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

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 9 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Hydropower and flexibility/instantaneous reserve. Energy consumption and CO2 emissions. Sustainability as a legal principle in the energy industry.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 9 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Hydropower and flexibility/instantaneous reserve. Energy consumption and CO2 emissions. Sustainability as a legal principle in the energy industry.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

9 2021

Focus

• Hydropower

• Climate protection

Save the Date

vgbe Congress 2022

Determinants of the

global development

of energy consumption

and CO 2 emissions

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

Sustainability as a

legal principle in the

energy industry

Contribution of

German hydropower

plants to the instantaneous

reserve

www.vgbe.energy

Compressores in a

Malaysian hydroelectric

power station

Ms Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

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75

years

Quality

Reliability

Safety

Sampling & Analysing Systems

Steam and Water Analysing Systems – SWAS

competence and know-how

VGB Conference Chemistry 2021

VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“

(22.) (26.) 23. 27. + + 24. 28.October 2019 2021 Würzburg Ulm | Germany |


VGB PowerTech 9 l 2021

Editorial

Hydropower and the EU Taxonomy

Dear readers,

Within the scope of the EU

Green Deal, the Regulation

(EU) 2020/852 of the European

Parliament and of

the Council on the establishment

of a framework

to facilitate sustainable investment

(“EU Taxonomy

Regulation”) was adopted

in 2020 as cornerstone for

the further development of

the EU Sustainable Finance

Strategy,. Subsequently, a

constantly increasing significance

of the EU Taxonomy can be observed as it aims to

be the key facilitator for investments in our common sustainable

future. The Taxonomy’s relevance for the renewable

sector (including owners, operators, and suppliers)

is multifold: new, legal requirements for non-financial reporting

by companies have been created and the Taxonomy

criteria are expected to be increasingly applied to various

guidelines (e.g., for funding instruments or green bonds).

Moreover, it seems likely that the perception of the public

as well as of the financial sector regarding the sustainability

of economic activities will largely be based on “taxonomy

alignment”, i.e., whether such activities are classified accordingly

to these criteria.

The EU Taxonomy Regulation is complemented by the Delegated

Act on Climate Change (C/2021/2800 final), which

sets out the technical screening criteria. These criteria are

used to determine under which conditions an economic

activity is considered to make a significant contribution to

climate change mitigation or adaptation, and to determine

whether that economic activity does not cause significant

harm to any of the other environmental objectives. In respect

of a level playing field for all renewable energy technologies,

hydropower has to fulfil significantly more criteria,

some of which even have to be verified by external

parties. This leads to an additional administrative as well

as financial burden for hydropower.

The new Technical Screening Criteria and the Do No Significant

Harm criteria (DNSH) on climate change mitigation

as well as on climate change adaptation for electricity

generation from hydropower are inadequate for direct use

and application. This is mainly due to the fact that the Commission

Delegated Regulation does not take into account

the complexity and multipurpose use of hydropower generation

and storage facilities, and simultaneously introduces

new terms that have previously neither been defined in EU

legislation nor in technical standards.

Therefore, VGB PowerTech e.V. (VGB), representing the hydropower

industry, initiated an in depth-discussion across

the sector to achieve both: a common understanding as well

as aligned interpretations of the new definitions. In addition,

VGB is currently developing a VGB Interpretation Note

“EU Taxonomy & Hydropower: Criteria on Climate Change

Mitigation as well as on Adaptation” as a first step within

this dialogue. With this document, VGB will propose definitions

and boundaries for numerous terms, such as electricity

generation facility, run-of-river hydropower plant,

artificial reservoir, pumped storage hydropower plant, river

body, power density, refurbishment as well as installation,

maintenance and repair. Hints for the interpretation of the

DNSH criteria 1 to 6 are also given.

With this interpretation note, VGB aims to improve and

enable the applicability of the EU Taxonomy. Draft definitions

and guidance for the application of the EU Taxonomy

sustainability criteria are to facilitate a proper and swift

application of the Technical Screening Criteria and of the

DNSH Criteria on climate change mitigation as well as on

the adaptation for hydropower generation and storage. As

the Taxonomy and its criteria are dynamic, it can be assumed

that the VGB Interpretation Note will continue to be

updated in the future based on experience made with first

applications of the rather complex and detailed requirements

involved.

Considering the practice-oriented VGB Interpretation Note

as a very essential contribution to the applicability of the

EU Taxonomy Regulation, we would like to thank all our

hydropower members involved in the joint preparation of

this important note .

Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl

Head of Renewables and Distributed Generation

vgbe energy*, Essen, Germany

* vgbe energy has been the new brand identity of

VGB PowerTech since September 2021.

1


Editorial VGB PowerTech 9 l 2021

Wasserkraft in der EU-Taxonomie

Sehr geehrte Damen

und Herren,

als Grundlage für die

Weiterentwicklung der

EU-Strategie für ein nachhaltiges

Finanzwesen wurde

im Jahr 2020 die Verordnung

(EU) 2020/852

des Europäischen Parlaments

und des Rates über

die Einrichtung eines Rahmens

zur Erleichterung

nachhaltiger Investitionen

(„EU-Taxonomie-Verordnung“)

verabschiedet. Seitdem ist eine stetig steigende

Bedeutung der EU-Taxonomie zu beobachten, da sie als Katalysator

für Investitionen in unsere gemeinsame nachhaltige

Zukunft dienen soll. Die Relevanz der Taxonomie für

den Erneuerbaren-Sektor (einschließlich Eigentümer, Betreiber

und Lieferanten) ist beachtlich: Mit der EU-Taxonomie-Verordnung

wurden neue gesetzliche Anforderungen

an die nicht finanzielle Berichterstattung von Unternehmen

gesetzt, und es wird erwartet, dass die Kriterien in der

EU-Taxonomie-Verordnung zunehmend für verschiedene

Richtlinien (z. B. für Finanzierungsinstrumente oder grüne

Anleihen) angewendet werden. Darüber hinaus scheint es

wahrscheinlich, dass die Wahrnehmung der Öffentlichkeit

und des Finanzsektors in Bezug auf die Nachhaltigkeit wirtschaftlicher

Aktivitäten weitgehend davon abhängen wird,

ob eine solche Aktivität als „taxonomiekonform“ eingestuft

wird oder nicht.

Die EU-Taxonomie-Verordnung wird durch den Delegierten

Rechtsakt zum Klimawandel (C/2021/2800 final) ergänzt,

in dem die technischen Screening-Kriterien festgelegt sind.

Diese Kriterien dienen zur Bestimmung einerseits, unter

welchen Bedingungen eine Wirtschaftstätigkeit als wesentlicher

Beitrag zur Eindämmung des Klimawandels oder zur

Anpassung an den Klimawandel gilt und andererseits, ob

diese Wirtschaftstätigkeit keinem der anderen Umweltziele

erheblichen Schaden zufügt.

In Hinblick auf gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle

Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien hat vor

allem die Wasserkraft deutlich mehr Kriterien als andere

Erzeugungstechnologien zu erfüllen, die zum Teil noch von

externen Parteien zu überprüfen sind. Dies führt sowohl zu

einem zusätzlichen administrativen als auch zu einer finanziellen

Belastung für die Wasserkraft.

Die neuen technischen Screening-Kriterien und die

Do-No-Significant-Harm-Kriterien (DNSH) zum Klimaschutz

und zur Anpassung an den Klimawandel für die Stromerzeugung

aus Wasserkraft sind für die unmittelbare Nutzung

und Anwendung unzureichend. Die Hauptgründe dafür

sind, dass die delegierte Verordnung der Kommission die

Komplexität und die Mehrzwecknutzung von Wasserkraftund

-Speicheranlagen nicht berücksichtigt und gleichzeitig

neue Begriffe einführt, die bisher weder in EU-Gesetzgebung

noch in technischen Normen definiert wurden.

Aus diesem Grund hat VGB PowerTech e.V. (VGB) als Vertreter

der betroffenen Wasserkraftindustrie eine eingehende

Diskussion innerhalb des Sektors initiiert, um sowohl

ein gemeinsames Verständnis als auch abgestimmte Interpretationen

der neuen Definitionen zu erreichen, und entwickelt

derzeit eine VGB-Interpretationsschrift „EU Taxonomy

& Hydropower: Criteria on Climate Change Mitigation

as well as on Adaptation“ als ersten Schritt in diesem

Dialogprozess. In dieser Interpretationsschrift werden Definitionen

und Abgrenzungen für zahlreiche Begriffe wie

Stromerzeugungsanlage, Laufwasserkraftwerk, Stausee,

Pumpspeicherkraftwerk, Flusskörper, Leistungsdichte, Sanierung

sowie Installation, Wartung und Instandhaltung

vorschlagen. Darüber hinaus werden Hinweise zur Auslegung

der DNSH-Kriterien 1 bis 6 gegeben.

Mit der Interpretationsschrift verfolgt der VGB das Ziel,

die Anwendbarkeit der EU-Taxonomie-Verordnung zu verbessern

und zu ermöglichen. Die vorgeschlagenen Definitionen

und Anleitungen zur Anwendung der Nachhaltigkeitskriterien

der EU-Taxonomie-Verordnung sollen eine

sachgerechte und zügige Anwendung der Technischen

Screening-Kriterien und der DNSH-Kriterien zum Klimaschutz

sowie zur Anpassung an den Klimawandel für die

Wasserkrafterzeugung und -speicherung ermöglichen. Da

die Taxonomie und ihre Kriterien dynamisch sind, kann

davon ausgegangen werden, dass die Interpretationsschrift

basierend auf den Erfahrungen nach den ersten Anwendungen

der recht komplexen und detaillierten Anforderungen

auch in Zukunft weiter aktualisiert wird.

Ausgehend von einem wesentlichen Beitrag für die Anwendbarkeit

der EU-Taxonomie-Verordnung dankt der

VGB all seinen beteiligten Wasserkraft-Mitgliedern für die

gemeinsame Erstellung der praxisorientierten Interpretationsschrift.

Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl

Leiter Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung

vgbe energy*, Essen, Deutschland

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt

des VGB PowerTech.

2


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Contents VGB PowerTech 9 l 2021

vgbe Congress 2022

vgbe-Kongress 2022

Save the date!

| 14 and 15 September 2022

Radisson Blu Hotel

Antwerp, Belgium

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 9 l 2021

Hydropower and the EU Taxonomy

Wasserkraft in der EU-Taxonomie

Mario Bachhiesl 1

Sustainability as a legal principle in the energy industry

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft

Hans-Peter Schwintowski 54

Abstracts/Kurzfassungen 6

Members‘ News 8

Events in Brief 42

Determinants of the global development of energy consumption

and CO 2 emissions –

Assessment of the impact of different instruments to comply with

the Paris climate decisions and of border adjustment mechanisms

to maintain the competitiveness of industry in the EU

Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von Energieverbrauch

und CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener

Instrumente zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie

von Grenzausgleichsmechanismen zur Aufrechterhaltung

der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie in der EU

Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich 43

Contribution of German hydropower plants

to the instantaneous reserve

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve

Martin Knechtges and Albert Moser 64

Malaysian hydroelectric power station relies on Sauer Compressors

Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf Sauer Compressors 70

Plant twin or older sister?

Anlagenzwilling oder ältere Schwester?

Uwe Vogt 72

4


VGB PowerTech 9 l 2021

Contents

For more information please visit our new website or contact us:

| Contacts

Ines Moors

Tel.: +49 201 8128-274

E-mail: vgb-congress@vgbe.energy

Angela Langen

Tel.: +49 201 8128-310

E-mail: angela.langen@vgbe.energy

Save the Date

vgbe Congress 2022

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

LL

www.vgbe.energy

www.vgbe.energy

Ms Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 3 13.10.2021 11:45:49

Fossil fuel-based energy storage

Energiespeicherung auf Basis fossiler Energieträger

Qian Zhu 76

Computational heat transfer analysis of tubes and tube bundles with

supercritical water as coolant

Rechnergestützte Analyse der Wärmeübertragung von Rohren und Rohrbündeln

mit überkritischem Wasser als Kühlmittel

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique, and Rustam Khan 83

Operating results 90

VGB News 91

Personalien 91

Inserentenverzeichnis 94

Events95

Imprint 96

Preview VGB PowerTech 10|2021 96

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous

volumes, are available for free download at

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

VGB POWERTECH online

With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

5


Abstracts VGB PowerTech 9 l 2021

Determinants of the global development of

energy consumption and CO 2 emissions –

Assessment of the impact of different

instruments to comply with the Paris climate

decisions and of border adjustment

mechanisms to maintain the

competitiveness of industry in the EU

Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich

Global CO 2 emissions have risen continuously

over the past three decades – interrupted only

by two cuts in 2009 in the wake of the financial

crisis and in 2020 as a consequence of the

corona pandemic. This trend must be broken so

that the Paris climate target can be achieved.

In the Conferences of Parties of the United Nations,

the countries have committed themselves

to Nationally Determined Contributions to limit

greenhouse gas emissions. However, these are

nowhere near enough to reduce emissions to net

zero by 2050. An equal distribution of the remaining

global greenhouse gas emission budget

among the countries around the globe - calculated

on a per capita basis – would not serve as

a fair mechanism. A key instrument to solving

the problem is an international agreement, at

least among the G20, on the greatest possible

harmonization of CO 2 pricing. This approach is

also superior to the Carbon Border Adjustment

Mechanism proposed by the EU Commission,

which aims to create a border taxation to avoid

carbon leakage. In the private sector, the transition

to low-carbon technologies should be promoted

through additional economic incentive

mechanisms.

Sustainability as a legal principle in the

energy industry

Hans-Peter Schwintowski

On 04.06.2021, the European Commission

presented a draft Delegated Regulation (DV)

defining the technical assessment criteria for

sustainability. In this way, it is to be determined

whether an economic activity – for example of

a gas-fired power plant – contributes significantly

to climate protection and prevents climate

change. The DP is to come into force on

01.01.2022. It would then be binding in all its

parts and directly applicable in all EU Member

States. The IR is an important building block

for bringing sustainability in the sense of the

Taxonomy Regulation (TVO) to life. There, the

term sustainability is defined in Art. 3. The IR

to be presented here deals with the technical

assessment criteria that ultimately determine

whether a company – and thus also an energy

producer or a network or storage operator – is

considered sustainable within the meaning of

the TVO.

Contribution of German hydropower plants

to the instantaneous reserve

Martin Knechtges and Albert Moser

The structural change towards climate-neutral

electricity generation is changing the generation

structure in Germany and Europe. This

leads to a reduction of the rotating masses due

to the elimination of fossil and nuclear power

plants and thus of their stabilising instantaneous

reserves. In order to limit frequency deviations

and gradients after disturbances to a permissible

level in the future, the transmission system

operators are increasingly focusing on the

available instantaneous reserve of the remaining

generation plants. Thus, hydropower plants

also continue to provide instantaneous reserve.

This study therefore quantifies the contribution

of German hydropower plants to frequency stabilisation.

The contribution of German hydropower

plants to the instantaneous reserve is

based on two criteria: Firstly, the kinetic rotational

energy stored in the hydropower plants

– as a measure of the instantaneous reserve. On

the other hand, under the idealised assumption

that the instantaneous re-serve is distributed

evenly in proportion to the respective load in

the European interconnected grid, the share of

a power deficit attributable to Germany or Bavaria

is determined, which the instantaneous

reserve of the hydropower plants in Germany or

Bavaria, together with the self-regulating effect

of the German or Bavarian load, is still able to

compensate without violating permissible frequency

deviations and gradients. The investigations

prove that the kinetic rotational energy of

the German hydropower plants is comparable

to that of a large nuclear power plant. The instantaneous

reserve of the German hydropower

plants alone, together with the self-recovery effect

of the German load, allows for the control

of a disturbance event in which Germany would

have a power deficit of 463 MW to be compensated.

Malaysian hydroelectric power station relies

on Sauer Compressors

The “tiger state” of Malaysia is emancipating

itself from fossil energies and has commissioned

the Ulu Jelai Power Station. The hydro

storage power station is successfully making

its contribution to covering the peak load and

stabilising the power grid. Sauer Compressors

is part of this sustainable showcase project with

its powerful compressors. The compressors produce

the compressed air used to blow the water

out of the turbines. The operator of the Ulu

Jelai Power Station, which opened in 2016, is

Tenaga Nasional Berhad, the only energy provider

in Malaysia and one of the largest in Asia.

The hydro storage power station with a maximum

capacity of 372 MW is located about 150

kilometres north of the capital Kuala Lumpur in

the Cameron Highlands District. A 460-metrelong

and 88-metre-high dam holds back the

water brought in from three rivers. In times of

increased energy demand, the water is released

from the reservoir and directed to turbines that

drive generators to produce electrical energy.

Plant twin or older sister?

Uwe Vogt

Nothing is as constant as change – power plants

are subject to many changes over their long

life cycle. Quality and the effort required for

maintenance and conversions therefore depend

heavily on a reliable as-built status of the system

documentation. One of many reasons for

Aucotec AG to develop a data-centred engineering

platform. All core disciplines of plant planning

are united and networked in a central data

model in the Engineering Base (EB) cooperation

platform. On the one hand, the system enables

devices in the field to directly inform their

digital twin when they are changed or replaced.

On the other, every change made at one point

in the documentation also appears immediately

in all other representations – and without additional

interfaces or transmissions. This enables

unprecedented continuity, parallelism and agility

in editing as well as simultaneous consistency

for all parties involved.

Fossil fuel-based energy storage

Qian Zhu

As the penetration of variable renewable energy

(VRE) such as solar and wind power increases,

energy storage is needed for the successful development

of a resilient and flexible electricity

network. Energy storage systems can provide

services to support the grid and address some

of the new challenges that increasing VRE introduces

into the power system. There has been a

significant increase in the application of utilityscale

energy storage systems in many regions.

This fast growth rate of the deployment of grid

storage is set to continue. Total global installed

energy storage capacity was about 186.1 GW

in 2020. Energy storage can operate as a standalone

system or be co-located with power generation

facilities. There is an option with coal

power plants to integrate a storage system with

generating units to obtain some operational

advantages and benefits such as improved flexibility.

Integration with energy storage could

also eliminate the need for excessive flexible

operation of coal power plants, enabling them

to operate at optimal output and efficiency

with reduced environmental impacts. R&D of

hybridising energy storage and fossil-fuelled

power plants have been conducted for decades.

In 2020, the US-DOE announced federal funding

of up to $ 6 million for cost-shared R&D projects

under its Energy Storage for Fossil Power

Generation programme to explore technology

approaches to integrate fossil fuel assets with

potential energy storage applications.

Computational heat transfer analysis of

tubes and tube bundles with supercritical

water as coolant

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique,

and Rustam Khan

This work provides a complete study of the effects

of orientation of core on heat transfer in

SCW along bare circular tubes and tube bundles.

Numerical simulations are performed using AN-

SYS FLUENT 14.0 for a range of inlet temperatures

along both vertical as well as horizontal

bare tubes using RNG k-ε turbulence model

with enhanced wall treatment (y+


VGB PowerTech 9 l 2021

Kurzfassungen

Bestimmungsfaktoren der globalen

Entwicklung von Energieverbrauch und

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung

verschiedener Instrumente zur Einhaltung

der Pariser Klimabeschlüsse sowie von

Grenzausgleichsmechanismen zur

Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit

der Industrie in der EU

Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich

In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite

Entwicklung von Höhe und Struktur des Energieverbrauchs

sowie der CO 2 -Emissionen unter

Ausweis der zentralen Einflussparameter – differenziert

nach Staaten – dargelegt. Vor diesem

generellen Hintergrund werden Ansätze zur

Erfüllung der in Paris vereinbarten Klimaziele

bewertet. Dazu gehören die verstärkte explizite

und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung

des verbleibenden globalen CO 2 -Budgets

auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung, die Fokussierung

auf Nationally Determined Contributions,

und – für die Europäische Union – das

Fit-for-55 Package. Aus dem letztgenannten

Paket wird der Vorschlag der EU-Kommission

zur Einführung eines Grenzausgleichssystems

in Bezug auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument

für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit

der europäischen Industrie zu leisten in der Lage

sein könnte. Hierzu werden Beispielrechnungen

für die Produkte Zement und Aluminium vorgelegt

– ergänzt um Darlegungen zu der Lenkungswirkung

einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,

die im privaten Haushaltssektor genutzt

werden. Im Fazit wird eine international vergleichbar

hohe Bepreisung von CO 2 als Lösungsansatz

zur Schaffung eines Level-Playing-Fields

befürwortet.

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip

in der Energiewirtschaft

Hans-Peter Schwintowski

Am 04.06.2021 hat die Europäische Kommission

den Entwurf für eine Delegierte Verordnung

(DV) zur Festlegung der technischen

Bewertungskriterien für Nachhaltigkeit vorgelegt.

Auf diese Weise soll bestimmt werden, ob

eine Wirtschaftstätigkeit – zum Beispiel eines

Gaskraftwerkes – wesentlich zum Klimaschutz

beiträgt und dem Klimawandel vorbeugt. Die

DV soll am 01.01.2022 in Kraft treten. Sie wäre

dann in allen ihren Teilen verbindlich und würde

unmittelbar in allen Mitgliedstaaten der EU

gelten. Die DV ist ein wichtiger Baustein, um die

Nachhaltigkeit im Sinne der Taxonomie-Verordnung

(TVO)1 mit Leben zu erfüllen. Dort ist der

Begriff der Nachhaltigkeit in Art. 3 definiert. In

der hier vorzustellenden DV geht es um die technischen

Bewertungskriterien, die letztlich darüber

entscheiden, ob ein Unternehmen – und

damit auch ein Energieerzeuger oder ein Netzoder

Speicherbetreiber – als nachhaltig im Sinne

der TVO gilt.

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen

zur Momentanreserve

Martin Knechtges und Albert Moser

Durch den Strukturwandel hin zu einer klimaneutralen

Stromerzeugung verändert sich die

Erzeugungsstruktur in Deutschland und Europa.

Dies führt zu einer Reduktion der rotierenden

Massen durch den Wegfall von fossilen und nuklearen

Kraftwerken und damit ihrer stabilisierenden

Momentanreserven. Um Frequenzabweichungen

und -gradienten nach Störungen auch

zukünftig auf ein zulässiges Maß zu begrenzen,

rückt die verfügbare Momentanreserve der verbleibenden

Erzeugungsanlagen zunehmend

in den Fokus der Übertragungsnetzbetreiber.

So stellen auch Wasserkraftanlagen weiterhin

Momentanreserve bereit. Im Rahmen dieser

Studie wird daher der Beitrag der deutschen

Wasserkraftanlagen zur Frequenzstabilisierung

quantifiziert. Der Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen

zur Momentanreserve erfolgt

anhand zweier Kriterien: Zum einen wird die in

den Wasserkraftanlagen gespeicherte kinetische

Rotationsenergie mit der Rotationsenergie großer

Kraftwerke verglichen. Zum anderen wird

unter der idealisierten Annahme, dass die Momentanreserve

gleichmäßig im Verhältnis der

jeweiligen Last im europäischen Verbundnetz

verteilt ist, der auf Deutschland bzw. Bayern entfallende

Anteil eines Leistungsdefizits bestimmt,

den die Momentanreserve der Wasserkraftanlagen

in Deutschland bzw. Bayern gemeinsam mit

dem Selbstregeleffekt der deutschen bzw. bayerischen

Last noch auszuregeln vermag. Die Untersuchungen

belegen, dass die kinetische Rotationsenergie

der deutschen Wasserkraftanlagen

in der Höhe vergleichbar mit denen eines großen

Kernkraftwerks ist. Allein die Momentanreserve

der deutschen Wasserkraftanlagen erlaubt gemeinsam

mit dem Selbstregeleffekt der deutschen

Last die Beherrschung eines Störereignisses,

bei dem auf Deutschland ein auszuregelndes

Leistungsdefizit in Höhe von 463 MW entfällt.

Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf

Sauer Compressors

Der „Tigerstaat“ Malaysia emanzipiert sich von

fossilen Energien und hat die Ulu Jelai Power

Station in Betrieb genommen. Das Wasserspeicherkraftwerk

leistet erfolgreich seinen Beitrag

zur Deckung der Spitzenlast und stabilisiert das

Stromnetz. Sauer Compressors ist mit seinen

leistungsstarken Kompressoren Teil dieses nachhaltigen

Vorzeigeprojekts. Die Verdichter produzieren

die Druckluft, mit der das Wasser aus den

Turbinen geblasen wird.

Betreiber der 2016 eröffneten Ulu Jelai Power

Station ist Tenaga Nasional Berhad, der einzige

Energieversorger in Malaysia und einer der

größten in Asien. Das Wasserspeicherkraftwerk

mit einer maximalen Leistung von 372 MW liegt

rund 150 Kilometer nördlich der Hauptstadt

Kuala Lumpur im Cameron Highlands District.

Ein 460 Meter langer und 88 Meter hoher Staudamm

hält das aus drei Flüssen herangeführte

Wasser zurück. In Zeiten erhöhten Energiebedarfs

wird das Wasser aus dem Speicher abgelassen

und auf Turbinen geleitet, die Generatoren

zur Erzeugung elektrischer Energie antreiben.

Anlagenzwilling oder ältere Schwester?

Uwe Vogt

Wenn es nicht schon Heraklit vor rund 2500 Jahren

getan hätte, spätestens die heutigen Kraftwerksbetreiber

würden es in ähnliche Worte

fassen: „Nichts ist so beständig wie der Wandel“.

Denn Kraftwerke sind über ihren langen Lebenszyklus

besonders vielen unvermeidlichen Änderungen

ausgesetzt. Vermeidbar dagegen ist, dass

die Anlagendokumentation mit jeder Änderung

in der realen Anlage an Aktualität und damit an

Wert verliert, weil händisches Nachtragen in den

üblichen disziplinspezifischen Dokumentationstools

wegen des Aufwands vernachlässigt wird.

Betreiber wissen nur zu gut, wie wichtig ein verlässlicher

As-built-Stand der Dokumentation ist.

Von ihm hängen Qualität und Aufwand für Wartung

und Umbauten maßgeblich ab, aber auch

Betriebsgenehmigungen. Das war einer von vielen

Gründen für die Aucotec AG, eine datenzentrierte

Engineeringplattform zu entwickeln, die

zum einen Änderungen eines Fachbereichs unmittelbar

für alle anderen Disziplinen sichtbar

macht, ohne Schnittstellen oder Übertragungen.

Zum anderen ermöglicht das System, dass

Geräte im Feld direkt ihren digitalen Zwilling,

d.h. ihre Dokumentation informieren, wenn sie

verändert oder getauscht wurden.

Energiespeicherung auf Basis

fossiler Energieträger

Qian Zhu

Mit der Zunahme variabler erneuerbarer Energien

wie Solar- und Windenergie ist die Energiespeicherung

eine Voraussetzung für die erfolgreiche

Entwicklung eines verlässlichen und

flexiblen Stromnetzes. Energiespeichersysteme

können zur Unterstützung des Netzes beitragen

und einige der neuen Herausforderungen

bewältigen, die sich durch die zunehmende

Nutzung erneuerbarer Energien im Stromnetz

ergeben. Das schnelle Wachstumsrate beim Einsatz

von Netzspeichern wird sich fortsetzen. Die

gesamte weltweit installierte Energiespeicherkapazität

betrug im Jahr 2020 etwa 186,1 GW.

Energiespeicher können als eigenständiges

System betrieben oder mit Stromerzeugungsanlagen

gekoppelt werden. Bei Kohlekraftwerken

besteht die Möglichkeit, ein Speichersystem in

die Kraftwerksanlagen zu integrieren, um einige

betriebliche Vorteile wie eine verbesserte Flexibilität

zu erzielen. Durch die Integration von

Energiespeichern könnten auch Anforderungen

an den flexiblen Betrieb von Kohlekraftwerken

relativiert werden, so dass diese mit optimaler

Leistung und Effizienz bei geringeren Umweltauswirkungen

betrieben werden können. Die

Forschung und Entwicklung zur Hybridisierung

von Energiespeichern und fossil befeuerten

Kraftwerken wird bereits seit Jahrzehnten betrieben.

Im Jahr 2020 kündigte das USDOE im

Rahmen seines Programms „Energy Storage for

Fossil Power Generation“, um technologische

Ansätze zur Integration fossiler Brennstoffe mit

potenziellen Energiespeicheranwendungen zu

erforschen.

Rechnergestützte Analyse der

Wärmeübertragung von Rohren

und Rohrbündeln mit überkritischem

Wasser als Kühlmittel

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique

und Rustam Khan

In dieser Arbeit werden die Auswirkungen der

Ausrichtung eines Reaktorkerns auf die Wärmeübertragung

bei superkritischen Bedigungen

von Wasser entlang Rundrohre und Rohrbündel

umfassend untersucht. Numerische Simulationen

werden mit ANSYS FLUENT 14.0 für eine

Reihe von Einlasstemperaturen sowohl entlang

vertikaler als auch horizontaler Rohre unter

Verwendung des RNG k-ε Turbulenzmodells

mit optimierter Berücksichtigung der Phänomene

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Members´ News VGB PowerTech 9 l 2021

Members´

News

Alpiq: EES feiert die Einweihung

der komplett erneuerten

Kraftwerksanlagen Tannuwald

(alpiq) Die Energie Electrique du Simplon

(EES) hat im Zwischbergental die komplett

erneuerte Wasserkraftanlage Tannuwald

offiziell eingeweiht. Im Einklang mit Umwelt-

und Landschaftsschutz hat EES die

Anlagen vollständig erneuert. Die durchschnittliche

Jahresproduktion wurde um

rund 25 Prozent gesteigert: Sie beträgt neu

22 Mio. Kilowattstunden. Dank dieser Investition

ist das Wasserkraftwerk der EES

fit, um weitere Jahrzehnte zuverlässig

Strom aus erneuerbarer Energie zu produzieren.

Die Gesellschaft Energie Electrique du

Simplon (EES) hat über 20 Millionen Franken

in die Totalsanierung der Wasserkraftanlagen

Tannuwald im Zwischbergental

(Kanton Wallis) investiert. Das Projekt

wird zudem im Rahmen der Energiestrategie

2050 vom Bund gefördert. Die Arbeiten

konnten schon im Juli 2020 abgeschlossen

werden. Seither produziert das Kraftwerk

wieder zuverlässig Strom aus erneuerbarer

Energie. Die Einweihung durch Pfarrer

Frank Sommerhoff sowie die Feierlichkeiten

mit Reden von Daniel Squaratti, Gemeindepräsident

Gondo-Zwischbergen,

der Ständeräte Beat Rieder (VS) und Martin

Schmid (GR) sowie EES-Verwaltungsratspräsident

Amédée Murisier fanden wegen

der Coronapandemie jedoch erst jetzt

statt. Die Bevölkerung erhielt im Rahmen

eines Tages der offenen Tür die Gelegenheit,

hinter die Kulissen der Stromproduktion

zu blicken.

25 Prozent mehr Strom aus Wasserkraft

Innerhalb weniger als einem Jahr hat EES

die sieben, 1981 in Betrieb genommenen

Umkehrpumpen durch zwei neue, leistungsfähigere

Gruppen ersetzt. Eine Gruppe

besteht aus einem Kugelschieber, einer

fünfdüsigen Peltonturbine und einem Generator.

Ebenfalls neu sind die Steuerung,

die Transformatoren und die elektrischen

Leitungen. Auch die gesamte, 2,8 Kilometer

lange Druckleitung, die das Ausgleichsbecken

von Fah mit dem Kraftwerk verbindet,

ist neu. Die Gebäudehülle der Kraftwerkszentrale

blieb zwar bestehen, das

Gebäude wurde aber aufgrund der neuen,

vertikal gerichteten Maschinengruppen

entsprechend erhöht.

Dank dieser Totalsanierung steigerte EES

die durchschnittliche Jahresproduktion

der Kraftwerkszentrale Tannuwald von 17

auf rund 22 Mio. kWh. Die Mehrproduktion

von 5 Mio. kWh entspricht dem durchschnittlichen

Jahresverbrauch an Strom

von rund 1250 Haushalten.

Im Einklang mit Umwelt- und

Landschaftsschutz

Das ganze Zwischbergental befindet sich

auf der Liste des Bundesinventars der

Landschaften und Naturdenkmäler von nationaler

Bedeutung (BLN) und gehört damit

zu den besonders schützenswerten

Landschaften der Schweiz. Als eine der

ersten Produktionsgesellschaften im Wallis

hat EES denn auch die Restwassersanierung

bereits 2016 umgesetzt.

Auch bei der Erneuerung der Kraftwerkszentrale

Tannuwald hat EES von Anfang an

sehr eng mit den Behörden und Umweltverbänden

zusammengearbeitet. Dadurch

ist es gelungen, das Projekt im Einklang mit

Umwelt- und Landschaftsschutz zu realisieren

und auch die Vorgaben bezüglich

Gewässerschutzsanierung zu erfüllen. Als

Ersatzmassnahme bereits umgesetzt hat

EES die Aufwertung des Quellbachs bei der

Zentrale Tannuwald mittels Schaffung verschiedener

Gewässermulden. Zudem ist

geplant, den bestehenden Standort für Ablagerungen

von natürlichen Sedimenten

(oberhalb des Kraftwerks Tannuwald) besser

in die Landschaft zu integrieren und als

Lebensraum für Aspisvipern aufzuwerten.

Tannuwald – eine von drei

Kraftwerkszentralen auf der Simplon-

Südseite

Die Kraftwerkszentrale Tannuwald ist Teil

des Wasserkraftkomplexes der EES. Sie

liegt im Zwischbergental und nutzt das

Wasser der auf 1.759 Metern Höhe gelegenen

Stauanlage Fah. Zur Kraftwerksanlage

der EES gehören auch die Zentralen Gondo

und Gabi sowie die beiden Ausgleichsbecken

Eggen und Sera. Mit der Wiederinbetriebnahme

von Tannuwald verfügt die EES

über eine Gesamtleistung von 80 MW und

produziert im Durchschnitt 250 Mio. kWh

Strom pro Jahr, was einem jährlichen

Stromverbrauch von etwa 60.000 Haushalten

entspricht.

Kontinuierliche Investitionen

Die Aktionäre der EES – Alpiq (82 %), En-

Alpin (10,8 %), EWBN (3 %), FMV (2,7 %)

und Privataktionäre (1,5%) – investieren

kontinuierlich in die verschiedenen Anlagen,

um den effizienten und leistungsfähigen

Betrieb langfristig sicherzustellen. Im

Jahr 2017 sanierte die Gesellschaft Energie

Electrique du Simplon bereits die Maschinengruppe

3 des Wasserkraftwerks Gondo.

Aktuell ist die Erneuerung des Kraftwerks

Gabi in Planung, die Realisierung ist für

2022/23 geplant. Die Erneuerungsarbeiten

an den Kraftwerksanlagen der EES dienen

der optimalen Nutzung des Wasserkraftpotenzials

und stehen somit im Einklang

mit der Energiestrategie 2050 des

Bundes.

LL

www.alpiq.com (212851517)

Kies belebt Ökosystem in der

Aare unterhalb des Alpiq

Wasserkraftwerks Ruppoldingen

Einweihung der neuen Kraftwerksanlage Tannuwald: Pfarrer Frank Sommerhoff, Amédée Murisier

(EES-Verwaltungsratspräsident), Daniel Squaratti (Gemeindepräsident Gondo-Zwischbergen) und

die Ständeräte Martin Schmid (GR) und Beat Rieder (VS).

(alpiq) Alpiq schüttet unterhalb des Wasserkraftwerks

Ruppoldingen insgesamt

6000 m 3 Kies in die Aare. Ziel der Aktion,

die rund zehn Tage dauert, ist der Erhalt einer

dynamischen Flusslandschaft mit vielen

Lebensräumen für Tier- und Pflanzenarten.

Unterhalb von Wasserkraftwerken führen

Flüsse meist zu wenig Geschiebe. Dies gilt

auch für die Aare unterhalb des Wasserkraftwerks

Ruppoldingen, das seit mehr als

20 Jahren ökologisch wertvollen Strom aus

erneuerbarer Energie produziert und seit

2010 das Label „naturemade star“ trägt.

Mit Kiesschüttungen kann dem Phänomen

entgegengewirkt werden. Dadurch wird

das Flussbett ökologisch aufgewertet: Der

Kies schafft dynamische Strukturen, wertet

die Lebensräume für Tiere und Pflanzen

auf und reduziert die Erosion an der Fluss-

8


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

sohle. Alpiq hat als Betreiberin des Flusskraftwerks

Ruppoldingen zusammen mit

den Kantonen Solothurn und Aargau sowie

dem Bundesamt für Umwelt eine erste

Kiesschüttung von 6.000 m 3 beschlossen.

Weitere Schüttungen sollen in den nächsten

Jahren folgen.

120 m lange Kiesinsel

beim Brückenpfeiler

Diese erstmals durchgeführte Schüttung

wurde im September gestartet. Sie dauerte

rund zehn Tage. Der Kies stammt aus Aarau

und wird unmittelbar beim westlichen

Pfeiler der Autobahnbrücke A1/A2 gegenüber

der Mündung der Pfaffnern in die

Aare geschüttet. Die Anlieferung des Materials

erfolgte in rund 500 Fahrten und über

die Autobahn.

Die 6.000 m 3 Kies wurden im Bereich des

Brückenpfeilers eine rund 120 Meter lange

Kiesinsel bilden. Wenn die Aare viel Wasser

führt, wird der Kies weggeschwemmt und

dadurch kontinuierlich auf dem Flussbett

unterhalb des Kraftwerks verteilt. Das Kiesdepot

wird im Verlauf der Zeit kleiner und

kleiner und bevor es ganz verschwindet,

soll das Depot wieder aufgefüllt werden.

Damit wird ein regelmäßiger Geschiebetransport

in der Aare gewährleistet. Die

Fachleute gehen davon aus, dass die Zugabe

von neuem Kies erst nach mehr als einem

Jahr nötig sein wird.

Geschiebe gehört zur intakten

Flusslandschaft

Die künstliche Zugabe von Kies hilft mit,

das Geschiebedefizit in der Aare zu beheben.

Geschiebe wertet in den Flüssen die

aquatischen Lebensräume für Fische, Makroinvertebraten

und Pflanzen auf. Die Makroinvertebraten

sind wichtige Glieder in

der Nahrungskette. Dabei handelt es sich

um Insekten und ihre Larven, Flohkrebse,

Milben, Schnecken und Muscheln, Egel

und Würmer. Diese kleinen Tierchen besiedeln

neben Moosen und Algen die Gewässersohle.

Die Wiederherstellung des Geschiebebetriebes

in der Aare wird sich auch positiv

auf die Fische auswirken. Das Schüttgut

wird insbesondere für die auf kiesigem

Substrat laichenden Fischarten wie Äschen,

Nasen, Barben oder Forellen neue

Lebensräume schaffen. Mit den Schüttungen

und der anschließenden Geschiebedynamik

werden sich in der Aare weitere natürliche

Strukturen mit vielfältigen Lebensräumen

bilden.

LL

www.alpiq.com (212851526)

Axpo unterzeichnet wegweisendes

PPA für Europas grössten

Onshore-Windpark in Rumänien

(axpo) Axpo hat ihre führende Position auf

dem osteuropäischen Markt für Energiedienstleistungen

durch die Unterzeichnung

eines langfristigen Stromabnahmevertrags

(Power Purchase Agreement,

PPA) mit dem Windpark Fântânele-Cogealac-Gradina

weiter gestärkt. Die Windkraftanlagen

im Besitz des Energieunternehmens

CEZ sind Teil des Energieportfolios

von Macquarie Asset Management in

Rumänien und bilden zusammen den

größten in Betrieb befindlichen Onshore-Windpark

Europas.

Der 7-Jahres-Vertrag mit dem Onshore-Windpark

ist das bisher größte PPA, das

Axpo in der Region abgeschlossen hat, und

umfasst eine Strommenge von mehr als

4 Terawattstunden (TWh). Axpo wird

rund 50 Prozent der installierten Gesamtleistung

von 600 MW aus den drei Windparks

absichern, die im Besitz eines langfristigen

Infrastrukturfonds von Macquarie

Asset Management sind und von diesem

verwaltet werden. Die Anlagen befinden

sich in der Region Dobrudscha in der Nähe

des Schwarzen Meeres.

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9


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Domenico Franceschino, Head Origination

Western & Eastern Europe bei Axpo,

kommentiert: „Ich freue mich, dass wir in

Rumänien diesen langfristigen Vertrag unterzeichnen

konnten. Immer mehr Eigentümer

von Anlagen im Bereich der erneuerbaren

Energien sind auf der Suche nach

Preisstabilität und Sicherheit, um ihre Produktion

weiter ausbauen zu können. Axpo

verfügt über sehr viel Erfahrung und

Know-how im PPA-Bereich, hat eine starke

Präsenz vor Ort und kennt die Bedürfnisse

der Kunden. Damit sind wir bestens positioniert,

um den im Zusammenhang mit der

Energiewende notwendigen Ausbau der

erneuerbaren Energien weiter voranzutreiben.“

Radu Rat, Managing Director Axpo Energy

Romania, betont: „Rumänien hat viel

Potenzial für erneuerbare Energien im Allgemeinen

und Windkraft im Besonderen.

Dieses PPA ist sowohl für den rumänischen

Energiemarkt als auch für Axpo Energy Romania

ein wichtiger Meilenstein. Mit unserer

langjährigen PPA-Erfahrung in weiten

Teilen Europas können wir bei der Energiewende

in Rumänien eine Schlüsselrolle

spielen.“

Ondrej Safar, CEO von CEZ Romania,

fügt hinzu: „Diese langfristige Finanzierungsvereinbarung

leistet einen wichtigen

Beitrag zur Stabilität und Widerstandsfähigkeit

unseres Portfolios an erneuerbaren

Energien. Als erstes seiner Art in Rumänien

ist dieses PPA zudem ein positives Signal

an den lokalen Markt für erneuerbare

Energien. Die Energiewende hierzulande

hat richtig Fahrt aufgenommen.“

Die im Jahr 2003 gegründete Axpo Energy

Romania S.A. bietet ihren Kunden ein

breites Spektrum an Kompetenzen in den

Bereichen Strom- und Gasvollversorgung,

Energiehandel und Zertifikate für erneuerbare

Energien an und hat sich zu einem der

wichtigsten Akteure auf dem rumänischen

Energiemarkt entwickelt. Im Zuge dieses

erfolgreichen Vertragsabschlusses wird

das achtköpfige Team von Axpo Energy Romania

unter der Leitung von Radu Rat seine

Geschäftsaktivitäten auf dem rumänischen

Energiemarkt weiter ausbauen.

Macquarie Asset Management hat im

März dieses Jahres die Übernahme des integrierten

Energieinfrastrukturportfolios

von CEZ in Rumänien abgeschlossen, das

auch ein 86.665 Kilometer langes reguliertes

Stromverteilungsnetz und das Stromund

Gasversorgungsgeschäft im Südwesten

Rumäniens umfasst.

LL

www.axpo.com (212851531)

Axpo: Pumpseicherwerk PSW

Limmern für Rekultivierung

ausgezeichnet

(axpo) Während des Baus des Pumpspeicherwerks

Limmern (GL) betrieb Axpo

zwischen Tierfehd und Muttenalp eine der

grössten Baustellen der Schweiz. Heute ist

von dieser Baustelle kaum noch etwas

sichtbar. Dies dank eines mehrjährigen

und fachspezifischen Rekultivierungsprojekts,

welches nun vom Verein für Ingenieurbiologie

ausgezeichnet wurde.

Der Verein für Ingenieurbiologie verleiht

dem Rekultivierungsprojekt rund ums

Pumpspeicherwerk Limmern den „Begrünerpreis

2021“ aufgrund „der herausragenden

Vorgehensweise vor der eigentlichen

Begrünung sowie der einwandfreien

Ausführung der Arbeiten, der guten Zusammenarbeit

mit den Behörden und Umweltverbänden

sowie der Sensibilisierung

der Baufirmen“.

Rund 600 Personen und unzählige schwere

Baumaschinen standen während des

Baus des Pumpspeicherwerks Limmern

zwischen 2009 und 2016 im Einsatz. Darüber

hinaus wurden zwei Bauseilbahnen installiert.

Bereits in der Planungsphase

zeichnete sich ab, dass für die Baustelle

sowie für die Bauseilbahnen ökologisch

wertvolle Flächen während Jahren beansprucht

würden. Fachliche Möglichkeiten

und das definitive Rekultivierungskonzept

stimmte die Bauherrschaft mit der begleitenden

Umweltarbeitsgruppe und den Behörden

ab. Erklärtes Ziel: Mittelfristig sollen

die Eingriffe in die Landschaft und Lebensräume

nicht mehr erkennbar sein.

Versuchsgarten auf

2.500 Meter über Meer

Bereits während der Bauphase führten

Spezialisten im Auftrag von Axpo Begrünungsversuche

durch. Das dafür verwendete

Samen- und Pflanzenmaterial wurde

im Baustellengebiet in verschiedenen Höhenlagen

gesammelt und vermehrt. Die

daraus gewachsenen Pflanzen wurden in

einem Versuchsgarten im Raum Muttsee

angepflanzt um verschiedene Begrünungsmethoden

zu testen. Insgesamt wurden auf

25 Versuchsflächen 2.000 Setzlinge gepflanzt

und beobachtet.

Für die endgültige Rekultivierung wurde

weiteres lokales Samenmaterial gesammelt

und vermehrt, sodass bei Start der

Rückbauarbeiten genügend Samen und

Pflanzen vorhanden waren. Unterdessen

ist ein großer Teil der verwendeten Flächen

begrünt. Wo einst Baustelle und Bauseilbahn

waren, ist weitestgehend die ursprüngliche

Vegetation zurückgekehrt.

LL

www.axpo.com (212851532)

BKW bekräftigt ihr Engagement

für nachhaltiges Verhalten

(bkw) Die Nachhaltigkeit nimmt in der Unternehmensstrategie

der BKW seit Längerem

eine zentrale Bedeutung ein. Mit der

Teilnahme am United Nations Global Compact

seit Anfang dieses Jahres bekräftigt

die BKW ihr Engagement für nachhaltiges

Verhalten in all ihren Geschäftstätigkeiten.

Einen Dialog mit der Gesellschaft für bedrohte

Völker beim Schweizer Nationalen

Kontaktpunkt für die OECD-Leitsätze für

multinationale Unternehmen hat die BKW

genutzt, um die Sichtweise einer im Bereich

Menschenrechte tätigen NGO in die

Weiterentwicklung ihrer Corporate Responsibility

aufzunehmen.

Mit der Teilnahme am United Nations Global

Compact seit Februar 2021 verdeutlicht

die BKW ihren Willen, ihr Engagement für

nachhaltiges Verhalten entlang all ihrer Geschäftstätigkeiten

zu stärken. Die Umsetzung

der damit verbundenen Anforderungen

durch die BKW erfordert eine Weiterentwicklung

der Corporate Responsibility

der Gruppe. Mit seinem Gegenvorschlag

zur abgelehnten Konzernverantwortungsinitiative

stellt auch der Bundesrat diesbezügliche

Erwartungen an Unternehmen.

Schließlich weisen auch die Inhalte des internationalen

Standards der „OECD-Leitsätze

für multinationale Unternehmen“

große Überschneidungen mit den Anforderungen

des UN Global Compact auf.

Im Januar 2020 gab die Gesellschaft für

bedrohte Völker (GfbV) eine Beschwerde

am Schweizer Nationalen Kontaktpunkt für

die OECD-Leitsätze für multinationale Unternehmen

(NKP) der OECD gegen die

BKW ein. Die GfbV wirft darin der BKW vor,

keine ausreichenden Corporate Responsibility

Leitlinien im Sinne der OECD-Leitsätze

zu haben. Der NKP schlägt für solche Fälle

einen vertraulichen, durch den NKP moderierten

Dialog vor. Ziel des Dialogs ist das

zukunftsgerichtete Lösen der Beschwerde

und im besten Fall das Erzielen gemeinsamer

Ergebnisse, sogenannter „Joint Conclusions“.

Beide Parteien traten im

Spätsommer 2020 in diesen Dialog ein.

Konstruktiver Dialog mit einvernehmlichen

Schlussfolgerungen

Die BKW hat den Dialog genutzt, um die

Sichtweise einer im Bereich Menschenrechte

tätigen NGO in die Weiterentwicklung

der Corporate Responsibility aufzunehmen.

Der Dialog verlief in konstruktiver

Art und Weise. Als Ergebnis einigten

sich die BKW und die GfbV auf „Joint Conclusions“,

die im Wesentlichen die folgenden

vier Punkte umfassen:

• Die BKW nimmt die Verpflichtung zur

Einhaltung der Menschenrechte in ihren

Code of Conduct auf, insbesondere des

Grundsatzes des „Free, Prior and

Informed Consent (FPIC)“ bezüglich

vulnerablen Bevölkerungen.

10


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

• Die BKW intensiviert ihren Stakeholder-

Prozess und ihren Due Diligence-

Prozess bei Akquisitionen, um die

Einhaltung der Rechte indigener Völker

sicherzustellen.

• Die BKW stellt sicher, dass gegenüber

Vertragspartnern bei

Kraftwerksprojekten die Einhaltung von

Menschenrechten thematisiert wird und

als ultima ratio Exit-Möglichkeiten

bestehen.

• Im Rahmen von relevanten Projekten

führt die BKW

Beschwerdemöglichkeiten ein.

Die Joint Conclusions decken sich mit

den Bestimmungen einer guten Corporate

Responsibility gemäss UN Global Compact

und den Leitsätzen der OECD. Der NKP hat

diese Einigung offiziell mit einem „Final

Statement“ kommuniziert. Damit ist der

Dialog abgeschlossen.

LL

www.bkw.ch (212851534)

ČEZ has increased production in

hydroelectric power plants by 68 %

• Thanks to the production of

hydroelectric sources, 528,000 tonnes

of coal did not have to be burned, and

therefore 495,000 tonnes of CO 2 did not

have to be released into the air. Such are

the impacts that would have resulted

from the production of the same

amount of energy in conventional

power plants.

• Upgrades and efficiency improvements

of hydroelectric plants that help save

water are also ongoing.

• For the coming years, ČEZ is

planning solar parks with a capacity of

thousands of MWs.

(cez) Hydroelectric plants (not including

pumped storage plants) operated by the

ČEZ Group in the Czech Republic generated

684 GWh of electricity in the first half of

this year. The year-on-year growth was

driven mainly by large hydroelectric power

plants. The volume of energy from these

„green“ sources will cover the consumption

of 390,000 Czech households for six

months.

In the first six months of last year, ČEZ

hydroelectric power plants produced 406

GWh of green electricity. This year, the production

of green electricity from water was

also supported by favourable natural conditions,

the first half of the year having

above average rainfall. All of these emission-free

sources are also operating reliably,

thanks to quality maintenance, early

fault detection, and top-level weather forecasting.

„In addition to increasing the efficiency of

generation at existing emission-free power

plants, we want to build new renewable

sources with a total capacity of 6 GW in the

coming years, thereby contributing to the

fulfilment of the Czech Republic‘s climate

goals. Solar parks at industrial sites and on

reclaimed land will play the main role in

replacing coal power plants, which are being

phased out. Today, photovoltaic panels

are less than half as expensive and almost

twice as efficient as ten years ago. We are

also continuing to increase the efficiency

and greening of hydroelectric power

plants,“ says Jan Kalina, member of the

ČEZ Management Board and Director of

the Renewable and Conventional Energy

Division.

Top 10 ČEZ hydroelectric plants

Power plant

(Production in H1 2021 [MWh])

• Orlík (large hydro) 170,077

• Slapy (large hydro) 150,952

• Lipno I (large hydro) 60,726

• Střekov (large hydro) 54,628

• Štěchovice I (large hydro) 44,698

• Kamýk (large hydro) 35,143

• Vrané n/Vlt. (large hydro) 32,145

• Vydra (small hydro) 17,268

• Hněvkovice (small hydro) 11,784

• Práčov (small hydro) 8,918

ČEZ has already started to fulfil the goals

set out in the new strategy for an emission-free

future. The first large solar power

plant was built on the outer grounds of the

Dukovany nuclear power plant on specially

adapted roofs of new parking lots. Thanks

to double-sided panels, it will also make

use of sunlight reflected from parked cars.

With a capacity of 820 kWp, the largest

Czech photovoltaic source of this type to

date will cover the annual consumption of

nearly three hundred households.

In addition to activities in the field of solar

energy, hydroelectric plants are being

modernised and greened. Thanks to the

rejuvenation treatment, which has thus far

cost more than CZK 3 billion, ČEZ has increased

the efficiency of selected power

plant units by up to 5%. Almost new hydro

units can produce the same amount of electricity

from a smaller volume of increasingly

valuable water.

In the last 15 years, 38 units of 22 ČEZ

hydroelectric power plants have undergone

a complete upgrade? The aggregate

capacity of the modernised units is

1,425 MW, i.e., approximately ¾ of the capacity

of the Dukovany power plant.

The upgrade of the operation of both

units of the power plant on the „South-Bohemian

sea“ – Lipno Lake – between 2012-

17 resulted in an increase in efficiency by

approximately 4 % and an increase in annual

production by up to 8 million kWh of

electricity? That means that Lipno will

provide electricity for another two thousand

South-Bohemian households.

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11


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

EEW: Signal für nachhaltige

Klärschlammverwertung: KVA

Stavenhagen genehmigt

Baustellenschild von EEW Stavenhagen: Es zeigt das Bauprojekt als Visualisierung, nennt die

Bauherren und listet die beteiligten Unternehmen auf.

(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen

GmbH & Co. KG hat die immissionsschutzrechtliche

Genehmigung für die Errichtung

und den Betrieb einer Mono-Klärschlammverbrennungsanlage

(KVA) erhalten.

Damit nimmt das zweite von aktuell

fünf KVA-Projekten der EEW-Gruppe in

Deutschland und den Niederlanden eine

wichtige Hürde. Bereits im Juni konnte

EEW mit ersten baufeldvorbereitenden

Maßnahmen beginnen. Eine entsprechende

Zulassung dafür hatte das Staatliche

Amt für Landwirtschaft und Umwelt Mecklenburgische

Seenplatte (StALU MS) als

zuständige Genehmigungsbehörde ebenfalls

erteilt. Neben Stavenhagen plant EEW

Anlagen in Stapelfeld nahe Hamburg, dem

niedersächsischen Helmstedt, der Landeshauptstadt

Magdeburg und im niederländischen

Delfzijl.

„Mit der heute erteilten Genehmigung

hat das Land Mecklenburg-Vorpommern

eine entscheidende Weichenstellung für

eine umwelt- und ressourcenschonende

Verwertung der Schadstoffsenke Klärschlamm

vorgenommen“, sagt Morten Holpert,

Technischer Geschäftsführer von

EEW Stavenhagen. Die Anlage verfügt über

eine Verwertungskapazität von jährlich

160.000 Tonnen Originalsubstanz. Ab

2023 sei damit ein sicherer Entsorgungspfad

für den Abfall der Abwasserbehandlung

nahezu des gesamten Bundeslandes

geebnet, so Holpert weiter.

„Die KVA Stavenhagen wird einen wichtigen

Beitrag für die Entlastung der Äcker

und des Grundwassers von im Klärschlamm

enthaltenen Hormonen, Medikamentenrückständen,

Mikroplastik und

Schwermetallen leisten“, ist EEW-Projektleiterin

Sarah Endres überzeugt. Ausgestattet

wird die KVA Stavenhagen mit modernster

Umweltschutztechnologie nach

dem EU-Standard der bestverfügbaren

Technik, so Sarah Endres weiter.

Die gesetzliche Pflicht zum Phosphorrecycling

wird EEW deutlich vor dem Jahr

2029 erfüllen. „Gemeinsam mit einem Kooperationspartner

werden wir die von uns

gewonnene phosphathaltige Asche von Beginn

an recyceln“, sagt Andreas Dous, Leiter

der Abteilung Klärschlammverwertung

von EEW. Für die Landwirtschaft würde

daraus in einem abfallfreien Verfahren ein

pflanzenverfügbarer Dünger hergestellt

und damit der Nährstoffkreislauf wieder

geschlossen.

EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy

from Waste-Gruppe. EEW Energy from

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der Thermischen Abfallund

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt

das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 17 Anlagen der

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten

Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für das energetische

Recycling von jährlich bis zu 5

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.

EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene

Energie und stellt diese als Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme

für Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom zur Verfügung. Durch diese

energetische Verwertung der in den

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle

Rohstoffe zurückgewonnen und die

CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(212851541)

EDF completes sale of its interest

in CENG

(edf) EDF announces it has completed the

sale of its 49.99% interest in Constellation

Energy Nuclear Group, LLC („CENG“) to its

joint venture partner, Exelon Generation,

LLC („Exelon“). The sale is pursuant to a

Put Agreement entered into by EDF and Exelon

in April 2014 [1], in which Exelon

granted to EDF the right to sell its interest

to Exelon at fair market value. EDF exercised

the put option in January 2020.

The purchase price for EDF’s interest in

CENG is $885 million and the proceeds

were received by EDF on August 6th.

The transaction is part of EDF’s previously

announced disposal plan.

LL

www.edf.com (212851545)

EDP among energy and innovation

leaders to launch the Global

Alliance for Sustainable Energy

• Alliance brings together 17 founding

members including utilities and global

players in the solar PV and wind value

chains, sector associations and

innovation partners. Founding members

and external experts to address

sustainability challenges of renewable

industry in launch event.

(edp) A group of global leaders from across

the renewable energy value chain and the

sector’s innovation ecosystem, including

EDP, launched a new organization to ensure

renewables are wholly sustainable for

people and the planet and lead a just transition

away from fossil fuels.

The partners, united in a shared vision for

the sustainability of the renewables industry

and the need to take concrete, collaborative

action, have come together to create

the Global Alliance for Sustainable Energy.

The initiative, launched in a virtual event,

is unique in its scope and ambition, representing

the founding members’ joint response

to the urgent need to decarbonize

the global energy system while ensuring its

sustainability from an environmental, social

and governance (ESG) perspective.

The Global Alliance for Sustainable Energy

brings together utility companies

from diverse geographies, major manufacturers

in the wind power and solar PV

supply chains as well as sector associations

and innovation partners. The 17

founding members are,besides EDP: 3M,

Adani Green Energy Ltd., Eletrobras, Enel

Green Power, Global Solar Council, Global

Wind Energy Council, Goldwind, Iberdrola,

JA Solar, Nordex Group, NTPC Limited,

Politecnico di Milano, Politecnico di Torino,

ReNew Power, Risen Energy and Trina

Solar.

12


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

The Global Alliance for Sustainable Energy

aims to redefine the meaning of ‘sustainable

energy’ and embrace all those working

in and impacted by renewables, joining efforts

with civil society, end-users, policymakers,

academic institutions, materials

suppliers, Original Equipment Manufacturers

and likeminded utilities to interface

with governments and investors. The initiative

is fully aligned with the 2030 agenda

set out in the UN Sustainable Development

Goals (SDGs).

Wind and solar allied

to accelerate energy transition

While wind and solar have distinct characteristics

as renewable technologies, they

are highly complementary and share both

similar growth trajectories and similar

challenges to their sustainable deployment.

Closer alignment between wind and

solar is therefore critical for accelerating

the energy transition.

The launch of the Alliance comes at a critical

time for climate action and the energy

transition, just two months ahead of the

United Nations’ COP26 climate summit

due to take place in Glasgow. Meanwhile,

the latest scientific assessment from the

UN’s Intergovernmental Panel on Climate

Change (IPCC) has warned that the world

is off track to limit global temperatures increase

to 1.5 °C above pre-industrial levels

or even keep them well below 2 °C, as set

out in the 2015 Paris Agreement, and has

indicated that the planet will warm by

1.5 °C in the next two decades without

drastic moves to eliminate greenhouse gas

emissions. UN Secretary General Antonio

Guterres said this scientific consensus

„must sound a death knell for coal and fossil

fuels before they destroy our planet“.

The pathway to keeping global heating

within the limits set by the Paris Agreement

is net-zero by 2050 and climate action

needs to be stepped up to reach that

goal. In that scenario, almost 70 % of electricity

generation globally would come

from solar PV and wind power, according

to the International Energy Agency (IEA).

Renewable power technologies, led by

wind and solar PV, have already stepped up

to dominate new installations of electricity

generation, as they have become the

cheapest sources of power in many markets.

In the past seven years, according to

the International Renewable Energy Agency

(IRENA), more renewable power was

added annually to the world’s grids than

from fossil fuels and nuclear combined: in

2020, the dominance of clean technologies

over traditional sources climbed further

with 260 gigawatts of renewables-based

generation added worldwide, more than

four times that of other sources.

Start with global debate on sustainability

The launch event – The Sustainability

Mission of the Energy Transition: Presenting

the Global Alliance for Sustainable Energy

– will feature speakers from founding

members, who will provide perspectives

about how their own organizations are already

actively working towards the Alliance’s

vision for sustainable energy. That

will include roundtables addressing the

topics of sustainability in the renewables

supply chain and progress towards net-zero

goals. External experts will provide insights

on key topics for the Alliance, including:

Dante Pesce, former chair and current

member of the UN Working Group on Business

and Human Rights; Heidi Huusko,

Senior Manager, Environment & Climate at

the UN Global Compact; Peter Paul van de

Wijs, Chief External Affairs Officer, Global

Reporting Initiative; Michela Miletto, Director,

UNESCO Programme Office on

World Water Assessment; and Meredith Adler,

Executive Director of Student Energy.

The 17 members of the Alliance are set to

work together to tackle the sustainability

challenges in this transition and bring results

both in the short and the medium

term. They start their collaboration by focusing

on four key areas where they can

achieve quick wins for the sustainability of

the renewable energy industry, aligning

different players by setting and harmoniz-

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13


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

ing standards and metrics, around which

common targets can be set, and aligning

around best practices. The focus areas are:

net-zero emissions and CO 2 footprints; circular

economy and design; human rights;

and the water footprints.

The alliance is open to new members who

share this vision and can contribute concretely

towards the ultimate goal of becoming

a truly sustainable industry within the

transition to net-zero by 2050.

LL

www.edp.com (212851626)

EDP reinforces decarbonization

targets by reducing 98% of

emissions by 2030

(edp) EDP‘s new and more ambitious target

has now been recognized by the Science

Based Target initiative, in line with

the demands of climate science, and is a

relevant contribution to containing the increase

in the planet‘s average temperature

to 1.5 °C.

EDP raised the bar in the decarbonization

process by reinforcing its environmental

targets up to 2030: the company will reduce

specific CO 2 emissions by 98 % up to

2030 (compared to the levels of 2015), reinforcing

its commitment to the previous

goal, which was 90 % for the same period.

Another reinforced target involves indirect

CO 2 emissions, which will also decrease

50 % by 2030. This ambition is supported

by the growing production of energy from

renewable sources – which, in this first semester,

already represents 81 % of the

electricity generated by EDP –, in parallel

with the progressive deactivation of the

group‘s coal-fired power stations.

The review of EDP‘s carbon neutrality targets

has now been validated by the Science

Based Target initiative (SBTi), an organization

that evaluates and approves companies‘

initiatives for a low-carbon economy

and for climate change fighting. In this assessment,

SBTi also recognizes that EDP‘s

decarbonization strategy is in line with the

trajectory defined by science, which aims

to contain the increase in the global average

temperature by 1.5 °C.

This is a commitment that the company

had already made in 2019, when it signed

up to the Business Ambition for 1.5 °C initiative,

promoted by the United Nations. In

this context, EDP has committed to establishing

a CO 2 emission reduction target,

consistent with what climate science defines

as necessary to limit global warming

to the most demanding level of the Paris

Agreement.

With these commitments, EDP consolidates

its ambition of being 100 % green up

to 2030 and completely carbon neutral up

to 2030, as foreseen in its most recent strategic

plan. An ambition that includes,

among several goals, investing 24 billion

Euros in projects that contribute to the energy

transition, and doubling the production

capacity of wind power and solar over

the next five years. EDP believes that these

contributions will be decisive in fighting

climate change and promoting carbon neutrality

in a more sustainable planet.

SBTi is a non-governmental organization

(NGO), born out of the collaboration between

the Carbon Disclosure Project

(CDP), the UN Global Compact (UNGC),

the World Resources Institute (WRI) and

the World Wide Fund for Nature (WWF).

Its objective is to mobilize companies to set

goals with levels of ambition aligned with

science and, thus, promote an accelerated

transition to a low-carbon economy. This

organization is already an international

reference in the assessment and approval

of reduction targets in line with climate science.

EDP, together with other companies

in the sector, participated in the preparation

of the Setting Science-Based Targets

guide: A Guide for Electric Utilities, published

by the World Business Council for

Sustainable Development (WBCSD), with

the aim of helping companies in the electricity

sector to establish reduction targets

in line with indicators validated by science.

LL

www.edp.com (212851621)

EDP Renováveis signs over 50

solar energy projects with Walmart

• The distributed generation projects will

produce a total of 38.3 MWh and are

spread across 7 US states.

(edp) EDP Renováveis, the fourth largest

producer of renewable energy in the world,

has just strengthened its already close relationship

with Walmart, with the completion

of 39 more solar energy projects

signed between 2020-2021.

This new and important step in a partnership

started in 2020, thus increases to 51

the total of distributed generation projects

with the multinational retailer, installed in

7 different US States (Arizona, California,

Illinois, New Jersey, Louisiana, Maryland

and Carolina southern). The contracts

were signed by EDP R‘s subsidiary in the

country, EDP Renewables North America.

The contracts, which materialize in projects

that range from roof installations to

ground building, will produce a total of

38.3 MWh of energy per year, which will

also allow to avoid, annually, 27.1 tons of

carbon dioxide or 9.2 tons of recycled

waste, that will no longer be deposited in

landfills.

Using the latest equipment in terms of environmental

innovation, EDPR has been

working with Walmart to support the creation

of a pioneering ecological solar pollination

process, namely through the ground

building of a set of solar panels in the distribution

center of the north american multinational

company in Laurens, South Carolina.

In 2019, EDPR NA‘s DG New Jersey portfolio,

which consisted of five solar installations

for Walmart, won the Large Scale Project

of the Year award from Solar Builder

Magazine. Walmart Bayonne Supercenter

was the outstanding winner of the award.

LL

www.edp.com (212851623)

EDP Renováveis signs 127.5 MW

PPA with Procter & Gamble

• For 15 years, EDP R will supply 40 % of

the energy needed to all of the

multinational‘s factories in Europe.

Clean energy will be produced in two

new renewable parks in Spain that will

come into operation in 2023.

(edp) EDP Renováveis, the fourth largest

producer of renewable energy in the world,

has guaranteed a 127.5 MW power purchase

agreement („PPA“) with Procter &

Gamble, for a period of 15 years. This contract,

which will avoid the emission of

more than 130 thousand tons of CO 2 per

year, is linked to two projects that will

come into operation in 2023.

One of the parks, to be located in Peñaflor

(Valladolid), will be a solar park and will

have an installed capacity of 100 MW, fully

allocated to the contract established with

P&G. The other project will be wind

power to be located in Sierra de la Venta (Albacete),

and it will have an installed capacity

of 47.5 MW, with 27.5 MW of which refer

to the PPA signed with the multinational.

With this contract and the creation of

these two new parks, around 40 % of the

energy needed to supply P&G‘s factories

across Europe will be produced in Spain

and from renewable sources. And with this

agreement, P&G drives more renewable

capacity into operation and commits to a

long-term supply, making a significant investment

and generating environmental

and social value.

„We are very pleased to sign a long-term

PPA with an internationally renowned

company such as P&G, which shares with

us the firm commitment to driving the energy

transition and the decarbonisation of

the economy. We will also collaborate to

foster the circular economy and ensure

that the projects involved in this PPA generate

the greatest positive environmental,

social and economic impact on local communities

and their surroundings“, emphasizes

Miguel Stilwell d‘Andrade, president

of the EDP group.

With this new contract, EDPR already has

0.6 GW of guaranteed capacity in Spain

that will come into operation from 2021.

EDPR‘s success in guaranteeing new PPA

reinforces its growth strategy, based on the

development of competitive projects with a

low risk profile, thus promoting the acceleration

of the energy transition and the

decarbonization of the economy.

LL

www.edp.com (212851624)

14


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Energie AG: Saubere Energie

aus Wasserkraft für die Region:

Neubau des Kraftwerkes Dürnau

offiziell eröffnet

(eag) Voller Energie: Seit bald 130 Jahren

setzt die Energie AG auf nachhaltige Stromerzeugung.

Wasserkraft und andere erneuerbare

Energiequellen spielten damals

wie heute eine wichtige Rolle. Der Ersatzneubau

des Wasserkraftwerkes Dürnau

wurde jetzt offiziell von den Spitzen der

Landespolitik und der Energie AG Oberösterreich

eröffnet. Mit einer Leistung von 1,2

Megawatt wird die durchschnittliche Jahresstromerzeugung

nun verdreifacht. Das

Kraftwerk an der Ager versorgt künftig etwa

1.400 Haushalte mit Strom aus der Region.

Landeshauptmann Thomas Stelzer: „Ich

möchte, dass Oberösterreich trotz großer

Herausforderungen am Erfolgsweg bleibt

und zu den Top-Regionen Europas aufsteigt.

Dazu gehört auch, dass wir im Bereich

Nachhaltigkeit und erneuerbaren

Energie konsequent weitergehen. Allerdings

wird Klimaschutz in Oberösterreich

mit Hausverstand und nicht durch Verbote

gemacht. Ein Zeichen dieses Hausverstandes

ist der Ausbau der Wasserkraft. Gemeinsam

mit der Energie AG können wir so

unsere Energiezukunft gestalten und den

Klimaschutz weiter vorantreiben.“

„In Oberösterreich sind wir in der glücklichen

Lage viele Gewässer als Energiequelle

nutzen zu können. Darüber hinaus liefert

die Wasserkraft wichtige Beiträge zur Versorgungssicherheit.“

Wirtschafts- und Energielandesrat Markus

Achleitner, Vorsitzender des Aufsichtsrats

der Energie AG Oberösterreich: „Oberösterreich

ist ein Land der Wasserkraft:

63 % der Stromerzeugung bzw. 87 % des

in OÖ erzeugten erneuerbaren Stroms

kommen aus Wasserkraft. Darüber hinaus

haben Investitionen in Wasserkraft einen

sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:

Mehr als 80 %der Investitionssumme

fließen in die österreichische Gesamtwirtschaft.

Auch zahlreiche oberösterreichische

Betriebe sind hier mit ihrem Knowhow

führend tätig und können durch Wasserkraftprojekte

weitere Arbeitsplätze in

Oberösterreich schaffen bzw. absichern.“

Energie AG-Generaldirektor Werner

Steinecker: „Die Energie AG ist stark in unserem

Land verankert und mit den Regionen

verbunden. Seit knapp 130 Jahren sind

wir Schrittmacher in Sachen Energieerzeugung

und Nachhaltigkeit. Bei uns wird der

Strom dort erzeugt, wo er auch verbraucht

wird. Das neue Kraftwerk Dürnau spielt

dabei in der Region Vöcklabruck eine wichtige

Rolle.“

Eröffnung Kraftwerk Dürnau: von link: Josef Postl (Geschäftsführer Energie AG Erzeugung),

Bürgermeisterin Elisabeth Kölblinger, Vorstandsdirektor Stefan Stallinger, Landesrat Markus

Achleitner, Landeshauptmann Thomas Stelzer, Generaldirektor Werner Steinecker,

Vorstandsdirektor Andreas Kolar, Norbert Rechberger (Energie AG Erzeugung)

Energie AG Technik-Vorstand Stefan Stallinger:

„Wasserkraft ist die wesentliche

Säule zum Aufbau einer erneuerbaren

Energiezukunft. Das neue Kraftwerk Dürnau

mit der Verdreifachung seiner Leistung

ist hier ein weiterer Baustein in Richtung

Energiewende!“

Energie AG Finanz-Vorstand Andreas Kolar:

„Ein Wasserkraftwerk leistet nicht nur

einen Beitrag zur sauberen Stromerzeugung,

sondern durch die lange Laufzeit ist

es eine Investition in die Zukunft des Unternehmens,

weil damit Werte ge-schaffen

werden.“

Im Sinne des Mottos „Wir denken an morgen“

bestimmen Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller

Umgang mit Ressourcen

über Generationen hinweg das Handeln

der Energie AG. 43 Wasserkraftwerke,

19 Photovoltaik-Eigenerzeugungsanlagen

und 13 Windkraftanlagen erzeugen CO 2 -

freien sauberen Strom. Der stetige Ausbau

der Stromerzeugung aus erneuerbaren

Energieträgern und deren bestmögliche

Nutzung ist für die Energie AG dabei selbstverständlich.

Das im Jahr 1897 errichtete Wasserkraftwerk

Dürnau war eines der ältesten Kraftwerke

der Energie AG. Aufgrund der in die

Jahre gekommene Anlageninfrastruktur

war ein Neubau erforderlich. Nach einem

Probebetrieb wurde der Ersatzneubau des

Wasserkraftwerkes Dürnau in Vöcklabruck

offiziell eröffnet.

Im Zuge des Neubaus wurde der Werkskanal

verlegt und ein Laufkraftwerk direkt

in der Ager errichtet. Damit kann die Restwasserstrecke

in der Ager deutlich verkürzt

und ökologisch aufgewertet werden. Das in

den 1970er Jahren aufgelassene ursprüngliche

Agerflussbett wurde als neuer Werkskanal

für die drei verbleibenden Ausleitungskraftwerke

reaktiviert und nach den

heutigen gewässerökologischen Standards

gestaltet. Zum Schutz des Siedlungsgebiets

Dürnau wurde entlang der Ager zusätzlich

ein Hochwasserschutz errichtet.

Durch den Ersatzneubau konnte die Leistung

im Vergleich zum alten Kraftwerk um

das Dreifache erhöht werden. Das neue

Kraftwerk wird jährlich etwa 5,8 Mio. Kilowattstunden

Strom aus umweltfreundlicher

Wasserkraft erzeugen. Das entspricht

dem Jahresstromverbrauch von rund 1.400

Haushalten, also in etwa der Ortschaft

Dürnau.

LL

www.energieag.at (212851630)

enercity: Schneller

Kohleausstieg besiegelt

• Oberbürgermeister Onay und enercity-

Chefin Zapreva unterzeichnen Vertrag

• Kohlekraftwerk Stöcken wird so schnell

wie möglich stillgelegt

• Weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen in

Höhe von 35 Mio. Euro beschlossen

(enercity) Hannover hat den schnellen

Ausstieg aus der Kohle offiziell besiegelt.

Am Donnerstag, 9. September, haben

Oberbürgermeister Belit Onay und die Vorstandsvorsitzende

des Energiedienstleisters

enercity, Dr. Susanna Zapreva, eine

Vereinbarung unterzeichnet, der zufolge

das Kohlekraftwerk Stöcken so schnell wie

möglich stillgelegt werden soll – angestrebt

wird das Jahr 2026. Vereinbart wurden außerdem

weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen

bei der Wärmeversorgung, die von

Stadt und enercity finanziert werden.

Der unterzeichnete Vertrag ist das Ergebnis

eines Prozesses, an dem neben der

Stadt und enercity maßgeblich Vertreter*innen

des Bürgerbegehrens „Hannover

erneuerbar“ beteiligt waren. Die Stadt

Hannover will die Energiewende vorantrei-

15


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Kohlekompromiss: v.l.n.r.Hannovers Oberbürgermeister Belit Onay, enercity-Vorstandsvorsitzende

Dr. Susanna Zapreva, Johanna Gefäller, Stephan Barlag (beide „hannover erneuerbar“)

ben und bis 2035 möglichst klimaneutral

sein. Dem Kohlekraftwerk Stöcken, in dem

Strom und Wärme produziert werden,

kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Deshalb

soll es so schnell wie möglich vom

Netz gehen − ein Ziel, das auch der Betreiber

enercity verfolgt. Die Bürger*inneninitiative

hatte sich mit der Forderung, das

Kraftwerk bereits 2026 abzuschalten, in

die Diskussion eingebracht und dafür Unterschriften

gesammelt.

Die Vereinbarung zwischen Stadt und

enercity, für die der Stadtrat im Juli grünes

Licht gegeben hatte, ist ein Kompromiss,

den die Vertreter*innen des Bürgerbegehrens

mittragen. Demnach erklärt sich

enercity bereit, nachprüfbar so früh wie

möglich das Kohlekraftwerk stillzulegen.

Ziel ist das Jahr 2026. Voraussetzung dafür

ist, dass enercity rechtzeitig Grundstücke

für Ersatzanlagen erwerben oder nutzen

kann. Weitere Voraussetzung ist die rechtzeitige

Genehmigung dieser Anlagen. Festgehalten

wurde zudem, dass enercity den

ersten Block des Kraftwerks nach Möglichkeit

ein Jahr früher als geplant, also 2024,

stilllegt.

Ein weiterer Kernpunkt der Vereinbarung

ist, dass Stadt und enercity für die Jahre

2021 bis 2023 den Menschen in Hannover

insgesamt 35 Mio. Euro zur Verfügung stellen,

um CO 2 -mindernde Maßnahmen zu

finanzieren. Dazu zählen eine Initiative

zum Ölheizungstausch sowie eine Anschlusspflicht

für bisher fossile Heizanlagen

ans Fernwärmenetz − bei Neubauten

oder im Fall des Anlagentauschs bei Bestandsbauten.

Ebenso ist eine Heizungseffizienz-Offensive

vereinbart.

Mit diesem Bündel an Maßnahmen wird

das Ziel angepeilt, bis 2035 rund

800.000 t CO 2 einzusparen. Dies entspricht

mehr als der Hälfte des CO 2 -Ausstoßes

für das Kohlekraftwerk in seiner bisher

geplanten Laufzeit bis 2030. Die Maßnahmen

sind auch deshalb für die Bürger*innen

der Landeshauptstadt von Bedeutung,

weil durch den schrittweise

steigenden CO 2 -Preis die Kosten für Heizöl

und Erdgas kontinuierlich steigen werden.

Die Orientierung auf Fernwärme und

Wärmepumpen als Alternativen fördert damit

genau jene Wärmeträger, die in Zukunft

für die Verbraucher*innen preiswerter

sein werden.

Darüber hinaus haben die Verhandlungspartner

vertraglich festgehalten, einen Beirat

mit Teilnehmer*innen des Bürger*innenbegehrens,

der Stadtverwaltung und

von enercity einzuberufen, um für alle Beteiligte

noch mehr Transparenz über die

Umsetzung der Vereinbarung herzustellen.

„Intensive und konstruktive Beratungen“

„Die Vereinbarung verbindet das Notwendige

mit dem Machbaren und ist das Ergebnis

einer breiten gesellschaftlichen Mehrheit“,

betont Belit Onay. Der Oberbürgermeister

bedankt sich bei den Beteiligten

„für die intensiven und konstruktiven Beratungen“.

„Uns einte das gemeinsame Ziel,

den Kohleausstieg so schnell wie möglich

zu vollziehen, um einen wirksamen Beitrag

für mehr Klimaschutz zu leisten. Die Landeshauptstadt

macht vor, wie der Kohleausstieg

und eine klimafreundliche Wärmeversorgung

auf kommunaler Ebene gelingen

können.“

„Der Vertrag ist ein wichtiger Schritt für

ein klimaneutrales Hannover. Er schafft

Klarheit über die Rahmenbedingungen, die

in den kommenden Jahren erfüllt werden

müssen, um die Wärmewende in Hannover

erfolgreich umzusetzen. Dabei ist mir besonders

wichtig, dies gemeinsam mit den

Menschen dieser Stadt zu gestalten −

nachhaltig, bezahlbar und zuverlässig“,

sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.

„Der letzte Bericht des Weltklimarats und

die Extremwetterereignisse der vergangenen

Monate haben noch einmal sehr deutlich

gemacht, worum es jetzt gehen muss:

Das klimapolitisch Notwendige gemeinsam

möglich zu machen, um die schlimmsten

Auswirkungen der Klimakrise noch zu

verhindern und unsere Lebensgrundlagen

zu schützen. Die breite Basis, die diesen beschleunigten

Einstieg in die Wärmewende

nun mitträgt, gibt Mut und Entschlossenheit

auch für die zahlreichen weiteren Veränderungen,

die wir auf dem Weg der

sozial ökologischen Transformation noch

brauchen werden“, betont Johanna Gefäller

von hannover erneuerbar.

„Wie schnell die Landeshauptstadt aus

der Kohle aussteigt und die Wärmewende

gelingt, hängt auch davon ab, wie aufwendig

die Grundstückssuche und die Genehmigungsverfahren

für Ersatzanlagen sind

und ob es absehbar finanzielle Unterstützung

vom Bund oder vom Land für die Umstellung

auf alternative Energien gibt“, erklärt

Belit Onay. Der Kohleausstieg in Hannover

kostet einen dreistelligen Millionenbetrag,

allein enercity investiert mehr als

500 Millionen Euro.

Der Kohlekompromiss war vor allem

möglich geworden durch einen frühzeitigen,

offenen und konstruktiven Dialog mit

allen Anspruchsgruppen. Diesen Austausch

und diese Offenheit wünschen sich

die drei Vertragsparteien auch im Rahmen

der Genehmigungsprozesse für neue Anlagen,

die in den kommenden Jahren gebaut

werden.

LL

www.enercity.de (212851634)

enercity setzt Wachstumskurs fort

• Umsatz steigt im ersten Halbjahr um

4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro

• Ergebnis (EBIT) steigt um rund 21,3 %

auf rund 99 Millionen Euro

• Investitionen in erneuerbare Energien

und Netze steigen auf rund 74 Mio. Euro

• Zahl der E-Ladepunkte steigt

auf rund 2.500

(enercity) Trotz hoher Marktdynamik hat

enercity im ersten Halbjahr 2021 im Vergleich

zum Vorjahreszeitraum den Umsatz

um 4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro

gesteigert. Das Betriebsergebnis (EBIT) ist

um rund 21,3 % auf 98,6 Millionen Euro

gestiegen. Darüber hinaus hat der Energiedienstleister

rund 74 Millionen Euro (plus

1 %) in den Ausbau der Netzinfrastruktur

und Windenergiesparte investiert. Die Zahl

der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter lag

Ende Juni 2021 mit 2.989 (plus 1,4 %) auf

Vorjahresniveau.

„Im ersten Halbjahr haben wir erneut viele

Menschen für enercity begeistern und sie

als neue Kundinnen und Kunden begrüßen

können. Ganz besonders freut es uns, dass

unser Dienstleistungsgeschäft richtig an

Fahrt aufgenommen hat. Auch der Ausbau

der erneuerbaren Energien schreitet voran“,

sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.

Beim Ausbau der E-Ladeinfrastruktur

kommt enercity sehr gut voran. In Kürze

installieren Experten der Mobilitätssparte

den 2.500 Ladepunkt. Gemessen an der

Einwohnerzahl zählt Hannover bundesweit

zur Spitzengruppe. Mit 82,2 Lade-

16


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

punkten pro 100.000 Einwohner (439 Ladepunkte

bei etwa 534.000 Einwohnern)

landet die niedersächsische Landeshauptstadt

auf dem zweiten Platz unter den

Städten über 500.000 Einwohnern. (Stand:

1. August 2021). In Hannover kommen

fünf Autos auf einen Ladepunkt − fünf

mehr als die EU empfiehlt (10:1). enercity

baut auch die Zahl der Schnellladesäulen

aus. Insgesamt 70 Schnellladepunkte mit

Gleichstromtechnik (DC) entstehen im öffentlichen

Raum in Hannover in den kommenden

Monaten, dazu 370 Ladepunkte

mit Wechselstrom (AC). „Wir haben den

Schwerpunkt des Ladesäulenausbaus von

AC auf DC verschoben. Mit den zusätzlichen

70 DC-Ladepunkten können deutlich

mehr Ladevorgänge pro Tag erfolgen und

vor allem schneller, nämlich zehn Mal

schneller als bei AC-Ladepunkten. Dies

schont auch den öffentlichen Raum, weil

wir dadurch viel weniger Fläche für die Ladestationen

benötigen“, sagt Zapreva.

Ausblick

Die gesamtwirtschaftliche Lage bleibt angesichts

der andauernden Corona-Pandemie

und damit verbundener Unsicherheiten

volatil. Auch bleibt abzuwarten, wie

sich die Ergebnisse der Bundestagswahlen

Ende September auf die Klima- und Umweltpolitik

auswirken werden. „Gerade bei

der dringend gebotenen Wärmewende erhoffen

wir uns Unterstützung durch die

neue Bundesregierung“, sagt Zapreva.

Auch wenn in diesem Jahr die Rahmenbedingungen

herausfordernd sind: Das Ziel

der EBIT-Verdopplung auf 220 Mio. Euro

bis 2025 im Vergleich zu 2016 bleibt bestehen.

Und eines steht ebenfalls fest: „Wir

werden unsere Kundinnen und Kunden

weiterhin zuverlässig mit Energie und Wasser

versorgen und durch innovative Dienstleistungen

begeistern“, so Zapreva.

LL

www.enercity.de (212851636)

EnBW entwickelt Augmented

Reality-App für die Visualisierung

von Windkraftanlagen

• Neue Geschwindigkeit bei der

Darstellung von Windkraftanlagen im

Landschaftsbild

(enbw) Das Digitalteam der EnBW stellt

zur Husum Wind eine bislang einzigartige

App mit zugehörigem Webportal für umfangreiche

Visualisierungen von landschaftsbildprägenden

Objekten wie Windkraftanlagen

vor. Mit der App namens RE-

VisAR® (Renewable Energy Visualisation

(with) Augmented Reality) können alle an

einem Windkraftprojekt Beteiligten frühzeitig

eine realistische Darstellung der geplanten

Windenergieanlage und deren Einbettung

in das Landschaftsbild bekommen.

Die App REVisAR ermöglicht geographisch

korrekt verortete sowie realitätsnahe

und vollanimierte Darstellungen. Rotordrehung,

Ausrichtung der Gondel, Ausrichtung

der Rotorblätter und Rotorfläche, Himmelserkennung,

Schattenwurf und Sonnenstand

zu bestimmten Uhrzeiten sowie alle

gängigen Windenergieanlagentypen können

mit der App dargestellt werden.

Die Projektentwickler*innen im Bereich

Windenergie nutzen bisher aufwändige

2D-Karten für die Veranschaulichung und

Präsentation der Planungen. Im fortgeschrittenen

Projektverlauf werden dann

mit erheblichem Aufwand Fotomontagen

angefertigt, die viele Faktoren nicht berücksichtigen

können.

Bei raumbedeutsamen Bauvorhaben sind

Beteiligte oft mit der Problematik konfrontiert,

dass sich die Auswirkungen auf das

Landschaftsbild nur schwer abschätzen

lassen. Gerade bei Windkraftprojekten

übersteigen die komplexen räumlichen Dimensionen

der aktuellen Windenergieanlagen

(WEA) manchmal das menschliche

Vorstellungsvermögen.

Mit der Augmented Reality-App REVisAR® Windenergieanlagen planen; Fotograf: Bernd

Eidenmüller, Copyright: EnBW

Der Projektleiter für die App, Philipp Hölscher,

erwartet eine wesentliche Arbeitserleichterung

und neue Geschwindigkeit bei

der Darstellung von Windkraftanlagen im

Landschaftsbild: „Wir können wesentlich

schneller und früher in der Projektentwicklungsphase

für Transparenz bei allen Beteiligten

sorgen. Zudem ist die mehrsprachige

und mandantenfähige App wirklich kinderleicht

zu bedienen und funktioniert sogar

offline.“

Mark Zimmermann, Teamleiter für mobile

Softwarelösungen der EnBW, ist stolz

auf sein Team: „Mit REVisAR haben wir

eine einzigartige Anwendung entwickelt,

die noch viele weitere Möglichkeiten eröffnet

und ein spannender Teil der Digitalstrategie

der EnBW ist.“ Zimmermann

sieht Einsatzmöglichkeiten auch im Bereich

der Photovoltaik sowie der Windenergie

auf See, wo noch weitaus herausforderndere

Rahmenbedingungen herrschen.

LL

www.enbw.com (212851646)

EnBW Rettungsübung in der

Nordsee

• Was tun bei einem Notfall auf einer

Windkraftanlage in 100 Meter Höhe,

mitten im Meer, 100 Kilometer von der

Küste entfernt? Diese Situation übte die

EnBW in ihrem Offshore-Windpark

Hohe See.

(enbw) Was tun bei einem Notfall auf einer

Windkraftanlage in 100 Meter Höhe, mitten

im Meer, 100 Kilometer von der Küste

entfernt? Diese Situation übte die EnBW in

ihrem Offshore-Windpark Hohe See.

Jochen Kolb plant als Fachkraft für Arbeitssicherheit

die Rettungsübungen der

EnBW: „Wir haben natürlich Notfallkonzepte,

die jeder hier draußen in- und auswendig

kennt. Trotzdem üben wir immer

wieder Situationen auf See. Bei einem

wirklichen Notfall muss jeder Handgriff

sitzen.“ Kolb half bei der Übung an Bord

des Serviceschiffs „Bibby Wavemaster Horizon“,

bei der ein Techniker in der Gondel

Symptome eines Herzinfarkts erlitt. Der

alarmierte Rettungshubschrauber brachte

den Notarzt zum Windpark. Mit einer Seilwinde

wurde der Patient, durch eine Puppe

simuliert, mit dem Arzt in den Helikopter

gezogen und an Land geflogen. Dann

die Nachricht aus Emden: Der Helikopter

ist sicher gelandet. Erleichterung bei Kolb:

„Wir sind für den Ernstfall gut gerüstet. Jeder

im Team hat richtig gehandelt.“

Die EnBW betreibt vier Offshore-Windparks

in der Ost- und Nordsee mit zusammen

976 MW. Der fünfte und größte Windpark

„He Dreiht“ mit 900 MW soll 2025 in

der Nordsee in Betrieb gehen. Für die Rettung

in ihren Offshore-Windparks ist die

EnBW selbst verantwortlich. „Auf See haben

wir sehr hohe Sicherheitsstandards.

Das zahlt sich aus: Unsere Techniker hatten

bisher nur sehr wenige und wenn, dann

17


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Mit einer Seilwinde wurde der Patient, durch eine Puppe simuliert, mit dem Arzt in den Hilikopter

gezogen und an Land geflogen (Quelle: EnBW/Enbridge/Rolf Otzipka)

leichte Unfälle“, sagt Ralf Neulinger, Leiter

Produktion bei der EnBW. Die Northern

Helicopter GmbH steht rund um die Uhr

mit einer Crew und einem Notarzt bereit

für den Einsatz auf See. Für die Koordination

ist die Gesellschaft für maritimes Notfallmanagement

engagiert. Außerdem gibt

es auf der „Bibby“ medizinisch geschultes

Personal und ein Behandlungszimmer. Digitale

Hilfe kommt von der Telemedizin.

Speziell ausgebildetes Personal in einem

Krankenhaus kann zum Beispiel den Rettungsassistent

vor Ort anleiten, ein EKG

anzuschließen. Die Daten werden ins Krankenhaus

übermittelt, so dass eine Diagnose

selbst aus der Ferne gestellt werden kann.

LL

www.enbw.com (212851648)

EnBW: Geplante Klärschlammverwertungs

anlage: EnBW setzt

weiter auf offenen Dialog

• Genehmigung soll im kommenden Jahr

beantragt werden

(enbw) Die Pläne der EnBW für eine Klärschlammverwertungsanlage

(KVA) an ihrem

Kraftwerksstandort Walheim haben in

den vergangenen Wochen zu kontroversen

Diskussionen geführt. „Dass ein solches

Projekt Fragen bei Anwohnerinnen und

Anwohnern aufwirft, ist völlig nachvollziehbar“,

sagt EnBW-Projektleiter Andreas

Pick. Darum suche man bewusst schon in

diesem frühen Stadium des Projekts den

Dialog mit der Öffentlichkeit. Diesen hatte

die EnBW bereits im Juni gestartet und in

den Gemeinderäten von Walheim und der

umliegenden Gemeinden die Pläne vorgestellt.

Auch eine Informationsveranstaltung

für Bürgerinnen und Bürger hatte das

Unternehmen im Frühsommer durchgeführt,

in der viele Fragen zu dem komplexen

Thema beantwortet wurden. „Uns ist

weiterhin sehr wichtig, ein offenes Ohr für

mögliche Bedenken zu haben und auf diese

einzugehen“, erklärt Pick. „Wir werden

selbstverständlich auch künftig für einen

offenen Dialog zur Verfügung stehen.“ Dabei

sei er grundsätzlich für jedes Format

aufgeschlossen. Auch ein in der öffentlichen

Diskussion jüngst angeregter Runder

Tisch mit allen wesentlichen Akteuren ist

aus seiner Sicht denkbar, bei dem alle

Stimmen gleichberechtigt zu Wort kommen

können.

Geeigneter Standort für die KVA

In dem Zuge könnte zum Beispiel nochmal

die Frage vertieft werden, warum

Walheim für die KVA als besonders geeignet

erachtet wird. Die EnBW hatte gezielt

im nord-östlichen Teil Baden-Württembergs

nach einem geeigneten Standort für

die KVA gesucht, denn in diesem Raum ist

der Bedarf für die Verwertung regionaler

Klärschlämme noch nicht gedeckt. Da gesetzliche

und raumplanerische Vorgaben

gegen eine Planung „auf der grünen Wiese“

sprechen, wurden ausschließlich bestehende

Kraftwerksstandorte der EnBW

untersucht. Am Ende stellte sich Walheim

als besonders geeignet heraus unter anderem

wegen der entsprechenden Ausweisung

im Flächennutzungsplan und der

bereits vorhandenen Infrastruktur. Hier

können Gebäude- und Anlagenbestandteile

des Kraftwerks, wie etwa die Wasseraufbereitungsanlage

oder die Werkstatt, weiter

genutzt werden. Als Alternativ-Standort

hatte sich zunächst auch Heilbronn

angeboten, doch soll dort bereits eine Gasund

Dampfturbinenanlage als Ersatz des

vorhandenen Kohleblocks errichtet werden,

um aus der Kohleverstromung aussteigen

zu können.

Wohnungen auf dem Kraftwerksgelände

in Walheim?

Bei der Idee einer alternativen Nutzung

der Kraftwerksfläche in Walheim sieht die

EnBW keine Erfolgsaussichten. Denn der

Standort ist im für Walheim gültigen Flächennutzungsplan

wie auch im Regionalplan

als Fläche für Versorgungsanlagen,

Abfallentsorgung und Abwasserbeseitigung

ausgewiesen. Abweichend hiervon

etwa in einem Bebauungsplan eine Wohnnutzung

auszuweisen, wird daher nicht

möglich sein. Und unabhängig davon, ob

die dortigen Steinkohleblöcke endgültig

stillgelegt werden, wird in Walheim die (ölbefeuerte)

Gasturbine mitsamt dem Tanklager,

der Wasseraufbereitung und weiteren

Komponenten weiterhin in Betrieb

bleiben – aus heutiger Sicht bis etwa Mitte

der 2030er Jahre. Eine Nutzung der Grundstücke

der EnBW als Wohngebiet wäre daher

weder zulässig noch sinnvoll.

Warum wird eine KVA

überhaupt benötigt?

In jeder kommunalen Kläranlage fällt

Klärschlamm an. Dieser besteht überwiegend

aus den Rückständen des in den Haushalten

anfallenden Abwassers. Wie mit der

Entsorgung in Zukunft umgegangen werden

soll, schreibt eine neue Verordnung des

Bundes vor. Das Aufbringen auf Felder, wie

früher in der Landwirtschaft üblich, oder

das Mitverbrennen von Klärschlamm beispielsweise

in Kohlekraftwerken ist nicht

mehr möglich. Früher oder später kommt

somit auf Städte und Gemeinden ein Entsorgungsproblem

zu. Verschärfend kommt

hinzu, dass spätestens ab 2032 die Rückgewinnung

von Phosphor vorgeschrieben ist.

Für das Recycling ist dann eine Monoverbrennungsanlage

notwendig, so wie sie

jetzt in Walheim geplant ist.

Genehmigungsverfahren soll 2022 starten

Bevor das Projekt in Walheim umgesetzt

werden kann, durchläuft es ein mehrmonatiges

Genehmigungsverfahren beim Regierungspräsidium

Stuttgart. Der Antrag

dazu soll Mitte 2022 eingereicht werden.

Vorbehaltlich eines positiven Genehmigungsbescheids

und der endgültigen Investitionsentscheidung

der EnBW könnte mit

dem Bau der Anlage frühestens 2023 begonnen

werden und nach etwa zweijähriger

Bauzeit die Inbetriebnahme erfolgen.

LL

www.enbw.com (212851644)

ENGIE launches Ellipse, world’s

most comprehensive carbon

intelligence platform

• Carbon intelligence platform

accelerates global decarbonization

efforts for businesses across

scope 1, 2 and 3

(engie) One the occasion of the Climate

Week, ENGIE announced the launch of Ellipse

– its net zero carbon platform to accelerate

global decarbonization efforts. EN-

GIE’s Ellipse offer is the world’s most comprehensive

carbon intelligence platform on

the market enabling businesses to track

their emissions in real-time, design decarbonization

strategies, chart their progress

18


VGB PowerTech 9 l 2021

and optimize sustainability investments. It

is tailor designed to be integrated into existing

digital ecosystems, bringing carbon

net zero strategies to the forefront of corporate

programs.

As an expert in the field of decarbonization,

ENGIE developed Ellipse in response

to climate commitments increasingly

growing over the last few years with average

annual emissions reduction target increasing

three-fold from 2005–2017.

ENGIE’s Ellipse offer is a pioneering solution

for organizations that need access to

advanced data analytics that provide an

accurate representation of their carbon

output to execute on aggressive climate

goals and accelerate global sustainability

transformations. Organizations currently

struggle with managing vast amounts of

carbon-related data, or lack carbon reporting

infrastructure, rudimentary scope 3

reporting strategies and the necessary inhouse

talent to drive efforts forward. Ellipse

mitigates these issues by providing a

unified, accurate view of carbon emissions

across an organization’s entire portfolio

and supply chain.

„As a global leader in the zero carbon

transition, ENGIE developed Ellipse in support

of businesses faced with the growing

urgency to reduce carbon emissions and

implement a strategic action plan“, said

Catherine MacGregor, ENGIE CEO. „A true

sustainability transformation requires significant

investment, organizational transformation

and a reimagining of business

strategies, alongside the continuous consolidation

of disparate data. Ellipse works

as a strategic tool to help organizations

make informed decisions and reach their

net zero emission goals.“

ENGIE’s Ellipse offer

allows organizations to

Build an Accurate Emissions Footprint:

The first step to decarbonization is understanding

emissions data across scope 1, 2

and 3. By harnessing artificial intelligence

and custom Application Programming Interface,

Ellipse aggregates and analyzes

dynamic data streams for a highly accurate

view of emissions across an organization’s

entire value chain. Moving beyond the traditional

annual reporting cadence, this real-time

view will measure carbon as a true

business performance indicator on an ongoing

basis.

Integrate Project, Goal and Target Tracking:

Intuitive visualizations within the platform

connect project performance to expected

outcomes, measuring return on investment,

carbon impact and more.

Develop Engineering-Grade Scenario

Modeling: Machine learning algorithms,

built on insights from over one million facilities,

enable carbon-first decision making

amidst rapidly evolving market conditions.

Create a 360° View of Scope 3 Emissions:

By gathering vast amounts of data, organizations

can identify hot spots and model

supplier-specific mitigation scenarios.

Ellipse was developed by ENGIE Impact,

an ENGIE entity that delivers sustainability

solutions and services to corporations,

cities and governments across the globe.

ENGIE Impact today has a portfolio of

1,000 clients, including 25 % of the Fortune

500 Companies, across more than

1,000,000 sites.

LL

www.engie.com (212851652)

Das Ruhrgebiet als Pionierregion

der Wasserstoffwirtschaft

• Acht Unternehmen und Institutionen

entwickeln einen sektorenüber_

greifenden Bebauungsplan für

Wasserstoffinfrastruktur

und -produktion.

• Die Region soll schneller, vernetzter

und nachhaltiger die grüne

Transformation vorantreiben.

E.ON, Evonik, RWE, thyssenkrupp und

Vonovia wollen zusammen mit dem

Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion,

dem RWI – Leibniz-Institut

für Wirtschaftsforschung und der Alfried

Krupp von Bohlen und Halbach-Stiftung

die grüne Transformation an Rhein und

Ruhr beschleunigen. In einem gemeinsamen

Projekt soll ein sektorenübergreifender

Zukunftsplan für eine Wasserstoffmodellregion

entwickelt werden. Ziel ist es,

Pionierlösungen aus Industrie, Energiewirtschaft,

Mobilität und Wohnen zu vernetzen,

um das Ruhrgebiet zur Vorreiterregion

für eine erfolgreiche Energiewende zu

machen.

Unser Ziel: Das Ruhrgebiet soll zu dem

Industrie-, Wohn- und Lebensraum mit

CO 2 -freiem Wasserstoff in Deutschland

werden und damit Maßstäbe für eine Wasserstoffwirtschaft

in industriellen Ballungsräumen

setzen. Das Projekt soll die

Grundlage für die dafür notwendige Planung

für Infrastruktur und Produktion

schaffen.

Unsere Aufgabe: Die Transformation einer

der größten deutschen industriellen

Kernregionen wie dem Ruhrgebiet, in der

6,2 Prozent der in Deutschland lebenden

Bevölkerung wohnt, ist eine erhebliche Herausforderung.

Es gilt, den sektorenübergreifenden

Wasserstoffbedarf zu ermitteln,

den dafür erforderlichen Ausbau Erneuerbarer

Energien oder alternativer Wasserstoffimporte

zu bemessen sowie die notwendige

Transportinfrastruktur aufzuzeigen.

Aus den erhobenen Daten entsteht

eine Roadmap, anhand derer koordinierte

Infrastrukturinvestitionen mit den privatwirtschaftlichen

Investitionszyklen optimal

abgestimmt werden können. Eine solche

Roadmap ist Voraussetzung, um Planungssicherheit

für alle Beteiligten zu

Members´News

MEORGA

MSR-Spezialmessen

Prozess- u. Fabrikautomation

Fachmesse für

Prozess- und Fabrikautomation

+

Messtechnik

Steuerungstechnik

Regeltechnik

Automatisierungstechnik

Prozessleitsysteme

Fachvorträge

Der Eintritt zur Messe und die Teilnahme

an den Fachvorträgen ist für die Besucher

kostenlos.

Wirtschaftsregion Südost

Landshut

27.10.2021

8.00 bis 16.00 Uhr

Sparkassen-Arena

Niedermayerstr. 100

84036 Landshut

BESUCHER-

REGISTRIERUNG

www.meorga.de

MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach

Telefon 06838 8960035 - info@meorga.de 19


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

schaffen und die Region zum attraktiven

Investitionsstandort zu machen. In keiner

anderen deutschen Region ist die Ausgangslage

besser, um diese Aufgabe zu lösen:

Mit einer einzigartigen Verknüpfung

über alle Sektoren hinweg können im

Ruhrgebiet Synergien bei Erzeugung, Speicherung,

Verteilung und Verbrauch gehoben

werden. Die Bedingungen für den Aufbau

einer flächendeckenden Wasserstoffinfrastruktur

sind ideal.

Unser Anspruch: Das Ruhrgebiet soll zu

einer führenden Wasserstoffmodellregion

werden – mit einem ganzheitlichen, sektorenübergreifenden

Bebauungsplan für

Wasserstoffproduktion und -infrastruktur.

Dabei will das Projekt die Transformation

konkret beschreiben und Pilotprojekte auf

den Weg bringen, die bis 2030 mindestens

50 Prozent des in der Region benötigten

treibhausgasarm erzeugten Wasserstoffes

zur Verfügung stellen. Im Ergebnis soll das

Projekt signifikant und schnell zur Reduktion

der CO 2 -Emissionen im Ruhrgebiet

beitragen, während eine leistungsfähige

Industrieregion erhalten bleibt.

Unsere Partner: Eine integrierte Planung,

die das Ruhrgebiet zum Pionier der Wasserstoffwirtschaft

machen kann, braucht

wissenschaftliche Expertise und engagierte

Unternehmen mit dem Willen zur Gestaltung

und Transformation. Sie braucht

aber auch politische Unterstützung durch

Bund und Länder, um als einzigartiges

Ökosystem/Netzwerk die Grundlagen für

eine beschleunigte grüne Transformation

des Ruhrgebietes zu schaffen.

Prof. Dr. Dr. h. c. Ursula Gather, Vorsitzende

des Kuratoriums der Alfried Krupp

von Bohlen und Halbach-Stiftung: „Die

grüne Transformation kann in einem großen

Maßstab nur durch Innovation über

Wertschöpfungsketten hinweg gelingen.

Denn das Ausmaß der Herausforderungen

ist zu groß, um sie alleine zu lösen. Neue

Innovations-Ökosysteme sind erforderlich,

die zum Durchbruch bei der Energiewende

und zur Erreichung von Klimaneutralität

helfen. Ein solches Ökosystem kann aber

nur dann erfolgreich sein, wenn Akteure

aus verschiedenen gesellschaftlichen Bereichen

wie Industrie und Forschung gut

moderiert zusammenarbeiten. Das Ruhrgebiet

hat dabei die besten Voraussetzungen,

die grüne Transformation erfolgreich

zu gestalten und die Energiewende für

Deutschland voranzutreiben.“

Leo Birnbaum, Vorstandsvorsitzender der

E.ON S.E.: „Bis zum Jahr 2030 wollen wir

als Gesellschaft unsere CO 2 Emissionen um

65 Prozent reduzieren. Uns bleiben 9 Jahre

oder gut 100 Monate, um unser Energiesystem

fundamental zu verändern und dezentral

erzeugte und grüne Energie aufzubauen.

Für E.ON heißt das, die Strom- und

Wasserstoff-Infrastruktur in Rekordtempo

aufzubauen, sowie effiziente Systeme zu

entwickeln um die Sektoren Strom, Wasserstoff

und Wärme intelligent zusammenzuführen.

Vom Erfolg wird die Zukunft unserer

Wirtschaft, unseres Wohlstands und der

Erhalt der Umwelt abhängen.“

Christian Kullmann, Vorstandsvorsitzender

der Evonik Industries AG: „Grüner

Wasserstoff wird noch auf Jahre hinaus

knapp sein. Deshalb müssen wir Prioritäten

setzen und ihn da verwenden, wo wir

den höchsten Klimaschutzeffekt erzielen.

Bislang optimieren alle nur ihr eigenes

Spielfeld. Mit einer sektorenübergreifenden

Zusammenarbeit schaffen wir Synergien

und reduzieren den Gesamtbedarf an

grünem Strom und grünen Energieträgern.

Eine effiziente Mittelallokation gelingt nur

gemeinsam.“

Prof. Dr. Robert Schlögl, Direktor am

Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion:

„Eine zentrale Herausforderung

für die Klimaneutralität der Industrie

ist die schnelle Umstellung etablierter

fossiler Wertschöpfungsketten auf neue

Ressourcen und Energieträger wie Wasserstoff

und erneuerbare Energien. Dieser

Fortschritt wird jedoch grundlegend durch

den limitierten Zugang zu diesen Ressourcen

bestimmt. Eine übergeordnete Koordinierung

wird die Transformation zu grünen

Produkten insgesamt erheblich beschleunigen,

für alle planbarer und vor allem

effizient machen.“

Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender

der RWE AG: „Grüner Strom und Wasserstoff

sind alternativlos für die Dekarbonisierung

vieler Industrien. Wir im Ruhrgebiet

haben beste Voraussetzungen, Vorreiter

zu werden: Starke Unternehmen, starke

Beschäftigte und jetzt auch eine starke

Partnerschaft. RWE bringt hierzu ihre

komplette Expertise ein. Wenn wir gemeinsam

das Tempo hoch halten, dann können

wir das Revier zum Gewinner machen.“

Prof. Dr. Dr. h. c. Christoph M. Schmidt,

Präsident des RWI – Leibniz-Institut für

Wirtschaftsforschung: „Das Ruhrgebiet ist

als Modellregion besonders geeignet, weil

hier alle für die grüne Transformation relevanten

Sektoren vorhanden sind, nah beieinanderliegen

und vielfach miteinander

operieren. Für eine erfolgreiche Transformation

reicht es nicht, wenn jeder Einzelne

seine Prozesse optimiert. Vielmehr muss

die Transformation systemisch gedacht

und aufeinander abgestimmt konzipiert

werden. Dazu kann wissenschaftliche Expertise

einen Beitrag leisten.“

Martina Merz, Vorstandsvorsitzende der

thyssenkrupp AG: „Das Ruhrgebiet nimmt

bei der grünen Transformation eine exponierte

Stellung ein. Die einzigartige Verknüpfung

von verschiedenen Sektoren und

Branchen erlaubt es, die Energiewende in

allen Facetten entlang der gesamten Wertschöpfung

von Wasserstoff zu denken und

zu gestalten. Es gilt, CO 2 -frei hergestellten

Wasserstoff als Commodity zu begreifen

und die Transformation vom Ende her zu

denken. Nur so wird uns die Entwicklung

einer geeigneten Infrastruktur schnell genug

gelingen.“

Rolf Buch, Vorstandsvorsitzender der

Vonovia SE: „Die nächste Bundesregierung

wird das Thema Klimaschutz, Wasserstoff

und Erneuerbare Energie weit oben auf ihrer

Prioritätenliste haben, weil die Energiewende

nur mit einem Mix aus verschiedenen

Energiesystemen und –technologien

erfolgreich gestaltet werden kann. Wasserstoff

wird dabei eine wichtige Rolle spielen.

Eine große Herausforderung für alle

Beteiligten liegt in der wirtschaftlichen

und sozial verträglichen Integration von

Wasserstoff“, erklärte Rolf Buch, Vorstandsvorsitzender

der Vonovia SE. Buch,

der zurzeit auch Moderator des Initiativkreises

Ruhr ist, unterstrich in diesem Kontext

die Innovationskraft des Wirtschaftsstandorts

Ruhrgebiet. „Mit der Wasserstoff-Initiative

machen wir ein Angebot an

die Gesellschaft und die Politik für eine

beschleunigte Einführung und den Einsatz

von Wasserstoff. Diese starke und stolze

Region könnte zum Vorreiter bei der Dekarbonisierung

der Industrie werden und

somit einen entscheidenden Beitrag zum

Klimaschutz leisten. Dass hierbei verschiedene

Sektoren und Branchen miteinander

verknüpft werden, ist einzigartig und ermöglicht

die ganzheitliche Energiewende.

Vom Ruhrgebiet könnte ein Impuls für das

ganze Land ausgehen.“(212851656)

Mark-E informiert über

Entwicklung am

Kraftwerksstandort Elverlingsen

• Ziel: Externer Investor soll Abriss des

ehemaligen Kohlekraftwerks und

anschließende Neu-Vermarktung

übernehmen

(mark-e) Mark-E hat im Rahmen einer Informationsveranstaltung

Vertreter der lokalen

Stadtverwaltung und Kommunalpolitik

über den aktuellen Stand der Planungen

zur Zukunft des Kraftwerksstandortes

Elverlingsen informiert. Eine Delegation

unter Vorsitz von Werdohls Bürgermeister

Andreas Späinghaus wurde auf dem

Mark-E Gelände von Markus F. Schmidt,

Chief Development Officer (CDO) sowie

Projektverantwortlichen begrüßt und erhielt

Informationen aus erster Hand.

Von der insgesamt rund 42 Hektar großen

Fläche will Mark-E zukünftig etwa 20

Hektar im südlichen Bereich des Areals zur

Verfügung stellen. Hiervon sind wiederum

rund 15 Hektar für eine Nachnutzung geeignet.

Der übrige Bereich wird weiterhin

unter anderem für den Betrieb der Wirbelschichtfeuerungsanlage

(WFA, gemeinsam

mit dem Ruhrverband), der Gasturbinenanlagen,

der Phosphorgewinnungsanlage

von Remondis, des Batteriespeichers sowie

des Umspannwerks der ENERVIE Vernetzt

benötigt.

20


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Für die zu vermarktenden Grundstücke

soll nun ein Projektentwickler gefunden

werden, der sich im besten Fall sowohl um

den Abriss des ehemaligen Kohlekraftwerksbereiches

als auch um die Neuentwicklung

– dies beinhaltet Konzeption, Erschließung,

Vermarktung – des Standortes

kümmert. Ziel ist dabei eine spätere Nutzung

als Industrie- und Gewerbefläche.

Die hierzu notwendigen infrastrukturellen

Maßnahmen seitens Mark-E sind weitgehend

abgeschlossen: So wurde die ehemalige

Siedlung Elverlingsen in der Nähe

des Kraftwerksstandortes bis zum Frühjahr

2021 abgerissen. Auch wesentliche Arbeiten

im Kraftwerksbereich wie die Entkernung

des Einlaufbauwerkes und der teilweise

Rückbau der Kohletransporteinrichtungen

wurden bereits durchgeführt. Derzeit

läuft unter anderem die technische

Trennung von Versorgungsleitungen (Entflechtung).

Im laufenden Bieterverfahren haben sich

mehrere Interessenten gemeldet, ein konkreter

Abschluss eines Kaufvertrages ist für

Anfang des kommenden Jahres geplant.

Mark-E steht beim gesamten Standortentwicklungsprozess

in enger Abstimmung

mit der Stadt Werdohl.

LL

www.enervie-gruppe.de

(212851658)

ESB and Bord na Móna reach

Financial Close on Phase 2 of the

Oweninny Wind Farm Project

• 83 MW North Mayo project represents

overall investment of € 150 million

• The wind farm’s 31 turbines will supply

clean energy to the equivalent of over

70,000 homes

• Project will be financed by a consortium

of banks including AIB, BNP Paribas

and the European Investment Bank

(EIB)

(esb) Bord na Móna and ESB are pleased to

announce that financial close has been

reached on the € 150 m Oweninny project

in North County Mayo. The project will be

financed with long-term debt from a consortium

of banks including AIB, BNP Paribas

and the European Investment Bank

(EIB).

Located between Crossmolina and Bangor

Erris, the development adjoins Ireland‘s

first commercial wind farm, Bord na

Móna’s Bellacorrick wind farm, and Phase1

of Oweninny (89 MW) which was commissioned

in 2019.

Commenting on this significant milestone

for the 83 MW project, Bord na Móna Chief

Executive Tom Donnellan said: „Bord na

Móna is a climate solutions company focused

on using our assets and expertise to

support sustainable economic development

across the country. We have a long

history of renewable energy operations

EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach, Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident des

Umweltdachverbandes und Gewässerökologe Georg Wolfram (Foto: EVN, Moser)

and development in Mayo and this exciting

new venture represents the next chapter in

Bord na Móna reaching 1 GW of renewable

assets by 2030. which will power over half

a million homes across the country.

„Our vision is to help Ireland achieve net

zero carbon emissions by 2050. This joint

venture with ESB, supported by our lenders,

demonstrates how we in Bord na Móna

can deploy our expertise and assets in order

to support national policy to decarbonise

by investing in new forms of renewable

energy that are secure and sustainable. „

ESB Chief Executive Paddy Hayes welcomed

ESB’s collaboration with Bord na

Móna and the financial institutions involved:

„ESB is focused on low carbon electricity

to create a brighter future for the

customers and communities we serve.

Building on ESB’s long history of electricity

generation at Bellacorick and a strong partnership

with Bord na Móna, the Oweninny

joint venture investment is another tangible

step towards a low carbon future, powered

by clean electricity.“

ESB and Bord na Móna have established a

Community Benefit Scheme for the funding

of local community projects and initiatives

over the lifetime of the wind farm.

The community benefit scheme for Phase 1

of the wind farm has to date contributed

over €400k to community groups and organisations

across County Mayo.

LL

www.esb.ie (212851744)

EVN: Besuch im „Dschungel-

Kamp“: Statt Promis zählen hier

Biber, Libellen und Raupen

• Die Kampkette ist eine Reihe aus drei

Staumauern, Stauseen und

Kraftwerken, die in den Jahren 1949 bis

1957 erbaut wurden und gemeinsam

ökologischen Strom für rund 30.000

Haushalte produzieren

(evn) Bei einer Bootsfahrt am Ottensteiner

Stausee oder einem Ausflug nach Dobra

wähnt man sich schnell in Skandinavien

oder Kanada. Dabei vergisst man recht

rasch, dass die Landschaft von Menschenhand

erschaffen wurde. Denn das alles ist

Teil der „Kampkette“ – drei Kraftwerke, die

das Wasser des Kamps seit 1957 in Strom

für rund 30.000 Haushalte verwandeln.

Bei den Kampseen zeigt sich auch, welche

erstaunlichen Wege die Natur findet, um

mit Veränderungen umzugehen und neue

Lebensräume zu schaffen.

In der sogenannten ‚Ausleitungsstrecke‘

zwischen der Sperre Dobra und dem Thurnberger

Stausee ist ein in dieser Gegend einzigartiger

Lebensraum entstanden: „Die

spezielle Kombination aus stehenden Tümpeln

und langsam strömenden Fließstrecken

haben hier einzigartige Feuchtgebiete

mit hoher Standortvielfalt geschaffen, die

Lebensraum für viele, teilweise sogar gefährdete

Tier- und Pflanzenarten bieten“,

zeigt sich Dr. Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident

des Umweltdachverbandes bei

einem Lokalaugenschein begeistert. Und:

„Die EVN- Kamp kraftwerke sind ein lebender

Beweis dafür, dass erneuerbare Energieerzeugung

und Naturschutz im Sinne des

Klimaschutzes durchaus vereinbar sind“, so

Heilingbrunner.

21


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

An dieser einzigarten Landschaft haben

auch tierische Baumeister mitgearbeitet:

„In der Ausleitungsstrecke gibt es mindestens

vier bewohnte Biberdämme und wir

haben hier in der Gegend über 20 Libellenarten,

wie beispielsweise die Zweigestreifte

Quelljungfer oder die Blauflügel-Prachtlibelle,

um nur zwei Rote-Liste-Arten zu

nennen, nachgewiesen. Es ist die Vielfalt

der Tier- und Pflanzenwelt, die das Besondere

dieses Gebietes ausmacht“, so der Gewässerökologe

Mag. Dr. Georg Wolfram,

der die Ausleitungsstrecke für die EVN untersucht

hat.

Stefan Zach, Unternehmenssprecher der

EVN: „Für uns steht natürlich immer der

energiewirtschaftliche Nutzen der Kraftwerke

im Fokus. Aber gerade hier sehen

wir, dass Kraftwerke auch Teil der regionalen

und kulturellen Identität werden können.

Die Kampseen wurden ja schon einmal

zu einem der schönsten Plätze Österreichs

gewählt. Es freut mich sehr, dass das

die Tier- und Pflanzenwelt hier ähnlich

sieht.“

Die Kampkette – Naturstrom für 30.000

Haushalte und ein wichtiger Eckpfeiler

der Versorgungssicherheit

Die Kampkette ist eine Reihe aus drei

Staumauern, Stauseen und Kraftwerken,

die in den Jahren 1949 bis 1957 erbaut

wurden und gemeinsam ökologischen

Strom für rund 30.000 Haushalte produzieren.

Das Kraftwerk Ottenstein ist bis heute

nicht nur das leistungsfähigste Wasserkraftwerk

der EVN und gehört zu den

größten Infrastrukturinvestitionen in Niederösterreich,

es ist auch ein wichtiger

Eckpfeiler der Versorgungssicherheit.

Vier Francis-Turbinen mit einer Leistung

von je 12 Megawatt erzeugen Naturstrom

für ca. 20.000 Haushalte. Je nach Stauhöhe

werden dafür pro Sekunde 84 bis 100

Kubikmeter Wasser benötigt, die weiter in

den unmittelbar anschließenden Speicher

Dobra abgeleitet werden. Die Staumauer

des EVN Pumpspeicherkraftwerkes Ottenstein

ist ein imposantes Bauwerk: 69 Meter

hoch und bis zu 24 Meter dick. Diese massive

Bauweise ist auch notwendig, denn sie

hält rund 73 Mio. m³ Wasser zurück.

Kamp-abwärts liegen zwei weitere Kraftwerke,

die zusätzliche Staustufen bilden,

und zwar

• Dobra-Krumau mit drei Francis-

Turbinen und 16.200 kW und

• Thurnberg-Wegscheid mit zwei Kaplan-

Turbinen und 2.700 kW.

LL

www.evn.at (212851750)

EVN: Baustellenbegehung beim

Biomasseheizkraftwerk in Krems

• Ab 2023 Ökostrom für 15.000

Haushalte und Naturwärme für bis zu

30.000 Haushalte in der Region

(evn) Nach langer Wartezeit fiel im Frühjahr

der Startschuss für den Bau des EVN

Biomasseheizkraftwerkes im östlichen

Kremser Industriegebiet. Direkt neben

dem Gemeindeabwasserverband soll bis

Frühjahr 2023 Waldhackgut aus der Region

in wertvolle und nachhaltige Naturwärme

und Ökostrom für die Region verwandelt

werden.

Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner

über die regionale, saubere und ökologische

Energieversorgung aus heimischen

Ressourcen: „Bereits jetzt werden fast 40

Prozent der Haushalte der Niederösterreicherinnen

und Niederösterreicher mit der

sauberen Wärme aus Biomasse, wie Hackschnitzel,

versorgt. Das Biomasseheizkraftwerk

Krems unterstützt uns beim Ausstieg

aus dem Öl und beim Ausbau der Erneuerbaren

Energien, mit deren Hilfe wir seit

2015 100 % des Strombedarfes in Niederösterreich

decken können.“

Die Biomasse-Anlage in Krems ist ein

Projekt, auf das die EVN und die Stadtgemeinde

Krems länger warten mussten, als

gedacht: Denn obwohl das Projekt von einem

breiten überparteilichen Konsens getragen

und der Genehmigungsprozess

2015 ohne einen einzigen Einspruch abgeschlossen

wurde, musste das Projekt über

fünf Jahre auf Mittel aus der Ökostromförderung

warten.

Umso mehr freut sich Bürgermeister

Reinhard Resch, dass es nun endlich losgeht:

„Krems hat sich ein ehrgeiziges energiepolitisches

Ziel gesetzt: Bis zum Jahr

2030 wollen wir rechnerisch unabhängig

von Energieproduzenten außerhalb des

Bezirks werden, d.h. es soll jene Energie in

unserer Stadt selbst erzeugt werden, die

wir im Schnitt täglich brauchen. Das geplante

Biomasse-Heizkraftwerk ist dafür

ein unverzichtbarer Meilenstein, weil es

uns Strom und Wärme aus erneuerbaren

Quellen zur Verfügung stellen kann. Und

es gilt, keine Zeit zu verlieren.“

Diese Freude teilt EVN Vorstandssprecher

Stefan Szyszkowitz: „Wir haben in Krems

eine sehr starke Nachfrage nach unserer

Naturwärme, die durch die geplanten Klimaziele

der Bundesregierung noch weiter

steigen wird. Mit dem modernen Biomasseheizkraftwerk

können wir diesen Bedarf

aus nachhaltigen Rohstoffen aus der Region

decken und auch das immer noch anfallende

Schadholz verwerten. Wir freuen

uns, dass wir endlich losstarten können.“

Wenn alles nach Plan läuft, soll die Anlage

ab Anfang 2023 Ökostrom und Naturwärme

aus der Region für die Region liefern.

Zum Projekt

• Leistungsdaten: elektrisch 5 MW,

thermisch mind. 15 MW,

• Ökostrom für umgerechnet 15.000

Haushalte und Naturwärme für

umgerechnet bis zu 30.000 Haushalte

• CO 2 -Einsparung: rd. 25.000 t/Jahr

• Geplante Gesamt-Investitionen: rund

30 Mio. Euro, davon mind. 15 Mio. aus

Österreich

• Regionale Wertschöpfung durch

Biomasse (inkl. Schadholz) aus der

Region: jährlich mehr als 4 Mio. Euro –

das entspricht rund 25 Arbeitsplätzen

EVN: Baustellenbegehung beim Biomasseheizkraftwerk in Krems. Vizebürgermeister Martin

Sedelmaier, Bürgermeister Reinhard Resch, Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner und EVN

Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz. Fotocredits: © NLK / Burchhart

22


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

EVN Wärme GmbH

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für

die EVN insbesondere im Wärmebereich

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten

kommunalen Fernwärme wird

aus Biomasse erzeugt.

Durch die enge Kooperation der EVN mit

der regionalen Land- und Forstwirtschaft

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.

Die EVN setzt auf regionale Biomasse

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen

Schüttraummeter Hackschnitzel ist

die EVN der größte Naturwärmeversorger

aus Biomasse in Österreich.

LL

www.evn.at (212851754)

GKM unterstützt erneut

Fischbesatzaktion im Rhein

(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG

(GKM) beteiligt sich auch 2021 an der gemeinsamen

Fischbesatzaktion des Regierungspräsidiums

Karlsruhe und des Landesbetriebs

Vermögen und Bau Baden-Württemberg

mit rund 10.000 €.

Um die Population des europäischen Aals

im Rhein nachhaltig zu fördern, wurden im

September im Rahmen einer groß angelegten

Fischbesatzaktion zwischen Karlsruhe,

Iffezheim und Mannheim wieder sogenannte

Farmaale in den Rhein eingesetzt.

Der Aalbesatz am GKM – in der Schindkautschlut,

einem Nebenarm des Rheins –

fand auch in diesem Jahr durch die anhaltende

Corona-Situation leider ohne Beteiligung

der Neckarauer Grundschulen statt.

Die Besatzung ist eine allgemein anerkannte

und bewährte Methode zur Sicherung

der Aalbestände und stellt einen

wichtigen Beitrag zur Erhaltung der Artenvielfalt

im Rhein dar. Die Erfolgsquote solcher

Maßnahmen liegt bei fast 100 %. Die

Farmaale sind ca. 12 cm große Aale mit einem

Gewicht von ca. 4 g, die im Alter von

rd. 3 Jahren im Atlantik gefangen und etwa

ein halbes Jahr lang in Aalfarmen aufgezogen

werden. Insgesamt sind für den Rhein

307 kg Farmaale vorgesehen, von denen

ein Anteil von 123 kg durch die Fa. Grosskraftwerk

Mannheim Aktiengesellschaft

im Rahmen eines Umweltsponsorings bereitgestellt

werden. Eine Züchtung dieser

Fische in Gefangenschaft ist bis heute nicht

möglich. Der Grund hierfür ist bei Wissenschaftlern

unbekannt.

LL

www.gkm.der (212851809)

HELEN: Investments in carbon

neutrality are becoming a reality

(helen) Helen’s net sales continued to grow

strongly, but the result was still depressed

by increased costs of emission allowances,

fuels and energy procurement. Significant

change projects and projects in carbon-neutral

production progressed as

planned, as a result of which it will be possible

to close the Hanasaari coal-fired power

plant almost two years earlier than anticipated.

A total of one billion euros has been reserved

for carbon-neutral investments, and

one-third of the investment decisions have

already been taken. In comparison with

last year, the investments have doubled.

The emissions trend is already a downward

one which, in addition to the weather, is

significantly impacted by the investments

already made in carbon-neutral production.

„We have made considerable efforts and

large investments in renewable and emission-free

heat and electricity production.

This will allow us to close the Hanasaari

coal-fired power plant earlier than anticipated,

already in spring 2023. Helen has

the expertise and the will to have an impact

on the energy transition and to find solutions

for the mitigation of climate change.

Climate work is also carried out together

with customers: we have sold a significant

share of the production of the soon-to-be

completed Lakiakangas wind farm to

Sponda. Our customer numbers continue

to grow strongly in all customer segments,

and the number of electricity contract customers

is already almost 585,000 households,“

says Juha-Pekka Weckström, President

& CEO of Helen Ltd.

The Helen Group consists of the parent

company Helen Ltd and the subsidiaries

Helen Electricity Network Ltd, Oy Mankala

Ab, and Helsingin Energiatunnelit Oy.

Tuulipuisto Lakiakangas 3 Oy and Kristinestad

Tupaneva Oy are also reported as

new subsidiaries. The associated companies

consolidated in the Group accounts

are Voimapiha Oy, Suomen Merituuli Oy,

and Liikennevirta Oy. The figures in brackets

are comparable to the same period in

the previous year.

April to June 2021

• The Group’s net sales grew year on year.

Net sales stood at EUR 224 million (EUR

210 million). Operating profit fell to

EUR 12 million (EUR 22 million).

Despite the reduced sales volume, net

sales grew as a result of the rise in the

market price of electricity and the costbased

price of district heat. The result is

diminished considerably by higher fuel

costs and excise tax on fossil fuels, as

well as the rise in the price of emission

allowances.

Heat sales were down by 5 per cent on

the previous year, standing at 1,101

GWh (1,164 GWh). Total electricity

sales fell by 18 per cent to 1,069 GWh

(1,301 GWh).

• Cooling sales decreased by 13 per cent

to 65 GWh (75 GWh).

Electricity distribution in Helsinki grew

by 9 per cent to 1,101 GWh (920 GWh).

January to June 2021

• The Group’s net sales grew significantly

year on year, but the operating profit

diminished considerably due to a

substantial increase in costs. Net sales

stood at EUR 632 million (EUR 576

million). Operating profit amounted to

EUR 74 million (EUR 105 million).

Heat sales grew by 14 per cent on the

previous year, standing at 3,950 GWh

(3,477 GWh).

• Total electricity sales remained

unchanged at 3,294 GWh (3,285 GWh).

• Cooling sales increased by 15 per cent

to 89 GWh (77 GWh).

Electricity distribution in Helsinki grew

by 7 per cent to 2,228 GWh

(2,089 GWh).

LL

www.helen.fi (212851814)

HELEN: Unusually hot summer

boosted cooling requirement to

record readings

(helen) In June-July 2021, several temperature

records were broken in Finland,

which has also been reflected in the record-high

demand for cooling. In Helsinki,

the energy company Helen offers a cooling

service, and in July the highest cooling demand

ever was recorded at 160MW. Despite

the heat, the cooled properties have

allowed people to enjoy cool indoor temperatures.

Cooling is undergoing rapid growth and

has been significantly affected by the hot

summer. In normal hot weather, Helen‘s

cooling consumption hovers around

100 MW, so the record need of 160 MW has

been about 60 % higher than in normal circumstances.

In addition to the heat, the

significantly high demand for cooling has

also been affected by the fact that the number

of customers using the cooling service

is constantly growing. New, well-insulated

buildings can also be warm in the summer

heat, which increases the need for cooling.

Cooling service all over Helsinki

Helen‘s carbon-neutral cooling is no

longer just the prerogative of the city centre,

as cooling is available all over Helsinki.

Outside the district cooling network, cooling

is produced by means of a separate heat

pump. The cooling service currently covers

several hundred customers and a variety of

properties, such as shopping centres, offices

and residential properties all around

Helsinki.

23


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

„We talk about property-specific cooling

when it is produced outside the district

cooling network. Both district cooling and

property-specific cooling are reliable, carbon-neutral,

easy, quiet and carefree. Their

contract models are identical and the costs

are similar,“ sums up Marko Kivimaa, head

of Helen‘s Pricing and Sales Analysis group.

Pleasant indoor temperature increases

comfort of properties

The need for cooling will increase further

as the climate warms up. Not surprisingly,

people appreciate reasonable indoor temperatures

both at home and in public places:

an appropriate indoor temperature improves

air quality, and research has shown

it to increase work productivity and comfort.

„Cooling is no longer a special rarity. People

appreciate even conditions and cooled

spaces both in their homes, workplaces and

shopping centres,“ says Antti Tilamaa,

Product Manager, Cooling at Helen.

Helen would also like to remind us that by

our own actions we can all reduce the need

for cooling on hot summer days, and thus

help to save energy. For example, a simple

way is to close the shades and blinds on the

property’s windows both on weekdays and

at weekends.

Facts

• Helsinki has the third-largest district

cooling network in Europe.

• Most of Helen‘s cooling is produced at

the Katri Vala Heating and Cooling

Plant, which is one of the world‘s

largest.

• Katri Vala‘s sixth heat pump is

scheduled for completion during the

summer of 2021 and the seventh during

2023. With the new pumps, Helen is

preparing for the growth in demand for

cooling.

• Helen offers district and propertyspecific

cooling as a service, which

reduces the customer‘s risks.

• With district and property-specific

cooling, waste heat and other residual

heat collected from properties is

recycled and further processed by heat

pumps into carbon-neutral district heat.

• In summertime, recycled heat is used

particularly for heating domestic water

for the residents of Helsinki.

LL

www.helen.fi (212851816)

illwerke: 100 Millionen für die

Versorgungssicherheit

• Vorarlbergs Haushalte und Unternehmen

können sich darauf verlassen, dass

der Strom jederzeit zur Verfügung steht.

(illw) Das belegen auch in diesem Jahr die

aktuellsten Zahlen zur Netzverfügbarkeit.

Mit einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit

von nur 2,3 Minuten ohne Naturkatastrophen

rangiert die Vorarlberger Energienetze

GmbH (vorarlberg netz) auch im

Jahr 2020 im internationalen Spitzenfeld.

Gleichzeitig gehören die Netztarife zu den

niedrigsten im gesamten Bundesgebiet.

„Wir freuen uns sehr über den Status Quo

und sehen diesen als Bestätigung unserer

Arbeit“, so illwerke vkw Finanz- und Personalvorstand

Christof Germann: „Und natürlich

motiviert er uns, den bisherigen

Weg fortzusetzen und vor allem auch die

aktuellen Herausforderungen im Netzbereich

aktiv anzugehen.“

Verlagerung in den Strombereich

Im Zuge der Energiewende kommt es in

der heimischen Energiewirtschaft immer

weiter zu einer Verlagerung in den Strombereich.

Das bedeutet für den Netzdienstleister,

dass bereits heute alle Hausaufgaben

erledigt werden müssen, um die hohen

Anforderungen bewältigen zu können.

„Die Energieerzeugung aus erneuerbaren

Quellen bedeutet für uns, dass die Planbarkeit

der Netzauslastung zum einen geringer

wird und die Belastungsspitzen höher.

Dabei ist es wichtig, dass wir jedes dieser

Szenarien zu jedem Zeitpunkt abbilden

und bewältigen können müssen. Die Steigerungen

im Bereich der Elektromobilität,

vermehrte Einspeisungen über Photovoltaik,

Wetter- und witterungsbedingte

Schwankungen und Vieles mehr erhöhen

die Netzanforderungen, darauf müssen wir

uns einstellen“, so Christof Germann.

Langfristige Planung

„Für die Bereitstellung einer leistungsfähigen

Netzinfrastruktur investieren wir jedes

Jahr erhebliche Mittel in den weiteren

Ausbau, die Erneuerung und Instandhaltung

der Netzanlagen. Gleichzeitig simulieren

wir in der strategischen Netzentwicklung

verschiedene Zukunftsszenarien

und planen langfristig“, so vorarlberg netz

Geschäftsführer Johannes Türtscher.

Jüngstes Beispiel ist das gerade abgeschlossene

Projekt „Netzentwicklung – Mission

2030“ dessen Ergebnisse jetzt vorliegen.

Forschungsprojekt zur Netzentwicklung

„Im Rahmen dieses Projekts haben wir

die Auswirkungen der steigenden Elektrifizierung

der verschiedenen Sektoren und

der erneuerbaren, dezentralen Erzeugung

auf das Strom- und Gasnetz untersucht.

Aus den Erkenntnissen haben wir dann anschließend

Strategien bzw. Handlungsempfehlungen

für die Netzentwicklung bis

2030 abgeleitet“, berichtet Türtscher. In

fünf Teilbereichen wurden vom Projektteam

umfassende Untersuchungen durchgeführt:

• Konventioneller Netzausbau

• Intelligente Netze (z.B. regelbarer

Ortsnetztrafo, rONT)

• Netzwirtschaftliche

Rahmenbedingungen

• Ansteuerung von Kundenanlagen

• Netzintegration Grünes Gas (Bereich

Erdgas)

Wissenschaftliche Begleitung

Die illwerke vkw Stiftungsprofessur für

Energieeffizienz am Forschungszentrum

Energie der FH Vorarlberg führte die wissenschaftliche

Begleitung zum Projekt Netzentwicklung

– Mission 2030 durch. „Die Aufgabe

der FH Vorarlberg war es, durch die Simulation

unterschiedlicher Ausbaupfade für

Photovoltaik und Elektromobilität deren

wahrscheinliche Auswirkungen auf die Niederspannungsnetze

zu untersuchen“, so

Stiftungsprofessor Markus Preißinger. Die

eigens dafür entwickelte Simulation erlaubt

es, automatisiert den Netzzustand von 80 %

(1.300) der Vorarlberger Ortsnetzstationen

unter unterschiedlichen Bedingungen zu berechnen.

Durch den hohen Automatisierungsgrad

war es dem Projektteam möglich,

eine Vielzahl an Szenarien bis 2030 zu untersuchen

und gemeinsam mögliche Strategien

für die zukünftige Netzinfrastruktur

abzuleiten. Die rasche und erfolgreiche Umsetzung

der Simulationsstudie war nur

durch die gute und enge Zusammenarbeit

des Teams der FH Vorarlberg mit den Mitarbeiter:innen

der Vorarlberger Energienetze

GmbH möglich. Durch die kurzen Wege und

den regelmäßigen Austausch konnte durch

die Vereinigung der Expertise aus der Praxis

mit der wissenschaftlichen Expertise gemeinsam

eine fundierte und richtungsweisende

Lösung erarbeitet werden. „Einmal

mehr zeigt das Projekt das hohe Potenzial,

das in der Zusammenarbeit der Vorarlberger

Industrie mit den Expertinnen und Experten

der Forschung an der FH Vorarlberg steckt“,

so Markus Preißinger.

Internationale Expertise

Zusätzlich begleitete die Forschungsstelle

für Energiewirtschaft in München (FfE)

das Projekt als internationaler externer Berater

in Form von Experten-Workshops, um

auch überregionale Expertise in das Projekt

einzubringen. „Seit knapp 20 Jahren

verfolgen wir die Aktivitäten der illwerke

vkw mit größtem Interesse. Besonders beeindruckend

waren die frühen Aktivitäten

auch von vorarlberg netz im Bereich Elektromobilität.

Nun das Projekt Netzentwicklung

– Mission 2030 begleiten zu dürfen,

die Ansätze und Methoden an unseren Arbeiten

in Deutschland reflektieren zu können

hat uns sehr gefreut. Damit konnten

wir feststellen, dass die Herausforderungen

vergleichbar sind, wenngleich die Rahmenbedingungen

leicht andere sind“, so

der Vorsitzende der Geschäftsführung,

Wolfgang Mauch.

24


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

„Die Ergebnisse zeigen für beide Seiten

größte Übereinstimmung mit konkreten

Lösungen. Natürlich startet der Weg in ein

zukunftsfähiges Energiesystem nicht erst

heute. Auch lange vor den gesetzlichen

Vorgaben zur CO 2 -Reduzierung hatten wir

schon mit Energieeffizienznetzwerken in

Vorarlberg mit einer Vielzahl von Industrieunternehmen

begonnen. Deren Erfolgsgeschichte

dauert bis heute an. Die illwerke

vkw beteiligte sich in den vergangenen

Jahren auch sehr aktiv an unseren Verbund-Forschungsvorhaben,

in denen es

darum geht, das Energiesystem mit allen

seinen Komponenten fit für die dekarbonisierte

Zukunft zu machen“, erklärt Mauch.

Unterschiedliche Varianten

Ausgehend von den wissenschaftlichen

Untersuchungen hat das Projektteam im

Wesentlichen zwei verschiedene Varianten

ausgearbeitet und umfassend untersucht.

• Variante 1: Ausschließlich

konventioneller Netzausbau

• Variante 2: Kombination aus

konventionellen und intelligenten

Maßnahmen

Rahmenbedingungen der Energiezukunft

Im Untersuchungsszenario gingen die Experten

bis 2030 von einem PV-Ausbau auf

600 GWh/a, einer E-Mobilitätsdurchdringung

von 30 Prozent und linearen Steigerungen

im Bereich der Wärmepumpe aus.

„Bei der Ableitung der Strategien und

Handlungsempfehlungen wurden wiederum

zwei Varianten eruiert: einmal die Minimalvariante,

um „versagende Netze“ zu

verhindern und einmal eine Variante, die

dem aktuellen Standard von vorarlberg

netz entspricht – mit einer errechneten

Netzauslastungs-Reserve von mindestens

20 Prozent“, erklärt Türtscher.

Digitalisierungsschritt im Netz

„Das Projekt hat klar aufgezeigt, dass wir

beim Ausbau der Netzinfrastruktur zukünftig

noch intensiver auf mehreren

Schienen arbeiten müssen“, so Christof

Germann. Es ist eine Kombination aus konventionellen

und intelligenten Maßnahmen,

die uns auch in den kommenden

Jahrzehnten eine stabile Energieversorgung

garantiert. Es ist schlichtweg nicht

möglich und wirtschaftlich nicht sinnvoll,

die kommenden Herausforderungen nur

mittels konventionellem Netzausbau zu

schaffen. „Wir müssen durch einen weiteren

Digitalisierungsschritt unser Netz so

effizient wie möglich nutzen und weiterentwickeln.“

Eine direkte Handlungsempfehlung

ist es daher, bis 2030 rund 20 Prozent

der Trafostationen im Land auf intelligente

Ortsnetzstationen (iONS) umzurüsten.

Dadurch wird das Verteilernetz regelbarer

– das geht mit einer deutlichen

Reduktion der ansonsten notwendigen

Kabellegungen einher. Der klassische Netzausbau

wird so auf das nötige Maß verringert

und das Netz effizienter genutzt.

In Zahlen ausgedrückt, investiert der

Netzdienstleister damit bis 2030 zusätzlich

zu den jährlichen Investitionen für Erneuerung

und Instandhaltung rund 100 Millionen

Euro in Netzausbau und Digitalisierung.

„Dieser Betrag beinhaltet zum einen

erforderliche Netzverstärkungen, die Modernisierung,

Ertüchtigung und den Bau

von neuen Trafostationen im Ortsnetzbereich

und zum anderen Ertüchtigungs- und

Erweiterungsmaßnahmen im Umspannwerksbereich“,

so Türtscher. Ein wichtiger

Schritt für Gesellschaft und Wirtschaft in

Vorarlberg zur Festigung der Spitzenposition

in Europa.

LL

www.illwerke.at (212860855)

INEOS: Carbon capture and

storage gains wide industry

support in Houston

• Eleven companies support large-scale

deployment of carbon capture and

storage to help decarbonize industrial

facilities; discussions ongoing with

others

• Collective efforts could capture and

store approximately 50 million metric

tons of CO 2 per year by 2030; 100

million by 2040

• Companies bring collective expertise as

industry leaders with diverse

capabilities

(ineos) Eleven companies have expressed

interest in supporting the large-scale deployment

of carbon capture and storage

(CCS) technology in Houston. Calpine,

Chevron, Dow, ExxonMobil, INEOS, Linde,

LyondellBasell, Marathon Petroleum, NRG

Energy, Phillips 66 and Valero have agreed

to begin discussing plans that could lead to

capturing and safely storing up to 50 million

metric tons of CO 2 per year by 2030

and about 100 million metric tons by 2040.

The companies plan to help address industrial

CO 2 emissions in one of the largest

concentrated sources in the United States.

Collectively, the 11 companies are considering

using CCS technology at facilities

that generate electricity and manufacture

products that society uses every day, such

as plastics, motor fuels and packaging.

If CCS technology is fully implemented at

the Houston-area facilities these 11 companies

operate, nearly 75 million metric tons

of CO 2 could be captured and stored per

year by 2040. There are ongoing discussions

with other companies that have industrial

operations in the area to add even

more CO 2 capture capacity. They could announce

their support at a later date and

add further momentum toward the city of

Houston’s ambitions to be carbon neutral

by 2050.

„Houston can achieve our net zero goals

by working together, and it’s exciting to see

so many companies have already come together

to talk about making Houston the

world leader in carbon capture and storage,“

said Sylvester Turner, Mayor of Houston.

„We’re reimagining what it means to

be the energy capital of the world, and applying

proven technology to reduce emissions

is one of the best ways to get started.“

Wide-scale deployment of CCS in the

Houston area will require the collective

support of industry, communities and government.

If appropriate policies and regulations

are put in place, CCS could generate

tens of thousands of new jobs, protect current

jobs and reduce emissions at a lower

cost to society than many other widely

available technologies. The 11 companies

will continue to advocate for policies that

enable the long-term commercial viability

of new, expanded and existing CCS investments

in Texas.

CCS is the process of capturing CO 2 from

industrial activity that would otherwise be

released into the atmosphere and injecting

it into deep underground geologic formations

for safe, secure and permanent storage.

With supportive regulations, CO 2 from

the Houston industrial area could be safely

stored in the U.S. Gulf Coast region in formations

thousands of feet below the surface

or seabed. The U.S. Department of

Energy estimates that storage capacity

along the U.S. Gulf Coast is enough to hold

500 billion metric tons of CO 2 — more

than 130 years of the country’s total industrial

and power generation emissions,

based on 2018 data.

Although renewables will continue to

play an important role in a lower-carbon

energy future, CCS is one of the few proven

technologies that could enable some industry

sectors to decarbonize, such as manufacturing

and heavy industry. The International

Energy Agency projects CCS could

mitigate up to 15 percent of global emissions

by 2040, and the U.N. Intergovernmental

Panel on Climate Change (IPCC)

estimates global decarbonization efforts

could be twice as costly without CCS.

LL

www.ineos.com (212851819)

25


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Hochwurtenspeicher der Kelag:

Service für die „grüne Batterie“

Hochwurtenspeicher der Kelag: Service für die „grüne Batterie“

INEOS: Consortium members

agree to back Greensand, carbon

storage pilot project, in support of

Denmark’s ambitious 70% CO 2

reduction targets by 2030

• 29 consortium members have signed up

to phase 2 of Europe’s first full Chain

Climate Carbon Capture and Storage

Pilot project.

• Proof of concept planning is now getting

underway with potentially start around

Q4 2021 subject to the implementation

of the agreements outlined in the

Danish North Sea Agreement of Dec.

2020.

• The consortium will now file a grant

application with the Energy Technology

Development and Demonstration

Program.

• Mads Weng Gade, Head of Country,

Denmark and Commercial Director

INEOS Energy said ,“We are taking this

step by step. We now have the

consortium in place, and if we are

successful in receiving ongoing support

from the Danish Government and

advisory board, Greensand will be able

to take another important step forward

in supporting the Danish Climate

Strategy.“

(ineos) INEOS Energy, Wintershall Dea

and a consortium of 29 companies, research

institutes and universities, have

signed an agreement to support the next

phase of the Greensand pilot project to

demonstrate the safe and permanent storage

of CO 2 .

The Greensand consortium will now file a

grant application with the Energy Technology

Development and Demonstration Program

in Denmark. If the application is successful

the consortium targets the start of

work by end 2021, with the offshore injection

pilot taking place in late 2022.

Mads Weng Gade, Head of country, Denmark

and Commercial Director INEOS Energy

said „Greensand has brought together

a strong consortium of 29 companies, with

strong competencies across key players

from Denmark and around the world.

„We are taking this step by step. Today we

have the consortium in place, and if we are

successful in receiving ongoing support

from the Danish Government and advisory

board, Greensand will be able to take another

important step forward in supporting

the Danish Climate Strategy.“

A large majority of the Danish Parliament

decided in December 2020 to set aside a

special funding pool to support a Danish

CO 2 storage pilot project, aiming to investigate

the reservoir-CO 2 interaction in the

Danish North Sea. This pilot project, if designed

correctly, could form the basis for a

decision, to enable CO 2 storage by 2025.

Project Greensand is amongst the frontrunners

of CO 2 storage projects in Europe.

The project has the potential to make a significant

contribution to our understanding

and growth of carbon storage technology,

whilst supporting Denmark’s wider CO 2

emission reduction targets for 2030 and

beyond.

LL

www.ineos.com (212851820)

• Beim Hochwurtenspeicher der

Kraftwerksgruppe Fragant führt die

Kelag derzeit Instandhaltungs- und

Sanierungsarbeiten durch. Rund 20

Fachkräfte arbeiten auf dieser Baustelle,

die Kelag investiert mehr als zwei

Millionen Euro in dieses Projekt.

(kelag) Der Speicher Hochwurten liegt in

2.400 m Seehöhe, er ist mit dem Großsee

über einen Stollen verbunden, bildet mit

diesem ein Doppelspeichersystem und gehört

zu den großen Speichern der Kraftwerksgruppe

Fragant. „Das rund 50 Jahre

alte Dammbauwerk Hochwurten ist in einem

sehr guten Gesamtzustand“, sagt

Christian Rupp, Leiter Erzeugung/Technische

Services der Kelag. „Wir müssen aber

nachhaltig und vorausblickend denken,

deswegen haben wir die Entscheidung getroffen,

neben den umfangreichen Kontrollen

die Abdichtung zwischen dem

Damm und der Felsflanke auf der rechten

Seite zu erneuern.“ Nach dem vollständigen

Entleeren des Speichers haben Fachkräfte

an dieser Stelle den Spritzbeton und

die alte Dichtungsmasse entfernt. „Nun

tragen wir eine neue Hydraton-Dichtung

auf, die wir wieder mit Spritzbeton gegen

Steinschlag und Eisschollen schützen.

Nach Abschluss dieser Arbeiten ist der weiterhin

sichere Betrieb des Dammes für

Jahrzehnte gewährleistet.“

Herausfordernde Arbeiten im

Hochgebirge

Für die Bauarbeiten in 2.400 m Seehöhe

spielt das Wetter eine sehr große Rolle.

„Es kann jederzeit winterlich und stürmisch

werden, wir sind hier am Alpenhauptkamm“,

erläutert Projektleiter Mario

Körbler. „Zusätzlich sind die Sedimentrückhaltung

und die Beobachtung

des Gletscherzuflusses im Speicher enorm

wichtig für die Sicherheit der Arbeitskräfte.

Bei starkem Regen müssen wir mit 10

Kubikmetern Wasser pro Sekunde umgehen

können. Deshalb haben wir ein Gerinne

gebaut, sodass das Wasser durch den

Stollen in den Großsee abfließen kann,

ohne die Bauarbeiter und die Baustelle zu

gefährden. Zusätzlich verhindern wir mit

dem Gerinne den Austrag von Material

aus dem Speicherboden.“ Vor Beginn der

Arbeiten beim Hochwurtenspeicher wurden

der Damm, die unter Wasser liegenden

Anlagenteile sowie die Topografie von

einem Tauchroboter untersucht. „Die Ergebnisse

dieser Aufnahmen haben es uns

ermöglicht, die notwendigen Arbeiten genau

zu planen, das ist im Hochgebirge mit

kurzem Sommer besonders wichtig“, betont

Körbler.

26


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Speicher als „grüne Batterien“

Der Hochwurtenspeicher hat einen Nutzinhalt

von 13 Millionen Kubikmeter und

ist durch einen Stollen mit dem Großsee

verbunden, der 14 Millionen Kubikmeter

nutzbaren Inhalt hat. Der Doppelspeicher

Hochwurten-Großsee ist eines der großen

Speichersysteme der Kelag in der Kraftwerksgruppe

Fragant. „Die Kraftwerksgruppe

Fragant ist mit ihren Pumpspeicherkapazitäten

das Herzstück der Stromerzeugung

der Kelag“, betont Christian

Rupp. „Diese Anlagen sind sehr flexibel

einsetzbar, sodass sie Erzeugungs – und

Nachfrageschwankungen rasch ausgleichen

können. Wenn die Kunden sehr viel

Strom brauchen, gehen wir mit den Maschinensätzen

innerhalb kürzester Zeit ans

Netz und erzeugen Spitzenstrom. Die Speicherseen

dienen in diesem komplexen System

als „grüne Batterien“, in denen wir

Strom indirekt speichern können. Ihre Bedeutung

wird in den nächsten Jahren und

Jahrzehnten weiter zunehmen, deswegen

müssen wir dafür sorgen, dass sie hoch verfügbar,

also immer einsatzbereit sind!“ In

der Kraftwerksgruppe Fragant nützt die

Kelag Wasser in drei Ebenen, der Hochwurtenspeicher

befindet sich auf der

höchstgelegenen Ebene in 2.400 m Seehöhe.

Das Wasser aus dem Hochwurtenspeicher

wird über die drei Kraftwerkstufen

Zirknitz, Innerfragant und Außerfragant

(700 m Seehöhe) zur Stromerzeugung genutzt,

aber auch vom Wurtenspeicher in

den Oscheniksee gepumpt.

LL

www.kelag.at (212851823)

LEAG: Vorsorgevereinbarung mit

Brandenburg aktualisiert

• Entschädigung für Kohleausstieg soll

Rekultivierung zusätzlich absichern

(leag) Das Brandenburgische Landesamt

für Bergbau, Geologie und Rohstoffe

(LBGR) und die Lausitz Energie Bergbau

AG (LEAG) haben in dieser Woche eine angepasste

Vorsorgevereinbarung zur finanziellen

Sicherung der Wiedernutzbarmachungsverpflichtungen

für die Tagebaue

Jänschwalde und Welzow-Süd in der brandenburgischen

Lausitz unterzeichnet.

Damit wurde die bereits bestehende Vorsorgevereinbarung

aus dem Jahr 2018 an

das 2020 beschlossene Kohleverstromungsbeendigungsgesetz

(KVBG) und den

dazu gehörigen öffentlich-rechtlichen Vertrag

der Bundesrepublik Deutschland mit

den Braunkohlekraftwerksbetreibern angepasst.

Zum einen wird durch die Anpassung

sichergestellt, dass die der LEAG nach

KVBG und öffentlich-rechtlichem Vertrag

zustehende Entschädigung in Höhe von

1,75 Milliarden Euro, so wie in Gesetz und

Vertrag vorgesehen, anteilig an die brandenburgische

Vorsorgegesellschaft LEVEB

ausgezahlt wird. Zum anderen wird gewährleistet,

dass sich die aus dem KVBG

und dem öffentlich-rechtlichem Vertrag

ergebenden Mehraufwendungen für die

Wiedernutzbarmachung infolge des vorzeitigen

Kohleausstiegs ebenfalls finanziell

abgesichert werden.

Die LEAG weist in ihrem Jahresabschluss

regelmäßig ausreichende Rückstellungen

nach, um sämtlichen bergbaulichen Verpflichtungen

nachkommen zu können. Mit

der Vorsorgevereinbarung und der Gründung

der Vorsorgegesellschaft LEVEB, deren

Anteile an das Land Brandenburg verpfändet

sind und in der ein ausreichend

hohes Sondervermögen angespart wird,

entspricht das Unternehmen dem im Zusammenhang

mit dem gesetzlich vorgezogenen

Kohleausstieg gestiegenen Sicherheitsbedürfnis

des Landes Brandenburg.

Die Lausitz Energie Bergbau AG hat zum

30. Juni den vollständigen Sockelbetrag

von 102,9 Millionen Euro in die LEVEB eingebracht.

Damit kommt sie ihren Verpflichtungen

aus der Vorsorgevereinbarung mit

dem Land Brandenburg pünktlich nach.

LL

www.leag.de (212860859)

LEAG: Grundsteinlegung für

Gaskraftwerk Leipheim

• LEAG-Projekt unterstützt Energiewende

durch Netzstabilität – Baustelle in

Süddeutschland auf erfolgreichem Weg

– Lausitzer Findling enthüllt

(leag) Auch in Süddeutschland geht es für

das ostdeutsche Energieunternehmen

LEAG zügig voran auf dem Weg zu einem

breit aufgestellten Energie-, Infrastrukturund

Serviceunternehmen. Mit den Partnern

Siemens Energy und Amprion baut

die LEAG dort aktuell das Gaskraftwerk

Leipheim (GKL) – ein 300 MW-Gasturbinenkraftwerk,

das dabei hilft, die deutsche

Energiewende abzusichern. Zum Einsatz

kommen soll das Kraftwerk nach seiner

Fertigstellung im August 2023 auf Anforderung

des Netzbetreibers Amprion zur

Sicherung der Netzstabilität – insbesondere

nach der politisch gewollten Abschaltung

der letzten Atomkraftwerke 2022 und

dem gesetzlich vorgegebenen Ausstieg aus

der Kohleverstromung.

Bei der feierlichen Grundsteinlegung am

zukünftigen Kraftwerksstandort – im Beisein

von Vertretern der bayerischen Landes-

und Regionalpolitik sowie zahlreichen

Festgästen – betonte Geschäftsführer Thomas

Hörtinger, dass das Engagement und

die Investition der LEAG hier im Nordosten

von Ulm gut und notwendig sei. „Heute sehen

wir, dass wir hier in Leipheim auf einem

sehr guten Weg sind und mit dem

Kraftwerksbau zügig und planmäßig vorankommen“,

sagte Hörtinger, einer der

beiden Geschäftsführer der Gaskraftwerke

Verwaltungs GmbH. Um die Bedeutung

der Achse Lausitz/Leipheim zu versinnbildlichen,

wurde im Rahmen der Grundsteinlegung

ein großer Lausitzer Findling

enthüllt, der eigens nach Leipheim geschafft

worden war. Auch nach Fertigstellung

der Anlage wird er das Gelände verschönern

und auf die Verbindung zur Lausitz

verweisen.

Ausgangspunkt für den Kraftwerksneubau

in Leipheim war ein Ausschreibungsverfahren

des Übertragungsnetzbetreibers

Amprion für ein so genanntes besonderes

netztechnisches Betriebsmittel, um in Notfallsituationen

die Netzstabilität in

Deutschland gewährleisten zu können.

„Für dieses zukunftsweisende Projekt hat

die GKL den Zuschlag erhalten. Mit dieser

Investition übernimmt die LEAG als erfahrener

Kraftwerksbetreiber auch im Süden

Bereit für den symbolischen Spatenstich zur Grundsteinlegung für das Gaskraftwerk in Leipheim

(v.l.n.r.): Dr. Ulrike Wolf, als Vertreterin des bayerischen Wirtschaftsministers Hubert Aiwanger mit

Thomas Hörtinger, Leiter Kraftwerke bei der LEAG; Leipheims Bürgermeister Christian Konrad,

Bauleiter Rolf Schäfer, Hans Reichhart, Landrat des Landkreises Günzburg, und Thomas Schneider

von Siemens energy.

27


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Deutschlands Verantwortung für eine sichere

Energieversorgung“, so Hubertus

Altmann, LEAG-Vorstand Kraftwerke. „Wie

auch die beiden anderen Gasturbinenkraftwerke

der LEAG, Thyrow und Ahrensfelde

bei Berlin, wird das Gaskraftwerk

Leipheim nach seiner Fertigstellung der

Netzstabilisierung dienen. Für den stabilen

Netzbetrieb und damit für das Gelingen

der Energiewende sind derartige Anlagen

dringend erforderlich. Die LEAG ist bestrebt,

ihr Portfolio der Energieerzeugung

zu erweitern, und setzt dies bereits in den

Bereichen Erneuerbare und Speicher erfolgreich

um.“

In Gaskraftwerken sieht die LEAG einen

wichtigen Stützpfeiler der Energiewende,

der die Stromnetze angesichts abnehmender

gesicherter Kraftwerkskapazitäten stabilisiert

und so die Folgen des Atom- und

Kohleausstiegs abfedert. „Mit der Investition

in Leipheim können wir unsere Rolle als

Betreiber netzrelevanter Anlagen für die

Zukunft ausbauen und leisten unseren Beitrag

zum Erfolg der Energiewende in

Deutschland. Gleichzeitig dient die Investition

auch der Lausitz, denn mit ihr sichern

wir stabile Kapitalflüsse für die Wiedernutzbarmachung

von Bergbaufolgelandschaften“,

betonte Altmann.

Das Gaskraftwerk Leipheim wird als besonderes

netztechnisches Betriebsmittel

(bnBm) gemäß § 11 Abs. 3 Energiewirtschaftsgesetz

(EnWG) im Netzgebiet der

Amprion errichtet. Derartige Anlagen sollen

überall dort entstehen, wo es die Sicherheit

und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsystems

erfordert. In Süddeutschland

ist dies insbesondere vor

dem Hintergrund der bevorstehenden

Stilllegung der verbleibenden Kernkraftwerke

der Fall. Nach der geplanten Inbetriebnahme

im August 2023 ist ein Leistungszeitraum

von zehn Jahren für das

GKL vorgesehen. Am regulären Strommarkt

wird das bnBm in Leipheim nicht

teilnehmen. Ein Aufruf des Kraftwerkes ist

nur durch den Übertragungsnetzbetreiber

Amprion erlaubt.

Nach der feierlichen Grundsteinlegung

wird es nun zügig weitergehen. Die immissionsschutzrechtliche

Genehmigung sowie

die Planfeststellungsbeschlüsse für die

Gas- und Stromtrasse liegen vor. Siemens

Energy hat bereits mit der Errichtung der

Anlage begonnen. „Betriebsführung und

Instandhaltung vor Ort soll später ebenfalls

Siemens Energy übernehmen, die Projektführung

erfolgt aber aus der Lausitz.

Nach der Inbetriebnahme wird die Anlage

auch in das Leitsystem des LEAG-Kraftwerks

Schwarze Pumpe eingebunden sein

und von dort aus mit überwacht“, erklärte

der zweite Geschäftsführer der GKL, Sebastian

Lindner.

LL

www.leag.de (212860900)

Leipziger Stadtwerke feiern

Richtfest für das neue

Heizkraftwerk Leipzig Süd

• OBM Jung: Zukunftsfähige Anlage kann

perspektivisch CO 2 -neutral betrieben

werden

(l) Im Dezember 2020 wurde der Grundstein

gelegt, jetzt feiern die Leipziger Stadtwerke

Richtfest für das neue Heizkraftwerk

(HKW) Leipzig Süd. Es ist aktuell das zentrale

Projekt des Leipziger Zukunftskonzepts

Fernwärme. „Leipzig zeigt, dass es

die Energiewende in Sachsen ernst nimmt

und aktiv gestaltet. Mit dem neuen HKW

Leipzig Süd unternehmen die Leipziger

Stadtwerke bereits heute einen wichtigen

Schritt Richtung Kohleausstieg“, sagt

Wolfram Günther, Sächsischer Staatsminister

für Energie, Klimaschutz, Umwelt

und Landwirtschaft. „Um die verbindlichen

klimapolitischen Ziele zu erreichen,

brauchen wir Anlagen wie das neue Leipziger

Kraftwerk und das vorausschauende

Engagement der Kommunen. Sie sind zentrale

Handelnde auf dem Weg zur Klimaneutralität.

Das HKW Leipzig Süd trägt sowohl

zur Versorgungssicherheit bei als

auch zur Bewältigung des Strukturwandels

in der Leipziger Region.“

„Dieses neue Kraftwerk macht uns unabhängig

von der Fernwärme aus Braunkohle.

Und das auch noch schneller als geplant“,

so Burkhard Jung, Oberbürgermeister

der Stadt Leipzig und Aufsichtsratsvorsitzender

der Leipziger Gruppe.

„Mit dem Neubau des HKW Leipzig Süd sichern

wir die Energieversorgung und liefern

zugleich einen wichtigen Beitrag zum

Erreichen der Klimaziele unserer Stadt.“

Deutschland wolle den Kohleausstieg 2038

beenden, Leipzig schaffe die Transformation

schneller. 2019 habe der Stadtrat den

Klimanotstand für Leipzig beschlossen, im

Jahr darauf sei der Grundstein fürs HKW

gelegt – und nun bereits der Richtkranz

aufgezogen worden. „Bereits Ende 2022

kann das HKW am Netz sein“, sagt Jung.

„Leipzig macht Tempo auf dem Weg zur

Wärmewende, unsere Stadtwerke erweisen

sich hier als zuverlässiger Partner. Diese

zukunftsfähige Anlage startet mit der

Brückentechnologie Erdgas und einem

überaus hohen Wirkungsgrad, wird perspektivisch

aber auch mit grünem Wasserstoff,

also komplett CO 2 -neutral, betrieben

werden können.“

Auf dem diesjährigen Mitteldeutschen

Wasserstoffgipfel, so Jung weiter, seien

sich Vertreter aus Politik, Wissenschaft und

Wirtschaft einig gewesen: An die Stelle der

kohlebasierten Energiewirtschaft in der

Region müsse eine zukunftsfähige Energielandschaft

treten. „Denn sonst wandert

neben Wissen und Können auch Wertschöpfung

in andere Regionen ab.“

Für Zukunftsthema Wasserstoff braucht es

Unterstützung von EU, Bund und Land

„Wir senden mit unserer zügig voranschreitenden

HKW-Baustelle sowohl ein

Zeichen für unser hohes Investitionstempo

als auch für unsere Verantwortung, die wir

bei der Gestaltung des Strukturwandels

übernehmen“, sagt Karsten Rogall, Geschäftsführer

der Leipziger Stadtwerke.

Das neue HKW erfülle drei wesentliche

Aufgaben gleichzeitig: Versorgungssicherheit,

Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz.

„Dabei denken wir heute schon das Übermorgen

mit. Wasserstoff hat in den Sektoren

Transport/Logistik, Industrie, Energie

und Mobilität hervorragende Qualitäten.

Deshalb treiben wir die Sektorenkopplung

als Leipziger Gruppe voran und machen

uns H2-ready. Um die entsprechende

Technologie, gekoppelt an verbraucherfreundliche

Preise, zu entwickeln, benötigen

wir aber einen verlässlicheren Rahmen.

Für das Zukunftsthema Wasserstoff

braucht es die politische und finanzielle

Unterstützung von Europäischer Union,

Bund und Land.“

„Ambitionierte Klimaziele benötigen

auch eine ambitionierte Unterstützung für

die, die sie vor Ort umsetzen“, unterstreicht

Geschäftsführer-Kollege Dr. Maik Piehler.

Es gebe entlang der kompletten Wertschöpfungskette

in der Region gute Möglichkeiten,

zukünftig die Potenziale von

grünem Wasserstoff zu heben. In der Region

stehe ein Netzwerk für grünen Wasserstoff

bereits bereit – von der Forschung

über Austausch und Produktion bis zu

Transport und Speicherung sowie Anwendung.

„Wir als Stadtwerke verstehen uns

als Nachhaltigkeits-Motor in der Region.

Dabei geht es um den passenden Mix von

Technologien. Allein im Rahmen unseres

Zukunftskonzepts Fernwärme – mit dem

Herzstück HKW Leipzig Süd – investieren

wir mehr als 300 Millionen Euro in den Bau

neuer Anlagen. Durch die Investition in

umweltfreundliche und innovative Anlagen

erzielen sie bessere Wirkungsgrade

und weniger CO 2 -Emissionen.“

Wirkungsgrad von mehr als 93 Prozent

Frank Tornau, Aufsichtsratsvorsitzender

der Leipziger Stadtwerke, sieht das HKW

Leipzig Süd als „ein Projekt, das wirklich

für Zukunft steht: „Ich habe die Baustelle

mehrfach besucht und bin immer wieder

beeindruckt.“ Er hoffe sehr, dass es „vom

Bund in naher Zeit die weitere Unterstützung

erfährt, die es verdient“. Denn die

Idee, die dahinter stecke, trage langfristig.

„Ich freue mich aber auch, dass die Stadtwerke

die gegenwärtigen Herausforderungen

im Sinne eines Bürgerunternehmens

gemeistert haben. Wichtig war, die Beeinträchtigungen,

die eine Baustelle nun einmal

mit sich bringt, für Anwohner so gering

wie möglich zu halten, und sie gut zu

informieren. Deshalb wurden beim Bau

besondere Schallschutzmaßnahmen um-

28


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

gesetzt (unter anderem eine fast 150 Meter

lange temporäre Schallschutzwand zur benachbarten

Schule und Kita), Info-Materialen

verteilt und Bürger-Gespräche geführt.“

Besonders das Kraftwerksgebäude wuchs

in den letzten Monaten deutlich sichtbar

in die Höhe. Ende 2022 sollen neben ihm

ein Versorgungsgebäude, eine Pumpenhalle

und der Wärmespeicher stehen. Das

Herzstück der Anlage bilden zwei Gasturbinen

mit jeweils 62,5 MW elektrischer

Leistung. Der Abgasstrom der Turbinen

wird in den nachgeschalteten Heißwassererzeugern

genutzt, um jeweils 81,5 MW

thermische Leistung für die Wärmeversorgung

der Leipziger bereitzustellen. Die Anlage

weist in diesem gekoppelten

Kraft-Wärme-Prozess einen Brutto-Gesamtwirkungsgrad

von mehr als 93 % auf.

Durch modernste Gasturbinentechnologie

und den Einsatz von Katalysatoren werden

die Stickoxid- und Kohlenmonoxid-Emissionen

weit unter die gesetzlich zulässigen

Werte reduziert.

Der Speicher wird mit 60 Metern Höhe

das Gelände des neuen HKW Leipzig Süd

weit sichtbar überragen. Er hat ein Fassungsvermögen

von 43.000 Kubikmetern

Wasser. Im Speicher wird die im HKW erzeugte,

aber nicht sofort benötigte, thermische

Energie aufgefangen und bei Bedarf

in das Fernwärmenetz eingespeist. Auch

dies trägt zur weiteren Verbesserung von

Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit

und Klimaschutz bei.

Mehr zur konkreten Wasserstoff-Investitions-Initiative

für die Region Leipzig:

www.LHyVE.de.

LL

www.l.de (212851852)

VKU-Geschäftsführer Liebing sieht

Leipzig mit seinem neuem

Kraftwerk auf dem richtigen Weg

• Besuch auf der Baustelle des HKW

Leipzig Süd

• „Klimaschutz und

Versorgungssicherheit vereint“

(l) Auf der Baustelle des HKW Leipzig Süd,

dem zentralen Projekt für Leipzigs Zukunftskonzept

Fernwärme, geht es planmäßig

vorwärts: Während die Arbeiten an

den neuen Gebäuden zügig voranschreiten,

wächst der Wärmespeicher langsam in

die Höhe. Einen Vor-Ort-Eindruck verschaffte

sich jetzt der Geschäftsführer des

wichtigen Branchenverbandes der deutschen

Stadtwerke, Verband Kommunaler

Unternehmen (VKU), Ingbert Liebing, und

lobte die Entwicklung. „Regelbare Erzeugungsanlagen

schaffen die nötige Flexibilität

für eine sichere Versorgung. Klimaschutz

und Versorgungssicherheit dürfen

nicht gegeneinander ausgespielt werden.

Sie müssen vereint werden. Genau dies geschieht

in Leipzig. Mit ihrem neuen Kraftwerk

leisten die Leipziger Stadtwerke einen

entscheidenden Beitrag für die nachhaltige

Energie-Zukunft der Region“, so

Liebing.

Wenn das Kraftwerk in einem Jahr an

Netz geht, wird es das sauberste Gasturbinenkraftwerk

der Welt sein. Die Stadtwerke

sehen den Betrieb mit fossilem Erdgas

aber nur als Brückentechnologie und statten

das HKW jetzt schon so aus, dass es zukünftig

mit synthetischen Gasen wie beispielsweise

grünem Wasserstoff betrieben

werden kann. „Wir denken heute schon an

Übermorgen. Und die Region bietet hervorragende

Bedingungen, um das Zukunftsthema

Wasserstoff mit Partnern voranzutreiben

– und damit die Herausforderungen

der Energiewende und den anstehenden

Strukturwandel in der Region zu

meistern,“ so Karsten Rogall, Geschäftsführer

der Leipziger Stadtwerke. „Um dies

umsetzen zu können, benötigen wir einen

verlässlichen gesetzlichen Rahmen und

Zusagen für notwendige Anschubförderungen.“

Es gebe in Leipzig und Mitteldeutschland

entlang der kompletten Wertschöpfungskette

gute Möglichkeiten, zukünftig

die Potenziale von grünem Wasserstoff

zu heben. Ein Netzwerk für grünen

Wasserstoff stehe bereit – von der Forschung,

Produktion bis zu Transport und

Speicherung.

„Das Signal, dass von der aktuellen Leipziger

HKW-Baustelle ausgeht, ist: Wir

übernehmen aktiv Verantwortung für den

Strukturwandel und halten ein hohes Tempo

beim notwendigen Umbau des Wärmeversorgungssystems“,

so Thomas Brandenburg,

verantwortlicher Abteilungsleiter für

den Aufbau der neuen Anlagen.

Liebing sagte den Leipzigern unterdessen

seine weitere Unterstützung zu. „In

ganz Deutschland brauchen wir mehr Dynamik

für den Bau neuer Anlagen, um im

Jahr 2045 die angestrebte Klimaneutralität

in Deutschland erreichen zu können. Wichtig

ist, dass die nächste Bundesregierung

die richtigen Weichen stellt, um sowohl

den Ausbau der Erneuerbaren Energien voranzutreiben

als auch Versorgungssicherheit

zu gewährleisten“, so Liebing.

Die Leipziger Stadtwerke investieren im

Rahmen ihres Zukunftskonzepts Fernwärme

– mit dem Herzstück HKW Leipzig Süd

– in den nächsten Jahren mehr als 300 Millionen

Euro in den Bau neuer Anlagen.

Durch die Investition in umweltfreundliche

und innovative Anlagen erzielen sie bessere

Wirkungsgrade und weniger CO 2 -Emissionen.

LL

www.l.de (212852055)

Region Leipzig: Netzwerk für

Energieeffizienz spart mehr als

10.000 Tonnen CO 2 ein

• IHK-Chef Kirpal:

Maßnahmen zahlen sich aus

• Referatsleiterin Pflaum:

Arbeit wird fortgesetzt

(l) Ziel erreicht und getoppt: 10.176 Tonnen

CO 2 und 37.301 MWh hat das Energieeffizienz-Netzwerk

der Region Leipzig zwischen

Oktober 2019 und Mai 2021 eingespart.

Das entspricht der CO 2 -Menge, die 2.000

Leipziger pro Jahr produzieren. Zum Start

hatte sich das Team aus 15 Unternehmen

unter der Trägerschaft der Leipziger Stadtwerke

und der Industrie- und Handelskammer

zu Leipzig ein Einsparungsziel von

9.200 Tonnen CO 2 und 37.000 MWh gesetzt.

Auf dem heutigen Bilanztreffen

sprach Simone Ariane Pflaum, Leiterin des

Klimaschutz-Referats der Stadt Leipzig,

deshalb von einem „sehr guten Ergebnis“

und kündigte die Fortsetzung des Netzwerks

an.

„Ich bin sehr froh, dass es einen solchen

Zusammenschluss von Unternehmen in

und um Leipzig gibt und wir – auch in Pandemie-Zeiten

– konkrete Ergebnisse erreicht

haben“, sagte Pflaum. „Für unsere

Zukunft ist Nachhaltigkeit ein wesentlicher

Aspekt. Energieeffizienz spielt dabei eine

wichtige Rolle. Aktiver Wissensaustausch

treibt sie voran und stärkt den Klimaschutz.

Das Netzwerk hilft dabei jedem einzelnen

Partner und uns allen gemeinsam. Da etwa

45 Prozent der erfassten Treibhausgasemissionen

in Leipzig durch die Wirtschaft

verursacht werden, ist es uns ein großes

Anliegen, die Unternehmen stärker in die

Umsetzung der Leipziger Klimaschutzstrategie

mit einzubinden.“

Ziel des Netzwerks war und ist die gemeinsame

und transparente Senkung von

CO 2 -Emissionen. Trotz der Einschränkung

durch die Pandemie hielten die Teilnehmer

an ihren geplanten Investitionen in Klimaschutz

und Energieeffizienz fest und setzen

insgesamt 42 Maßnahmen um. Schwerpunkte

dabei waren unter anderem Beleuchtung,

Prozesstechnik, Heizung/

Warmwasser und Lüftungstechnik. Hier einige

konkrete Beispiele: GF Casting Solutions

stellten vom manuellen auf automatisches

Gussputzen um. Kirow erneuerte

Lampen in Werkshallen und Verwaltungsgebäuden.

Die LVB modernisierte Beleuchtungen

mit LED im Betriebshof Lindenau

und am Standort Wittenberger Straße. Und

die WEV installierten ein Blockheizkraftwerk

für Biogas aus Abfallbehandlung.

Partner profitieren voneinander und

senken Kosten

„Mit der Expertise unserer Energieeffizienz-

und Klimaschutzberater tragen wir

dazu bei, innerhalb des Netzwerks Einsparpotenziale

bestmöglich gemeinsam zu heben,

um so den Klimaschutzzielen unserer

29


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Stadt näher zu kommen“, sagt Dr. Maik

Piehler, Geschäftsführer der Leipziger

Stadtwerke. „Es geht im Netzwerk darum,

sich auszutauschen. So muss nicht jeder

die Erfahrungen separat sammeln, sondern

man profitiert voneinander. Effizienzmaßnahmen

werden dadurch schneller

gefunden und sind wirtschaftlicher.“

Kristian Kirpal, Präsident der IHK zu

Leipzig, sagte: „Angesichts hoher Energiekosten

zahlen sich Maßnahmen zur Steigerung

der Energieeffizienz für Unternehmen

auf lange Sicht aus. Mit unserem Netzwerk

wollen wir die Unternehmen in der

Region weiter ermutigen, im Verbund mit

anderen Unternehmen und Fachexperten

an effektiven Lösungen zu arbeiten. Das

ermöglicht, Einsparpotenziale auszuschöpfen

und so energiekostenbedingte

Standortnachteile gegenüber dem Ausland

zumindest schrittweise abzubauen.“

„Für uns ist Ressourcen- und Klimaschutz

ein ständiger Begleiter. Mithilfe des Netzwerks

konnten nicht nur positive Effekte

für das Klima erreicht, sondern auch die

branchenübergreifende Zusammenarbeit

vertieft und gemeinsam Potenziale gehoben

werden“, betonte Volker Stein, Ingenieur

für Umweltschutz und Energieeffizienz

bei der Model Sachsen Papier GmbH (ehemals

Stora Enso Eilenburg).

Das erfolgreiche Netzwerk soll nun in die

Verlängerung für mindestens zwei weitere

Jahre gehen. Durch die Umsetzung zusätzlicher

Effizienzmaßnahmen bis Ende 2023

sollen die jährlichen CO 2 -Einsparungen

erhöht werden.

LL

www.l.de (212852054)

Ørsted signs monopile foundation

contracts for offshore

wind projects

(orsted) Following an EU tender, Ørsted

has signed strategic volume contracts with

Bladt Industries and Steelwind Nordenham

who will be supplying monopile foundations

for Ørsted‘s German offshore wind

farms Gode Wind 3 (242 MW) and Borkum

Riffgrund 3 (900 MW).

The two suppliers will be manufacturing

a total of 107 monopile foundations for the

German projects, including the foundation

for the offshore substation for Gode Wind

3. Steelwind Nordenham will be supplying

66 monopiles, while Bladt Industries will

be supplying 41 monopiles. In addition,

Ørsted has secured call-off rights with

Bladt and Steelwind for further volume for

other projects, if needed.

Subject to Ørsted‘s final investment decisions,

Gode Wind 3 and Borkum Riffgrund

3 are expected to become fully operational

by 2024 and 2025, respectively. Both projects

will be powered by Siemens Gamesa‘s

11 MW offshore wind turbines.

To carry the increasingly larger offshore

wind turbines, monopile foundations have

grown significantly in size over the past

decade. The monopiles for future offshore

wind farms, including Borkum Riffgrund 3

and Gode Wind 3, will be up to 100 meters

long, have a diameter of almost 10 meters,

and weigh 1,200 tonnes or more.

Richard Hunter, Chief Operating Officer

at Ørsted, says: „Our global pipeline of offshore

wind projects allows us to sign strategic

volume contracts with the supply chain

to ensure that key components are available

to us when we need them. At the same

time, by placing large volume orders, we

can give suppliers the visibility they need

to invest in their manufacturing facilities

and build long-term capacity, which will

benefit the whole industry and thereby

benefit the transition from fossil fuels to

renewable energy.“

Andreas Liessem, Managing Director of

Steelwind Nordenham, says: „With our innovative

products and services, we make

an important contribution to the sustainable

production of renewable energy. The

cooperation with Ørsted for the construction

of Borkum Riffgrund 3 and Gode Wind

3 proves that Steelwind Nordenham has

established itself in the market as a reliable

manufacturer of high-quality XL monopiles.

We are proud to make a significant

contribution to the energy transition with

our monopiles, which are made of quality

steel from our parent company Dillinger.“

Anders Søe-Jensen, CEO of Bladt Industries,

says: „We are happy to receive the orders

from Ørsted, which allows us to continue

our long-standing partnership. We consider

it a vote of confidence, and we are

pleased to continue our support for the green

transition together with one of the world‘s

leading energy companies. The production

will create many new jobs in the Odense area

in the years to come, and we expect all positions

at our new production facility to be occupied

from day one. With this order, we

strengthen our position as a leading supplier

to the offshore wind market.“

LL

www.orsted.com (212860905)

Experts in artificial island construction

support Ørsted and ATP

with the North Sea energy island

(orsetd) Ørsted, the global leader in offshore

wind, and ATP, Denmark‘s largest

institutional investor, are bringing in three

world-leading industrial construction experts

to support Ørsted and ATP‘s bid for

the North Sea energy island.

The Danish North Sea energy island is a

bold and visionary ambition for developing

renewable energy at an unprecedented

scale and a step change in delivering on

Denmark‘s and the EU‘s carbon emission

reduction targets.

Constructing the world‘s first artificial energy

island will require collaboration between

highly specialised companies with

proven track-records within renewable energy

development and complex offshore

construction.

That‘s why Ørsted, the global leader in

offshore wind, and ATP, Denmark‘s largest

institutional investor, are now bringing in

three world-leading industrial construction

experts to support Ørsted and ATP‘s

bid for the North Sea energy island:

Aarsleff, Bouygues, and Van Oord.

The three companies bring extensive design

and engineering competences as well

as vast experience from complex offshore

construction projects around the globe.

With these partners on board, the Ørsted-

ATP consortium has laid the foundation for

a successful delivery of the North Sea energy

island which will be a hub for renewable

energy, create local jobs, and further

strengthen Denmark‘s strong position as an

exporter of renewable energy solutions.

Aarsleff, the Danish specialist in largescale

projects within infrastructure, climate

change adaption, and energy, will be

leading the construction work. The company

was a key construction partner at the

Oresund Link that connects Denmark and

Sweden, has led several harbour expansion

projects in the Nordics, including the ports

of Skagen, Frederikshavn, and Stockholm,

and has installed 600 foundations for offshore

wind turbines at Horns Rev 2 and

London Array Offshore Wind Farm, among

others. Aarsleff has a long track-record of

working in the North Sea, employs 7,200

people, and is headquartered in Aarhus,

Denmark.

Bouygues Travaux Publics, an affiliate of

Bouygues Construction, the leader in sustainable

construction with 58,700 employees

and operations in 60 countries. Bouygues

bring in world-leading expertise in

designing, building and operating large

scale offshore constructions, such as bridges,

tunnels, and land reclamations. Bouygues

has also constructed many complex

and record-breaking projects, including

the Monaco Offshore Extension and Paris‘

first zero-carbon district. Bouygues is headquartered

in Paris, France.

Van Oord, the market-leading specialist

in marine contracting with more than 150

years of experience. Van Oord employs

5,000 people and focuses on dredging,

land-reclamation and offshore wind. The

company has constructed the Palm Jumeirah

and many other artificial islands and

has decades of experience in installation of

offshore wind turbines, foundations, and

cables. Van Oord has worked with Ørsted

on offshore projects in several countries

across the globe and is headquartered in

Rotterdam, The Netherlands.

30


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Rasmus Errboe, Head of Continental Europe

at Ørsted, says: „Ørsted has 30 years

of experience in working with highly specialised

engineering companies in offshore

wind. Aarsleff, Bouygues and Van Oord

comprise the strongest possible team to

support our bid for the Danish North Sea

energy island. We are prepared to accelerate

the green transition in a new and innovative

way which will contribute to the

transformation of the Danish energy system

and benefit the Danish society whilst

providing green solutions for Denmark and

our European neighbours. We have selected

these world-class suppliers based on

their outstanding credentials within sustainability

and innovation to make sure

that the energy island is constructed with

respect for the unique environment in the

North Sea and with the highest degree of

technical and commercial competences.“

On behalf of the contractors of the consortium,

Jesper Kristian Jacobsen, CEO of

Per Aarsleff A/S, says: „The establishment

of an energy island in the North Sea is an

innovative and groundbreaking project

and an important step towards contributing

to solving the climate challenges. The

complementary expertise of Bouygues

Travaux Publics, Van Oord, and Aarsleff

within offshore work will make up a strong

partnership, and we look forward to contributing

to the project together with

Ørsted and ATP.“

The North Sea Energy island is expected

to be tendered in 2023 where Ørsted and

ATP intend to submit a bid.

LL

www.orsted.com (212860906)

EU OYSTER Consortium chooses

Grimsby for innovative hydrogen

project

(orsted) Grimsby has been chosen as the

location for an innovative „marinised“

electrolyser project for renewable hydrogen

production. The Fuel Cells and Hydrogen

Joint Undertaking (FCH JU) funded

OYSTER project will develop and demonstrate

an electrolyser system designed to

be integrated with offshore wind turbines.

The project will also investigate the potential

of using pipelines to transport hydrogen

to shore.

Renewable hydrogen is rapidly emerging

as a key tool in the green transformation,

providing a clear green path forward for

many sectors that would otherwise be difficult

to decarbonise, such as heavy industry

and heavy transport. Developing offshore

hydrogen production, by utilising

electrolysers which only require water and

renewable electricity to generate renewable

hydrogen, further increase this potential

by providing a means of transporting

low-cost renewable energy from areas of

excellent resource to demand centres.

Reaching the EU Hydrogen Strategy target

of 40GW of electrolysers by 2030 is expected

to require both onshore and offshore

electrolysers. The OYSTER project –

being undertaken by a consortium of ITM

Power, Ørsted, Siemens Gamesa Renewable

Energy, and Element Energy – will develop

and test a megawatt-scale, fully

marinised electrolyser in a shoreside pilot

trial, which will be located in Grimsby. The

project will also explore the feasibility and

potential of combining an offshore wind

turbine directly with an electrolyser and

transporting renewable hydrogen to shore.

The project is 100% funded by the FCH JU,

a public private partnership of the European

Commission, who awarded the project

EUR 5 million in January 2021

The OYSTER consortium selected Grimsby

because of the region‘s strong connection

to renewable energy, in particular offshore

wind. Grimsby is home to the O&M

hub for Ørsted‘s UK East Coast operations,

including Hornsea One and Hornsea Two,

which will be the world‘s largest offshore

wind farm when completed in 2022. Both

offshore wind farms use Siemens Gamesa

turbines and are fitted with blades manufactured

in Hull. The Humber is also home

to Gigastack which is developing a blueprint

for the deployment of industrial-scale

renewable hydrogen from offshore wind.

The Gigastack project is led by a separate

consortium, consisting of ITM Power,

Ørsted, Element Energy and Phillips 66

Limited.

Due to the high density of energy intensive

industries such as refineries, power

stations, steel works and glassworks that

flank the banks of the Humber, the region

is the UK‘s largest industrial cluster by carbon

dioxide emissions; 12.4MtCO 2 /yr. Decarbonisation

of the Humber is vital for the

UK‘s legally binding net-zero 2050 target

as well as the future economy of the Humber,

and renewable hydrogen coupled with

offshore wind could play a central role in

achieving this ambition.

To realise the potential of offshore hydrogen

production, there is a need for compact

electrolysis systems that can withstand

harsh offshore environments and have

minimal maintenance requirements while

still meeting cost and performance targets

that will allow production of low-cost hydrogen.

The OYSTER project will provide a

major advance towards this aim.

The OYSTER electrolyser system will be

designed to be compact, to allow it to be

integrated with a single offshore wind turbine,

and to follow the turbine‘s production

profile. Furthermore, the electrolyser system

will integrate desalination and water

treatment processes, making it possible to

use seawater as a feedstock for the electrolysis

process.

ITM Power is responsible for the development

of the electrolyser system and the

electrolyser trials, while Ørsted will lead

the offshore deployment analysis, the feasibility

study of future physical offshore

electrolyser deployments, and support ITM

Power in the design of the electrolyser system

for marinisation and testing. Siemens

Gamesa Renewable Energy and Element

Energy are providing technical and project

management expertise.

Dr Graham Cooley, CEO of ITM Power,

said: „Renewable hydrogen is the cleanest

fuel available to us today. Utilising offshore

wind energy, and generating renewable

hydrogen using water in the process of

electrolysis, offers a route to be able to decarbonise

the entire energy system. ITM

Power is delighted to be supporting this

move towards a greener, cleaner future.“

Duncan Clark, Head of UK Region for

Ørsted, said: „The combination of offshore

wind and renewable hydrogen production

holds game-changing potential to decarbonise

otherwise hard to abate sectors, and

as the largest offshore wind company in

the world, we are exploring offshore hydrogen

production as a future, supplemental

way of getting large amounts of renewable

energy, generated from plentiful offshore

wind, to where it is needed. Just as

with scaling-up offshore wind, early lessons

from projects like this can then be deployed

across the region and around the

world.“

Michael Dolman, Partner at Element Energy,

said: „Since supporting the formation

of the OYSTER project, we‘ve seen a growing

number of projects planning offshore

hydrogen production and increasing interest

in this area from a wide range of stakeholders.

With the selection of a location for

the demonstrator, OYSTER is progressing

well and will play a valuable role in advancing

electrolysis technology for offshore

applications.“

Bart Biebuyck, Executive Director, Fuel

Cells and Hydrogen Joint Undertaking

(FCH JU), said: „In order to meet the challenging

EU Hydrogen Strategy target of

40GW renewables-fed electrolysers by

2030, off-shore wind parks will play an essential

role. Depending on local conditions

it may be optimal to move the electrolysers

offshore and transport hydrogen rather

than electricity to shore. The FCH JU is

proud to support the OYSTER project as a

stepping stone for off-shore electrolysers

through the development of a fully „marinised“

MW-scale electrolyser to be tested

right next to the sea front and therefore

contribute continuously to developing

technologies for a climate-neutral future.“

31


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Site map of the Oyster Test Facility

OYSTER project and the FCH2-JU

This project has received funding from

the Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking

(FCH2-JU) under grant agreement

No. 101006751. This Joint Undertaking receives

support from the European Union‘s

Horizon 2020 research and innovation

programme, Hydrogen Europe, and Hydrogen

Europe Research. The FCH2-JU is a

unique public-private partnership supporting

research, technological development,

and demonstration (RTD) activities in fuel

cell and hydrogen energy technologies in

Europe. Its aim is to accelerate the market

introduction of these technologies, realising

their potential as an instrument in

achieving a carbon-clean energy system.

About ITM Power

ITM Power plc manufactures integrated

hydrogen energy solutions for grid balancing,

energy storage and the production of

renewable hydrogen for transport, renewable

heat and chemicals. In October 2019,

the Company announced the completion of

a £58.8 million fundraising, including an

investment by Linde of £38 million, together

with the formation of a joint venture

with Linde to focus on delivering renewable

hydrogen to large-scale industrial projects

worldwide.

In November 2020, ITM Power completed

a £172m fundraising, including a £30m investment

by Snam, one of the world‘s leading

energy infrastructure operators. ITM

Power operates from the world‘s largest

electrolyser factory in Sheffield with a capacity

of 1GW (1,000MW) per annum. ITM

Power received an order for the world‘s

largest PEM electrolyser of 24MW from

Linde in January 2021. Other customers

and partners include Sumitomo, Ørsted,

Phillips 66, Scottish Power, Siemens Gamesa,

Cadent, Northern Gas Networks, Gasunie,

RWE, Engie, GNVert, National Express,

Toyota, Hyundai and Anglo American

among others.

LL

www.orsted.com (212860908)

Kooperation von DEUTZ und

RheinEnergie: Wasser stoff motor

erzeugt Energie

• DEUTZ-Wasserstoffmotor im

Pilotversuch bei RheinEnergie.

• Erster Einsatz des „Zero Emission“-

Motors im Heizkraftwerk in Köln-Niehl.

(rheinenergie) Zwei Kölner Unternehmen

mit langer Tradition, die DEUTZ AG als einer

der weltweit führenden Hersteller von

Motoren und Antriebstechnik sowie die

RheinEnergie AG als regionaler Energiedienstleister

mit einem klaren Bekenntnis

zur Energiewende, bündeln ihr Know-how

für einen ersten Pilotversuch der stationären

Energieerzeugung auf Basis eines mit

Wasserstoff betriebenen Motors.

Die RheinEnergie hat in ihrer Roadmap

zum Klimaschutz klare Ziele auch für eine

klimaneutrale Erzeugung von Energie formuliert.

Wasserstoff wird künftig dabei

eine wichtige Rolle spielen, er ersetzt langfristig

fossile Energieträger wie Erdgas.

Ab Anfang 2022 soll ein solcher Wasserstoff-Motor

in Kombination mit einem Generator

rund 200 Kilowatt elektrische Leistung

liefern. Standort für diesen Pilotversuch

wird das Heizkraftwerk Köln-Niehl

der RheinEnergie. Die Beschaffung des

Wasserstoffs erfolgt über den Energieversorger

und ist bereits gesichert.

„Diese erste Anlage wollen wir dort zunächst

testen und gemeinsam mit den Experten

von DEUTZ Erfahrungswerte im

stationären Betrieb dieses Motors mit dem

angeschlossenen Generator gewinnen“,

sagt Dr. Dieter Steinkamp, Vorstandsvorsitzender

der RheinEnergie. „Diese kompakte

Anlage lässt sich als dezentrale Energieversorgung

für klimagerechte Gebäude oder

Quartiere ideal nutzen, vielleicht auch an

Einsatzstellen, die bislang nicht an ein

Strom- oder Wärmenetz angeschlossen

sind.“

In einem ersten Testzyklus geht es rein

um die Stromerzeugung mit Hilfe des

DEUTZ-Motors. Nach rund sechs Monaten

soll sich eine zweite, ebenfalls mehrmonatige

Phase anschließen, in der auch die

Nutzung der Abwärme aus dem Aggregat

erfolgt (Kraft-Wärme-Kopplung).

Eigenentwicklung von DEUTZ

Der zum Einsatz kommende Motor ist

eine Eigenentwicklung von DEUTZ. Das

Konzept basiert auf einem bestehenden

Dieselmotor. „Wir sind sehr stolz, dass unser

Wasserstoffmotor reif für den Markt

ist“, sagt Dr. Frank Hiller, Vorstandsvorsitzender

der DEUTZ AG. „Erste Tests auf

dem Prüfstand haben wir erfolgreich abgeschlossen.

Nun sind wir gespannt auf die

Praxiserprobung des TCG 7.8 H2 im Pilotprojekt

mit der RheinEnergie“, so Hiller

weiter.

Aufgrund der zur Verfügung stehenden

Infrastruktur, insbesondere bezüglich der

Versorgungslage mit Wasserstoff, sieht der

Antriebsspezialist die Verwendung zunächst

in stationären Anlagen. „Grundsätzlich

eignet sich der Wasserstoffmotor jedoch

für alle heutigen DEUTZ-Anwendungen im

Off-Highway-Bereich“, erklärt Michael Wellenzohn,

DEUTZ-Vorstand für Vertrieb,

Marketing und Service. „Eine Serienproduktion

planen wir ab 2024. Der erste Praxistest

ist ein wichtiger Schritt auf dem Weg

dorthin. Wir freuen uns, diesen gemeinsam

mit der RheinEnergie zu gehen.“

Für den Betriebsversuch am Standort

Niehl investieren beide Partner zusammen

zunächst rund 1,3 Millionen Euro. Was im

ersten Schritt im eher kleinen Maßstab erprobt

wird, kann Keimzelle sein für eine

dezentrale, nachhaltige und treibhausgasfreie

Energieversorgung in Ballungsgebieten

– vor allem dann, wenn der Bezugspreis

für den Wasserstoff marktfähig wird.

LL

www.deutz.com (212861124)

www.rheinenergie.com

RWE unterstützt britische

Wasserstoffstrategie

• Unternehmen wird zum Aufbau einer

Wasserstoffwirtschaft in

Großbritannien beizutragen

• RWE treibt 30 Wasserstoffprojekte in

Großbritannien, Deutschland und den

Niederlanden voran

Sopna Sury, COO Hydrogen RWE Generation:

„RWE begrüßt die Veröffentlichung

der britischen Wasserstoffstrategie. Als Unternehmen

sind wir entlang der gesamten

Wertschöpfungskette in Europa gut aufgestellt

und stehen bereit, die Umsetzung der

Wasserstoffstrategie zu unterstützen. Unsere

Wasserstoffprojekte in Großbritannien

sind Teil unseres Ziels, bis 2040 klimaneutral

zu werden. Wasserstoff ist für die

Dekarbonisierung Großbritanniens entscheidend,

angefangen bei industriellen

Prozessen.“

32


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Kansai EPCO und RWE kooperieren für ein Floating-Offshore-Windprojekt in Japan. Auf dem Foto

(v.l.n.r.): Shinichi Kato, Country Chair Japan von RWE Renewables, und Nozomu Mori,

Representative Executive Officer and Executive VP – The Kansai Electric Power Co., Inc.

(rwe) Die britische Regierung hat ihre

Wasserstoffstrategie vorgestellt. Darin

sieht RWE, eines der weltweit führenden

Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren

Energien und einer der wesentlichen

Akteure beim Aufbau der Wasserstoffwirtschaft,

einen großen Schritt nach vorn. Das

Unternehmen wird die im Strategiepapier

vorgestellten Vorschläge umfassend analysieren

und sich im Rahmen der angekündigten

Konsultationen äußern.

Wasserstoff wird ein Schlüssel zur Dekarbonisierung

sein, und als Partner der Industrie

ist RWE Teil dieser Lösung. Als einer

der größten Stromerzeuger in Großbritannien

ist RWE perfekt aufgestellt, um die

Entwicklung der Wasserstoffindustrie zu

unterstützen. Dank seines großen Portfolios

an Erneuerbaren Energien kann das

Unternehmen eine beträchtliche Menge an

grüner Energie liefern – dem Schlüssel zur

Herstellung von grünem Wasserstoff. Darüber

hinaus sind die unternehmenseigenen

Gaskraftwerke potenzielle Abnehmer

von Wasserstoff. Gleichzeitig kann RWE

ihre umfassende Expertise in Sachen Gasspeicher

und Versorgung von Industriekunden

einbringen.

Tom Glover, RWE UK Country Chair:

„RWE ist ein Treiber der Energiewende.

Rund 90 Prozent unserer Investitionen fließen

in grüne Technologien, darunter Erneuerbare

Energien und Speicher. Wasserstoff

wird der Schlüssel zum Erreichen der

Klimaneutralität in industriellen Prozessen

sein. RWE ist bereit, eine wesentliche Rolle

bei der Bereitstellung dieser neuen Technologie

zu spielen und qualifizierte Arbeitsplätze

in diesem Bereich zu schaffen.“

RWE treibt grüne Innovation voran und

hat die Entwicklung der britischen Offshore-Windindustrie

maßgeblich mitgestaltet:

Das Unternehmen hat 2002 mit der

Blyth-Demonstrationsanlage den ersten

Offshore-Windpark des Landes und 2004

mit North Hoyle den ersten kommerziellen

Offshore-Windpark realisiert. Ein spezialisiertes

Team von rund 250 Beschäftigen

arbeitet bei RWE an der Entwicklung von

Wasserstoffprojekten in Großbritannien,

Deutschland und den Niederlanden. Gemeinsam

mit namhaften Partnern aus Industrie

und Wissenschaft treibt RWE die

Entwicklung von 30 Wasserstoffprojekten

entlang der gesamten Wertschöpfungskette

voran.

In Großbritannien unterstützt RWE als

Partner des South Wales Industrial Cluster

(SWIC) Entwicklungen zum Einsatz von

Wasserstoff in industriellen Prozessen. Im

Rahmen seiner Initiative Pembroke Net

Zero Centre (PNZC) untersucht das Unternehmen

die Machbarkeit einer grünen

Wasserstoffproduktion am Kraftwerksstandort

Pembroke sowie die Nutzung von

Wasserstoff für eine kohlenstoffarme Stromerzeugung.

Langfristig zieht RWE die Erzeugung

von grünem Wasserstoff im Gigawatt-Maßstab

in Betracht mit Hilfe von

schwimmenden Offshore-Windkraftanlagen

in der Keltischen See.

Zu den weiteren Wasserstoffprojekten,

die RWE vorantreibt, zählen u.a. GET H2,

ein branchenübergreifendes Konsortium in

Lingen zur Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur

und einer 100-MW-Elektrolyseanlage,

NortH2, ein Zusammenschluss

von Unternehmen, um in den Niederlanden

einen Knotenpunkt für grünen

Wasserstoff aufzubauen sowie AquaVentus,

ein Projekt, um mittels Strom aus

Offshore-Windkraftanlagen Elektrolyseure

in der Nordsee vor Helgoland zu betreiben.

Das Strategiepapier der britischen Regierung

zu Wasserstoff ist auf der offiziellen

Website (www.gov.uk, direkter Link

https://t1p.de/xuzs)verfügbar.

LL

www.rwe.com (212860915)

Kansai EPCO und RWE

kooperieren für ein Floating-

Offshore-Windprojekt in Japan

(rwe) Kansai Electric Power (Kansai EPCO)

und RWE Renewables (RWE) haben ein gemeinsames

Abkommen unterzeichnet, um

zusammen die Realisierung eines schwimmenden

Offshore-Windparks im Großformat

vor der Küste Japans zu untersuchen.

Die beiden Unternehmen haben beschlossen,

ihre bereits bestehende Beziehung zu

vertiefen und die jeweiligen sich ergänzenden

Stärken gewinnbringend einzusetzen,

um Japan bei seinem Ziel der Klimaneutralität

bis 2050 zu unterstützen.

Sven Utermöhlen, COO Wind Offshore

Global bei RWE Renewables: „Wir sehen

großes Potential bei Floating Offshore

weltweit, vor allem in Ländern mit tiefen

Küstengewässern, wie Japan. Schwimmende

Windkraftanlagen können uns dabei

helfen, dieses ungenutzte Potential vor der

japanischen Küste zu nutzen. Als ein weltweit

führendes Unternehmen im Bereich

Offshore-Wind ist RWE auch im wachsenden,

innovativen Segment der schwimmenden

Windkraftanlagen vorne mit dabei.

Mit Kansai EPCO haben wir einen Partner

an unserer Seite, dessen lokale Expertise

unsere internationale Erfahrung und

unser technisches Know-how perfekt ergänzt,

der zudem unsere Werte teilt, und

ebenso wie wir Offshore-Wind in Japan

ausbauen möchte.“

Nozomu Mori, Director, Representative

Executive Officer, Executive Vice President

bei Kansai EPCO: „Als führendes Unternehmen

im Bereich klimaneutrale Energie

haben wir verkündet, dass Kansai Electric

Power Group anstrebt, bis 2050 in allen

Geschäftsbereichen, einschließlich Stromerzeugung,

klimaneutral zu werden. Wir

sind der Auffassung, dass die Entwicklung

schwimmender Offshore-Windkraftanlagen

einen entscheidenden Beitrag hierzu

liefern wird. RWE ist im Offshore-Windgeschäft

in Großbritannien ein wichtiger

Partner für uns. Wir sind überzeugt, dass

unsere bestehende Partnerschaft um den

Betrieb sicherer und zuverlässiger Offshore-Windanlagen

in Japan erweitert werden

kann, wenn wir die Erfahrung und Expertise

von Kansai EPCO auf dem japanischen

Strommarkt und RWEs weltweite Fachkompetenz

bei Offshore-Wind miteinander

kombinieren.“

Partnerschaft sorgt für Rückenwind im

Offshore-Geschäft dank gebündelter

Expertise

RWE kann im Bereich Offshore-Wind auf

eine Erfolgsgeschichte zurückblicken, und

zwar auf allen Stufen der Wertschöpfungskette:

von Entwicklung, Errichtung und

Erzeugung über Transport bis hin zur Vermarktung.

Zudem arbeitet das Unternehmen

derzeit an drei Demonstrationsprojekten

für schwimmende Windkraftparks in

33


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Norwegen, Spanien und den USA, um verschiedene

Fundament-Konzepte für

schwimmende Anlagen zu testen. In unterschiedlichen

Regionen Japans, beispielsweise

in den Präfekturen Akita and Niigata,

untersucht RWE ebenfalls die Machbarkeit

von bodenverankerten Windprojekten.

Kansai EPCO, führend auf dem Gebiet der

klimaneutralen Energieerzeugung, prüft

derzeit neue Methoden, um den Ausbau

von Erneuerbaren Energien zu forcieren

und diese als Standard zu etablieren. Ziel

des Unternehmens ist, seine in Japan und

weltweit installierte Leistung aus erneuerbaren

Energiequellen von derzeit 6 Gigawatt

bis zum Ende der nächsten Dekade

um mehr als 2 Gigawatt zu erhöhen. In Japan

treibt Kansai EPCO die Entwicklung

von Offshore-Windprojekten in zahlreichen

Regionen, u.a. in den Präfekturen

Akita, Yamagata und Nagasaki, voran. In

Europa ist das Unternehmen an zwei

Offshore-Windprojekten beteiligt, davon

eins in Zusammenarbeit mit RWE.

Mit dieser weiteren Zusammenarbeit intensivieren

die beiden Unternehmen ihre

Partnerschaft weiter.

LL

www.rwe.com (212860916)

200-Megawatt-Solarprojekt in

den USA: RWE kooperiert mit

Constellation

• Constellation-Kunden PepsiCo,

McCormick, Best Buy und ViacomCBS

beziehen künftig Solarstrom aus

RWE-Anlage per Langfristvertrag

• Photovoltaikanlage Big Star ist mit

80-MW-/120-MWh-Batteriespeicher

gekoppelt

• Inbetriebnahme für

2. Quartal 2022 geplant

(rwe) RWE Renewables und Constellation,

ein US-Energieunternehmen und Energiedienstleister,

haben eine Kooperation vereinbart,

um eine Photovoltaikanlage zu

realisieren. Der Solarpark Big Star mit einer

installierten Kapazität von 200 MW

entsteht in Texas, östlich von Austin, und

wird mit einem 80-MW-/120-MWh-Batteriespeichersystem

gekoppelt. Nach der für

das 2. Quartal 2022 geplanten Inbetriebnahme

von Big Star wird Constellation

Strom und Grünstromzertifikate (Renewable

Energy Certificates, REC) abnehmen.

Der Lieferumfang entspricht einer Inanspruchnahme

von 140 MW der Anlage.

Den Strom vermarket Constellation an

Großkunden und hat mit ihnen bereits

entsprechende langfristige Stromlieferverträge

abgeschlossen: PepsiCo, McCormick

& Company, Best Buy und ViacomCBS werden

für ihre lokalen Geschäftsaktivitäten in

Texas mit grünem Strom aus Big Star versorgt

werden.

Silvia Ortín, CEO Wind Onshore und PV,

RWE Renewables: „Als einer der weltweit

führenden Betreiber von Anlagen auf Basis

Erneuerbarer Energien tragen wir zur

Energiewende bei und unterstützen Unternehmen

beim Erreichen ihrer Nachhaltigkeitsziele.

Der Standort unserer Photovoltaikanlage

Big Star in Texas ist ideal, um

Constellation und ihre Kunden mit grünem

Strom für ihre Geschäftsaktivitäten zu versorgen.“

„Dieser Deal zeigt, was möglich ist, wenn

Kunden sich gemeinsam für Klimaschutz

und die Verringerung ihres jeweiligen

CO 2 -Fußabdrucks einsetzen“, sagt Jim

McHugh, CEO von Constellation. „Wir sind

stolz darauf, unseren Kunden saubere

Energielösungen anbieten zu können. Erneuerbare

Energien tragen dazu bei, dass

sie ihre Umweltschutzziele erreichen.“

Mehr als ein Drittel der Kapazitäten des

RWE-Konzerns im Bereich der Erneuerbaren

Energien liegen in den USA. Damit

spielt das Land eine Schlüsselrolle in der

Strategie von RWE und ihrem Ziel, das Erneuerbaren-Geschäft

weiter auszubauen.

RWE baut, besitzt und betreibt einige der

leistungsstärksten Wind-, Solar- und Energiespeicherprojekte

in den USA.

Darüber hinaus ist RWE Teil eines Joint

Ventures namens New England Aqua Ventus.

Es konzentriert sich auf schwimmende

Offshore-Windkraftanlagen im Bundesstaat

Maine.

LL

www.rwe.com (212860932)

RWE liefert Solarstrom aus dem

Braunkohlentagebau

• Gebot in Innovationsausschreibung der

Bundesnetzagentur war erfolgreich

• Photovoltaikanlagen erzeugen

32 MW in der Spitze

– Speicherleistung von 10,5 MW

(rwe) RWE hat von der Bundesnetzagentur

den Zuschlag für zwei weitere innovative

Solarstrom-Speicher-Projekte im Tagebaubereich

bekommen: für die Anlage „PV &

Storage Garzweiler“ mit 19,4 Megawatt

Spitzenleistung (MW peak) und einer

Speicherleistung von 6,5 MW sowie für die

Anlage „PV & Storage Jackerath“ mit

12,1 MWp und 4,1MW Batteriespeicher. In

der jüngsten Innovationsausschreibung

sagte die Bundesnetzagentur RWE eine fixe

Marktprämie für den Solarstrom vom Rand

des Tagebaus Garzweiler zu. Bereits Ende

April hatte RWE den Zuschlag für eine vergleichbare

Anlage am Rand des Tagebaus

Inden erhalten.

Jetzt wird das Unternehmen Angebote

für die Komponenten der beiden geplanten

Anlagen einholen und bei der Stadt Bedburg

die Baugenehmigungen beantragen.

Läuft alles gut, könnte der Bau im nächsten

Sommer beginnen. Anfang 2023 würden

die beiden Anlagen erstmals Strom erzeugen

und speichern.

Innovativ ist nicht nur die Kombination

von Solarpanels und Batteriespeichern, die

als Puffer zwischen Solarstrom-Erzeugung

und Versorgungsnetz fungieren. Innovativ

ist auch die besondere Lage der beiden

neuen Anlagen: Sie stehen auf Betriebsflächen

im Tagebaugelände; die eine – PV &

Storage Garzweiler – auf rund zwei Kilometern

Länge direkt unterhalb des von

RWE und Stadt Bedburg betriebenen

Windparks „Königshovener Höhe“, die andere

im Westrand des Tagebaus. Beide

PV-Standorte werden im Zuge der Rekultivierung

später mit fruchtbarem Erdreich

überkippt, damit dort neue Äcker und Felder

angelegt werden können.

Katja Wünschel, COO Wind Onshore &

Solar PV Europe & APAC der RWE Renewables:

„Kaum ein Bild symbolisiert den

Strukturwandel in der Energiewelt deutlicher:

Im Rheinischen Braunkohlenrevier

betreiben und errichten wir schon heute

sechs Windparks. Jetzt kommen noch zwei

innovative Solarstrom-Speicher-Projekte

hinzu.“ RWE sei bereit, jedes Projekt in

Deutschland, das wirtschaftlich ist, zu verwirklichen.

Wünschel: „So kann die Energiewende

beschleunigt werden.“ RWE wolle

in ihrem Heimatmarkt deutlich mehr in

Erneuerbare investieren als die Milliarde

Euro, die bis 2022 schon verplant sei.

Dr. Lars Kulik, für die Braunkohle zuständiges

Vorstandsmitglied des Tagebaubetreibers

RWE Power: „Nicht nur unsere

großflächige Rekultivierung, sondern auch

die noch aktiven Tagebaubereiche bieten

viel Platz für die Erneuerbaren – damit das

Revier auch in Zukunft Energiestandort

bleibt und der Strukturwandel gelingt.“

LL

www.rwe.com (212860933)

EU-Scores-Projekt:

Partner entwickeln hybride

Offshore-Energieparks

(rwe) Das Meeresenergieprojekt European

Scalable Offshore Renewable Energy Sources

(EU-Scores) mit einem Investitionsvolumen

von 45 Millionen Euro dient bis 2025

als Wegbereiter für hybride Offshore-Parks

in ganz Europa, die mit hoher gesicherter

Leistung punkten sollen. Unter der Projektleitung

des Dutch Marine Energy Centre

(DMEC) wird EU-Scores das enorme

Offshore-Potenzial von Wind-, Wellen- und

Solarsystemen im Großformat erschließen.

Zur Zeit liegt der weltweite Stromverbrauch

pro Jahr bei rund 21.000 Terrawattstunden.

Erwartet wird, dass er sich aufgrund

der wachsenden Bevölkerung und

zunehmender Wirtschaftsleistung bis 2050

verdoppeln wird. Eine effiziente und effektive

Nutzung von Offshore-Energie spielt

bei der Energiewende in Europa eine

Schlüsselrolle und wird dabei helfen, bis

2050 klimaneutral zu werden. Um dies zu

erreichen, hat sich die EU klare Ziele gesetzt:

230 bis 440 Gigawatt (GW) installierte

Leistung bei Offshore-Wind und 40

34


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

GW bei Meeresenergie (Welle, Strömung,

Solar) bis zum Jahr 2050.

Im September fällt der Startschuss für

zwei hochkomplexe und effiziente Demonstrationsprojekte,

die die Projektpartner

gemeinsam realisieren: Zum einen eine

3 Megawatt-Offshore-Photovoltaikanlage

von Oceans of Energy, kombiniert mit einem

bodenverankerten Windpark vor der

Küste Belgiens, zum anderen ein 1,2 Megawatt-Wellenkraftwerk

von CorPower Ocean,

kombiniert mit einem schwimmenden

Windpark vor der Küste Portugals.

Die EU-Scores-Pilotprojekte sollen zeigen,

welche Vorteile die Nutzung unterschiedlicher

Energiequellen, wie Wind,

Sonne und Wellen, für eine Verstetigung

der Stromerzeugung bringen. Mit diesem

hybriden Ansatz lässt sich Strom zuverlässiger,

effizienter und günstiger erzeugen.

Namhafte Projektentwickler und Stromversorger

verleihen den Demonstrationsanlagen

zusätzlichen Auftrieb und machen

so den Weg frei für eine zukünftige Vermarktung

dieser innovativen Energieparks

im Großformat.

Ziel dieser Pilotanlagen im industriellen

Maßstab ist es zu demonstrieren, wie der

gestiegene Stromertrag und die erhöhte installierte

Leistung pro Quadratkilometer

helfen, den benötigten Meeresraum zu reduzieren,

damit eine größere Fläche für

Aquakultur, Fischerei, Schiffsverkehr und

Umweltschutzgebiete bleibt. Zusätzliche

Vorteile ergeben sich durch eine gemeinsame

Nutzung kritischer Energieinfrastruktur

und durch fortschrittliche Betriebsund

Wartungsmethoden, die zunehmend

autonom funktionieren. All dies führt zu

niedrigeren Stromgestehungskosten pro

Megawattstunde. Darüber hinaus werden

die Anlagen das europäische Stromnetz

stabilisieren und störungsfreier machen,

während gleichzeitig Wert auf Nachhaltigkeit

gelegt wird, die Interessen lokaler Stakeholder

berücksichtigt und bestehende

Ökosysteme geschützt werden.

Benjamin Lehner, Project Portfolio Manager

DMEC: „Um die Energiewende zum

Erfolg zu führen, müssen wir schnell sein,

ohne jedoch die Zuverlässigkeit unseres

Stromnetzes aufs Spiel zu setzen. EU-Scores

kann hier ganz neue Wege aufzeigen.

Die kombinierte Nutzung von Offshore-Gebieten

ermöglicht einen günstigen Business

Case mit enormem Potenzial, die

Energiewende zu beschleunigen; der hybride

Ansatz sorgt für eine zuverlässigere

Stromerzeugung.“

Matthijs Soede, Senior Policy Officer bei

der Europäischen Kommission, GD Forschung:

„Wir haben sehr hohe Erwartungen

an das EU-Scores-Projekt, denn es

passt perfekt zu unserem Green Deal. Ziel

ist es, den Meeresraum durch die Kombination

unterschiedlicher Energiequellen effizienter

zu nutzen. Dies wird zum Gelingen

der Energiewende beitragen.“

Reichlich Platz: Am Aussichtspunkt „Skywalk“ des Tagebaus Garzweiler bei Titz-Jackerath.

Partner im EU-Scores-Konsortium

Die Partner im EU-SCORES-Konsortium

sind: Dutch Marine Energy Centre

(DMEC), Oceans of Energy, TU Delft, SBM

offshore, POM West-Vlaanderen (POM),

RWE Renewables (RWE), CorPower Ocean,

Uppsala University, Lappeenranta-Lahti

University of Technology (LUT), Enel

Green Power, RINA Offshore Consultants,

INNOSEA – ein Unternehmen der Aqualis-

Braemar LOC-Gruppe, EDP Labelec, WavEC

Offshore Renewables, INESC TEC,

Exceedence, Western Star Wave – ein Unternehmen

der Simply Blue-Gruppe.

Sie werden unterstützt von: IRO (Association

of Dutch Suppliers in the Offshore

Energy Industry), ENECO Group, Redes

Enérgeticas Nacionais, Parkwind, Ocean

Winds, Energie Baden-Württemberg

LL

www.rwe.com (212860935)

RWE testet in ihrem Offshore-

Windpark Kaskasi das weltweit

erste recycelbare Rotorblatt

• RWE erprobt das RecyclableBlade von

Siemens Gamesa, um den Weg zu ebnen

für die vollständige Recyclingfähigkeit

von Windturbinen

• Neuartiges Harz ermöglicht die

Wiederverwendung von

Verbundwerkstoffen am Ende

der Betriebszeit

• Kaskasi ist bereits „Forschungslabor“

für innovative Fundamente und eine

verbesserte Installationsmethode

Sven Utermöhlen, CEO Wind Offshore der

RWE Renewables: „Wir freuen uns, dass

unser Offshore-Windpark Kaskasi hervorragende

Möglichkeiten bietet, Innovationen

zu testen. Wir erproben spezielle

Stahlkragen und verwenden eine verbesserte

Methode für die Installation der Fundamente.

Und bei Kaskasi wird das weltweit

erste recycelbare Rotorblatt von Siemens

Gamesa installiert. Dies ist ein wichtiger

Schritt, um die Nachhaltigkeit von

Windkraftanlagen auf die nächste Stufe zu

heben.“

(rwe) Im RWE-Offshore-Windpark Kaskasi

feiert ein nachhaltiges Produkt seine

Deutschlandpremiere: Siemens Gamesa

und RWE wollen vor der Küste Helgolands

einige Windturbinen mit recycelbaren Rotorblättern

errichten. Die 81 Meter langen

Rotorblätter sind die ersten ihrer Art, die

am Ende ihres Lebenszyklus für neue Anwendungen

recycelt werden können. Damit

helfen sie den Weg zur vollständigen

Recyclingfähigkeit von Windturbinen zu

ebnen. Der Windpark Kaskasi, der 2022

seinen Betrieb aufnehmen soll, spielt für

RWE eine wesentliche Rolle bei Erprobung

des weltweit ersten recyclebaren Rotorblatts

unter Betriebsbedingungen.

Für viele Komponenten einer Windturbine,

wie zum Beispiel den Turm und Komponenten

der Gondel, gibt es bereits etablierte

Recyclingverfahren. Die in den Rotorblättern

von Windkraftanlagen verwendeten

Verbundwerkstoffe waren allerdings

bisher schwieriger zu recyceln, da alle

Komponenten in Harz gegossen und so

miteinander verbunden werden. Siemens

Gamesa verwendet in ihrem recycelbaren

Rotorblatt ein neuartiges Harz, dessen chemische

Struktur eine effiziente Trennung

der Komponenten ermöglicht. Dies geschieht

in einem Prozess, der die Eigenschaften

der einzelnen Materialien schützt

und ihre Wiederverwendung in neuen Anwendungen

ermöglicht – zum Beispiel in

der Automobilindustrie oder in Konsumgütern,

wie Koffern oder Flachbildschirmgehäusen.

RWE ist Treiber innovativer Technologien

Der Einsatz von recycelbaren Rotorblättern

ist nur ein Beispiel dafür, wie RWE die

technologische Weitentwicklung in der

Offshore-Windindustrie vorantreibt. In seinem

342-Megawatt-Windpark Kaskasi ins-

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Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Infografik „Recycelbare Rotorblätter“

talliert das Unternehmen erstmals spezielle

Stahlkragen um drei Monopile-Fundamente.

Der sogenannte „Collared Monopile“

wurde auf Grundlage eines von RWE

entwickelten Patents entworfen und wird

nahezu ebenerdig um den Monopile gelegt.

Der Raum zwischen Kragen und Monopile-Fundament

wird mit Fugenmaterial,

sogenanntem Grout, gefüllt, um eine

stabile Verbindung herzustellen. RWE wird

begleitende Tests durchführen, um nachzuweisen,

dass der Stahlkragen das Verhalten

der Fundamentstruktur im Vergleich

zu Standard-Monopiles verbessert.

Zudem wird Kaskasi der erste Offshore-Windpark

weltweit sein, der eine verbesserte

Installationsmethode anwendet,

um die Fundamente für die Windturbinen

bis zur endgültigen Tiefe in den Meeresgrund

einzubringen. Die Anwendung der

innovativen Vibrationsrammtechnik, des

sogenannten „Vibro Pile Driving“, soll eine

deutlich schnellere und schonendere Einbringung

bei gleichzeitig reduzierter

Schallentwicklung ermöglichen. Dies

kommt vor allem der Meeresumwelt zugute.

Die Pilotanwendung bei Kaskasi wird

durch ein umfangreiches Forschungsvorhaben

begleitet, welches durch das Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie

gefördert wird.

Der Windpark Kaskasi kann mehr

als 400.000 Haushalte

mit Ökostrom versorgen

Der Offshore-Windpark Kaskasi entsteht

35 Kilometer nördlich der Insel Helgoland.

Nach der vollständigen Inbetriebnahme

der insgesamt 38 Windkraftanlagen Ende

2022 wird Kaskasi rechnerisch rund

400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem

Strom versorgen.

LL

www.rwe.com (212860937)

STEAG-PV-Tochter SENS und LSG

GROUP realisieren 65 MWp

in Osteuropa

(steag) Gemeinsam mit dem österreichischen

Partnerunternehmen LSG GROUP

hat die STEAG Solar Energy Solutions

GmbH (SENS) seit August 2020 insgesamt

130 Solarparks mit einer Gesamtleistung

von 65 Megawatt (MWp) in Ungarn ans

Netz gebracht. Die Anlagen, die im Norden

und Osten des Landes sowie nahe der

Hauptstadt Budapest gelegen sind, profitierten

dabei von einer Förderung durch

die ungarische Regierung. Damit konnte

SENS das Wachstum der Erneuerbaren

Energien in Osteuropa jüngst signifikant

vorantreiben.

Mit dem erfolgreichen Projektabschluss

in Ungarn haben SENS und LSG GROUP

die eigenen Ambitionen untermauert,

künftig gemeinschaftlich im Rahmen eines

Joint Ventures die Photovoltaik-Märkte in

Ost- und Südosteuropa anzugehen. Neben

Ungarn stehen dabei insbesondere Rumänien

und Griechenland im Fokus der weiteren

Planungen. Dass die Region attraktive

Bedingungen für die Photovoltaik bietet,

zeigt ein Blick auf die durchschnittliche

Zahl der jährlichen Sonnenstunden: Ungarn

kommt hier auf 2.500, in Deutschland

sind es im Vergleich nur 1.900.

Günstige Klima- und

Förderbedingungen in Ungarn

Im Falle Ungarns kam ferner hinzu, dass

die ungarische Regierung Investitionen in

Photovoltaik gezielt fördert. Dies erfolgt

über die Vergabe sogenannter KÀT-Lizenzen.

Sie sichern Unternehmen, die in den

Photovoltaikmarkt investieren, für bis zu

25 Jahre eine festgeschriebene Einspeisevergütung

für den erzeugten Grünstrom,

sofern die die Anlagen eine Obergrenze

von 0,5 Megawatt Leistung nicht überschreiten.

CO 2 -Ersparnis von

44.000 Tonnen pro Jahr

Entsprechend anspruchsvoll war die Realisierung

des nun für den Investor Green

Source GmbH erfolgreich abgeschlossenen

Projekts, doch der Erfolg lohnte die Mühe

allemal: An fünf Standorten entstanden in

rund zehn Monaten 130 Solarparks, die

über ebenso viele, eigens errichtete Transformatorenstationen

Grünstrom ins lokale

Stromnetz einspeisen. Insgesamt kommen

die Solarparks auf eine Leistung von 65

Megawatt und eine jährliche Grünstromproduktion

von rund 78.000 MWh. Damit

werden künftig Jahr für Jahr CO 2 -Emissionen

von beinahe 44.000 Tonnen dauerhaft

eingespart.

Erfolgreiche Projektabwicklung unter

Corona-Bedingungen

Entsprechend zufrieden zeigen sich auch

SENS und LSG GROUP, die das Projekt gemeinsam

als Generalunternehmer realisiert

haben: „Trotz der massiven Einschränkungen

aufgrund der Pandemiesituation

konnten alle Arbeiten weit vor der festgelegten

Deadline fertiggestellt und alle Anlagen

ans Netz angeschlossen werden. Ich

bin stolz auf die Leistung des gesamten

Teams und darauf, dass die Logistik und

Koordination aller Beteiligten auf den unterschiedlichen

Baustellen so effizient ablief“,

resümiert Fabian Herr, Head of Projects

bei SENS.

Mit diesem Erfolg unter erschwerten Bedingungen

sehen sich die Partner SENS

und LSG GROUP für die geplanten weiteren

Aktivitäten auf den ost- und südosteuropäischen

Photovoltaik-Märkten bestens

gerüstet.

LL

www.steag.com (212861054)

STEAG mit neuem Markenauftritt

• Transformation des

Traditionsunternehmens findet

Ausdruck in neuem Corporate Design

(steag) Das Essener Energieunternehmen

hat seinen Markenauftritt überarbeitet.

Damit verleiht STEAG dem immer zügiger

fortschreitenden Wandel des Unternehmens

sichtbar Ausdruck. Das traditionsreiche

Energieunternehmen engagiert sich

bereits seit längerem mit Erfolg im Bereich

der erneuerbaren Energien, der sich aktuell

entwickelnden Wasserstoffwirtschaft

sowie bei Lösungen zur Dekarbonisierung

der Industrie.

„STEAG stellt sich neu auf, konzentriert

sich auf wachstumsträchtige, zum Teil

auch neue Geschäftsfelder und Märkte“,

sagt Joachim Rumstadt, Vorsitzender der

Geschäftsführung der STEAG GmbH. Insofern

sei es der richtige Zeitpunkt, der

Transformation des Unternehmens auch

durch eine sichtbare und erlebbare Neupositionierung

Ausdruck zu verleihen.

36


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Kohleausstieg erfolgreich vollzogen

Der Aufbruch zu neuen energiewirtschaftlichen

Ufern geht einher mit einem

zwischenzeitlich erfolgreich vollzogenen

Abschied vom lange dominierenden Kraftwerksgeschäft.

Bis Herbst 2022 werden

alle Steinkohlekraftwerke der STEAG in

Deutschland vom Markt sein. Einzige Ausnahme

ist das „junge“ Kraftwerk Walsum

10 in Duisburg, für das STEAG aktuell einen

Brennstoffwechsel von Steinkohle auf

Biomasse prüft.

„Diese Entwicklung schlägt sich auch in

unserer CO 2 -Bilanz nieder. Von 1990 bis

heute haben wir unsere jährlichen Emissionen

in Deutschland bereits um 85 Prozent

reduziert“, sagt Dr. Ralf Schiele, der in der

STEAG-Geschäftsführung die Bereiche

Markt und Technik verantwortet.

Evolution statt Revolution

Beim neuen Marktangang setzt das Energieunternehmen

bewusst darauf, Bewährtes

zu erhalten. „STEAG verfügt über immense

Expertise bei Planung, Bau und Betrieb

energietechnischer Anlagen, bei der

Steuerung komplexer Prozesse und in Sachen

Dekarbonisierung. Hinzu kommt umfassendes

energiewirtschaftliches Knowhow:

Wir haben unseren Namen über viele

Jahrzehnte hinweg zur Marke entwickelt

und so einen Wert wirft man nicht über

Bord“, erläutert Christoph Dollhausen, Leiter

des STEAG-Marketings, die Herangehensweise.

Die bewährten Stärken nutze

das Unternehmen, um sich auf den Wachstumsfeldern

und-märkten der Energiewirtschaft

von morgen zu behaupten. Genau

wie das Unternehmen selbst entwickelt

sich die Marke insofern gezielt weiter, ohne

alles Bestehende über Bord zu werfen.

„STEAG macht nicht Revolution, sondern

Evolution – und das nicht zum ersten Mal

in der bald 85-jährigen Unternehmensgeschichte

sehr erfolgreich“, bilanziert Joachim

Rumstadt.

Schlanker und agiler

Konkret haben sich das Unternehmenslogo

und die Farbwelt sowie weitere gestalterische

Elemente des Markenauftritts verändert.

Grundsätzlich ist STEAG der Hausfarbe

Blau und auch dem kontrastierenden

Gelb treu geblieben, setzt nun aber auf andere

Farbtöne und andere Gewichtungen.

Die neuen Blau- und Gelbtöne kommen

leichter, frischer und dynamischer daher.

In Gänze ist das neue Corporate Design dynamisch

und zukunftsorientiert.

Gleiches gilt für das Logo, bei dem der

schlankere Schnitt mit den strukturellen

Veränderungen im Unternehmen korrespondiert:

„Im Rahmen der Neuausrichtung

werden wir in unserer Organisation schlanker,

agiler und noch marktorientierter. Dabei

sind wir bereits auf einem guten Weg“,

so Joachim Rumstadt.

LL

www.steag.com (212861056)

STEAG mit neuem Markenauftritt

Neues Blockheizkraftwerk Hastedt

– Kohleausstieg von swb erreicht

weiteren Meilenstein

(swb) Viele kleine Schritte sind nötig, damit

swb aus der Kohlenutzung aussteigen

kann. Einige haben dabei ein hohes Gewicht.

Dazu gehören die rund 186 Tonnen

schweren Antriebsaggregate im neuen

Block-Heiz-Kraft-Werk in Bremen Hastedt.

Insgesamt werden neun in Finnland produzierte

Motoren mit je 16.000 PS mit dem

Schiff nach Bremen Hastedt geliefert und

dort an Land gehievt.

Sie bilden das Herzstück des neuen hocheffizienten,

erdgasbetriebenen Blockheizkraftwerks,

das nach seiner Inbetriebnahme

das Steinkohlekraftwerk am Standort

teilweise ersetzt. Mit einem Brennstoffnutzungsgrad

von nahezu 90 % spart es gegenüber

der Kohlenutzung rund 550.000

Tonnen CO 2 jährlich. Nach dem bereits im

Juni der Kraftwerksblock 6 im Hafen stilleglegt

wurde, rückt der nächste Meilenstein

für das Erreichen des Bremer Klimaziels

in greifbare Nähe.

140 Millionen Euro investiert swb bis zur

geplanten Inbetriebnahme 2022 in das

neue Kraftwerk. Es sichert einen Teil der

Wärmeversorgung in rund 25.000 Wohnungen

im Bremer Osten und des Mercedes-Werks.

550.000 Tonnen weniger CO 2

entspricht einer Reduzierung um etwa 70

Prozent gegenüber der heutigen Steinkohlenutzung;

das ist ein Effekt, als würde

man 40 Millionen Bäume neu pflanzen und

auswachsen lassen. Die neun Motoren, die

modular betrieben werden können, leisten

bis zu 104 Megawatt elektrisch und bis zu

93 Megawatt thermisch.

„Dieses Kraftwerk sichert nicht nur die

Versorgung mit klimaschonender Fernwärme,

es ist auch ein wichtiger Baustein für

eine zuverlässige und flexible Stromversorgung,

wenn Sonne und Wind nicht ausreichend

elektrische Energie liefern können,“

erläutert swb-Vorstandsvorsitzender Dr.

Torsten Köhne die Bedeutung der Großinvestition.

„Mit dieser Neuausrichtung der

Erzeugungsstruktur bringen wir den Konzernumbau

ein großes Stück voran.“

Darüber hinaus soll zukünftig auch im

Bremer Osten verstärkt Fernwärme aus Abfall

zum Einsatz kommen. Sie ist noch klimaschonender

als aus Erdgas und wird

bereits jetzt im Müllheizkraftwerk Bremen

aus der thermischen Verwertung von Abfällen

erzeugt. Mit dem Bau der dafür notwendigen

Fernwärmeverbindungsleitung

soll begonnen werden, sobald die notwendige

Genehmigung, voraussichtlich im 3.

Quartal 2021, vorliegt. Das neue Blockheizkraftwerk

in Hastedt übernimmt dann

die ergänzende Wärmelieferung für den

Osten – flexibel, modular und umweltschonend.

Die Technik des BHKW

Rechnet man die für den Bremer Bürger

etwas abstrakten Megawatt (MW) in Motorenleistung

um, dann ergibt sich pro Motor

ein Wert von etwa 16.000 PS; das entspricht

rund 150.000 PS für das gesamte

BHKW. Anders als die bisherigen Kraftwerke,

hat das BHKW einen geschlossenen

Kühlwasserkreislauf (wie beim Auto) also

keine Durchlaufkühlung und verursacht

somit auch keine Aufheizung der Weser

mehr. swb rechnet beim BHKW mit 3.800

Volllast-Betriebsstunden pro Jahr. Die erwartete

elektrische Produktion ist mit

380.000.000 Kilowattstunden (kWh) angesetzt,

das reicht rechnerisch für mehr als

150.000 Haushalte. Die Leitwarte von

Block 15 wird für das BHKW weiter genutzt,

zur Überwachung der neuen Technik,

zur Steuerung des Heizwerks-Vahr

und für die Kontrolle regenerativer Anlagen,

wie dem Weserkraftwerk.

Die Historie des Standorts Hastedt

Am Kraftwerksstandort in Hastedt wird

bereits seit 1906 in verschiedenen Kraftwerksblöcken

Steinkohle verbrannt. Im sogenannten

„Block 15“ wird dort seit der

Inbetriebnahme 1989 in Kraft-Wärme-Kopplung

Strom und Fernwärme erzeugt

und in den Bremer Osten geliefert.

Block 15 galt aufgrund der hohen Energieeffizienz

und der vergleichsweisen gerin-

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Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Antransport eines der neuen Motoren für das Blockheizkraftwerk Hastedt. (foto: Robert Stümpke)

gen Emissionen als hochmodern. Vor dem

Hintergrund von Tschernobyl war das seinerzeit

der Grund für die Bremer Grünen,

ein solches Steinkohlekraftwerk zu fordern.

Ein Zusammenschluss der Fernwärmenetze

Bismarckstraße, Neue-Vahr,

Blockdiek, Osterholz-Tenever erfolgte bereits

1978, wobei dem Standort Hastedt

dabei schnell eine Schlüsselrolle zukam.

Diese Rolle soll auch in Zukunft Bestand

haben, wenn das neue BHKW fertiggestellt

ist.

Daten Motor

Insgesamt werden 9 Motoren im

BHKW zum Einsatz kommen.

Pro Motor:

• 12 Megawatt elektrischer Leistung

• 20 Zylindern

• Bohrungsdurchmesser von 31 cm

• Hub von 43 cm

• Gesamthubraum 650 Litern

• 16.000 PS pro Motor

• 186 Tonnen schwer

• 14,4 Meter lang

• 2,69 Meter breit

• 5,1 Meter hoch

LL

www.swb.de (212861126)

Trianel Energieprojekte behauptet

sich mit zwei Projekten bei

Innovations-Ausschreibungsrunde

der Bundesnetzagentur

• Gesellschafter profitieren von guten

Perspektiven in Projektentwicklung

(trianel) Die erst zum dritten Mal stattfindende

Innovations-Ausschreibungsrunde

für sonnenenergiebetriebene Kombinationsanlagen

konnte die Trianel Energieprojekte

GmbH & Co. KG (TEP) erneut mit Zuschlägen

für zwei Projekte abschließen. Die

Kombinationsanlagen, bestehend aus Photovoltaikanlage

und Energiespeicher, werden

im baden-württembergischen Gammertingen

und im Landkreis Jerichower

Land in Sachsen-Anhalt errichtet werden.

Bereits im April konnte sich die Trianel-Tochter

mit zwei Projekten in einer

deutlich überzeichneten Innovations-Ausschreibung

durchsetzen. TEP erzielte im

April Zuschläge für ein Projektvolumen

von 27 MWp Anlagenleistung und 9,5 MW

Speicherleistung in Letschin und Gölsdorf.

Jetzt kamen zwei weitere Zuschläge dazu:

mit 12 MWp Lübars und 15 MWp Gammertingen

plant und baut TEP nun vier Projekte

auf Basis PV und Speicher. Damit projektiert

TEP aktuell rd. 54 MWp PV-Leistung

und 40 MWh Batteriespeicherkapazität in

einem innovativen Feld, in dem es künftig

möglich wird, Sonnenstrom zu speichern

und bei Bedarf aus dem System auch zu

sonnenarmen Zeiten Sonnenstrom zur Verfügung

zu stellen. Durch das Vereinen von

Projektierung und Stromhandel unter einem

Dach, kann die Trianel GmbH in Zukunft

die Stromvermarktung effizient in

die Verbrauchstruktur integrieren und somit

einen wichtigen Prozess der Energiewende

aktiv begleiten.

Während sich das 30-köpfige Team der

Trianel Projektentwicklung in seiner Anfangszeit

hauptsächlich auf die Identifikation

bereits existierender Projekte konzentrierte,

wurde mit der Gründung der Trianel

Energieprojekte GmbH & Co. KG – als

100%-Tochter der Trianel – das Kerngeschäft

durch die Ausweitung auf die frühen

Projektentwicklungsschritte neu definiert.

Zu diesem Aufgabenfeld gehören die Weißflächenentwicklung

sowie die Planung und

Projektierung von neuen Photovoltaikoder

Windkraftanlagen im Onshore-Bereich.

Aktuell arbeitet die TEP an der Realisierung

von technologieübergreifenden

Projekten mit einer Gesamtleistung von

rund 1,6 GW. Solaranlagen und Windparks

mit einer Leistung von jeweils etwa 100

MW befinden sich derzeit in der Bauphase.

Über Deutschland verteilt akquiriert TEP

PV-Flächen und nördlich des Neckars

Windprojekte. „Vor drei Jahren erwarben

wir hauptsächlich fertige Projekte. Doch

zeichnete sich die Endlichkeit ab: mit dem

neuen Windausschreibungsdesign fanden

wir trotz intensiver Marktbearbeitung immer

weniger Windprojekte. Mit den Entwicklungen

im Kapitalmarkt der negativen

Zinsen nahmen die wirtschaftlich adressierbaren

Projekte zudem deutlich ab. Bei

PV erkannten wir, wie wettbewerbliche Investoren

zu hoffnungsvollen Preisangeboten

neigten, die auch hier einen Zugriff auf

Projekte erschwerten. Unter allen Handlungsoptionen

zeigte sich die Vorwärtsintegration

als die zielführendste. Heute zurückblickend

zeigt sich: es war der durchweg

richtige Weg. Dass so rasch sich in

diesem Umfang schon die Erfolge einstellen,

ist der äußerst fokussierten Mannschaft

zu verdanken. Mit Respekt und

Dank schauen wir darauf“, sagt Herbert

Muders, Geschäftsführer der TEP.

Das Team setzte mit der Projektentwicklung

einen erweiterten Schwerpunkt der

Trianel-Tätigkeit. Die komplette Prozesskette

von der Flächensicherung über die

Finanzierung, Gewinnung von Zuschlägen

bis zur Inbetriebnahme etablierte sich als

ein Alleinstellungsmerkmal innerhalb des

Stadtwerkeverbundes. „Das alles erarbeiten

wir uns mit mehreren Partnerschaften.

Dazu zählen Projektentwickler, die in dem

zunehmenden Risikoprofil gerne mit uns

zusammenarbeiten und Risiken aufteilen.

Hier suchen wir immer wieder nach weiteren

Partnerschaften. Bundesweit nimmt

die TEP den zweiten Platz in der Liste der

meisten PV-Zuschläge ein. Von unseren guten

Perspektiven in der Projektentwicklung

profitieren unserer Gesellschafter doppelt:

jene die sich in der Trianel Wind und Solar

beteiligen, erhalten einen Zugang zu den

Projekten und alle Gesellschafter partizipieren

zudem an allen Stufen der Wertschöpfungskette“,

so Andreas Lemke, Prokurist

und für PV verantwortlich innerhalb

der TEP.

LL

www.trianel.com (212861102)

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VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Trianel und Stadtwerke Hamm

gründen Wasserstoffzentrum zur

Entwicklung der

Wasserstoffwirtschaft in Hamm

• Trianel und die Stadtwerke Hamm

haben ein Joint Venture gegründet mit

dem Ziel, auf dem Gelände des Trianel

Gaskraftwerks Hamm-Uentrop bis 2024

eine Erzeugungsanlage für Wasserstoff

zu errichten. Der Wasserstoff soll aus

erneuerbarem Strom gewonnen werden

und einen Beitrag zur Energiewende

und zum Klimaschutz leisten.

(trianel) Mit der Gründung der Projektgesellschaft

Wasserstoffzentrum Hamm

GmbH & Co. KG soll die Umsetzung dieses

Projektes geprüft und auf den Weg gebracht

werden. Damit ist ein Meilenstein

erreicht worden, um in Hamm-Uentrop

eine Erzeugungsanlage für klimaneutralen

Wasserstoff zu realisieren und in die Anwendung

zu bringen.

Marc Herter, Oberbürgermeister der

Stadt Hamm, begrüßte die jüngsten Entwicklungen:

„Der Rat der Stadt Hamm hat

deutlich gemacht, dass wir den Ausstieg

aus der Kohleverstromung in Deutschland

als Chance verstehen. Die zentrale Lage

Hamms als energiewirtschaftlicher Standort

und als Logistik-Knoten erlaubt uns,

innovative Konzepte zu denken und zu realisieren.

Wasserstoff wird dabei eine besondere

Rolle spielen. Die Gründung des

Wasserstoffzentrums ist ein wichtiger

Schritt zur Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft

in Hamm.“

Zunächst sollen 30 neue Wasserstoffbusse

der Stadtwerke Hamm und bis zu 20 Abfallsammelfahrzeuge

der Abfallwirtschaft

und Stadtreinigung (ASH) Hamm mit Wasserstoff

versorgt werden. Dafür ist der Bau

einer bis zu 20 MW großen Elektrolyseanlage

auf dem Kraftwerkstandort Uentrop

anvisiert. Reinhard Bartsch, Geschäftsführer

der Stadtwerke Hamm, gab

an: „Als Projektpartner des Wasserstoffzentrums

Hamm können wir klimaneutrale

Lösungen bald selbst bereitstellen, um

mit den städtischen Dienstleistungen des

öffentlichen Personennahverkehrs und der

Abfallentsorgung einen Beitrag zum Klimaschutz

zu leisten. Wir sind überzeugt

von der Wasserstoffmobilität.“

„Mit der Gründung des Gemeinschaftsunternehmens

Wasserstoffzentrum Hamm

GmbH & Co. KG wurde ein Meilenstein erreicht,

um eine regionale Wirtschaft mit

klimaneutralem Wasserstoff in und um

Hamm aufzubauen. Wir sehen, dass gerade

in der Logistik heute schon großes Interesse

an Wasserstoff vorhanden ist. Wir

sind der festen Überzeugung, dass es bis

2024 eine entsprechende Nachfrage nach

Wasserstoff geben wird. Hamm bietet

überdies einen idealen Standort, um hier

eine wesentliche Investition in Wasserstofferzeugung

zu prüfen“, erklärte Sven Becker,

Sprecher der Geschäftsführung der

Trianel GmbH. Als Geschäftsführer des

Wasserstoffzentrums Hamm sind Reinhard

Bartsch und Klaus Horstick einberufen

worden. Klaus Horstick verantwortet

den Bereich Offshore und Wasserstoff bei

Trianel.

Bei der Elektrolyse wird Wasser mit der

Hilfe von Strom in seine Bestandteile Wasserstoff

und Sauerstoff gespalten. Außerdem

entsteht Abwärme, die für industrielle

Prozesse oder zum Heizen von Gebäuden

genutzt werden kann. Im Wasserstoffzentrum

soll dafür erneuerbarer Strom aus

dem Nordseeraum sowie aus regionalen

PV-Anlagen zum Einsatz kommen. Der so

erzeugte „grüne Wasserstoff“ ist ein farbloses

Gas, welches fossile Energieträger in

vielen Anwendungen ersetzen kann. Zahlreiche

lokale Unternehmen haben daher

bereits ihr Interesse signalisiert, die Produkte

der Elektrolyse in ihrem Betrieb zum

Einsatz zu bringen. Auch der Einsatz in der

anliegenden Gasinfrastruktur und die

Möglichkeit zur Rückverstromung im anliegenden

Trianel-Gaskraftwerk stellt eine

Option dar.

Das Wasserstoffzentrum Hamm ist Teil

einer umfassenden Strategie lokaler und

regionaler Akteure, um den Industriestandort

Hamm zu stärken und den Klimaschutz

vor Ort voranzutreiben. Die

Stadt Hamm, die Stadtwerke Hamm und

Trianel sind sich einig, dass ein Wasserstoffcluster

entstehen soll. Die Grundlagen

dafür werden bis Anfang 2022 in einer Begleitstudie

unter Beteiligung der Universität

Duisburg-Essen, der Hochschule Weserbergland

und der Hochschule

Hamm-Lippstadt festgelegt. Die Bezirksregierung

Arnsberg hat vor Kurzem den Bescheid

erteilt, die Studie zur Hälfte zu fördern.

Schon jetzt steht fest, dass die Region

mit dem wirtschaftlichen Umfeld und

dem angesiedelten Fachwissen exzellente

Voraussetzungen für das Wasserstoffcluster

bietet.

Studie und Elektrolyseanlage

sollen Nachahmer anregen

Das Wasserstoffzentrum soll so angelegt

sein, dass es ab 2030 über die geplante

Hochspannungsleitung Wilhelmshaven –

Hamm mit noch größeren Mengen erneuerbaren

Stroms aus der Nordsee versorgt

und die für 2024 geplante Elektrolyseanlage

um weitere Elektrolyseureinheiten erweitert

werden kann. Die Ergebnisse der

Studie zum Wasserstoffcluster sollen auch

weiteren Städten und städtischen Trägern

zur Verfügung gestellt werden, um so einen

Anstoß zur Umstellung des öffentlichen

Personennahverkehrs auf Wasserstoff

in NRW zu leisten.

Wie die lokale Wirtschaft klimaneutral

werden kann, beschäftigt viele Akteure aus

Politik und Verwaltung. Dementsprechend

hoch ist das Interesse am Einsatz der neuen

Technologie. Die Stadt Hamm gründet deshalb

die Wasserstoffallianz Westfalen, die

konkret vorhandene und potenzielle Interessenten

an einem wachsenden Wasserstoffcluster

Hamm betreuen und unterstützen

soll.

LL

www.trianel.de (212861108)

Cooperation Uniper and Port of

Rotterdam Authority in production

green hydrogen

(uniper) Energy company Uniper and the

Port of Rotterdam Authority have entered

into an agreement for developing the production

of green hydrogen at the Uniper

location on Maasvlakte. These plans build

on the findings of a recent feasibility study

and are in line with the new hydrogen infrastructure

that has been planned and the

growing demand for sustainable hydrogen

from the Rotterdam petrochemical industry.

This agreement has been laid down in

a memorandum of understanding (MOU)

and is a major milestone in the further development

of the hydrogen value chain in

the Rijnmond region. No less than half of

all Dutch IPCEI* hydrogen projects are developed

in Rotterdam. This Uniper project

is on the Dutch IPCEI shortlist as well.

The recently completed joint feasibility

study shows that the Uniper location on

Maasvlakte is ideally suitable for largescale

production of green hydrogen with

the use of power generated by North Sea

wind farms. The Uniper hydrogen plant is

to be connected to the HyTransport.RTM

pipeline that runs through the Port of Rotterdam.

The pipeline also connects the Uniper

plant to the national hydrogen infrastructure

and the Delta Corridor pipeline

bundle. The latter project is intended for

delivering hydrogen to chemical clusters in

Moerdijk and Geleen (Chemelot) and farther

away in North Rhine-Westphalia.

Towards carbon neutrality

Hydrogen is currently produced from natural

gas, the co-called grey hydrogen, resulting

in CO 2 emissions that amount to 19

million tonnes in the Netherlands. Industry

in the Rotterdam area annually consumes

about 77PJ of hydrogen (roughly 40% of

the total hydrogen consumption in the

Netherlands). The transition from grey hydrogen

to sustainable green hydrogen in

the Rotterdam industry for producing

cleaner fuels and as a raw material in the

chemical sector is a major step towards carbon

neutrality. In combination with importing

sustainable hydrogen, sufficient

storage capacity, and a national and international

hydrogen transport network this

may lead to phasing out the production of

grey hydrogen altogether.

The next key step in the Uniper project is

the FEED (front-end engineering & design)

study. This nine-month study is currently

being contracted out and should yield indepth

findings for the conceptual design of

39


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

the electrolysis installation (100MW initially

and with a future capacity increase to

500MW), the project planning, and a realistic

budget. With the help of these findings

the first phase of this unique electrolysis

plant can be outsourced to a number of

specialist suppliers and contractors.

Soon, the first efforts will be made to apply

for the permits needed, to seek (financial)

support from various authorities, to

enter into agreements with the relevant

partners involved in the value chain, and to

prepare an investment decision in 2022.

Major link in the new European

hydrogen value chain

„We have the strong ambition to convert

our Maasvlakte location into a major link in

the new European hydrogen value chain in

close collaboration with the Port of Rotterdam

Authority and other partners,“ says

Axel Wietfeld, CEO of Uniper Hydrogen.

„There is a host of opportunities, not only

for Uniper but also for other players in the

chain. Together we can use sustainable hydrogen

to reduce CO 2 levels in Rotterdam

significantly.“

The Port of Rotterdam is an energy hub

for Western Europe. Today, about 13 percent

of the European energy supply enters

the European Union via Rotterdam. The

port has the ambition to be carbon neutral

by 2050 while retaining its central role in

the European energy system. By then, according

to expectations of the Port Authority,

approximately 20 million tonnes of hydrogen

will flow through the port to consumers

in the Netherlands and beyond.

„The industry has to go through a massive

change in making its business processes

more sustainable,“ says Allard Castelein,

CEO of the Port of Rotterdam Authority.

„Hydrogen will play a central role in this

process. We are working with partners towards

the introduction of a large-scale hydrogen

network across the port complex,

making Rotterdam an international hub for

hydrogen production and import and for

the transit of hydrogen to other countries

in Northwestern Europe. This explains why

initiatives like this Uniper project are so important

for the future of Rotterdam and the

Netherlands.“

*) IPCEI is short for ‘Important Project of

Common European Interest’, a European

scheme under which countries can provide

extra support for projects.

**) HyWay27 report, PwC/Strategy&,

June 2021

LL

www.uniper.energy (212861110)

Fortum and Uniper start

cooperation in nuclear

decommissioning and

dismantling services

(uniper) Fortum and Uniper enter close

into cooperation to offer nuclear decommissioning

and dismantling services for

nuclear companies. Through this cooperation,

Fortum and Uniper combine decades

of nuclear experience and a wide variety of

competencies which will create world-class

value to the customers. The future vision is

to become a market leader in Europe.

„Nuclear power plants around Europe are

in different phases of the life cycle. At the

same time, as new reactors are being

planned and built, there are also plants

that will be shut down and dismantled.

Here we see attractive opportunities to create

joint service offering and our joint target

is to become the market leader in nuclear

decommissioning and dismantling in

Europe“, says Johan Svenningsson, CEO of

Uniper Sweden.

„Uniper is developing strong decommissioning

competences and have a unique

reference with their decommissioning program

in Sweden. Fortum will bring to the

cooperation complementary competences

in the waste and decommissioning area, as

well as our customer-centric way of working.

In our Nuclear Services business we

have served customers for many years already

with excellent customer satisfaction

results, says Petra Lundström, Vice President,

Co-owned assets and Nuclear Services

at Fortum.

„Earlier this year, Fortum and Uniper announced

joint service offering for utility

customers and energy-intensive industries.

Fortum and Uniper joining forces also in

the nuclear business area is a winning combination

for scaling up and developing a

significant business portfolio in nuclear decommissioning

services“, says Petra Lundström.

In the beginning, the cooperation focuses

on the on-going decommissioning and dismantling

of four reactors in Uniper‘s Swedish

nuclear power fleet. These are Barsebäck

units 1 and 2, and Oskarshamn units

1 and 2 – co-owned by Fortum and Uniper.

The four reactors are integrated into a common

decommissioning portfolio to create

logistical and economic coordination benefits.

„This cooperation brings together complementary

nuclear competencies, products

and services from both Fortum and

Uniper. As the projects in Sweden progress,

the focus of the cooperation will shift to

customers and together we will be able to

utilize all learnings to support other nuclear

power plants in their decommissioning

phase“, explains Petra Lundström.

„Ending the lifecycle of Barsebäck 1 and 2

and Oskarshamn 1 and 2 in a safe and efficient

manner is of outmost importance to

us. Looking ahead and out into the European

decommissioning market together with

Fortum is a natural next step. It will also

enable us to retain nuclear competence in

each country and offer our nuclear experts

long-term career and development opportunities.

If we perform cost efficient decommissioning,

we also give legitimacy for

a new generation of nuclear power that

support and is essential for efficient decarbonization

and energy transition“, concludes

Johan Svenningsson.

LL

www.uniper.energy (212861111)

VERBUND: Baustart für das

Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3

(verbund) Bis 2030 soll in Österreich

Strom zu 100 % (national, bilanziell) aus

erneuerbaren Energiequellen stammen.

Das Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3,

dessen Baustart jetzt gefeiert wurde, wird

dazu einen wichtigen Beitrag leisten. Insbesondere,

um Strom aus von Wetter und

Tageszeit abhängigen Erzeugungsformen

dann zur Verfügung zu stellen, wenn er

auch gebraucht wird.

Kaprun hat eine lange Wasserkraft-Tradition.

Mit dem feierlichen Baustart für das

Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3 wurde

der Geschichte ein weiteres Kapitel hinzugefügt.

Michael Strugl, Vorstandsvorsitzender

von VERBUND: „Nirgendwo wird

die Bedeutung der Wasserkraft für Österreich

und VERBUND so deutlich, wie hier:

Kaprun ist eine der tragenden Säulen der

österreichischen Stromversorgung. Die

480-Mio.-Euro-Investition in das Pumpspeicherkraftwerk

macht sie noch stabiler.“

In diesem Zusammenhang mahnte Strugl

einen Klimawandel ein: „Das Gelingen der

Energiewende liegt im globalen öffentlichen

Interesse. Daher: Weg vom Klima des

Verhinderns, hin zu einem Klima des Ermöglichens.“

Eine wesentlicher Aspekt dabei

sei Ehrlichkeit, denn „die unsichtbare,

spurlose Energiewende wird es nicht geben,

wenn wir die heimische, erneuerbare

Erzeugung für die Zielerreichung bis 2030

um 27 Mrd. Kilowattstunden ausbauen

müssen – das ist mehr als das doppelte der

Jahresstromerzeugung an der Donau.“

Salzburg: Stark in der Wasserkraft

Landeshauptmann Wilfried Haslauer betonte

bei der Auftaktfeier die Bedeutung

der Klima- und Energiepolitik: „Intelligente

Klima- und Energiepolitik zählt mit Sicherheit

zu den größten kommenden politischen

Herausforderungen unserer Zeit.

Unsere Energiepolitik in Salzburg zielt

nicht nur auf den Klimaschutz und die

langfristige Versorgungssicherheit ab, sondern

sieht die Wettbewerbsfähigkeit als

wesentlichen Beitrag zur Steigerung der

Wertschöpfung und der Schaffung von Ar-

40


VGB PowerTech 9 l 2021

Members´News

Triebwasserstollen

Einlaufstollen

Druckschacht

beitsplätzen. Wir wollen ganz bewusst

auch die wirtschaftlichen Chancen der notwendigen

Energiewende nutzen. Innovation,

Effizienz, Wirtschaftlichkeit und standortangepasste

Wahl der Energieform spielen

eine bedeutsame Rolle. Mit diesem

Projekt Limberg 3 unterstreichen wir zweifelsohne

unsere Stärken und verfolgen weiterhin

konsequent unseren Weg zur Umsetzung

der Ziele unserer Klimastrategie

2050“, so Salzburgs Landeshauptmann

Wilfried Haslauer.

Rasche Verfahren

Über die Voraussetzungen, die gesteckten

Ziele auch erreichen zu können, sprach

VERBUND-Aufsichtsratsvorsitzender Martin

Ohneberg: Das Ziel, 100 Prozent erneuerbarer

Strom bis 2030 ist bekannt. Mit

dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz gibt es

auch einen Rahmen. Was wir jetzt brauchen,

sind Projekte, die den erforderlichen

Speicher

Mooserboden

Kraftkaverne

PSW Limberg III

Speicher

Wasserfallboden

Wasserschloß

Unterwasser-Stollen

Limberg III – schematische Übersicht über die Lage der Anlagenteile (Foto: VERBUND)

Strom auch erzeugen. Wir haben keine Zeit

zu verlieren und können uns Verfahren, die

uns auf dem Weg in die erneuerbare Zukunft

ausbremsen, nicht leisten. Daraus

einen Angriff auf die Rechtsstaatlichkeit zu

konstruieren halte ich für eine üble Unterstellung.

Verfahren auf höchstem Niveau

und deren rasche Abwicklung sind kein

Widerspruch sondern Gebot der Stunde –

und im internationalen Vergleich durchaus

Standard.

Herausforderungen der Zukunft

Der massive Ausbau der erneuerbaren Erzeugung

bringt auch neue Herausforderungen

mit sich, wie VERBUND-Vorstandsmitglied

Achim Kaspar betonte: „Hier ist

Wasserkraft eine verlässliche Größe und

ideale Partnerin in einer CO 2 -freien Stromzukunft.

Die Trumpf-Karte der Wasserkraft

ist ihre Vielseitigkeit, die sich ganz besonders

hier in Kaprun unter Beweis stellt. Keine

andere Technologie ist in der Lage,

Strom im großen Stil so effizient zu speichern

und dann hochflexibel zur Verfügung

zu stellen, wenn er gebraucht wird.

Die Wasserkraft ist die Möglichmacherin

der Energiewende.“

Investitionen in den Standort

Auf die Bedeutung Kapruns und die daraus

resultierenden, laufenden Investitionen

in den Standort ging Michael Amerer,

Geschäftsführer der VERBUND Hydro Power

GmbH ein. „Wir haben alleine in den

letzten 10 Jahren – inkl. Limberg 3- nahezu

900 Mio. Euro in Kaprun investiert. Das

sind Investitionen in den Standort, in die

erneuerbare Energiezukunft aber vor allem

auch in die heimische Wirtschaft:

Wenn wir drei Euro investieren, profitiert

die heimische Gesamtwirtschaft im Ausmaß

von zwei Euro. 2/3 der Wertschöpfung

verbleibt im Inland. Zudem sichert

jede investierte Million mehr als sieben

Vollzeitarbeitsplätze.“

Kaprun unverzichtbar

Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der

VERBUND Hydro Power GmbH, ging auf

die herausragenden technischen Details

der Grünen Batterie in Kaprun ein: „Wir

zeigen in Kaprun, welches Potenzial auch

in bestehenden Anlagen liegt. Die beiden

großen Wasserspeicher mit einem Fassungsvermögen

von in Summe über 160

Mio. m³ ermöglichen zusätzlich zu den bereits

in Betrieb befindlichen Kraftwerken

Limberg 1 und Limberg 2 die Errichtung

eines weiteren gewaltigen Flexibilitätspaketes.

Limberg 3 kann nach der Fertigstellung

2025 mit den beiden jeweils 240 MW

leistungsstarken hochflexiblen Pumpturbinen

in rekordverdächtigen Reaktionszeiten

einen wichtigen Beitrag zur Blackout-Vorsorge

leisten. Mit der zusätzlichen Leistung

können beispielsweise bis zu 100 neue

Windräder oder 100.000 Haus-PV-Anlagen

in Sekundenschnelle ersetzt oder unterstützt

werden. Kaprun mit in Summe über

1.100 MW Leitung wird damit eine unverzichtbarer

Powerbank für die sichere, saubere

und leistbare Stromversorgung in Österreich.“

Über das Projekt Limberg 3

Beim in 2017 genehmigten Kraftwerk

Limberg 3 handelt sich um ein Pumpspeicherkraftwerk

mit einer Leistung von insgesamt

480 Megawatt. So wie Limberg 2,

das 2011 in Betrieb genommen wurde,

wird es vollkommen unterirdisch zwischen

den beiden bestehenden Speicherseen

Mooserboden (Stauziel 2.036 m) und Wasserfallboden

(Stauziel 1.672 m) errichtet.

Limberg 3 wird nach der Fertigstellung

ein Kraftwerk, das in der Auslegung ganz

besonders auf die zukünftigen Bedürfnisse

der Energiewende zugeschnitten ist. Es

kommen mit variablen drehzahlgeregelten

Pumpturbinen spezielle Maschinensätze

zum Einsatz, die hoch flexibel auf den zu-

41


Members´News VGB PowerTech 9 l 2021

Der temporäre Stillstand der Erzeugung

in Töging ist erforderlich, damit das neue

Kraftwerk an den Innkanal angeschlossen

werden kann. Es wird über eine installierte

Leistung von 118 MW (+ 33 MW) verteilt

auf 3 Maschinensätze mit Kaplan-Turbinen

verfügen. Jährlich sollen in Töging 696

Mio. Kilowattstunden Strom erzeugt werden

– genug zur Deckung des Stromjahresverbrauchs

von rund 200.000 Haushalten.

LL

www.verbund.com (212861116)

Events in brief

Baustart Limberg 3: VERBUND investiert in eine neues Pumpspeicherkraftwerk in

KaprunCopyrightVERBUND

nehmenden Bedarf an Ausgleichs- und Regelenergie

im Netz reagieren können. Angesichts

der steigenden Anforderungen

durch den Ausbau volatiler Erzeugungsformen

handelt es sich dabei um wichtige

Dienstleistungen für die Netzstabilität –

eine der wesentlichen Voraussetzungen für

die sichere und leistbare Stromversorgung.

Geplant ist darüber hinaus, das Stauziel

des Speichers Wasserfallboden um 8 m anzuheben,

um nicht nur zusätzliche Flexibilität,

sondern auch zusätzliche Speicherkapazität

bereit zu stellen. Die dafür notwendige

Erhöhung der Limberg-Sperre lässt

sich durch vorhandene Baureserven unter

Aufrechterhaltung der uneingeschränkten

Talsperrensicherheit realisieren.

Zusätzlich zur unterirdischen Bauart umfasst

das Gesamtvorhaben eine Vielzahl an

ökologischen Maßnahmen. Ein besonderes

Highlight ist die Errichtung des 24 ha große

Europaschutzgebiets „Alpines

Schwemmland Drossen“, welches bis in die

Drossenschlucht reicht. Zudem wird im Bereich

unterhalb der Sperre ein Projekt umgesetzt,

bei dem Spuren aus der Bauzeit

der 1950er-Jahre durch Renaturierung beseitigt

werden.

LL

www.verbund.com (212861113)

Töging am Inn: VERBUND-

Kraftwerk geht in Rente

(verbund) Nach rund 100 Jahren wurden

die 14 noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze

im historischen Kraftwerk Töging

endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme

folgt 2022 dann die Inbetriebnahme

des neuen, leistungsstärkeren

Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen

Bestand errichtet wird.

Nach rund 100 Jahren wurden die 14

noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze

im historischen Kraftwerk Töging

endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme

folgt 2022 dann die Inbetriebnahme

des neuen, leistungsstärkeren

Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen

Bestand errichtet wird. Statt bisher

85 MW installierter Leistung wird das neue

Kraftwerk Töging über eine Leistung von

118 MW verfügen und Strom aus erneuerbarer

Wasserkraft für rund 200.000 Haushalte

liefern.

Mit dem heutigen Tag endete die Stromerzeugung

im Innkraftwerk Töging zumindest

vorübergehend – im 1. Quartal

2022 wird ein Teilbetrieb des neuen Kraftwerks

möglich sein. 1919 wurde mit dem

Bau des Ausleitungskraftwerks durch die

Innwerk, Bayerische Aluminium AG, begonnen.

Bis 1924 wurden die Wehranlage

bei Jettenbach-Aschau, der fast 23 km lange

Innkanal sowie das Kraftwerk in Töging

errichtet. Eine technische Pionierleistung,

die bis heute zuverlässig sauberen Strom

aus erneuerbarer Wasserkraft lieferte.

Diente das Kraftwerk bis Mitte der 1990er

Jahre auch der Gleichstromerzeugung für

die Elektrolyse in der benachbarten Aluminiumproduktion,

erzeugte es nach deren

Einstellung ausschließlich Wechselstrom,

der in das Netz eingespeist wurde.

Altes weicht, damit Neues entstehen kann

„Wie so oft muss Altes weichen, damit

Neues entstehen kann“, sagte Karl Heinz

Gruber, Geschäftsführer der VERBUND Innkraftwerke

anlässlich der Stilllegung des

Kraftwerks und verwies damit auf das in

Bau befindliche Kraftwerk, das gleich neben

dem historischen Bestand entsteht.

„Mit Blick auf unsere Wurzeln und unsere

Vergangenheit investieren wir in die Zukunft

der Wasserkraft. Die Wasserkraft war

Grundlage für die wirtschaftliche Entwicklung

der Region und sie wird uns eine zuverlässige

Begleiterin in die erneuerbare

Energiezukunft sein.“

MEORGA MSR-Spezialmesse für

Prozess- u. Fabrikautomation in

Landshut

MEORGA veranstaltet am 27. Oktober

2021 in der Sparkassen-Arena in Landshut

eine Spezialmesse für Mess-, Steuerungsund

Regeltechnik, Prozessleitsysteme und

Automatisierungstechnik.

Ca. 160 Fachfirmen, darunter die Marktführer

der Branche, zeigen von 08:00 bis

16:00 Uhr Geräte und Systeme, Engineering-

und Serviceleistungen sowie neue

Trends im Bereich der Automatisierung. 18

begleitende Fachvorträge informieren den

Besucher umfassend.

Die Messe wendet sich an Fachleute und

Entscheidungsträger, die in ihren Unternehmen

für die Optimierung der Geschäfts-

und Produktionsprozesse entlang

der gesamten Wertschöpfungskette verantwortlich

sind. Der Eintritt zur Messe und

die Teilnahme an den Fachvorträgen sind

für die Besucher kostenlos und sollen ihnen

Informationen und interessante Gespräche

ohne Hektik und Zeitdruck ermöglichen.

Aufgrund der aktuell anhaltenden Pandemie-Lage

steht die Gesundheit unserer

Aussteller und Besucher für uns an erster

Stelle; daher garantieren wir durch die

strikte Einhaltung und Umsetzung der jeweiligen

Hygieneschutzkonzepte die bestmögliche

Sicherheit für alle.

Um den Messebesuch einfacher zu machen

und auch Warteschlangen im Eingangsbereich

zu vermeiden, haben Besucher

die Möglichkeit sich ab sofort über

unsere Internetseite zu registrieren. Dies

ist notwendig, weil wir im Bedarfsfall die

Daten für das Gesundheitsamt zur Verfügung

stellen müssen. Die Daten werden

nach 4 Wochen gelöscht. Sie erhalten

rechtzeitig den QR-Einlasscode zur Messe.

LL

meorga.de/anmeldung.php

(212861138)

42


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von

Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen –

Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente

zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie

von Grenzausgleichsmechanismen zur

Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit der

Industrie in der EU

Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich

Abstract

Determinants of the global development

of energy consumption and CO 2

emissions – Assessment of the impact of

different instruments to comply with the

Paris climate decisions and of border

adjustment mechanisms to maintain the

competitiveness of industry in the EU

Global CO 2 emissions have risen continuously

over the past three decades - interrupted only by

two cuts in 2009 in the wake of the financial

crisis and in 2020 as a consequence of the corona

pandemic. This trend must be broken so

that the Paris climate target can be achieved. In

the Conferences of Parties of the United Nations,

the countries have committed themselves

to Nationally Determined Contributions to

limit greenhouse gas emissions. However, these

are nowhere near enough to reduce emissions to

net zero by 2050. An equal distribution of the

remaining global greenhouse gas emission

budget among the countries around the globe -

calculated on a per capita basis – would not

serve as a fair mechanism. A key instrument to

solving the problem is an international agreement,

at least among the G20, on the greatest

possible harmonization of CO 2 pricing. This approach

is also superior to the Carbon Border

Adjustment Mechanism proposed by the EU

Commission, which aims to create a border

taxation to avoid carbon leakage. In the private

sector, the transition to low-carbon technologies

should be promoted through additional

economic incentive mechanisms.

l

Autoren

Dr. Hans-Wilhelm Schiffer

Lehrbeauftragter an der RWTH Aachen

Aachen, Deutschland

Professor Dr. Stefan Ulreich

Hochschule Biberach

Biberach, Deutschland

Einleitung

In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite

Entwicklung von Höhe und Struktur

des Energieverbrauchs sowie der CO 2 -

Emissionen unter Ausweis der zentralen

Einflussparameter – differenziert nach

Staaten – dargelegt. Vor diesem generellen

Hintergrund werden Ansätze zur Erfüllung

der in Paris vereinbarten Klimaziele bewertet.

Dazu gehören die verstärkte explizite

und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung

des verbleibenden globalen CO 2 -

Budgets auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung,

die Fokussierung auf Nationally Determined

Contributions, und – für die

Europäische Union – das Fit-for-55 Package.

Aus dem letztgenannten Paket wird der

Vorschlag der EU-Kommission zur Einführung

eines Grenzausgleichssystems in Bezug

auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument

für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit

der europäischen Industrie zu

leisten in der Lage sein könnte. Hierzu werden

Beispielrechnungen für die Produkte

Zement und Aluminium vorgelegt – ergänzt

um Darlegungen zu der Lenkungswirkung

einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,

die im privaten Haushaltssektor genutzt

werden. Im Fazit wird eine international

vergleichbar hohe Bepreisung von CO 2

als Lösungsansatz zur Schaffung eines Level-Playing-Fields

befürwortet.

1 Einflussparameter für die

Höhe und die Struktur des

Energieverbrauchs sowie die

CO 2 -Emissionen von Staaten

Die Weltbevölkerung ist von 5.280 Millionen

im Jahr 1990 um 47 % auf 7.753 Millionen

im Jahr 2020 angestiegen (Ta b e l -

l e 1 ). Die in der gesamten Welt erzielte

Wirtschaftsleistung hat sich – ausgedrückt

in den Preisen des Jahres 2010 – von 37.908

Milliarden US$ im Jahr 1990 auf 81.913

Milliarden US$ im Jahr 2020 mehr als verdoppelt

(Ta b e l l e 2 ). 1 Der Energieverbrauch

ist um knapp zwei Drittel gewachsen.

Damit ist der Primärenergieverbrauch

pro Kopf der Weltbevölkerung um 11 %

gestiegen. Demgegenüber ist die Intensität

des Primärenergieverbrauchs – gemessen

an der realen Wirtschaftsleistung – um

rund ein Viertel gesunken. Damit sind mit

der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung

zwei wesentliche Treiber der Entwicklung

des Energieverbrauchs identifiziert.

Die Höhe des Energieverbrauchs der einzelnen

Staaten und dessen Entwicklung

hängen von einer Vielzahl weiterer Faktoren

ab. Dazu zählen neben der Bevölkerungszahl

auch die Größe des Landes und

bei der Wirtschaftsleistung deren strukturelle

Zusammensetzung. Die Größe des

Landes hat Einfluss auf Transportvolumen

und Infrastruktur. Länder mit großen Anteilen

energieintensiver Grundstoffindustrien

an der gesamten Wirtschaftsleistung

sind meist durch höhere spezifische Energieverbräuche

gekennzeichnet als Volkswirtschaften,

in denen der Dienstleistungssektor

dominiert. Die klimatischen Bedingungen

wirken sich auf den Bedarf an

Heizenergie beziehungsweise zur Klimatisierung

aus. Die Höhe der Energiepreise

bestimmt maßgeblich die Effizienz bei der

Nutzung von Energie.

Die CO 2 -Emissionen von Staaten werden –

neben der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung

und damit verknüpft von

der Höhe des Energieverbrauchs – vor allem

durch den jeweiligen Energiemix in

den verschiedenen Verbrauchssektoren,

wie Industrie, Stromerzeugung, private

Haushalte und Dienstleistungssektor sowie

Verkehr, bestimmt.

Die nachfolgende Analyse beschränkt sich

auf die Entwicklung in den Staaten, die

1

World Bank Group (2021a)

43


CO2-Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

VGB PowerTech 9 l 2021

Tab. 1. Bevölkerungszahl der G20-Staaten 1990 bis 2020.

Staat 1990 2000 2020

in 1.000

USA 249.623 282.162 329.484

Kanada 27.691 30.686 38.005

Mexiko 83.943 98.900 128.933

Brasilien 149.003 174.790 212.559

Argentinien 32.619 36.871 45.377

China* 1.140.925 1.269.310 1.409.594

Indien 873.278 1.056.576 1.380.004

Japan 123.478 126.843 125.836

Südkorea 42.869 47.008 51.781

Indonesien 181.413 211.514 273.524

Australien 17.065 19.153 25.687

Deutschland 79.433 82.212 83.241

Italien 56.719 56.942 59.554

Großbritannien 57.248 58.893 67.215

Frankreich 58.236 60.912 67.392

Türkei 53.922 63.240 84.339

Russland 147.969 146.597 144.104

Saudi-Arabien 16.234 20.664 34.814

Südafrika 36.801 44.967 59.309

G20 (19 Staaten)** 3.428.469 3.888.240 4.620.752

Welt 5.280.046 6.114.333 7.752.841

darunter EU 420.478 428.815 447.795

Tab. 2. Wirtschaftsleistung (BIP) der G20-Staaten 1990 bis 2020.

Staat 1990 2000 2020

in 1.000 constant (2010) US$

USA 9.001.231.051 12.620.268.393 17.709.432.715

Kanada * 1.210.043.026 1.847.703.996

Mexiko 653.984.125 915.216.005 1.201.954.408

Brasilien 1.189.604.001 1.538.706.024 2.268.471.793

Argentinien 203.726.588 303.229.512 394.446.953

China** 931.983.341 2.385.580.525 12.051.263.436

Indien 507.565.004 873.357.417 2.706.600.822

Japan 4.703.605.002 5.348.935.479 6.187.013.948

Südkorea 364.199.331 724.596.729 1.468.558.788

Indonesien 309.821.138 453.413.617 1.179.530.430

Australien 612.831.156 849.137.077 1.446.367.428

Deutschland 2.576.038.663 3.118.648.486 3.751.241.123

Italien 1.750.995.869 2.068.664.017 1.959.439.492

Großbritannien 1.638.289.565 2.117.744.535 2.628.312.651

Frankreich 1.894.061.230 2.333.523.931 2.730.750.828

Türkei 365.287.824 523.535.585 1.284.114.130

Russland 1.416.186.830 951.570.865 1.726.662.088

Saudi-Arabien 293.927.428 379.223.464 675.041.540

Südafrika 223.003.647 267.001.436 400.228.939

G20 (19 Staaten)*** (29.500.000.000) 38.982.396.123 63.617.135.508

Welt 37.908.000.000 50.000.000.000 81.912.628.070

darunter EU * * 15.569.217.260

* einschließlich Hongkong

** nur die drei EU-Mitglieder aus dem Kreis der G20 berücksichtigt.

Quelle: https://data.worldbank.org/indicator/SP.POP.TOTL

zum Kreis der G20 zählen. Diese Staaten

repräsentieren mehr als drei Viertel des

weltweiten Energieverbrauchs. Die Folgen

von Covid-19 werden nicht diskutiert, da

es hierzu schon eine Reihe von Publikationen

gibt.

1.1 Bestimmungsfaktoren für die Höhe

des Energieverbrauchs in den

G20-Staaten

Aufgrund der Einwohnerzahl und der

Wirtschaftsleistung wird die Rangliste der

Staaten mit dem höchsten Energieverbrauch

im Jahr 2020 von China angeführt.

Es folgen USA und Indien. In Indien hat

sich die Bevölkerungszahl von 1990 bis

2020 um 58 % erhöht. Für China lautet die

Vergleichszahl 24 % und für die USA 32 %.

Die Wirtschaftsleistung hat sich in dem genannten

Zeitraum in den USA verdoppelt,

in Indien verfünffacht und in China deutlich

mehr als verzehnfacht. Vor diesem

Hintergrund hat sich der Primärenergieverbrauch

in China seit 1990 verfünffacht

und in Indien vervierfacht, während in den

USA nur ein geringer Zuwachs (weniger als

10 %) zu verzeichnen war (Ta b e l l e 3 ).

Aufgrund der sehr viel größeren Dynamik

bei der Entwicklung des Energieverbrauchs

in China und in Indien hat sich der Verbrauch

pro Kopf der dortigen Bevölkerung

zwar deutlich erhöht. Gleichwohl war der

Vergleichswert in den USA 2020 noch mehr

als doppelt so hoch wie in China und elf Mal

so hoch wie in Indien. Anders die Situation

gemessen an der Wirtschaftsleistung. Pro

Einheit Bruttoinlandsprodukt (BIP) war der

Primärenergieverbrauch in China 2020

doppelt so hoch und in Indien drei Mal so

hoch wie in den USA. Die an der Wirtschaftsleistung

gemessene Energieintensität

ist in den USA also deutlich geringer als

in China und in Indien und liegt auch deutlich

unter dem G20-Durchschnitt (Ta b e l -

l e 4 und Ta b e l l e 5 ). In den USA spielen

Technologie-Konzerne, gemessen an Marktkapitalisierung

und Umsätzen, eine dominierende

Rolle. Die Leistungen dieser Unternehmen

werden durch einen wesentlich

geringeren spezifischen Energieverbrauch

erbracht als dies zum Beispiel bei Unternehmen

der Grundstoffindustrie der Fall ist.

Kanada und Australien sind Staaten mit

großer Fläche und einer – gemessen daran

–geringen Einwohnerzahl. Die energieintensive

Rohstoffindustrie hat dort eine große

Bedeutung. Bei insgesamt seit 1990

mehr als verdoppelter Wirtschaftsleistung

hat der Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung

um 28 % bzw. 50 % bis 2020 zugenommen

und übersteigt den Weltdurch-

* nicht verfügbar

** einschließlich Hongkong

*** nur die drei EU-Mitglieder aus dem Kreis der G20 berücksichtigt. Die für

1990 ausgewiesene Summe stellt eine grobe Schätzung dar, da für Kanada

keine Zahlen für 1990 ausgewiesen werden. Bei Japan ist für das Jahr 2020

die Zahl ausgewiesen, die für 2019 genannt wird (2020 noch nicht verfügbar).

Quelle: https://knoema.com/mhrzolg/historical-gdp-by-country-statistics-fromthe-world-bank-1960-2019

schnitt deutlich. Die Energieintensität ist –

bezogen auf das BIP – in beiden Staaten

allerdings deutlich gesunken.

Die europäischen Staaten aus dem Kreis der

G20 erzielen eine vergleichsweise hohe

Wirtschaftsleistung, die sich im Durchschnitt

der vier Staaten von 1990 bis 2020

um rund 40 % vergrößert hat. Trotzdem

war der Energieverbrauch in allen vier Staaten

2020 niedriger als 1990. Die Energieintensität

hat sich somit signifikant verringert

und war 2020 – bezogen auf die Wirtschaftsleistung

– weniger als halb so hoch

wie im Durchschnitt der G20. Diese Entwicklung

wurde durch die Verbraucherpreise

für Energieerzeugnisse, mit denen die

europäischen Staaten eine Spitzenstellung

einnehmen, begünstigt. Die zwischen den

vier europäischen Staaten bestehenden Unterschiede

in der Energieintensität erklären

sich unter anderem durch die differierenden

Wirtschaftsstrukturen und auch durch

klimatische Faktoren. So sind die Anforderungen

an Heizung und Klimatisierung unterschiedlich.

Ferner haben energieintensive

Grundstoffindustrien, wie Chemie,

Stahl und Aluminium, in Deutschland einen

größeren Anteil an der Bruttowertschöpfung

als in anderen europäischen Staaten.

44


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

Tab. 3. Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten 1990 bis 2020.

Staat

Primärenergieverbrauch

in Exajoule

Der Einfluss der Preise auf die Höhe des

Verbrauchs wird besonders deutlich an

den Beispielen Saudi-Arabien und Russland.

Die Intensität des Primärenergieverbrauchs

– sowohl gemessen pro Einheit

BIP als auch pro Kopf der Bevölkerung – ist

dort doppelt bis drei Mal so hoch wie im

Durchschnitt der G20. Die Verbraucherpreise

für Energie sind in beiden Staaten

außerordentlich niedrig, insbesondere in

Saudi-Arabien aufgrund der geleisteten

Subventionen. Die Internationale Energie-

Agentur (IEA) beziffert die Subventionen

für Öl, Erdgas und Strom in Saudi-Arabien

im Jahr 2020 auf 17,0 Mrd. US$ (davon

8,6 Mrd. US$ für Öl, 4,6 Mrd. US$ für

Strom und 3,8 Mrd. US$ für Erdgas). Aber

auch für Russland nennt die IEA für 2020

Subventionen für Strom von 7,8 Mrd. US$

und für Erdgas von 6,8 Mrd. US$, also in

Summe von 14,6 Mrd. US$.

1.2 Determinanten der Struktur des

Energieverbrauchs

Der Mix der zur Deckung des Bedarfs eingesetzten

Energien wird insbesondere

durch die Art und die Menge der im Inland

gewinnbaren Energieressourcen, die Ausrichtung

der Energie- und der Klimapolitik

CO 2 -Emissionen

in Mio. t

1990 2000 2020 1990 2000 2020

USA 81,00 95,13 87,79 4.970,5 5.740,7 4.432,2

Kanada 10,62 12,87 13,63 444,8 533,1 515,1

Mexiko 4,56 5,86 6,48 267,7 353,8 359,7

Brasilien 5,36 8,04 12,01 196,6 301,7 415,2

Argentinien 1,84 2,55 3,15 100,3 131,4 161,8

China* 29,20 43,16 146,39 2.365,1 3.414,3 9.961,7

Indien 8,24 13,37 31,98 602,1 959,8 2.298,2

Japan 18,67 22,33 17,03 1.087,0 1.233,2 1.026,8

Südkorea 3,82 7,94 11,79 235,4 428,6 577,8

Indonesien 2,20 4,24 7,63 135,8 268,5 541,3

Australien 3,71 4,69 5,57 274,9 355,0 370,3

Deutschland 15,05 14,31 12,11 1.007,6 854,4 604,8

Italien 6,66 7,53 5,86 403,8 434,4 287,1

Großbritannien 9,01 9,57 6,89 595,2 566,4 317,1

Frankreich 9,46 11,05 8,70 367,2 381,5 250,9

Türkei 2,01 3,09 6,29 136,2 205,7 369,5

Russland 36,14 25,84 28,31 2.233,9 1.452,8 1.431,6

Saudi-Arabien 3,34 4,81 10,56 202,3 278,2 565,1

Südafrika 3,70 4,26 4,90 324,9 371,6 434,1

G20** 254,59 300,64 427,07 15.951,3 18.265,1 24.920,3

Welt 342,14 394,47 556,63 21.328,3 23.663,5 31.983,6

dar. EU-27 62,57 64,33 55,74 3.753,9 3.513,4 2.549,8

* einschließlich Hongkong

** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also

nicht die gesamte EU-27. Für die G20 einschließlich der gesamten EU-27 wurden für 2020 ein Primärenergieverbrauch

von 456,14 Exajoule und CO 2 -Emissionen von 26.327 Mio.t erfasst. Das entspricht bei

beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.

Quelle: BP Statistical Review of World Energy July 2021

sowie die Marktbedingungen bestimmt.

Während der Verkehrssektor in allen G20-

Staaten bisher fast ausschließlich auf dem

Einsatz von Mineralölprodukten basiert,

spielen im Wärmemarkt – mit in den einzelnen

Staaten unterschiedlichem Gewicht

– Erdgas, Heizöl und Strom, aber teilweise

auch Festbrennstoffe eine wichtige Rolle.

Die Bedeutung der drei genannten Faktoren

für die Energieträger-Struktur der verschiedenen

Staaten kann vor allem anhand

der Situation in der Stromerzeugung veranschaulicht

werden.

China, Indien, Südafrika, Australien und

Indonesien verfügen über große kostengünstig

abbaubare Kohlevorkommen. Dies

erklärt den hohen Anteil der Kohle an der

Stromerzeugung dieser Länder, der 2020

von 54 % in Australien über 63 % in China,

66 % in Indonesien, 72 % in Indien und

85 % in Südafrika reicht. Kanada und Brasilien

können große Wasservorkommen

zur Stromerzeugung nutzbar machen. Der

Anteil der Wasserkraft an der Stromerzeugung

belief sich 2020 auf 60 % bzw. 64 %.

In fünf der G20-Staaten ist das Erdgas mit

Anteilen zwischen 36 % in Großbritannien,

45 % in Russland, 56 % in Argentinien,

58 % in Mexiko und 61 % in Saudi-Arabien

der wichtigste Energieträger zur Stromerzeugung

– ebenfalls aufgrund der dortigen

Ressourcensituation. In Saudi-Arabien entfallen

daneben 39 % der Stromerzeugung

auf das reichlich geförderte Erdöl.

Die Auswirkungen der Energie- und Klimapolitik

können vor allem am Beispiel der

Staaten Frankreich, Deutschland und Japan

belegt werden. Frankreich hat in der Stromerzeugung

als Reaktion auf die erste Ölpreiskrise

1973/74 vor allem auf die Kernenergie

gesetzt. Treiber war zu dem Zeitpunkt

nicht die Klimapolitik, sondern das

Streben, sich von Energieimporten aus politisch

instabilen Regionen unabhängig zu

machen. 2020 lag der Anteil der Kernenergie

an der Stromerzeugung des Landes bei

gut 70 %. Die deutsche Bundesregierung

hatte nach dem Reaktorunfall von Fukushima

im Jahr 2011 entschieden, bis Ende

2022 vollständig aus der Nutzung der Kernenergie

auszusteigen. Die Nutzung erneuerbarer

Energien wird seit dem Jahr 1990

durch das Stromeinspeisungsgesetz (StrEG)

und seit dem Jahr 2000 durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG) stark gefördert.

Konsequenz ist, dass sich der Anteil

der erneuerbaren Energien an der Deckung

des Strombedarfs in Deutschland seit dem

Jahr 2000 versechsfacht hat. Mit dem Kohleausstiegsgesetz

aus dem Jahr 2020 wurde

entschieden, bis spätestens 2038 vorständig

aus der Kohlenutzung auszusteigen. Das gilt

auch für die Braunkohle, die – anders als die

Steinkohle – in Deutschland zu wettbewerbsfähigen

Bedingungen gewonnen werden

kann. Japan verfügt kaum über eigene

Energieressourcen. Deshalb setzt dort die

Politik aus Gründen der Sicherheit der Versorgung

auf eine breite Diversifizierung der

Energieträger und Bezugsquellen. Dazu gehört

auch die Kernenergie. Darüber hinaus

wurde in den letzten Jahren der Ausbau erneuerbarer

Energien stark vorangetrieben.

Südkorea setzt in der Stromerzeugung

ebenfalls auf einen breiten Mix aus Kohle,

Erdgas, Kernenergie und erneuerbaren

Energien. In Italien, das 1990 die kommerzielle

Nutzung von Kernenergie beendet

hat, halten Erdgas mit 48 % und erneuerbare

Energien mit 41 % die größten Anteile. In

der Türkei wird – neben Kohle, Erdgas und

erneuerbaren Energien – auch die Kernenergie

künftig einen Beitrag zur Stromerzeugung

leisten. So sind dort drei Blöcke

auf Basis Kernenergie mit einer Brutto-Leistung

von rund 3.600 MW im Bau.

Die Marktbedingungen, als dritter wichtiger

Faktor, spiegeln sich am Beispiel der

USA und Großbritanniens wider. In den

USA ist die Steinkohle als vormals mit Abstand

wichtigster Energieträger zur Stromerzeugung

aus dieser Rolle durch das Erdgas

verdrängt worden. Aufgrund neuer

Fördermethoden konnte Erdgas in den

USA in den letzten Jahren zunehmend

wirtschaftlicher gefördert werden und damit

Wettbewerbsvorteile gegenüber Steinkohle

gewinnen. Die Zahl der Bergwerke

45


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021

Tab. 4. Primärenergieverbrauchs-Intensität und CO 2 -Intensität der G20-Staaten gemessen am

realen BIP 1990 bis 2020.

Staat

Intensität des Primärenergieverbrauchs

gemessen am realen BIP

in Kilojoule/(2010)US$

und der Kohleförderung hat sich in den

USA innerhalb der vergangenen zehn Jahre

halbiert. Mit Aufnahme der Gasförderung

in der britischen Nordsee war eine nahezu

komplette Verdrängung der Steinkohle in

der Stromerzeugung Großbritanniens verknüpft:

„UK‘s dash for gas“ (1990). Auch in

diesem Fall spielten die veränderten Wirtschaftlichkeitsrelationen

die ausschlaggebende

Rolle. Demgegenüber war in

Deutschland die Nutzung der heimischen

Steinkohle – trotz mangelnder Wirtschaftlichkeit

– noch über Jahrzehnte fortgesetzt

und erst mit Schließung der letzten Zeche

im Jahr 2018 beendet worden.

CO 2 -Emissionsintensität gemessen am

realen BIP

in Gramm/(2010)US$

1990 2000 2020 1990 2000 2020

USA 8.999 7.538 4.957 552 455 250

Kanada * 10.636 7.377 * 441 279

Mexiko 6.973 6.403 5.391 409 387 299

Brasilien 4.506 5.225 5.294 165 196 183

Argentinien 9.032 8.409 7.986 492 433 410

China* 31.331 18.092 12.147 2.538 1.431 827

Indien 16.234 15.309 11.816 1.186 1.099 849

Japan 3.969 4.175 2.753 231 231 166

Südkorea 10.489 10.957 8.028 646 592 393

Indonesien 7.101 9.351 6.469 438 592 459

Australien 6.054 5.523 3.851 449 418 256

Deutschland 5.842 4.589 3.228 391 274 161

Italien 3.804 3.640 2.991 231 210 147

Großbritannien 5.500 4.519 2.621 363 267 121

Frankreich 4.995 4.735 3.185 194 163 92

Türkei 5.503 5.902 4.898 373 393 288

Russland 25.519 27.155 16.396 1.577 1.527 829

Saudi-Arabien 11.363 12.684 15.643 688 734 837

Südafrika 16.592 15.955 12.243 1.457 1.392 1.085

G20** (8.630) 7.712 6.713 541 469 392

Welt 9.026 7.889 6.795 563 473 390

dar. EU-27 *** *** 3.580 *** *** 164

* einschließlich Hongkong

** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also

nicht die gesamte EU-27. Für die G20 einschließlich der gesamten EU-27 wurden für 2020 ein

Primärenergieverbrauch von 456,14 Exajoule und CO 2 -Emissionen von 26.327 Mio.t erfasst. Das entspricht

bei beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.

*** keine vergleichbaren Zahlen verfügbar

Quelle: BP Statistical Review of World Energy July 2021 (www.bp.com) und World Bank (https://data.

worldbank.org)

1.3 Treiber der CO 2 -Emissionen

Der japanische Wissenschaftler Yoichi

Kaya hat eine Formel entwickelt, mit der

die wesentlichen Treiber der Treibhausgas-

Emissionen abgeleitet werden können. 2

Mittels der nach ihm benannten Kaya-

Identität kann die Emissionsentwicklung

als Produkt aus vier Faktoren abgeleitet

werden. Dazu gehören die Bevölkerung,

die Wirtschaftsleistung pro Kopf der Bevölkerung,

die Energieintensität pro Einheit

Bruttoinlandsprodukt und die CO 2 -Intensität

pro Einheit Energieverbrauch.

Von 1990 bis 2020 hat die Bevölkerung der

19 Staaten der G20-Gruppe von 3,43 Milliarden

(Mrd.) um 35 % auf 4,62 Mrd. zugenommen.

Die Wirtschaftsleistung ist – in

realen Größen, also geldwert-bereinigt gemessen

– um 116 % gestiegen. 3 Pro Kopf

der Bevölkerung belief sich der Zuwachs

auf 60 %. Der Primärenergieverbrauch war

2020 um 68 % höher als 1990. Die CO 2 -

Emissionen haben um 56 % zugelegt. 4 Da

der Energieverbrauch aufgrund von Verbesserungen

in der Energieeffizienz weniger

stark angestiegen ist als die reale Wirtschaftsleistung,

hat sich die Energieintensität

der G20, also der Energieverbrauch

pro Einheit BIP, um 22 % verringert. Die

CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs

nahm dagegen nur um 7 % ab, weil der

größte Teil des Wachstums im Energieverbrauch

durch fossile Energien gedeckt worden

ist. Bei diesen für die G20 gemachten

Angaben wurden nur die Zahlen der 19

Staaten dieser Gruppe berücksichtigt, also

nicht die gesamte EU-27, sondern nur die

drei EU-Mitglieder und UK, die zum Kreis

der G20 gehören.

In den einzelnen G20-Staaten hat sich eine

unterschiedliche Entwicklung hinsichtlich

der CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs

vollzogen. Die stärksten Rückgänge zwischen

1990 und 2020 wurden in den europäischen

Mitgliedern aus dem Kreis der

G20 verzeichnet. Sie beliefen sich im

Durchschnitt dieser vier Staaten auf –

26 %. Dieser Wert wurde auch in Deutschland

erreicht. Im Unterschied dazu erhöhte

sich die CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs

in Japan, in Indonesien und in

Südafrika – in Japan vor allem als Folge des

Ersatzes von Kernenergie durch fossile

Energien nach der Reaktorkatastrophe von

Fukushima. In Indonesien und in Südafrika

ist der nach wie vor hohe Kohleanteil an

der Stromerzeugung als wesentliche Ursache

zu nennen. In den anderen Staaten der

G20 verringerte sich die CO 2 -Intensität des

Energieverbrauchs in einer Bandbreite

zwischen 2 % (Indien) und 20 % (Südkorea).

Die in absoluten Größen geringste

CO 2 -Intensität wiesen 2020 Frankreich,

Brasilien und Kanada aus. Entscheidende

Begründung sind die hohen Anteile von

Kernenergie (Frankreich) bzw. von Wasserkraft

(Brasilien und Kanada) in der

Stromerzeugung dieser Länder.

1.4 Ausblick auf die

Bevölkerungsentwicklung

Die Weltbevölkerung, einer der Treiber für

die Entwicklung des Energieverbrauchs,

wird auch künftig stark wachsen. Dies stellt

die Staatengemeinschaft vor zusätzliche

Herausforderungen bei der Begrenzung

der Treibhausgas-Emissionen. Die Vereinten

Nationen haben drei Szenarien zur Entwicklung

der Weltbevölkerung bis zum

Jahr 2100 erstellt. Danach wird sich die

Weltbevölkerung bis 2050 im Szenario mit

niedrigem Wachstum auf 8,9 Mrd. (+ 15 %)

und im Szenario mit starkem Wachstum auf

10,6 Mrd. (+ 37 %) erhöhen. Im mittleren

Szenario wird für 2050 von einem Bevölkerungsstand

von 9,7 Mrd. (+25 %) ausgegangen

(das prozentuale Wachstum jeweils

im Vergleich zum Stand des Jahres 2020).

Die für die G20 erwartete Zunahme ist auf

eine Spannweite zwischen 0 und 19 % begrenzt.

Mehr als die Hälfte der im mittleren

Szenario um rund 2 Mrd. bis 2050 steigenden

Weltbevölkerung entfällt auf Afrika. 5

Bliebe der weltweite Energieverbrauch pro

Kopf der Bevölkerung unverändert, wäre

künftig mit einer deutlichen Steigerung des

globalen Energieverbrauchs zu rechnen.

Sollte der Pro-Kopf-Verbrauch im Durchschnitt

aller Staaten auf das für die G20 im

Jahr 2020 errechnete Niveau steigen, wäre

2

Kaya (1997)

3

World Bank Group (2021a)

4

BP (2021)

5

United Nations (2021)

46


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

Tab. 5. Wirtschaftsleistung sowie Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten

pro Einheit BIP und pro Kopf der Bevölkerung im Jahr 2020.

Staat

Wirtschaftsleistung

(BIP in

current prices)

in

Mio. US$

PEV pro Einheit

BIP

in Megajoule

pro 1.000 US$

BIP

der globale Energieverbrauch unter Annahme

des mittleren Szenarios zum Bevölkerungswachstum

im Jahr 2050 um rund

60 % höher als im Jahr 2020. Unter der Annahme

einer unveränderten CO 2 -Intensität

des Energieverbrauchs würden die globalen

CO 2 -Emissionen entsprechend zunehmen.

Das zu erwartende Bevölkerungswachstum

bedeutet somit – zusammen mit

der Steigerung der wirtschaftlichen Prosperität

– eine enorme Herausforderung, die

bis 2050 angestrebte Klimaneutralität, also

Netto-Null-CO 2 -Emissionen, zu erreichen.

Diese vereinfachte Betrachtung verdeutlicht

die Dringlichkeit, mit der emissionsarme

Energietechnologien verfügbar gemacht

werden müssen, damit der Energiebedarf

der wachsenden Weltbevölkerung

gedeckt und gleichzeitig die Ziele des Pariser

Klima-Abkommens erreicht werden.

2 Status der expliziten und

impliziten Bepreisung von

CO 2 in den G20-Staaten

CO 2 -

Emissionen

in

kg/1.000

US$ BIP

Primärenergieverbrauch

(PEV) in

Megajoule

pro Kopf der

Bevölkerung

CO 2 -

Emissionen

in

Tonnen

pro Kopf der

Bevölkerung

USA 20.936.600 4.193 212 266,4 13,5

Kanada 1.643.408 8.294 313 358,6 13,6

Mexiko 1.076.163 6.021 334 50,3 2,8

Brasilien 1.444.733 8.313 287 56,5 2,0

Argentinien 383.067 8.223 422 69,4 3,6

China* 15.069.317 9.714 661 103,9 7,1

Indien 2.622.984 12.192 876 23,2 1,7

Japan 5.064.873 3.362 203 135,3 8,2

Südkorea 1.630.525 7.231 354 227,7 11,2

Indonesien 1.058.424 7.209 511 27,9 2,0

Australien 1.330.901 4.185 278 216,8 14,4

Deutschland 3.806.060 3.182 159 145,5 7,3

Italien 1.886.445 3.106 152 98,4 4,8

Großbritannien 2.707.744 2.545 117 102,5 4,7

Frankreich 2.603.004 3.342 96 129,1 3,7

Türkei 720.101 8.735 513 74,6 4,4

Russland 1.483.498 19.083 965 196,5 9,9

Saudi-Arabien 700.118 15.083 807 303,3 16,2

Südafrika 301.924 16.229 1.438 82,6 7,3

G20** 66.469.889 6.425 375 92,4 5,4

Welt 84.705.567 6.571 378 71,8 4,1

dar. EU-27 15.192.652 3.669 168 124,5 5,7

* einschließlich Hongkong

** In der Summe G20 sind nur die drei EU-Mitglieder berücksichtigt, die zum Kreis der G20 gehören, also

nicht die gesamte EU-27.

Quellen: World Bank Group (für BIP und Bevölkerungszahl); BP Statistical Review of World Energy July 2021

(für Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen)

Grundsätzlich können drei Arten der direkten

und indirekten Bepreisung von CO 2 unterschieden

werden. Das sind Verbrauchsteuern

auf Energieerzeugnisse, CO 2 -Steuern

und handelbare CO 2 -Emissionszertifikate.

Alle drei Komponenten dieser Effective

Carbon Rates (ECR) stellen einen Anreiz

dar, den Verbrauch an CO 2 -intensiven

Energien zu senken und von CO 2 -intensiven

Energieträgern auf CO 2 -arme oder

CO 2 -freie Optionen zu wechseln. 6

Der weltweit am stärksten mit ECR belastete

Sektor ist der Personen- und Güterverkehr

auf der Straße. So sind die Preise für

Kraftstoffe in den meisten G20-Ländern –

wenn auch in stark unterschiedlicher Dimension

– mit Mineralölsteuern beaufschlagt.

Dies gilt insbesondere für die europäischen

Staaten, aber auch für Japan und

Südkorea. Im Gegensatz dazu spielt die

Besteuerung von Kraftstoffen in Russland

keine nennenswerte Rolle. Für Saudi-Arabien

werden Kraftstoffpreise ausgewiesen,

die sogar unterhalb der Opportunitätskosten

– gemessen an den auf dem Weltmarkt

erzielbaren Preisen für Mineralölprodukte

– liegen.

Steuern auf Kraftstoffe wurden zwar ursprünglich

nicht mit der Intention eingeführt,

die CO 2 -Emissionen zu senken. Sie

wirken aber tendenziell verbrauchsdämpfend

und nehmen damit unmittelbar Einfluss

auf die Höhe der CO 2 -Emissionen. In

der EU gilt darüber hinaus eine Mindeststeuer

für Strom, die etwa in Deutschland

in Form eines deutlich höheren Satzes zur

Anwendung kommt.

Neben einer Verbrauchbesteuerung auf

fossile Energien und auf Strom existieren

explizite CO 2 -Bepreisungssysteme. Die

Weltbank-Gruppe zählte in ihrem jüngsten

Bericht zum Stand der globalen CO 2 -Bepreisung

64 CO 2 -Preismechanismen, die

bereits umgesetzt sind. Dabei handelt es

sich jeweils zur Hälfte um Emissionshandelssysteme

(Emission Trading Systems,

ETS) bzw. CO 2 -Steuersysteme. Erfasst von

entsprechenden Mechanismen sind sowohl

nationale als auch supranationale (EU

ETS) und subnationale Rechtsräume, wie

u.a. Bundesstaaten in den USA und Provinzen

in Kanada. Die 2020 etablierten Systeme

erfassen weltweit etwa 22 % der globalen

Treibhausgas-Emissionen. 7

In Emissionshandelssystemen erfolgt die

Steuerung durch Vorgabe eines in der Regel

pro Jahr definierten Emissionsdeckels.

Dies garantiert die Einhaltung der Mengenziele

für die Bereiche, die in das System

einbezogen sind. Die CO 2 -Preise bilden

sich auf Basis von Angebot und Nachfrage

nach den Regeln des Marktes. Im Unterschied

dazu führt die Preissteuerung über

eine CO 2 -Steuer zu einer klar definierten

finanziellen Belastung der Emissionen. Anders

als bei der Mengensteuerung über ein

Emissionshandelssystem wird allerdings

nicht die Einhaltung einer politisch gewünschten

Obergrenze definiert. Damit ist

die Zielschärfe des Emissionshandels im

Vergleich zu einer Steuer größer.

Die weltweit festgestellte Bandbreite der

CO 2 -Bepreisung reicht von weniger als

1 US$ in der Ukraine bis zu 127 US$ pro

Tonne CO 2e in Schweden. Nahezu die Hälfte

der von einer CO 2 -Bepreisung erfassten

12 Mrd. t CO 2e wird allerdings mit weniger

als 10 US$ pro t CO 2e belastet. Die Gesamterlöse

aus der CO 2 -Bepreisung werden für

2020 auf 53 Mrd. US$ beziffert. Mehr als

die Hälfte dieser Summe diente der Finanzierung

von Umwelt- oder Entwicklungsprojekten.

8

Auf der anderen Seite werden in einer Reihe

von Staaten Energieträger subventioniert.

Diese Praxis wirkt einer Verringerung

der Energie- und der CO 2 -Intensität

entgegen, soweit sich die Subventionen auf

fossile Energieträger und den Verbrauch

von Strom beziehen. Die Internationale

Energie-Agentur hat die weltweiten Subventionen

zugunsten von Öl, Erdgas, Kohle

und Elektrizität für das Jahr 2020 auf

181,5 Mrd. US$ beziffert. Die verteilen sich

mit 90,4 Mrd. US$ auf Öl, mit 52,5 Mrd. US$

6

OECD (2021)

7

World Bank Group (2021b)

8

World Bank Group (2021b)

47


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021

auf Strom, mit 36,9 Mrd. US$ auf Gas und

mit 1,7 Mrd. US$ auf Kohle. Von diesen

Subventionen entfallen gemäß den Berechnungen

der Internationalen Energie-

Agentur mit 93,2 Mrd. US$ rund die Hälfte

auf Staaten aus dem Kreis der G20. Genannt

werden Argentinien, China, Indien,

Indonesien, Mexiko, Russland und Saudi-

Arabien. Umgerechnet auf die jeweiligen

gesamten CO 2 -Emissionen dieser Länder

ergeben sich rechnerisch daraus negative

CO 2 -Steuern, die in der Spitze – das gilt für

Saudi-Arabien – bis zu 30 US$ pro t CO 2 erreichen.

9

Die Staaten der G20 lassen sich bei überschlägiger

Betrachtung fünf Kategorien

zuordnen:

––

Staaten mit hohen spezifischen Energiesteuern

und nationalen bzw. supranationalen

CO 2 -Bepreisungssystemen. Dazu

zählen Deutschland, Frankreich, Italien,

Großbritannien und Japan.

––

Staaten mit niedrigen spezifischen Energiesteuern,

aber einem etablierten nationalen

CO 2 -Bepreisungssystem. Dazu

werden Kanada, Mexiko, Argentinien,

Südafrika, Südkorea und seit 2021 auch

China gerechnet.

––

Staaten mit mittelhoher spezifischer

Energiesteuer, aber ohne nationales

CO 2 -Bepreisungsregime. Dieser Kategorie

werden Australien, Indien und Türkei

zugerechnet.

––

Staaten mit niedriger spezifischer Energiesteuer

und ohne nationales CO 2 -Bepreisungsregime.

Hierzu gehören USA,

Brasilien und Indonesien.

––

Staaten ohne nennenswerte spezifische

Energiesteuer und ohne CO 2 -Bepreisungsregime.

Dabei handelt es sich um

Russland und Saudi-Arabien.

Die Auswirkungen der Energie- und CO 2 -

Besteuerung in diesen Ländern sind in B i l d

1 und B i l d 2 veranschaulicht (siehe auch

Tabelle 6 und Tabelle 7).

3 Ansätze zur Erfüllung der

Klimaziele von Paris

Im Klimaabkommen von Paris aus dem

Jahr 2015 hat sich die Weltgemeinschaft

darauf verständigt, den Temperaturanstieg

im Vergleich zum vorindustriellen Niveau

auf höchstens 2 Grad, möglichst 1,5 Grad

Celsius, zu begrenzen.

CO 2 -Emissionen in kg/1000 US$ GDP

1.400

1.200

1.000

800

Weltweiter Durchschnitt

von 2:3 nicht zu überschreiten, verbleibt

demnach noch ein Budget von 400 Mrd.

Tonnen. Die vergleichbare Zahl für

1,7 Grad lautet 700 Mrd. Tonnen, und für

2,0 Grad wären es 1.150 Mrd. Tonnen. Unter

Ansatz einer geringeren Wahrscheinlichkeit

werden jeweils höhere und bei Ansatz

einer größeren Wahrscheinlichkeit

niedrigere Budget-Werte genannt. Ferner

wird ausgeführt, dass stärkere oder

schwächere Reduktionen der Emissionen

anderer Treibhausgase, wie etwa Methan,

die ermittelten Budget-Werte um

220 Mrd. Tonnen CO 2 oder auch mehr verringern

bzw. vergrößern kann. 10 Zur Erinnerung:

die weltweiten Emissionen betragen

(vor Abzug der weltweiten Senken)

rund 32 Mrd. Tonnen CO 2 , d.h. das Budget

ist in wenigen Jahrzehnten aufgebraucht.

600

Indonesien

Türkei

400

Mexiko

Argentinien

Südkorea

Kanada

Deutschland Japan Australien

200

USA

Brasilien

Großbritannien

Italien

0

0

Frankreich

2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

3.1 Nationally Determined

Contributions (NDCs) der

Teilnehmerstaaten

Das Übereinkommen sieht vor, dass die

Teilnehmerstaaten über Nationally Determined

Contributions (NDCs) anspruchsvolle

Verpflichtungen zur Begrenzung der

Treibhausgas-Emissionen übernehmen,

die zudem regelmäßig zu verschärfen sind.

Dieser Verpflichtung sind die Staaten

teils mit spezifischen und teils mit absoluten

Minderungszusagen gerecht geworden,

die sich zudem auf unterschiedliche

Zeiträume beziehen und im Ambitionsniveau

voneinander abweichen. Nachbesserungen

sind grundsätzlich vorgesehen.

Trotzdem ist fraglich, ob die Erklärungen

in Summe zu einer Einhaltung der Zielvorgabe

von Paris führen. Bei der diesjährigen

COP 26 in Glasgow werden zum Status der

NDCs intensive Diskussionen erwartet, insbesondere

ob die summierten Verpflichtungen

der eingereichten NDCs das Ziel

des Klimaabkommens von Paris erreichen

können.

Der Weltklimarat der Vereinten Nationen

(Intergovernmental Panel on Climate

Change – IPCC) hat kalkuliert, welches globale

CO 2 -Budget, ab dem Jahr 2020 gerechnet,

für die Begrenzung der Erderwärmung

auf verschiedene Limits (1,5 Grad,

1,7 Grad und 2,0 Grad Celsius) im Vergleich

zu 1850 bis 1900 noch verbleibt, und

das jeweils mit einer Wahrscheinlichkeit

von 17 %, 33 %, 50 %, 67 % und 83 %. Um

die 1,5-Grad-Schwelle mit einer Chance

China

Indien

Energieverbrauch in MJ/1000 US$ GDP

Südafrika

Saudi Arabien

Russland

Bild 1. Vergleich von Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen pro Einheit GDP in den G 20-Staaten

im Jahr 2020.

CO 2 -Emissionen pro Kopf der

Bevölkerung in t

18

16

14

Australien

12

Südkorea

Russland

10

Russland

Weltweiter

Japan

Durchschnitt

8

Südafrika

Saudi Arabien

Deutschland

China

6

Italien

Türkei

Großbritannien

4

Mexiko Argentinien Frankreich

Indonesien

2

Indien Brasilien Australien

0

0 50 100 150 200 250 300 350 400

USA

Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung in MJ

Saudi Arabien

Kanada

Bild 2. Vergleich von Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen pro Kopf der Bevölkerung in den

G 20-Staaten im Jahr 2020.

9

International Energy Agency (2021)

10

IPCC (2021)

48


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

Tab. 6. Einordnung der G20-Staaten nach der Höhe der expliziten und impliziten

CO 2 -Bepreisung.

Staaten mit hohen

spezifischen

Energiesteuern

und nationalen

bzw.

supranationalen

CO 2 -Bepreisungssystemen

Staaten mit

niedrigen

spezifischen

Energiesteuern,

aber einem

etablierten

nationalen CO 2

-

Bepreisungs-

Regime

3.2 Budgetansatz (Verteilung der

Emissionsmenge pro Kopf der

Bevölkerung)

Staaten mit

mittelhoher

spezifischer

Energiesteuer,

aber ohne

nationales CO 2 -

Bepreisungs-

Regime

Staaten mit

niedriger

spezifischer

Energiesteuer und

ohne nationales

CO 2 -Bepreisungs-

Regime

Deutschland Kanada Australien USA Russland

Staaten ohne

signifikante

spezifische

Energiesteuer und

ohne nationales

CO 2 -Bepreisungs-

Regime, aber mit

Energie-

Subventionen

Frankreich Mexiko Indien Brasilien Saudi-Arabien

Großbritannien Argentinien Türkei Indonesien

Italien

Japan

Südafrika

China

Südkorea

Tab. 7. Vergleich der Verbraucherpreise für Energie in den G20-Staaten.

Staat

Benzin

in €|Liter

Stand:

16.8.2021

Diesel

in €/Liter

Stand:

16.8.2021

Strom

Haushalte

in €/kWh 1

Stand:

Dez. 2020

Strom

Business

in€/kWh 2

Stand:

Dez. 2020

Erdgas

Haushalte

in €/kWh 3

Stand:

März 2021

Erdgas

Business

in €/kWh 4

Stand:

März 2021

USA 0,794 0,739 0,126 0,092 * *

Kanada 1,077 0,894 0,095 0,080 0,023 0,015

Mexiko 0,945 0,926 0,070 0,131 0,030 0,019

Brasilien 0,947 0,743 0,113 0,103 * *

Argentinien 0,846 0,785 0,051 0,034 0,008 0,011

China 0,995 0,879 0,072 0,088 * *

Indien 1,177 1,072 0,066 0,099 * *

Japan 1,203 1,040 0,222 0,165 * *

Südkorea 1,232 1,078 0,094 0,073 * *

Indonesien 0,628 0,687 0,085 0,061 * *

Australien 0,953 0,908 0,194 0,107 0,063 *

Deutschland 1,521 1,345 0,310 0,197 0,056 0,035

Italien 1,649 1,500 0,222 0,195 0,082 0,052

Großbritannien 1,589 1,605 0,221 0,190 0,046 0,035

Frankreich 1,579 1,453 0,182 0,130 0,059 0,048

Türkei 0,785 0,736 0,069 0,077 0,014 0,017

Russland 0,580 0,570 0,053 0,080 0,007 0,007

Saudi Arabien 0,528 0,118 0,041 0,058 * *

Südafrika 1,022 1,000 0,124 0,060 * *

Welt 1,02 0,91 0,116 0,104 0,045 0,039

* nicht in vergleichbarer Form verfügbar

1

bei durchschnittlichem jährlichen Stromverbrauch

2

bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr

3

bei Jahresverbrauch von 30.000 kWh/Jahr

4

bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr

Quelle: https://www.GlobalPetrolPrices.com; zugegriffen am 18. August 2021

Der Sachverständigenrat für Umwelt hat

auf Basis der globalen Budget-Ansätze des

IPCC verschiedene Ansätze zur Ermittlung

nationaler Budgets vorgestellt, die mit dem

Pariser Klimaabkommen kompatibel wären

und nach Auffassung des SVR Umwelt

dem Prinzip der internationalen Verteilungsgerechtigkeit

gerecht würden. Dazu

gehört u.a. der Vorschlag, eine gleichmäßige

Aufteilung des nach Berechnungen des

IPCC verbleibenden weltweiten Budgets

auf die Staaten pro Kopf der jeweiligen Bevölkerung

vorzusehen. 11

Tatsächlich würde ein solcher Ansatz jedoch

einer gerechten Verteilung widersprechen.

Die Bedingungen zur Begrenzung

der Emissionen sind in den verschiedenen

Staaten der Welt nämlich sehr

unterschiedlich. Staaten wären im Vorteil,

in denen der weit überwiegende Teil der

Stromversorgung durch reichlich im Land

verfügbare Wasserkraft gedeckt werden

kann. Demgegenüber hätten Staaten ohne

oder mit geringen entsprechenden natürlichen

CO 2 -freien Ressourcen ungleich größere

Anstrengungen zu unternehmen, um

das vorgegebene Emissions-Budget einzuhalten.

Die flächenmäßige Ausdehnung

der verschiedenen Länder kann eine wichtige

Bestimmungsgröße für das Transportaufkommen

sein. Von der Frage, ob bzw.

in welchem Umfang eine Beheizung oder

Klimatisierung erforderlich ist, hängt sehr

stark der Energiebedarf im Gebäudebereich

ab. Die Industriestruktur ist ein weiterer

wichtiger Faktor. Staaten, in denen

die energieintensive Grundstoffindustrie

einen großen Anteil an der volkswirtschaftlichen

Wertschöpfung hat, wären im

Nachteil gegenüber Ländern, in denen der

Dienstleistungssektor dominiert. Auch die

Exportsituation spielt eine Rolle. Hohe Exportanteile

sind mit Emissionen verknüpft,

die nicht dem Verbrauch von Gütern im

Inland zuzurechnen sind.

Bei dem Pro-Kopf-Ansatz „ist aber vor allem

zu kritisieren, dass mit dieser mechanistischen

Art der Festlegung nationaler

Emissionsbudgets das Mitspracherecht von

Politik und Gesellschaft bei der Vorgabe

der künftigen nationalen Klimaschutzbemühungen

vollkommen ausgehebelt würde.“

12 Zudem widerspräche ein so ausgerichtetes

Konzept nationaler oder gar sektoraler

Emissionsbudgets vollkommen

dem ökonomischen Prinzip, die Emissionen

möglichst dort zu verringern, wo dies

am kostengünstigsten geschehen kann.

Und schließlich wäre eine Verständigung

auf ein derart gestaltetes System in internationalen

Verhandlungen chancenlos.

Staaten, wie die USA, Kanada, Australien

oder Saudi-Arabien, deren CO 2 -Emissionen

pro Kopf der Bevölkerung den weltweiten

Durchschnitt um mehr als das Dreifache

übertreffen, wären vorhersehbar

nicht bereit, einem derartigen Vorgehen

zuzustimmen.

3.3 Verständigung auf eine weltweit

harmonisierte Bepreisung von CO 2

Eine vielversprechende Alternative besteht

allerdings in der Verständigung auf eine

möglichst weitgehend harmonisierte Bepreisung

von CO 2 . Auf globaler Ebene

könnten die UN-Klimaverhandlungen

(Conference of Parties to the United Nations

Framework Convention on Climate

Change – UNFCCC) deutlich vereinfacht

werden, wenn die Bepreisung von CO 2 Priorität

vor der Verpflichtung zu Nationally

Determined Contributions bekäme. Statt

sich auf die nationalen Vermeidungspläne

zu konzentrieren und diese nachzuschärfen,

was mit sehr zeitaufwändigen Verfahren

verbunden ist und mit Sicherheit nicht

zur Zufriedenheit aller Staaten gelöst wird,

11

SVR Umwelt (2020)

12

Frondel (2020)

49


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021

kann eine gewünschte Vermeidungsleistung

über einen global vereinheitlichten

CO 2 -Preis ausgelöst werden. Zudem kann

auf diese Weise auch durch Modellierung

und Szenarien belastbarer festgestellt werden,

welcher notwendige Beitrag zur Klimaneutralität

durch Vermeidung erbracht

werden kann – und inwieweit auch Carbon

Dioxide Removal-Technologien benötigt

werden. Dabei kann durchaus berücksichtigt

werden, dass aufgrund unterschiedlicher

Kaufkraft national unterschiedliche

CO 2 -Preise zu Beginn gewählt werden, die

dann perspektivisch zu einem einheitlichen

globalen Preis führen – ähnlich wie es

heute global gültige Preise für fossile Energieträger

gibt.

Die CO 2 -Bepreisung stellt gleichzeitig eine

ökonomisch effiziente Lösung für das Erreichen

nationaler Klimaziele bis hin zur

Klimaneutralität dar. In den meisten Ländern

herrscht eine ausgesprochen große

Instrumentenvielfalt – von Ordnungsrecht,

wie Geboten, Verboten und Grenzwerten,

bis hin zu marktwirtschaftlichen Anreizmechanismen.

Gelänge es, die CO 2 -Bepreisung

als Leitinstrument zu etablieren, wäre

eine solide Messlatte zur Bewertung der

ökonomischen Effizienz anderer Instrumente

geschaffen. Ferner wäre damit eine

belastbare Möglichkeit gegeben, die Klimaschutzambitionen

der Staaten zu vergleichen.

Aus Praktikabilitätsgründen kann dabei

auch mit einem Nukleus an Staaten begonnen

werden: bereits eine Einigung innerhalb

der G20 auf eine gemeinsam ausgestaltete

CO 2 -Bepreisung würde drei Viertel

der weltweiten THG-Emissionen erfassen.

Damit könnten mit einem relativ übersichtlichen

Teilnehmerkreis große Wirkung entfaltet

werden.

4 Lösungsansätze zur

Schaffung eines Level

Playing Fields – Weltweit

harmonisierte Bepreisung von

CO 2 versus Carbon Border

Adjustment Mechanisms

Mit einer international vergleichbaren

CO 2 -Bepreisung könnte zugleich carbon

leakage wirkungsvoll vermieden werden.

4.1 Skizzierung des Vorschlags der

EU-Kommission

Die EU-Kommission hat im Fit-for-55 Package

zur Vermeidung von „Carbon Leakage“

als mögliche Folge der internationalen

Vorreiterrolle der EU bei den Klimazielen

ein CO 2 -Grenzausgleichssystem für Importe

aus Drittstaaten vorgeschlagen. 13 Mit

dem geplanten Carbon Border Adjustment

Mechanism (CBAM) soll sichergestellt werden,

dass für importierte Produkte die gleiche

CO 2 -Bepreisung zur Anwendung

kommt, die für die Produktion in der EU im

Rahmen des ETS gilt. Nach dem Vorschlag

der Kommission soll es eine Übergangsphase

von 2023 bis Ende 2025 geben, in

der die Importeure die CO 2 -Emissionen

melden müssen, die mit den von dem System

erfassten Gütern verbunden sind,

ohne bereits einen finanziellen Ausgleich

zahlen zu müssen. Eckpunkte des Systems,

dessen volle Funktionsfähigkeit im Jahr

2026 angestrebt wird, sind:

Für Importe aus Drittstaaten, für die der

CBAM zur Anwendung kommen soll, wären

detaillierte Angaben zu den eingeführten

Waren zu machen. Dazu gehören die

Art des Produktes und die Menge, Ursprungsland

und eine Berechnungsgrundlage

für die durch das Erzeugnis entstandenen

CO 2 -Emissionen. Die Importeure bzw.

Lieferanten aus Drittstaaten sollen verpflichtet

werden, digitale CBAM-Zertifikate

im Umfang der jeweils ermittelten CO 2 -

Emissionen zu erwerben. Der Preis der

Zertifikate wäre mit den jeweils gültigen

Kosten für die EU-ETS-Zertifikate (EUA)

verbunden – basierend auf den durchschnittlichen

EUA-Notierungen der jeweiligen

Woche. Ebenso müssten sich die beteiligten

Länder auf ein gemeinsames standardisiertes

Verfahren zur Messung der

CO 2 -Emissionen einigen. 14

Folgende Erzeugnisse sollen zunächst erfasst

werden:

––

Zement

––

Strom

––

Düngemittel

––

Eisen und Stahl

––

Aluminium

Der CBAM soll für die direkten Emissionen

von Treibhausgasen während des Herstellungsverfahrens

der betroffenen Produkte

zur Anwendung kommen. Bis zum Ende

des Übergangszeitraums will die Kommission

bewerten, wie das Instrument funktioniert,

ob sein Anwendungsbereich auf weitere

Produkte und Dienstleistungen – auch

entlang der Wertschöpfungskette – ausgeweitet

werden soll und ob auch indirekte

Emissionen, also CO 2 -Emissionen aus dem

zur Herstellung der Ware verwendeten

Strom, erfasst werden sollen.

Im Falle von Stromimporten soll sich die

Zertifikatpflicht an Standardwerten orientieren,

die den EU-weiten Erzeugungsmix

reflektieren, es sei denn, der Lieferant

aus dem Drittstaat kann belegen,

dass der Strom mit – im Vergleich zum

EU-Erzeugungsmix – niedrigeren spezifischen

CO 2 -Emissionen pro kWh erzeugt

wurde.

Schließlich ist eine Kompensation für im

Herkunftsland gezahlte CO 2 -Preise vorgesehen.

So kann ein EU-Importeur bzw. Exporteur

in die EU bei der Kommission einen

Abzug von der Importabgabe in Höhe

des im Herkunftsland gezahlten CO 2 -Preises

für die in dem importierten Produkt

enthaltenden CO 2 -Emissionen geltend machen.

4.2 Bewertung des CBAM-Vorschlags

der EU-Kommission und Vorschlag

für alternative Strategien

Bereits die dargelegten Punkte, die nur

eine sehr komprimierte Wiedergabe des in

36 Artikeln gefassten Verordnungsvorschlags

der EU-Kommission darstellen, geben

einen Hinweis auf den enormen bürokratischen

Aufwand, der mit der Einführung

des CO 2 -Grenzausgleichssystems

verbunden wäre, das von der Kommission

als Schutzschirm gegen Abwanderung von

Industrieproduktion in Drittstaaten aufgrund

CO 2 -Preis bedingter Wettbewerbsnachteile

vorgeschlagen wird. Zudem gibt

es berechtigte Zweifel, ob ein „Carbon Border

Adjustment“, also eine Art Klimazoll

auf importierte Produkte, ein geeignetes

Mittel ist, „Carbon Leakage“ zu verhindern.

Zum einen besteht eine Vielzahl ungelöster

methodischer Probleme. Dazu gehört unter

anderem die Frage, welcher CO 2 -Fußabdruck

in einem importierten Produkt

enthalten ist, das mehrere Wertschöpfungsstufen

in verschiedenen Ländern

durchlaufen haben kann. Eine weitere Frage

ist, wie viel davon aufgrund außerhalb

der EU bestehender CO 2 -Bepreisungssysteme

bereits kostenseitig internalisiert ist.

Eine sachgerechte Ermittlung wäre umso

aufwändiger, je mehr Produkte – über Zement,

Eisen und Stahl, Dünger, Strom sowie

Aluminium hinaus – mit deutlich komplexeren

Wertschöpfungsschritten in das

System einbezogen werden. Zum anderen

bietet der CBAM keine Kompensation für

Produkte, die aus der EU in Drittstaaten

exportiert werden. Zudem bestehen Zweifel

hinsichtlich der WTO-Kompatibilität

von „Carbon Border Adjustments“. Schließlich

sind Gegenreaktionen betroffener Länder

– etwa in Form von Retaliationszöllen

– zu erwarten, was sich negativ auf die in

der EU bestehende exportorientierte Industrie

auswirken würde. 15

4.3 Effekte eines CBAM

Die Effekte eines CBAM können in sehr

stark vereinfachter Form ausgerechnet

werden, wenn man typische Werte für direkte

und indirekte CO 2 -Emissionen annimmt

– und die jeweils relevante CO 2 -Bepreisung.

Die Herstellung einer Tonne Zement verursacht

prozessbedingt rund 0,6 t CO 2 -Emissionen.

Der Stromverbrauch für die Erzeugung

einer Tonne Zement beträgt etwa

112 kWh – damit wären etwaige indirekte

CO 2 -Emissionen erfasst. Bei Zement spielen

vor allem die direkten Emissionen die

entscheidende Rolle. Bei einem angenommenen

CO 2 -Preis von 60 € je Tonne wäre

mit einem CBAM-Aufschlag für Exporte

aus Drittländern von rund 40 €/t zu rech-

13

Europäische Kommission (2021)

14

Gielen (2021)

15

Schiffer (2021)

50


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

Tab. 8. Direkte und Indirekte (strombasierte) Emissionen bei der Zementherstellung. Dabei wird ein

EU-Marktpreis von 60 €/t CO 2 angenommen.

Spezifische

Emissionen in

kg CO 2 / kWh

Strom

nen (Ta b e l l e 8 ). Bei Marktpreisen für

Zement in der Größenordnung zwischen

120 und 140 €/t Zement erreichte der Aufschlag

also durchaus eine relevante Größenordnung.

Sofern im Exportland ein Bepreisungssystem

für Treibhausgas-Emissionen

besteht, könnte – je nach CBAM-

Ausgestaltung – eine entsprechende Anrechnung

erfolgen. Bei Exporten aus Staaten,

deren CO 2 -Preise oberhalb des EU-ETS-

Direkt Indirekt Gesamt

t CO 2 / t Zement

Preis Mark-up

in

€/t Zement

Argentinien 0,3583 0,6 0,0401 0,6401 38,41

Australien 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38

Brasilien 0,0927 0,6 0,0104 0,6104 36,62

Kanada 0,1300 0,6 0,0146 0,6146 36,87

China 0,6236 0,6 0,0698 0,6698 40,19

Hong-Kong 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38

Indien 0,7429 0,6 0,0832 0,6832 40,99

Indonesien 0,7551 0,6 0,0846 0,6846 41,07

Japan 0,4916 0,6 0,0551 0,6551 39,30

Mexiko 0,4640 0,6 0,0520 0,6520 39,12

Russland 0,3302 0,6 0,0370 0,6370 38,22

Saudi-Arabien 0,7176 0,6 0,0804 0,6804 40,82

Südafrika 0,9606 0,6 0,1076 0,7076 42,46

Südkorea 0,5170 0,6 0,0579 0,6579 39,47

Türkei 0,5434 0,6 0,0609 0,6609 39,65

USA 0,4759 0,6 0,0533 0,6533 39,20

Quelle: Carbon Footprint (2019) und Verein Deutscher Zementwerke

Tab. 9. Direkte und Indirekte (strombasierte) Emissionen für Primäraluminium. Dabei wird ein

EU-Marktpreis von 60 €/t CO 2 angenommen.

Spezifische

Emissionen in kg

CO 2 /kWhStrom

Direkt Indirekt Gesamt

tCO 2 /tAlu

Preis Markup

in €/t

Aluminium

Argentinien 0,3583 10,7 6,8878 17,5878 1.055,27

Australien 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74

Brasilien 0,0927 10,7 1,7820 12,4820 748,92

Kanada 0,1300 10,7 2,4991 13,1991 791,94

China 0,6236 10,7 11,9879 22,6879 1.361,27

Hong-Kong 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74

Indien 0,7429 10,7 14,2813 24,9813 1.498,88

Indonesien 0,7551 10,7 14,5158 25,2158 1.512,95

Japan 0,4916 10,7 9,4504 20,1504 1.209,02

Mexiko 0,4640 10,7 8,9198 19,6198 1.177,19

Russland 0,3302 10,7 6,3477 17,0477 1.022,86

Saudi-Arabien 0,7176 10,7 13,7949 24,4949 1.469,69

Südafrika 0,9606 10,7 18,4662 29,1662 1.749,97

Südkorea 0,5170 10,7 9,9386 20,6386 1.238,32

Türkei 0,5434 10,7 10,4461 21,1461 1.268,77

USA 0,4759 10,7 9,1485 19,8485 1.190,91

Quelle: Carbon Footprint (2019) und Navigant (2019)

Niveaus liegen, müsste – eine entsprechende

Ausgestaltung des CBAM vorausgesetzt

– dem Exporteur der sich ergebende Differenzbetrag

erstattet werden, d.h. es würde

ein finanzieller Vorteil resultieren auf Basis

einer klimafreundlicheren Produktion.

Bei stromintensiven Gütern, wie Aluminium,

könnten die Aufschläge erheblich höhere

Größenordnungen erreichen. So läge

der Aufschlag bei Ansatz des aktuellen

Marktpreises für Aluminium von rund

2.200 €/t bei den gewählten Beispielen

zwischen 34 % und 80 % (ebenso wieder

60 €/t als angenommener CO 2 -Preis). Bei

den entsprechend durchgeführten Berechnungen

(Ta b e l l e 9 ) sind direkte CO 2 -

Emissionen von 10,7 t CO 2 pro Tonne Aluminium

und indirekte CO 2 -Emissionen

über den Ansatz eines Strombedarfs von

19 MWh je erzeugte Tonne Aluminium angenommen

worden.

Mit Anwendung dieses Systems wären beträchtliche

Preissteigerungen für die importierten

Güter verbunden. Das bedeutet:

Den Vorteil des Schutzes bestimmter Industrieaktivitäten

vor der global asymmetrischen

CO 2 -Bepreisung hätten die Verbraucher

in der EU über höhere Produktpreise

zu erkaufen.

4.4 Konsequenzen

Der Schlüssel zur Lösung der Problematik

liegt in einer Verstärkung der internationalen

Kooperation statt in der Verfolgung eines

Konfrontationskurses. In Verhandlungen

sollte angestrebt werden, dass die wesentlichen

Wettbewerber auf den Weltmärkten,

etwa die G20, in vergleichbarem

Maß ebenfalls CO 2 -Kosten internalisieren.

Ein solches Prinzip der Reziprozität könnte

durch die Verständigung auf eine internationale

Angleichung der Preise für CO 2 , in

einem ersten Schritt möglicherweise in

Form einer Erhebung von Mindestpreisen

für CO 2 , gestaltet werden. Solange dies

noch nicht erreicht ist, könnten die Fortführung

der kostenlosen Zuteilung von

Zertifikaten an Industrieunternehmen in

der EU und die Förderung von deren Transformation

als Brücke fungieren.

Im Ergebnis ist die Abschottung des europäischen

Binnenmarktes durch Zollschranken

die falsche Antwort auf eine globale

Herausforderung. Vielmehr gilt es, internationalen

Handel und Kooperation zu

stärken. Dies betrifft auch oder sogar ganz

besonders die Regeln der internationalen

Klimaschutz-Architektur. Nur globale Zusammenarbeit

und vergleichbare weltweite

Klimaschutzambitionen können das Klima

wirksam schützen. Auch das Bundesverfassungsgericht

stellt in seinem Beschluss

vom 24. März 2021 fest: „Das Klimaschutzgebot

verlangt vom Staat international

ausgerichtetes Handeln zum globalen

Schutz des Klimas und verpflichtet, im

Rahmen internationaler Abstimmung auf

Klimaschutz hinzuwirken.“ 16 Der globale

Charakter von Klima und Erderwärmung

schließt zwar eine Lösung der Probleme

des Klimawandels durch einen Staat allein

aus, so das Bundesverfassungsgericht.

Gleichwohl kann sich der Staat „seiner Verantwortung

nicht durch den Hinweis auf

die Treibhausgas-Emissionen in anderen

Staaten entziehen“. 17

16

Bundesverfassungsgericht (2021)

17

Bundesverfassungsgericht (2021)

51


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion VGB PowerTech 9 l 2021

Der somit grundsätzlich zu befürwortende

„New Green Deal“ der EU kann aber nur

dann ein Erfolgsmodell werden, wenn die

Wettbewerbsfähigkeit der europäischen

Wirtschaft zumindest gewahrt, am besten

sogar gestärkt wird. Das gilt analog auch

für nationale Maßnahmen. Die internationale

Verständigung auf einen Mindestpreis

für CO 2 ist „Carbon Border Adjustments“

deutlich überlegen. Bevor Klimazölle eingeführt

werden, sollte zunächst dieser Weg

beschritten werden – verbunden mit der

Ambition – „Carbon Border Adjustments“

als Mittel gegen Carbon Leakage einzusetzen,

obsolet werden zu lassen. 18

5 Lenkungswirkung einer

expliziten und impliziten

CO 2 -Bepreisung bei privaten

Haushalten

18

Felbermayr und Schmidt (2021)

19

Enerdata – Energiepreise für 2019 in US$

(2015)

Tab. 10. Modellhaushalte und ihre angenommenen Energieverbräuche.

Classic More gas All electric

Komfort Strom (kWh) 3.500 Strom (kWh) 3.500 Strom (kWh) 3.500

Heizung Erdgas (kWh) 20.000 Erdgas (kWh) 20.000 Strom (kWh) 5.000

Auto Diesel (l) 1.000 CNG (kWh) 10.374 Strom (kWh) 3.640

Tab. 11. Energierechnung pro Jahr für drei Modellhaushalte für ausgewählte G20-Länder.

Classic More gas All electric Classic Moregas All electric

Australien USc15/kWh 2.482,69 3.330,50 2.847,79 0 % 34 % 15 %

Kanada USc15/kWh 890,76 1.143,30 1.318,91 0 % 28 % 48 %

China USc15/kWh 1.053,29 1.441,22 977,93 0 % 37 % -7 %

Frankreich USc15/kWh 2.420,81 3.311,89 2.297,88 0 % 37 % -5 %

Italien USc15/kWh 2.791,43 3.711,85 3.381,33 0 % 33 % 21 %

Deutschland USc15/kWh 2.543,36 3.273,43 3.815,06 0 % 29 % 50 %

Japan USc15/kWh 2.864,15 3.928,44 2.723,27 0 % 37 % -5 %

Mexiko USc15/kWh 755,32 1.013,95 787,44 0 % 34 % 4 %

Russland USc15/kWh 268,09 318,81 531,94 0 % 19 % 98 %

Südkorea USc15/kWh 1.477,19 2.045,28 1.221,42 0 % 38 % -17 %

Schweden USc15/kWh 3.498,99 4.917,83 2.489,63 0 % 41 % -29 %

Türkei USc15/kWh 1.185,08 1.529,86 1.670,85 0 % 29 % 41 %

UK USc15/kWh 2.229,89 2.889,66 3.151,98 0 % 30 % 41 %

USA USc15/kW 1.076,40 1.405,06 1.467,33 0 % 31 % 36 %

Quelle: Enerdata (2021)

„Klassisch“

Mehr Gas

Nur elektrisch

Mit der Besteuerung des Energieverbrauchs

und der CO 2 -Emissionen wird die

Entfaltung einer Lenkungswirkung bezweckt.

Der Verbrauch soll verringert und

die Nutzung CO 2 -armer Energietechnologien

soll begünstigt werden.

Zur Verdeutlichung der Effekte werden

drei Varianten der Nutzung von Energie in

privaten Haushalten miteinander verglichen

(Ta b e l l e 10 ). In der Variante

„Classic“ wird Strom für Beleuchtung und

den Betrieb der Aggregate verwendet, geheizt

wird mit Erdgas und in der Garage

steht ein Diesel-Pkw. Bei der Variante

„More gas“ wird der Diesel-Pkw durch ein

mit Erdgas angetriebenes Fahrzeug ersetzt,

wobei der gleiche Erdgas-Preis für das

Fahrzeug und für die Heizung angesetzt

wird. Die dritte Variante „All electric“ beschreibt

einen Haushalt, der mit einer Wärmepumpe

heizt und über ein voll-elektrisches

Fahrzeug verfügt.

Bei einem Vergleich der gesamten Energierechnung

der drei Modell-Haushalte

19 ergibt sich, dass nur in wenigen Ländern

die (perspektivisch) klimafreundlichere

Lösung finanziell vorteilhaft ist (Ta -

b e l l e 11 ). „All electric“ – die Lösung, der

im Zusammenhang mit Klimaneutralität

ein bevorzugter Stellenwert eingeräumt

wird – ist nur in wenigen Ländern für den

Verbraucher günstiger im Vergleich zu den

anderen ausgewiesenen Varianten. Dies

gilt für Frankreich, Japan oder Südkorea.

Zu beachten ist allerdings bei der vorgenommenen

vereinfachten Vorgehensweise,

dass die tatsächlichen Energieverbräuche

im Haushaltssektor in den berücksichtigten

Ländern stark unterschiedlich sind.

Neben dem Vergleich der Länder kann man

auch den Trend innerhalb eines Landes betrachten,

d.h. ob über die Jahre hinweg im

gleichen Land die klimafreundlichen Lösungen

eine finanzielle Bevorzugung erfahren.

Betrachtet man den Trendverlauf

(Preissteigerung 2019 im Vergleich zu

2010) für die drei skizzierten Modellhaushalte,

so wird erkennbar, inwieweit die jeweiligen

Staaten durch die Ausgestaltung

von Steuern die richtigen Anreize setzen.

Die klimafreundlicheren Modellhaushalte

(„more gas“ und „all electric“, von denen

im Vergleich zu „classic“ geringere CO 2 -

Emissionen ausgehen) sollten von geringeren

Preissteigerungen betroffen sein als der

Standardhaushalt „classic“. Das ist jedoch

nur in wenigen Ländern der Fall, z.B. in Österreich

oder Ungarn. In einigen Ländern

erfährt „all electric“ sogar die deutlichsten

Preiserhöhungen im Vergleich zu den anderen

Varianten. Das gilt z.B. für Deutschland

(B i l d 3 ).

Bei dem vorgenommenen Vergleich wurden

nur die jährlichen variablen Kosten

berücksichtigt – nicht jedoch etwaige Investitionskosten.

Das dürfte allerdings das

Gesamtbild kaum verändern, da ein zusätzlicher

Ansatz der Investitionen tendenziell

zu höheren Belastungen bei „more

gas“ und „all electric“ führen würde. Dies

dürfte somit bei deren ökonomischer Bewertung

mit zusätzlichen negativen Auswirkungen

verbunden sein.

Dies zeigt: Es besteht Handlungsbedarf,

damit die Steuerungswirkung durch die

Energiebesteuerung und die CO 2 -Bepreisung

zielgenauer greift und für die Haus-

Bild 3. Haushaltsrechnung für Energie im Jahr 2019 im Vergleich zum Jahr 2010.

52


VGB PowerTech 9 l 2021

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion

halte ein belastbarer ökonomischer Anreiz

zur Realisierung eines klimafreundlicheren

Energiemix geschaffen wird. Darauf

wies kürzlich auch Deutsche Bank Research

hin (2021).

6 Fazit

Bei erfolgreicher internationaler Verständigung

auf CO 2 -Mindestpreise könnte das

gegenwärtige System der Mengenbegrenzungen

von Treibhausgas-Emissionen über

Nationally Determined Contributions

wirksam ergänzt, wenn nicht sogar ersetzt

werden. 20 Eine CO 2 -Bepreisung in international

vergleichbarer Höhe ist kleinteilig

angelegten Förderinstrumenten und Verbotsregelungen

deutlich überlegen, die in

Paris vereinbarten Klimaziele kosteneffizient

zu erreichen.

Das Schaffen ökonomischer Anreize für

Haushalte, die Energiebeschaffung klimafreundlicher

zu gestalten, ist ebenso eine

wichtige nationale Aufgabe und kann durch

eine sinnvoll ausgestaltete Energiebesteuerung

erreicht werden. Aus gegenwärtiger

Sicht werden klimafreundliche Energieträger,

insbesondere Strom, zu stark mit Steuern,

Abgaben und Umlagen belastet – und

damit die falschen Anreize gesetzt.

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Carbon Pricing 2021. Washington DC, May

2021. www.worldbank.org; zugegriffen am

12. August 2021. l

VGB-Standard

Einführung und Überblick der VGB-Standards für

Abnahmetests und Kontrolluntersuchungen

(1. Ausgabe August 2020, Weiterentwicklung der Reihe VGB-R 123)

Ausgabe 2020 – VGB-S-150-20-2020-08-DE

DIN A4, Print/eBook, 10 S., eBook (PDF-Datei), kostenloser Download

Der VGB-Standard VGB-S-150-20 „Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests

und Kontrolluntersuchungen“ wurde in Verantwortung der VGB-Fachgruppe „Abnahmetests und

Kontrolluntersuchen“ erarbeitet.

Im VGB-S-150-20 wird die Weiterentwicklung der betreffenden Regelwerke der Fachgruppe zu VGB-

Standards und die schrittweise Ablösung der entsprechenden VGB-Richtlinien dargestellt. Dies betrifft

insbesondere den Band VGB-R 123 I.2 „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“ aus der Sammlung

von VGB-Richtlinien und VGB-Empfehlungen für die Leittechnik.

Eine fortlaufende Aktualisierung in Abhängigkeit des Ausgabestandes einzelner Teile ist mit der dargestellten

Vorgehensweise erforderlich. Daher wird dieser VGB-Standard kostenfrei zum Download

bereitgestellt (www.vgb.org/shop).

VGB-Standard

Einführung und Überblick

der VGB-Standards für

Abnahmetests und

Kontrolluntersuchungen

1. Ausgabe August 2020

VGB-S-150-20-2020-08-DE

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om

53


Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in

der Energiewirtschaft

Hans-Peter Schwintowski

Abstract

Sustainability as a legal principle in the

energy industry

On 04.06.2021, the European Commission presented

a draft Delegated Regulation (DV) defining

the technical assessment criteria for sustainability.

In this way, it is to be determined

whether an economic activity – for example of a

gas-fired power plant – contributes significantly

to climate protection and prevents climate

change. The DP is to come into force on

01.01.2022. It would then be binding in all its

parts and directly applicable in all EU Member

States. The IR is an important building block for

bringing sustainability in the sense of the Taxonomy

Regulation (TVO) to life. There, the

term sustainability is defined in Art. 3. According

to this definition, an economic activity is

considered environmentally sustainable if it

fulfils four conditions, i.e. makes a significant

contribution to one or more of the environmental

objectives of Art. 9 (1); does not lead to a

significant deterioration of one or more of the

environmental objectives (Art. 9) (2); complies

with the established minimum level of protection

(Art. 18) (3); and meets the technical assessment

criteria set by the Commission (4).

The IR to be presented here deals with the technical

assessment criteria that ultimately determine

whether a company – and thus also an

energy producer or a network or storage operator

– is considered sustainable within the meaning

of the TVO.

l

Autor

Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski

Humboldt-Universität zu Berlin

Juristische Fakultät

Lehrstuhl für Bürgerliches Recht, Handels-,

Wirtschafts- und Europarecht

Berlin, Deutschland

I. Ausgangspunkt

Am 04.06.2021 hat die Europäische Kommission

den Entwurf für eine Delegierte

Verordnung (DV) zur Festlegung der technischen

Bewertungskriterien für Nachhaltigkeit

vorgelegt. Auf diese Weise soll bestimmt

werden, ob eine Wirtschaftstätigkeit

– zum Beispiel eines Gaskraftwerkes

– wesentlich zum Klimaschutz beiträgt und

dem Klimawandel vorbeugt. Die DV soll

am 01.01.2022 in Kraft treten. Sie wäre

dann in allen ihren Teilen verbindlich und

würde unmittelbar in allen Mitgliedstaaten

der EU gelten. Die DV ist ein wichtiger Baustein,

um die Nachhaltigkeit im Sinne der

Taxonomie-Verordnung (TVO) 1 mit Leben

zu erfüllen. Dort ist der Begriff der Nachhaltigkeit

in Art. 3 definiert. Eine Wirtschaftstätigkeit

gilt danach als ökologisch

nachhaltig, wenn sie vier Voraussetzungen

erfüllt, nämlich einen wesentlichen Beitrag

zu einem oder mehreren der Umweltziele

des Art. 9 leistet (1); nicht zu einer erheblichen

Beeinträchtigung eines oder mehrerer

Umweltziele (Art. 9) führt (2); den festgelegten

Mindestschutz (Art. 18) einhält

(3); und den technischen Bewertungskriterien,

die die Kommission festgelegt hat,

entspricht (4).

In der hier vorzustellenden DV geht es um

die technischen Bewertungskriterien,

die letztlich darüber entscheiden, ob ein

Unternehmen – und damit auch ein Energieerzeuger

oder ein Netz- oder Speicherbetreiber

– als nachhaltig im Sinne der

TVO gilt.

Diese Einordnung ist rechtlich von hoher

Relevanz, denn die Mitgliedstaaten legen

Sanktionen bei Verstößen gegen die Transparenzpflichten

der TVO (Artt. 5, 6, 7) fest.

Diese Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig

und abschreckend sein (Art.

22 TVO).

Derzeit werden große Unternehmen von

öffentlichem Interesse zur Veröffentlichung

eines Nachhaltigkeitsberichts verpflichtet

sein. Das sind große Kapitalgesellschaften,

Kreditinstitute und Versicherungen,

die jeweils mehr als 500 Arbeitnehmer

beschäftigen. Dies sollen europaweit ca.

6.000 Unternehmen sein. 2 Nach dem Vorschlag

zur Änderung der CSR-Richtlinien

sollen in Zukunft auch Unternehmen mit

mehr als 250 Mitarbeitern und einem Jahresumsatz

von 40 Mio. Euro zur Veröffentlichung

eines Nachhaltigkeitsberichts verpflichtet

werden. 3

Tatsächlich werden aber auch kleinere und

mittlere Unternehmen die TVO anwenden,

weil insbesondere Banken und Investoren

wissen wollen, ob sie in ein nachhaltiges

Unternehmen investieren. Das ergibt sich

für alle Finanzmarktteilnehmer, zu denen

Versicherer, Wertpapierfirmen und Finanzberater

aller Art zählen aus der VO (EU)

2019/2088 vom 27.11.2019 4 . Nach dieser

VO, die am 10.03.2021 (Art. 20) in Kraft

getreten ist, veröffentlichen sowohl Finanzmarktteilnehmer,

als auch Finanzberater

auf ihren Internetseiten, Informationen

zu ihren Strategien zur Einbeziehung

von Nachhaltigkeitsrisiken bei ihren Investitionen

oder im Rahmen der Anlage- oder

Versicherungsberatung. Auf diese Weise

sollen die Anleger darüber informiert werden,

was eine ökologisch nachhaltige

Wirtschaftstätigkeit ist. Zugleich entsteht

ein Level Playing Field, um verschiedene

Finanzprodukte zu prüfen und miteinander

zu vergleichen. 5 Letztlich will die TVO

für mehr Transparenz und Einheitlichkeit

bei der Einstufung solcher Tätigkeiten, die

nachhaltig sind, sorgen, um das Risiko der

Grünfärberei (Greenwashing) und die

Fragmentierung in den entsprechenden

Märkten zu begrenzen. 6 Der EU geht es darum,

auf diese Weise Kapitalströme in

nachhaltige Unternehmen und Projekte zu

lenken, damit die europäische Volkswirtschaft

besser gegen Klima- und Umweltschutz

gewappnet ist. 7

Im Kern geht es um die Transformation der

Wirtschaft hin zu einer größtmöglichen

CO 2 -Neutralität. 8

Warum gerade die Finanzmarktteilnehmer

gebraucht werden, um die Transformation

der Wirtschaft hin zu einer größtmöglichen

CO 2 -Neutralität zu realisieren, wird

nicht weiter begründet. Etwas überraschend

ist dieser Befund deshalb, weil die

Mitgliedstaaten es nicht den Finanzmarktteilnehmern

überlassen können und dürfen,

ob sie in nachhaltige Unternehmen investieren

oder nicht. So heißt es auch in

der DV 9 , dass „Anleger ihre Investitionsentscheidungen

weiterhin nach eigenem Ermessen

treffen und die Taxonomie-Verord-

54


VGB PowerTech 9 l 2021

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft

nung sie keineswegs verpflichtet, wohlmöglich

nur in Wirtschaftstätigkeiten zu

investieren, die bestimmte Kriterien erfüllen“.

Folglich kann ein Anleger selbstverständlich

auch in Zukunft in Kohle- oder

Gaskraftwerke investieren, auch wenn diese,

weil sie feste fossile Brennstoffe verwenden,

nicht als ökologisch nachhaltige

Wirtschaftstätigkeiten gelten (Art. 19 Abs.

3 TVO). Anders formuliert: die Transformationsaufgabe

der TVO ändert nichts daran,

dass die Mitgliedstaaten zur Erfüllung

ihrer Klimaschutzverpflichtungen aus dem

Pariser Abkommen zu Maßnahmen greifen

müssen, die letztlich die Zielerreichung sicherstellen.

In Deutschland geschieht dies

durch das Bundes-Klimaschutzgesetz, mit

dem für bestimmte Bereiche, unter anderem

auch für die Energiewirtschaft, die zulässigen

Jahresemissionsmengen für die

Jahre 2020-2040 konkretisiert werden.

Der Ausstieg aus der Stein- und Braunkohle

wird somit nicht über die Nachhaltigkeitsbewertung,

sondern über einen gesetzlichen

Zwangsakt realisiert. Sehr ähnlich

ist es in fast allen anderen betroffenen

Bereichen, wie der Industrie, dem Gebäudesektor,

dem Verkehr, der Landwirtschaft

oder der Abfallwirtschaft.

Die sehr umfangreichen und in Teilen auch

höchst bürokratischen Umsetzungsvorschriften

für die Bewertung von Nachhaltigkeit

und Nachhaltigkeitsrisiken führen

jedenfalls nicht primär zu einer CO 2 -Emissionsreduktion,

sondern allenfalls sekundär

und unterstützend. Man kann es auch

so formulieren: die CO 2 -Reduktion muss

von den Mitgliedstaaten der EU durch geeignete

gesetzgeberische Maßnahmen in

den betroffenen Wirtschaftszweigen per

Gesetz und Rechtsverordnung um- und

durchgesetzt werden. Die Nachhaltigkeitsvorschriften,

die die Finanzmarktteilnehmer

zu beachten haben, führen jedenfalls

nicht zur CO 2 -Reduktion, aber sie erhöhen

wohl das Bewusstsein dafür, dass diese Reduktion

nötig und im wohlverstandenen

Interesse der Volkswirtschaft erforderlich

sind. Möglicherweise kann bei dem einen

und anderen Unternehmen auch die Bereitschaft

zum Umbau auf emissionsärmere

Techniken durch die Nachhaltigkeitsbewertung

gesteigert werden. Möglicherweise

werden auch Einsparungen realisiert,

die das Maß des Notwendigen überschreiten

und damit schneller zum Einsparziel,

nämlich der Klimaneutralität im Jahre

2050 auf der Basis des Jahres 1990 führen.

Aber: die CO 2 -Reduktion, die die EU im

Rahmen des Pariser Abkommens völkerrechtlich

versprochen hat, wird ganz sicher

nicht durch die Finanzmarktteilnehmer

um- und durchgesetzt werden, sondern vor

allem durch Eingriffsakte der Staaten in

die betroffenen Wirtschaftssektoren. Der

Glaube der Menschen daran, dass ein

Green Bond ein Unternehmen tatsächlich

grün macht, ist wohl verfehlt. In Wahrheit

geht es darum, die Menschen in Europa

beim Transformationsprozess der Wirtschaft

auf nachhaltige Ziele einzuschwören,

um dabei auch solche Ziele mit zu berücksichtigen,

die nicht Gegenstand des

Pariser Abkommens waren, wie etwa die

Einhaltung von Menschenrechten oder

Good Governance oder Sozialstandards.

Diese Zusammenhänge sind wichtig, weil

sie zeigen, dass Klimaschutz und Klimawandel

jedenfalls nicht über den Kapitalmarkt

geleistet werden können.

Auf der anderen Seite muss alles getan

werden, damit Inverstoren und Kapitalanlegern

kein X für U vorgemacht wird.

Nichts ist für den geschickten Berater/Vermittler

eines Finanzproduktes schöner, als

darauf hinweisen zu können, dass es sich

um ein durch und durch nachhaltiges, also

dunkelgrünes, Produkt handelt. In der Versicherungswirtschaft

setzen sich inzwischen

Produkte durch, die deshalb als

nachhaltig gelten, weil man im Schadenfall

bereit ist, 5 Euro für das Aufforsten von

Wäldern zur Verfügung zu stellen. Ähnlich

könnte man auf die Idee kommen, eine

Feuerversicherung deshalb als nachhaltig

einzustufen, weil die Feuerwehrautos als

E-Mobile in den Einsatz kommen. Um einem

Wildluchs dieser Art vorzubeugen

wird es in Zukunft nötig sein, einheitliche

Bewertungsstandards für die Nachhaltigkeit

von Unternehmen und Risiken zu entwickeln.

Die Frage wie dies geschehen

könnte und sollte wird im Folgenden vertieft

werden.

II.

Das Rechtsprinzip der

Nachhaltigkeit

Der allgemeine Begriff Nachhaltigkeit ist

vielschichtig und wird in unterschiedlichen

Kontexten genutzt. Er entstand in der

Forstwirtschaft des 18. Jahrhunderts – es

sollte nicht mehr Holz geschlagen werden

als jeweils nachwächst. 10 Der Bestand des

Waldes sollte nachhaltig gesichert werden.

Im Jahre 1972 griff der Club of Rom 11

den Gedanken auf und mahnte einen nachhaltigen

Umgang mit Ressourcen wie Wasser,

Luft oder (fossilen) Energie an. Im Jahre

1987 fordert die Brundtland-Kommission,

dass die „gegenwärtige Generation ihre

Bedürfnisse befriedigt, ohne die Fähigkeit

der zukünftigen Generationen zu gefährden,

ihre eigenen Bedürfnisse befriedigen

zu können“. Die Nachhaltigkeit bezieht

sich aus dieser Perspektive auf die Generationengerechtigkeit,

die das BVerfG am

24.03.2021 aus den Klimaschutzzielen

(Art. 20a GG) abgeleitet hat. Subjektivrechtlich,

so das BVerfG, schützen die

Grundrechte intertemporal vor einer einseitigen

Verlagerung der Treibhausgasminderungslast

in die Zukunft. 12 Die Europäische

Union hat sich rechtsverbindlich zur

Förderung einer nachhaltigen Entwicklung

verpflichtet (Art. 11 AEUV). Völkerrechtlich

wird Nachhaltigkeit auf der

Grundlage der Agenda 2030, die am

25.09.2015 von 193 Mitgliedstaaten der

Vereinten Nationen in New York verabschiedet

wurde, definiert. Die Agenda

2030 umfasst 17 globale Ziele für nachhaltige

Entwicklung (Sustainable Developement

Goals).

Zu diesen Zielen hat sich der Koalitionsvertrag

vom März 2018 bekannt. Es geht auf

der einen Seite um soziale Gerechtigkeit,

insbesondere um die Überwindung des

Hungers, den Gesundheitsschutz und menschenwürdige

Arbeit, sowie Bildung. Es

geht um Good Governance und damit um

Überwindung der Korruption und Erreichung

des Ziels gleicher Lohn für gleiche

Arbeit. Und es geht schließlich um Umwelt

und Klimaschutz, sowohl in der Luft als

auch in den Flüssen und den Meeren. 13

Der Begriff der Nachhaltigkeit nach der

TVO verwendet wird, berührt sich zwar

mit den Zielen der Vereinten Nationen, ist

im Kern aber enger. Es geht, so heißt es in

Art. 3 TVO, um die Ermittlung des Grades

der ökologischen Nachhaltigkeit einer

Investition in eine Wirtschaftstätigkeit.

Ökologisch nachhaltig ist eine Wirtschaftstätigkeit

dann, wenn sie einen wesentlichen

Beitrag zur Verwirklichung eines

oder mehrerer der Umweltziele des

Art. 9 leistet, die Umweltziele nicht erheblich

beeinträchtigt, ein Mindestschutz gewährleistet

und den technischen Bewertungskriterien

der DV entsprochen wird.

Dann, wenn diese vier Voraussetzungen erfüllt

sind, gilt eine Investition in eine Wirtschaftstätigkeit

als nachhaltig. Ob diese

Investition letztlich eine CO 2 -Minderung

bewirkt, wohlmöglich im Sinne des

1,5 Grad-Zieles des Pariser Abkommens, ist

insoweit irrelevant. 14 Die TVO zielt aber

darauf ab, entschlossener gegen Klimaänderungen

vorzugehen, „indem unter anderem

die Finanzmittelflüsse mit einem Weg

hin zu einer hinsichtlich der Treibhausgase

emissionsarmen und einer gegenüber Klimaänderungen

widerstandsfähigen Entwicklung

in Einklang gebracht werden“ 15 .

Damit erweist sich die TVO als ein Weg zur

Erreichung der Ziele des Pariser Abkommens.

Die Öffentlichkeit soll über Nachhaltigkeitsrisiken

und Nachhaltigkeitsstrategien

innerhalb bestimmter Wirtschaftstätigkeiten

informiert werden, sodass durch

Umsteuerung der Finanzmittelflüsse klimaschädigende

Wirtschaftsweisen durch

klimawandelnde und durch klimaschützende

ersetzt werden.

III.

Nachhaltigkeitstransparenz

als Ziel

Es wurde oben schon darauf hingewiesen,

dass die Erreichung der Pariser Klimaschutzziele

allein über den Kapitalmarkt

kaum möglich sein wird, denn den Anlegern

ist es nach wie vor unbenommen ihr

Geld dort zu investieren, wo sie es für richtig

halten. Ob es sich dabei um nachhaltige,

klimaschützende Tätigkeiten handelt,

entscheidet jeder Anleger für sich. Um an-

55


Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft VGB PowerTech 9 l 2021

gemessene und informierte Entscheidungen

treffen zu können, ist es allerdings

sinnvoll Kapitalmarkttransparenz zu schaffen.

Erst dann, wenn die Anleger Transparenz

über die Auswirkungen ihrer Investitionen

auf die Nachhaltigkeit von Unternehmen

haben, können sie eine ihren Wünschen

und Bedürfnissen entsprechende informierte

Entscheidung fällen. Sollten die

Anleger mittel- und langfristig der Auffassung

sein, dass eine nachhaltige Wirtschaftstätigkeit

nicht nur ihren, sondern

auch den Kapitalmarktinteressen der Allgemeinheit

entspricht, so wird dies die Performance

von Investments in nachhaltig

wirtschaftende Unternehmen verbessern.

Dies wird zugleich dafür sorgen, zunehmend

nachhaltige Investments zu tätigen

und dies wiederum wird den Umbau der

Industrien im Sinne einer nachhaltigen

Wirtschaftsweise beschleunigen. Damit

wiederum werden die Klimaschutzziele

des Pariser Abkommens möglicherweise

schneller und stabiler erreicht, als wenn

der Staat ausschließlich auf Gebote und

Verbote im Rahmen der Produktionstechniken

setzen würde.

Im Ergebnis zeigt dies, dass das Prinzip der

Nachhaltigkeit ein Rechtsprinzip ist. Es

sorgt zum Einen dafür, die völkerrechtlich

verbindlichen Ziele des Pariser Abkommens

in Deutschland und Europa umzusetzen

und es sorgt für Transparenz über ökologisch

nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten,

so, dass der Umbau der Industrien auf

nachhaltiges Wirtschaften zunächst einmal

eröffnet und mittelfristig beschleunigt

wird. Möglich wird dies durch Informationen,

die zeigen, ob eine Wirtschaftstätigkeit

einen wesentlichen Beitrag zur Verwirklichung

von Umweltzielen leistet oder

genau das Gegenteil.