support solar PV to date have
focused mostly on increasing demand and
lowering costs. However, resilient and sustainable
supply chains are also needed to
ensure the timely and cost-effective delivery
of solar panels worldwide. Governments
therefore need to turn their attention to ensuring
the security of solar PV supplies as an
integral part of clean energy transitions.
Countries should consider assessing their
domestic solar PV supply chain vulnerabilities
and risks – and developing strategies
and actions to address them.
The IEA’s five key policy action
areas to ensure solar PV
security of supply
Diversify manufacturing and raw
material supplies
––
Move solar PV supply chain diversification
up the policy agenda as an integral part of
advancing clean energy transitions.
––
Consider crafting an industrial policy
while maintaining a commitment to principles
of open and transparent markets
and avoiding barriers to trade.
––
Consider integrating solar PV manufacturing
facilities in industrial clusters, near
traditional energy-intensive plants or other
larger renewable electricity consumers
(green hydrogen or green steel consortia)
to help aggregate demand.
––
Diversify raw material and PV import
routes to reduce supply chain vulnerabilities.
De-risk investment
––
Facilitate investment in manufacturing,
e.g. through finance and tax policies, and
other measures to de-risk PV manufacturing
investment.
––
Tailor demand support policies (e.g. auctions)
in order to take into account longterm
financial sustainability across solar
PV supply chain segments.
––
Encourage public-private collaborations,
e.g. involving research institutions and
labs, and public clean energy funding to
catalyse private investment.
Ensure environmental and social
sustainability
––
Strengthen international cooperation on
creating clear and transparent standards,
taking into account environmental and
social sustainability criteria.
––
Focus on skills development, worker protection
and social inclusion across the solar
PV supply chain. Adopt policies promoting
employment standards and transparency
in order to help improve working
conditions.
––
Ensure PV manufacturing facilities adopt
low-carbon and material-efficient manufacturing
practices.
Continue to foster innovation
––
Expand research and development funds
with the aim of further improving solar
cell conversion efficiency and reducing
raw material use and costs.
––
Promote technology innovation in manufacturing
processes that reduce material
intensity, especially for critical minerals
such as silver and copper.
Develop and strengthen recycling
capabilities
––
Implement comprehensive regulatory
frameworks to define stakeholder
responsibilities and establish minimum
requirements for collection and recycling.
––
Support technology development efforts
that improve solar PV panel design
for recycling, reusability and greater durability
Reference
International Energy Agency – IEA: Special Report
on Solar PV Global Supply Chains. Available
online at www.iea.org, 126 pages, Paris,
August 2022.
l
VGB-Standard
RDS-PP ® Application Guideline
Anwendungsrichtlinie
Part 33: Photovoltaic Power Plants | Teil 33: Photovoltaische Kraftwerke
VGB-S-823-33-2018-07-EN-DE. German/English edition 2018
DIN A4, 150 pages, Price for VGB-Members* € 280.–, for Non-Members € 420.–, + VAT, ship ping and hand ling
For efficient project planning, development, construction, operation and maintenance of a photovoltaic
power 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.
Some international standards for the designation of industrial plants and its documentation exist already,
in particular the series of ISO/IEC 81346. The designation system called “Reference Designation
System (RDS)” bases on these standards and can generally be applied to all industrial plants.
VGB-Standard
RDS-PP ®
Application Guideline
Part 33: Photovoltaic
Power Plants
Anwendungsrichtlinie
Teil 33: Photovoltaische
Kraftwerke
VGB-S-823-33-2018-07-EN-DE
For power plants, the sector specific standard ISO/TS 81346-10 was developed and constitutes the
normative basis for the “Reference Designation System for Power Plants” RDS-PP ® . This sector specific
standard covers the application for all engineering disciplines and for all types of plants of the energy supply sector. This document
covers the rules of the RDS-PP ® designation system for the photovoltaic power plants. This guideline provides detailed specifications
for the reference designation of plant parts that are specific to photovoltaic power plants (e.g. PV array, PV inverter system).
82 | vgbe energy journal 8 · 2022

Energy: How can Europe meet the challenges – Enlit Europe 2022, Preview
How can Europe prevent a cold
winter, meet REPowerEU targets
and reach 2030 goals?
Enlit Europe
Abstract
Wie kann Europa einen kalten Winter
meistern, die REPowerEU-Ziele erfüllen
und die Klimaziele für 2030 erreichen?
Enlit Europe
Europa befindet sich in einer sehr instabilen
Situation, da seine aktuelle Energieversorgung
stark von der Entwicklung in Mittelund
Osteuropa abhängt und die derzeitige
Instabilität in der Region die Gefahr eines
kalten Versorgungswinters birgt. REPowerEU
zielt darauf ab, die Abhängigkeit von russischer
Energie rasch zu verringern und die Klimakrise
zu bewältigen. Die Uhr tickt und das
Jahr 2030 ist nur noch sieben Jahre entfernt.
Sind die richtigen Anstrengungen und finan-
Autors
www.enlit-europe.com
ziellen Rahmenbedingungen vorhanden, um
die Ziele für 2030 zu erreichen? Wie kann der
Sektor Silos aufbrechen und Branchen zusammenbringen,
um eine faire Energiewende
rasch umzusetzen und die Ziele für 2030 zu
erreichen?
l
Europe is in a very fluid situation, as its shortterm
energy framework is very dependent on
development in Central and Eastern Europe
and the current instability in the region presents
the threat of a cold winter. REPowerEU
aims to rapidly reduce dependence on Russian
energy and tackle the climate crisis. The clock
is ticking and 2030 is only seven years away.
Are the right efforts and financial frameworks
in place to achieve the 2030 goals? How can
the sector break silos and bring industries together
to rapidly deploy a fair energy transition
and reach the 2030 targets?
Eurelectric’s Power Barometer 2022 [1]
shows that the EU would have just enough
natural gas in stores to withstand the coming
winter. However, with the outlook of gas
stocks being likely to drop by the end of the
heating season, Bruce Douglas, Business
and Communications Director at Eurelectric,
says that “a grimmer scenario emerges
in the event of a cold winter, or an earlier
interruption of Russia’s supplies. Beyond the
short-term impacts, this would also affect
the ability to replenish gas stock ahead of
the following heating season” and, therefore,
“policymakers must urgently take steps
to diversify supplies, ensure sufficient storage
and moderate demand.”
In the face of the real threat of – ever more
expensive – energy supplies going low, Europe
must build up a necessary reserve for
the upcoming months. It is important,
amongst other things, to reduce energy consumption
and make wise use of the energy
that is available. “Given the need to reduce
our use of fossil fuels in the context of
the European Green Deal and REPowerEU,
it is now more important than ever to
stop wasting valuable energy,” says Hans
Korteweg, Managing Director at COGEN
Europe. “Cogeneration technologies have a
key role to play in improving energy efficiency,
strengthening system resilience and
facilitating the rapid deployment of renewables.”
If the energy transition were a relay race,
REPowerEU forces the energy industry to no
longer plan for a final sprint years from now,
but put its best sprinters first to pick up the
baton and start running. REPowerEU transforms
this race into an industry-wide collaborative
run.
Philipe Vangeel, AVERE “REPowerEU increases
the EU ambition to achieve its climate
and renewable energy targets faster,
complementing some of the Fit for
55 files already on the table”, says
Philippe Vangeel, Secretary-General,
AVERE. “An example is the upcoming proposal
to create a fleet mandate which would
set a binding target for company and publicly
owned fleets to become zero-emission
sooner than the EU phase-out of ICE vehicles
sales.”
vgbe energy journal 8 · 2022 | 83

Energy: How can Europe meet the challenges – Enlit Europe 2022, Preview
According to Bruce Douglas, “an EU-wide
Electrification Strategy would unlock the
full potential of a major uptake of clean electricity,
effectively and optimally cutting our
reliance on fossil fuels, thus saving € 107 billion
annually on oil and gas imports.”
ratisation is, therefore, another important
part of this equation. “Energy democracy is
closely connected to the concept of energy
communities – energy communities transform
societies by democratizing the way in
which power is produced and consumed by
citizens”, says Carmen Gimeno, Secretary-
General, GEODE and Chair of the Strategic
Advisory Group, EU DSO Entity.
Electrification, decarbonisation of conventional
power generation and a significant
rise in renewables appear as the most logical
immediate answer to dodge the short-term
impact of the energy crisis and build the
path towards achieving 2030 goals. However,
such initiatives will only be successful if
supported by strong policies. “Politically, the
upcoming cold winter is likely to shift things
around with an awareness that we must
shift towards the electrification of our transports
and buildings through renewable energy,”
emphasises Vangeel.
2030 is only seven years away.
Is Europe on the right track to
reaching 2030 goals?
Aurélie Beauvais, Euroheat & Power“Solving
the climate and energy crisis requires a system-wide
energy transition. Heating and
cooling is the next renewable frontier, it is
therefore critical for our industry to pool
synergies with the electricity, hydrogen and
industrial sectors, to unlock this immense
potential”, says Aurélie Beauvais, Managing
Director at Euroheat & Power, underlining
the importance of an industry-wide collaboration.
rgy
Although record-breaking investments have
been made into enabling renewables as a
significant chunk of the energy mix, there is
eaving
the expectation – and need – to be able to
rely on renewables to a greater extent. “To
weather the energy crisis, and reach our climate
neutrality goals, we must safeguard,
and even deepen, Europe’s competitive, integrated
electricity markets”, says Bruce
Douglas, around the opportunities for the
electrification of the sector.
Carmen Gimeno, GEODESolving the climate
and energy crisis is also about delivering
clean and affordable energy for all. Democ-
“Energy communities help to integrate renewable
energy sources and new technologies
into a transforming energy system, can
boost social innovation and enable consumers
to actively engage in the energy transition.”
It is now time to break down silos and bring
industries together. Through an industrywide
collaborative effort, Europe can accelerate
the energy transition towards reaching
short and long-term goals, that will benefit
all. “Cooperation between the industries is
key to achieving the EU’s targets,” says
Philippe Vangeel.
The more the sector comes together, discussing
strategies and projects that are supported
by lawmakers and policies, the sooner
Europe will be able to deliver a fair energy
transition.
“The power sector has intensified its efforts to
shape and promote new cross-sector ecosystems.
Whether through integrated renewable
energy projects that support agriculture
and fight biodiversity loss, or through efforts
to provide corporates with round-the-clock
24/7 green electricity, our sector is relentlessly
working to support Europe’s decarbonisation
through electrification,” stresses
Bruce Douglas, underlining the importance
of cross-sector collaborations.
“Coupling between the sectors energy, industry
and transport if the key for decarbonisation
– based on green hydrogen”, says
Oliver Then, Executive Managing Director
of the vgbe energy association.
References
[1] https://powerbarometer.eurelectric.org/
home-2022/
l
84 | vgbe energy journal 8 · 2022

Nuclear power plants: Operating results
Plants in direct exchange of experience with vgbe energy I June 2022
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW
MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 4 commis-
Since
sioning
Time
availability %
Unit capability
factor % 1
Energy unavailability
% 1
Energy
utilisation % 1
Planned 2 Unplanned 3
Month Year 4 Month Year 4 Postponable Not postponable Month Year 4
Month Year 4
Month Year 4 Month Year 4
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 232 285 200 5 287 400 367 790 244 32.22 88.76 32.22 88.75 67.78 11.25 0 0 0 0 28.20 87.12 2,4
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 720 978 012 5 279 651 385 646 935 100.00 89.67 100.00 89.58 0 10.42 0 0 0 0 96.57 86.43 -
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 720 1 028 391 6 190 181 395 687 509 100.00 99.09 100.00 99.01 0 0.01 0 0 0 0.99 95.75 95.62 -
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 500 441 401 3 286 505 287 987 417 69.43 82.07 67.17 81.62 32.14 18.25 0 0 0.70 0.13 66.64 82.25 1
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 720 652 923 3 781 732 277 969 662 100.00 94.91 100.00 94.55 0 5.45 0 0 0 0 98.57 94.65 -
KCB Borssele NL PWR 512 484 720 360 485 1 942 029 177 838 782 99.94 87.94 99.94 87.94 0.06 12.06 0 0 0 0 97.74 87.43 -
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 0 0 1 083 590 137 494 137 0 65.44 0 65.24 71.53 29.87 0 0 28.47 4.89 0 65.65 1,2,7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 720 265 571 1 638 006 144 983 267 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 96.99 99.29 7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 187 161 667 3 735 702 342 940 528 25.97 81.75 21.70 80.98 78.30 19.02 0 0 0 0 21.18 81.15 1,2,7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 228 226 691 3 593 222 275 546 163 31.53 79.01 29.99 78.73 51.32 18.17 0 0 18.69 3.10 29.16 77.14 1,2
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 720 348 734 1 567 449 125 020 231 100.00 74.97 100.00 74.06 0 25.71 0 0 0 0.23 96.87 72.18 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 720 346 039 1 675 626 120 067 469 100.00 79.05 100.00 78.34 0 21.66 0 0 0 0 96.12 77.16 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 720 349 963 2 116 400 119 080 323 100.00 100.00 99.91 99.98 0.09 0.02 0 0 0 0 97.21 97.46 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 60 26 081 1 817 227 120 059 551 8.33 84.80 7.85 84.72 92.15 15.28 0 0 0 0 7.25 83.69 2
Temelin B1 CZ PWR 1086 1036 526 551 475 3 313 448 140 890 286 73.06 70.04 70.76 69.63 28.61 30.26 0 0 0.64 0.11 70.53 70.25 2
Temelin B2 CZ PWR 1086 1036 689 743 034 4 728 334 138 173 902 95.69 99.29 95.08 99.18 0.06 0.01 0 0 4.85 0.81 95.03 100.25 -
Doel 1 BE PWR 467 445 237 96 792 1 755 510 145 526 510 32.86 87.19 32.65 86.69 67.35 11.21 0 0 0 2.10 28.74 86.70 2
Doel 2 BE PWR 467 445 720 330 666 1 726 843 144 007 468 100.00 85.82 100.00 84.84 0 14.90 0 0 0 0.26 98.07 84.98 -
Doel 3 BE PWR 1056 1006 720 760 814 4 647 089 284 260 772 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0 0 0 0 0.01 99.45 100.71 -
Doel 4 BE PWR 1086 1038 720 726 579 4 695 056 290 493 506 100.00 100.00 99.81 99.96 0 0 0 0 0.19 0.04 91.71 98.26 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 0 0 2 710 118 319 353 349 0 61.98 0 61.87 20.00 24.85 0 0 80.00 13.28 0 62.07 2
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 528 492 654 4 164 633 277 756 464 73.35 95.58 68.26 92.06 29.07 4.83 0 0 2.68 3.11 65.13 91.54 2
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 720 763 776 3 404 511 299 452 554 100.00 74.48 99.92 73.77 0.05 26.21 0.02 0 0.01 0.01 97.20 72.03 -
Remarks
PWR: Pressurised water reactor
BWR: Boiling water reactor
1
Net-based values (Czech and Swiss nuclear
power plants gross-based)
2
Planned: the beginning and duration of
unavailability have to be determined more
than 4 weeks before commencement
3
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.
4
Beginning of the year
5
Final data were not yet available in print
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:
– MWh
Since the beginning of the year: 11,152 MWh
Since commissioning:
600,670 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
626 MWh
Since the beginning of the year: 1,911 MWh
Since commissioning:
138,423 MWh
KKG Gösgen
Month:
114 MWh
Since the beginning of the year: 36,997 MWh
Since commissioning: 2,584,271 MWh
8 New nominal capacity since January 2022
vgbe energy journal 8 · 2022 | 85

Fachzeitschrift: 2019
· CD 2019 · · CD 2019 ·
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Essen | Deutschland | 2019
Technical Journal: 1976 to 2000
English Edition
· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·
All rights reserved.
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Essen | Germany | 2019
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·
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Essen | Deutschland | 2019
Stefan Loubichi
VGB-B 036
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III · 2022 (Excerpt/Auszug*)
New publications/Neuerscheinungen 2020-2022
vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift
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K 001
PT-CD2021N
Title/Titel
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vgbe energy journal (successor of/Nachfolger der VGB POWERTECH)
– Technical Journal/Fachzeitschrift (Subscription/Abonnement)
International Edition – 11 issues yearly (about 1,100 p., rund 1.100 S.)
Annual subscription/Jahresabonnement plus Shipping and handling/Versandkosten:
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POWERTECH-CD: Technical journal/Fachzeitschrift VGB POWERTECH 2021
(Single user edition)
(For subscribers of the printed edition/Einzelplatzversion für Abonnenten
der Printausgabe)
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PT-DVD (1976-2000EN)
PT-DVD (2021)
POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/
Fachzeitschrift VGB POWERTECH/VGB Kraftwerkstechnik
Jahrgänge 1976 bis 2000 Englischsprachige Ausgabe
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1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal)
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Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy).
POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2021/
Fachzeitschrift VGB POWERTECH/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge
1990 bis 2021 (Single user edition/ Einzelplatzversion)
950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied)
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vgbe/VGB Standards, Books and Software
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VGB-B 036
Cybersecurity
in der Energieerzeugung
Cybersecurity in der Energieerzeugung
Stefan Loubichi, Softcover, 176 S., 2020
978-3-96284-201-7
978-3-96284-202-4
47,00
47,00
47,00
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Das komplette Medienverzeichnis steht online zum Download zur Verfügung, www.vgbe.energy ... [Dienstleistungen] ... [Publikationen] ... [Medienverzeichnis]
86 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe-Standard
Thermal
Nuclear
Renewables
Storage
P2X
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VGB-Be-105-007.4 (2021)
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vgbe-Standard
Energieanlagen, Allgemein
Thermische Kraftwerke
Gaskraftwerke
Kombikraftwerke (GuD)
Kernkraftwerke
Kohlekraftwerke
Wasserkraftwerke
Windenergieanlagen
Biomassekraftwerke
Photovoltaikanlagen
Solarthermische Kraftwerke
Geothermiekraftwerke
Power-to-X-Anlagen
Anlagen für Luftzerlegung und Gasabscheidung
VGBE-S-821-91-2021-12-DE
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KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System for Power Stations
VGB-Be 105-007.4
VGB-S-811-91-2021-012-EN
Pocketbook
KKS Pocketbook (English Edition),
84 p., 2021 (Fourth edition)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
978-3-96284-270-3
(4 th edition)
978-3-96284-271-0
(4 th edition)
―
VGB-B 105-007.4
VGB-S-811-91-2021-012-DE
iOS and
Android App
for KKS
KKS Pocketbook (Deutsche Ausgabe),
84 p./ 84 S., 2021 (Vierte Auflage)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
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25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android)
zur Dekodierung von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen
auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
KKS-designations. Further services on request.
https://www.tipware.de/kks/index.html
978-3-96284-268-0
(4. Auflage)
978-3-96284-269-7
(4. Auflage)
―
Kostenlos/
Free of charge
RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants
VGB-S-821-91-2021-12-EN
Pocketbook
RDS-PP ® Pocketbook (English edition),
76 p., 2021 (Second edition)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
978-3-96284-272-7
978-3-96284-273-4
(2 nd Edition)
―
VGB-S-821-91-2021-12-DE
iOS and
Android App
for RDS-PP ®
RDS-PP ® Pocketbook (Deutsche Ausgabe),
76 S., 2021 (Zweite Auflage)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur
Dekodierung von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen
auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
RDS-PP ® -designations. Further services on request.
https://tipware.de/rdspp/index.html
978-3-96284-274-1
978-3-96284-275-8
(2. Auflage)
―
Kostenlos/
Free of charge
VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE
VGB-S-823-34-2020-12-EN-DE
VGB-S-002-01-2019-05-DE
VGB-S-002-01-2019-05-EN
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 32: Wind Power Plants;
Anwendungsrichtlinie, Teil 32: Windkraftwerke,
2 nd edition/2. Ausgabe, 414 p./S., 2021
(replaces/ersetzt VGB-S-823-32-2014-03-EN-DE, 2014)
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants for Energy Supply
with Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen
der Energieversorgung mit Verbrennungsmotoren, 260 p./S., 2021
Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe,
11. Auflage, 183 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
11 th edition, 184 p., 2020
978-3-96284-258-1
978-3-96284-259-8
978-3-96284-237-6
978-3-96284-238-3
430,00
430,00
320,00
320,00
978-3-96284-167-6 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-168-3 Kostenlos/
Free of charge
645,00
645,00
480,00
480,00
vgbe energy journal 8 · 2022 | 87

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VGB-S-002-03-2019-10-EN
VGB-S-002-03-2019-10-PT
Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe,
11. Auflage, 183 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
11 th edition, 184 p., 2020
Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen,
9. Auflage, 155 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
9 th edition, 152 p., 2020
Indicadores de desempenho técnicos e comerciais para
Centrais de Produção de Energia, 9ª Edição, 151 p., 2022
VGB-S-004-00-2020-10-DE Analysenverfahren im Kraftwerk (vormals VGB-B 401),
232 S., 2021
VGB-S-008-00-2020-11-DE
VGB-S-008-00-2020-11-EN
VGB-S-014-2011-EN
VGB-S-017-00-2018-09-EN
VGB-S-020-00-2017-12-EN
VGB-S-033-00-2017-07-LV
VGB-S-052-00-2020-06-DE
VGB-S-103-00-2020-02-DE
VGB-S-103-00-2020-02-EN
VGB-S-107-00-2018-03-DE
VGB-S-150-20-2020-08-DE
VGB-S-150-22-2020-10-DE
VGB-S-150-24-2020-08-DE
VGBE-S-150-26-2022-03-DE
VGBE-S-150-27-2022-03-DE
VGB-S-162-00-2020-02-DE
VGB-S-164-13-2021-03-DE
Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit
in Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs,
2. Auflage, 164 S., 2021
Recommendations for managing functional safety in
steam boiler plants and systems of the water/steam cycle,
2nd revised edition, 164 p., 2021
Construction, Operation and Maintenance
of Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx),
186 p., 2021
Fire Protection in Onshore Wind Turbines,
1 st edition, 44 p., 2019
Determination of Measurement Uncertainty upon Acceptance and
Control Measurements, 1 st edition, 99 p., 2020
Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību savstarpējā
iedarbība hidroelektrostacijās (Latvian edition)
(Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety
in Hydropower Plants, 2 nd edition) 104 p., 2021
Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage
von Flansch verbindungen, 18 S., 2020
Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen
an Dampfturbinenanlagen, 86 S., 2020 (vormals VGB-R 103)
Monitoring, limiting and protection devices on steam turbine plants,
82 S., 2020 (formerly VGB-R 103e)
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,
324 S., 2019 (vormals VGB-R 107)
Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests
und Kontrolluntersuchungen, 12 S., 2021
(Weiterentwicklung der VGB-R 123 Band I.2)
Messstellenliste für Abnahmeuntersuchungen mit Datenerfassungsanlagen,
12 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.2,
Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken
mit Drosselgeräten, 30 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.4,
Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Abnahme- und Kontrolluntersuchungen an Rauchgasreinigungsanlagen,
Teil 1: Rauchgasentschwefelung, 36 S., 2022
(vormals VGB-R-123 C.2.6, Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Abnahme- und Kontrolluntersuchungen an Rauchgasreinigungsanlagen,Teil
2: Anlagen zur Stickoxidminderung, 36 S., 2022
(vormals VGB-R-123 C.2.7, Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Elektrischer Blockschutz
80 S., 2020 (vormals VGB-S-025-00-2012-11-DE)
Einphasig gekapselte Generatorableitung
120 S., 2021
978-3-96284-167-6 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-168-3 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-173-7 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-174-4 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-280-2 Gratuito/Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-211-6
978-3-96284-212-3
240,00
240,00
420,00
420,00
978-3-96284-230-7 260,00 390,00
978-3-96284-232-1 260,00 390,00
978-3-96284-253-6
978-3-96284-254-3
978-3-96284-075-4
978-3-96284-076-1
978-3-96284-025-9
978-3-96284-094-5
978-3-96284-225-3
978-3-96284-226-0
978-3-96284-159-1
978-3-96284-160-7
978-3-96284-195-9
978-3-96284-196-6
978-3-96284-197-3
978-3-96284-198-0
978-3-96284-048-8
978-3-96284-049-5
978-3-96284-205-5
978-3-96284-206-2
978-3-96284-227-7
978-3-96284-228-8
978-3-96284-203-1
978-3-96284-204-6
978-3-96284-286-4
978-3-96284-287-1
978-3-96284-290-1
978-3-96284-291-8
978-3-96284-100-3
978-3-96284-101-0
978-3-96284-249-9
978-3-96284-250-5
160,00
160,00
120,00
120,00
180,00
180,00
180,00
180,00
80,00
80,00
180,00
180,00
180,00
180,00
320,00
320,00
Kostenlos/
Free of charge
60,00
60,00
90,00
90,00
90,00
90,00
90,00
90,00
180,00
180,00
200,00
200,00
240,00
240,00
180,00
180,00
270,00
270,00
270,00
270,00
120,00
120,00
270,00
270,00
270,00
270,00
480,00
480,00
90,00
90,00
135,00
135,00
135,00
135,00
135,00
135,00
270,00
270,00
300,00
300,00
88 | vgbe energy journal 8 · 2022

Media directory/Medienverzeichnis
Ref. Ordering Number/
Bestell-Kennz.
Titel/Title
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number
are available in English. Titel mit dem Bestellkennzeichen
„e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
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ISBN eBook 1
Prices/Preise
(net/netto) 1
vgbe Non-
Member/ Member/
vgbe-Mitglied Nichtmitglied
VGB-S-162-00-2020-02-EN
Electrical Generating Unit Protection
78 p., 2022 (formerly VGB-S-025-00-2012-11-EN)
978-3-96284-187-4
978-3-96284-188-1
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-167-00-2021-03-DE
Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren
70 S., 2021
978-3-96284-241-3
978-3-96284-242-0
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-169-12-2021-01-DE
Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren und
Drosselspulen
52 S., 2021
978-3-96284-245-1
978-3-96284-246-8
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-302-00-2013-04-EN
Guideline for the Testing of DeNOx-catalysts,
66 p., 2021 (formerly VGB-R 302e)
978-3-96284-221-5
978-3-96284-222-2
120,00
120,00
180,00
180,00
VGB-S-401-00-2020-02-DE
VGB-Standard für das Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren.
Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen
94 S., 2020 (vormals VGB-R 401)
978-3-96284-209-3
978-3-96284-210-9
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-401-00-2020-02-EN
VGB Standard for the Water in Nuclear Power Plants with Light-Water
Reactors. Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water
Reactors. 92 p., 2020 (formerly VGB-R 401 (German edition only))
978-3-96284-233-8
978-3-96284-234-5
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-415-00-2020-12-DE
Aufbereitung von REA-Abwasser,
60 S., 2021 (vormals VGB-M 415)
978-3-96284-119-5
978-3-96284-120-1
260,00
260,00
390,00
390,00
VGB-S-506-00-2019-02-DE
Zustandsüberwachung und Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen,
Druckbehälteranlagen und Wasser oder Dampf führende
Rohrleitungen für Wärmekraftwerke, 126 S., 3. Ausgabe, 2019
978-3-96284-239-0
978-3-96284-240-6
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-509-00-2019-11-DE
Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren
Komponenten in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020
(vormals VGB-R 509)
978-3-96284-189-8
978-3-96284-190-4
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-540-00-2020-07-DE
Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen (Korrigendum der Ausgabe
2019-07, vormals VGB-R 540) 225 S., 2021
978-3-86875-235-2
978-3-86875-236-9
260,00
260,00
390,00
390,00
VGB-S-610-00-2019-10-DE
BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. VGB-Standard für den bautechnischen
Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung
von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals VGB-R 610)
978-3-86875-143-0
978-3-86875-144-7
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-610-00-2019-10-EN
Structural Design of Cooling Towers. VGB-Standard on the Structural
Design, Calculation, Engineering and Construction of Cooling
Towers, 82 p., 2019, (formerly VGB-R 610e)
978-3-96284-145-4
978-3-96284-146-1
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-104-O
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert
Einzelplatzlizenz und Update. Netzwerklizenz für Mitglieder
(Fördernde, Außerordentliche) (Ordentliche Mitglieder, siehe
Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.
290,00
950,00
390,00
VGB-TW | VGB Technical Scientific Reports/VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte
VGB-TW 103Ve (2021) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2021, 254 p.
VGB-TW 103V (2021) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2021, 254 S.
VGB-TW 103Ae (2021) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2021, 138 p.
VGB-TW 103A (2021) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2021, 138 S.
VGB-TW 103Ve (2020) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2020, 246 p.
VGB-TW 103V (2020) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2020, 246 S.
VGB-TW 103Ae (2020) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2020, 138 p.
VGB-TW 103A (2020) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2020, 138 S.
978-3-96284-263-5 145,00 290,00
978-3-96284-261-1 145,00 290,00
978-3-96284-267-3 145,00 290,00
978-3-96284-265-9 145,00 290,00
978-3-96284-216-1 145,00 290,00
978-3-96284-213-0 145,00 290,00
978-3-96284-219-2 145,00 290,00
978-3-96284-217-8 145,00 290,00
vgbe energy journal 8 · 2022 | 89

vgbe energy news
vgbe energy news
vgbe Summer School 2022 “Generation and Storage”
vgbe Summer School 2022
„Erzeugung und Speicherung“
• Nach zwei Jahren als Webinar,
vgbe Summer School wieder in Präsenz!
(vgbe) Die Förderung des akademischen
Nachwuchses steht beim vgbe stets weit
oben auf der Agenda. Von der Möglichkeit
der kostenlosen Teilnahme an vgbe-Veranstaltungen
für ordentliche Studierende,
über den Support für Bachelor- und Masteranden
bis hin zur vgbe Summer School
für Studierende, unterstützt die vgbe-Gruppe
aktiv die Nachwuchsförderung
und bietet auch in diesem Bereich eine optimale
Plattform zum Netzwerken und zum
fachlichen Austausch.
Seit mehr als 20 Jahren organisiert der
Verband gemeinsam mit dem Wissenschaftlichen
Beirat der VGB-Forschungsstiftung
die Summer School für Studierendende.
Über den Beirat werden mit inländischen
und ausländischen Universitäten
und Hochschulen Studierendende aus dem
Bereich Energieumwandlung und den damit
verbundenen Themen ausgesucht. Es
wird ein attraktives Vortrags- und Besuchsprogramm
angeboten, das einen detaillierten
Einblick in die unterschiedlichsten
Bereiche und Aspekte der Energiebranche
bietet. Die VGB-Forschungsstiftung übernimmt
die Betreuungs-, Unterbringungsund
Verpflegungskosten für die Studierenden,
die ihrerseits lediglich die An- und
Abreise nach Essen organisieren und finanzieren
müssen.
Nachdem in den letzten beiden Jahren
die vgbe Summer School pandemiebedingt
lediglich als Webinar durchgeführt werden
konnte, wurde der Studierendenkurs in
diesem Jahr erstmals wieder als Präsenzveranstaltung
durchführen.
Die diesjährige Summer School hat vom
15. bis zum 19. August 2022 unter dem
Motto „Erzeugung & Speicherung“ mit insgesamt
14 Studierenden aus dem In- und
Ausland stattgefunden. Die Studienschwerpunkte
der vom wissenschaftlichen
Beirat ausgewählten Teilnehmer:Innen lagen
in den Bereichen Maschinenbau, Energiesysteme,
Verfahrenstechnik bis hin zur
thermischen Abfallbehandlung. Entsprechend
der Studienschwerpunkte, war es
dem vgbe-Organisationsteam wieder gelungen,
ein interessantes Programm zusammenzustellen.
Nach der Begrüßung
am Energie-Campus Deilbachtal und einem
Vortrag zur „Flexibilität im Energiesystem“
von Dr. Oliver Then, Geschäftsführer
des vgbe energy e.V., konnten die
Studierenden unmittelbar die Schulungseinrichtung
für Windenergie der KWS
Energy Knowledge eG am Deilbachtal besichtigen.
An den folgenden Tagen wurden
unterschiedliche Standorte im gesamten
Ruhrgebiet besucht. Dazu zählten klassische
konventionelle Anlagen wie die Müllverbrennungsanlage
GMVA Oberhausen,
das STEAG-Kraftwerk in Duisburg-Walsum,
die thyssenkrupp Electrical Steel
GmbH und die MAN-Turbinenfertigung in
Oberhausen, in denen neue Ansätze und
ressourcen- sowie umweltschonende Verfahren
zum Einsatz kommen. Darüber hinaus
standen auch innovative Projekte auf
dem Besichtigungsprogramm, wie das
CWD in Aachen, e.on Smart Sector Coupling
oder der Klimahafen in Gelsenkirchen.
Alle Besichtigungstouren wurden
mit detaillierten Vorträgen vor Ort untermauert
und gaben einen ersten Einblick
über den jeweiligen Standort. Die Studierenden
bekamen einen intensiven Eindruck
von den einzelnen Prozessen und
Produktionsabläufen und hatten ausreichend
Gelegenheit gezielt technische Fragen
zu stellen und diese mit den Experten
am Standort im Detail zu diskutieren.
Aus solchen Begegnungen ergeben sich
für alle Beteiligten klassische Win-Win-Situationen:
die Studierenden gewinnen vor
ihrem Studienabschluss ein deutlicheres
Bild über ihre potentiellen späteren Tätigkeitsfelder,
den Unternehmen bieten sich
Gelegenheiten Verbindungen zu knüpfen
und die vgbe-Gruppe kann dem akademischen
Nachwuchs frühzeitig die Aktivitäten
und Aufgaben des Verbandes vorstellen.
Die vergangen 20 Jahre haben gezeigt,
dass sich durch dieses Networking wertvolle
Kontakte ergeben, die unter anderem
auf vgbe-Veranstaltungen und in der Ausschussarbeit
des Verbandes gepflegt und
fortgesetzt werden und oftmals über eine
gesamte berufliche Karriere anhalten.
Wie auch bei den vergangenen Summer
Schools, hat auch in diesem Jahr das umfangreiche
Programm wieder großen Anklang
gefunden. Neben den rein technischen
Besichtigungen und Vorträgen kam
auch das soziale Miteinander und das Networking
der Studierenden untereinander
nicht zu kurz. Beim gemeinsamen Barbecue
und Get-together am ersten Abend und
gemeinsamen abendlichen Unternehmungen
in Essen und Umgebung, war auch diese
Summer School wieder ein voller Erfolg
für alle Beteiligten.
90 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe energy news | People
vgbe Summer School 2022
“Generation and Storage”
• After two years as webinar, vgbe
Summer School again in presence!
(vgbe) Supporting young academics is always
high on vgbe’s agenda. From the possibility
of free participation in vgbe events
for regular students, to support for Bachelor’s
and Master’s students, to the vgbe
Summer School for students, the vgbe
group actively supports the promotion of
young academics and also offers an optimal
platform for networking and professional
exchange in this area.
For more than 20 years, the association
has organised the Summer School for students
together with the scientific advisory
board of the VGB-Forschungsstiftung.
Through the advisory board, students from
the field of energy conversion and related
topics are selected together with domestic
and foreign universities and colleges. An
attractive programme of lectures and visits
is offered, providing a detailed insight into
various fields and aspects of the energy
sector. The VGB-Forschungsstiftung covers
the entire costs of care, accommodation
and meals for the students, who in turn
only have to organise and finance their
travel to and from Essen.
After the vgbe Summer School could only
be held as webinar in the last two years due
to the pandemic, this year the students´
course was held again as an attendance
event.
This year’s Summer School took place
from 15 to 19 August 2022 under the motto
“Generation & Storage” with a total of 14
students from Germany and abroad. The
main areas of study of the participants,
who had been selected by the scientific advisory
board, ranged from mechanical engineering,
energy systems and process engineering
to thermal waste treatment. In
accordance with the main areas of study,
the vgbe organisation team once again succeeded
in putting together an interesting
programme. After the welcome at the Deilbachtal
Energy Campus and a lecture on
“Flexibility in the Energy System” by Dr
Oliver Then, Managing Director of vgbe energy
e.V., the students were immediately
able to visit the wind energy training facility
of KWS Energy Knowledge eG at Deilbachtal.
On the following days, different
locations were visited throughout the Ruhr
region. These included classic conventional
plants such as the GMVA waste incineration
plant in Oberhausen, the STEAG power
plant in Duisburg-Walsum, thyssenkrupp
Electrical Steel GmbH and the MAN
turbine production facility in Oberhausen,
where new approaches and resource- and
environmentally-friendly processes are
used. In addition, innovative projects were
also on the tour programme, such as the
CWD in Aachen, e.on Smart Sector Coupling
or the climate port in Gelsenkirchen.
All the tours were supported by detailed
lectures on site and gave a first insight into
the respective location. The students got an
intensive impression of the individual processes
and generation and had ample opportunity
to ask specific technical questions
and discuss them in detail with the
experts at the site.
Such encounters result in classic win-win
situations for all parties involved: the students
gain a clearer picture of their potential
future fields of activity before they
graduate, the companies have opportunities
to make connections and the vgbe
group can present the activities and tasks
of the association to young academics at an
early stage. The past 20 years have proven
that this networking results in valuable
contacts that are maintained and continued
at e.g., vgbe events and in the association’s
committee work and often last
throughout an entire professional career.
As with previous Summer Schools, the
extensive programme was again very well
received. In addition to the purely technical
visits and lectures, there was also plenty
of social interaction and networking among
the students. With the barbecue and get-together
on the first evening and joint
evening activities in Essen and the surrounding
area, this Summer School was
once again a complete success for all participants.
LL
www.vgbe.energy (222471224)
Contact
Steffanie Fidorra-Fränz
+49 201 8128 299
steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
Personalien
Christian Feuerherd folgt
Dr. Tanja Wielgoß als
Vorstandsvorsitzender der
Vattenfall Wärme Berlin AG
• Kontinuität in der
Unternehmensführung in
herausfordernden Zeiten
• Christian Feuerherd wird neuer
Vorstandsvorsitzender der Vattenfall
Wärme Berlin AG.
(vat-wb) Christian Feuerherd, seit rund 20
Jahren im Unternehmen, übernimmt zum
1. September 2022 von Tanja Wielgoß den
Vorstandsvorsitz der Vattenfall Wärme
Berlin AG. Das hat der Aufsichtsrat heute
entschieden.
Derzeit ist er Leiter des Vertriebs für
Stadtwärme und dezentrale Energielösungen
beim größten Geschäftsbereich von
Vattenfall in Berlin und somit bereits Teil
der Unternehmensleitung. Der 46-Jährige
begleitete in den vergangenen 15 Jahren
verschiedene leitende Positionen bei Vattenfall.
Damit bringt Feuerherd, ursprünglich
ausgebildeter Bankkaufmann und studierter
Bankbetriebswirt, eine breite kaufmännische,
energiewirtschaftliche und
technische Expertise mit in seine neue Position.
Im Juli wurde bekannt, dass Tanja Wielgoß
und Vattenfall sich im besten Einvernehmen
zum 1. September 2022 trennen.
„Christian Feuerherd treibt seit vielen
Jahren die Entwicklung der Vattenfall Wärme
zu einem fossilfreien Unternehmen
maßgeblich mit an und gestaltet die Transformation
des Unternehmens entscheidend
mit. Er hat unser Wärmegeschäft wesentlich
weiterentwickelt und unter anderem
für Wachstum im Bereich unserer dezentralen
und nachhaltigen Wärmelösungen
gesorgt. Ich bin überzeugt davon, dass
Christian als profunder Kenner unseres
Berliner Wärmegeschäfts dies in den derzeit
besonders komplexen Zeiten nachhaltig
weiterentwickeln wird“, sagt Martijn
Hagens, Leiter des Wärmegeschäfts bei
Vattenfall in Schweden, den Niederlanden,
Großbritannien und Deutschland.
„Ich blicke mit großer Freude aber auch
mit Demut auf diese Aufgabe. Die großen
vor uns liegenden Herausforderungen werden
wir jedoch nur gemeinsam mit der Berliner
Politik, Gesellschaft und Wirtschaft
bewältigen können. Die Versorgungssicherheit
von 1,3 Millionen Berliner Haushalten
in der kommenden Heizperiode sicherzustellen
gehört für mich genauso
dazu wie die zügige Dekarbonisierung unserer
Erzeugungsanlagen“, sagt Christian
Feuerherd. „Dabei werden wir die Interessen
unserer Kundinnen und Kunden in den
Mittelpunkt unseres Handelns stellen und
vgbe energy journal 8 · 2022 | 91

Books
als Teil der Stadtgesellschaft einen nachhaltigen
Beitrag für ein lebenswertes Berlin
leisten“, unterstreicht Feuerherd.
In Berlin betreibt die Vattenfall Wärme
Berlin AG mit rund 1.700 Mitarbeiter:innen
das größte Stadtwärmenetz Westeuropas
mit rund 1,3 Millionen angeschlossenen
Wohneinheiten. Über insgesamt 2.000
Kilometer Trassenleitungen werden die
angeschlossenen Immobilien mit 80 bis
135 Grad Celsius warmem Wasser versorgt.
Dieses wird in den Häusern in
Nutzwärme für Heizung und Gebrauchswarmwasser
umgewandelt.
Im Mai wurde bekannt, dass Vattenfall
sein Berliner Wärmegeschäft einer strategischen
Neubewertung unterzieht, um zu
entscheiden, ob es Eigentümerin bleibt
und selbst das Geschäft bis 2040 dekarbonisiert
oder es in Gänze verkauft.
LL
www.vattenfall.de (222471140)
RWE Nuclear: Führungswechsel
in der Rückbauanlage Biblis
(rwe) In der Rückbauanlage Biblis stand
zum 1. Juli 2022 eine personelle Veränderung
an. Nach über 30 Jahren im RWE-Konzern,
die er zum größten Teil am Standort
Biblis verbracht hat, übergibt Matthias
Röhrborn die Verantwortung der Anlagenleitung
an seinen Nachfolger Ralf Stüwe
und wechselt in den Vorruhestand.
Matthias Röhrborn begann seine Laufbahn
1991 als Betriebsingenieur in Biblis
und war unter anderem als Produktionsleiter
sowie Leiter der Anlagentechnik tätig.
2012 wechselte Röhrborn in die Konzernzentrale
nach Essen wo er im Bereich Kernenergie
für die Optimierung von standortübergreifenden
Themen zuständig war,
bevor er 2019 als Anlagenleiter nach Biblis
zurückkehrte. Ralf Stüwe ist bereits seit einigen
Monaten am Standort Biblis vor Ort
und leitet aktuell die Bearbeitungsfabrik.
Er ist seit 1999 im RWE-Konzern tätig und
war bis September 2021 für den Bereich
Technik im Kernkraftwerk Emsland in Lingen
verantwortlich.
„Ich bedanke mich im Namen des gesamten
Vorstands der RWE Power bei Matthias
Röhrborn für seinen jahrzehntelangen Einsatz
in der Kernkraft. Matthias Röhrborn
hat am erfolgreichen Leistungsbetrieb mitgewirkt
und in den vergangenen Jahren die
Grundlage gelegt, um den Abbau der Anlage
in Biblis sicher und zuverlässig zu gestalten“,
sagte Nikolaus Valerius, als Vorstandsmitglied
der RWE Power AG zuständig
für die Sparte Kernenergie. „Wir freuen
uns mit Ralf Stüwe einen Nachfolger gefunden
zu haben, der eine Menge Erfahrung
mitbringt und gemeinsam mit der
Mannschaft den weiteren Abbau steuern
und weiter vorantreiben wird, so Valerius.
LL
www.rwe.com (222471237)
Siemens Energy: Supervisory
Board appoints two new
Executive Board members
• Anne-Laure de Chammard will lead
the Business Area Transformation
of Industry
• Vinod Philip assumes board
responsibility on Global Functions
• 5 nationalities will be represented
on the board
(s-e) Following the new organizational
structure of Siemens Energy the Supervisory
Board of Siemens Energy AG has appointed
two new Executive Board members
for Siemens Energy. Effective November
1, Anne-Laure de Chammard will be
responsible for the Transformation of Industry
Business Area. Vinod Philip, currently
Head of Strategy and Chief Technology
Officer, will be responsible for the
Management of Global Functions (such as
IT, Procurement, Innovation, Project execution
among others), effective October 1.
„With Anne-Laure and Vinod, we have
been able to win over two knowledgeable
experts as well as excellent and empathic
leaders. They have all the right ingredients
it takes to successfully lead and transform
one of the most relevant industries of our
time. They also add even more diversity in
all aspects to the management team,” says
Joe Kaeser, Chairman of the Supervisory
Board of Siemens Energy.
As CEO of ENGIE Energy Solutions International,
Anne-Laure de Chammard [40] is
currently responsible for ENGIE‘s entire
Energy Solutions business outside of
France, with sales of around EUR 4 billion
and 20,000 employees in 20 countries. A
French citizen, Anne-Laure, holds master’s
degrees in engineering from Ecole Polytechnique
and from Ecole des Ponts, and
holds a master‘s degree from Harvard University.
She has extensive global management
experience in the areas of industrial
and energy services, strategy, innovation,
research & technology, and was responsible
for public-private partnerships at the
French Ministry of Energy and the Environment.
Born in India, Vinod Philip [48] has worked
in the energy industry for almost 25 years.
Prior to his current role, he had held various
global management roles within Siemens
AG including CTO for the Power &
Gas Division and head of the Service Business
Unit for Power Generation. He has,
comprehensive experience, inter alia, in
strategy, energy services, innovation and
research & technology. Vinod Philip is an
American citizen and holds a master’s degree
in Materials Science and a master’s in
International Business.
„We aim at significantly reducing complexity
and shortening the decision-making
process in our company. Clearer accountability
by means of leadership and organizational
set-up are key levers. This will help
us not only help us to manage the current
market challenges. It will also put us in the
pole position to be a driving force of the energy
transition”, says Christian Bruch,
President and CEO of Siemens Energy.
As announced during its May Capital Market
Day, the expansion of the Management
Board team is associated with an extensive
reorganization of Siemens Energy as of October
1st. The new group structure is designed
to significantly reduce complexity,
create flatter hierarchies, shorten decisionmaking
processes, improve customer interfaces
and go-to-market and sharpen accountability
within the organization.
LL
www.siemens-energy.com
(222470951)
VDMA Großanlagenbau wählt
neuen Vorstand
(vdma-g) Der Vorstand der VDMA Arbeitsgemeinschaft
Großanlagenbau bestätigte
auf dem diesjährigen Unternehmertreffen
am 19. Juli in Darmstadt Jürgen Nowicki,
CEO Linde Engineering, als Vorsitzenden.
Nowicki, der dieses Ehrenamt seit 2016
ausübt, wurde für einen Zeitraum von zwei
Jahren einstimmig gewählt. Seine wesentliche
Aufgabe ist die Vertretung der Interessen
des Großanlagenbaus gegenüber
Verantwortlichen aus Wirtschaft, Verbänden,
Politik und Presse.
Zu seinen Stellvertretern wurden Helmut
Knauthe, Head of Technology & Innovation,
Sustainability bei thyssenkrupp Industrial
Solutions AG sowie Dr. Hannes Storch,
Vice President Metals and Chemicals Processing
bei Metso Outotec, gewählt. Neu
im Vorstand der Arbeitsgemeinschaft
Großanlagenbau sind Guido Hettwer, Senior
Vice President Global Sales, Bosch
Rexroth AG, Dr. Etsuro Hirai, CEO Primetals
Technologies Austria GmbH und Martin
Oetjen, COO bei MAN Energy Solutions
SE.
LL
www.vdma.org (222471240)
92 | vgbe energy journal 8 · 2022

Books
Bücher
Illustrierte Geschichte des
Zements und Betons – die
spannende Entwicklung zweier
bedeutender Baustoffe
Zement und Beton im Fokus: Der Zementund
Betonexperte Rainer Nobis hat ein
reich bebildertes, unterhaltsames Sachbuch
geschrieben: “Illustrierte Geschichte des Zements
und Betons – die spannende Entwicklung
zweier bedeutender Baustoffe”.
Das Buch beleuchtet erstmalig die gesamte
Entwicklung der Baustoffe Nummer eins,
Zement und Beton. Es hat einen populärwissenschaftlichen
Anspruch, dass alle Facetten
rund um den Zement und Beton erläutert.
Es ist somit kein reines Geschichtsoder
Fachbuch, sondern richtet sich an alle,
die sich entspannt ein Thema erarbeiten
wollen. Sei es durch Vertiefen in den Text
oder durch Betrachten von mehr als 700 Illustrationen
mit ausführlichen Bildbeschreibungen.
Die Lektüre ist überaus unterhaltsam
und lehrreich. Es liegt sowohl in
deutscher als auch englischer Sprache vor.
So berichtet der Autor Nobis von den frühesten
Verwendungen von Mörteln und
Betonen schon lange vor den Römern, über
die Entwicklung des Portlandzements, wie
wir ihn heute kennen und beschreibt die
erste Verwendung von Massenbetonen sowie
die Entwicklung von armierten- und
vorgespannten Betonkonstruktionen. Das
Buch spannt aber nicht nur einen Bogen
über die technische Produktion und Verwendung
von Zement und Beton, sondern
schließt die Facetten der Wirtschafts- und
Sozialgeschichte mit ein.
Beschrieben wird u. A. auch die erste Verwendung
und Entwicklung von Nebenprodukten
aus der Eisen- und Kraftwerksindustrie,
sei es Schlacke, Flugasche oder
REA-Gips.
Fazit ist jedoch, dass ohne Beton die fortschreitende
Urbanisierung weltweit nicht
denkbar ist. Die Verstädterung des Lebens
treibt die Nachfrage nach dem Baustoff
auch in Zukunft. Unsere moderne Infrastruktur,
Stromerzeugung, Straßen,
U-Bahnen, Häfen oder Hochhäuser sind
ohne Beton nicht machbar.
Das Buch richtet sich nicht nur an Leser,
die beruflich direkt oder indirekt mit den
Baustoffen Zement und Beton zu tun haben,
sondern auch an den interessierten
Laien. Erhältlich ist die deutsche und englische
Version unter www.history-cement.
com oder im Buchhandel zum Preis von
39,50 Euro.
LL
www.history-cement.com
(222471025)
Chemie
Chemie
im
im
Wasser-Dampf-Kreislauf
Wasser-Dampf-Kreislauf
2022
2022
Atlantic Congress Hotel Essen
Atlantic Congress Hotel Essen
15. und 16. November 2022
15. und 16. November 2022
vgbe energy service GmbH / vgbe energy e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
vgbe energy service GmbH / vgbe energy e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
www.vgbe.energy
www.vgbe.energy
Kontakt
Kontakt Konstantin Blank
Konstantin t +49 201 Blank 8128-214
t e +49 vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
201 8128-214
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vgbe energy journal 8 · 2022 | 93

Inserentenverzeichnis
Media
News
vgbe service: Wir für Sie in 2022
Die Mediadaten des ab 2022 erscheinenden
vgbe energy journal – bislang VGB
POWERTECH – sind jetzt erschienen und
stehen als Download unter anderem mit
der Themenplanung auf unseren Webseiten
www.vgbe.energy und www.vgbe.
services zur Verfügung.
Martin Huhn unterstützt Sie gerne als Ansprechpartner
für Ihre Insertionen in unserer
internationalen Fachzeitschrift sowie
unseren weiteren Publikationen zu Veranstaltungen.
Kontakt: 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
vgbe energy journal
MEDIADATEN 2022
Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung
und Speicherung von Strom und Wärme
Sonderpublikationen zu vgbe-Veranstaltungen
Mediapartner Ihrer Veranstaltung
Online-Werbung und Jobörse
KURZCHARAKTERISTIK | THEMEN | ANZEIGENPREISLISTE | KONTAKTE
Media-Informationen 2022
l Kurzcharakteristik
l Leseranalyse
l Redaktionsplan
l Anzeigeninformation
l Kontakte
Beratung: Martin Huhn
e ads@vgbe.energy
t +49 201 8128-212
f +49 201 8128-302
w www.vgbe.energy | Publikationen
Inserentenverzeichnis 8 l 2022
vgbe Fachtagung
IT-Sicherheit in
Energieanlagen 2022
Titelseite/U I
2. Branchentag Wasserstoff U IV
Rostock
54. Kraftwerkstechnisches U II
Kolloquium, Dresden
BRAUER Maschinentechnik AG 9
Borsig Service GmbH 15
Enlit Europe 2022 3
Frankfurt, Germany
RWE Group 13
www.hok.de
MEORGA Messen 23
vgbe Chemiekonferenz 2022
vgbe Conference Chemistry 2022 70
vgbe Fachtagung Brennstoffe,
Feuerungen und Abgasreinigung 58
vgbe Fachtagung Stilllegung
und Rückbau von Energie- und
Industrieanlagen 2022 63
vgbe Seminar Chemie im
Wasser-Dampf-Kreislauf93
vgbe/VERBUND Expert Event
Digitalisation in Hydropower 2022 44
vgbe Fachtagung IT-Sicherheit in
Energieanlagen 2022 51
vgbe Workshop
2 nd KISSY Provider Day 2022 29
vgbe Workshop
Öl im Kraftwerk 2022 23
94 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe Events | Events
vgbe Events 2022 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
Congress/Kongress
vgbe Kongress 2022
vgbe Congress 2022
14 & 15 September 2022
Antwerp, Belgium
Contact
Ines Moors
t +49 201 8128-222
e vgbe-congress@vgbe.energy
Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
Konferenzen | Fachtagungen
Brennstoffe, Feuerungen
und Abgasreinigung 2022
Fachtagung mit Fachausstellung
28. und 29. September 2022
Hamburg, Deutschland
Kontakt
Barbara Bochynski
t +49 201 8128-205
e vgbe-brennstoffe@vgbe.energy
Stilllegung und Rückbau von
Energie- und Industrieanlagen2022
Fachtagung mit Fachausstellung
5. und 6. Oktober 2022
Velbert, Deutschland
Kontakt
Barbara Bochynski
t +49 201 8128-205
e vgbe-rueckbau@vgbe.energy
vgbe-Chemiekonferenz 2022
vgbe Conference Chemistry 2022
mit Fachausstellung/
with Technical Exhibition
25 to 27 October 2022
Dresden, Germany
Contact
Ines Moors
t +49 201 8128-222
e vgbe-chemie@vgbe.energy
IT-Sicherheit in Energieanlagen
Fachtagung mit Fachausstellung
8. und 9. November 2022
Moers, Deutschland
Kontakt
Barbara Bochynski
t +49 201 8128-205
e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy
Seminare | Workshops
12. Emder Workshop „Offshore
Windenergie – Arbeitsmedizin“
Workshop
16. & 17. September 2022
Emden, Deutschland
Kontakt
e vgbe-arbeitsmed@vgbe.energy
KISSY Provider Day 2022
Workshop | English (free)
27 September 2022
OnLine
Contact
Stephanie Wilmsen
t +49 201 8128-244
e kissy@vgbe.energy
Information on all events
with exhibition/Aus kunft
zu allen Veranstaltungen
mit Fachausstellung
t +49 201 8128-310/-299,
e events@vgbe.energy
Updates www.vgbe.energy
Basics Wasserchemie
im Kraftwerk
Seminar
5. und 6. Oktober 2022
Essen, Deutschland
Kontakt
Konstantin Blank
t +49 201 8128-214
e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
Öl im Kraftwerk
vgbe-Seminar
10. und 11. November 2022
Bedburg, Deutschland
Kontakt
Diana Ringhoff
t +49 201 8128-232
e vgbe-oil-pp@vgbe.energy
Chemie im
Wasser-Dampf-Kreislauf
Seminar
15. und 16. Novmeber 2022
Essen, Deutschland
Kontakt
Konstantin Blank
t +49 201 8128-214
e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
Digitalization in
Hydropower 2022
vgbe/VERBUND Expert Event
17 & 18 November 2022
Vienna/Austria & OnLine
Contact
e vgbe-digi-hpp@vgbe.energy
Immissionsschutz-
und Störfallbeauftragte 2022
Fortbildungsveranstaltung
22. bis 24. November 2022
Höhr-Grenzhausen, Deutschland
Kontakt
e vgbe-immission@vgbe.energy
Produkte aus der
thermischen Abfallverwertung
Workshop
6. und 7. Dezember 2022
Kassel, Deutschland
Kontakt
e vgbe-therm-abf@vgbe.energy
Exhibitions and Conferences
54. Kraftwerkstechnisches
Kolloquium
18. & 19. Oktober 2022
Dresden, Deutschland
Short Link: https://t1p.de/kwt54
Enlit 2022
29 November to 1 December 2022
Frankfurt a.M., Germany
www.enlit-europe.com
2. Branchentag Wasserstoff –
Lessons Learned?!
8. und 9. Dezember 2022
Rostock, Deutschland
www.branchentag-wasserstoff.de/
vgbe energy journal 8 · 2022 | 95

Preview | Imprint
Preview 9 l 2022
Focus: Renewables, Storage
Thermal waste utilisation
Fokus: Erneuerbare, Speicher
Thermische Abfallverwertung
Fit für CCUS - Überblick zu Politik,
Technologie und Markt
Fit for CCUS – Overview of politics,
technology and market
Aleksandra Würfel
New Storage technologies
in the energy market
Neue Speichertechnologien
im Energiemarkt
Jan Weustink, Thorben Fohrmann,
Sven Johannssen and Dagmar Thien
Analysis of waste residence times in
a waste incineration power plant
Analyse der Verweilzeiten von Abfall in einer
Müllverbrennungsanlage
Henriette Garmatter and Roland Scharf
Intrusion detection for ics as a service
Angriffserkennung in Leit- und
Fernwirktechnik als Dienstleistung
Sascha Jäger
Figure 5 The Energy Nexus exemplary overview of energy conversion possibilities. Conversion losses appear as heat.
They are not shown in this diagram.
To put this into perspective, converting natural gas with CCPPs into electric energy has an efficiency
of 50-65%. But also roundtrip efficiencies of storage can be almost anything between 10 % and 90 %
depending on the energy conversion(s) used during charging and discharging. Since we cannot
afford to waste energy, it must be stored and made available when needed in the most efficient
manner.
The
And
Energy
with good energy storage
Nexus
designs, we can
exemplary
get not just a good cycle efficiency, but also
a control range from maximum power delivery (maximum capable load = 100% power delivery) to a
maximum overview charging power (minimum of energy capable load= -100% conversion
of charging). So that means if we simplify
here, that a 100MW energy storage has a control range of 100-(-100) = 200% of the nominal load
(differentiation and details later in this text). Here, the market of energy storage systems begins to
possibilities. To be published in the
spread. It becomes more and more complicated to rate the different storage concepts with the different
advantages and disadvantages.
article “New Storage technologies
So before looking at the parameters more in detail, we also must put the storage capacity and the
duration of storage into a perspective:
in the energy market” by an
An often-seen representation of energy storage is the following diagram, in which different types of
storage are rated by Power output [MW] on the X-Axis and the discharge duration [time range] on
the Weustink, Y-Axis. Not considered here Thorben are the previously mentioned Fohrmann,
constraints like cycle efficiency or
controllability. Nevertheless, it helps to visualize the operational range.
Sven Johannssen
and Dagmar Thien
Unrestricted 7
Imprint
Publisher
vgbe energy e.V.
Chair:
Dr. Georg Stamatelopoulos
Executive Managing Director:
Dr.-Ing. Oliver Then
Address
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard)
The journal and all papers and photos
contained in it are protected by copyright.
Any use made thereof outside the Copyright
Act without the consent of the publishers is
prohibited. This applies to reproductions,
translations, microfilming and the input
and incorporation into electronic systems.
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the contents of the respective paper. Please
address letters and manuscripts only to the
Editorial Staff and not to individual persons of
the association´s staff. We do not assume any
responsibility for unrequested contributions.
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ohne Zustimmung der Herausgeber unzulässig.
Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen,
Übersetzungen, Mikroverfilmungen
und die Einspeisung und Verarbeitung in
elektronischen Systemen. Für den Inhalt
des jeweiligen Beitrages ist der einzelne
Autor verantwortlich. Bitte richten Sie
Briefe und Manuskripte nur an die Redaktion
und nicht an einzelne Personen.
Für unaufgefordert eingesandte Beiträge
übernehmen wir keine Verantwortung.
Editorial Office
Editor in Chief:
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Tel.: +49 201 8128-300
Fax: +49 201 8128-302
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Web: www.vgbe.energy
Editorial Staff
Dr. Mario Bachhiesl
Dr.-Ing. Thomas Eck
Dr.-Ing. Christian Mönning
Dr.-Ing. Oliver Then
Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle
Scientific Editorial Advisory Board
Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka,
Praha, Czech Republic
Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden, Germany
Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens, Greece
Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg, Germany
Prof. Dr. Harald Weber, Rostock, Germany
Editing and Translation
vgbe energy
Distribution
vgbe energy service GmbH
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2022 – Volume 102
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96 | vgbe energy journal 8 · 2022

vgbe energy journal
EDITORIAL SCHEDULE 2022
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Issue Focal points Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline
January/ Trends and Innovation in Power Generation – VGB Congress 2021 | Energy system of the future | 3 Febuary 2022
Februar Hydrogen and further options for energy carriers
March Chemistry in power generation and storage | Cogeneration | Industrial and cogeneration plants 2 March 2022
Thermal Waste Utilisation and Fluidised Bed Combustion, 23 and 24 March 2022, Hamburg/Germany
April Hydropower | Digitisation | Control room technology | Big data in power generation | Fuel technology and furnaces 4 April 2022
Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf
May Environmental technologies | Decommissioning and dismantling in conventional power generation and for renewables | 2 May 2022
Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal
KELI – Conference for Electrical Engineering, I&C and IT 2022, 10 to 12 June 2022, Bremen/Germany
June Gas turbines and gas turbine operation | Combined cycle power plants (CCPP) | 30 May 2022
Sector coupling and power generation | Redispatch
Steam Turbines 2022, 14 and 15 June 2022, Cologne/Germany
July Thermal waste and sewage sludge treatment, fluidised-bed combustion | Gas and diesel engines | 24 June 2022
Cyber-security in the energy sector | Knowledge management, documentation, databases
August Power-2-X | Flexibility in power and heat generation | Emission control and reduction technologies | 28 July 2022
Occupational safety and health protection | Environmental technology, emissions reduction | Conservation of know-how
September Special issue vgbe Congress 2022, 14 and 15 September 2022, Antwerp/Belgium 19 August 2022
Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants,
photovoltaics, biomass, geothermal generation
October Electrical engineering, instrumentation and control | Quality assurance | 30 September 2022
Materials: Latest developments and experience in power plant engineering
vgbe Conference Chemistry 2022, 25 to 27 October 2022, Dresden
November Steam turbines and steam turbine operation | Steam generators | Civil engineering for conventional power plants, 27 October 2022
wind and hydro power plants
Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna
December vgbe Congress 2022, Antwerp/Belgium: Reports, impressions | Research in power generation & storage | Power plant by-products 28 November 2022
Editorial deadline technical papers: 2 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgbe.energy ... Publications)
Deadline for submission of technical papers: 1 month prior to publication
Editorial deadline news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgbe.energy ... Publications)
* vgbe energy has been the new name of VGB PowerTech since April 2022.
Contact:
VGB PowerTech Service GmbH,
Deilbachtal 173, 45257 Essen, Germany |
Editor in Chief: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Editorial p +49 201 8128-300
department: f +49 201 8128-302
e pt-presse@vgbe.energy
Advertisements Martin Huhn,
and sales: Sabine Kuhlmann,
Gregor Scharpey
p +49 201 8128-212
f +49 201 8128-302
e ads@vgbe.energy
vgbe energy journal
REDAKTIONSPLAN 2022
Aktualisierungen und Veranstaltungstermine
finden Sie hier:
be informed www.vgbe.energy *
Ausgabe Themenschwerpunkte In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss
Januar/ Trends und Innovationen in der Stromerzeugung – VGB-Kongress 2021 | Energiesystem der Zukunft | 3. Februar 2022
Februar Wasserstoff und alternative Energieträger
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Kraft-Wärme-Kopplung | Industriekraftwerke | Blockheizkraftwerke 2. März 2022
Thermische Abfallverwertung und Wirbelschichtfeuerungen, 23. und 24. März 2022, Hamburg
April Wasserkraft | Digitalisierung | Warten- und Leitstandtechnik | Big Data in der Stromerzeugung | 4. April 2022
Brennstofftechnik und Feuerungen
Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf
Mai Umwelttechnik | Stilllegung und Rückbau konventioneller Anlagen und im Bereich Erneuerbarer Energien | 2. Mai 2022
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung
KELI – Konferenz für Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2022, 10. bis 12. Juni 2022, Bremen
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Redispatch 30. Mai 2022
Dampfturbinen 2022, 14. und 15. Juni 2022, Köln
Juli Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung und Wirbelschichtfeuerungen | Gas- und Dieselmotoren | 24. Juni 2022
Cyber-Security in der Energiewirtschaft | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken
August Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | Emissionsminderungstechnologien | Arbeitssicherheit und 28. Juli 2022
Gesundheitsschutz | Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung
September Spezialausgabe vgbe-Kongress 2022, 14. und 15. September 2022, Antwerpen/Belgien 19. August 2022
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke,
Photovoltaik, Biomasse und Biogas, Geothermie
Oktober Elektro-, Leit- und Informationstechnik | Qualitätssicherung | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 30. September 2022
vgbe-Chemiekonferenz 2022, 25. bis 27. Oktober 2022, Dresden
November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen und Wasserkraftwerke 27. Oktober 2022
Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna
Dezember vgbe-Kongress 2022, Antwerpen/Belgien: Berichte, Impressionen | Forschung für Stromerzeugung & Energiespeicherung | 28. November 2022
Nebenprodukte in der Strom- und Wärmeerzeugung
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Autorenhinweise“, www.vgbe.energy ... Publikationen ... vgbe energy journal)
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.vgbe.energy ... Publikationen)
* vgbe energy ist seit April 2022 der neue Name des bisherigen VGB PowerTech.
Kontakt:
VGB PowerTech Service GmbH,
Deilbachtal 173, 45257 Essen |
Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Redaktion: t +49 201 8128-300
f +49 201 8128-302
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Anzeigen
und Vertrieb:
Martin Huhn,
Sabine Kuhlmann,
Gregor Scharpey
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