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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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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />

9 <strong>2021</strong><br />

Focus<br />

• Hydropower<br />

• Climate protection<br />

Save the Date<br />

vgbe Congress 2022<br />

Determinants <strong>of</strong> the<br />

global development<br />

<strong>of</strong> energy consumption<br />

<strong>and</strong> CO 2 emissions<br />

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022<br />

RADISSON BLU HOTEL<br />

Sustainability as a<br />

legal principle in the<br />

energy industry<br />

Contribution <strong>of</strong><br />

German hydropower<br />

plants to the instantaneous<br />

reserve<br />

www.vgbe.energy<br />

Compressores in a<br />

Malaysian hydroelectric<br />

power station<br />

Ms Angela Langen<br />

t +49 201 8128-310<br />

e angela.langen@vgbe.energy<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition<br />

vgbe-congress2022 StD (<strong>2021</strong>-09-15).indd 3 13.10.<strong>2021</strong> 11:45:49


75<br />

years<br />

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Reliability<br />

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Sampling & Analysing Systems<br />

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competence <strong>and</strong> know-how<br />

<strong>VGB</strong> Conference Chemistry <strong>2021</strong><br />

<strong>VGB</strong>-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“<br />

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


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Editorial<br />

Hydropower <strong>and</strong> the EU Taxonomy<br />

Dear readers,<br />

Within the scope <strong>of</strong> the EU<br />

Green Deal, the Regulation<br />

(EU) 2020/852 <strong>of</strong> the European<br />

Parliament <strong>and</strong> <strong>of</strong><br />

the Council on the establishment<br />

<strong>of</strong> a framework<br />

to facilitate sustainable investment<br />

(“EU Taxonomy<br />

Regulation”) was adopted<br />

in 2020 as cornerstone <strong>for</strong><br />

the further development <strong>of</strong><br />

the EU Sustainable Finance<br />

Strategy,. Subsequently, a<br />

constantly increasing significance<br />

<strong>of</strong> the EU Taxonomy can be observed as it aims to<br />

be the key facilitator <strong>for</strong> investments in our common sustainable<br />

future. The Taxonomy’s relevance <strong>for</strong> the renewable<br />

sector (including owners, operators, <strong>and</strong> suppliers)<br />

is multifold: new, legal requirements <strong>for</strong> non-financial reporting<br />

by companies have been created <strong>and</strong> the Taxonomy<br />

criteria are expected to be increasingly applied to various<br />

guidelines (e.g., <strong>for</strong> funding instruments or green bonds).<br />

Moreover, it seems likely that the perception <strong>of</strong> the public<br />

as well as <strong>of</strong> the financial sector regarding the sustainability<br />

<strong>of</strong> economic activities will largely be based on “taxonomy<br />

alignment”, i.e., whether such activities are classified accordingly<br />

to these criteria.<br />

The EU Taxonomy Regulation is complemented by the Delegated<br />

Act on Climate Change (C/<strong>2021</strong>/2800 final), which<br />

sets out the technical screening criteria. These criteria are<br />

used to determine under which conditions an economic<br />

activity is considered to make a significant contribution to<br />

climate change mitigation or adaptation, <strong>and</strong> to determine<br />

whether that economic activity does not cause significant<br />

harm to any <strong>of</strong> the other environmental objectives. In respect<br />

<strong>of</strong> a level playing field <strong>for</strong> all renewable energy technologies,<br />

hydropower has to fulfil significantly more criteria,<br />

some <strong>of</strong> which even have to be verified by external<br />

parties. This leads to an additional administrative as well<br />

as financial burden <strong>for</strong> hydropower.<br />

The new Technical Screening Criteria <strong>and</strong> the Do No Significant<br />

Harm criteria (DNSH) on climate change mitigation<br />

as well as on climate change adaptation <strong>for</strong> electricity<br />

generation from hydropower are inadequate <strong>for</strong> direct use<br />

<strong>and</strong> application. This is mainly due to the fact that the Commission<br />

Delegated Regulation does not take into account<br />

the complexity <strong>and</strong> multipurpose use <strong>of</strong> hydropower generation<br />

<strong>and</strong> storage facilities, <strong>and</strong> simultaneously introduces<br />

new terms that have previously neither been defined in EU<br />

legislation nor in technical st<strong>and</strong>ards.<br />

There<strong>for</strong>e, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. (<strong>VGB</strong>), representing the hydropower<br />

industry, initiated an in depth-discussion across<br />

the sector to achieve both: a common underst<strong>and</strong>ing as well<br />

as aligned interpretations <strong>of</strong> the new definitions. In addition,<br />

<strong>VGB</strong> is currently developing a <strong>VGB</strong> Interpretation Note<br />

“EU Taxonomy & Hydropower: Criteria on Climate Change<br />

Mitigation as well as on Adaptation” as a first step within<br />

this dialogue. With this document, <strong>VGB</strong> will propose definitions<br />

<strong>and</strong> boundaries <strong>for</strong> numerous terms, such as electricity<br />

generation facility, run-<strong>of</strong>-river hydropower plant,<br />

artificial reservoir, pumped storage hydropower plant, river<br />

body, power density, refurbishment as well as installation,<br />

maintenance <strong>and</strong> repair. Hints <strong>for</strong> the interpretation <strong>of</strong> the<br />

DNSH criteria 1 to 6 are also given.<br />

With this interpretation note, <strong>VGB</strong> aims to improve <strong>and</strong><br />

enable the applicability <strong>of</strong> the EU Taxonomy. Draft definitions<br />

<strong>and</strong> guidance <strong>for</strong> the application <strong>of</strong> the EU Taxonomy<br />

sustainability criteria are to facilitate a proper <strong>and</strong> swift<br />

application <strong>of</strong> the Technical Screening Criteria <strong>and</strong> <strong>of</strong> the<br />

DNSH Criteria on climate change mitigation as well as on<br />

the adaptation <strong>for</strong> hydropower generation <strong>and</strong> storage. As<br />

the Taxonomy <strong>and</strong> its criteria are dynamic, it can be assumed<br />

that the <strong>VGB</strong> Interpretation Note will continue to be<br />

updated in the future based on experience made with first<br />

applications <strong>of</strong> the rather complex <strong>and</strong> detailed requirements<br />

involved.<br />

Considering the practice-oriented <strong>VGB</strong> Interpretation Note<br />

as a very essential contribution to the applicability <strong>of</strong> the<br />

EU Taxonomy Regulation, we would like to thank all our<br />

hydropower members involved in the joint preparation <strong>of</strong><br />

this important note .<br />

Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl<br />

Head <strong>of</strong> Renewables <strong>and</strong> Distributed <strong>Generation</strong><br />

vgbe energy*, Essen, Germany<br />

* vgbe energy has been the new br<strong>and</strong> identity <strong>of</strong><br />

<strong>VGB</strong> PowerTech since September <strong>2021</strong>.<br />

1


Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Wasserkraft in der EU-Taxonomie<br />

Sehr geehrte Damen<br />

und Herren,<br />

als Grundlage für die<br />

Weiterentwicklung der<br />

EU-Strategie für ein nachhaltiges<br />

Finanzwesen wurde<br />

im Jahr 2020 die Verordnung<br />

(EU) 2020/852<br />

des Europäischen Parlaments<br />

und des Rates über<br />

die Einrichtung eines Rahmens<br />

zur Erleichterung<br />

nachhaltiger Investitionen<br />

(„EU-Taxonomie-Verordnung“)<br />

verabschiedet. Seitdem ist eine stetig steigende<br />

Bedeutung der EU-Taxonomie zu beobachten, da sie als Katalysator<br />

für Investitionen in unsere gemeinsame nachhaltige<br />

Zukunft dienen soll. Die Relevanz der Taxonomie für<br />

den Erneuerbaren-Sektor (einschließlich Eigentümer, Betreiber<br />

und Lieferanten) ist beachtlich: Mit der EU-Taxonomie-Verordnung<br />

wurden neue gesetzliche An<strong>for</strong>derungen<br />

an die nicht finanzielle Berichterstattung von Unternehmen<br />

gesetzt, und es wird erwartet, dass die Kriterien in der<br />

EU-Taxonomie-Verordnung zunehmend für verschiedene<br />

Richtlinien (z. B. für Finanzierungsinstrumente oder grüne<br />

Anleihen) angewendet werden. Darüber hinaus scheint es<br />

wahrscheinlich, dass die Wahrnehmung der Öffentlichkeit<br />

und des Finanzsektors in Bezug auf die Nachhaltigkeit wirtschaftlicher<br />

Aktivitäten weitgehend davon abhängen wird,<br />

ob eine solche Aktivität als „taxonomiekon<strong>for</strong>m“ eingestuft<br />

wird oder nicht.<br />

Die EU-Taxonomie-Verordnung wird durch den Delegierten<br />

Rechtsakt zum Klimaw<strong>and</strong>el (C/<strong>2021</strong>/2800 final) ergänzt,<br />

in dem die technischen Screening-Kriterien festgelegt sind.<br />

Diese Kriterien dienen zur Bestimmung einerseits, unter<br />

welchen Bedingungen eine Wirtschaftstätigkeit als wesentlicher<br />

Beitrag zur Eindämmung des Klimaw<strong>and</strong>els oder zur<br />

Anpassung an den Klimaw<strong>and</strong>el gilt und <strong>and</strong>ererseits, ob<br />

diese Wirtschaftstätigkeit keinem der <strong>and</strong>eren Umweltziele<br />

erheblichen Schaden zufügt.<br />

In Hinblick auf gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle<br />

Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien hat vor<br />

allem die Wasserkraft deutlich mehr Kriterien als <strong>and</strong>ere<br />

Erzeugungstechnologien zu erfüllen, die zum Teil noch von<br />

externen Parteien zu überprüfen sind. Dies führt sowohl zu<br />

einem zusätzlichen administrativen als auch zu einer finanziellen<br />

Belastung für die Wasserkraft.<br />

Die neuen technischen Screening-Kriterien und die<br />

Do-No-Significant-Harm-Kriterien (DNSH) zum Klimaschutz<br />

und zur Anpassung an den Klimaw<strong>and</strong>el für die Stromerzeugung<br />

aus Wasserkraft sind für die unmittelbare Nutzung<br />

und Anwendung unzureichend. Die Hauptgründe dafür<br />

sind, dass die delegierte Verordnung der Kommission die<br />

Komplexität und die Mehrzwecknutzung von Wasserkraftund<br />

-Speicheranlagen nicht berücksichtigt und gleichzeitig<br />

neue Begriffe einführt, die bisher weder in EU-Gesetzgebung<br />

noch in technischen Normen definiert wurden.<br />

Aus diesem Grund hat <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. (<strong>VGB</strong>) als Vertreter<br />

der betr<strong>of</strong>fenen Wasserkraftindustrie eine eingehende<br />

Diskussion innerhalb des Sektors initiiert, um sowohl<br />

ein gemeinsames Verständnis als auch abgestimmte Interpretationen<br />

der neuen Definitionen zu erreichen, und entwickelt<br />

derzeit eine <strong>VGB</strong>-Interpretationsschrift „EU Taxonomy<br />

& Hydropower: Criteria on Climate Change Mitigation<br />

as well as on Adaptation“ als ersten Schritt in diesem<br />

Dialogprozess. In dieser Interpretationsschrift werden Definitionen<br />

und Abgrenzungen für zahlreiche Begriffe wie<br />

Stromerzeugungsanlage, Laufwasserkraftwerk, Stausee,<br />

Pumpspeicherkraftwerk, Flusskörper, Leistungsdichte, Sanierung<br />

sowie Installation, Wartung und Inst<strong>and</strong>haltung<br />

vorschlagen. Darüber hinaus werden Hinweise zur Auslegung<br />

der DNSH-Kriterien 1 bis 6 gegeben.<br />

Mit der Interpretationsschrift verfolgt der <strong>VGB</strong> das Ziel,<br />

die Anwendbarkeit der EU-Taxonomie-Verordnung zu verbessern<br />

und zu ermöglichen. Die vorgeschlagenen Definitionen<br />

und Anleitungen zur Anwendung der Nachhaltigkeitskriterien<br />

der EU-Taxonomie-Verordnung sollen eine<br />

sachgerechte und zügige Anwendung der Technischen<br />

Screening-Kriterien und der DNSH-Kriterien zum Klimaschutz<br />

sowie zur Anpassung an den Klimaw<strong>and</strong>el für die<br />

Wasserkrafterzeugung und -speicherung ermöglichen. Da<br />

die Taxonomie und ihre Kriterien dynamisch sind, kann<br />

davon ausgegangen werden, dass die Interpretationsschrift<br />

basierend auf den Erfahrungen nach den ersten Anwendungen<br />

der recht komplexen und detaillierten An<strong>for</strong>derungen<br />

auch in Zukunft weiter aktualisiert wird.<br />

Ausgehend von einem wesentlichen Beitrag für die Anwendbarkeit<br />

der EU-Taxonomie-Verordnung dankt der<br />

<strong>VGB</strong> all seinen beteiligten Wasserkraft-Mitgliedern für die<br />

gemeinsame Erstellung der praxisorientierten Interpretationsschrift.<br />

Dipl.-Ing. Dr. Mario Bachhiesl<br />

Leiter Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung<br />

vgbe energy*, Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

* vgbe energy ist seit September <strong>2021</strong> der neue Markenauftritt<br />

des <strong>VGB</strong> PowerTech.<br />

2


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Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

vgbe Congress 2022<br />

vgbe-Kongress 2022<br />

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| 14 <strong>and</strong> 15 September 2022<br />

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Antwerp, Belgium<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 9 l <strong>2021</strong><br />

Hydropower <strong>and</strong> the EU Taxonomy<br />

Wasserkraft in der EU-Taxonomie<br />

Mario Bachhiesl 1<br />

Sustainability as a legal principle in the energy industry<br />

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip in der Energiewirtschaft<br />

Hans-Peter Schwintowski 54<br />

Abstracts/Kurzfassungen 6<br />

Members‘ News 8<br />

Events in Brief 42<br />

Determinants <strong>of</strong> the global development <strong>of</strong> energy consumption<br />

<strong>and</strong> CO 2 emissions –<br />

Assessment <strong>of</strong> the impact <strong>of</strong> different instruments to comply with<br />

the Paris climate decisions <strong>and</strong> <strong>of</strong> border adjustment mechanisms<br />

to maintain the competitiveness <strong>of</strong> industry in the EU<br />

Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von Energieverbrauch<br />

und CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener<br />

Instrumente zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie<br />

von Grenzausgleichsmechanismen zur Aufrechterhaltung<br />

der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie in der EU<br />

Hans-Wilhelm Schiffer <strong>and</strong> Stefan Ulreich 43<br />

Contribution <strong>of</strong> German hydropower plants<br />

to the instantaneous reserve<br />

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen zur Momentanreserve<br />

Martin Knechtges <strong>and</strong> Albert Moser 64<br />

Malaysian hydroelectric power station relies on Sauer Compressors<br />

Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf Sauer Compressors 70<br />

Plant twin or older sister?<br />

Anlagenzwilling oder ältere Schwester?<br />

Uwe Vogt 72<br />

4


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Contents<br />

For more in<strong>for</strong>mation please visit our new website or contact us:<br />

| Contacts<br />

Ines Moors<br />

Tel.: +49 201 8128-274<br />

E-mail: vgb-congress@vgbe.energy<br />

Angela Langen<br />

Tel.: +49 201 8128-310<br />

E-mail: angela.langen@vgbe.energy<br />

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vgbe Congress 2022<br />

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022<br />

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www.vgbe.energy<br />

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Ms Angela Langen<br />

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vgbe-congress2022 StD (<strong>2021</strong>-09-15).indd 3 13.10.<strong>2021</strong> 11:45:49<br />

Fossil fuel-based energy storage<br />

Energiespeicherung auf Basis fossiler Energieträger<br />

Qian Zhu 76<br />

Computational heat transfer analysis <strong>of</strong> tubes <strong>and</strong> tube bundles with<br />

supercritical water as coolant<br />

Rechnergestützte Analyse der Wärmeübertragung von Rohren und Rohrbündeln<br />

mit überkritischem Wasser als Kühlmittel<br />

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,<br />

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique, <strong>and</strong> Rustam Khan 83<br />

Operating results 90<br />

<strong>VGB</strong> News 91<br />

Personalien 91<br />

Inserentenverzeichnis 94<br />

Events95<br />

Imprint 96<br />

Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 10|<strong>2021</strong> 96<br />

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />

volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />

der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

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

free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />

Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

5


Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Determinants <strong>of</strong> the global development <strong>of</strong><br />

energy consumption <strong>and</strong> CO 2 emissions –<br />

Assessment <strong>of</strong> the impact <strong>of</strong> different<br />

instruments to comply with the Paris climate<br />

decisions <strong>and</strong> <strong>of</strong> border adjustment<br />

mechanisms to maintain the<br />

competitiveness <strong>of</strong> industry in the EU<br />

Hans-Wilhelm Schiffer <strong>and</strong> Stefan Ulreich<br />

Global CO 2 emissions have risen continuously<br />

over the past three decades – interrupted only<br />

by two cuts in 2009 in the wake <strong>of</strong> the financial<br />

crisis <strong>and</strong> in 2020 as a consequence <strong>of</strong> the<br />

corona p<strong>and</strong>emic. This trend must be broken so<br />

that the Paris climate target can be achieved.<br />

In the Conferences <strong>of</strong> Parties <strong>of</strong> the United Nations,<br />

the countries have committed themselves<br />

to Nationally Determined Contributions to limit<br />

greenhouse gas emissions. However, these are<br />

nowhere near enough to reduce emissions to net<br />

zero by 2050. An equal distribution <strong>of</strong> the remaining<br />

global greenhouse gas emission budget<br />

among the countries around the globe - calculated<br />

on a per capita basis – would not serve as<br />

a fair mechanism. A key instrument to solving<br />

the problem is an international agreement, at<br />

least among the G20, on the greatest possible<br />

harmonization <strong>of</strong> CO 2 pricing. This approach is<br />

also superior to the Carbon Border Adjustment<br />

Mechanism proposed by the EU Commission,<br />

which aims to create a border taxation to avoid<br />

carbon leakage. In the private sector, the transition<br />

to low-carbon technologies should be promoted<br />

through additional economic incentive<br />

mechanisms.<br />

Sustainability as a legal principle in the<br />

energy industry<br />

Hans-Peter Schwintowski<br />

On 04.06.<strong>2021</strong>, the European Commission<br />

presented a draft Delegated Regulation (DV)<br />

defining the technical assessment criteria <strong>for</strong><br />

sustainability. In this way, it is to be determined<br />

whether an economic activity – <strong>for</strong> example <strong>of</strong><br />

a gas-fired power plant – contributes significantly<br />

to climate protection <strong>and</strong> prevents climate<br />

change. The DP is to come into <strong>for</strong>ce on<br />

01.01.2022. It would then be binding in all its<br />

parts <strong>and</strong> directly applicable in all EU Member<br />

States. The IR is an important building block<br />

<strong>for</strong> bringing sustainability in the sense <strong>of</strong> the<br />

Taxonomy Regulation (TVO) to life. There, the<br />

term sustainability is defined in Art. 3. The IR<br />

to be presented here deals with the technical<br />

assessment criteria that ultimately determine<br />

whether a company – <strong>and</strong> thus also an energy<br />

producer or a network or storage operator – is<br />

considered sustainable within the meaning <strong>of</strong><br />

the TVO.<br />

Contribution <strong>of</strong> German hydropower plants<br />

to the instantaneous reserve<br />

Martin Knechtges <strong>and</strong> Albert Moser<br />

The structural change towards climate-neutral<br />

electricity generation is changing the generation<br />

structure in Germany <strong>and</strong> Europe. This<br />

leads to a reduction <strong>of</strong> the rotating masses due<br />

to the elimination <strong>of</strong> fossil <strong>and</strong> nuclear power<br />

plants <strong>and</strong> thus <strong>of</strong> their stabilising instantaneous<br />

reserves. In order to limit frequency deviations<br />

<strong>and</strong> gradients after disturbances to a permissible<br />

level in the future, the transmission system<br />

operators are increasingly focusing on the<br />

available instantaneous reserve <strong>of</strong> the remaining<br />

generation plants. Thus, hydropower plants<br />

also continue to provide instantaneous reserve.<br />

This study there<strong>for</strong>e quantifies the contribution<br />

<strong>of</strong> German hydropower plants to frequency stabilisation.<br />

The contribution <strong>of</strong> German hydropower<br />

plants to the instantaneous reserve is<br />

based on two criteria: Firstly, the kinetic rotational<br />

energy stored in the hydropower plants<br />

– as a measure <strong>of</strong> the instantaneous reserve. On<br />

the other h<strong>and</strong>, under the idealised assumption<br />

that the instantaneous re-serve is distributed<br />

evenly in proportion to the respective load in<br />

the European interconnected grid, the share <strong>of</strong><br />

a power deficit attributable to Germany or Bavaria<br />

is determined, which the instantaneous<br />

reserve <strong>of</strong> the hydropower plants in Germany or<br />

Bavaria, together with the self-regulating effect<br />

<strong>of</strong> the German or Bavarian load, is still able to<br />

compensate without violating permissible frequency<br />

deviations <strong>and</strong> gradients. The investigations<br />

prove that the kinetic rotational energy <strong>of</strong><br />

the German hydropower plants is comparable<br />

to that <strong>of</strong> a large nuclear power plant. The instantaneous<br />

reserve <strong>of</strong> the German hydropower<br />

plants alone, together with the self-recovery effect<br />

<strong>of</strong> the German load, allows <strong>for</strong> the control<br />

<strong>of</strong> a disturbance event in which Germany would<br />

have a power deficit <strong>of</strong> 463 MW to be compensated.<br />

Malaysian hydroelectric power station relies<br />

on Sauer Compressors<br />

The “tiger state” <strong>of</strong> Malaysia is emancipating<br />

itself from fossil energies <strong>and</strong> has commissioned<br />

the Ulu Jelai Power Station. The hydro<br />

storage power station is successfully making<br />

its contribution to covering the peak load <strong>and</strong><br />

stabilising the power grid. Sauer Compressors<br />

is part <strong>of</strong> this sustainable showcase project with<br />

its powerful compressors. The compressors produce<br />

the compressed air used to blow the water<br />

out <strong>of</strong> the turbines. The operator <strong>of</strong> the Ulu<br />

Jelai Power Station, which opened in 2016, is<br />

Tenaga Nasional Berhad, the only energy provider<br />

in Malaysia <strong>and</strong> one <strong>of</strong> the largest in Asia.<br />

The hydro storage power station with a maximum<br />

capacity <strong>of</strong> 372 MW is located about 150<br />

kilometres north <strong>of</strong> the capital Kuala Lumpur in<br />

the Cameron Highl<strong>and</strong>s District. A 460-metrelong<br />

<strong>and</strong> 88-metre-high dam holds back the<br />

water brought in from three rivers. In times <strong>of</strong><br />

increased energy dem<strong>and</strong>, the water is released<br />

from the reservoir <strong>and</strong> directed to turbines that<br />

drive generators to produce electrical energy.<br />

Plant twin or older sister?<br />

Uwe Vogt<br />

Nothing is as constant as change – power plants<br />

are subject to many changes over their long<br />

life cycle. Quality <strong>and</strong> the ef<strong>for</strong>t required <strong>for</strong><br />

maintenance <strong>and</strong> conversions there<strong>for</strong>e depend<br />

heavily on a reliable as-built status <strong>of</strong> the system<br />

documentation. One <strong>of</strong> many reasons <strong>for</strong><br />

Aucotec AG to develop a data-centred engineering<br />

plat<strong>for</strong>m. All core disciplines <strong>of</strong> plant planning<br />

are united <strong>and</strong> networked in a central data<br />

model in the Engineering Base (EB) cooperation<br />

plat<strong>for</strong>m. On the one h<strong>and</strong>, the system enables<br />

devices in the field to directly in<strong>for</strong>m their<br />

digital twin when they are changed or replaced.<br />

On the other, every change made at one point<br />

in the documentation also appears immediately<br />

in all other representations – <strong>and</strong> without additional<br />

interfaces or transmissions. This enables<br />

unprecedented continuity, parallelism <strong>and</strong> agility<br />

in editing as well as simultaneous consistency<br />

<strong>for</strong> all parties involved.<br />

Fossil fuel-based energy storage<br />

Qian Zhu<br />

As the penetration <strong>of</strong> variable renewable energy<br />

(VRE) such as solar <strong>and</strong> wind power increases,<br />

energy storage is needed <strong>for</strong> the successful development<br />

<strong>of</strong> a resilient <strong>and</strong> flexible electricity<br />

network. Energy storage systems can provide<br />

services to support the grid <strong>and</strong> address some<br />

<strong>of</strong> the new challenges that increasing VRE introduces<br />

into the power system. There has been a<br />

significant increase in the application <strong>of</strong> utilityscale<br />

energy storage systems in many regions.<br />

This fast growth rate <strong>of</strong> the deployment <strong>of</strong> grid<br />

storage is set to continue. Total global installed<br />

energy storage capacity was about 186.1 GW<br />

in 2020. Energy storage can operate as a st<strong>and</strong>alone<br />

system or be co-located with power generation<br />

facilities. There is an option with coal<br />

power plants to integrate a storage system with<br />

generating units to obtain some operational<br />

advantages <strong>and</strong> benefits such as improved flexibility.<br />

Integration with energy storage could<br />

also eliminate the need <strong>for</strong> excessive flexible<br />

operation <strong>of</strong> coal power plants, enabling them<br />

to operate at optimal output <strong>and</strong> efficiency<br />

with reduced environmental impacts. R&D <strong>of</strong><br />

hybridising energy storage <strong>and</strong> fossil-fuelled<br />

power plants have been conducted <strong>for</strong> decades.<br />

In 2020, the US-DOE announced federal funding<br />

<strong>of</strong> up to $ 6 million <strong>for</strong> cost-shared R&D projects<br />

under its Energy <strong>Storage</strong> <strong>for</strong> Fossil Power<br />

<strong>Generation</strong> programme to explore technology<br />

approaches to integrate fossil fuel assets with<br />

potential energy storage applications.<br />

Computational heat transfer analysis <strong>of</strong><br />

tubes <strong>and</strong> tube bundles with supercritical<br />

water as coolant<br />

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,<br />

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique,<br />

<strong>and</strong> Rustam Khan<br />

This work provides a complete study <strong>of</strong> the effects<br />

<strong>of</strong> orientation <strong>of</strong> core on heat transfer in<br />

SCW along bare circular tubes <strong>and</strong> tube bundles.<br />

Numerical simulations are per<strong>for</strong>med using AN-<br />

SYS FLUENT 14.0 <strong>for</strong> a range <strong>of</strong> inlet temperatures<br />

along both vertical as well as horizontal<br />

bare tubes using RNG k-ε turbulence model<br />

with enhanced wall treatment (y+


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Kurzfassungen<br />

Bestimmungsfaktoren der globalen<br />

Entwicklung von Energieverbrauch und<br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung<br />

verschiedener Instrumente zur Einhaltung<br />

der Pariser Klimabeschlüsse sowie von<br />

Grenzausgleichsmechanismen zur<br />

Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit<br />

der Industrie in der EU<br />

Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich<br />

In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite<br />

Entwicklung von Höhe und Struktur des Energieverbrauchs<br />

sowie der CO 2 -Emissionen unter<br />

Ausweis der zentralen Einflussparameter – differenziert<br />

nach Staaten – dargelegt. Vor diesem<br />

generellen Hintergrund werden Ansätze zur<br />

Erfüllung der in Paris vereinbarten Klimaziele<br />

bewertet. Dazu gehören die verstärkte explizite<br />

und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung<br />

des verbleibenden globalen CO 2 -Budgets<br />

auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung, die Fokussierung<br />

auf Nationally Determined Contributions,<br />

und – für die Europäische Union – das<br />

Fit-<strong>for</strong>-55 Package. Aus dem letztgenannten<br />

Paket wird der Vorschlag der EU-Kommission<br />

zur Einführung eines Grenzausgleichssystems<br />

in Bezug auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument<br />

für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit<br />

der europäischen Industrie zu leisten in der Lage<br />

sein könnte. Hierzu werden Beispielrechnungen<br />

für die Produkte Zement und Aluminium vorgelegt<br />

– ergänzt um Darlegungen zu der Lenkungswirkung<br />

einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,<br />

die im privaten Haushaltssektor genutzt<br />

werden. Im Fazit wird eine international vergleichbar<br />

hohe Bepreisung von CO 2 als Lösungsansatz<br />

zur Schaffung eines Level-Playing-Fields<br />

befürwortet.<br />

Nachhaltigkeit als Rechtsprinzip<br />

in der Energiewirtschaft<br />

Hans-Peter Schwintowski<br />

Am 04.06.<strong>2021</strong> hat die Europäische Kommission<br />

den Entwurf für eine Delegierte Verordnung<br />

(DV) zur Festlegung der technischen<br />

Bewertungskriterien für Nachhaltigkeit vorgelegt.<br />

Auf diese Weise soll bestimmt werden, ob<br />

eine Wirtschaftstätigkeit – zum Beispiel eines<br />

Gaskraftwerkes – wesentlich zum Klimaschutz<br />

beiträgt und dem Klimaw<strong>and</strong>el vorbeugt. Die<br />

DV soll am 01.01.2022 in Kraft treten. Sie wäre<br />

dann in allen ihren Teilen verbindlich und würde<br />

unmittelbar in allen Mitgliedstaaten der EU<br />

gelten. Die DV ist ein wichtiger Baustein, um die<br />

Nachhaltigkeit im Sinne der Taxonomie-Verordnung<br />

(TVO)1 mit Leben zu erfüllen. Dort ist der<br />

Begriff der Nachhaltigkeit in Art. 3 definiert. In<br />

der hier vorzustellenden DV geht es um die technischen<br />

Bewertungskriterien, die letztlich darüber<br />

entscheiden, ob ein Unternehmen – und<br />

damit auch ein Energieerzeuger oder ein Netzoder<br />

Speicherbetreiber – als nachhaltig im Sinne<br />

der TVO gilt.<br />

Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen<br />

zur Momentanreserve<br />

Martin Knechtges und Albert Moser<br />

Durch den Strukturw<strong>and</strong>el hin zu einer klimaneutralen<br />

Stromerzeugung verändert sich die<br />

Erzeugungsstruktur in Deutschl<strong>and</strong> und Europa.<br />

Dies führt zu einer Reduktion der rotierenden<br />

Massen durch den Wegfall von fossilen und nuklearen<br />

Kraftwerken und damit ihrer stabilisierenden<br />

Momentanreserven. Um Frequenzabweichungen<br />

und -gradienten nach Störungen auch<br />

zukünftig auf ein zulässiges Maß zu begrenzen,<br />

rückt die verfügbare Momentanreserve der verbleibenden<br />

Erzeugungsanlagen zunehmend<br />

in den Fokus der Übertragungsnetzbetreiber.<br />

So stellen auch Wasserkraftanlagen weiterhin<br />

Momentanreserve bereit. Im Rahmen dieser<br />

Studie wird daher der Beitrag der deutschen<br />

Wasserkraftanlagen zur Frequenzstabilisierung<br />

quantifiziert. Der Beitrag der deutschen Wasserkraftanlagen<br />

zur Momentanreserve erfolgt<br />

anh<strong>and</strong> zweier Kriterien: Zum einen wird die in<br />

den Wasserkraftanlagen gespeicherte kinetische<br />

Rotationsenergie mit der Rotationsenergie großer<br />

Kraftwerke verglichen. Zum <strong>and</strong>eren wird<br />

unter der idealisierten Annahme, dass die Momentanreserve<br />

gleichmäßig im Verhältnis der<br />

jeweiligen Last im europäischen Verbundnetz<br />

verteilt ist, der auf Deutschl<strong>and</strong> bzw. Bayern entfallende<br />

Anteil eines Leistungsdefizits bestimmt,<br />

den die Momentanreserve der Wasserkraftanlagen<br />

in Deutschl<strong>and</strong> bzw. Bayern gemeinsam mit<br />

dem Selbstregeleffekt der deutschen bzw. bayerischen<br />

Last noch auszuregeln vermag. Die Untersuchungen<br />

belegen, dass die kinetische Rotationsenergie<br />

der deutschen Wasserkraftanlagen<br />

in der Höhe vergleichbar mit denen eines großen<br />

Kernkraftwerks ist. Allein die Momentanreserve<br />

der deutschen Wasserkraftanlagen erlaubt gemeinsam<br />

mit dem Selbstregeleffekt der deutschen<br />

Last die Beherrschung eines Störereignisses,<br />

bei dem auf Deutschl<strong>and</strong> ein auszuregelndes<br />

Leistungsdefizit in Höhe von 463 MW entfällt.<br />

Malaysisches Wasserkraftwerk vertraut auf<br />

Sauer Compressors<br />

Der „Tigerstaat“ Malaysia emanzipiert sich von<br />

fossilen Energien und hat die Ulu Jelai Power<br />

Station in Betrieb genommen. Das Wasserspeicherkraftwerk<br />

leistet erfolgreich seinen Beitrag<br />

zur Deckung der Spitzenlast und stabilisiert das<br />

Stromnetz. Sauer Compressors ist mit seinen<br />

leistungsstarken Kompressoren Teil dieses nachhaltigen<br />

Vorzeigeprojekts. Die Verdichter produzieren<br />

die Druckluft, mit der das Wasser aus den<br />

Turbinen geblasen wird.<br />

Betreiber der 2016 eröffneten Ulu Jelai Power<br />

Station ist Tenaga Nasional Berhad, der einzige<br />

Energieversorger in Malaysia und einer der<br />

größten in Asien. Das Wasserspeicherkraftwerk<br />

mit einer maximalen Leistung von 372 MW liegt<br />

rund 150 Kilometer nördlich der Hauptstadt<br />

Kuala Lumpur im Cameron Highl<strong>and</strong>s District.<br />

Ein 460 Meter langer und 88 Meter hoher Staudamm<br />

hält das aus drei Flüssen herangeführte<br />

Wasser zurück. In Zeiten erhöhten Energiebedarfs<br />

wird das Wasser aus dem Speicher abgelassen<br />

und auf Turbinen geleitet, die Generatoren<br />

zur Erzeugung elektrischer Energie antreiben.<br />

Anlagenzwilling oder ältere Schwester?<br />

Uwe Vogt<br />

Wenn es nicht schon Heraklit vor rund 2500 Jahren<br />

getan hätte, spätestens die heutigen Kraftwerksbetreiber<br />

würden es in ähnliche Worte<br />

fassen: „Nichts ist so beständig wie der W<strong>and</strong>el“.<br />

Denn Kraftwerke sind über ihren langen Lebenszyklus<br />

besonders vielen unvermeidlichen Änderungen<br />

ausgesetzt. Vermeidbar dagegen ist, dass<br />

die Anlagendokumentation mit jeder Änderung<br />

in der realen Anlage an Aktualität und damit an<br />

Wert verliert, weil händisches Nachtragen in den<br />

üblichen disziplinspezifischen Dokumentationstools<br />

wegen des Aufw<strong>and</strong>s vernachlässigt wird.<br />

Betreiber wissen nur zu gut, wie wichtig ein verlässlicher<br />

As-built-St<strong>and</strong> der Dokumentation ist.<br />

Von ihm hängen Qualität und Aufw<strong>and</strong> für Wartung<br />

und Umbauten maßgeblich ab, aber auch<br />

Betriebsgenehmigungen. Das war einer von vielen<br />

Gründen für die Aucotec AG, eine datenzentrierte<br />

Engineeringplatt<strong>for</strong>m zu entwickeln, die<br />

zum einen Änderungen eines Fachbereichs unmittelbar<br />

für alle <strong>and</strong>eren Disziplinen sichtbar<br />

macht, ohne Schnittstellen oder Übertragungen.<br />

Zum <strong>and</strong>eren ermöglicht das System, dass<br />

Geräte im Feld direkt ihren digitalen Zwilling,<br />

d.h. ihre Dokumentation in<strong>for</strong>mieren, wenn sie<br />

verändert oder getauscht wurden.<br />

Energiespeicherung auf Basis<br />

fossiler Energieträger<br />

Qian Zhu<br />

Mit der Zunahme variabler erneuerbarer Energien<br />

wie Solar- und Windenergie ist die Energiespeicherung<br />

eine Voraussetzung für die erfolgreiche<br />

Entwicklung eines verlässlichen und<br />

flexiblen Stromnetzes. Energiespeichersysteme<br />

können zur Unterstützung des Netzes beitragen<br />

und einige der neuen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

bewältigen, die sich durch die zunehmende<br />

Nutzung erneuerbarer Energien im Stromnetz<br />

ergeben. Das schnelle Wachstumsrate beim Einsatz<br />

von Netzspeichern wird sich <strong>for</strong>tsetzen. Die<br />

gesamte weltweit installierte Energiespeicherkapazität<br />

betrug im Jahr 2020 etwa 186,1 GW.<br />

Energiespeicher können als eigenständiges<br />

System betrieben oder mit Stromerzeugungsanlagen<br />

gekoppelt werden. Bei Kohlekraftwerken<br />

besteht die Möglichkeit, ein Speichersystem in<br />

die Kraftwerksanlagen zu integrieren, um einige<br />

betriebliche Vorteile wie eine verbesserte Flexibilität<br />

zu erzielen. Durch die Integration von<br />

Energiespeichern könnten auch An<strong>for</strong>derungen<br />

an den flexiblen Betrieb von Kohlekraftwerken<br />

relativiert werden, so dass diese mit optimaler<br />

Leistung und Effizienz bei geringeren Umweltauswirkungen<br />

betrieben werden können. Die<br />

Forschung und Entwicklung zur Hybridisierung<br />

von Energiespeichern und fossil befeuerten<br />

Kraftwerken wird bereits seit Jahrzehnten betrieben.<br />

Im Jahr 2020 kündigte das USDOE im<br />

Rahmen seines Programms „Energy <strong>Storage</strong> <strong>for</strong><br />

Fossil Power <strong>Generation</strong>“, um technologische<br />

Ansätze zur Integration fossiler Brennst<strong>of</strong>fe mit<br />

potenziellen Energiespeicheranwendungen zu<br />

er<strong>for</strong>schen.<br />

Rechnergestützte Analyse der<br />

Wärmeübertragung von Rohren<br />

und Rohrbündeln mit überkritischem<br />

Wasser als Kühlmittel<br />

Kashif Tehseen, Kamran Rasheed Qureshi,<br />

M. Abdul Basit, Rab Nawaz, Waseem Siddique<br />

und Rustam Khan<br />

In dieser Arbeit werden die Auswirkungen der<br />

Ausrichtung eines Reaktorkerns auf die Wärmeübertragung<br />

bei superkritischen Bedigungen<br />

von Wasser entlang Rundrohre und Rohrbündel<br />

umfassend untersucht. Numerische Simulationen<br />

werden mit ANSYS FLUENT 14.0 für eine<br />

Reihe von Einlasstemperaturen sowohl entlang<br />

vertikaler als auch horizontaler Rohre unter<br />

Verwendung des RNG k-ε Turbulenzmodells<br />

mit optimierter Berücksichtigung der Phänomene<br />

an der W<strong>and</strong> (y+


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<strong>Storage</strong><br />

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Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´<br />

News<br />

Alpiq: EES feiert die Einweihung<br />

der komplett erneuerten<br />

Kraftwerksanlagen Tannuwald<br />

(alpiq) Die Energie Electrique du Simplon<br />

(EES) hat im Zwischbergental die komplett<br />

erneuerte Wasserkraftanlage Tannuwald<br />

<strong>of</strong>fiziell eingeweiht. Im Einklang mit Umwelt-<br />

und L<strong>and</strong>schaftsschutz hat EES die<br />

Anlagen vollständig erneuert. Die durchschnittliche<br />

Jahresproduktion wurde um<br />

rund 25 Prozent gesteigert: Sie beträgt neu<br />

22 Mio. Kilowattstunden. Dank dieser Investition<br />

ist das Wasserkraftwerk der EES<br />

fit, um weitere Jahrzehnte zuverlässig<br />

Strom aus erneuerbarer Energie zu produzieren.<br />

Die Gesellschaft Energie Electrique du<br />

Simplon (EES) hat über 20 Millionen Franken<br />

in die Totalsanierung der Wasserkraftanlagen<br />

Tannuwald im Zwischbergental<br />

(Kanton Wallis) investiert. Das Projekt<br />

wird zudem im Rahmen der Energiestrategie<br />

2050 vom Bund gefördert. Die Arbeiten<br />

konnten schon im Juli 2020 abgeschlossen<br />

werden. Seither produziert das Kraftwerk<br />

wieder zuverlässig Strom aus erneuerbarer<br />

Energie. Die Einweihung durch Pfarrer<br />

Frank Sommerh<strong>of</strong>f sowie die Feierlichkeiten<br />

mit Reden von Daniel Squaratti, Gemeindepräsident<br />

Gondo-Zwischbergen,<br />

der Ständeräte Beat Rieder (VS) und Martin<br />

Schmid (GR) sowie EES-Verwaltungsratspräsident<br />

Amédée Murisier f<strong>and</strong>en wegen<br />

der Coronap<strong>and</strong>emie jedoch erst jetzt<br />

statt. Die Bevölkerung erhielt im Rahmen<br />

eines Tages der <strong>of</strong>fenen Tür die Gelegenheit,<br />

hinter die Kulissen der Stromproduktion<br />

zu blicken.<br />

25 Prozent mehr Strom aus Wasserkraft<br />

Innerhalb weniger als einem Jahr hat EES<br />

die sieben, 1981 in Betrieb genommenen<br />

Umkehrpumpen durch zwei neue, leistungsfähigere<br />

Gruppen ersetzt. Eine Gruppe<br />

besteht aus einem Kugelschieber, einer<br />

fünfdüsigen Peltonturbine und einem Generator.<br />

Ebenfalls neu sind die Steuerung,<br />

die Trans<strong>for</strong>matoren und die elektrischen<br />

Leitungen. Auch die gesamte, 2,8 Kilometer<br />

lange Druckleitung, die das Ausgleichsbecken<br />

von Fah mit dem Kraftwerk verbindet,<br />

ist neu. Die Gebäudehülle der Kraftwerkszentrale<br />

blieb zwar bestehen, das<br />

Gebäude wurde aber aufgrund der neuen,<br />

vertikal gerichteten Maschinengruppen<br />

entsprechend erhöht.<br />

Dank dieser Totalsanierung steigerte EES<br />

die durchschnittliche Jahresproduktion<br />

der Kraftwerkszentrale Tannuwald von 17<br />

auf rund 22 Mio. kWh. Die Mehrproduktion<br />

von 5 Mio. kWh entspricht dem durchschnittlichen<br />

Jahresverbrauch an Strom<br />

von rund 1250 Haushalten.<br />

Im Einklang mit Umwelt- und<br />

L<strong>and</strong>schaftsschutz<br />

Das ganze Zwischbergental befindet sich<br />

auf der Liste des Bundesinventars der<br />

L<strong>and</strong>schaften und Naturdenkmäler von nationaler<br />

Bedeutung (BLN) und gehört damit<br />

zu den besonders schützenswerten<br />

L<strong>and</strong>schaften der Schweiz. Als eine der<br />

ersten Produktionsgesellschaften im Wallis<br />

hat EES denn auch die Restwassersanierung<br />

bereits 2016 umgesetzt.<br />

Auch bei der Erneuerung der Kraftwerkszentrale<br />

Tannuwald hat EES von Anfang an<br />

sehr eng mit den Behörden und Umweltverbänden<br />

zusammengearbeitet. Dadurch<br />

ist es gelungen, das Projekt im Einklang mit<br />

Umwelt- und L<strong>and</strong>schaftsschutz zu realisieren<br />

und auch die Vorgaben bezüglich<br />

Gewässerschutzsanierung zu erfüllen. Als<br />

Ersatzmassnahme bereits umgesetzt hat<br />

EES die Aufwertung des Quellbachs bei der<br />

Zentrale Tannuwald mittels Schaffung verschiedener<br />

Gewässermulden. Zudem ist<br />

geplant, den bestehenden St<strong>and</strong>ort für Ablagerungen<br />

von natürlichen Sedimenten<br />

(oberhalb des Kraftwerks Tannuwald) besser<br />

in die L<strong>and</strong>schaft zu integrieren und als<br />

Lebensraum für Aspisvipern aufzuwerten.<br />

Tannuwald – eine von drei<br />

Kraftwerkszentralen auf der Simplon-<br />

Südseite<br />

Die Kraftwerkszentrale Tannuwald ist Teil<br />

des Wasserkraftkomplexes der EES. Sie<br />

liegt im Zwischbergental und nutzt das<br />

Wasser der auf 1.759 Metern Höhe gelegenen<br />

Stauanlage Fah. Zur Kraftwerksanlage<br />

der EES gehören auch die Zentralen Gondo<br />

und Gabi sowie die beiden Ausgleichsbecken<br />

Eggen und Sera. Mit der Wiederinbetriebnahme<br />

von Tannuwald verfügt die EES<br />

über eine Gesamtleistung von 80 MW und<br />

produziert im Durchschnitt 250 Mio. kWh<br />

Strom pro Jahr, was einem jährlichen<br />

Stromverbrauch von etwa 60.000 Haushalten<br />

entspricht.<br />

Kontinuierliche Investitionen<br />

Die Aktionäre der EES – Alpiq (82 %), En-<br />

Alpin (10,8 %), EWBN (3 %), FMV (2,7 %)<br />

und Privataktionäre (1,5%) – investieren<br />

kontinuierlich in die verschiedenen Anlagen,<br />

um den effizienten und leistungsfähigen<br />

Betrieb langfristig sicherzustellen. Im<br />

Jahr 2017 sanierte die Gesellschaft Energie<br />

Electrique du Simplon bereits die Maschinengruppe<br />

3 des Wasserkraftwerks Gondo.<br />

Aktuell ist die Erneuerung des Kraftwerks<br />

Gabi in Planung, die Realisierung ist für<br />

2022/23 geplant. Die Erneuerungsarbeiten<br />

an den Kraftwerksanlagen der EES dienen<br />

der optimalen Nutzung des Wasserkraftpotenzials<br />

und stehen somit im Einklang<br />

mit der Energiestrategie 2050 des<br />

Bundes.<br />

LL<br />

www.alpiq.com (212851517)<br />

Kies belebt Ökosystem in der<br />

Aare unterhalb des Alpiq<br />

Wasserkraftwerks Ruppoldingen<br />

Einweihung der neuen Kraftwerksanlage Tannuwald: Pfarrer Frank Sommerh<strong>of</strong>f, Amédée Murisier<br />

(EES-Verwaltungsratspräsident), Daniel Squaratti (Gemeindepräsident Gondo-Zwischbergen) und<br />

die Ständeräte Martin Schmid (GR) und Beat Rieder (VS).<br />

(alpiq) Alpiq schüttet unterhalb des Wasserkraftwerks<br />

Ruppoldingen insgesamt<br />

6000 m 3 Kies in die Aare. Ziel der Aktion,<br />

die rund zehn Tage dauert, ist der Erhalt einer<br />

dynamischen Flussl<strong>and</strong>schaft mit vielen<br />

Lebensräumen für Tier- und Pflanzenarten.<br />

Unterhalb von Wasserkraftwerken führen<br />

Flüsse meist zu wenig Geschiebe. Dies gilt<br />

auch für die Aare unterhalb des Wasserkraftwerks<br />

Ruppoldingen, das seit mehr als<br />

20 Jahren ökologisch wertvollen Strom aus<br />

erneuerbarer Energie produziert und seit<br />

2010 das Label „naturemade star“ trägt.<br />

Mit Kiesschüttungen kann dem Phänomen<br />

entgegengewirkt werden. Dadurch wird<br />

das Flussbett ökologisch aufgewertet: Der<br />

Kies schafft dynamische Strukturen, wertet<br />

die Lebensräume für Tiere und Pflanzen<br />

auf und reduziert die Erosion an der Fluss-<br />

8


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

sohle. Alpiq hat als Betreiberin des Flusskraftwerks<br />

Ruppoldingen zusammen mit<br />

den Kantonen Solothurn und Aargau sowie<br />

dem Bundesamt für Umwelt eine erste<br />

Kiesschüttung von 6.000 m 3 beschlossen.<br />

Weitere Schüttungen sollen in den nächsten<br />

Jahren folgen.<br />

120 m lange Kiesinsel<br />

beim Brückenpfeiler<br />

Diese erstmals durchgeführte Schüttung<br />

wurde im September gestartet. Sie dauerte<br />

rund zehn Tage. Der Kies stammt aus Aarau<br />

und wird unmittelbar beim westlichen<br />

Pfeiler der Autobahnbrücke A1/A2 gegenüber<br />

der Mündung der Pfaffnern in die<br />

Aare geschüttet. Die Anlieferung des Materials<br />

erfolgte in rund 500 Fahrten und über<br />

die Autobahn.<br />

Die 6.000 m 3 Kies wurden im Bereich des<br />

Brückenpfeilers eine rund 120 Meter lange<br />

Kiesinsel bilden. Wenn die Aare viel Wasser<br />

führt, wird der Kies weggeschwemmt und<br />

dadurch kontinuierlich auf dem Flussbett<br />

unterhalb des Kraftwerks verteilt. Das Kiesdepot<br />

wird im Verlauf der Zeit kleiner und<br />

kleiner und bevor es ganz verschwindet,<br />

soll das Depot wieder aufgefüllt werden.<br />

Damit wird ein regelmäßiger Geschiebetransport<br />

in der Aare gewährleistet. Die<br />

Fachleute gehen davon aus, dass die Zugabe<br />

von neuem Kies erst nach mehr als einem<br />

Jahr nötig sein wird.<br />

Geschiebe gehört zur intakten<br />

Flussl<strong>and</strong>schaft<br />

Die künstliche Zugabe von Kies hilft mit,<br />

das Geschiebedefizit in der Aare zu beheben.<br />

Geschiebe wertet in den Flüssen die<br />

aquatischen Lebensräume für Fische, Makroinvertebraten<br />

und Pflanzen auf. Die Makroinvertebraten<br />

sind wichtige Glieder in<br />

der Nahrungskette. Dabei h<strong>and</strong>elt es sich<br />

um Insekten und ihre Larven, Flohkrebse,<br />

Milben, Schnecken und Muscheln, Egel<br />

und Würmer. Diese kleinen Tierchen besiedeln<br />

neben Moosen und Algen die Gewässersohle.<br />

Die Wiederherstellung des Geschiebebetriebes<br />

in der Aare wird sich auch positiv<br />

auf die Fische auswirken. Das Schüttgut<br />

wird insbesondere für die auf kiesigem<br />

Substrat laichenden Fischarten wie Äschen,<br />

Nasen, Barben oder Forellen neue<br />

Lebensräume schaffen. Mit den Schüttungen<br />

und der anschließenden Geschiebedynamik<br />

werden sich in der Aare weitere natürliche<br />

Strukturen mit vielfältigen Lebensräumen<br />

bilden.<br />

LL<br />

www.alpiq.com (212851526)<br />

Axpo unterzeichnet wegweisendes<br />

PPA für Europas grössten<br />

Onshore-Windpark in Rumänien<br />

(axpo) Axpo hat ihre führende Position auf<br />

dem osteuropäischen Markt für Energiedienstleistungen<br />

durch die Unterzeichnung<br />

eines langfristigen Stromabnahmevertrags<br />

(Power Purchase Agreement,<br />

PPA) mit dem Windpark Fântânele-Cogealac-Gradina<br />

weiter gestärkt. Die Windkraftanlagen<br />

im Besitz des Energieunternehmens<br />

CEZ sind Teil des Energieportfolios<br />

von Macquarie Asset Management in<br />

Rumänien und bilden zusammen den<br />

größten in Betrieb befindlichen Onshore-Windpark<br />

Europas.<br />

Der 7-Jahres-Vertrag mit dem Onshore-Windpark<br />

ist das bisher größte PPA, das<br />

Axpo in der Region abgeschlossen hat, und<br />

umfasst eine Strommenge von mehr als<br />

4 Terawattstunden (TWh). Axpo wird<br />

rund 50 Prozent der installierten Gesamtleistung<br />

von 600 MW aus den drei Windparks<br />

absichern, die im Besitz eines langfristigen<br />

Infrastrukturfonds von Macquarie<br />

Asset Management sind und von diesem<br />

verwaltet werden. Die Anlagen befinden<br />

sich in der Region Dobrudscha in der Nähe<br />

des Schwarzen Meeres.<br />

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9


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Domenico Franceschino, Head Origination<br />

Western & Eastern Europe bei Axpo,<br />

kommentiert: „Ich freue mich, dass wir in<br />

Rumänien diesen langfristigen Vertrag unterzeichnen<br />

konnten. Immer mehr Eigentümer<br />

von Anlagen im Bereich der erneuerbaren<br />

Energien sind auf der Suche nach<br />

Preisstabilität und Sicherheit, um ihre Produktion<br />

weiter ausbauen zu können. Axpo<br />

verfügt über sehr viel Erfahrung und<br />

Know-how im PPA-Bereich, hat eine starke<br />

Präsenz vor Ort und kennt die Bedürfnisse<br />

der Kunden. Damit sind wir bestens positioniert,<br />

um den im Zusammenhang mit der<br />

Energiewende notwendigen Ausbau der<br />

erneuerbaren Energien weiter voranzutreiben.“<br />

Radu Rat, Managing Director Axpo Energy<br />

Romania, betont: „Rumänien hat viel<br />

Potenzial für erneuerbare Energien im Allgemeinen<br />

und Windkraft im Besonderen.<br />

Dieses PPA ist sowohl für den rumänischen<br />

Energiemarkt als auch für Axpo Energy Romania<br />

ein wichtiger Meilenstein. Mit unserer<br />

langjährigen PPA-Erfahrung in weiten<br />

Teilen Europas können wir bei der Energiewende<br />

in Rumänien eine Schlüsselrolle<br />

spielen.“<br />

Ondrej Safar, CEO von CEZ Romania,<br />

fügt hinzu: „Diese langfristige Finanzierungsvereinbarung<br />

leistet einen wichtigen<br />

Beitrag zur Stabilität und Widerst<strong>and</strong>sfähigkeit<br />

unseres Portfolios an erneuerbaren<br />

Energien. Als erstes seiner Art in Rumänien<br />

ist dieses PPA zudem ein positives Signal<br />

an den lokalen Markt für erneuerbare<br />

Energien. Die Energiewende hierzul<strong>and</strong>e<br />

hat richtig Fahrt aufgenommen.“<br />

Die im Jahr 2003 gegründete Axpo Energy<br />

Romania S.A. bietet ihren Kunden ein<br />

breites Spektrum an Kompetenzen in den<br />

Bereichen Strom- und Gasvollversorgung,<br />

Energieh<strong>and</strong>el und Zertifikate für erneuerbare<br />

Energien an und hat sich zu einem der<br />

wichtigsten Akteure auf dem rumänischen<br />

Energiemarkt entwickelt. Im Zuge dieses<br />

erfolgreichen Vertragsabschlusses wird<br />

das achtköpfige Team von Axpo Energy Romania<br />

unter der Leitung von Radu Rat seine<br />

Geschäftsaktivitäten auf dem rumänischen<br />

Energiemarkt weiter ausbauen.<br />

Macquarie Asset Management hat im<br />

März dieses Jahres die Übernahme des integrierten<br />

Energieinfrastrukturportfolios<br />

von CEZ in Rumänien abgeschlossen, das<br />

auch ein 86.665 Kilometer langes reguliertes<br />

Stromverteilungsnetz und das Stromund<br />

Gasversorgungsgeschäft im Südwesten<br />

Rumäniens umfasst.<br />

LL<br />

www.axpo.com (212851531)<br />

Axpo: Pumpseicherwerk PSW<br />

Limmern für Rekultivierung<br />

ausgezeichnet<br />

(axpo) Während des Baus des Pumpspeicherwerks<br />

Limmern (GL) betrieb Axpo<br />

zwischen Tierfehd und Muttenalp eine der<br />

grössten Baustellen der Schweiz. Heute ist<br />

von dieser Baustelle kaum noch etwas<br />

sichtbar. Dies dank eines mehrjährigen<br />

und fachspezifischen Rekultivierungsprojekts,<br />

welches nun vom Verein für Ingenieurbiologie<br />

ausgezeichnet wurde.<br />

Der Verein für Ingenieurbiologie verleiht<br />

dem Rekultivierungsprojekt rund ums<br />

Pumpspeicherwerk Limmern den „Begrünerpreis<br />

<strong>2021</strong>“ aufgrund „der herausragenden<br />

Vorgehensweise vor der eigentlichen<br />

Begrünung sowie der einw<strong>and</strong>freien<br />

Ausführung der Arbeiten, der guten Zusammenarbeit<br />

mit den Behörden und Umweltverbänden<br />

sowie der Sensibilisierung<br />

der Baufirmen“.<br />

Rund 600 Personen und unzählige schwere<br />

Baumaschinen st<strong>and</strong>en während des<br />

Baus des Pumpspeicherwerks Limmern<br />

zwischen 2009 und 2016 im Einsatz. Darüber<br />

hinaus wurden zwei Bauseilbahnen installiert.<br />

Bereits in der Planungsphase<br />

zeichnete sich ab, dass für die Baustelle<br />

sowie für die Bauseilbahnen ökologisch<br />

wertvolle Flächen während Jahren beansprucht<br />

würden. Fachliche Möglichkeiten<br />

und das definitive Rekultivierungskonzept<br />

stimmte die Bauherrschaft mit der begleitenden<br />

Umweltarbeitsgruppe und den Behörden<br />

ab. Erklärtes Ziel: Mittelfristig sollen<br />

die Eingriffe in die L<strong>and</strong>schaft und Lebensräume<br />

nicht mehr erkennbar sein.<br />

Versuchsgarten auf<br />

2.500 Meter über Meer<br />

Bereits während der Bauphase führten<br />

Spezialisten im Auftrag von Axpo Begrünungsversuche<br />

durch. Das dafür verwendete<br />

Samen- und Pflanzenmaterial wurde<br />

im Baustellengebiet in verschiedenen Höhenlagen<br />

gesammelt und vermehrt. Die<br />

daraus gewachsenen Pflanzen wurden in<br />

einem Versuchsgarten im Raum Muttsee<br />

angepflanzt um verschiedene Begrünungsmethoden<br />

zu testen. Insgesamt wurden auf<br />

25 Versuchsflächen 2.000 Setzlinge gepflanzt<br />

und beobachtet.<br />

Für die endgültige Rekultivierung wurde<br />

weiteres lokales Samenmaterial gesammelt<br />

und vermehrt, sodass bei Start der<br />

Rückbauarbeiten genügend Samen und<br />

Pflanzen vorh<strong>and</strong>en waren. Unterdessen<br />

ist ein großer Teil der verwendeten Flächen<br />

begrünt. Wo einst Baustelle und Bauseilbahn<br />

waren, ist weitestgehend die ursprüngliche<br />

Vegetation zurückgekehrt.<br />

LL<br />

www.axpo.com (212851532)<br />

BKW bekräftigt ihr Engagement<br />

für nachhaltiges Verhalten<br />

(bkw) Die Nachhaltigkeit nimmt in der Unternehmensstrategie<br />

der BKW seit Längerem<br />

eine zentrale Bedeutung ein. Mit der<br />

Teilnahme am United Nations Global Compact<br />

seit Anfang dieses Jahres bekräftigt<br />

die BKW ihr Engagement für nachhaltiges<br />

Verhalten in all ihren Geschäftstätigkeiten.<br />

Einen Dialog mit der Gesellschaft für bedrohte<br />

Völker beim Schweizer Nationalen<br />

Kontaktpunkt für die OECD-Leitsätze für<br />

multinationale Unternehmen hat die BKW<br />

genutzt, um die Sichtweise einer im Bereich<br />

Menschenrechte tätigen NGO in die<br />

Weiterentwicklung ihrer Corporate Responsibility<br />

aufzunehmen.<br />

Mit der Teilnahme am United Nations Global<br />

Compact seit Februar <strong>2021</strong> verdeutlicht<br />

die BKW ihren Willen, ihr Engagement für<br />

nachhaltiges Verhalten entlang all ihrer Geschäftstätigkeiten<br />

zu stärken. Die Umsetzung<br />

der damit verbundenen An<strong>for</strong>derungen<br />

durch die BKW er<strong>for</strong>dert eine Weiterentwicklung<br />

der Corporate Responsibility<br />

der Gruppe. Mit seinem Gegenvorschlag<br />

zur abgelehnten Konzernverantwortungsinitiative<br />

stellt auch der Bundesrat diesbezügliche<br />

Erwartungen an Unternehmen.<br />

Schließlich weisen auch die Inhalte des internationalen<br />

St<strong>and</strong>ards der „OECD-Leitsätze<br />

für multinationale Unternehmen“<br />

große Überschneidungen mit den An<strong>for</strong>derungen<br />

des UN Global Compact auf.<br />

Im Januar 2020 gab die Gesellschaft für<br />

bedrohte Völker (GfbV) eine Beschwerde<br />

am Schweizer Nationalen Kontaktpunkt für<br />

die OECD-Leitsätze für multinationale Unternehmen<br />

(NKP) der OECD gegen die<br />

BKW ein. Die GfbV wirft darin der BKW vor,<br />

keine ausreichenden Corporate Responsibility<br />

Leitlinien im Sinne der OECD-Leitsätze<br />

zu haben. Der NKP schlägt für solche Fälle<br />

einen vertraulichen, durch den NKP moderierten<br />

Dialog vor. Ziel des Dialogs ist das<br />

zukunftsgerichtete Lösen der Beschwerde<br />

und im besten Fall das Erzielen gemeinsamer<br />

Ergebnisse, sogenannter „Joint Conclusions“.<br />

Beide Parteien traten im<br />

Spätsommer 2020 in diesen Dialog ein.<br />

Konstruktiver Dialog mit einvernehmlichen<br />

Schlussfolgerungen<br />

Die BKW hat den Dialog genutzt, um die<br />

Sichtweise einer im Bereich Menschenrechte<br />

tätigen NGO in die Weiterentwicklung<br />

der Corporate Responsibility aufzunehmen.<br />

Der Dialog verlief in konstruktiver<br />

Art und Weise. Als Ergebnis einigten<br />

sich die BKW und die GfbV auf „Joint Conclusions“,<br />

die im Wesentlichen die folgenden<br />

vier Punkte umfassen:<br />

• Die BKW nimmt die Verpflichtung zur<br />

Einhaltung der Menschenrechte in ihren<br />

Code <strong>of</strong> Conduct auf, insbesondere des<br />

Grundsatzes des „Free, Prior <strong>and</strong><br />

In<strong>for</strong>med Consent (FPIC)“ bezüglich<br />

vulnerablen Bevölkerungen.<br />

10


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

• Die BKW intensiviert ihren Stakeholder-<br />

Prozess und ihren Due Diligence-<br />

Prozess bei Akquisitionen, um die<br />

Einhaltung der Rechte indigener Völker<br />

sicherzustellen.<br />

• Die BKW stellt sicher, dass gegenüber<br />

Vertragspartnern bei<br />

Kraftwerksprojekten die Einhaltung von<br />

Menschenrechten thematisiert wird und<br />

als ultima ratio Exit-Möglichkeiten<br />

bestehen.<br />

• Im Rahmen von relevanten Projekten<br />

führt die BKW<br />

Beschwerdemöglichkeiten ein.<br />

Die Joint Conclusions decken sich mit<br />

den Bestimmungen einer guten Corporate<br />

Responsibility gemäss UN Global Compact<br />

und den Leitsätzen der OECD. Der NKP hat<br />

diese Einigung <strong>of</strong>fiziell mit einem „Final<br />

Statement“ kommuniziert. Damit ist der<br />

Dialog abgeschlossen.<br />

LL<br />

www.bkw.ch (212851534)<br />

ČEZ has increased production in<br />

hydroelectric power plants by 68 %<br />

• Thanks to the production <strong>of</strong><br />

hydroelectric sources, 528,000 tonnes<br />

<strong>of</strong> coal did not have to be burned, <strong>and</strong><br />

there<strong>for</strong>e 495,000 tonnes <strong>of</strong> CO 2 did not<br />

have to be released into the air. Such are<br />

the impacts that would have resulted<br />

from the production <strong>of</strong> the same<br />

amount <strong>of</strong> energy in conventional<br />

power plants.<br />

• Upgrades <strong>and</strong> efficiency improvements<br />

<strong>of</strong> hydroelectric plants that help save<br />

water are also ongoing.<br />

• For the coming years, ČEZ is<br />

planning solar parks with a capacity <strong>of</strong><br />

thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong> MWs.<br />

(cez) Hydroelectric plants (not including<br />

pumped storage plants) operated by the<br />

ČEZ Group in the Czech Republic generated<br />

684 GWh <strong>of</strong> electricity in the first half <strong>of</strong><br />

this year. The year-on-year growth was<br />

driven mainly by large hydroelectric power<br />

plants. The volume <strong>of</strong> energy from these<br />

„green“ sources will cover the consumption<br />

<strong>of</strong> 390,000 Czech households <strong>for</strong> six<br />

months.<br />

In the first six months <strong>of</strong> last year, ČEZ<br />

hydroelectric power plants produced 406<br />

GWh <strong>of</strong> green electricity. This year, the production<br />

<strong>of</strong> green electricity from water was<br />

also supported by favourable natural conditions,<br />

the first half <strong>of</strong> the year having<br />

above average rainfall. All <strong>of</strong> these emission-free<br />

sources are also operating reliably,<br />

thanks to quality maintenance, early<br />

fault detection, <strong>and</strong> top-level weather <strong>for</strong>ecasting.<br />

„In addition to increasing the efficiency <strong>of</strong><br />

generation at existing emission-free power<br />

plants, we want to build new renewable<br />

sources with a total capacity <strong>of</strong> 6 GW in the<br />

coming years, thereby contributing to the<br />

fulfilment <strong>of</strong> the Czech Republic‘s climate<br />

goals. Solar parks at industrial sites <strong>and</strong> on<br />

reclaimed l<strong>and</strong> will play the main role in<br />

replacing coal power plants, which are being<br />

phased out. Today, photovoltaic panels<br />

are less than half as expensive <strong>and</strong> almost<br />

twice as efficient as ten years ago. We are<br />

also continuing to increase the efficiency<br />

<strong>and</strong> greening <strong>of</strong> hydroelectric power<br />

plants,“ says Jan Kalina, member <strong>of</strong> the<br />

ČEZ Management Board <strong>and</strong> Director <strong>of</strong><br />

the Renewable <strong>and</strong> Conventional Energy<br />

Division.<br />

Top 10 ČEZ hydroelectric plants<br />

Power plant<br />

(Production in H1 <strong>2021</strong> [MWh])<br />

• Orlík (large hydro) 170,077<br />

• Slapy (large hydro) 150,952<br />

• Lipno I (large hydro) 60,726<br />

• Střekov (large hydro) 54,628<br />

• Štěchovice I (large hydro) 44,698<br />

• Kamýk (large hydro) 35,143<br />

• Vrané n/Vlt. (large hydro) 32,145<br />

• Vydra (small hydro) 17,268<br />

• Hněvkovice (small hydro) 11,784<br />

• Práčov (small hydro) 8,918<br />

ČEZ has already started to fulfil the goals<br />

set out in the new strategy <strong>for</strong> an emission-free<br />

future. The first large solar power<br />

plant was built on the outer grounds <strong>of</strong> the<br />

Dukovany nuclear power plant on specially<br />

adapted ro<strong>of</strong>s <strong>of</strong> new parking lots. Thanks<br />

to double-sided panels, it will also make<br />

use <strong>of</strong> sunlight reflected from parked cars.<br />

With a capacity <strong>of</strong> 820 kWp, the largest<br />

Czech photovoltaic source <strong>of</strong> this type to<br />

date will cover the annual consumption <strong>of</strong><br />

nearly three hundred households.<br />

In addition to activities in the field <strong>of</strong> solar<br />

energy, hydroelectric plants are being<br />

modernised <strong>and</strong> greened. Thanks to the<br />

rejuvenation treatment, which has thus far<br />

cost more than CZK 3 billion, ČEZ has increased<br />

the efficiency <strong>of</strong> selected power<br />

plant units by up to 5%. Almost new hydro<br />

units can produce the same amount <strong>of</strong> electricity<br />

from a smaller volume <strong>of</strong> increasingly<br />

valuable water.<br />

In the last 15 years, 38 units <strong>of</strong> 22 ČEZ<br />

hydroelectric power plants have undergone<br />

a complete upgrade? The aggregate<br />

capacity <strong>of</strong> the modernised units is<br />

1,425 MW, i.e., approximately ¾ <strong>of</strong> the capacity<br />

<strong>of</strong> the Dukovany power plant.<br />

The upgrade <strong>of</strong> the operation <strong>of</strong> both<br />

units <strong>of</strong> the power plant on the „South-Bohemian<br />

sea“ – Lipno Lake – between 2012-<br />

17 resulted in an increase in efficiency by<br />

approximately 4 % <strong>and</strong> an increase in annual<br />

production by up to 8 million kWh <strong>of</strong><br />

electricity? That means that Lipno will<br />

provide electricity <strong>for</strong> another two thous<strong>and</strong><br />

South-Bohemian households.<br />

LL<br />

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11


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

EEW: Signal für nachhaltige<br />

Klärschlammverwertung: KVA<br />

Stavenhagen genehmigt<br />

Baustellenschild von EEW Stavenhagen: Es zeigt das Bauprojekt als Visualisierung, nennt die<br />

Bauherren und listet die beteiligten Unternehmen auf.<br />

(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen<br />

GmbH & Co. KG hat die immissionsschutzrechtliche<br />

Genehmigung für die Errichtung<br />

und den Betrieb einer Mono-Klärschlammverbrennungsanlage<br />

(KVA) erhalten.<br />

Damit nimmt das zweite von aktuell<br />

fünf KVA-Projekten der EEW-Gruppe in<br />

Deutschl<strong>and</strong> und den Niederl<strong>and</strong>en eine<br />

wichtige Hürde. Bereits im Juni konnte<br />

EEW mit ersten baufeldvorbereitenden<br />

Maßnahmen beginnen. Eine entsprechende<br />

Zulassung dafür hatte das Staatliche<br />

Amt für L<strong>and</strong>wirtschaft und Umwelt Mecklenburgische<br />

Seenplatte (StALU MS) als<br />

zuständige Genehmigungsbehörde ebenfalls<br />

erteilt. Neben Stavenhagen plant EEW<br />

Anlagen in Stapelfeld nahe Hamburg, dem<br />

niedersächsischen Helmstedt, der L<strong>and</strong>eshauptstadt<br />

Magdeburg und im niederländischen<br />

Delfzijl.<br />

„Mit der heute erteilten Genehmigung<br />

hat das L<strong>and</strong> Mecklenburg-Vorpommern<br />

eine entscheidende Weichenstellung für<br />

eine umwelt- und ressourcenschonende<br />

Verwertung der Schadst<strong>of</strong>fsenke Klärschlamm<br />

vorgenommen“, sagt Morten Holpert,<br />

Technischer Geschäftsführer von<br />

EEW Stavenhagen. Die Anlage verfügt über<br />

eine Verwertungskapazität von jährlich<br />

160.000 Tonnen Originalsubstanz. Ab<br />

2023 sei damit ein sicherer Entsorgungspfad<br />

für den Abfall der Abwasserbeh<strong>and</strong>lung<br />

nahezu des gesamten Bundesl<strong>and</strong>es<br />

geebnet, so Holpert weiter.<br />

„Die KVA Stavenhagen wird einen wichtigen<br />

Beitrag für die Entlastung der Äcker<br />

und des Grundwassers von im Klärschlamm<br />

enthaltenen Hormonen, Medikamentenrückständen,<br />

Mikroplastik und<br />

Schwermetallen leisten“, ist EEW-Projektleiterin<br />

Sarah Endres überzeugt. Ausgestattet<br />

wird die KVA Stavenhagen mit modernster<br />

Umweltschutztechnologie nach<br />

dem EU-St<strong>and</strong>ard der bestverfügbaren<br />

Technik, so Sarah Endres weiter.<br />

Die gesetzliche Pflicht zum Phosphorrecycling<br />

wird EEW deutlich vor dem Jahr<br />

2029 erfüllen. „Gemeinsam mit einem Kooperationspartner<br />

werden wir die von uns<br />

gewonnene phosphathaltige Asche von Beginn<br />

an recyceln“, sagt Andreas Dous, Leiter<br />

der Abteilung Klärschlammverwertung<br />

von EEW. Für die L<strong>and</strong>wirtschaft würde<br />

daraus in einem abfallfreien Verfahren ein<br />

pflanzenverfügbarer Dünger hergestellt<br />

und damit der Nährst<strong>of</strong>fkreislauf wieder<br />

geschlossen.<br />

EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy<br />

from Waste-Gruppe. EEW Energy from<br />

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes<br />

Unternehmen bei der Thermischen Abfallund<br />

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen<br />

energetischen Nutzung dieser<br />

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt<br />

das Unternehmen Verwertungsanlagen<br />

auf höchstem technologischem Niveau<br />

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen<br />

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.<br />

In den derzeit 17 Anlagen der<br />

EEW-Gruppe in Deutschl<strong>and</strong> und im benachbarten<br />

Ausl<strong>and</strong> tragen 1.250 Mitarbeiterinnen<br />

und Mitarbeiter für das energetische<br />

Recycling von jährlich bis zu 5<br />

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.<br />

EEW w<strong>and</strong>elt die in den Abfällen enthaltene<br />

Energie und stellt diese als Prozessdampf<br />

für Industriebetriebe, Fernwärme<br />

für Wohngebiete sowie umweltschonenden<br />

Strom zur Verfügung. Durch diese<br />

energetische Verwertung der in den<br />

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden<br />

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle<br />

Rohst<strong>of</strong>fe zurückgewonnen und die<br />

CO 2 -Bilanz entlastet.<br />

LL<br />

www.eew-energyfromwaste.com<br />

(212851541)<br />

EDF completes sale <strong>of</strong> its interest<br />

in CENG<br />

(edf) EDF announces it has completed the<br />

sale <strong>of</strong> its 49.99% interest in Constellation<br />

Energy Nuclear Group, LLC („CENG“) to its<br />

joint venture partner, Exelon <strong>Generation</strong>,<br />

LLC („Exelon“). The sale is pursuant to a<br />

Put Agreement entered into by EDF <strong>and</strong> Exelon<br />

in April 2014 [1], in which Exelon<br />

granted to EDF the right to sell its interest<br />

to Exelon at fair market value. EDF exercised<br />

the put option in January 2020.<br />

The purchase price <strong>for</strong> EDF’s interest in<br />

CENG is $885 million <strong>and</strong> the proceeds<br />

were received by EDF on August 6th.<br />

The transaction is part <strong>of</strong> EDF’s previously<br />

announced disposal plan.<br />

LL<br />

www.edf.com (212851545)<br />

EDP among energy <strong>and</strong> innovation<br />

leaders to launch the Global<br />

Alliance <strong>for</strong> Sustainable Energy<br />

• Alliance brings together 17 founding<br />

members including utilities <strong>and</strong> global<br />

players in the solar PV <strong>and</strong> wind value<br />

chains, sector associations <strong>and</strong><br />

innovation partners. Founding members<br />

<strong>and</strong> external experts to address<br />

sustainability challenges <strong>of</strong> renewable<br />

industry in launch event.<br />

(edp) A group <strong>of</strong> global leaders from across<br />

the renewable energy value chain <strong>and</strong> the<br />

sector’s innovation ecosystem, including<br />

EDP, launched a new organization to ensure<br />

renewables are wholly sustainable <strong>for</strong><br />

people <strong>and</strong> the planet <strong>and</strong> lead a just transition<br />

away from fossil fuels.<br />

The partners, united in a shared vision <strong>for</strong><br />

the sustainability <strong>of</strong> the renewables industry<br />

<strong>and</strong> the need to take concrete, collaborative<br />

action, have come together to create<br />

the Global Alliance <strong>for</strong> Sustainable Energy.<br />

The initiative, launched in a virtual event,<br />

is unique in its scope <strong>and</strong> ambition, representing<br />

the founding members’ joint response<br />

to the urgent need to decarbonize<br />

the global energy system while ensuring its<br />

sustainability from an environmental, social<br />

<strong>and</strong> governance (ESG) perspective.<br />

The Global Alliance <strong>for</strong> Sustainable Energy<br />

brings together utility companies<br />

from diverse geographies, major manufacturers<br />

in the wind power <strong>and</strong> solar PV<br />

supply chains as well as sector associations<br />

<strong>and</strong> innovation partners. The 17<br />

founding members are,besides EDP: 3M,<br />

Adani Green Energy Ltd., Eletrobras, Enel<br />

Green Power, Global Solar Council, Global<br />

Wind Energy Council, Goldwind, Iberdrola,<br />

JA Solar, Nordex Group, NTPC Limited,<br />

Politecnico di Milano, Politecnico di Torino,<br />

ReNew Power, Risen Energy <strong>and</strong> Trina<br />

Solar.<br />

12


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

The Global Alliance <strong>for</strong> Sustainable Energy<br />

aims to redefine the meaning <strong>of</strong> ‘sustainable<br />

energy’ <strong>and</strong> embrace all those working<br />

in <strong>and</strong> impacted by renewables, joining ef<strong>for</strong>ts<br />

with civil society, end-users, policymakers,<br />

academic institutions, materials<br />

suppliers, Original Equipment Manufacturers<br />

<strong>and</strong> likeminded utilities to interface<br />

with governments <strong>and</strong> investors. The initiative<br />

is fully aligned with the 2030 agenda<br />

set out in the UN Sustainable Development<br />

Goals (SDGs).<br />

Wind <strong>and</strong> solar allied<br />

to accelerate energy transition<br />

While wind <strong>and</strong> solar have distinct characteristics<br />

as renewable technologies, they<br />

are highly complementary <strong>and</strong> share both<br />

similar growth trajectories <strong>and</strong> similar<br />

challenges to their sustainable deployment.<br />

Closer alignment between wind <strong>and</strong><br />

solar is there<strong>for</strong>e critical <strong>for</strong> accelerating<br />

the energy transition.<br />

The launch <strong>of</strong> the Alliance comes at a critical<br />

time <strong>for</strong> climate action <strong>and</strong> the energy<br />

transition, just two months ahead <strong>of</strong> the<br />

United Nations’ COP26 climate summit<br />

due to take place in Glasgow. Meanwhile,<br />

the latest scientific assessment from the<br />

UN’s Intergovernmental Panel on Climate<br />

Change (IPCC) has warned that the world<br />

is <strong>of</strong>f track to limit global temperatures increase<br />

to 1.5 °C above pre-industrial levels<br />

or even keep them well below 2 °C, as set<br />

out in the 2015 Paris Agreement, <strong>and</strong> has<br />

indicated that the planet will warm by<br />

1.5 °C in the next two decades without<br />

drastic moves to eliminate greenhouse gas<br />

emissions. UN Secretary General Antonio<br />

Guterres said this scientific consensus<br />

„must sound a death knell <strong>for</strong> coal <strong>and</strong> fossil<br />

fuels be<strong>for</strong>e they destroy our planet“.<br />

The pathway to keeping global heating<br />

within the limits set by the Paris Agreement<br />

is net-zero by 2050 <strong>and</strong> climate action<br />

needs to be stepped up to reach that<br />

goal. In that scenario, almost 70 % <strong>of</strong> electricity<br />

generation globally would come<br />

from solar PV <strong>and</strong> wind power, according<br />

to the <strong>International</strong> Energy Agency (IEA).<br />

Renewable power technologies, led by<br />

wind <strong>and</strong> solar PV, have already stepped up<br />

to dominate new installations <strong>of</strong> electricity<br />

generation, as they have become the<br />

cheapest sources <strong>of</strong> power in many markets.<br />

In the past seven years, according to<br />

the <strong>International</strong> Renewable Energy Agency<br />

(IRENA), more renewable power was<br />

added annually to the world’s grids than<br />

from fossil fuels <strong>and</strong> nuclear combined: in<br />

2020, the dominance <strong>of</strong> clean technologies<br />

over traditional sources climbed further<br />

with 260 gigawatts <strong>of</strong> renewables-based<br />

generation added worldwide, more than<br />

four times that <strong>of</strong> other sources.<br />

Start with global debate on sustainability<br />

The launch event – The Sustainability<br />

Mission <strong>of</strong> the Energy Transition: Presenting<br />

the Global Alliance <strong>for</strong> Sustainable Energy<br />

– will feature speakers from founding<br />

members, who will provide perspectives<br />

about how their own organizations are already<br />

actively working towards the Alliance’s<br />

vision <strong>for</strong> sustainable energy. That<br />

will include roundtables addressing the<br />

topics <strong>of</strong> sustainability in the renewables<br />

supply chain <strong>and</strong> progress towards net-zero<br />

goals. External experts will provide insights<br />

on key topics <strong>for</strong> the Alliance, including:<br />

Dante Pesce, <strong>for</strong>mer chair <strong>and</strong> current<br />

member <strong>of</strong> the UN Working Group on Business<br />

<strong>and</strong> Human Rights; Heidi Huusko,<br />

Senior Manager, Environment & Climate at<br />

the UN Global Compact; Peter Paul van de<br />

Wijs, Chief External Affairs Officer, Global<br />

Reporting Initiative; Michela Miletto, Director,<br />

UNESCO Programme Office on<br />

World Water Assessment; <strong>and</strong> Meredith Adler,<br />

Executive Director <strong>of</strong> Student Energy.<br />

The 17 members <strong>of</strong> the Alliance are set to<br />

work together to tackle the sustainability<br />

challenges in this transition <strong>and</strong> bring results<br />

both in the short <strong>and</strong> the medium<br />

term. They start their collaboration by focusing<br />

on four key areas where they can<br />

achieve quick wins <strong>for</strong> the sustainability <strong>of</strong><br />

the renewable energy industry, aligning<br />

different players by setting <strong>and</strong> harmoniz-<br />

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13


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

ing st<strong>and</strong>ards <strong>and</strong> metrics, around which<br />

common targets can be set, <strong>and</strong> aligning<br />

around best practices. The focus areas are:<br />

net-zero emissions <strong>and</strong> CO 2 footprints; circular<br />

economy <strong>and</strong> design; human rights;<br />

<strong>and</strong> the water footprints.<br />

The alliance is open to new members who<br />

share this vision <strong>and</strong> can contribute concretely<br />

towards the ultimate goal <strong>of</strong> becoming<br />

a truly sustainable industry within the<br />

transition to net-zero by 2050.<br />

LL<br />

www.edp.com (212851626)<br />

EDP rein<strong>for</strong>ces decarbonization<br />

targets by reducing 98% <strong>of</strong><br />

emissions by 2030<br />

(edp) EDP‘s new <strong>and</strong> more ambitious target<br />

has now been recognized by the Science<br />

Based Target initiative, in line with<br />

the dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> climate science, <strong>and</strong> is a<br />

relevant contribution to containing the increase<br />

in the planet‘s average temperature<br />

to 1.5 °C.<br />

EDP raised the bar in the decarbonization<br />

process by rein<strong>for</strong>cing its environmental<br />

targets up to 2030: the company will reduce<br />

specific CO 2 emissions by 98 % up to<br />

2030 (compared to the levels <strong>of</strong> 2015), rein<strong>for</strong>cing<br />

its commitment to the previous<br />

goal, which was 90 % <strong>for</strong> the same period.<br />

Another rein<strong>for</strong>ced target involves indirect<br />

CO 2 emissions, which will also decrease<br />

50 % by 2030. This ambition is supported<br />

by the growing production <strong>of</strong> energy from<br />

renewable sources – which, in this first semester,<br />

already represents 81 % <strong>of</strong> the<br />

electricity generated by EDP –, in parallel<br />

with the progressive deactivation <strong>of</strong> the<br />

group‘s coal-fired power stations.<br />

The review <strong>of</strong> EDP‘s carbon neutrality targets<br />

has now been validated by the Science<br />

Based Target initiative (SBTi), an organization<br />

that evaluates <strong>and</strong> approves companies‘<br />

initiatives <strong>for</strong> a low-carbon economy<br />

<strong>and</strong> <strong>for</strong> climate change fighting. In this assessment,<br />

SBTi also recognizes that EDP‘s<br />

decarbonization strategy is in line with the<br />

trajectory defined by science, which aims<br />

to contain the increase in the global average<br />

temperature by 1.5 °C.<br />

This is a commitment that the company<br />

had already made in 2019, when it signed<br />

up to the Business Ambition <strong>for</strong> 1.5 °C initiative,<br />

promoted by the United Nations. In<br />

this context, EDP has committed to establishing<br />

a CO 2 emission reduction target,<br />

consistent with what climate science defines<br />

as necessary to limit global warming<br />

to the most dem<strong>and</strong>ing level <strong>of</strong> the Paris<br />

Agreement.<br />

With these commitments, EDP consolidates<br />

its ambition <strong>of</strong> being 100 % green up<br />

to 2030 <strong>and</strong> completely carbon neutral up<br />

to 2030, as <strong>for</strong>eseen in its most recent strategic<br />

plan. An ambition that includes,<br />

among several goals, investing 24 billion<br />

Euros in projects that contribute to the energy<br />

transition, <strong>and</strong> doubling the production<br />

capacity <strong>of</strong> wind power <strong>and</strong> solar over<br />

the next five years. EDP believes that these<br />

contributions will be decisive in fighting<br />

climate change <strong>and</strong> promoting carbon neutrality<br />

in a more sustainable planet.<br />

SBTi is a non-governmental organization<br />

(NGO), born out <strong>of</strong> the collaboration between<br />

the Carbon Disclosure Project<br />

(CDP), the UN Global Compact (UNGC),<br />

the World Resources Institute (WRI) <strong>and</strong><br />

the World Wide Fund <strong>for</strong> Nature (WWF).<br />

Its objective is to mobilize companies to set<br />

goals with levels <strong>of</strong> ambition aligned with<br />

science <strong>and</strong>, thus, promote an accelerated<br />

transition to a low-carbon economy. This<br />

organization is already an international<br />

reference in the assessment <strong>and</strong> approval<br />

<strong>of</strong> reduction targets in line with climate science.<br />

EDP, together with other companies<br />

in the sector, participated in the preparation<br />

<strong>of</strong> the Setting Science-Based Targets<br />

guide: A Guide <strong>for</strong> Electric Utilities, published<br />

by the World Business Council <strong>for</strong><br />

Sustainable Development (WBCSD), with<br />

the aim <strong>of</strong> helping companies in the electricity<br />

sector to establish reduction targets<br />

in line with indicators validated by science.<br />

LL<br />

www.edp.com (212851621)<br />

EDP Renováveis signs over 50<br />

solar energy projects with Walmart<br />

• The distributed generation projects will<br />

produce a total <strong>of</strong> 38.3 MWh <strong>and</strong> are<br />

spread across 7 US states.<br />

(edp) EDP Renováveis, the fourth largest<br />

producer <strong>of</strong> renewable energy in the world,<br />

has just strengthened its already close relationship<br />

with Walmart, with the completion<br />

<strong>of</strong> 39 more solar energy projects<br />

signed between 2020-<strong>2021</strong>.<br />

This new <strong>and</strong> important step in a partnership<br />

started in 2020, thus increases to 51<br />

the total <strong>of</strong> distributed generation projects<br />

with the multinational retailer, installed in<br />

7 different US States (Arizona, Cali<strong>for</strong>nia,<br />

Illinois, New Jersey, Louisiana, Maryl<strong>and</strong><br />

<strong>and</strong> Carolina southern). The contracts<br />

were signed by EDP R‘s subsidiary in the<br />

country, EDP Renewables North America.<br />

The contracts, which materialize in projects<br />

that range from ro<strong>of</strong> installations to<br />

ground building, will produce a total <strong>of</strong><br />

38.3 MWh <strong>of</strong> energy per year, which will<br />

also allow to avoid, annually, 27.1 tons <strong>of</strong><br />

carbon dioxide or 9.2 tons <strong>of</strong> recycled<br />

waste, that will no longer be deposited in<br />

l<strong>and</strong>fills.<br />

Using the latest equipment in terms <strong>of</strong> environmental<br />

innovation, EDPR has been<br />

working with Walmart to support the creation<br />

<strong>of</strong> a pioneering ecological solar pollination<br />

process, namely through the ground<br />

building <strong>of</strong> a set <strong>of</strong> solar panels in the distribution<br />

center <strong>of</strong> the north american multinational<br />

company in Laurens, South Carolina.<br />

In 2019, EDPR NA‘s DG New Jersey portfolio,<br />

which consisted <strong>of</strong> five solar installations<br />

<strong>for</strong> Walmart, won the Large Scale Project<br />

<strong>of</strong> the Year award from Solar Builder<br />

Magazine. Walmart Bayonne Supercenter<br />

was the outst<strong>and</strong>ing winner <strong>of</strong> the award.<br />

LL<br />

www.edp.com (212851623)<br />

EDP Renováveis signs 127.5 MW<br />

PPA with Procter & Gamble<br />

• For 15 years, EDP R will supply 40 % <strong>of</strong><br />

the energy needed to all <strong>of</strong> the<br />

multinational‘s factories in Europe.<br />

Clean energy will be produced in two<br />

new renewable parks in Spain that will<br />

come into operation in 2023.<br />

(edp) EDP Renováveis, the fourth largest<br />

producer <strong>of</strong> renewable energy in the world,<br />

has guaranteed a 127.5 MW power purchase<br />

agreement („PPA“) with Procter &<br />

Gamble, <strong>for</strong> a period <strong>of</strong> 15 years. This contract,<br />

which will avoid the emission <strong>of</strong><br />

more than 130 thous<strong>and</strong> tons <strong>of</strong> CO 2 per<br />

year, is linked to two projects that will<br />

come into operation in 2023.<br />

One <strong>of</strong> the parks, to be located in Peñaflor<br />

(Valladolid), will be a solar park <strong>and</strong> will<br />

have an installed capacity <strong>of</strong> 100 MW, fully<br />

allocated to the contract established with<br />

P&amp;G. The other project will be wind<br />

power to be located in Sierra de la Venta (Albacete),<br />

<strong>and</strong> it will have an installed capacity<br />

<strong>of</strong> 47.5 MW, with 27.5 MW <strong>of</strong> which refer<br />

to the PPA signed with the multinational.<br />

With this contract <strong>and</strong> the creation <strong>of</strong><br />

these two new parks, around 40 % <strong>of</strong> the<br />

energy needed to supply P&G‘s factories<br />

across Europe will be produced in Spain<br />

<strong>and</strong> from renewable sources. And with this<br />

agreement, P&G drives more renewable<br />

capacity into operation <strong>and</strong> commits to a<br />

long-term supply, making a significant investment<br />

<strong>and</strong> generating environmental<br />

<strong>and</strong> social value.<br />

„We are very pleased to sign a long-term<br />

PPA with an internationally renowned<br />

company such as P&G, which shares with<br />

us the firm commitment to driving the energy<br />

transition <strong>and</strong> the decarbonisation <strong>of</strong><br />

the economy. We will also collaborate to<br />

foster the circular economy <strong>and</strong> ensure<br />

that the projects involved in this PPA generate<br />

the greatest positive environmental,<br />

social <strong>and</strong> economic impact on local communities<br />

<strong>and</strong> their surroundings“, emphasizes<br />

Miguel Stilwell d‘Andrade, president<br />

<strong>of</strong> the EDP group.<br />

With this new contract, EDPR already has<br />

0.6 GW <strong>of</strong> guaranteed capacity in Spain<br />

that will come into operation from <strong>2021</strong>.<br />

EDPR‘s success in guaranteeing new PPA<br />

rein<strong>for</strong>ces its growth strategy, based on the<br />

development <strong>of</strong> competitive projects with a<br />

low risk pr<strong>of</strong>ile, thus promoting the acceleration<br />

<strong>of</strong> the energy transition <strong>and</strong> the<br />

decarbonization <strong>of</strong> the economy.<br />

LL<br />

www.edp.com (212851624)<br />

14


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Energie AG: Saubere Energie<br />

aus Wasserkraft für die Region:<br />

Neubau des Kraftwerkes Dürnau<br />

<strong>of</strong>fiziell eröffnet<br />

(eag) Voller Energie: Seit bald 130 Jahren<br />

setzt die Energie AG auf nachhaltige Stromerzeugung.<br />

Wasserkraft und <strong>and</strong>ere erneuerbare<br />

Energiequellen spielten damals<br />

wie heute eine wichtige Rolle. Der Ersatzneubau<br />

des Wasserkraftwerkes Dürnau<br />

wurde jetzt <strong>of</strong>fiziell von den Spitzen der<br />

L<strong>and</strong>espolitik und der Energie AG Oberösterreich<br />

eröffnet. Mit einer Leistung von 1,2<br />

Megawatt wird die durchschnittliche Jahresstromerzeugung<br />

nun verdreifacht. Das<br />

Kraftwerk an der Ager versorgt künftig etwa<br />

1.400 Haushalte mit Strom aus der Region.<br />

L<strong>and</strong>eshauptmann Thomas Stelzer: „Ich<br />

möchte, dass Oberösterreich trotz großer<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen am Erfolgsweg bleibt<br />

und zu den Top-Regionen Europas aufsteigt.<br />

Dazu gehört auch, dass wir im Bereich<br />

Nachhaltigkeit und erneuerbaren<br />

Energie konsequent weitergehen. Allerdings<br />

wird Klimaschutz in Oberösterreich<br />

mit Hausverst<strong>and</strong> und nicht durch Verbote<br />

gemacht. Ein Zeichen dieses Hausverst<strong>and</strong>es<br />

ist der Ausbau der Wasserkraft. Gemeinsam<br />

mit der Energie AG können wir so<br />

unsere Energiezukunft gestalten und den<br />

Klimaschutz weiter vorantreiben.“<br />

„In Oberösterreich sind wir in der glücklichen<br />

Lage viele Gewässer als Energiequelle<br />

nutzen zu können. Darüber hinaus liefert<br />

die Wasserkraft wichtige Beiträge zur Versorgungssicherheit.“<br />

Wirtschafts- und Energiel<strong>and</strong>esrat Markus<br />

Achleitner, Vorsitzender des Aufsichtsrats<br />

der Energie AG Oberösterreich: „Oberösterreich<br />

ist ein L<strong>and</strong> der Wasserkraft:<br />

63 % der Stromerzeugung bzw. 87 % des<br />

in OÖ erzeugten erneuerbaren Stroms<br />

kommen aus Wasserkraft. Darüber hinaus<br />

haben Investitionen in Wasserkraft einen<br />

sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:<br />

Mehr als 80 %der Investitionssumme<br />

fließen in die österreichische Gesamtwirtschaft.<br />

Auch zahlreiche oberösterreichische<br />

Betriebe sind hier mit ihrem Knowhow<br />

führend tätig und können durch Wasserkraftprojekte<br />

weitere Arbeitsplätze in<br />

Oberösterreich schaffen bzw. absichern.“<br />

Energie AG-Generaldirektor Werner<br />

Steinecker: „Die Energie AG ist stark in unserem<br />

L<strong>and</strong> verankert und mit den Regionen<br />

verbunden. Seit knapp 130 Jahren sind<br />

wir Schrittmacher in Sachen Energieerzeugung<br />

und Nachhaltigkeit. Bei uns wird der<br />

Strom dort erzeugt, wo er auch verbraucht<br />

wird. Das neue Kraftwerk Dürnau spielt<br />

dabei in der Region Vöcklabruck eine wichtige<br />

Rolle.“<br />

Eröffnung Kraftwerk Dürnau: von link: Josef Postl (Geschäftsführer Energie AG Erzeugung),<br />

Bürgermeisterin Elisabeth Kölblinger, Vorst<strong>and</strong>sdirektor Stefan Stallinger, L<strong>and</strong>esrat Markus<br />

Achleitner, L<strong>and</strong>eshauptmann Thomas Stelzer, Generaldirektor Werner Steinecker,<br />

Vorst<strong>and</strong>sdirektor Andreas Kolar, Norbert Rechberger (Energie AG Erzeugung)<br />

Energie AG Technik-Vorst<strong>and</strong> Stefan Stallinger:<br />

„Wasserkraft ist die wesentliche<br />

Säule zum Aufbau einer erneuerbaren<br />

Energiezukunft. Das neue Kraftwerk Dürnau<br />

mit der Verdreifachung seiner Leistung<br />

ist hier ein weiterer Baustein in Richtung<br />

Energiewende!“<br />

Energie AG Finanz-Vorst<strong>and</strong> Andreas Kolar:<br />

„Ein Wasserkraftwerk leistet nicht nur<br />

einen Beitrag zur sauberen Stromerzeugung,<br />

sondern durch die lange Laufzeit ist<br />

es eine Investition in die Zukunft des Unternehmens,<br />

weil damit Werte ge-schaffen<br />

werden.“<br />

Im Sinne des Mottos „Wir denken an morgen“<br />

bestimmen Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller<br />

Umgang mit Ressourcen<br />

über <strong>Generation</strong>en hinweg das H<strong>and</strong>eln<br />

der Energie AG. 43 Wasserkraftwerke,<br />

19 Photovoltaik-Eigenerzeugungsanlagen<br />

und 13 Windkraftanlagen erzeugen CO 2 -<br />

freien sauberen Strom. Der stetige Ausbau<br />

der Stromerzeugung aus erneuerbaren<br />

Energieträgern und deren bestmögliche<br />

Nutzung ist für die Energie AG dabei selbstverständlich.<br />

Das im Jahr 1897 errichtete Wasserkraftwerk<br />

Dürnau war eines der ältesten Kraftwerke<br />

der Energie AG. Aufgrund der in die<br />

Jahre gekommene Anlageninfrastruktur<br />

war ein Neubau er<strong>for</strong>derlich. Nach einem<br />

Probebetrieb wurde der Ersatzneubau des<br />

Wasserkraftwerkes Dürnau in Vöcklabruck<br />

<strong>of</strong>fiziell eröffnet.<br />

Im Zuge des Neubaus wurde der Werkskanal<br />

verlegt und ein Laufkraftwerk direkt<br />

in der Ager errichtet. Damit kann die Restwasserstrecke<br />

in der Ager deutlich verkürzt<br />

und ökologisch aufgewertet werden. Das in<br />

den 1970er Jahren aufgelassene ursprüngliche<br />

Agerflussbett wurde als neuer Werkskanal<br />

für die drei verbleibenden Ausleitungskraftwerke<br />

reaktiviert und nach den<br />

heutigen gewässerökologischen St<strong>and</strong>ards<br />

gestaltet. Zum Schutz des Siedlungsgebiets<br />

Dürnau wurde entlang der Ager zusätzlich<br />

ein Hochwasserschutz errichtet.<br />

Durch den Ersatzneubau konnte die Leistung<br />

im Vergleich zum alten Kraftwerk um<br />

das Dreifache erhöht werden. Das neue<br />

Kraftwerk wird jährlich etwa 5,8 Mio. Kilowattstunden<br />

Strom aus umweltfreundlicher<br />

Wasserkraft erzeugen. Das entspricht<br />

dem Jahresstromverbrauch von rund 1.400<br />

Haushalten, also in etwa der Ortschaft<br />

Dürnau.<br />

LL<br />

www.energieag.at (212851630)<br />

enercity: Schneller<br />

Kohleausstieg besiegelt<br />

• Oberbürgermeister Onay und enercity-<br />

Chefin Zapreva unterzeichnen Vertrag<br />

• Kohlekraftwerk Stöcken wird so schnell<br />

wie möglich stillgelegt<br />

• Weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen in<br />

Höhe von 35 Mio. Euro beschlossen<br />

(enercity) Hannover hat den schnellen<br />

Ausstieg aus der Kohle <strong>of</strong>fiziell besiegelt.<br />

Am Donnerstag, 9. September, haben<br />

Oberbürgermeister Belit Onay und die Vorst<strong>and</strong>svorsitzende<br />

des Energiedienstleisters<br />

enercity, Dr. Susanna Zapreva, eine<br />

Vereinbarung unterzeichnet, der zufolge<br />

das Kohlekraftwerk Stöcken so schnell wie<br />

möglich stillgelegt werden soll – angestrebt<br />

wird das Jahr 2026. Vereinbart wurden außerdem<br />

weitere CO 2 -mindernde Maßnahmen<br />

bei der Wärmeversorgung, die von<br />

Stadt und enercity finanziert werden.<br />

Der unterzeichnete Vertrag ist das Ergebnis<br />

eines Prozesses, an dem neben der<br />

Stadt und enercity maßgeblich Vertreter*innen<br />

des Bürgerbegehrens „Hannover<br />

erneuerbar“ beteiligt waren. Die Stadt<br />

Hannover will die Energiewende vorantrei-<br />

15


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Kohlekompromiss: v.l.n.r.Hannovers Oberbürgermeister Belit Onay, enercity-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende<br />

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

ben und bis 2035 möglichst klimaneutral<br />

sein. Dem Kohlekraftwerk Stöcken, in dem<br />

Strom und Wärme produziert werden,<br />

kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Deshalb<br />

soll es so schnell wie möglich vom<br />

Netz gehen − ein Ziel, das auch der Betreiber<br />

enercity verfolgt. Die Bürger*inneninitiative<br />

hatte sich mit der Forderung, das<br />

Kraftwerk bereits 2026 abzuschalten, in<br />

die Diskussion eingebracht und dafür Unterschriften<br />

gesammelt.<br />

Die Vereinbarung zwischen Stadt und<br />

enercity, für die der Stadtrat im Juli grünes<br />

Licht gegeben hatte, ist ein Kompromiss,<br />

den die Vertreter*innen des Bürgerbegehrens<br />

mittragen. Demnach erklärt sich<br />

enercity bereit, nachprüfbar so früh wie<br />

möglich das Kohlekraftwerk stillzulegen.<br />

Ziel ist das Jahr 2026. Voraussetzung dafür<br />

ist, dass enercity rechtzeitig Grundstücke<br />

für Ersatzanlagen erwerben oder nutzen<br />

kann. Weitere Voraussetzung ist die rechtzeitige<br />

Genehmigung dieser Anlagen. Festgehalten<br />

wurde zudem, dass enercity den<br />

ersten Block des Kraftwerks nach Möglichkeit<br />

ein Jahr früher als geplant, also 2024,<br />

stilllegt.<br />

Ein weiterer Kernpunkt der Vereinbarung<br />

ist, dass Stadt und enercity für die Jahre<br />

<strong>2021</strong> bis 2023 den Menschen in Hannover<br />

insgesamt 35 Mio. Euro zur Verfügung stellen,<br />

um CO 2 -mindernde Maßnahmen zu<br />

finanzieren. Dazu zählen eine Initiative<br />

zum Ölheizungstausch sowie eine Anschlusspflicht<br />

für bisher fossile Heizanlagen<br />

ans Fernwärmenetz − bei Neubauten<br />

oder im Fall des Anlagentauschs bei Best<strong>and</strong>sbauten.<br />

Ebenso ist eine Heizungseffizienz-Offensive<br />

vereinbart.<br />

Mit diesem Bündel an Maßnahmen wird<br />

das Ziel angepeilt, bis 2035 rund<br />

800.000 t CO 2 einzusparen. Dies entspricht<br />

mehr als der Hälfte des CO 2 -Ausstoßes<br />

für das Kohlekraftwerk in seiner bisher<br />

geplanten Laufzeit bis 2030. Die Maßnahmen<br />

sind auch deshalb für die Bürger*innen<br />

der L<strong>and</strong>eshauptstadt von Bedeutung,<br />

weil durch den schrittweise<br />

steigenden CO 2 -Preis die Kosten für Heizöl<br />

und Erdgas kontinuierlich steigen werden.<br />

Die Orientierung auf Fernwärme und<br />

Wärmepumpen als Alternativen fördert damit<br />

genau jene Wärmeträger, die in Zukunft<br />

für die Verbraucher*innen preiswerter<br />

sein werden.<br />

Darüber hinaus haben die Verh<strong>and</strong>lungspartner<br />

vertraglich festgehalten, einen Beirat<br />

mit Teilnehmer*innen des Bürger*innenbegehrens,<br />

der Stadtverwaltung und<br />

von enercity einzuberufen, um für alle Beteiligte<br />

noch mehr Transparenz über die<br />

Umsetzung der Vereinbarung herzustellen.<br />

„Intensive und konstruktive Beratungen“<br />

„Die Vereinbarung verbindet das Notwendige<br />

mit dem Machbaren und ist das Ergebnis<br />

einer breiten gesellschaftlichen Mehrheit“,<br />

betont Belit Onay. Der Oberbürgermeister<br />

bedankt sich bei den Beteiligten<br />

„für die intensiven und konstruktiven Beratungen“.<br />

„Uns einte das gemeinsame Ziel,<br />

den Kohleausstieg so schnell wie möglich<br />

zu vollziehen, um einen wirksamen Beitrag<br />

für mehr Klimaschutz zu leisten. Die L<strong>and</strong>eshauptstadt<br />

macht vor, wie der Kohleausstieg<br />

und eine klimafreundliche Wärmeversorgung<br />

auf kommunaler Ebene gelingen<br />

können.“<br />

„Der Vertrag ist ein wichtiger Schritt für<br />

ein klimaneutrales Hannover. Er schafft<br />

Klarheit über die Rahmenbedingungen, die<br />

in den kommenden Jahren erfüllt werden<br />

müssen, um die Wärmewende in Hannover<br />

erfolgreich umzusetzen. Dabei ist mir besonders<br />

wichtig, dies gemeinsam mit den<br />

Menschen dieser Stadt zu gestalten −<br />

nachhaltig, bezahlbar und zuverlässig“,<br />

sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.<br />

„Der letzte Bericht des Weltklimarats und<br />

die Extremwetterereignisse der vergangenen<br />

Monate haben noch einmal sehr deutlich<br />

gemacht, worum es jetzt gehen muss:<br />

Das klimapolitisch Notwendige gemeinsam<br />

möglich zu machen, um die schlimmsten<br />

Auswirkungen der Klimakrise noch zu<br />

verhindern und unsere Lebensgrundlagen<br />

zu schützen. Die breite Basis, die diesen beschleunigten<br />

Einstieg in die Wärmewende<br />

nun mitträgt, gibt Mut und Entschlossenheit<br />

auch für die zahlreichen weiteren Veränderungen,<br />

die wir auf dem Weg der<br />

sozial ökologischen Trans<strong>for</strong>mation noch<br />

brauchen werden“, betont Johanna Gefäller<br />

von hannover erneuerbar.<br />

„Wie schnell die L<strong>and</strong>eshauptstadt aus<br />

der Kohle aussteigt und die Wärmewende<br />

gelingt, hängt auch davon ab, wie aufwendig<br />

die Grundstückssuche und die Genehmigungsverfahren<br />

für Ersatzanlagen sind<br />

und ob es absehbar finanzielle Unterstützung<br />

vom Bund oder vom L<strong>and</strong> für die Umstellung<br />

auf alternative Energien gibt“, erklärt<br />

Belit Onay. Der Kohleausstieg in Hannover<br />

kostet einen dreistelligen Millionenbetrag,<br />

allein enercity investiert mehr als<br />

500 Millionen Euro.<br />

Der Kohlekompromiss war vor allem<br />

möglich geworden durch einen frühzeitigen,<br />

<strong>of</strong>fenen und konstruktiven Dialog mit<br />

allen Anspruchsgruppen. Diesen Austausch<br />

und diese Offenheit wünschen sich<br />

die drei Vertragsparteien auch im Rahmen<br />

der Genehmigungsprozesse für neue Anlagen,<br />

die in den kommenden Jahren gebaut<br />

werden.<br />

LL<br />

www.enercity.de (212851634)<br />

enercity setzt Wachstumskurs <strong>for</strong>t<br />

• Umsatz steigt im ersten Halbjahr um<br />

4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro<br />

• Ergebnis (EBIT) steigt um rund 21,3 %<br />

auf rund 99 Millionen Euro<br />

• Investitionen in erneuerbare Energien<br />

und Netze steigen auf rund 74 Mio. Euro<br />

• Zahl der E-Ladepunkte steigt<br />

auf rund 2.500<br />

(enercity) Trotz hoher Marktdynamik hat<br />

enercity im ersten Halbjahr <strong>2021</strong> im Vergleich<br />

zum Vorjahreszeitraum den Umsatz<br />

um 4,9 % auf rund zwei Milliarden Euro<br />

gesteigert. Das Betriebsergebnis (EBIT) ist<br />

um rund 21,3 % auf 98,6 Millionen Euro<br />

gestiegen. Darüber hinaus hat der Energiedienstleister<br />

rund 74 Millionen Euro (plus<br />

1 %) in den Ausbau der Netzinfrastruktur<br />

und Windenergiesparte investiert. Die Zahl<br />

der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter lag<br />

Ende Juni <strong>2021</strong> mit 2.989 (plus 1,4 %) auf<br />

Vorjahresniveau.<br />

„Im ersten Halbjahr haben wir erneut viele<br />

Menschen für enercity begeistern und sie<br />

als neue Kundinnen und Kunden begrüßen<br />

können. Ganz besonders freut es uns, dass<br />

unser Dienstleistungsgeschäft richtig an<br />

Fahrt aufgenommen hat. Auch der Ausbau<br />

der erneuerbaren Energien schreitet voran“,<br />

sagt enercity-Chefin Dr. Susanna Zapreva.<br />

Beim Ausbau der E-Ladeinfrastruktur<br />

kommt enercity sehr gut voran. In Kürze<br />

installieren Experten der Mobilitätssparte<br />

den 2.500 Ladepunkt. Gemessen an der<br />

Einwohnerzahl zählt Hannover bundesweit<br />

zur Spitzengruppe. Mit 82,2 Lade-<br />

16


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

punkten pro 100.000 Einwohner (439 Ladepunkte<br />

bei etwa 534.000 Einwohnern)<br />

l<strong>and</strong>et die niedersächsische L<strong>and</strong>eshauptstadt<br />

auf dem zweiten Platz unter den<br />

Städten über 500.000 Einwohnern. (St<strong>and</strong>:<br />

1. August <strong>2021</strong>). In Hannover kommen<br />

fünf Autos auf einen Ladepunkt − fünf<br />

mehr als die EU empfiehlt (10:1). enercity<br />

baut auch die Zahl der Schnellladesäulen<br />

aus. Insgesamt 70 Schnellladepunkte mit<br />

Gleichstromtechnik (DC) entstehen im öffentlichen<br />

Raum in Hannover in den kommenden<br />

Monaten, dazu 370 Ladepunkte<br />

mit Wechselstrom (AC). „Wir haben den<br />

Schwerpunkt des Ladesäulenausbaus von<br />

AC auf DC verschoben. Mit den zusätzlichen<br />

70 DC-Ladepunkten können deutlich<br />

mehr Ladevorgänge pro Tag erfolgen und<br />

vor allem schneller, nämlich zehn Mal<br />

schneller als bei AC-Ladepunkten. Dies<br />

schont auch den öffentlichen Raum, weil<br />

wir dadurch viel weniger Fläche für die Ladestationen<br />

benötigen“, sagt Zapreva.<br />

Ausblick<br />

Die gesamtwirtschaftliche Lage bleibt angesichts<br />

der <strong>and</strong>auernden Corona-P<strong>and</strong>emie<br />

und damit verbundener Unsicherheiten<br />

volatil. Auch bleibt abzuwarten, wie<br />

sich die Ergebnisse der Bundestagswahlen<br />

Ende September auf die Klima- und Umweltpolitik<br />

auswirken werden. „Gerade bei<br />

der dringend gebotenen Wärmewende erh<strong>of</strong>fen<br />

wir uns Unterstützung durch die<br />

neue Bundesregierung“, sagt Zapreva.<br />

Auch wenn in diesem Jahr die Rahmenbedingungen<br />

heraus<strong>for</strong>dernd sind: Das Ziel<br />

der EBIT-Verdopplung auf 220 Mio. Euro<br />

bis 2025 im Vergleich zu 2016 bleibt bestehen.<br />

Und eines steht ebenfalls fest: „Wir<br />

werden unsere Kundinnen und Kunden<br />

weiterhin zuverlässig mit Energie und Wasser<br />

versorgen und durch innovative Dienstleistungen<br />

begeistern“, so Zapreva.<br />

LL<br />

www.enercity.de (212851636)<br />

EnBW entwickelt Augmented<br />

Reality-App für die Visualisierung<br />

von Windkraftanlagen<br />

• Neue Geschwindigkeit bei der<br />

Darstellung von Windkraftanlagen im<br />

L<strong>and</strong>schaftsbild<br />

(enbw) Das Digitalteam der EnBW stellt<br />

zur Husum Wind eine bislang einzigartige<br />

App mit zugehörigem Webportal für umfangreiche<br />

Visualisierungen von l<strong>and</strong>schaftsbildprägenden<br />

Objekten wie Windkraftanlagen<br />

vor. Mit der App namens RE-<br />

VisAR® (Renewable Energy Visualisation<br />

(with) Augmented Reality) können alle an<br />

einem Windkraftprojekt Beteiligten frühzeitig<br />

eine realistische Darstellung der geplanten<br />

Windenergieanlage und deren Einbettung<br />

in das L<strong>and</strong>schaftsbild bekommen.<br />

Die App REVisAR ermöglicht geographisch<br />

korrekt verortete sowie realitätsnahe<br />

und vollanimierte Darstellungen. Rotordrehung,<br />

Ausrichtung der Gondel, Ausrichtung<br />

der Rotorblätter und Rotorfläche, Himmelserkennung,<br />

Schattenwurf und Sonnenst<strong>and</strong><br />

zu bestimmten Uhrzeiten sowie alle<br />

gängigen Windenergieanlagentypen können<br />

mit der App dargestellt werden.<br />

Die Projektentwickler*innen im Bereich<br />

Windenergie nutzen bisher aufwändige<br />

2D-Karten für die Veranschaulichung und<br />

Präsentation der Planungen. Im <strong>for</strong>tgeschrittenen<br />

Projektverlauf werden dann<br />

mit erheblichem Aufw<strong>and</strong> Fotomontagen<br />

angefertigt, die viele Faktoren nicht berücksichtigen<br />

können.<br />

Bei raumbedeutsamen Bauvorhaben sind<br />

Beteiligte <strong>of</strong>t mit der Problematik konfrontiert,<br />

dass sich die Auswirkungen auf das<br />

L<strong>and</strong>schaftsbild nur schwer abschätzen<br />

lassen. Gerade bei Windkraftprojekten<br />

übersteigen die komplexen räumlichen Dimensionen<br />

der aktuellen Windenergieanlagen<br />

(WEA) manchmal das menschliche<br />

Vorstellungsvermögen.<br />

Mit der Augmented Reality-App REVisAR® Windenergieanlagen planen; Fotograf: Bernd<br />

Eidenmüller, Copyright: EnBW<br />

Der Projektleiter für die App, Philipp Hölscher,<br />

erwartet eine wesentliche Arbeitserleichterung<br />

und neue Geschwindigkeit bei<br />

der Darstellung von Windkraftanlagen im<br />

L<strong>and</strong>schaftsbild: „Wir können wesentlich<br />

schneller und früher in der Projektentwicklungsphase<br />

für Transparenz bei allen Beteiligten<br />

sorgen. Zudem ist die mehrsprachige<br />

und m<strong>and</strong>antenfähige App wirklich kinderleicht<br />

zu bedienen und funktioniert sogar<br />

<strong>of</strong>fline.“<br />

Mark Zimmermann, Teamleiter für mobile<br />

S<strong>of</strong>twarelösungen der EnBW, ist stolz<br />

auf sein Team: „Mit REVisAR haben wir<br />

eine einzigartige Anwendung entwickelt,<br />

die noch viele weitere Möglichkeiten eröffnet<br />

und ein spannender Teil der Digitalstrategie<br />

der EnBW ist.“ Zimmermann<br />

sieht Einsatzmöglichkeiten auch im Bereich<br />

der Photovoltaik sowie der Windenergie<br />

auf See, wo noch weitaus heraus<strong>for</strong>derndere<br />

Rahmenbedingungen herrschen.<br />

LL<br />

www.enbw.com (212851646)<br />

EnBW Rettungsübung in der<br />

Nordsee<br />

• Was tun bei einem Notfall auf einer<br />

Windkraftanlage in 100 Meter Höhe,<br />

mitten im Meer, 100 Kilometer von der<br />

Küste entfernt? Diese Situation übte die<br />

EnBW in ihrem Offshore-Windpark<br />

Hohe See.<br />

(enbw) Was tun bei einem Notfall auf einer<br />

Windkraftanlage in 100 Meter Höhe, mitten<br />

im Meer, 100 Kilometer von der Küste<br />

entfernt? Diese Situation übte die EnBW in<br />

ihrem Offshore-Windpark Hohe See.<br />

Jochen Kolb plant als Fachkraft für Arbeitssicherheit<br />

die Rettungsübungen der<br />

EnBW: „Wir haben natürlich Notfallkonzepte,<br />

die jeder hier draußen in- und auswendig<br />

kennt. Trotzdem üben wir immer<br />

wieder Situationen auf See. Bei einem<br />

wirklichen Notfall muss jeder H<strong>and</strong>griff<br />

sitzen.“ Kolb half bei der Übung an Bord<br />

des Serviceschiffs „Bibby Wavemaster Horizon“,<br />

bei der ein Techniker in der Gondel<br />

Symptome eines Herzinfarkts erlitt. Der<br />

alarmierte Rettungshubschrauber brachte<br />

den Notarzt zum Windpark. Mit einer Seilwinde<br />

wurde der Patient, durch eine Puppe<br />

simuliert, mit dem Arzt in den Helikopter<br />

gezogen und an L<strong>and</strong> geflogen. Dann<br />

die Nachricht aus Emden: Der Helikopter<br />

ist sicher gel<strong>and</strong>et. Erleichterung bei Kolb:<br />

„Wir sind für den Ernstfall gut gerüstet. Jeder<br />

im Team hat richtig geh<strong>and</strong>elt.“<br />

Die EnBW betreibt vier Offshore-Windparks<br />

in der Ost- und Nordsee mit zusammen<br />

976 MW. Der fünfte und größte Windpark<br />

„He Dreiht“ mit 900 MW soll 2025 in<br />

der Nordsee in Betrieb gehen. Für die Rettung<br />

in ihren Offshore-Windparks ist die<br />

EnBW selbst verantwortlich. „Auf See haben<br />

wir sehr hohe Sicherheitsst<strong>and</strong>ards.<br />

Das zahlt sich aus: Unsere Techniker hatten<br />

bisher nur sehr wenige und wenn, dann<br />

17


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

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

gezogen und an L<strong>and</strong> geflogen (Quelle: EnBW/Enbridge/Rolf Otzipka)<br />

leichte Unfälle“, sagt Ralf Neulinger, Leiter<br />

Produktion bei der EnBW. Die Northern<br />

Helicopter GmbH steht rund um die Uhr<br />

mit einer Crew und einem Notarzt bereit<br />

für den Einsatz auf See. Für die Koordination<br />

ist die Gesellschaft für maritimes Notfallmanagement<br />

engagiert. Außerdem gibt<br />

es auf der „Bibby“ medizinisch geschultes<br />

Personal und ein Beh<strong>and</strong>lungszimmer. Digitale<br />

Hilfe kommt von der Telemedizin.<br />

Speziell ausgebildetes Personal in einem<br />

Krankenhaus kann zum Beispiel den Rettungsassistent<br />

vor Ort anleiten, ein EKG<br />

anzuschließen. Die Daten werden ins Krankenhaus<br />

übermittelt, so dass eine Diagnose<br />

selbst aus der Ferne gestellt werden kann.<br />

LL<br />

www.enbw.com (212851648)<br />

EnBW: Geplante Klärschlammverwertungs<br />

anlage: EnBW setzt<br />

weiter auf <strong>of</strong>fenen Dialog<br />

• Genehmigung soll im kommenden Jahr<br />

beantragt werden<br />

(enbw) Die Pläne der EnBW für eine Klärschlammverwertungsanlage<br />

(KVA) an ihrem<br />

Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Walheim haben in<br />

den vergangenen Wochen zu kontroversen<br />

Diskussionen geführt. „Dass ein solches<br />

Projekt Fragen bei Anwohnerinnen und<br />

Anwohnern aufwirft, ist völlig nachvollziehbar“,<br />

sagt EnBW-Projektleiter Andreas<br />

Pick. Darum suche man bewusst schon in<br />

diesem frühen Stadium des Projekts den<br />

Dialog mit der Öffentlichkeit. Diesen hatte<br />

die EnBW bereits im Juni gestartet und in<br />

den Gemeinderäten von Walheim und der<br />

umliegenden Gemeinden die Pläne vorgestellt.<br />

Auch eine In<strong>for</strong>mationsveranstaltung<br />

für Bürgerinnen und Bürger hatte das<br />

Unternehmen im Frühsommer durchgeführt,<br />

in der viele Fragen zu dem komplexen<br />

Thema beantwortet wurden. „Uns ist<br />

weiterhin sehr wichtig, ein <strong>of</strong>fenes Ohr für<br />

mögliche Bedenken zu haben und auf diese<br />

einzugehen“, erklärt Pick. „Wir werden<br />

selbstverständlich auch künftig für einen<br />

<strong>of</strong>fenen Dialog zur Verfügung stehen.“ Dabei<br />

sei er grundsätzlich für jedes Format<br />

aufgeschlossen. Auch ein in der öffentlichen<br />

Diskussion jüngst angeregter Runder<br />

Tisch mit allen wesentlichen Akteuren ist<br />

aus seiner Sicht denkbar, bei dem alle<br />

Stimmen gleichberechtigt zu Wort kommen<br />

können.<br />

Geeigneter St<strong>and</strong>ort für die KVA<br />

In dem Zuge könnte zum Beispiel nochmal<br />

die Frage vertieft werden, warum<br />

Walheim für die KVA als besonders geeignet<br />

erachtet wird. Die EnBW hatte gezielt<br />

im nord-östlichen Teil Baden-Württembergs<br />

nach einem geeigneten St<strong>and</strong>ort für<br />

die KVA gesucht, denn in diesem Raum ist<br />

der Bedarf für die Verwertung regionaler<br />

Klärschlämme noch nicht gedeckt. Da gesetzliche<br />

und raumplanerische Vorgaben<br />

gegen eine Planung „auf der grünen Wiese“<br />

sprechen, wurden ausschließlich bestehende<br />

Kraftwerksst<strong>and</strong>orte der EnBW<br />

untersucht. Am Ende stellte sich Walheim<br />

als besonders geeignet heraus unter <strong>and</strong>erem<br />

wegen der entsprechenden Ausweisung<br />

im Flächennutzungsplan und der<br />

bereits vorh<strong>and</strong>enen Infrastruktur. Hier<br />

können Gebäude- und Anlagenbest<strong>and</strong>teile<br />

des Kraftwerks, wie etwa die Wasseraufbereitungsanlage<br />

oder die Werkstatt, weiter<br />

genutzt werden. Als Alternativ-St<strong>and</strong>ort<br />

hatte sich zunächst auch Heilbronn<br />

angeboten, doch soll dort bereits eine Gasund<br />

Dampfturbinenanlage als Ersatz des<br />

vorh<strong>and</strong>enen Kohleblocks errichtet werden,<br />

um aus der Kohleverstromung aussteigen<br />

zu können.<br />

Wohnungen auf dem Kraftwerksgelände<br />

in Walheim?<br />

Bei der Idee einer alternativen Nutzung<br />

der Kraftwerksfläche in Walheim sieht die<br />

EnBW keine Erfolgsaussichten. Denn der<br />

St<strong>and</strong>ort ist im für Walheim gültigen Flächennutzungsplan<br />

wie auch im Regionalplan<br />

als Fläche für Versorgungsanlagen,<br />

Abfallentsorgung und Abwasserbeseitigung<br />

ausgewiesen. Abweichend hiervon<br />

etwa in einem Bebauungsplan eine Wohnnutzung<br />

auszuweisen, wird daher nicht<br />

möglich sein. Und unabhängig davon, ob<br />

die dortigen Steinkohleblöcke endgültig<br />

stillgelegt werden, wird in Walheim die (ölbefeuerte)<br />

Gasturbine mitsamt dem Tanklager,<br />

der Wasseraufbereitung und weiteren<br />

Komponenten weiterhin in Betrieb<br />

bleiben – aus heutiger Sicht bis etwa Mitte<br />

der 2030er Jahre. Eine Nutzung der Grundstücke<br />

der EnBW als Wohngebiet wäre daher<br />

weder zulässig noch sinnvoll.<br />

Warum wird eine KVA<br />

überhaupt benötigt?<br />

In jeder kommunalen Kläranlage fällt<br />

Klärschlamm an. Dieser besteht überwiegend<br />

aus den Rückständen des in den Haushalten<br />

anfallenden Abwassers. Wie mit der<br />

Entsorgung in Zukunft umgegangen werden<br />

soll, schreibt eine neue Verordnung des<br />

Bundes vor. Das Aufbringen auf Felder, wie<br />

früher in der L<strong>and</strong>wirtschaft üblich, oder<br />

das Mitverbrennen von Klärschlamm beispielsweise<br />

in Kohlekraftwerken ist nicht<br />

mehr möglich. Früher oder später kommt<br />

somit auf Städte und Gemeinden ein Entsorgungsproblem<br />

zu. Verschärfend kommt<br />

hinzu, dass spätestens ab 2032 die Rückgewinnung<br />

von Phosphor vorgeschrieben ist.<br />

Für das Recycling ist dann eine Monoverbrennungsanlage<br />

notwendig, so wie sie<br />

jetzt in Walheim geplant ist.<br />

Genehmigungsverfahren soll 2022 starten<br />

Bevor das Projekt in Walheim umgesetzt<br />

werden kann, durchläuft es ein mehrmonatiges<br />

Genehmigungsverfahren beim Regierungspräsidium<br />

Stuttgart. Der Antrag<br />

dazu soll Mitte 2022 eingereicht werden.<br />

Vorbehaltlich eines positiven Genehmigungsbescheids<br />

und der endgültigen Investitionsentscheidung<br />

der EnBW könnte mit<br />

dem Bau der Anlage frühestens 2023 begonnen<br />

werden und nach etwa zweijähriger<br />

Bauzeit die Inbetriebnahme erfolgen.<br />

LL<br />

www.enbw.com (212851644)<br />

ENGIE launches Ellipse, world’s<br />

most comprehensive carbon<br />

intelligence plat<strong>for</strong>m<br />

• Carbon intelligence plat<strong>for</strong>m<br />

accelerates global decarbonization<br />

ef<strong>for</strong>ts <strong>for</strong> businesses across<br />

scope 1, 2 <strong>and</strong> 3<br />

(engie) One the occasion <strong>of</strong> the Climate<br />

Week, ENGIE announced the launch <strong>of</strong> Ellipse<br />

– its net zero carbon plat<strong>for</strong>m to accelerate<br />

global decarbonization ef<strong>for</strong>ts. EN-<br />

GIE’s Ellipse <strong>of</strong>fer is the world’s most comprehensive<br />

carbon intelligence plat<strong>for</strong>m on<br />

the market enabling businesses to track<br />

their emissions in real-time, design decarbonization<br />

strategies, chart their progress<br />

18


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

<strong>and</strong> optimize sustainability investments. It<br />

is tailor designed to be integrated into existing<br />

digital ecosystems, bringing carbon<br />

net zero strategies to the <strong>for</strong>efront <strong>of</strong> corporate<br />

programs.<br />

As an expert in the field <strong>of</strong> decarbonization,<br />

ENGIE developed Ellipse in response<br />

to climate commitments increasingly<br />

growing over the last few years with average<br />

annual emissions reduction target increasing<br />

three-fold from 2005–2017.<br />

ENGIE’s Ellipse <strong>of</strong>fer is a pioneering solution<br />

<strong>for</strong> organizations that need access to<br />

advanced data analytics that provide an<br />

accurate representation <strong>of</strong> their carbon<br />

output to execute on aggressive climate<br />

goals <strong>and</strong> accelerate global sustainability<br />

trans<strong>for</strong>mations. Organizations currently<br />

struggle with managing vast amounts <strong>of</strong><br />

carbon-related data, or lack carbon reporting<br />

infrastructure, rudimentary scope 3<br />

reporting strategies <strong>and</strong> the necessary inhouse<br />

talent to drive ef<strong>for</strong>ts <strong>for</strong>ward. Ellipse<br />

mitigates these issues by providing a<br />

unified, accurate view <strong>of</strong> carbon emissions<br />

across an organization’s entire portfolio<br />

<strong>and</strong> supply chain.<br />

„As a global leader in the zero carbon<br />

transition, ENGIE developed Ellipse in support<br />

<strong>of</strong> businesses faced with the growing<br />

urgency to reduce carbon emissions <strong>and</strong><br />

implement a strategic action plan“, said<br />

Catherine MacGregor, ENGIE CEO. „A true<br />

sustainability trans<strong>for</strong>mation requires significant<br />

investment, organizational trans<strong>for</strong>mation<br />

<strong>and</strong> a reimagining <strong>of</strong> business<br />

strategies, alongside the continuous consolidation<br />

<strong>of</strong> disparate data. Ellipse works<br />

as a strategic tool to help organizations<br />

make in<strong>for</strong>med decisions <strong>and</strong> reach their<br />

net zero emission goals.“<br />

ENGIE’s Ellipse <strong>of</strong>fer<br />

allows organizations to<br />

Build an Accurate Emissions Footprint:<br />

The first step to decarbonization is underst<strong>and</strong>ing<br />

emissions data across scope 1, 2<br />

<strong>and</strong> 3. By harnessing artificial intelligence<br />

<strong>and</strong> custom Application Programming Interface,<br />

Ellipse aggregates <strong>and</strong> analyzes<br />

dynamic data streams <strong>for</strong> a highly accurate<br />

view <strong>of</strong> emissions across an organization’s<br />

entire value chain. Moving beyond the traditional<br />

annual reporting cadence, this real-time<br />

view will measure carbon as a true<br />

business per<strong>for</strong>mance indicator on an ongoing<br />

basis.<br />

Integrate Project, Goal <strong>and</strong> Target Tracking:<br />

Intuitive visualizations within the plat<strong>for</strong>m<br />

connect project per<strong>for</strong>mance to expected<br />

outcomes, measuring return on investment,<br />

carbon impact <strong>and</strong> more.<br />

Develop Engineering-Grade Scenario<br />

Modeling: Machine learning algorithms,<br />

built on insights from over one million facilities,<br />

enable carbon-first decision making<br />

amidst rapidly evolving market conditions.<br />

Create a 360° View <strong>of</strong> Scope 3 Emissions:<br />

By gathering vast amounts <strong>of</strong> data, organizations<br />

can identify hot spots <strong>and</strong> model<br />

supplier-specific mitigation scenarios.<br />

Ellipse was developed by ENGIE Impact,<br />

an ENGIE entity that delivers sustainability<br />

solutions <strong>and</strong> services to corporations,<br />

cities <strong>and</strong> governments across the globe.<br />

ENGIE Impact today has a portfolio <strong>of</strong><br />

1,000 clients, including 25 % <strong>of</strong> the Fortune<br />

500 Companies, across more than<br />

1,000,000 sites.<br />

LL<br />

www.engie.com (212851652)<br />

Das Ruhrgebiet als Pionierregion<br />

der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

• Acht Unternehmen und Institutionen<br />

entwickeln einen sektorenüber_<br />

greifenden Bebauungsplan für<br />

Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

und -produktion.<br />

• Die Region soll schneller, vernetzter<br />

und nachhaltiger die grüne<br />

Trans<strong>for</strong>mation vorantreiben.<br />

E.ON, Evonik, RWE, thyssenkrupp und<br />

Vonovia wollen zusammen mit dem<br />

Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion,<br />

dem RWI – Leibniz-Institut<br />

für Wirtschafts<strong>for</strong>schung und der Alfried<br />

Krupp von Bohlen und Halbach-Stiftung<br />

die grüne Trans<strong>for</strong>mation an Rhein und<br />

Ruhr beschleunigen. In einem gemeinsamen<br />

Projekt soll ein sektorenübergreifender<br />

Zukunftsplan für eine Wasserst<strong>of</strong>fmodellregion<br />

entwickelt werden. Ziel ist es,<br />

Pionierlösungen aus Industrie, Energiewirtschaft,<br />

Mobilität und Wohnen zu vernetzen,<br />

um das Ruhrgebiet zur Vorreiterregion<br />

für eine erfolgreiche Energiewende zu<br />

machen.<br />

Unser Ziel: Das Ruhrgebiet soll zu dem<br />

Industrie-, Wohn- und Lebensraum mit<br />

CO 2 -freiem Wasserst<strong>of</strong>f in Deutschl<strong>and</strong><br />

werden und damit Maßstäbe für eine Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

in industriellen Ballungsräumen<br />

setzen. Das Projekt soll die<br />

Grundlage für die dafür notwendige Planung<br />

für Infrastruktur und Produktion<br />

schaffen.<br />

Unsere Aufgabe: Die Trans<strong>for</strong>mation einer<br />

der größten deutschen industriellen<br />

Kernregionen wie dem Ruhrgebiet, in der<br />

6,2 Prozent der in Deutschl<strong>and</strong> lebenden<br />

Bevölkerung wohnt, ist eine erhebliche Heraus<strong>for</strong>derung.<br />

Es gilt, den sektorenübergreifenden<br />

Wasserst<strong>of</strong>fbedarf zu ermitteln,<br />

den dafür er<strong>for</strong>derlichen Ausbau Erneuerbarer<br />

Energien oder alternativer Wasserst<strong>of</strong>fimporte<br />

zu bemessen sowie die notwendige<br />

Transportinfrastruktur aufzuzeigen.<br />

Aus den erhobenen Daten entsteht<br />

eine Roadmap, anh<strong>and</strong> derer koordinierte<br />

Infrastrukturinvestitionen mit den privatwirtschaftlichen<br />

Investitionszyklen optimal<br />

abgestimmt werden können. Eine solche<br />

Roadmap ist Voraussetzung, um Planungssicherheit<br />

für alle Beteiligten zu<br />

Members´News<br />

MEORGA<br />

MSR-Spezialmessen<br />

Prozess- u. Fabrikautomation<br />

Fachmesse für<br />

Prozess- und Fabrikautomation<br />

+<br />

Messtechnik<br />

Steuerungstechnik<br />

Regeltechnik<br />

Automatisierungstechnik<br />

Prozessleitsysteme<br />

Fachvorträge<br />

Der Eintritt zur Messe und die Teilnahme<br />

an den Fachvorträgen ist für die Besucher<br />

kostenlos.<br />

Wirtschaftsregion Südost<br />

L<strong>and</strong>shut<br />

27.10.<strong>2021</strong><br />

8.00 bis 16.00 Uhr<br />

Sparkassen-Arena<br />

Niedermayerstr. 100<br />

84036 L<strong>and</strong>shut<br />

BESUCHER-<br />

REGISTRIERUNG<br />

www.meorga.de<br />

MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach<br />

Telefon 06838 8960035 - info@meorga.de 19


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

schaffen und die Region zum attraktiven<br />

Investitionsst<strong>and</strong>ort zu machen. In keiner<br />

<strong>and</strong>eren deutschen Region ist die Ausgangslage<br />

besser, um diese Aufgabe zu lösen:<br />

Mit einer einzigartigen Verknüpfung<br />

über alle Sektoren hinweg können im<br />

Ruhrgebiet Synergien bei Erzeugung, Speicherung,<br />

Verteilung und Verbrauch gehoben<br />

werden. Die Bedingungen für den Aufbau<br />

einer flächendeckenden Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

sind ideal.<br />

Unser Anspruch: Das Ruhrgebiet soll zu<br />

einer führenden Wasserst<strong>of</strong>fmodellregion<br />

werden – mit einem ganzheitlichen, sektorenübergreifenden<br />

Bebauungsplan für<br />

Wasserst<strong>of</strong>fproduktion und -infrastruktur.<br />

Dabei will das Projekt die Trans<strong>for</strong>mation<br />

konkret beschreiben und Pilotprojekte auf<br />

den Weg bringen, die bis 2030 mindestens<br />

50 Prozent des in der Region benötigten<br />

treibhausgasarm erzeugten Wasserst<strong>of</strong>fes<br />

zur Verfügung stellen. Im Ergebnis soll das<br />

Projekt signifikant und schnell zur Reduktion<br />

der CO 2 -Emissionen im Ruhrgebiet<br />

beitragen, während eine leistungsfähige<br />

Industrieregion erhalten bleibt.<br />

Unsere Partner: Eine integrierte Planung,<br />

die das Ruhrgebiet zum Pionier der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

machen kann, braucht<br />

wissenschaftliche Expertise und engagierte<br />

Unternehmen mit dem Willen zur Gestaltung<br />

und Trans<strong>for</strong>mation. Sie braucht<br />

aber auch politische Unterstützung durch<br />

Bund und Länder, um als einzigartiges<br />

Ökosystem/Netzwerk die Grundlagen für<br />

eine beschleunigte grüne Trans<strong>for</strong>mation<br />

des Ruhrgebietes zu schaffen.<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Dr. h. c. Ursula Gather, Vorsitzende<br />

des Kuratoriums der Alfried Krupp<br />

von Bohlen und Halbach-Stiftung: „Die<br />

grüne Trans<strong>for</strong>mation kann in einem großen<br />

Maßstab nur durch Innovation über<br />

Wertschöpfungsketten hinweg gelingen.<br />

Denn das Ausmaß der Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

ist zu groß, um sie alleine zu lösen. Neue<br />

Innovations-Ökosysteme sind er<strong>for</strong>derlich,<br />

die zum Durchbruch bei der Energiewende<br />

und zur Erreichung von Klimaneutralität<br />

helfen. Ein solches Ökosystem kann aber<br />

nur dann erfolgreich sein, wenn Akteure<br />

aus verschiedenen gesellschaftlichen Bereichen<br />

wie Industrie und Forschung gut<br />

moderiert zusammenarbeiten. Das Ruhrgebiet<br />

hat dabei die besten Voraussetzungen,<br />

die grüne Trans<strong>for</strong>mation erfolgreich<br />

zu gestalten und die Energiewende für<br />

Deutschl<strong>and</strong> voranzutreiben.“<br />

Leo Birnbaum, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der<br />

E.ON S.E.: „Bis zum Jahr 2030 wollen wir<br />

als Gesellschaft unsere CO 2 Emissionen um<br />

65 Prozent reduzieren. Uns bleiben 9 Jahre<br />

oder gut 100 Monate, um unser Energiesystem<br />

fundamental zu verändern und dezentral<br />

erzeugte und grüne Energie aufzubauen.<br />

Für E.ON heißt das, die Strom- und<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Infrastruktur in Rekordtempo<br />

aufzubauen, sowie effiziente Systeme zu<br />

entwickeln um die Sektoren Strom, Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und Wärme intelligent zusammenzuführen.<br />

Vom Erfolg wird die Zukunft unserer<br />

Wirtschaft, unseres Wohlst<strong>and</strong>s und der<br />

Erhalt der Umwelt abhängen.“<br />

Christian Kullmann, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der Evonik Industries AG: „Grüner<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird noch auf Jahre hinaus<br />

knapp sein. Deshalb müssen wir Prioritäten<br />

setzen und ihn da verwenden, wo wir<br />

den höchsten Klimaschutzeffekt erzielen.<br />

Bislang optimieren alle nur ihr eigenes<br />

Spielfeld. Mit einer sektorenübergreifenden<br />

Zusammenarbeit schaffen wir Synergien<br />

und reduzieren den Gesamtbedarf an<br />

grünem Strom und grünen Energieträgern.<br />

Eine effiziente Mittelallokation gelingt nur<br />

gemeinsam.“<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Robert Schlögl, Direktor am<br />

Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion:<br />

„Eine zentrale Heraus<strong>for</strong>derung<br />

für die Klimaneutralität der Industrie<br />

ist die schnelle Umstellung etablierter<br />

fossiler Wertschöpfungsketten auf neue<br />

Ressourcen und Energieträger wie Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und erneuerbare Energien. Dieser<br />

Fortschritt wird jedoch grundlegend durch<br />

den limitierten Zugang zu diesen Ressourcen<br />

bestimmt. Eine übergeordnete Koordinierung<br />

wird die Trans<strong>for</strong>mation zu grünen<br />

Produkten insgesamt erheblich beschleunigen,<br />

für alle planbarer und vor allem<br />

effizient machen.“<br />

Markus Krebber, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der RWE AG: „Grüner Strom und Wasserst<strong>of</strong>f<br />

sind alternativlos für die Dekarbonisierung<br />

vieler Industrien. Wir im Ruhrgebiet<br />

haben beste Voraussetzungen, Vorreiter<br />

zu werden: Starke Unternehmen, starke<br />

Beschäftigte und jetzt auch eine starke<br />

Partnerschaft. RWE bringt hierzu ihre<br />

komplette Expertise ein. Wenn wir gemeinsam<br />

das Tempo hoch halten, dann können<br />

wir das Revier zum Gewinner machen.“<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Dr. h. c. Christoph M. Schmidt,<br />

Präsident des RWI – Leibniz-Institut für<br />

Wirtschafts<strong>for</strong>schung: „Das Ruhrgebiet ist<br />

als Modellregion besonders geeignet, weil<br />

hier alle für die grüne Trans<strong>for</strong>mation relevanten<br />

Sektoren vorh<strong>and</strong>en sind, nah beiein<strong>and</strong>erliegen<br />

und vielfach mitein<strong>and</strong>er<br />

operieren. Für eine erfolgreiche Trans<strong>for</strong>mation<br />

reicht es nicht, wenn jeder Einzelne<br />

seine Prozesse optimiert. Vielmehr muss<br />

die Trans<strong>for</strong>mation systemisch gedacht<br />

und aufein<strong>and</strong>er abgestimmt konzipiert<br />

werden. Dazu kann wissenschaftliche Expertise<br />

einen Beitrag leisten.“<br />

Martina Merz, Vorst<strong>and</strong>svorsitzende der<br />

thyssenkrupp AG: „Das Ruhrgebiet nimmt<br />

bei der grünen Trans<strong>for</strong>mation eine exponierte<br />

Stellung ein. Die einzigartige Verknüpfung<br />

von verschiedenen Sektoren und<br />

Branchen erlaubt es, die Energiewende in<br />

allen Facetten entlang der gesamten Wertschöpfung<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f zu denken und<br />

zu gestalten. Es gilt, CO 2 -frei hergestellten<br />

Wasserst<strong>of</strong>f als Commodity zu begreifen<br />

und die Trans<strong>for</strong>mation vom Ende her zu<br />

denken. Nur so wird uns die Entwicklung<br />

einer geeigneten Infrastruktur schnell genug<br />

gelingen.“<br />

Rolf Buch, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der<br />

Vonovia SE: „Die nächste Bundesregierung<br />

wird das Thema Klimaschutz, Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und Erneuerbare Energie weit oben auf ihrer<br />

Prioritätenliste haben, weil die Energiewende<br />

nur mit einem Mix aus verschiedenen<br />

Energiesystemen und –technologien<br />

erfolgreich gestaltet werden kann. Wasserst<strong>of</strong>f<br />

wird dabei eine wichtige Rolle spielen.<br />

Eine große Heraus<strong>for</strong>derung für alle<br />

Beteiligten liegt in der wirtschaftlichen<br />

und sozial verträglichen Integration von<br />

Wasserst<strong>of</strong>f“, erklärte Rolf Buch, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der Vonovia SE. Buch,<br />

der zurzeit auch Moderator des Initiativkreises<br />

Ruhr ist, unterstrich in diesem Kontext<br />

die Innovationskraft des Wirtschaftsst<strong>and</strong>orts<br />

Ruhrgebiet. „Mit der Wasserst<strong>of</strong>f-Initiative<br />

machen wir ein Angebot an<br />

die Gesellschaft und die Politik für eine<br />

beschleunigte Einführung und den Einsatz<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f. Diese starke und stolze<br />

Region könnte zum Vorreiter bei der Dekarbonisierung<br />

der Industrie werden und<br />

somit einen entscheidenden Beitrag zum<br />

Klimaschutz leisten. Dass hierbei verschiedene<br />

Sektoren und Branchen mitein<strong>and</strong>er<br />

verknüpft werden, ist einzigartig und ermöglicht<br />

die ganzheitliche Energiewende.<br />

Vom Ruhrgebiet könnte ein Impuls für das<br />

ganze L<strong>and</strong> ausgehen.“(212851656)<br />

Mark-E in<strong>for</strong>miert über<br />

Entwicklung am<br />

Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Elverlingsen<br />

• Ziel: Externer Investor soll Abriss des<br />

ehemaligen Kohlekraftwerks und<br />

anschließende Neu-Vermarktung<br />

übernehmen<br />

(mark-e) Mark-E hat im Rahmen einer In<strong>for</strong>mationsveranstaltung<br />

Vertreter der lokalen<br />

Stadtverwaltung und Kommunalpolitik<br />

über den aktuellen St<strong>and</strong> der Planungen<br />

zur Zukunft des Kraftwerksst<strong>and</strong>ortes<br />

Elverlingsen in<strong>for</strong>miert. Eine Delegation<br />

unter Vorsitz von Werdohls Bürgermeister<br />

Andreas Späinghaus wurde auf dem<br />

Mark-E Gelände von Markus F. Schmidt,<br />

Chief Development Officer (CDO) sowie<br />

Projektverantwortlichen begrüßt und erhielt<br />

In<strong>for</strong>mationen aus erster H<strong>and</strong>.<br />

Von der insgesamt rund 42 Hektar großen<br />

Fläche will Mark-E zukünftig etwa 20<br />

Hektar im südlichen Bereich des Areals zur<br />

Verfügung stellen. Hiervon sind wiederum<br />

rund 15 Hektar für eine Nachnutzung geeignet.<br />

Der übrige Bereich wird weiterhin<br />

unter <strong>and</strong>erem für den Betrieb der Wirbelschichtfeuerungsanlage<br />

(WFA, gemeinsam<br />

mit dem Ruhrverb<strong>and</strong>), der Gasturbinenanlagen,<br />

der Phosphorgewinnungsanlage<br />

von Remondis, des Batteriespeichers sowie<br />

des Umspannwerks der ENERVIE Vernetzt<br />

benötigt.<br />

20


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Für die zu vermarktenden Grundstücke<br />

soll nun ein Projektentwickler gefunden<br />

werden, der sich im besten Fall sowohl um<br />

den Abriss des ehemaligen Kohlekraftwerksbereiches<br />

als auch um die Neuentwicklung<br />

– dies beinhaltet Konzeption, Erschließung,<br />

Vermarktung – des St<strong>and</strong>ortes<br />

kümmert. Ziel ist dabei eine spätere Nutzung<br />

als Industrie- und Gewerbefläche.<br />

Die hierzu notwendigen infrastrukturellen<br />

Maßnahmen seitens Mark-E sind weitgehend<br />

abgeschlossen: So wurde die ehemalige<br />

Siedlung Elverlingsen in der Nähe<br />

des Kraftwerksst<strong>and</strong>ortes bis zum Frühjahr<br />

<strong>2021</strong> abgerissen. Auch wesentliche Arbeiten<br />

im Kraftwerksbereich wie die Entkernung<br />

des Einlaufbauwerkes und der teilweise<br />

Rückbau der Kohletransporteinrichtungen<br />

wurden bereits durchgeführt. Derzeit<br />

läuft unter <strong>and</strong>erem die technische<br />

Trennung von Versorgungsleitungen (Entflechtung).<br />

Im laufenden Bieterverfahren haben sich<br />

mehrere Interessenten gemeldet, ein konkreter<br />

Abschluss eines Kaufvertrages ist für<br />

Anfang des kommenden Jahres geplant.<br />

Mark-E steht beim gesamten St<strong>and</strong>ortentwicklungsprozess<br />

in enger Abstimmung<br />

mit der Stadt Werdohl.<br />

LL<br />

www.enervie-gruppe.de<br />

(212851658)<br />

ESB <strong>and</strong> Bord na Móna reach<br />

Financial Close on Phase 2 <strong>of</strong> the<br />

Oweninny Wind Farm Project<br />

• 83 MW North Mayo project represents<br />

overall investment <strong>of</strong> € 150 million<br />

• The wind farm’s 31 turbines will supply<br />

clean energy to the equivalent <strong>of</strong> over<br />

70,000 homes<br />

• Project will be financed by a consortium<br />

<strong>of</strong> banks including AIB, BNP Paribas<br />

<strong>and</strong> the European Investment Bank<br />

(EIB)<br />

(esb) Bord na Móna <strong>and</strong> ESB are pleased to<br />

announce that financial close has been<br />

reached on the € 150 m Oweninny project<br />

in North County Mayo. The project will be<br />

financed with long-term debt from a consortium<br />

<strong>of</strong> banks including AIB, BNP Paribas<br />

<strong>and</strong> the European Investment Bank<br />

(EIB).<br />

Located between Crossmolina <strong>and</strong> Bangor<br />

Erris, the development adjoins Irel<strong>and</strong>‘s<br />

first commercial wind farm, Bord na<br />

Móna’s Bellacorrick wind farm, <strong>and</strong> Phase1<br />

<strong>of</strong> Oweninny (89 MW) which was commissioned<br />

in 2019.<br />

Commenting on this significant milestone<br />

<strong>for</strong> the 83 MW project, Bord na Móna Chief<br />

Executive Tom Donnellan said: „Bord na<br />

Móna is a climate solutions company focused<br />

on using our assets <strong>and</strong> expertise to<br />

support sustainable economic development<br />

across the country. We have a long<br />

history <strong>of</strong> renewable energy operations<br />

EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach, Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident des<br />

Umweltdachverb<strong>and</strong>es und Gewässerökologe Georg Wolfram (Foto: EVN, Moser)<br />

<strong>and</strong> development in Mayo <strong>and</strong> this exciting<br />

new venture represents the next chapter in<br />

Bord na Móna reaching 1 GW <strong>of</strong> renewable<br />

assets by 2030. which will power over half<br />

a million homes across the country.<br />

„Our vision is to help Irel<strong>and</strong> achieve net<br />

zero carbon emissions by 2050. This joint<br />

venture with ESB, supported by our lenders,<br />

demonstrates how we in Bord na Móna<br />

can deploy our expertise <strong>and</strong> assets in order<br />

to support national policy to decarbonise<br />

by investing in new <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> renewable<br />

energy that are secure <strong>and</strong> sustainable. „<br />

ESB Chief Executive Paddy Hayes welcomed<br />

ESB’s collaboration with Bord na<br />

Móna <strong>and</strong> the financial institutions involved:<br />

„ESB is focused on low carbon electricity<br />

to create a brighter future <strong>for</strong> the<br />

customers <strong>and</strong> communities we serve.<br />

Building on ESB’s long history <strong>of</strong> electricity<br />

generation at Bellacorick <strong>and</strong> a strong partnership<br />

with Bord na Móna, the Oweninny<br />

joint venture investment is another tangible<br />

step towards a low carbon future, powered<br />

by clean electricity.“<br />

ESB <strong>and</strong> Bord na Móna have established a<br />

Community Benefit Scheme <strong>for</strong> the funding<br />

<strong>of</strong> local community projects <strong>and</strong> initiatives<br />

over the lifetime <strong>of</strong> the wind farm.<br />

The community benefit scheme <strong>for</strong> Phase 1<br />

<strong>of</strong> the wind farm has to date contributed<br />

over €400k to community groups <strong>and</strong> organisations<br />

across County Mayo.<br />

LL<br />

www.esb.ie (212851744)<br />

EVN: Besuch im „Dschungel-<br />

Kamp“: Statt Promis zählen hier<br />

Biber, Libellen und Raupen<br />

• Die Kampkette ist eine Reihe aus drei<br />

Staumauern, Stauseen und<br />

Kraftwerken, die in den Jahren 1949 bis<br />

1957 erbaut wurden und gemeinsam<br />

ökologischen Strom für rund 30.000<br />

Haushalte produzieren<br />

(evn) Bei einer Bootsfahrt am Ottensteiner<br />

Stausee oder einem Ausflug nach Dobra<br />

wähnt man sich schnell in Sk<strong>and</strong>inavien<br />

oder Kanada. Dabei vergisst man recht<br />

rasch, dass die L<strong>and</strong>schaft von Menschenh<strong>and</strong><br />

erschaffen wurde. Denn das alles ist<br />

Teil der „Kampkette“ – drei Kraftwerke, die<br />

das Wasser des Kamps seit 1957 in Strom<br />

für rund 30.000 Haushalte verw<strong>and</strong>eln.<br />

Bei den Kampseen zeigt sich auch, welche<br />

erstaunlichen Wege die Natur findet, um<br />

mit Veränderungen umzugehen und neue<br />

Lebensräume zu schaffen.<br />

In der sogenannten ‚Ausleitungsstrecke‘<br />

zwischen der Sperre Dobra und dem Thurnberger<br />

Stausee ist ein in dieser Gegend einzigartiger<br />

Lebensraum entst<strong>and</strong>en: „Die<br />

spezielle Kombination aus stehenden Tümpeln<br />

und langsam strömenden Fließstrecken<br />

haben hier einzigartige Feuchtgebiete<br />

mit hoher St<strong>and</strong>ortvielfalt geschaffen, die<br />

Lebensraum für viele, teilweise sogar gefährdete<br />

Tier- und Pflanzenarten bieten“,<br />

zeigt sich Dr. Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident<br />

des Umweltdachverb<strong>and</strong>es bei<br />

einem Lokalaugenschein begeistert. Und:<br />

„Die EVN- Kamp kraftwerke sind ein lebender<br />

Beweis dafür, dass erneuerbare Energieerzeugung<br />

und Naturschutz im Sinne des<br />

Klimaschutzes durchaus vereinbar sind“, so<br />

Heilingbrunner.<br />

21


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

An dieser einzigarten L<strong>and</strong>schaft haben<br />

auch tierische Baumeister mitgearbeitet:<br />

„In der Ausleitungsstrecke gibt es mindestens<br />

vier bewohnte Biberdämme und wir<br />

haben hier in der Gegend über 20 Libellenarten,<br />

wie beispielsweise die Zweigestreifte<br />

Quelljungfer oder die Blauflügel-Prachtlibelle,<br />

um nur zwei Rote-Liste-Arten zu<br />

nennen, nachgewiesen. Es ist die Vielfalt<br />

der Tier- und Pflanzenwelt, die das Besondere<br />

dieses Gebietes ausmacht“, so der Gewässerökologe<br />

Mag. Dr. Georg Wolfram,<br />

der die Ausleitungsstrecke für die EVN untersucht<br />

hat.<br />

Stefan Zach, Unternehmenssprecher der<br />

EVN: „Für uns steht natürlich immer der<br />

energiewirtschaftliche Nutzen der Kraftwerke<br />

im Fokus. Aber gerade hier sehen<br />

wir, dass Kraftwerke auch Teil der regionalen<br />

und kulturellen Identität werden können.<br />

Die Kampseen wurden ja schon einmal<br />

zu einem der schönsten Plätze Österreichs<br />

gewählt. Es freut mich sehr, dass das<br />

die Tier- und Pflanzenwelt hier ähnlich<br />

sieht.“<br />

Die Kampkette – Naturstrom für 30.000<br />

Haushalte und ein wichtiger Eckpfeiler<br />

der Versorgungssicherheit<br />

Die Kampkette ist eine Reihe aus drei<br />

Staumauern, Stauseen und Kraftwerken,<br />

die in den Jahren 1949 bis 1957 erbaut<br />

wurden und gemeinsam ökologischen<br />

Strom für rund 30.000 Haushalte produzieren.<br />

Das Kraftwerk Ottenstein ist bis heute<br />

nicht nur das leistungsfähigste Wasserkraftwerk<br />

der EVN und gehört zu den<br />

größten Infrastrukturinvestitionen in Niederösterreich,<br />

es ist auch ein wichtiger<br />

Eckpfeiler der Versorgungssicherheit.<br />

Vier Francis-Turbinen mit einer Leistung<br />

von je 12 Megawatt erzeugen Naturstrom<br />

für ca. 20.000 Haushalte. Je nach Stauhöhe<br />

werden dafür pro Sekunde 84 bis 100<br />

Kubikmeter Wasser benötigt, die weiter in<br />

den unmittelbar anschließenden Speicher<br />

Dobra abgeleitet werden. Die Staumauer<br />

des EVN Pumpspeicherkraftwerkes Ottenstein<br />

ist ein imposantes Bauwerk: 69 Meter<br />

hoch und bis zu 24 Meter dick. Diese massive<br />

Bauweise ist auch notwendig, denn sie<br />

hält rund 73 Mio. m³ Wasser zurück.<br />

Kamp-abwärts liegen zwei weitere Kraftwerke,<br />

die zusätzliche Staustufen bilden,<br />

und zwar<br />

• Dobra-Krumau mit drei Francis-<br />

Turbinen und 16.200 kW und<br />

• Thurnberg-Wegscheid mit zwei Kaplan-<br />

Turbinen und 2.700 kW.<br />

LL<br />

www.evn.at (212851750)<br />

EVN: Baustellenbegehung beim<br />

Biomasseheizkraftwerk in Krems<br />

• Ab 2023 Ökostrom für 15.000<br />

Haushalte und Naturwärme für bis zu<br />

30.000 Haushalte in der Region<br />

(evn) Nach langer Wartezeit fiel im Frühjahr<br />

der Startschuss für den Bau des EVN<br />

Biomasseheizkraftwerkes im östlichen<br />

Kremser Industriegebiet. Direkt neben<br />

dem Gemeindeabwasserverb<strong>and</strong> soll bis<br />

Frühjahr 2023 Waldhackgut aus der Region<br />

in wertvolle und nachhaltige Naturwärme<br />

und Ökostrom für die Region verw<strong>and</strong>elt<br />

werden.<br />

L<strong>and</strong>eshauptfrau Johanna Mikl-Leitner<br />

über die regionale, saubere und ökologische<br />

Energieversorgung aus heimischen<br />

Ressourcen: „Bereits jetzt werden fast 40<br />

Prozent der Haushalte der Niederösterreicherinnen<br />

und Niederösterreicher mit der<br />

sauberen Wärme aus Biomasse, wie Hackschnitzel,<br />

versorgt. Das Biomasseheizkraftwerk<br />

Krems unterstützt uns beim Ausstieg<br />

aus dem Öl und beim Ausbau der Erneuerbaren<br />

Energien, mit deren Hilfe wir seit<br />

2015 100 % des Strombedarfes in Niederösterreich<br />

decken können.“<br />

Die Biomasse-Anlage in Krems ist ein<br />

Projekt, auf das die EVN und die Stadtgemeinde<br />

Krems länger warten mussten, als<br />

gedacht: Denn obwohl das Projekt von einem<br />

breiten überparteilichen Konsens getragen<br />

und der Genehmigungsprozess<br />

2015 ohne einen einzigen Einspruch abgeschlossen<br />

wurde, musste das Projekt über<br />

fünf Jahre auf Mittel aus der Ökostromförderung<br />

warten.<br />

Umso mehr freut sich Bürgermeister<br />

Reinhard Resch, dass es nun endlich losgeht:<br />

„Krems hat sich ein ehrgeiziges energiepolitisches<br />

Ziel gesetzt: Bis zum Jahr<br />

2030 wollen wir rechnerisch unabhängig<br />

von Energieproduzenten außerhalb des<br />

Bezirks werden, d.h. es soll jene Energie in<br />

unserer Stadt selbst erzeugt werden, die<br />

wir im Schnitt täglich brauchen. Das geplante<br />

Biomasse-Heizkraftwerk ist dafür<br />

ein unverzichtbarer Meilenstein, weil es<br />

uns Strom und Wärme aus erneuerbaren<br />

Quellen zur Verfügung stellen kann. Und<br />

es gilt, keine Zeit zu verlieren.“<br />

Diese Freude teilt EVN Vorst<strong>and</strong>ssprecher<br />

Stefan Szyszkowitz: „Wir haben in Krems<br />

eine sehr starke Nachfrage nach unserer<br />

Naturwärme, die durch die geplanten Klimaziele<br />

der Bundesregierung noch weiter<br />

steigen wird. Mit dem modernen Biomasseheizkraftwerk<br />

können wir diesen Bedarf<br />

aus nachhaltigen Rohst<strong>of</strong>fen aus der Region<br />

decken und auch das immer noch anfallende<br />

Schadholz verwerten. Wir freuen<br />

uns, dass wir endlich losstarten können.“<br />

Wenn alles nach Plan läuft, soll die Anlage<br />

ab Anfang 2023 Ökostrom und Naturwärme<br />

aus der Region für die Region liefern.<br />

Zum Projekt<br />

• Leistungsdaten: elektrisch 5 MW,<br />

thermisch mind. 15 MW,<br />

• Ökostrom für umgerechnet 15.000<br />

Haushalte und Naturwärme für<br />

umgerechnet bis zu 30.000 Haushalte<br />

• CO 2 -Einsparung: rd. 25.000 t/Jahr<br />

• Geplante Gesamt-Investitionen: rund<br />

30 Mio. Euro, davon mind. 15 Mio. aus<br />

Österreich<br />

• Regionale Wertschöpfung durch<br />

Biomasse (inkl. Schadholz) aus der<br />

Region: jährlich mehr als 4 Mio. Euro –<br />

das entspricht rund 25 Arbeitsplätzen<br />

EVN: Baustellenbegehung beim Biomasseheizkraftwerk in Krems. Vizebürgermeister Martin<br />

Sedelmaier, Bürgermeister Reinhard Resch, L<strong>and</strong>eshauptfrau Johanna Mikl-Leitner und EVN<br />

Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz. Fotocredits: © NLK / Burchhart<br />

22


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

EVN Wärme GmbH<br />

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />

die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />

der L<strong>and</strong>wirtschaft und der Sägeindustrie<br />

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz<br />

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />

kommunalen Fernwärme wird<br />

aus Biomasse erzeugt.<br />

Durch die enge Kooperation der EVN mit<br />

der regionalen L<strong>and</strong>- und Forstwirtschaft<br />

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.<br />

Die EVN setzt auf regionale Biomasse<br />

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.<br />

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen<br />

Schüttraummeter Hackschnitzel ist<br />

die EVN der größte Naturwärmeversorger<br />

aus Biomasse in Österreich.<br />

LL<br />

www.evn.at (212851754)<br />

GKM unterstützt erneut<br />

Fischbesatzaktion im Rhein<br />

(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG<br />

(GKM) beteiligt sich auch <strong>2021</strong> an der gemeinsamen<br />

Fischbesatzaktion des Regierungspräsidiums<br />

Karlsruhe und des L<strong>and</strong>esbetriebs<br />

Vermögen und Bau Baden-Württemberg<br />

mit rund 10.000 €.<br />

Um die Population des europäischen Aals<br />

im Rhein nachhaltig zu fördern, wurden im<br />

September im Rahmen einer groß angelegten<br />

Fischbesatzaktion zwischen Karlsruhe,<br />

Iffezheim und Mannheim wieder sogenannte<br />

Farmaale in den Rhein eingesetzt.<br />

Der Aalbesatz am GKM – in der Schindkautschlut,<br />

einem Nebenarm des Rheins –<br />

f<strong>and</strong> auch in diesem Jahr durch die anhaltende<br />

Corona-Situation leider ohne Beteiligung<br />

der Neckarauer Grundschulen statt.<br />

Die Besatzung ist eine allgemein anerkannte<br />

und bewährte Methode zur Sicherung<br />

der Aalbestände und stellt einen<br />

wichtigen Beitrag zur Erhaltung der Artenvielfalt<br />

im Rhein dar. Die Erfolgsquote solcher<br />

Maßnahmen liegt bei fast 100 %. Die<br />

Farmaale sind ca. 12 cm große Aale mit einem<br />

Gewicht von ca. 4 g, die im Alter von<br />

rd. 3 Jahren im Atlantik gefangen und etwa<br />

ein halbes Jahr lang in Aalfarmen aufgezogen<br />

werden. Insgesamt sind für den Rhein<br />

307 kg Farmaale vorgesehen, von denen<br />

ein Anteil von 123 kg durch die Fa. Grosskraftwerk<br />

Mannheim Aktiengesellschaft<br />

im Rahmen eines Umweltsponsorings bereitgestellt<br />

werden. Eine Züchtung dieser<br />

Fische in Gefangenschaft ist bis heute nicht<br />

möglich. Der Grund hierfür ist bei Wissenschaftlern<br />

unbekannt.<br />

LL<br />

www.gkm.der (212851809)<br />

HELEN: Investments in carbon<br />

neutrality are becoming a reality<br />

(helen) Helen’s net sales continued to grow<br />

strongly, but the result was still depressed<br />

by increased costs <strong>of</strong> emission allowances,<br />

fuels <strong>and</strong> energy procurement. Significant<br />

change projects <strong>and</strong> projects in carbon-neutral<br />

production progressed as<br />

planned, as a result <strong>of</strong> which it will be possible<br />

to close the Hanasaari coal-fired power<br />

plant almost two years earlier than anticipated.<br />

A total <strong>of</strong> one billion euros has been reserved<br />

<strong>for</strong> carbon-neutral investments, <strong>and</strong><br />

one-third <strong>of</strong> the investment decisions have<br />

already been taken. In comparison with<br />

last year, the investments have doubled.<br />

The emissions trend is already a downward<br />

one which, in addition to the weather, is<br />

significantly impacted by the investments<br />

already made in carbon-neutral production.<br />

„We have made considerable ef<strong>for</strong>ts <strong>and</strong><br />

large investments in renewable <strong>and</strong> emission-free<br />

heat <strong>and</strong> electricity production.<br />

This will allow us to close the Hanasaari<br />

coal-fired power plant earlier than anticipated,<br />

already in spring 2023. Helen has<br />

the expertise <strong>and</strong> the will to have an impact<br />

on the energy transition <strong>and</strong> to find solutions<br />

<strong>for</strong> the mitigation <strong>of</strong> climate change.<br />

Climate work is also carried out together<br />

with customers: we have sold a significant<br />

share <strong>of</strong> the production <strong>of</strong> the soon-to-be<br />

completed Lakiakangas wind farm to<br />

Sponda. Our customer numbers continue<br />

to grow strongly in all customer segments,<br />

<strong>and</strong> the number <strong>of</strong> electricity contract customers<br />

is already almost 585,000 households,“<br />

says Juha-Pekka Weckström, President<br />

& CEO <strong>of</strong> Helen Ltd.<br />

The Helen Group consists <strong>of</strong> the parent<br />

company Helen Ltd <strong>and</strong> the subsidiaries<br />

Helen <strong>Electricity</strong> Network Ltd, Oy Mankala<br />

Ab, <strong>and</strong> Helsingin Energiatunnelit Oy.<br />

Tuulipuisto Lakiakangas 3 Oy <strong>and</strong> Kristinestad<br />

Tupaneva Oy are also reported as<br />

new subsidiaries. The associated companies<br />

consolidated in the Group accounts<br />

are Voimapiha Oy, Suomen Merituuli Oy,<br />

<strong>and</strong> Liikennevirta Oy. The figures in brackets<br />

are comparable to the same period in<br />

the previous year.<br />

April to June <strong>2021</strong><br />

• The Group’s net sales grew year on year.<br />

Net sales stood at EUR 224 million (EUR<br />

210 million). Operating pr<strong>of</strong>it fell to<br />

EUR 12 million (EUR 22 million).<br />

Despite the reduced sales volume, net<br />

sales grew as a result <strong>of</strong> the rise in the<br />

market price <strong>of</strong> electricity <strong>and</strong> the costbased<br />

price <strong>of</strong> district heat. The result is<br />

diminished considerably by higher fuel<br />

costs <strong>and</strong> excise tax on fossil fuels, as<br />

well as the rise in the price <strong>of</strong> emission<br />

allowances.<br />

• <strong>Heat</strong> sales were down by 5 per cent on<br />

the previous year, st<strong>and</strong>ing at 1,101<br />

GWh (1,164 GWh). Total electricity<br />

sales fell by 18 per cent to 1,069 GWh<br />

(1,301 GWh).<br />

• Cooling sales decreased by 13 per cent<br />

to 65 GWh (75 GWh).<br />

• <strong>Electricity</strong> distribution in Helsinki grew<br />

by 9 per cent to 1,101 GWh (920 GWh).<br />

January to June <strong>2021</strong><br />

• The Group’s net sales grew significantly<br />

year on year, but the operating pr<strong>of</strong>it<br />

diminished considerably due to a<br />

substantial increase in costs. Net sales<br />

stood at EUR 632 million (EUR 576<br />

million). Operating pr<strong>of</strong>it amounted to<br />

EUR 74 million (EUR 105 million).<br />

• <strong>Heat</strong> sales grew by 14 per cent on the<br />

previous year, st<strong>and</strong>ing at 3,950 GWh<br />

(3,477 GWh).<br />

• Total electricity sales remained<br />

unchanged at 3,294 GWh (3,285 GWh).<br />

• Cooling sales increased by 15 per cent<br />

to 89 GWh (77 GWh).<br />

• <strong>Electricity</strong> distribution in Helsinki grew<br />

by 7 per cent to 2,228 GWh<br />

(2,089 GWh).<br />

LL<br />

www.helen.fi (212851814)<br />

HELEN: Unusually hot summer<br />

boosted cooling requirement to<br />

record readings<br />

(helen) In June-July <strong>2021</strong>, several temperature<br />

records were broken in Finl<strong>and</strong>,<br />

which has also been reflected in the record-high<br />

dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> cooling. In Helsinki,<br />

the energy company Helen <strong>of</strong>fers a cooling<br />

service, <strong>and</strong> in July the highest cooling dem<strong>and</strong><br />

ever was recorded at 160MW. Despite<br />

the heat, the cooled properties have<br />

allowed people to enjoy cool indoor temperatures.<br />

Cooling is undergoing rapid growth <strong>and</strong><br />

has been significantly affected by the hot<br />

summer. In normal hot weather, Helen‘s<br />

cooling consumption hovers around<br />

100 MW, so the record need <strong>of</strong> 160 MW has<br />

been about 60 % higher than in normal circumstances.<br />

In addition to the heat, the<br />

significantly high dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> cooling has<br />

also been affected by the fact that the number<br />

<strong>of</strong> customers using the cooling service<br />

is constantly growing. New, well-insulated<br />

buildings can also be warm in the summer<br />

heat, which increases the need <strong>for</strong> cooling.<br />

Cooling service all over Helsinki<br />

Helen‘s carbon-neutral cooling is no<br />

longer just the prerogative <strong>of</strong> the city centre,<br />

as cooling is available all over Helsinki.<br />

Outside the district cooling network, cooling<br />

is produced by means <strong>of</strong> a separate heat<br />

pump. The cooling service currently covers<br />

several hundred customers <strong>and</strong> a variety <strong>of</strong><br />

properties, such as shopping centres, <strong>of</strong>fices<br />

<strong>and</strong> residential properties all around<br />

Helsinki.<br />

23


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

„We talk about property-specific cooling<br />

when it is produced outside the district<br />

cooling network. Both district cooling <strong>and</strong><br />

property-specific cooling are reliable, carbon-neutral,<br />

easy, quiet <strong>and</strong> carefree. Their<br />

contract models are identical <strong>and</strong> the costs<br />

are similar,“ sums up Marko Kivimaa, head<br />

<strong>of</strong> Helen‘s Pricing <strong>and</strong> Sales Analysis group.<br />

Pleasant indoor temperature increases<br />

com<strong>for</strong>t <strong>of</strong> properties<br />

The need <strong>for</strong> cooling will increase further<br />

as the climate warms up. Not surprisingly,<br />

people appreciate reasonable indoor temperatures<br />

both at home <strong>and</strong> in public places:<br />

an appropriate indoor temperature improves<br />

air quality, <strong>and</strong> research has shown<br />

it to increase work productivity <strong>and</strong> com<strong>for</strong>t.<br />

„Cooling is no longer a special rarity. People<br />

appreciate even conditions <strong>and</strong> cooled<br />

spaces both in their homes, workplaces <strong>and</strong><br />

shopping centres,“ says Antti Tilamaa,<br />

Product Manager, Cooling at Helen.<br />

Helen would also like to remind us that by<br />

our own actions we can all reduce the need<br />

<strong>for</strong> cooling on hot summer days, <strong>and</strong> thus<br />

help to save energy. For example, a simple<br />

way is to close the shades <strong>and</strong> blinds on the<br />

property’s windows both on weekdays <strong>and</strong><br />

at weekends.<br />

Facts<br />

• Helsinki has the third-largest district<br />

cooling network in Europe.<br />

• Most <strong>of</strong> Helen‘s cooling is produced at<br />

the Katri Vala <strong>Heat</strong>ing <strong>and</strong> Cooling<br />

Plant, which is one <strong>of</strong> the world‘s<br />

largest.<br />

• Katri Vala‘s sixth heat pump is<br />

scheduled <strong>for</strong> completion during the<br />

summer <strong>of</strong> <strong>2021</strong> <strong>and</strong> the seventh during<br />

2023. With the new pumps, Helen is<br />

preparing <strong>for</strong> the growth in dem<strong>and</strong> <strong>for</strong><br />

cooling.<br />

• Helen <strong>of</strong>fers district <strong>and</strong> propertyspecific<br />

cooling as a service, which<br />

reduces the customer‘s risks.<br />

• With district <strong>and</strong> property-specific<br />

cooling, waste heat <strong>and</strong> other residual<br />

heat collected from properties is<br />

recycled <strong>and</strong> further processed by heat<br />

pumps into carbon-neutral district heat.<br />

• In summertime, recycled heat is used<br />

particularly <strong>for</strong> heating domestic water<br />

<strong>for</strong> the residents <strong>of</strong> Helsinki.<br />

LL<br />

www.helen.fi (212851816)<br />

illwerke: 100 Millionen für die<br />

Versorgungssicherheit<br />

• Vorarlbergs Haushalte und Unternehmen<br />

können sich darauf verlassen, dass<br />

der Strom jederzeit zur Verfügung steht.<br />

(illw) Das belegen auch in diesem Jahr die<br />

aktuellsten Zahlen zur Netzverfügbarkeit.<br />

Mit einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit<br />

von nur 2,3 Minuten ohne Naturkatastrophen<br />

rangiert die Vorarlberger Energienetze<br />

GmbH (vorarlberg netz) auch im<br />

Jahr 2020 im internationalen Spitzenfeld.<br />

Gleichzeitig gehören die Netztarife zu den<br />

niedrigsten im gesamten Bundesgebiet.<br />

„Wir freuen uns sehr über den Status Quo<br />

und sehen diesen als Bestätigung unserer<br />

Arbeit“, so illwerke vkw Finanz- und Personalvorst<strong>and</strong><br />

Christ<strong>of</strong> Germann: „Und natürlich<br />

motiviert er uns, den bisherigen<br />

Weg <strong>for</strong>tzusetzen und vor allem auch die<br />

aktuellen Heraus<strong>for</strong>derungen im Netzbereich<br />

aktiv anzugehen.“<br />

Verlagerung in den Strombereich<br />

Im Zuge der Energiewende kommt es in<br />

der heimischen Energiewirtschaft immer<br />

weiter zu einer Verlagerung in den Strombereich.<br />

Das bedeutet für den Netzdienstleister,<br />

dass bereits heute alle Hausaufgaben<br />

erledigt werden müssen, um die hohen<br />

An<strong>for</strong>derungen bewältigen zu können.<br />

„Die Energieerzeugung aus erneuerbaren<br />

Quellen bedeutet für uns, dass die Planbarkeit<br />

der Netzauslastung zum einen geringer<br />

wird und die Belastungsspitzen höher.<br />

Dabei ist es wichtig, dass wir jedes dieser<br />

Szenarien zu jedem Zeitpunkt abbilden<br />

und bewältigen können müssen. Die Steigerungen<br />

im Bereich der Elektromobilität,<br />

vermehrte Einspeisungen über Photovoltaik,<br />

Wetter- und witterungsbedingte<br />

Schwankungen und Vieles mehr erhöhen<br />

die Netzan<strong>for</strong>derungen, darauf müssen wir<br />

uns einstellen“, so Christ<strong>of</strong> Germann.<br />

Langfristige Planung<br />

„Für die Bereitstellung einer leistungsfähigen<br />

Netzinfrastruktur investieren wir jedes<br />

Jahr erhebliche Mittel in den weiteren<br />

Ausbau, die Erneuerung und Inst<strong>and</strong>haltung<br />

der Netzanlagen. Gleichzeitig simulieren<br />

wir in der strategischen Netzentwicklung<br />

verschiedene Zukunftsszenarien<br />

und planen langfristig“, so vorarlberg netz<br />

Geschäftsführer Johannes Türtscher.<br />

Jüngstes Beispiel ist das gerade abgeschlossene<br />

Projekt „Netzentwicklung – Mission<br />

2030“ dessen Ergebnisse jetzt vorliegen.<br />

Forschungsprojekt zur Netzentwicklung<br />

„Im Rahmen dieses Projekts haben wir<br />

die Auswirkungen der steigenden Elektrifizierung<br />

der verschiedenen Sektoren und<br />

der erneuerbaren, dezentralen Erzeugung<br />

auf das Strom- und Gasnetz untersucht.<br />

Aus den Erkenntnissen haben wir dann anschließend<br />

Strategien bzw. H<strong>and</strong>lungsempfehlungen<br />

für die Netzentwicklung bis<br />

2030 abgeleitet“, berichtet Türtscher. In<br />

fünf Teilbereichen wurden vom Projektteam<br />

umfassende Untersuchungen durchgeführt:<br />

• Konventioneller Netzausbau<br />

• Intelligente Netze (z.B. regelbarer<br />

Ortsnetztrafo, rONT)<br />

• Netzwirtschaftliche<br />

Rahmenbedingungen<br />

• Ansteuerung von Kundenanlagen<br />

• Netzintegration Grünes Gas (Bereich<br />

Erdgas)<br />

Wissenschaftliche Begleitung<br />

Die illwerke vkw Stiftungspr<strong>of</strong>essur für<br />

Energieeffizienz am Forschungszentrum<br />

Energie der FH Vorarlberg führte die wissenschaftliche<br />

Begleitung zum Projekt Netzentwicklung<br />

– Mission 2030 durch. „Die Aufgabe<br />

der FH Vorarlberg war es, durch die Simulation<br />

unterschiedlicher Ausbaupfade für<br />

Photovoltaik und Elektromobilität deren<br />

wahrscheinliche Auswirkungen auf die Niederspannungsnetze<br />

zu untersuchen“, so<br />

Stiftungspr<strong>of</strong>essor Markus Preißinger. Die<br />

eigens dafür entwickelte Simulation erlaubt<br />

es, automatisiert den Netzzust<strong>and</strong> von 80 %<br />

(1.300) der Vorarlberger Ortsnetzstationen<br />

unter unterschiedlichen Bedingungen zu berechnen.<br />

Durch den hohen Automatisierungsgrad<br />

war es dem Projektteam möglich,<br />

eine Vielzahl an Szenarien bis 2030 zu untersuchen<br />

und gemeinsam mögliche Strategien<br />

für die zukünftige Netzinfrastruktur<br />

abzuleiten. Die rasche und erfolgreiche Umsetzung<br />

der Simulationsstudie war nur<br />

durch die gute und enge Zusammenarbeit<br />

des Teams der FH Vorarlberg mit den Mitarbeiter:innen<br />

der Vorarlberger Energienetze<br />

GmbH möglich. Durch die kurzen Wege und<br />

den regelmäßigen Austausch konnte durch<br />

die Vereinigung der Expertise aus der Praxis<br />

mit der wissenschaftlichen Expertise gemeinsam<br />

eine fundierte und richtungsweisende<br />

Lösung erarbeitet werden. „Einmal<br />

mehr zeigt das Projekt das hohe Potenzial,<br />

das in der Zusammenarbeit der Vorarlberger<br />

Industrie mit den Expertinnen und Experten<br />

der Forschung an der FH Vorarlberg steckt“,<br />

so Markus Preißinger.<br />

<strong>International</strong>e Expertise<br />

Zusätzlich begleitete die Forschungsstelle<br />

für Energiewirtschaft in München (FfE)<br />

das Projekt als internationaler externer Berater<br />

in Form von Experten-Workshops, um<br />

auch überregionale Expertise in das Projekt<br />

einzubringen. „Seit knapp 20 Jahren<br />

verfolgen wir die Aktivitäten der illwerke<br />

vkw mit größtem Interesse. Besonders beeindruckend<br />

waren die frühen Aktivitäten<br />

auch von vorarlberg netz im Bereich Elektromobilität.<br />

Nun das Projekt Netzentwicklung<br />

– Mission 2030 begleiten zu dürfen,<br />

die Ansätze und Methoden an unseren Arbeiten<br />

in Deutschl<strong>and</strong> reflektieren zu können<br />

hat uns sehr gefreut. Damit konnten<br />

wir feststellen, dass die Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

vergleichbar sind, wenngleich die Rahmenbedingungen<br />

leicht <strong>and</strong>ere sind“, so<br />

der Vorsitzende der Geschäftsführung,<br />

Wolfgang Mauch.<br />

24


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

„Die Ergebnisse zeigen für beide Seiten<br />

größte Übereinstimmung mit konkreten<br />

Lösungen. Natürlich startet der Weg in ein<br />

zukunftsfähiges Energiesystem nicht erst<br />

heute. Auch lange vor den gesetzlichen<br />

Vorgaben zur CO 2 -Reduzierung hatten wir<br />

schon mit Energieeffizienznetzwerken in<br />

Vorarlberg mit einer Vielzahl von Industrieunternehmen<br />

begonnen. Deren Erfolgsgeschichte<br />

dauert bis heute an. Die illwerke<br />

vkw beteiligte sich in den vergangenen<br />

Jahren auch sehr aktiv an unseren Verbund-Forschungsvorhaben,<br />

in denen es<br />

darum geht, das Energiesystem mit allen<br />

seinen Komponenten fit für die dekarbonisierte<br />

Zukunft zu machen“, erklärt Mauch.<br />

Unterschiedliche Varianten<br />

Ausgehend von den wissenschaftlichen<br />

Untersuchungen hat das Projektteam im<br />

Wesentlichen zwei verschiedene Varianten<br />

ausgearbeitet und umfassend untersucht.<br />

• Variante 1: Ausschließlich<br />

konventioneller Netzausbau<br />

• Variante 2: Kombination aus<br />

konventionellen und intelligenten<br />

Maßnahmen<br />

Rahmenbedingungen der Energiezukunft<br />

Im Untersuchungsszenario gingen die Experten<br />

bis 2030 von einem PV-Ausbau auf<br />

600 GWh/a, einer E-Mobilitätsdurchdringung<br />

von 30 Prozent und linearen Steigerungen<br />

im Bereich der Wärmepumpe aus.<br />

„Bei der Ableitung der Strategien und<br />

H<strong>and</strong>lungsempfehlungen wurden wiederum<br />

zwei Varianten eruiert: einmal die Minimalvariante,<br />

um „versagende Netze“ zu<br />

verhindern und einmal eine Variante, die<br />

dem aktuellen St<strong>and</strong>ard von vorarlberg<br />

netz entspricht – mit einer errechneten<br />

Netzauslastungs-Reserve von mindestens<br />

20 Prozent“, erklärt Türtscher.<br />

Digitalisierungsschritt im Netz<br />

„Das Projekt hat klar aufgezeigt, dass wir<br />

beim Ausbau der Netzinfrastruktur zukünftig<br />

noch intensiver auf mehreren<br />

Schienen arbeiten müssen“, so Christ<strong>of</strong><br />

Germann. Es ist eine Kombination aus konventionellen<br />

und intelligenten Maßnahmen,<br />

die uns auch in den kommenden<br />

Jahrzehnten eine stabile Energieversorgung<br />

garantiert. Es ist schlichtweg nicht<br />

möglich und wirtschaftlich nicht sinnvoll,<br />

die kommenden Heraus<strong>for</strong>derungen nur<br />

mittels konventionellem Netzausbau zu<br />

schaffen. „Wir müssen durch einen weiteren<br />

Digitalisierungsschritt unser Netz so<br />

effizient wie möglich nutzen und weiterentwickeln.“<br />

Eine direkte H<strong>and</strong>lungsempfehlung<br />

ist es daher, bis 2030 rund 20 Prozent<br />

der Trafostationen im L<strong>and</strong> auf intelligente<br />

Ortsnetzstationen (iONS) umzurüsten.<br />

Dadurch wird das Verteilernetz regelbarer<br />

– das geht mit einer deutlichen<br />

Reduktion der ansonsten notwendigen<br />

Kabellegungen einher. Der klassische Netzausbau<br />

wird so auf das nötige Maß verringert<br />

und das Netz effizienter genutzt.<br />

In Zahlen ausgedrückt, investiert der<br />

Netzdienstleister damit bis 2030 zusätzlich<br />

zu den jährlichen Investitionen für Erneuerung<br />

und Inst<strong>and</strong>haltung rund 100 Millionen<br />

Euro in Netzausbau und Digitalisierung.<br />

„Dieser Betrag beinhaltet zum einen<br />

er<strong>for</strong>derliche Netzverstärkungen, die Modernisierung,<br />

Ertüchtigung und den Bau<br />

von neuen Trafostationen im Ortsnetzbereich<br />

und zum <strong>and</strong>eren Ertüchtigungs- und<br />

Erweiterungsmaßnahmen im Umspannwerksbereich“,<br />

so Türtscher. Ein wichtiger<br />

Schritt für Gesellschaft und Wirtschaft in<br />

Vorarlberg zur Festigung der Spitzenposition<br />

in Europa.<br />

LL<br />

www.illwerke.at (212860855)<br />

INEOS: Carbon capture <strong>and</strong><br />

storage gains wide industry<br />

support in Houston<br />

• Eleven companies support large-scale<br />

deployment <strong>of</strong> carbon capture <strong>and</strong><br />

storage to help decarbonize industrial<br />

facilities; discussions ongoing with<br />

others<br />

• Collective ef<strong>for</strong>ts could capture <strong>and</strong><br />

store approximately 50 million metric<br />

tons <strong>of</strong> CO 2 per year by 2030; 100<br />

million by 2040<br />

• Companies bring collective expertise as<br />

industry leaders with diverse<br />

capabilities<br />

(ineos) Eleven companies have expressed<br />

interest in supporting the large-scale deployment<br />

<strong>of</strong> carbon capture <strong>and</strong> storage<br />

(CCS) technology in Houston. Calpine,<br />

Chevron, Dow, ExxonMobil, INEOS, Linde,<br />

LyondellBasell, Marathon Petroleum, NRG<br />

Energy, Phillips 66 <strong>and</strong> Valero have agreed<br />

to begin discussing plans that could lead to<br />

capturing <strong>and</strong> safely storing up to 50 million<br />

metric tons <strong>of</strong> CO 2 per year by 2030<br />

<strong>and</strong> about 100 million metric tons by 2040.<br />

The companies plan to help address industrial<br />

CO 2 emissions in one <strong>of</strong> the largest<br />

concentrated sources in the United States.<br />

Collectively, the 11 companies are considering<br />

using CCS technology at facilities<br />

that generate electricity <strong>and</strong> manufacture<br />

products that society uses every day, such<br />

as plastics, motor fuels <strong>and</strong> packaging.<br />

If CCS technology is fully implemented at<br />

the Houston-area facilities these 11 companies<br />

operate, nearly 75 million metric tons<br />

<strong>of</strong> CO 2 could be captured <strong>and</strong> stored per<br />

year by 2040. There are ongoing discussions<br />

with other companies that have industrial<br />

operations in the area to add even<br />

more CO 2 capture capacity. They could announce<br />

their support at a later date <strong>and</strong><br />

add further momentum toward the city <strong>of</strong><br />

Houston’s ambitions to be carbon neutral<br />

by 2050.<br />

„Houston can achieve our net zero goals<br />

by working together, <strong>and</strong> it’s exciting to see<br />

so many companies have already come together<br />

to talk about making Houston the<br />

world leader in carbon capture <strong>and</strong> storage,“<br />

said Sylvester Turner, Mayor <strong>of</strong> Houston.<br />

„We’re reimagining what it means to<br />

be the energy capital <strong>of</strong> the world, <strong>and</strong> applying<br />

proven technology to reduce emissions<br />

is one <strong>of</strong> the best ways to get started.“<br />

Wide-scale deployment <strong>of</strong> CCS in the<br />

Houston area will require the collective<br />

support <strong>of</strong> industry, communities <strong>and</strong> government.<br />

If appropriate policies <strong>and</strong> regulations<br />

are put in place, CCS could generate<br />

tens <strong>of</strong> thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong> new jobs, protect current<br />

jobs <strong>and</strong> reduce emissions at a lower<br />

cost to society than many other widely<br />

available technologies. The 11 companies<br />

will continue to advocate <strong>for</strong> policies that<br />

enable the long-term commercial viability<br />

<strong>of</strong> new, exp<strong>and</strong>ed <strong>and</strong> existing CCS investments<br />

in Texas.<br />

CCS is the process <strong>of</strong> capturing CO 2 from<br />

industrial activity that would otherwise be<br />

released into the atmosphere <strong>and</strong> injecting<br />

it into deep underground geologic <strong>for</strong>mations<br />

<strong>for</strong> safe, secure <strong>and</strong> permanent storage.<br />

With supportive regulations, CO 2 from<br />

the Houston industrial area could be safely<br />

stored in the U.S. Gulf Coast region in <strong>for</strong>mations<br />

thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong> feet below the surface<br />

or seabed. The U.S. Department <strong>of</strong><br />

Energy estimates that storage capacity<br />

along the U.S. Gulf Coast is enough to hold<br />

500 billion metric tons <strong>of</strong> CO 2 — more<br />

than 130 years <strong>of</strong> the country’s total industrial<br />

<strong>and</strong> power generation emissions,<br />

based on 2018 data.<br />

Although renewables will continue to<br />

play an important role in a lower-carbon<br />

energy future, CCS is one <strong>of</strong> the few proven<br />

technologies that could enable some industry<br />

sectors to decarbonize, such as manufacturing<br />

<strong>and</strong> heavy industry. The <strong>International</strong><br />

Energy Agency projects CCS could<br />

mitigate up to 15 percent <strong>of</strong> global emissions<br />

by 2040, <strong>and</strong> the U.N. Intergovernmental<br />

Panel on Climate Change (IPCC)<br />

estimates global decarbonization ef<strong>for</strong>ts<br />

could be twice as costly without CCS.<br />

LL<br />

www.ineos.com (212851819)<br />

25


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Hochwurtenspeicher der Kelag:<br />

Service für die „grüne Batterie“<br />

Hochwurtenspeicher der Kelag: Service für die „grüne Batterie“<br />

INEOS: Consortium members<br />

agree to back Greens<strong>and</strong>, carbon<br />

storage pilot project, in support <strong>of</strong><br />

Denmark’s ambitious 70% CO 2<br />

reduction targets by 2030<br />

• 29 consortium members have signed up<br />

to phase 2 <strong>of</strong> Europe’s first full Chain<br />

Climate Carbon Capture <strong>and</strong> <strong>Storage</strong><br />

Pilot project.<br />

• Pro<strong>of</strong> <strong>of</strong> concept planning is now getting<br />

underway with potentially start around<br />

Q4 <strong>2021</strong> subject to the implementation<br />

<strong>of</strong> the agreements outlined in the<br />

Danish North Sea Agreement <strong>of</strong> Dec.<br />

2020.<br />

• The consortium will now file a grant<br />

application with the Energy Technology<br />

Development <strong>and</strong> Demonstration<br />

Program.<br />

• Mads Weng Gade, Head <strong>of</strong> Country,<br />

Denmark <strong>and</strong> Commercial Director<br />

INEOS Energy said ,“We are taking this<br />

step by step. We now have the<br />

consortium in place, <strong>and</strong> if we are<br />

successful in receiving ongoing support<br />

from the Danish Government <strong>and</strong><br />

advisory board, Greens<strong>and</strong> will be able<br />

to take another important step <strong>for</strong>ward<br />

in supporting the Danish Climate<br />

Strategy.“<br />

(ineos) INEOS Energy, Wintershall Dea<br />

<strong>and</strong> a consortium <strong>of</strong> 29 companies, research<br />

institutes <strong>and</strong> universities, have<br />

signed an agreement to support the next<br />

phase <strong>of</strong> the Greens<strong>and</strong> pilot project to<br />

demonstrate the safe <strong>and</strong> permanent storage<br />

<strong>of</strong> CO 2 .<br />

The Greens<strong>and</strong> consortium will now file a<br />

grant application with the Energy Technology<br />

Development <strong>and</strong> Demonstration Program<br />

in Denmark. If the application is successful<br />

the consortium targets the start <strong>of</strong><br />

work by end <strong>2021</strong>, with the <strong>of</strong>fshore injection<br />

pilot taking place in late 2022.<br />

Mads Weng Gade, Head <strong>of</strong> country, Denmark<br />

<strong>and</strong> Commercial Director INEOS Energy<br />

said „Greens<strong>and</strong> has brought together<br />

a strong consortium <strong>of</strong> 29 companies, with<br />

strong competencies across key players<br />

from Denmark <strong>and</strong> around the world.<br />

„We are taking this step by step. Today we<br />

have the consortium in place, <strong>and</strong> if we are<br />

successful in receiving ongoing support<br />

from the Danish Government <strong>and</strong> advisory<br />

board, Greens<strong>and</strong> will be able to take another<br />

important step <strong>for</strong>ward in supporting<br />

the Danish Climate Strategy.“<br />

A large majority <strong>of</strong> the Danish Parliament<br />

decided in December 2020 to set aside a<br />

special funding pool to support a Danish<br />

CO 2 storage pilot project, aiming to investigate<br />

the reservoir-CO 2 interaction in the<br />

Danish North Sea. This pilot project, if designed<br />

correctly, could <strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> a<br />

decision, to enable CO 2 storage by 2025.<br />

Project Greens<strong>and</strong> is amongst the frontrunners<br />

<strong>of</strong> CO 2 storage projects in Europe.<br />

The project has the potential to make a significant<br />

contribution to our underst<strong>and</strong>ing<br />

<strong>and</strong> growth <strong>of</strong> carbon storage technology,<br />

whilst supporting Denmark’s wider CO 2<br />

emission reduction targets <strong>for</strong> 2030 <strong>and</strong><br />

beyond.<br />

LL<br />

www.ineos.com (212851820)<br />

• Beim Hochwurtenspeicher der<br />

Kraftwerksgruppe Fragant führt die<br />

Kelag derzeit Inst<strong>and</strong>haltungs- und<br />

Sanierungsarbeiten durch. Rund 20<br />

Fachkräfte arbeiten auf dieser Baustelle,<br />

die Kelag investiert mehr als zwei<br />

Millionen Euro in dieses Projekt.<br />

(kelag) Der Speicher Hochwurten liegt in<br />

2.400 m Seehöhe, er ist mit dem Großsee<br />

über einen Stollen verbunden, bildet mit<br />

diesem ein Doppelspeichersystem und gehört<br />

zu den großen Speichern der Kraftwerksgruppe<br />

Fragant. „Das rund 50 Jahre<br />

alte Dammbauwerk Hochwurten ist in einem<br />

sehr guten Gesamtzust<strong>and</strong>“, sagt<br />

Christian Rupp, Leiter Erzeugung/Technische<br />

Services der Kelag. „Wir müssen aber<br />

nachhaltig und vorausblickend denken,<br />

deswegen haben wir die Entscheidung getr<strong>of</strong>fen,<br />

neben den umfangreichen Kontrollen<br />

die Abdichtung zwischen dem<br />

Damm und der Felsflanke auf der rechten<br />

Seite zu erneuern.“ Nach dem vollständigen<br />

Entleeren des Speichers haben Fachkräfte<br />

an dieser Stelle den Spritzbeton und<br />

die alte Dichtungsmasse entfernt. „Nun<br />

tragen wir eine neue Hydraton-Dichtung<br />

auf, die wir wieder mit Spritzbeton gegen<br />

Steinschlag und Eisschollen schützen.<br />

Nach Abschluss dieser Arbeiten ist der weiterhin<br />

sichere Betrieb des Dammes für<br />

Jahrzehnte gewährleistet.“<br />

Heraus<strong>for</strong>dernde Arbeiten im<br />

Hochgebirge<br />

Für die Bauarbeiten in 2.400 m Seehöhe<br />

spielt das Wetter eine sehr große Rolle.<br />

„Es kann jederzeit winterlich und stürmisch<br />

werden, wir sind hier am Alpenhauptkamm“,<br />

erläutert Projektleiter Mario<br />

Körbler. „Zusätzlich sind die Sedimentrückhaltung<br />

und die Beobachtung<br />

des Gletscherzuflusses im Speicher enorm<br />

wichtig für die Sicherheit der Arbeitskräfte.<br />

Bei starkem Regen müssen wir mit 10<br />

Kubikmetern Wasser pro Sekunde umgehen<br />

können. Deshalb haben wir ein Gerinne<br />

gebaut, sodass das Wasser durch den<br />

Stollen in den Großsee abfließen kann,<br />

ohne die Bauarbeiter und die Baustelle zu<br />

gefährden. Zusätzlich verhindern wir mit<br />

dem Gerinne den Austrag von Material<br />

aus dem Speicherboden.“ Vor Beginn der<br />

Arbeiten beim Hochwurtenspeicher wurden<br />

der Damm, die unter Wasser liegenden<br />

Anlagenteile sowie die Topografie von<br />

einem Tauchroboter untersucht. „Die Ergebnisse<br />

dieser Aufnahmen haben es uns<br />

ermöglicht, die notwendigen Arbeiten genau<br />

zu planen, das ist im Hochgebirge mit<br />

kurzem Sommer besonders wichtig“, betont<br />

Körbler.<br />

26


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Speicher als „grüne Batterien“<br />

Der Hochwurtenspeicher hat einen Nutzinhalt<br />

von 13 Millionen Kubikmeter und<br />

ist durch einen Stollen mit dem Großsee<br />

verbunden, der 14 Millionen Kubikmeter<br />

nutzbaren Inhalt hat. Der Doppelspeicher<br />

Hochwurten-Großsee ist eines der großen<br />

Speichersysteme der Kelag in der Kraftwerksgruppe<br />

Fragant. „Die Kraftwerksgruppe<br />

Fragant ist mit ihren Pumpspeicherkapazitäten<br />

das Herzstück der Stromerzeugung<br />

der Kelag“, betont Christian<br />

Rupp. „Diese Anlagen sind sehr flexibel<br />

einsetzbar, sodass sie Erzeugungs – und<br />

Nachfrageschwankungen rasch ausgleichen<br />

können. Wenn die Kunden sehr viel<br />

Strom brauchen, gehen wir mit den Maschinensätzen<br />

innerhalb kürzester Zeit ans<br />

Netz und erzeugen Spitzenstrom. Die Speicherseen<br />

dienen in diesem komplexen System<br />

als „grüne Batterien“, in denen wir<br />

Strom indirekt speichern können. Ihre Bedeutung<br />

wird in den nächsten Jahren und<br />

Jahrzehnten weiter zunehmen, deswegen<br />

müssen wir dafür sorgen, dass sie hoch verfügbar,<br />

also immer einsatzbereit sind!“ In<br />

der Kraftwerksgruppe Fragant nützt die<br />

Kelag Wasser in drei Ebenen, der Hochwurtenspeicher<br />

befindet sich auf der<br />

höchstgelegenen Ebene in 2.400 m Seehöhe.<br />

Das Wasser aus dem Hochwurtenspeicher<br />

wird über die drei Kraftwerkstufen<br />

Zirknitz, Innerfragant und Außerfragant<br />

(700 m Seehöhe) zur Stromerzeugung genutzt,<br />

aber auch vom Wurtenspeicher in<br />

den Oscheniksee gepumpt.<br />

LL<br />

www.kelag.at (212851823)<br />

LEAG: Vorsorgevereinbarung mit<br />

Br<strong>and</strong>enburg aktualisiert<br />

• Entschädigung für Kohleausstieg soll<br />

Rekultivierung zusätzlich absichern<br />

(leag) Das Br<strong>and</strong>enburgische L<strong>and</strong>esamt<br />

für Bergbau, Geologie und Rohst<strong>of</strong>fe<br />

(LBGR) und die Lausitz Energie Bergbau<br />

AG (LEAG) haben in dieser Woche eine angepasste<br />

Vorsorgevereinbarung zur finanziellen<br />

Sicherung der Wiedernutzbarmachungsverpflichtungen<br />

für die Tagebaue<br />

Jänschwalde und Welzow-Süd in der br<strong>and</strong>enburgischen<br />

Lausitz unterzeichnet.<br />

Damit wurde die bereits bestehende Vorsorgevereinbarung<br />

aus dem Jahr 2018 an<br />

das 2020 beschlossene Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />

(KVBG) und den<br />

dazu gehörigen öffentlich-rechtlichen Vertrag<br />

der Bundesrepublik Deutschl<strong>and</strong> mit<br />

den Braunkohlekraftwerksbetreibern angepasst.<br />

Zum einen wird durch die Anpassung<br />

sichergestellt, dass die der LEAG nach<br />

KVBG und öffentlich-rechtlichem Vertrag<br />

zustehende Entschädigung in Höhe von<br />

1,75 Milliarden Euro, so wie in Gesetz und<br />

Vertrag vorgesehen, anteilig an die br<strong>and</strong>enburgische<br />

Vorsorgegesellschaft LEVEB<br />

ausgezahlt wird. Zum <strong>and</strong>eren wird gewährleistet,<br />

dass sich die aus dem KVBG<br />

und dem öffentlich-rechtlichem Vertrag<br />

ergebenden Mehraufwendungen für die<br />

Wiedernutzbarmachung infolge des vorzeitigen<br />

Kohleausstiegs ebenfalls finanziell<br />

abgesichert werden.<br />

Die LEAG weist in ihrem Jahresabschluss<br />

regelmäßig ausreichende Rückstellungen<br />

nach, um sämtlichen bergbaulichen Verpflichtungen<br />

nachkommen zu können. Mit<br />

der Vorsorgevereinbarung und der Gründung<br />

der Vorsorgegesellschaft LEVEB, deren<br />

Anteile an das L<strong>and</strong> Br<strong>and</strong>enburg verpfändet<br />

sind und in der ein ausreichend<br />

hohes Sondervermögen angespart wird,<br />

entspricht das Unternehmen dem im Zusammenhang<br />

mit dem gesetzlich vorgezogenen<br />

Kohleausstieg gestiegenen Sicherheitsbedürfnis<br />

des L<strong>and</strong>es Br<strong>and</strong>enburg.<br />

Die Lausitz Energie Bergbau AG hat zum<br />

30. Juni den vollständigen Sockelbetrag<br />

von 102,9 Millionen Euro in die LEVEB eingebracht.<br />

Damit kommt sie ihren Verpflichtungen<br />

aus der Vorsorgevereinbarung mit<br />

dem L<strong>and</strong> Br<strong>and</strong>enburg pünktlich nach.<br />

LL<br />

www.leag.de (212860859)<br />

LEAG: Grundsteinlegung für<br />

Gaskraftwerk Leipheim<br />

• LEAG-Projekt unterstützt Energiewende<br />

durch Netzstabilität – Baustelle in<br />

Süddeutschl<strong>and</strong> auf erfolgreichem Weg<br />

– Lausitzer Findling enthüllt<br />

(leag) Auch in Süddeutschl<strong>and</strong> geht es für<br />

das ostdeutsche Energieunternehmen<br />

LEAG zügig voran auf dem Weg zu einem<br />

breit aufgestellten Energie-, Infrastrukturund<br />

Serviceunternehmen. Mit den Partnern<br />

Siemens Energy und Amprion baut<br />

die LEAG dort aktuell das Gaskraftwerk<br />

Leipheim (GKL) – ein 300 MW-Gasturbinenkraftwerk,<br />

das dabei hilft, die deutsche<br />

Energiewende abzusichern. Zum Einsatz<br />

kommen soll das Kraftwerk nach seiner<br />

Fertigstellung im August 2023 auf An<strong>for</strong>derung<br />

des Netzbetreibers Amprion zur<br />

Sicherung der Netzstabilität – insbesondere<br />

nach der politisch gewollten Abschaltung<br />

der letzten Atomkraftwerke 2022 und<br />

dem gesetzlich vorgegebenen Ausstieg aus<br />

der Kohleverstromung.<br />

Bei der feierlichen Grundsteinlegung am<br />

zukünftigen Kraftwerksst<strong>and</strong>ort – im Beisein<br />

von Vertretern der bayerischen L<strong>and</strong>es-<br />

und Regionalpolitik sowie zahlreichen<br />

Festgästen – betonte Geschäftsführer Thomas<br />

Hörtinger, dass das Engagement und<br />

die Investition der LEAG hier im Nordosten<br />

von Ulm gut und notwendig sei. „Heute sehen<br />

wir, dass wir hier in Leipheim auf einem<br />

sehr guten Weg sind und mit dem<br />

Kraftwerksbau zügig und planmäßig vorankommen“,<br />

sagte Hörtinger, einer der<br />

beiden Geschäftsführer der Gaskraftwerke<br />

Verwaltungs GmbH. Um die Bedeutung<br />

der Achse Lausitz/Leipheim zu versinnbildlichen,<br />

wurde im Rahmen der Grundsteinlegung<br />

ein großer Lausitzer Findling<br />

enthüllt, der eigens nach Leipheim geschafft<br />

worden war. Auch nach Fertigstellung<br />

der Anlage wird er das Gelände verschönern<br />

und auf die Verbindung zur Lausitz<br />

verweisen.<br />

Ausgangspunkt für den Kraftwerksneubau<br />

in Leipheim war ein Ausschreibungsverfahren<br />

des Übertragungsnetzbetreibers<br />

Amprion für ein so genanntes besonderes<br />

netztechnisches Betriebsmittel, um in Notfallsituationen<br />

die Netzstabilität in<br />

Deutschl<strong>and</strong> gewährleisten zu können.<br />

„Für dieses zukunftsweisende Projekt hat<br />

die GKL den Zuschlag erhalten. Mit dieser<br />

Investition übernimmt die LEAG als erfahrener<br />

Kraftwerksbetreiber auch im Süden<br />

Bereit für den symbolischen Spatenstich zur Grundsteinlegung für das Gaskraftwerk in Leipheim<br />

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

Thomas Hörtinger, Leiter Kraftwerke bei der LEAG; Leipheims Bürgermeister Christian Konrad,<br />

Bauleiter Rolf Schäfer, Hans Reichhart, L<strong>and</strong>rat des L<strong>and</strong>kreises Günzburg, und Thomas Schneider<br />

von Siemens energy.<br />

27


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Deutschl<strong>and</strong>s Verantwortung für eine sichere<br />

Energieversorgung“, so Hubertus<br />

Altmann, LEAG-Vorst<strong>and</strong> Kraftwerke. „Wie<br />

auch die beiden <strong>and</strong>eren Gasturbinenkraftwerke<br />

der LEAG, Thyrow und Ahrensfelde<br />

bei Berlin, wird das Gaskraftwerk<br />

Leipheim nach seiner Fertigstellung der<br />

Netzstabilisierung dienen. Für den stabilen<br />

Netzbetrieb und damit für das Gelingen<br />

der Energiewende sind derartige Anlagen<br />

dringend er<strong>for</strong>derlich. Die LEAG ist bestrebt,<br />

ihr Portfolio der Energieerzeugung<br />

zu erweitern, und setzt dies bereits in den<br />

Bereichen Erneuerbare und Speicher erfolgreich<br />

um.“<br />

In Gaskraftwerken sieht die LEAG einen<br />

wichtigen Stützpfeiler der Energiewende,<br />

der die Stromnetze angesichts abnehmender<br />

gesicherter Kraftwerkskapazitäten stabilisiert<br />

und so die Folgen des Atom- und<br />

Kohleausstiegs abfedert. „Mit der Investition<br />

in Leipheim können wir unsere Rolle als<br />

Betreiber netzrelevanter Anlagen für die<br />

Zukunft ausbauen und leisten unseren Beitrag<br />

zum Erfolg der Energiewende in<br />

Deutschl<strong>and</strong>. Gleichzeitig dient die Investition<br />

auch der Lausitz, denn mit ihr sichern<br />

wir stabile Kapitalflüsse für die Wiedernutzbarmachung<br />

von Bergbaufolgel<strong>and</strong>schaften“,<br />

betonte Altmann.<br />

Das Gaskraftwerk Leipheim wird als besonderes<br />

netztechnisches Betriebsmittel<br />

(bnBm) gemäß § 11 Abs. 3 Energiewirtschaftsgesetz<br />

(EnWG) im Netzgebiet der<br />

Amprion errichtet. Derartige Anlagen sollen<br />

überall dort entstehen, wo es die Sicherheit<br />

und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsystems<br />

er<strong>for</strong>dert. In Süddeutschl<strong>and</strong><br />

ist dies insbesondere vor<br />

dem Hintergrund der bevorstehenden<br />

Stilllegung der verbleibenden Kernkraftwerke<br />

der Fall. Nach der geplanten Inbetriebnahme<br />

im August 2023 ist ein Leistungszeitraum<br />

von zehn Jahren für das<br />

GKL vorgesehen. Am regulären Strommarkt<br />

wird das bnBm in Leipheim nicht<br />

teilnehmen. Ein Aufruf des Kraftwerkes ist<br />

nur durch den Übertragungsnetzbetreiber<br />

Amprion erlaubt.<br />

Nach der feierlichen Grundsteinlegung<br />

wird es nun zügig weitergehen. Die immissionsschutzrechtliche<br />

Genehmigung sowie<br />

die Planfeststellungsbeschlüsse für die<br />

Gas- und Stromtrasse liegen vor. Siemens<br />

Energy hat bereits mit der Errichtung der<br />

Anlage begonnen. „Betriebsführung und<br />

Inst<strong>and</strong>haltung vor Ort soll später ebenfalls<br />

Siemens Energy übernehmen, die Projektführung<br />

erfolgt aber aus der Lausitz.<br />

Nach der Inbetriebnahme wird die Anlage<br />

auch in das Leitsystem des LEAG-Kraftwerks<br />

Schwarze Pumpe eingebunden sein<br />

und von dort aus mit überwacht“, erklärte<br />

der zweite Geschäftsführer der GKL, Sebastian<br />

Lindner.<br />

LL<br />

www.leag.de (212860900)<br />

Leipziger Stadtwerke feiern<br />

Richtfest für das neue<br />

Heizkraftwerk Leipzig Süd<br />

• OBM Jung: Zukunftsfähige Anlage kann<br />

perspektivisch CO 2 -neutral betrieben<br />

werden<br />

(l) Im Dezember 2020 wurde der Grundstein<br />

gelegt, jetzt feiern die Leipziger Stadtwerke<br />

Richtfest für das neue Heizkraftwerk<br />

(HKW) Leipzig Süd. Es ist aktuell das zentrale<br />

Projekt des Leipziger Zukunftskonzepts<br />

Fernwärme. „Leipzig zeigt, dass es<br />

die Energiewende in Sachsen ernst nimmt<br />

und aktiv gestaltet. Mit dem neuen HKW<br />

Leipzig Süd unternehmen die Leipziger<br />

Stadtwerke bereits heute einen wichtigen<br />

Schritt Richtung Kohleausstieg“, sagt<br />

Wolfram Günther, Sächsischer Staatsminister<br />

für Energie, Klimaschutz, Umwelt<br />

und L<strong>and</strong>wirtschaft. „Um die verbindlichen<br />

klimapolitischen Ziele zu erreichen,<br />

brauchen wir Anlagen wie das neue Leipziger<br />

Kraftwerk und das vorausschauende<br />

Engagement der Kommunen. Sie sind zentrale<br />

H<strong>and</strong>elnde auf dem Weg zur Klimaneutralität.<br />

Das HKW Leipzig Süd trägt sowohl<br />

zur Versorgungssicherheit bei als<br />

auch zur Bewältigung des Strukturw<strong>and</strong>els<br />

in der Leipziger Region.“<br />

„Dieses neue Kraftwerk macht uns unabhängig<br />

von der Fernwärme aus Braunkohle.<br />

Und das auch noch schneller als geplant“,<br />

so Burkhard Jung, Oberbürgermeister<br />

der Stadt Leipzig und Aufsichtsratsvorsitzender<br />

der Leipziger Gruppe.<br />

„Mit dem Neubau des HKW Leipzig Süd sichern<br />

wir die Energieversorgung und liefern<br />

zugleich einen wichtigen Beitrag zum<br />

Erreichen der Klimaziele unserer Stadt.“<br />

Deutschl<strong>and</strong> wolle den Kohleausstieg 2038<br />

beenden, Leipzig schaffe die Trans<strong>for</strong>mation<br />

schneller. 2019 habe der Stadtrat den<br />

Klimanotst<strong>and</strong> für Leipzig beschlossen, im<br />

Jahr darauf sei der Grundstein fürs HKW<br />

gelegt – und nun bereits der Richtkranz<br />

aufgezogen worden. „Bereits Ende 2022<br />

kann das HKW am Netz sein“, sagt Jung.<br />

„Leipzig macht Tempo auf dem Weg zur<br />

Wärmewende, unsere Stadtwerke erweisen<br />

sich hier als zuverlässiger Partner. Diese<br />

zukunftsfähige Anlage startet mit der<br />

Brückentechnologie Erdgas und einem<br />

überaus hohen Wirkungsgrad, wird perspektivisch<br />

aber auch mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

also komplett CO 2 -neutral, betrieben<br />

werden können.“<br />

Auf dem diesjährigen Mitteldeutschen<br />

Wasserst<strong>of</strong>fgipfel, so Jung weiter, seien<br />

sich Vertreter aus Politik, Wissenschaft und<br />

Wirtschaft einig gewesen: An die Stelle der<br />

kohlebasierten Energiewirtschaft in der<br />

Region müsse eine zukunftsfähige Energiel<strong>and</strong>schaft<br />

treten. „Denn sonst w<strong>and</strong>ert<br />

neben Wissen und Können auch Wertschöpfung<br />

in <strong>and</strong>ere Regionen ab.“<br />

Für Zukunftsthema Wasserst<strong>of</strong>f braucht es<br />

Unterstützung von EU, Bund und L<strong>and</strong><br />

„Wir senden mit unserer zügig voranschreitenden<br />

HKW-Baustelle sowohl ein<br />

Zeichen für unser hohes Investitionstempo<br />

als auch für unsere Verantwortung, die wir<br />

bei der Gestaltung des Strukturw<strong>and</strong>els<br />

übernehmen“, sagt Karsten Rogall, Geschäftsführer<br />

der Leipziger Stadtwerke.<br />

Das neue HKW erfülle drei wesentliche<br />

Aufgaben gleichzeitig: Versorgungssicherheit,<br />

Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz.<br />

„Dabei denken wir heute schon das Übermorgen<br />

mit. Wasserst<strong>of</strong>f hat in den Sektoren<br />

Transport/Logistik, Industrie, Energie<br />

und Mobilität hervorragende Qualitäten.<br />

Deshalb treiben wir die Sektorenkopplung<br />

als Leipziger Gruppe voran und machen<br />

uns H2-ready. Um die entsprechende<br />

Technologie, gekoppelt an verbraucherfreundliche<br />

Preise, zu entwickeln, benötigen<br />

wir aber einen verlässlicheren Rahmen.<br />

Für das Zukunftsthema Wasserst<strong>of</strong>f<br />

braucht es die politische und finanzielle<br />

Unterstützung von Europäischer Union,<br />

Bund und L<strong>and</strong>.“<br />

„Ambitionierte Klimaziele benötigen<br />

auch eine ambitionierte Unterstützung für<br />

die, die sie vor Ort umsetzen“, unterstreicht<br />

Geschäftsführer-Kollege Dr. Maik Piehler.<br />

Es gebe entlang der kompletten Wertschöpfungskette<br />

in der Region gute Möglichkeiten,<br />

zukünftig die Potenziale von<br />

grünem Wasserst<strong>of</strong>f zu heben. In der Region<br />

stehe ein Netzwerk für grünen Wasserst<strong>of</strong>f<br />

bereits bereit – von der Forschung<br />

über Austausch und Produktion bis zu<br />

Transport und Speicherung sowie Anwendung.<br />

„Wir als Stadtwerke verstehen uns<br />

als Nachhaltigkeits-Motor in der Region.<br />

Dabei geht es um den passenden Mix von<br />

Technologien. Allein im Rahmen unseres<br />

Zukunftskonzepts Fernwärme – mit dem<br />

Herzstück HKW Leipzig Süd – investieren<br />

wir mehr als 300 Millionen Euro in den Bau<br />

neuer Anlagen. Durch die Investition in<br />

umweltfreundliche und innovative Anlagen<br />

erzielen sie bessere Wirkungsgrade<br />

und weniger CO 2 -Emissionen.“<br />

Wirkungsgrad von mehr als 93 Prozent<br />

Frank Tornau, Aufsichtsratsvorsitzender<br />

der Leipziger Stadtwerke, sieht das HKW<br />

Leipzig Süd als „ein Projekt, das wirklich<br />

für Zukunft steht: „Ich habe die Baustelle<br />

mehrfach besucht und bin immer wieder<br />

beeindruckt.“ Er h<strong>of</strong>fe sehr, dass es „vom<br />

Bund in naher Zeit die weitere Unterstützung<br />

erfährt, die es verdient“. Denn die<br />

Idee, die dahinter stecke, trage langfristig.<br />

„Ich freue mich aber auch, dass die Stadtwerke<br />

die gegenwärtigen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

im Sinne eines Bürgerunternehmens<br />

gemeistert haben. Wichtig war, die Beeinträchtigungen,<br />

die eine Baustelle nun einmal<br />

mit sich bringt, für Anwohner so gering<br />

wie möglich zu halten, und sie gut zu<br />

in<strong>for</strong>mieren. Deshalb wurden beim Bau<br />

besondere Schallschutzmaßnahmen um-<br />

28


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

gesetzt (unter <strong>and</strong>erem eine fast 150 Meter<br />

lange temporäre Schallschutzw<strong>and</strong> zur benachbarten<br />

Schule und Kita), Info-Materialen<br />

verteilt und Bürger-Gespräche geführt.“<br />

Besonders das Kraftwerksgebäude wuchs<br />

in den letzten Monaten deutlich sichtbar<br />

in die Höhe. Ende 2022 sollen neben ihm<br />

ein Versorgungsgebäude, eine Pumpenhalle<br />

und der Wärmespeicher stehen. Das<br />

Herzstück der Anlage bilden zwei Gasturbinen<br />

mit jeweils 62,5 MW elektrischer<br />

Leistung. Der Abgasstrom der Turbinen<br />

wird in den nachgeschalteten Heißwassererzeugern<br />

genutzt, um jeweils 81,5 MW<br />

thermische Leistung für die Wärmeversorgung<br />

der Leipziger bereitzustellen. Die Anlage<br />

weist in diesem gekoppelten<br />

Kraft-Wärme-Prozess einen Brutto-Gesamtwirkungsgrad<br />

von mehr als 93 % auf.<br />

Durch modernste Gasturbinentechnologie<br />

und den Einsatz von Katalysatoren werden<br />

die Stickoxid- und Kohlenmonoxid-Emissionen<br />

weit unter die gesetzlich zulässigen<br />

Werte reduziert.<br />

Der Speicher wird mit 60 Metern Höhe<br />

das Gelände des neuen HKW Leipzig Süd<br />

weit sichtbar überragen. Er hat ein Fassungsvermögen<br />

von 43.000 Kubikmetern<br />

Wasser. Im Speicher wird die im HKW erzeugte,<br />

aber nicht so<strong>for</strong>t benötigte, thermische<br />

Energie aufgefangen und bei Bedarf<br />

in das Fernwärmenetz eingespeist. Auch<br />

dies trägt zur weiteren Verbesserung von<br />

Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit<br />

und Klimaschutz bei.<br />

Mehr zur konkreten Wasserst<strong>of</strong>f-Investitions-Initiative<br />

für die Region Leipzig:<br />

www.LHyVE.de.<br />

LL<br />

www.l.de (212851852)<br />

VKU-Geschäftsführer Liebing sieht<br />

Leipzig mit seinem neuem<br />

Kraftwerk auf dem richtigen Weg<br />

• Besuch auf der Baustelle des HKW<br />

Leipzig Süd<br />

• „Klimaschutz und<br />

Versorgungssicherheit vereint“<br />

(l) Auf der Baustelle des HKW Leipzig Süd,<br />

dem zentralen Projekt für Leipzigs Zukunftskonzept<br />

Fernwärme, geht es planmäßig<br />

vorwärts: Während die Arbeiten an<br />

den neuen Gebäuden zügig voranschreiten,<br />

wächst der Wärmespeicher langsam in<br />

die Höhe. Einen Vor-Ort-Eindruck verschaffte<br />

sich jetzt der Geschäftsführer des<br />

wichtigen Branchenverb<strong>and</strong>es der deutschen<br />

Stadtwerke, Verb<strong>and</strong> Kommunaler<br />

Unternehmen (VKU), Ingbert Liebing, und<br />

lobte die Entwicklung. „Regelbare Erzeugungsanlagen<br />

schaffen die nötige Flexibilität<br />

für eine sichere Versorgung. Klimaschutz<br />

und Versorgungssicherheit dürfen<br />

nicht gegenein<strong>and</strong>er ausgespielt werden.<br />

Sie müssen vereint werden. Genau dies geschieht<br />

in Leipzig. Mit ihrem neuen Kraftwerk<br />

leisten die Leipziger Stadtwerke einen<br />

entscheidenden Beitrag für die nachhaltige<br />

Energie-Zukunft der Region“, so<br />

Liebing.<br />

Wenn das Kraftwerk in einem Jahr an<br />

Netz geht, wird es das sauberste Gasturbinenkraftwerk<br />

der Welt sein. Die Stadtwerke<br />

sehen den Betrieb mit fossilem Erdgas<br />

aber nur als Brückentechnologie und statten<br />

das HKW jetzt schon so aus, dass es zukünftig<br />

mit synthetischen Gasen wie beispielsweise<br />

grünem Wasserst<strong>of</strong>f betrieben<br />

werden kann. „Wir denken heute schon an<br />

Übermorgen. Und die Region bietet hervorragende<br />

Bedingungen, um das Zukunftsthema<br />

Wasserst<strong>of</strong>f mit Partnern voranzutreiben<br />

– und damit die Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

der Energiewende und den anstehenden<br />

Strukturw<strong>and</strong>el in der Region zu<br />

meistern,“ so Karsten Rogall, Geschäftsführer<br />

der Leipziger Stadtwerke. „Um dies<br />

umsetzen zu können, benötigen wir einen<br />

verlässlichen gesetzlichen Rahmen und<br />

Zusagen für notwendige Anschubförderungen.“<br />

Es gebe in Leipzig und Mitteldeutschl<strong>and</strong><br />

entlang der kompletten Wertschöpfungskette<br />

gute Möglichkeiten, zukünftig<br />

die Potenziale von grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

zu heben. Ein Netzwerk für grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f stehe bereit – von der Forschung,<br />

Produktion bis zu Transport und<br />

Speicherung.<br />

„Das Signal, dass von der aktuellen Leipziger<br />

HKW-Baustelle ausgeht, ist: Wir<br />

übernehmen aktiv Verantwortung für den<br />

Strukturw<strong>and</strong>el und halten ein hohes Tempo<br />

beim notwendigen Umbau des Wärmeversorgungssystems“,<br />

so Thomas Br<strong>and</strong>enburg,<br />

verantwortlicher Abteilungsleiter für<br />

den Aufbau der neuen Anlagen.<br />

Liebing sagte den Leipzigern unterdessen<br />

seine weitere Unterstützung zu. „In<br />

ganz Deutschl<strong>and</strong> brauchen wir mehr Dynamik<br />

für den Bau neuer Anlagen, um im<br />

Jahr 2045 die angestrebte Klimaneutralität<br />

in Deutschl<strong>and</strong> erreichen zu können. Wichtig<br />

ist, dass die nächste Bundesregierung<br />

die richtigen Weichen stellt, um sowohl<br />

den Ausbau der Erneuerbaren Energien voranzutreiben<br />

als auch Versorgungssicherheit<br />

zu gewährleisten“, so Liebing.<br />

Die Leipziger Stadtwerke investieren im<br />

Rahmen ihres Zukunftskonzepts Fernwärme<br />

– mit dem Herzstück HKW Leipzig Süd<br />

– in den nächsten Jahren mehr als 300 Millionen<br />

Euro in den Bau neuer Anlagen.<br />

Durch die Investition in umweltfreundliche<br />

und innovative Anlagen erzielen sie bessere<br />

Wirkungsgrade und weniger CO 2 -Emissionen.<br />

LL<br />

www.l.de (212852055)<br />

Region Leipzig: Netzwerk für<br />

Energieeffizienz spart mehr als<br />

10.000 Tonnen CO 2 ein<br />

• IHK-Chef Kirpal:<br />

Maßnahmen zahlen sich aus<br />

• Referatsleiterin Pflaum:<br />

Arbeit wird <strong>for</strong>tgesetzt<br />

(l) Ziel erreicht und getoppt: 10.176 Tonnen<br />

CO 2 und 37.301 MWh hat das Energieeffizienz-Netzwerk<br />

der Region Leipzig zwischen<br />

Oktober 2019 und Mai <strong>2021</strong> eingespart.<br />

Das entspricht der CO 2 -Menge, die 2.000<br />

Leipziger pro Jahr produzieren. Zum Start<br />

hatte sich das Team aus 15 Unternehmen<br />

unter der Trägerschaft der Leipziger Stadtwerke<br />

und der Industrie- und H<strong>and</strong>elskammer<br />

zu Leipzig ein Einsparungsziel von<br />

9.200 Tonnen CO 2 und 37.000 MWh gesetzt.<br />

Auf dem heutigen Bilanztreffen<br />

sprach Simone Ariane Pflaum, Leiterin des<br />

Klimaschutz-Referats der Stadt Leipzig,<br />

deshalb von einem „sehr guten Ergebnis“<br />

und kündigte die Fortsetzung des Netzwerks<br />

an.<br />

„Ich bin sehr froh, dass es einen solchen<br />

Zusammenschluss von Unternehmen in<br />

und um Leipzig gibt und wir – auch in P<strong>and</strong>emie-Zeiten<br />

– konkrete Ergebnisse erreicht<br />

haben“, sagte Pflaum. „Für unsere<br />

Zukunft ist Nachhaltigkeit ein wesentlicher<br />

Aspekt. Energieeffizienz spielt dabei eine<br />

wichtige Rolle. Aktiver Wissensaustausch<br />

treibt sie voran und stärkt den Klimaschutz.<br />

Das Netzwerk hilft dabei jedem einzelnen<br />

Partner und uns allen gemeinsam. Da etwa<br />

45 Prozent der erfassten Treibhausgasemissionen<br />

in Leipzig durch die Wirtschaft<br />

verursacht werden, ist es uns ein großes<br />

Anliegen, die Unternehmen stärker in die<br />

Umsetzung der Leipziger Klimaschutzstrategie<br />

mit einzubinden.“<br />

Ziel des Netzwerks war und ist die gemeinsame<br />

und transparente Senkung von<br />

CO 2 -Emissionen. Trotz der Einschränkung<br />

durch die P<strong>and</strong>emie hielten die Teilnehmer<br />

an ihren geplanten Investitionen in Klimaschutz<br />

und Energieeffizienz fest und setzen<br />

insgesamt 42 Maßnahmen um. Schwerpunkte<br />

dabei waren unter <strong>and</strong>erem Beleuchtung,<br />

Prozesstechnik, Heizung/<br />

Warmwasser und Lüftungstechnik. Hier einige<br />

konkrete Beispiele: GF Casting Solutions<br />

stellten vom manuellen auf automatisches<br />

Gussputzen um. Kirow erneuerte<br />

Lampen in Werkshallen und Verwaltungsgebäuden.<br />

Die LVB modernisierte Beleuchtungen<br />

mit LED im Betriebsh<strong>of</strong> Lindenau<br />

und am St<strong>and</strong>ort Wittenberger Straße. Und<br />

die WEV installierten ein Blockheizkraftwerk<br />

für Biogas aus Abfallbeh<strong>and</strong>lung.<br />

Partner pr<strong>of</strong>itieren vonein<strong>and</strong>er und<br />

senken Kosten<br />

„Mit der Expertise unserer Energieeffizienz-<br />

und Klimaschutzberater tragen wir<br />

dazu bei, innerhalb des Netzwerks Einsparpotenziale<br />

bestmöglich gemeinsam zu heben,<br />

um so den Klimaschutzzielen unserer<br />

29


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Stadt näher zu kommen“, sagt Dr. Maik<br />

Piehler, Geschäftsführer der Leipziger<br />

Stadtwerke. „Es geht im Netzwerk darum,<br />

sich auszutauschen. So muss nicht jeder<br />

die Erfahrungen separat sammeln, sondern<br />

man pr<strong>of</strong>itiert vonein<strong>and</strong>er. Effizienzmaßnahmen<br />

werden dadurch schneller<br />

gefunden und sind wirtschaftlicher.“<br />

Kristian Kirpal, Präsident der IHK zu<br />

Leipzig, sagte: „Angesichts hoher Energiekosten<br />

zahlen sich Maßnahmen zur Steigerung<br />

der Energieeffizienz für Unternehmen<br />

auf lange Sicht aus. Mit unserem Netzwerk<br />

wollen wir die Unternehmen in der<br />

Region weiter ermutigen, im Verbund mit<br />

<strong>and</strong>eren Unternehmen und Fachexperten<br />

an effektiven Lösungen zu arbeiten. Das<br />

ermöglicht, Einsparpotenziale auszuschöpfen<br />

und so energiekostenbedingte<br />

St<strong>and</strong>ortnachteile gegenüber dem Ausl<strong>and</strong><br />

zumindest schrittweise abzubauen.“<br />

„Für uns ist Ressourcen- und Klimaschutz<br />

ein ständiger Begleiter. Mithilfe des Netzwerks<br />

konnten nicht nur positive Effekte<br />

für das Klima erreicht, sondern auch die<br />

branchenübergreifende Zusammenarbeit<br />

vertieft und gemeinsam Potenziale gehoben<br />

werden“, betonte Volker Stein, Ingenieur<br />

für Umweltschutz und Energieeffizienz<br />

bei der Model Sachsen Papier GmbH (ehemals<br />

Stora Enso Eilenburg).<br />

Das erfolgreiche Netzwerk soll nun in die<br />

Verlängerung für mindestens zwei weitere<br />

Jahre gehen. Durch die Umsetzung zusätzlicher<br />

Effizienzmaßnahmen bis Ende 2023<br />

sollen die jährlichen CO 2 -Einsparungen<br />

erhöht werden.<br />

LL<br />

www.l.de (212852054)<br />

Ørsted signs monopile foundation<br />

contracts <strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

wind projects<br />

(orsted) Following an EU tender, Ørsted<br />

has signed strategic volume contracts with<br />

Bladt Industries <strong>and</strong> Steelwind Nordenham<br />

who will be supplying monopile foundations<br />

<strong>for</strong> Ørsted‘s German <strong>of</strong>fshore wind<br />

farms Gode Wind 3 (242 MW) <strong>and</strong> Borkum<br />

Riffgrund 3 (900 MW).<br />

The two suppliers will be manufacturing<br />

a total <strong>of</strong> 107 monopile foundations <strong>for</strong> the<br />

German projects, including the foundation<br />

<strong>for</strong> the <strong>of</strong>fshore substation <strong>for</strong> Gode Wind<br />

3. Steelwind Nordenham will be supplying<br />

66 monopiles, while Bladt Industries will<br />

be supplying 41 monopiles. In addition,<br />

Ørsted has secured call-<strong>of</strong>f rights with<br />

Bladt <strong>and</strong> Steelwind <strong>for</strong> further volume <strong>for</strong><br />

other projects, if needed.<br />

Subject to Ørsted‘s final investment decisions,<br />

Gode Wind 3 <strong>and</strong> Borkum Riffgrund<br />

3 are expected to become fully operational<br />

by 2024 <strong>and</strong> 2025, respectively. Both projects<br />

will be powered by Siemens Gamesa‘s<br />

11 MW <strong>of</strong>fshore wind turbines.<br />

To carry the increasingly larger <strong>of</strong>fshore<br />

wind turbines, monopile foundations have<br />

grown significantly in size over the past<br />

decade. The monopiles <strong>for</strong> future <strong>of</strong>fshore<br />

wind farms, including Borkum Riffgrund 3<br />

<strong>and</strong> Gode Wind 3, will be up to 100 meters<br />

long, have a diameter <strong>of</strong> almost 10 meters,<br />

<strong>and</strong> weigh 1,200 tonnes or more.<br />

Richard Hunter, Chief Operating Officer<br />

at Ørsted, says: „Our global pipeline <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

wind projects allows us to sign strategic<br />

volume contracts with the supply chain<br />

to ensure that key components are available<br />

to us when we need them. At the same<br />

time, by placing large volume orders, we<br />

can give suppliers the visibility they need<br />

to invest in their manufacturing facilities<br />

<strong>and</strong> build long-term capacity, which will<br />

benefit the whole industry <strong>and</strong> thereby<br />

benefit the transition from fossil fuels to<br />

renewable energy.“<br />

Andreas Liessem, Managing Director <strong>of</strong><br />

Steelwind Nordenham, says: „With our innovative<br />

products <strong>and</strong> services, we make<br />

an important contribution to the sustainable<br />

production <strong>of</strong> renewable energy. The<br />

cooperation with Ørsted <strong>for</strong> the construction<br />

<strong>of</strong> Borkum Riffgrund 3 <strong>and</strong> Gode Wind<br />

3 proves that Steelwind Nordenham has<br />

established itself in the market as a reliable<br />

manufacturer <strong>of</strong> high-quality XL monopiles.<br />

We are proud to make a significant<br />

contribution to the energy transition with<br />

our monopiles, which are made <strong>of</strong> quality<br />

steel from our parent company Dillinger.“<br />

Anders Søe-Jensen, CEO <strong>of</strong> Bladt Industries,<br />

says: „We are happy to receive the orders<br />

from Ørsted, which allows us to continue<br />

our long-st<strong>and</strong>ing partnership. We consider<br />

it a vote <strong>of</strong> confidence, <strong>and</strong> we are<br />

pleased to continue our support <strong>for</strong> the green<br />

transition together with one <strong>of</strong> the world‘s<br />

leading energy companies. The production<br />

will create many new jobs in the Odense area<br />

in the years to come, <strong>and</strong> we expect all positions<br />

at our new production facility to be occupied<br />

from day one. With this order, we<br />

strengthen our position as a leading supplier<br />

to the <strong>of</strong>fshore wind market.“<br />

LL<br />

www.orsted.com (212860905)<br />

Experts in artificial isl<strong>and</strong> construction<br />

support Ørsted <strong>and</strong> ATP<br />

with the North Sea energy isl<strong>and</strong><br />

(orsetd) Ørsted, the global leader in <strong>of</strong>fshore<br />

wind, <strong>and</strong> ATP, Denmark‘s largest<br />

institutional investor, are bringing in three<br />

world-leading industrial construction experts<br />

to support Ørsted <strong>and</strong> ATP‘s bid <strong>for</strong><br />

the North Sea energy isl<strong>and</strong>.<br />

The Danish North Sea energy isl<strong>and</strong> is a<br />

bold <strong>and</strong> visionary ambition <strong>for</strong> developing<br />

renewable energy at an unprecedented<br />

scale <strong>and</strong> a step change in delivering on<br />

Denmark‘s <strong>and</strong> the EU‘s carbon emission<br />

reduction targets.<br />

Constructing the world‘s first artificial energy<br />

isl<strong>and</strong> will require collaboration between<br />

highly specialised companies with<br />

proven track-records within renewable energy<br />

development <strong>and</strong> complex <strong>of</strong>fshore<br />

construction.<br />

That‘s why Ørsted, the global leader in<br />

<strong>of</strong>fshore wind, <strong>and</strong> ATP, Denmark‘s largest<br />

institutional investor, are now bringing in<br />

three world-leading industrial construction<br />

experts to support Ørsted <strong>and</strong> ATP‘s<br />

bid <strong>for</strong> the North Sea energy isl<strong>and</strong>:<br />

Aarsleff, Bouygues, <strong>and</strong> Van Oord.<br />

The three companies bring extensive design<br />

<strong>and</strong> engineering competences as well<br />

as vast experience from complex <strong>of</strong>fshore<br />

construction projects around the globe.<br />

With these partners on board, the Ørsted-<br />

ATP consortium has laid the foundation <strong>for</strong><br />

a successful delivery <strong>of</strong> the North Sea energy<br />

isl<strong>and</strong> which will be a hub <strong>for</strong> renewable<br />

energy, create local jobs, <strong>and</strong> further<br />

strengthen Denmark‘s strong position as an<br />

exporter <strong>of</strong> renewable energy solutions.<br />

Aarsleff, the Danish specialist in largescale<br />

projects within infrastructure, climate<br />

change adaption, <strong>and</strong> energy, will be<br />

leading the construction work. The company<br />

was a key construction partner at the<br />

Oresund Link that connects Denmark <strong>and</strong><br />

Sweden, has led several harbour expansion<br />

projects in the Nordics, including the ports<br />

<strong>of</strong> Skagen, Frederikshavn, <strong>and</strong> Stockholm,<br />

<strong>and</strong> has installed 600 foundations <strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

wind turbines at Horns Rev 2 <strong>and</strong><br />

London Array Offshore Wind Farm, among<br />

others. Aarsleff has a long track-record <strong>of</strong><br />

working in the North Sea, employs 7,200<br />

people, <strong>and</strong> is headquartered in Aarhus,<br />

Denmark.<br />

Bouygues Travaux Publics, an affiliate <strong>of</strong><br />

Bouygues Construction, the leader in sustainable<br />

construction with 58,700 employees<br />

<strong>and</strong> operations in 60 countries. Bouygues<br />

bring in world-leading expertise in<br />

designing, building <strong>and</strong> operating large<br />

scale <strong>of</strong>fshore constructions, such as bridges,<br />

tunnels, <strong>and</strong> l<strong>and</strong> reclamations. Bouygues<br />

has also constructed many complex<br />

<strong>and</strong> record-breaking projects, including<br />

the Monaco Offshore Extension <strong>and</strong> Paris‘<br />

first zero-carbon district. Bouygues is headquartered<br />

in Paris, France.<br />

Van Oord, the market-leading specialist<br />

in marine contracting with more than 150<br />

years <strong>of</strong> experience. Van Oord employs<br />

5,000 people <strong>and</strong> focuses on dredging,<br />

l<strong>and</strong>-reclamation <strong>and</strong> <strong>of</strong>fshore wind. The<br />

company has constructed the Palm Jumeirah<br />

<strong>and</strong> many other artificial isl<strong>and</strong>s <strong>and</strong><br />

has decades <strong>of</strong> experience in installation <strong>of</strong><br />

<strong>of</strong>fshore wind turbines, foundations, <strong>and</strong><br />

cables. Van Oord has worked with Ørsted<br />

on <strong>of</strong>fshore projects in several countries<br />

across the globe <strong>and</strong> is headquartered in<br />

Rotterdam, The Netherl<strong>and</strong>s.<br />

30


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Rasmus Errboe, Head <strong>of</strong> Continental Europe<br />

at Ørsted, says: „Ørsted has 30 years<br />

<strong>of</strong> experience in working with highly specialised<br />

engineering companies in <strong>of</strong>fshore<br />

wind. Aarsleff, Bouygues <strong>and</strong> Van Oord<br />

comprise the strongest possible team to<br />

support our bid <strong>for</strong> the Danish North Sea<br />

energy isl<strong>and</strong>. We are prepared to accelerate<br />

the green transition in a new <strong>and</strong> innovative<br />

way which will contribute to the<br />

trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the Danish energy system<br />

<strong>and</strong> benefit the Danish society whilst<br />

providing green solutions <strong>for</strong> Denmark <strong>and</strong><br />

our European neighbours. We have selected<br />

these world-class suppliers based on<br />

their outst<strong>and</strong>ing credentials within sustainability<br />

<strong>and</strong> innovation to make sure<br />

that the energy isl<strong>and</strong> is constructed with<br />

respect <strong>for</strong> the unique environment in the<br />

North Sea <strong>and</strong> with the highest degree <strong>of</strong><br />

technical <strong>and</strong> commercial competences.“<br />

On behalf <strong>of</strong> the contractors <strong>of</strong> the consortium,<br />

Jesper Kristian Jacobsen, CEO <strong>of</strong><br />

Per Aarsleff A/S, says: „The establishment<br />

<strong>of</strong> an energy isl<strong>and</strong> in the North Sea is an<br />

innovative <strong>and</strong> groundbreaking project<br />

<strong>and</strong> an important step towards contributing<br />

to solving the climate challenges. The<br />

complementary expertise <strong>of</strong> Bouygues<br />

Travaux Publics, Van Oord, <strong>and</strong> Aarsleff<br />

within <strong>of</strong>fshore work will make up a strong<br />

partnership, <strong>and</strong> we look <strong>for</strong>ward to contributing<br />

to the project together with<br />

Ørsted <strong>and</strong> ATP.“<br />

The North Sea Energy isl<strong>and</strong> is expected<br />

to be tendered in 2023 where Ørsted <strong>and</strong><br />

ATP intend to submit a bid.<br />

LL<br />

www.orsted.com (212860906)<br />

EU OYSTER Consortium chooses<br />

Grimsby <strong>for</strong> innovative hydrogen<br />

project<br />

(orsted) Grimsby has been chosen as the<br />

location <strong>for</strong> an innovative „marinised“<br />

electrolyser project <strong>for</strong> renewable hydrogen<br />

production. The Fuel Cells <strong>and</strong> Hydrogen<br />

Joint Undertaking (FCH JU) funded<br />

OYSTER project will develop <strong>and</strong> demonstrate<br />

an electrolyser system designed to<br />

be integrated with <strong>of</strong>fshore wind turbines.<br />

The project will also investigate the potential<br />

<strong>of</strong> using pipelines to transport hydrogen<br />

to shore.<br />

Renewable hydrogen is rapidly emerging<br />

as a key tool in the green trans<strong>for</strong>mation,<br />

providing a clear green path <strong>for</strong>ward <strong>for</strong><br />

many sectors that would otherwise be difficult<br />

to decarbonise, such as heavy industry<br />

<strong>and</strong> heavy transport. Developing <strong>of</strong>fshore<br />

hydrogen production, by utilising<br />

electrolysers which only require water <strong>and</strong><br />

renewable electricity to generate renewable<br />

hydrogen, further increase this potential<br />

by providing a means <strong>of</strong> transporting<br />

low-cost renewable energy from areas <strong>of</strong><br />

excellent resource to dem<strong>and</strong> centres.<br />

Reaching the EU Hydrogen Strategy target<br />

<strong>of</strong> 40GW <strong>of</strong> electrolysers by 2030 is expected<br />

to require both onshore <strong>and</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

electrolysers. The OYSTER project –<br />

being undertaken by a consortium <strong>of</strong> ITM<br />

Power, Ørsted, Siemens Gamesa Renewable<br />

Energy, <strong>and</strong> Element Energy – will develop<br />

<strong>and</strong> test a megawatt-scale, fully<br />

marinised electrolyser in a shoreside pilot<br />

trial, which will be located in Grimsby. The<br />

project will also explore the feasibility <strong>and</strong><br />

potential <strong>of</strong> combining an <strong>of</strong>fshore wind<br />

turbine directly with an electrolyser <strong>and</strong><br />

transporting renewable hydrogen to shore.<br />

The project is 100% funded by the FCH JU,<br />

a public private partnership <strong>of</strong> the European<br />

Commission, who awarded the project<br />

EUR 5 million in January <strong>2021</strong><br />

The OYSTER consortium selected Grimsby<br />

because <strong>of</strong> the region‘s strong connection<br />

to renewable energy, in particular <strong>of</strong>fshore<br />

wind. Grimsby is home to the O&M<br />

hub <strong>for</strong> Ørsted‘s UK East Coast operations,<br />

including Hornsea One <strong>and</strong> Hornsea Two,<br />

which will be the world‘s largest <strong>of</strong>fshore<br />

wind farm when completed in 2022. Both<br />

<strong>of</strong>fshore wind farms use Siemens Gamesa<br />

turbines <strong>and</strong> are fitted with blades manufactured<br />

in Hull. The Humber is also home<br />

to Gigastack which is developing a blueprint<br />

<strong>for</strong> the deployment <strong>of</strong> industrial-scale<br />

renewable hydrogen from <strong>of</strong>fshore wind.<br />

The Gigastack project is led by a separate<br />

consortium, consisting <strong>of</strong> ITM Power,<br />

Ørsted, Element Energy <strong>and</strong> Phillips 66<br />

Limited.<br />

Due to the high density <strong>of</strong> energy intensive<br />

industries such as refineries, power<br />

stations, steel works <strong>and</strong> glassworks that<br />

flank the banks <strong>of</strong> the Humber, the region<br />

is the UK‘s largest industrial cluster by carbon<br />

dioxide emissions; 12.4MtCO 2 /yr. Decarbonisation<br />

<strong>of</strong> the Humber is vital <strong>for</strong> the<br />

UK‘s legally binding net-zero 2050 target<br />

as well as the future economy <strong>of</strong> the Humber,<br />

<strong>and</strong> renewable hydrogen coupled with<br />

<strong>of</strong>fshore wind could play a central role in<br />

achieving this ambition.<br />

To realise the potential <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore hydrogen<br />

production, there is a need <strong>for</strong> compact<br />

electrolysis systems that can withst<strong>and</strong><br />

harsh <strong>of</strong>fshore environments <strong>and</strong> have<br />

minimal maintenance requirements while<br />

still meeting cost <strong>and</strong> per<strong>for</strong>mance targets<br />

that will allow production <strong>of</strong> low-cost hydrogen.<br />

The OYSTER project will provide a<br />

major advance towards this aim.<br />

The OYSTER electrolyser system will be<br />

designed to be compact, to allow it to be<br />

integrated with a single <strong>of</strong>fshore wind turbine,<br />

<strong>and</strong> to follow the turbine‘s production<br />

pr<strong>of</strong>ile. Furthermore, the electrolyser system<br />

will integrate desalination <strong>and</strong> water<br />

treatment processes, making it possible to<br />

use seawater as a feedstock <strong>for</strong> the electrolysis<br />

process.<br />

ITM Power is responsible <strong>for</strong> the development<br />

<strong>of</strong> the electrolyser system <strong>and</strong> the<br />

electrolyser trials, while Ørsted will lead<br />

the <strong>of</strong>fshore deployment analysis, the feasibility<br />

study <strong>of</strong> future physical <strong>of</strong>fshore<br />

electrolyser deployments, <strong>and</strong> support ITM<br />

Power in the design <strong>of</strong> the electrolyser system<br />

<strong>for</strong> marinisation <strong>and</strong> testing. Siemens<br />

Gamesa Renewable Energy <strong>and</strong> Element<br />

Energy are providing technical <strong>and</strong> project<br />

management expertise.<br />

Dr Graham Cooley, CEO <strong>of</strong> ITM Power,<br />

said: „Renewable hydrogen is the cleanest<br />

fuel available to us today. Utilising <strong>of</strong>fshore<br />

wind energy, <strong>and</strong> generating renewable<br />

hydrogen using water in the process <strong>of</strong><br />

electrolysis, <strong>of</strong>fers a route to be able to decarbonise<br />

the entire energy system. ITM<br />

Power is delighted to be supporting this<br />

move towards a greener, cleaner future.“<br />

Duncan Clark, Head <strong>of</strong> UK Region <strong>for</strong><br />

Ørsted, said: „The combination <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

wind <strong>and</strong> renewable hydrogen production<br />

holds game-changing potential to decarbonise<br />

otherwise hard to abate sectors, <strong>and</strong><br />

as the largest <strong>of</strong>fshore wind company in<br />

the world, we are exploring <strong>of</strong>fshore hydrogen<br />

production as a future, supplemental<br />

way <strong>of</strong> getting large amounts <strong>of</strong> renewable<br />

energy, generated from plentiful <strong>of</strong>fshore<br />

wind, to where it is needed. Just as<br />

with scaling-up <strong>of</strong>fshore wind, early lessons<br />

from projects like this can then be deployed<br />

across the region <strong>and</strong> around the<br />

world.“<br />

Michael Dolman, Partner at Element Energy,<br />

said: „Since supporting the <strong>for</strong>mation<br />

<strong>of</strong> the OYSTER project, we‘ve seen a growing<br />

number <strong>of</strong> projects planning <strong>of</strong>fshore<br />

hydrogen production <strong>and</strong> increasing interest<br />

in this area from a wide range <strong>of</strong> stakeholders.<br />

With the selection <strong>of</strong> a location <strong>for</strong><br />

the demonstrator, OYSTER is progressing<br />

well <strong>and</strong> will play a valuable role in advancing<br />

electrolysis technology <strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

applications.“<br />

Bart Biebuyck, Executive Director, Fuel<br />

Cells <strong>and</strong> Hydrogen Joint Undertaking<br />

(FCH JU), said: „In order to meet the challenging<br />

EU Hydrogen Strategy target <strong>of</strong><br />

40GW renewables-fed electrolysers by<br />

2030, <strong>of</strong>f-shore wind parks will play an essential<br />

role. Depending on local conditions<br />

it may be optimal to move the electrolysers<br />

<strong>of</strong>fshore <strong>and</strong> transport hydrogen rather<br />

than electricity to shore. The FCH JU is<br />

proud to support the OYSTER project as a<br />

stepping stone <strong>for</strong> <strong>of</strong>f-shore electrolysers<br />

through the development <strong>of</strong> a fully „marinised“<br />

MW-scale electrolyser to be tested<br />

right next to the sea front <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e<br />

contribute continuously to developing<br />

technologies <strong>for</strong> a climate-neutral future.“<br />

31


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Site map <strong>of</strong> the Oyster Test Facility<br />

OYSTER project <strong>and</strong> the FCH2-JU<br />

This project has received funding from<br />

the Fuel Cells <strong>and</strong> Hydrogen 2 Joint Undertaking<br />

(FCH2-JU) under grant agreement<br />

No. 101006751. This Joint Undertaking receives<br />

support from the European Union‘s<br />

Horizon 2020 research <strong>and</strong> innovation<br />

programme, Hydrogen Europe, <strong>and</strong> Hydrogen<br />

Europe Research. The FCH2-JU is a<br />

unique public-private partnership supporting<br />

research, technological development,<br />

<strong>and</strong> demonstration (RTD) activities in fuel<br />

cell <strong>and</strong> hydrogen energy technologies in<br />

Europe. Its aim is to accelerate the market<br />

introduction <strong>of</strong> these technologies, realising<br />

their potential as an instrument in<br />

achieving a carbon-clean energy system.<br />

About ITM Power<br />

ITM Power plc manufactures integrated<br />

hydrogen energy solutions <strong>for</strong> grid balancing,<br />

energy storage <strong>and</strong> the production <strong>of</strong><br />

renewable hydrogen <strong>for</strong> transport, renewable<br />

heat <strong>and</strong> chemicals. In October 2019,<br />

the Company announced the completion <strong>of</strong><br />

a £58.8 million fundraising, including an<br />

investment by Linde <strong>of</strong> £38 million, together<br />

with the <strong>for</strong>mation <strong>of</strong> a joint venture<br />

with Linde to focus on delivering renewable<br />

hydrogen to large-scale industrial projects<br />

worldwide.<br />

In November 2020, ITM Power completed<br />

a £172m fundraising, including a £30m investment<br />

by Snam, one <strong>of</strong> the world‘s leading<br />

energy infrastructure operators. ITM<br />

Power operates from the world‘s largest<br />

electrolyser factory in Sheffield with a capacity<br />

<strong>of</strong> 1GW (1,000MW) per annum. ITM<br />

Power received an order <strong>for</strong> the world‘s<br />

largest PEM electrolyser <strong>of</strong> 24MW from<br />

Linde in January <strong>2021</strong>. Other customers<br />

<strong>and</strong> partners include Sumitomo, Ørsted,<br />

Phillips 66, Scottish Power, Siemens Gamesa,<br />

Cadent, Northern Gas Networks, Gasunie,<br />

RWE, Engie, GNVert, National Express,<br />

Toyota, Hyundai <strong>and</strong> Anglo American<br />

among others.<br />

LL<br />

www.orsted.com (212860908)<br />

Kooperation von DEUTZ und<br />

RheinEnergie: Wasser st<strong>of</strong>f motor<br />

erzeugt Energie<br />

• DEUTZ-Wasserst<strong>of</strong>fmotor im<br />

Pilotversuch bei RheinEnergie.<br />

• Erster Einsatz des „Zero Emission“-<br />

Motors im Heizkraftwerk in Köln-Niehl.<br />

(rheinenergie) Zwei Kölner Unternehmen<br />

mit langer Tradition, die DEUTZ AG als einer<br />

der weltweit führenden Hersteller von<br />

Motoren und Antriebstechnik sowie die<br />

RheinEnergie AG als regionaler Energiedienstleister<br />

mit einem klaren Bekenntnis<br />

zur Energiewende, bündeln ihr Know-how<br />

für einen ersten Pilotversuch der stationären<br />

Energieerzeugung auf Basis eines mit<br />

Wasserst<strong>of</strong>f betriebenen Motors.<br />

Die RheinEnergie hat in ihrer Roadmap<br />

zum Klimaschutz klare Ziele auch für eine<br />

klimaneutrale Erzeugung von Energie <strong>for</strong>muliert.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird künftig dabei<br />

eine wichtige Rolle spielen, er ersetzt langfristig<br />

fossile Energieträger wie Erdgas.<br />

Ab Anfang 2022 soll ein solcher Wasserst<strong>of</strong>f-Motor<br />

in Kombination mit einem Generator<br />

rund 200 Kilowatt elektrische Leistung<br />

liefern. St<strong>and</strong>ort für diesen Pilotversuch<br />

wird das Heizkraftwerk Köln-Niehl<br />

der RheinEnergie. Die Beschaffung des<br />

Wasserst<strong>of</strong>fs erfolgt über den Energieversorger<br />

und ist bereits gesichert.<br />

„Diese erste Anlage wollen wir dort zunächst<br />

testen und gemeinsam mit den Experten<br />

von DEUTZ Erfahrungswerte im<br />

stationären Betrieb dieses Motors mit dem<br />

angeschlossenen Generator gewinnen“,<br />

sagt Dr. Dieter Steinkamp, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der RheinEnergie. „Diese kompakte<br />

Anlage lässt sich als dezentrale Energieversorgung<br />

für klimagerechte Gebäude oder<br />

Quartiere ideal nutzen, vielleicht auch an<br />

Einsatzstellen, die bislang nicht an ein<br />

Strom- oder Wärmenetz angeschlossen<br />

sind.“<br />

In einem ersten Testzyklus geht es rein<br />

um die Stromerzeugung mit Hilfe des<br />

DEUTZ-Motors. Nach rund sechs Monaten<br />

soll sich eine zweite, ebenfalls mehrmonatige<br />

Phase anschließen, in der auch die<br />

Nutzung der Abwärme aus dem Aggregat<br />

erfolgt (Kraft-Wärme-Kopplung).<br />

Eigenentwicklung von DEUTZ<br />

Der zum Einsatz kommende Motor ist<br />

eine Eigenentwicklung von DEUTZ. Das<br />

Konzept basiert auf einem bestehenden<br />

Dieselmotor. „Wir sind sehr stolz, dass unser<br />

Wasserst<strong>of</strong>fmotor reif für den Markt<br />

ist“, sagt Dr. Frank Hiller, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der DEUTZ AG. „Erste Tests auf<br />

dem Prüfst<strong>and</strong> haben wir erfolgreich abgeschlossen.<br />

Nun sind wir gespannt auf die<br />

Praxiserprobung des TCG 7.8 H2 im Pilotprojekt<br />

mit der RheinEnergie“, so Hiller<br />

weiter.<br />

Aufgrund der zur Verfügung stehenden<br />

Infrastruktur, insbesondere bezüglich der<br />

Versorgungslage mit Wasserst<strong>of</strong>f, sieht der<br />

Antriebsspezialist die Verwendung zunächst<br />

in stationären Anlagen. „Grundsätzlich<br />

eignet sich der Wasserst<strong>of</strong>fmotor jedoch<br />

für alle heutigen DEUTZ-Anwendungen im<br />

Off-Highway-Bereich“, erklärt Michael Wellenzohn,<br />

DEUTZ-Vorst<strong>and</strong> für Vertrieb,<br />

Marketing und Service. „Eine Serienproduktion<br />

planen wir ab 2024. Der erste Praxistest<br />

ist ein wichtiger Schritt auf dem Weg<br />

dorthin. Wir freuen uns, diesen gemeinsam<br />

mit der RheinEnergie zu gehen.“<br />

Für den Betriebsversuch am St<strong>and</strong>ort<br />

Niehl investieren beide Partner zusammen<br />

zunächst rund 1,3 Millionen Euro. Was im<br />

ersten Schritt im eher kleinen Maßstab erprobt<br />

wird, kann Keimzelle sein für eine<br />

dezentrale, nachhaltige und treibhausgasfreie<br />

Energieversorgung in Ballungsgebieten<br />

– vor allem dann, wenn der Bezugspreis<br />

für den Wasserst<strong>of</strong>f marktfähig wird.<br />

LL<br />

www.deutz.com (212861124)<br />

www.rheinenergie.com<br />

RWE unterstützt britische<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategie<br />

• Unternehmen wird zum Aufbau einer<br />

Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft in<br />

Großbritannien beizutragen<br />

• RWE treibt 30 Wasserst<strong>of</strong>fprojekte in<br />

Großbritannien, Deutschl<strong>and</strong> und den<br />

Niederl<strong>and</strong>en voran<br />

Sopna Sury, COO Hydrogen RWE <strong>Generation</strong>:<br />

„RWE begrüßt die Veröffentlichung<br />

der britischen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie. Als Unternehmen<br />

sind wir entlang der gesamten<br />

Wertschöpfungskette in Europa gut aufgestellt<br />

und stehen bereit, die Umsetzung der<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategie zu unterstützen. Unsere<br />

Wasserst<strong>of</strong>fprojekte in Großbritannien<br />

sind Teil unseres Ziels, bis 2040 klimaneutral<br />

zu werden. Wasserst<strong>of</strong>f ist für die<br />

Dekarbonisierung Großbritanniens entscheidend,<br />

angefangen bei industriellen<br />

Prozessen.“<br />

32


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

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

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

Representative Executive Officer <strong>and</strong> Executive VP – The Kansai Electric Power Co., Inc.<br />

(rwe) Die britische Regierung hat ihre<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategie vorgestellt. Darin<br />

sieht RWE, eines der weltweit führenden<br />

Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren<br />

Energien und einer der wesentlichen<br />

Akteure beim Aufbau der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft,<br />

einen großen Schritt nach vorn. Das<br />

Unternehmen wird die im Strategiepapier<br />

vorgestellten Vorschläge umfassend analysieren<br />

und sich im Rahmen der angekündigten<br />

Konsultationen äußern.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird ein Schlüssel zur Dekarbonisierung<br />

sein, und als Partner der Industrie<br />

ist RWE Teil dieser Lösung. Als einer<br />

der größten Stromerzeuger in Großbritannien<br />

ist RWE perfekt aufgestellt, um die<br />

Entwicklung der Wasserst<strong>of</strong>findustrie zu<br />

unterstützen. Dank seines großen Portfolios<br />

an Erneuerbaren Energien kann das<br />

Unternehmen eine beträchtliche Menge an<br />

grüner Energie liefern – dem Schlüssel zur<br />

Herstellung von grünem Wasserst<strong>of</strong>f. Darüber<br />

hinaus sind die unternehmenseigenen<br />

Gaskraftwerke potenzielle Abnehmer<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f. Gleichzeitig kann RWE<br />

ihre umfassende Expertise in Sachen Gasspeicher<br />

und Versorgung von Industriekunden<br />

einbringen.<br />

Tom Glover, RWE UK Country Chair:<br />

„RWE ist ein Treiber der Energiewende.<br />

Rund 90 Prozent unserer Investitionen fließen<br />

in grüne Technologien, darunter Erneuerbare<br />

Energien und Speicher. Wasserst<strong>of</strong>f<br />

wird der Schlüssel zum Erreichen der<br />

Klimaneutralität in industriellen Prozessen<br />

sein. RWE ist bereit, eine wesentliche Rolle<br />

bei der Bereitstellung dieser neuen Technologie<br />

zu spielen und qualifizierte Arbeitsplätze<br />

in diesem Bereich zu schaffen.“<br />

RWE treibt grüne Innovation voran und<br />

hat die Entwicklung der britischen Offshore-Windindustrie<br />

maßgeblich mitgestaltet:<br />

Das Unternehmen hat 2002 mit der<br />

Blyth-Demonstrationsanlage den ersten<br />

Offshore-Windpark des L<strong>and</strong>es und 2004<br />

mit North Hoyle den ersten kommerziellen<br />

Offshore-Windpark realisiert. Ein spezialisiertes<br />

Team von rund 250 Beschäftigen<br />

arbeitet bei RWE an der Entwicklung von<br />

Wasserst<strong>of</strong>fprojekten in Großbritannien,<br />

Deutschl<strong>and</strong> und den Niederl<strong>and</strong>en. Gemeinsam<br />

mit namhaften Partnern aus Industrie<br />

und Wissenschaft treibt RWE die<br />

Entwicklung von 30 Wasserst<strong>of</strong>fprojekten<br />

entlang der gesamten Wertschöpfungskette<br />

voran.<br />

In Großbritannien unterstützt RWE als<br />

Partner des South Wales Industrial Cluster<br />

(SWIC) Entwicklungen zum Einsatz von<br />

Wasserst<strong>of</strong>f in industriellen Prozessen. Im<br />

Rahmen seiner Initiative Pembroke Net<br />

Zero Centre (PNZC) untersucht das Unternehmen<br />

die Machbarkeit einer grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>fproduktion am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

Pembroke sowie die Nutzung von<br />

Wasserst<strong>of</strong>f für eine kohlenst<strong>of</strong>farme Stromerzeugung.<br />

Langfristig zieht RWE die Erzeugung<br />

von grünem Wasserst<strong>of</strong>f im Gigawatt-Maßstab<br />

in Betracht mit Hilfe von<br />

schwimmenden Offshore-Windkraftanlagen<br />

in der Keltischen See.<br />

Zu den weiteren Wasserst<strong>of</strong>fprojekten,<br />

die RWE vorantreibt, zählen u.a. GET H2,<br />

ein branchenübergreifendes Konsortium in<br />

Lingen zur Entwicklung einer Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

und einer 100-MW-Elektrolyseanlage,<br />

NortH2, ein Zusammenschluss<br />

von Unternehmen, um in den Niederl<strong>and</strong>en<br />

einen Knotenpunkt für grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f aufzubauen sowie AquaVentus,<br />

ein Projekt, um mittels Strom aus<br />

Offshore-Windkraftanlagen Elektrolyseure<br />

in der Nordsee vor Helgol<strong>and</strong> zu betreiben.<br />

Das Strategiepapier der britischen Regierung<br />

zu Wasserst<strong>of</strong>f ist auf der <strong>of</strong>fiziellen<br />

Website (www.gov.uk, direkter Link<br />

https://t1p.de/xuzs)verfügbar.<br />

LL<br />

www.rwe.com (212860915)<br />

Kansai EPCO und RWE<br />

kooperieren für ein Floating-<br />

Offshore-Windprojekt in Japan<br />

(rwe) Kansai Electric Power (Kansai EPCO)<br />

und RWE Renewables (RWE) haben ein gemeinsames<br />

Abkommen unterzeichnet, um<br />

zusammen die Realisierung eines schwimmenden<br />

Offshore-Windparks im Groß<strong>for</strong>mat<br />

vor der Küste Japans zu untersuchen.<br />

Die beiden Unternehmen haben beschlossen,<br />

ihre bereits bestehende Beziehung zu<br />

vertiefen und die jeweiligen sich ergänzenden<br />

Stärken gewinnbringend einzusetzen,<br />

um Japan bei seinem Ziel der Klimaneutralität<br />

bis 2050 zu unterstützen.<br />

Sven Utermöhlen, COO Wind Offshore<br />

Global bei RWE Renewables: „Wir sehen<br />

großes Potential bei Floating Offshore<br />

weltweit, vor allem in Ländern mit tiefen<br />

Küstengewässern, wie Japan. Schwimmende<br />

Windkraftanlagen können uns dabei<br />

helfen, dieses ungenutzte Potential vor der<br />

japanischen Küste zu nutzen. Als ein weltweit<br />

führendes Unternehmen im Bereich<br />

Offshore-Wind ist RWE auch im wachsenden,<br />

innovativen Segment der schwimmenden<br />

Windkraftanlagen vorne mit dabei.<br />

Mit Kansai EPCO haben wir einen Partner<br />

an unserer Seite, dessen lokale Expertise<br />

unsere internationale Erfahrung und<br />

unser technisches Know-how perfekt ergänzt,<br />

der zudem unsere Werte teilt, und<br />

ebenso wie wir Offshore-Wind in Japan<br />

ausbauen möchte.“<br />

Nozomu Mori, Director, Representative<br />

Executive Officer, Executive Vice President<br />

bei Kansai EPCO: „Als führendes Unternehmen<br />

im Bereich klimaneutrale Energie<br />

haben wir verkündet, dass Kansai Electric<br />

Power Group anstrebt, bis 2050 in allen<br />

Geschäftsbereichen, einschließlich Stromerzeugung,<br />

klimaneutral zu werden. Wir<br />

sind der Auffassung, dass die Entwicklung<br />

schwimmender Offshore-Windkraftanlagen<br />

einen entscheidenden Beitrag hierzu<br />

liefern wird. RWE ist im Offshore-Windgeschäft<br />

in Großbritannien ein wichtiger<br />

Partner für uns. Wir sind überzeugt, dass<br />

unsere bestehende Partnerschaft um den<br />

Betrieb sicherer und zuverlässiger Offshore-Windanlagen<br />

in Japan erweitert werden<br />

kann, wenn wir die Erfahrung und Expertise<br />

von Kansai EPCO auf dem japanischen<br />

Strommarkt und RWEs weltweite Fachkompetenz<br />

bei Offshore-Wind mitein<strong>and</strong>er<br />

kombinieren.“<br />

Partnerschaft sorgt für Rückenwind im<br />

Offshore-Geschäft dank gebündelter<br />

Expertise<br />

RWE kann im Bereich Offshore-Wind auf<br />

eine Erfolgsgeschichte zurückblicken, und<br />

zwar auf allen Stufen der Wertschöpfungskette:<br />

von Entwicklung, Errichtung und<br />

Erzeugung über Transport bis hin zur Vermarktung.<br />

Zudem arbeitet das Unternehmen<br />

derzeit an drei Demonstrationsprojekten<br />

für schwimmende Windkraftparks in<br />

33


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Norwegen, Spanien und den USA, um verschiedene<br />

Fundament-Konzepte für<br />

schwimmende Anlagen zu testen. In unterschiedlichen<br />

Regionen Japans, beispielsweise<br />

in den Präfekturen Akita <strong>and</strong> Niigata,<br />

untersucht RWE ebenfalls die Machbarkeit<br />

von bodenverankerten Windprojekten.<br />

Kansai EPCO, führend auf dem Gebiet der<br />

klimaneutralen Energieerzeugung, prüft<br />

derzeit neue Methoden, um den Ausbau<br />

von Erneuerbaren Energien zu <strong>for</strong>cieren<br />

und diese als St<strong>and</strong>ard zu etablieren. Ziel<br />

des Unternehmens ist, seine in Japan und<br />

weltweit installierte Leistung aus erneuerbaren<br />

Energiequellen von derzeit 6 Gigawatt<br />

bis zum Ende der nächsten Dekade<br />

um mehr als 2 Gigawatt zu erhöhen. In Japan<br />

treibt Kansai EPCO die Entwicklung<br />

von Offshore-Windprojekten in zahlreichen<br />

Regionen, u.a. in den Präfekturen<br />

Akita, Yamagata und Nagasaki, voran. In<br />

Europa ist das Unternehmen an zwei<br />

Offshore-Windprojekten beteiligt, davon<br />

eins in Zusammenarbeit mit RWE.<br />

Mit dieser weiteren Zusammenarbeit intensivieren<br />

die beiden Unternehmen ihre<br />

Partnerschaft weiter.<br />

LL<br />

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200-Megawatt-Solarprojekt in<br />

den USA: RWE kooperiert mit<br />

Constellation<br />

• Constellation-Kunden PepsiCo,<br />

McCormick, Best Buy und ViacomCBS<br />

beziehen künftig Solarstrom aus<br />

RWE-Anlage per Langfristvertrag<br />

• Photovoltaikanlage Big Star ist mit<br />

80-MW-/120-MWh-Batteriespeicher<br />

gekoppelt<br />

• Inbetriebnahme für<br />

2. Quartal 2022 geplant<br />

(rwe) RWE Renewables und Constellation,<br />

ein US-Energieunternehmen und Energiedienstleister,<br />

haben eine Kooperation vereinbart,<br />

um eine Photovoltaikanlage zu<br />

realisieren. Der Solarpark Big Star mit einer<br />

installierten Kapazität von 200 MW<br />

entsteht in Texas, östlich von Austin, und<br />

wird mit einem 80-MW-/120-MWh-Batteriespeichersystem<br />

gekoppelt. Nach der für<br />

das 2. Quartal 2022 geplanten Inbetriebnahme<br />

von Big Star wird Constellation<br />

Strom und Grünstromzertifikate (Renewable<br />

Energy Certificates, REC) abnehmen.<br />

Der Lieferumfang entspricht einer Inanspruchnahme<br />

von 140 MW der Anlage.<br />

Den Strom vermarket Constellation an<br />

Großkunden und hat mit ihnen bereits<br />

entsprechende langfristige Stromlieferverträge<br />

abgeschlossen: PepsiCo, McCormick<br />

& Company, Best Buy und ViacomCBS werden<br />

für ihre lokalen Geschäftsaktivitäten in<br />

Texas mit grünem Strom aus Big Star versorgt<br />

werden.<br />

Silvia Ortín, CEO Wind Onshore und PV,<br />

RWE Renewables: „Als einer der weltweit<br />

führenden Betreiber von Anlagen auf Basis<br />

Erneuerbarer Energien tragen wir zur<br />

Energiewende bei und unterstützen Unternehmen<br />

beim Erreichen ihrer Nachhaltigkeitsziele.<br />

Der St<strong>and</strong>ort unserer Photovoltaikanlage<br />

Big Star in Texas ist ideal, um<br />

Constellation und ihre Kunden mit grünem<br />

Strom für ihre Geschäftsaktivitäten zu versorgen.“<br />

„Dieser Deal zeigt, was möglich ist, wenn<br />

Kunden sich gemeinsam für Klimaschutz<br />

und die Verringerung ihres jeweiligen<br />

CO 2 -Fußabdrucks einsetzen“, sagt Jim<br />

McHugh, CEO von Constellation. „Wir sind<br />

stolz darauf, unseren Kunden saubere<br />

Energielösungen anbieten zu können. Erneuerbare<br />

Energien tragen dazu bei, dass<br />

sie ihre Umweltschutzziele erreichen.“<br />

Mehr als ein Drittel der Kapazitäten des<br />

RWE-Konzerns im Bereich der Erneuerbaren<br />

Energien liegen in den USA. Damit<br />

spielt das L<strong>and</strong> eine Schlüsselrolle in der<br />

Strategie von RWE und ihrem Ziel, das Erneuerbaren-Geschäft<br />

weiter auszubauen.<br />

RWE baut, besitzt und betreibt einige der<br />

leistungsstärksten Wind-, Solar- und Energiespeicherprojekte<br />

in den USA.<br />

Darüber hinaus ist RWE Teil eines Joint<br />

Ventures namens New Engl<strong>and</strong> Aqua Ventus.<br />

Es konzentriert sich auf schwimmende<br />

Offshore-Windkraftanlagen im Bundesstaat<br />

Maine.<br />

LL<br />

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RWE liefert Solarstrom aus dem<br />

Braunkohlentagebau<br />

• Gebot in Innovationsausschreibung der<br />

Bundesnetzagentur war erfolgreich<br />

• Photovoltaikanlagen erzeugen<br />

32 MW in der Spitze<br />

– Speicherleistung von 10,5 MW<br />

(rwe) RWE hat von der Bundesnetzagentur<br />

den Zuschlag für zwei weitere innovative<br />

Solarstrom-Speicher-Projekte im Tagebaubereich<br />

bekommen: für die Anlage „PV &<br />

<strong>Storage</strong> Garzweiler“ mit 19,4 Megawatt<br />

Spitzenleistung (MW peak) und einer<br />

Speicherleistung von 6,5 MW sowie für die<br />

Anlage „PV & <strong>Storage</strong> Jackerath“ mit<br />

12,1 MWp und 4,1MW Batteriespeicher. In<br />

der jüngsten Innovationsausschreibung<br />

sagte die Bundesnetzagentur RWE eine fixe<br />

Marktprämie für den Solarstrom vom R<strong>and</strong><br />

des Tagebaus Garzweiler zu. Bereits Ende<br />

April hatte RWE den Zuschlag für eine vergleichbare<br />

Anlage am R<strong>and</strong> des Tagebaus<br />

Inden erhalten.<br />

Jetzt wird das Unternehmen Angebote<br />

für die Komponenten der beiden geplanten<br />

Anlagen einholen und bei der Stadt Bedburg<br />

die Baugenehmigungen beantragen.<br />

Läuft alles gut, könnte der Bau im nächsten<br />

Sommer beginnen. Anfang 2023 würden<br />

die beiden Anlagen erstmals Strom erzeugen<br />

und speichern.<br />

Innovativ ist nicht nur die Kombination<br />

von Solarpanels und Batteriespeichern, die<br />

als Puffer zwischen Solarstrom-Erzeugung<br />

und Versorgungsnetz fungieren. Innovativ<br />

ist auch die besondere Lage der beiden<br />

neuen Anlagen: Sie stehen auf Betriebsflächen<br />

im Tagebaugelände; die eine – PV &<br />

<strong>Storage</strong> Garzweiler – auf rund zwei Kilometern<br />

Länge direkt unterhalb des von<br />

RWE und Stadt Bedburg betriebenen<br />

Windparks „Königshovener Höhe“, die <strong>and</strong>ere<br />

im Westr<strong>and</strong> des Tagebaus. Beide<br />

PV-St<strong>and</strong>orte werden im Zuge der Rekultivierung<br />

später mit fruchtbarem Erdreich<br />

überkippt, damit dort neue Äcker und Felder<br />

angelegt werden können.<br />

Katja Wünschel, COO Wind Onshore &<br />

Solar PV Europe & APAC der RWE Renewables:<br />

„Kaum ein Bild symbolisiert den<br />

Strukturw<strong>and</strong>el in der Energiewelt deutlicher:<br />

Im Rheinischen Braunkohlenrevier<br />

betreiben und errichten wir schon heute<br />

sechs Windparks. Jetzt kommen noch zwei<br />

innovative Solarstrom-Speicher-Projekte<br />

hinzu.“ RWE sei bereit, jedes Projekt in<br />

Deutschl<strong>and</strong>, das wirtschaftlich ist, zu verwirklichen.<br />

Wünschel: „So kann die Energiewende<br />

beschleunigt werden.“ RWE wolle<br />

in ihrem Heimatmarkt deutlich mehr in<br />

Erneuerbare investieren als die Milliarde<br />

Euro, die bis 2022 schon verplant sei.<br />

Dr. Lars Kulik, für die Braunkohle zuständiges<br />

Vorst<strong>and</strong>smitglied des Tagebaubetreibers<br />

RWE Power: „Nicht nur unsere<br />

großflächige Rekultivierung, sondern auch<br />

die noch aktiven Tagebaubereiche bieten<br />

viel Platz für die Erneuerbaren – damit das<br />

Revier auch in Zukunft Energiest<strong>and</strong>ort<br />

bleibt und der Strukturw<strong>and</strong>el gelingt.“<br />

LL<br />

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EU-Scores-Projekt:<br />

Partner entwickeln hybride<br />

Offshore-Energieparks<br />

(rwe) Das Meeresenergieprojekt European<br />

Scalable Offshore Renewable Energy Sources<br />

(EU-Scores) mit einem Investitionsvolumen<br />

von 45 Millionen Euro dient bis 2025<br />

als Wegbereiter für hybride Offshore-Parks<br />

in ganz Europa, die mit hoher gesicherter<br />

Leistung punkten sollen. Unter der Projektleitung<br />

des Dutch Marine Energy Centre<br />

(DMEC) wird EU-Scores das enorme<br />

Offshore-Potenzial von Wind-, Wellen- und<br />

Solarsystemen im Groß<strong>for</strong>mat erschließen.<br />

Zur Zeit liegt der weltweite Stromverbrauch<br />

pro Jahr bei rund 21.000 Terrawattstunden.<br />

Erwartet wird, dass er sich aufgrund<br />

der wachsenden Bevölkerung und<br />

zunehmender Wirtschaftsleistung bis 2050<br />

verdoppeln wird. Eine effiziente und effektive<br />

Nutzung von Offshore-Energie spielt<br />

bei der Energiewende in Europa eine<br />

Schlüsselrolle und wird dabei helfen, bis<br />

2050 klimaneutral zu werden. Um dies zu<br />

erreichen, hat sich die EU klare Ziele gesetzt:<br />

230 bis 440 Gigawatt (GW) installierte<br />

Leistung bei Offshore-Wind und 40<br />

34


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

GW bei Meeresenergie (Welle, Strömung,<br />

Solar) bis zum Jahr 2050.<br />

Im September fällt der Startschuss für<br />

zwei hochkomplexe und effiziente Demonstrationsprojekte,<br />

die die Projektpartner<br />

gemeinsam realisieren: Zum einen eine<br />

3 Megawatt-Offshore-Photovoltaikanlage<br />

von Oceans <strong>of</strong> Energy, kombiniert mit einem<br />

bodenverankerten Windpark vor der<br />

Küste Belgiens, zum <strong>and</strong>eren ein 1,2 Megawatt-Wellenkraftwerk<br />

von CorPower Ocean,<br />

kombiniert mit einem schwimmenden<br />

Windpark vor der Küste Portugals.<br />

Die EU-Scores-Pilotprojekte sollen zeigen,<br />

welche Vorteile die Nutzung unterschiedlicher<br />

Energiequellen, wie Wind,<br />

Sonne und Wellen, für eine Verstetigung<br />

der Stromerzeugung bringen. Mit diesem<br />

hybriden Ansatz lässt sich Strom zuverlässiger,<br />

effizienter und günstiger erzeugen.<br />

Namhafte Projektentwickler und Stromversorger<br />

verleihen den Demonstrationsanlagen<br />

zusätzlichen Auftrieb und machen<br />

so den Weg frei für eine zukünftige Vermarktung<br />

dieser innovativen Energieparks<br />

im Groß<strong>for</strong>mat.<br />

Ziel dieser Pilotanlagen im industriellen<br />

Maßstab ist es zu demonstrieren, wie der<br />

gestiegene Stromertrag und die erhöhte installierte<br />

Leistung pro Quadratkilometer<br />

helfen, den benötigten Meeresraum zu reduzieren,<br />

damit eine größere Fläche für<br />

Aquakultur, Fischerei, Schiffsverkehr und<br />

Umweltschutzgebiete bleibt. Zusätzliche<br />

Vorteile ergeben sich durch eine gemeinsame<br />

Nutzung kritischer Energieinfrastruktur<br />

und durch <strong>for</strong>tschrittliche Betriebsund<br />

Wartungsmethoden, die zunehmend<br />

autonom funktionieren. All dies führt zu<br />

niedrigeren Stromgestehungskosten pro<br />

Megawattstunde. Darüber hinaus werden<br />

die Anlagen das europäische Stromnetz<br />

stabilisieren und störungsfreier machen,<br />

während gleichzeitig Wert auf Nachhaltigkeit<br />

gelegt wird, die Interessen lokaler Stakeholder<br />

berücksichtigt und bestehende<br />

Ökosysteme geschützt werden.<br />

Benjamin Lehner, Project Portfolio Manager<br />

DMEC: „Um die Energiewende zum<br />

Erfolg zu führen, müssen wir schnell sein,<br />

ohne jedoch die Zuverlässigkeit unseres<br />

Stromnetzes aufs Spiel zu setzen. EU-Scores<br />

kann hier ganz neue Wege aufzeigen.<br />

Die kombinierte Nutzung von Offshore-Gebieten<br />

ermöglicht einen günstigen Business<br />

Case mit enormem Potenzial, die<br />

Energiewende zu beschleunigen; der hybride<br />

Ansatz sorgt für eine zuverlässigere<br />

Stromerzeugung.“<br />

Matthijs Soede, Senior Policy Officer bei<br />

der Europäischen Kommission, GD Forschung:<br />

„Wir haben sehr hohe Erwartungen<br />

an das EU-Scores-Projekt, denn es<br />

passt perfekt zu unserem Green Deal. Ziel<br />

ist es, den Meeresraum durch die Kombination<br />

unterschiedlicher Energiequellen effizienter<br />

zu nutzen. Dies wird zum Gelingen<br />

der Energiewende beitragen.“<br />

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

Partner im EU-Scores-Konsortium<br />

Die Partner im EU-SCORES-Konsortium<br />

sind: Dutch Marine Energy Centre<br />

(DMEC), Oceans <strong>of</strong> Energy, TU Delft, SBM<br />

<strong>of</strong>fshore, POM West-Vla<strong>and</strong>eren (POM),<br />

RWE Renewables (RWE), CorPower Ocean,<br />

Uppsala University, Lappeenranta-Lahti<br />

University <strong>of</strong> Technology (LUT), Enel<br />

Green Power, RINA Offshore Consultants,<br />

INNOSEA – ein Unternehmen der Aqualis-<br />

Braemar LOC-Gruppe, EDP Labelec, WavEC<br />

Offshore Renewables, INESC TEC,<br />

Exceedence, Western Star Wave – ein Unternehmen<br />

der Simply Blue-Gruppe.<br />

Sie werden unterstützt von: IRO (Association<br />

<strong>of</strong> Dutch Suppliers in the Offshore<br />

Energy Industry), ENECO Group, Redes<br />

Enérgeticas Nacionais, Parkwind, Ocean<br />

Winds, Energie Baden-Württemberg<br />

LL<br />

www.rwe.com (212860935)<br />

RWE testet in ihrem Offshore-<br />

Windpark Kaskasi das weltweit<br />

erste recycelbare Rotorblatt<br />

• RWE erprobt das RecyclableBlade von<br />

Siemens Gamesa, um den Weg zu ebnen<br />

für die vollständige Recyclingfähigkeit<br />

von Windturbinen<br />

• Neuartiges Harz ermöglicht die<br />

Wiederverwendung von<br />

Verbundwerkst<strong>of</strong>fen am Ende<br />

der Betriebszeit<br />

• Kaskasi ist bereits „Forschungslabor“<br />

für innovative Fundamente und eine<br />

verbesserte Installationsmethode<br />

Sven Utermöhlen, CEO Wind Offshore der<br />

RWE Renewables: „Wir freuen uns, dass<br />

unser Offshore-Windpark Kaskasi hervorragende<br />

Möglichkeiten bietet, Innovationen<br />

zu testen. Wir erproben spezielle<br />

Stahlkragen und verwenden eine verbesserte<br />

Methode für die Installation der Fundamente.<br />

Und bei Kaskasi wird das weltweit<br />

erste recycelbare Rotorblatt von Siemens<br />

Gamesa installiert. Dies ist ein wichtiger<br />

Schritt, um die Nachhaltigkeit von<br />

Windkraftanlagen auf die nächste Stufe zu<br />

heben.“<br />

(rwe) Im RWE-Offshore-Windpark Kaskasi<br />

feiert ein nachhaltiges Produkt seine<br />

Deutschl<strong>and</strong>premiere: Siemens Gamesa<br />

und RWE wollen vor der Küste Helgol<strong>and</strong>s<br />

einige Windturbinen mit recycelbaren Rotorblättern<br />

errichten. Die 81 Meter langen<br />

Rotorblätter sind die ersten ihrer Art, die<br />

am Ende ihres Lebenszyklus für neue Anwendungen<br />

recycelt werden können. Damit<br />

helfen sie den Weg zur vollständigen<br />

Recyclingfähigkeit von Windturbinen zu<br />

ebnen. Der Windpark Kaskasi, der 2022<br />

seinen Betrieb aufnehmen soll, spielt für<br />

RWE eine wesentliche Rolle bei Erprobung<br />

des weltweit ersten recyclebaren Rotorblatts<br />

unter Betriebsbedingungen.<br />

Für viele Komponenten einer Windturbine,<br />

wie zum Beispiel den Turm und Komponenten<br />

der Gondel, gibt es bereits etablierte<br />

Recyclingverfahren. Die in den Rotorblättern<br />

von Windkraftanlagen verwendeten<br />

Verbundwerkst<strong>of</strong>fe waren allerdings<br />

bisher schwieriger zu recyceln, da alle<br />

Komponenten in Harz gegossen und so<br />

mitein<strong>and</strong>er verbunden werden. Siemens<br />

Gamesa verwendet in ihrem recycelbaren<br />

Rotorblatt ein neuartiges Harz, dessen chemische<br />

Struktur eine effiziente Trennung<br />

der Komponenten ermöglicht. Dies geschieht<br />

in einem Prozess, der die Eigenschaften<br />

der einzelnen Materialien schützt<br />

und ihre Wiederverwendung in neuen Anwendungen<br />

ermöglicht – zum Beispiel in<br />

der Automobilindustrie oder in Konsumgütern,<br />

wie K<strong>of</strong>fern oder Flachbildschirmgehäusen.<br />

RWE ist Treiber innovativer Technologien<br />

Der Einsatz von recycelbaren Rotorblättern<br />

ist nur ein Beispiel dafür, wie RWE die<br />

technologische Weitentwicklung in der<br />

Offshore-Windindustrie vorantreibt. In seinem<br />

342-Megawatt-Windpark Kaskasi ins-<br />

35


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Infografik „Recycelbare Rotorblätter“<br />

talliert das Unternehmen erstmals spezielle<br />

Stahlkragen um drei Monopile-Fundamente.<br />

Der sogenannte „Collared Monopile“<br />

wurde auf Grundlage eines von RWE<br />

entwickelten Patents entworfen und wird<br />

nahezu ebenerdig um den Monopile gelegt.<br />

Der Raum zwischen Kragen und Monopile-Fundament<br />

wird mit Fugenmaterial,<br />

sogenanntem Grout, gefüllt, um eine<br />

stabile Verbindung herzustellen. RWE wird<br />

begleitende Tests durchführen, um nachzuweisen,<br />

dass der Stahlkragen das Verhalten<br />

der Fundamentstruktur im Vergleich<br />

zu St<strong>and</strong>ard-Monopiles verbessert.<br />

Zudem wird Kaskasi der erste Offshore-Windpark<br />

weltweit sein, der eine verbesserte<br />

Installationsmethode anwendet,<br />

um die Fundamente für die Windturbinen<br />

bis zur endgültigen Tiefe in den Meeresgrund<br />

einzubringen. Die Anwendung der<br />

innovativen Vibrationsrammtechnik, des<br />

sogenannten „Vibro Pile Driving“, soll eine<br />

deutlich schnellere und schonendere Einbringung<br />

bei gleichzeitig reduzierter<br />

Schallentwicklung ermöglichen. Dies<br />

kommt vor allem der Meeresumwelt zugute.<br />

Die Pilotanwendung bei Kaskasi wird<br />

durch ein umfangreiches Forschungsvorhaben<br />

begleitet, welches durch das Bundesministerium<br />

für Wirtschaft und Energie<br />

gefördert wird.<br />

Der Windpark Kaskasi kann mehr<br />

als 400.000 Haushalte<br />

mit Ökostrom versorgen<br />

Der Offshore-Windpark Kaskasi entsteht<br />

35 Kilometer nördlich der Insel Helgol<strong>and</strong>.<br />

Nach der vollständigen Inbetriebnahme<br />

der insgesamt 38 Windkraftanlagen Ende<br />

2022 wird Kaskasi rechnerisch rund<br />

400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem<br />

Strom versorgen.<br />

LL<br />

www.rwe.com (212860937)<br />

STEAG-PV-Tochter SENS und LSG<br />

GROUP realisieren 65 MWp<br />

in Osteuropa<br />

(steag) Gemeinsam mit dem österreichischen<br />

Partnerunternehmen LSG GROUP<br />

hat die STEAG Solar Energy Solutions<br />

GmbH (SENS) seit August 2020 insgesamt<br />

130 Solarparks mit einer Gesamtleistung<br />

von 65 Megawatt (MWp) in Ungarn ans<br />

Netz gebracht. Die Anlagen, die im Norden<br />

und Osten des L<strong>and</strong>es sowie nahe der<br />

Hauptstadt Budapest gelegen sind, pr<strong>of</strong>itierten<br />

dabei von einer Förderung durch<br />

die ungarische Regierung. Damit konnte<br />

SENS das Wachstum der Erneuerbaren<br />

Energien in Osteuropa jüngst signifikant<br />

vorantreiben.<br />

Mit dem erfolgreichen Projektabschluss<br />

in Ungarn haben SENS und LSG GROUP<br />

die eigenen Ambitionen untermauert,<br />

künftig gemeinschaftlich im Rahmen eines<br />

Joint Ventures die Photovoltaik-Märkte in<br />

Ost- und Südosteuropa anzugehen. Neben<br />

Ungarn stehen dabei insbesondere Rumänien<br />

und Griechenl<strong>and</strong> im Fokus der weiteren<br />

Planungen. Dass die Region attraktive<br />

Bedingungen für die Photovoltaik bietet,<br />

zeigt ein Blick auf die durchschnittliche<br />

Zahl der jährlichen Sonnenstunden: Ungarn<br />

kommt hier auf 2.500, in Deutschl<strong>and</strong><br />

sind es im Vergleich nur 1.900.<br />

Günstige Klima- und<br />

Förderbedingungen in Ungarn<br />

Im Falle Ungarns kam ferner hinzu, dass<br />

die ungarische Regierung Investitionen in<br />

Photovoltaik gezielt fördert. Dies erfolgt<br />

über die Vergabe sogenannter KÀT-Lizenzen.<br />

Sie sichern Unternehmen, die in den<br />

Photovoltaikmarkt investieren, für bis zu<br />

25 Jahre eine festgeschriebene Einspeisevergütung<br />

für den erzeugten Grünstrom,<br />

s<strong>of</strong>ern die die Anlagen eine Obergrenze<br />

von 0,5 Megawatt Leistung nicht überschreiten.<br />

CO 2 -Ersparnis von<br />

44.000 Tonnen pro Jahr<br />

Entsprechend anspruchsvoll war die Realisierung<br />

des nun für den Investor Green<br />

Source GmbH erfolgreich abgeschlossenen<br />

Projekts, doch der Erfolg lohnte die Mühe<br />

allemal: An fünf St<strong>and</strong>orten entst<strong>and</strong>en in<br />

rund zehn Monaten 130 Solarparks, die<br />

über ebenso viele, eigens errichtete Trans<strong>for</strong>matorenstationen<br />

Grünstrom ins lokale<br />

Stromnetz einspeisen. Insgesamt kommen<br />

die Solarparks auf eine Leistung von 65<br />

Megawatt und eine jährliche Grünstromproduktion<br />

von rund 78.000 MWh. Damit<br />

werden künftig Jahr für Jahr CO 2 -Emissionen<br />

von beinahe 44.000 Tonnen dauerhaft<br />

eingespart.<br />

Erfolgreiche Projektabwicklung unter<br />

Corona-Bedingungen<br />

Entsprechend zufrieden zeigen sich auch<br />

SENS und LSG GROUP, die das Projekt gemeinsam<br />

als Generalunternehmer realisiert<br />

haben: „Trotz der massiven Einschränkungen<br />

aufgrund der P<strong>and</strong>emiesituation<br />

konnten alle Arbeiten weit vor der festgelegten<br />

Deadline fertiggestellt und alle Anlagen<br />

ans Netz angeschlossen werden. Ich<br />

bin stolz auf die Leistung des gesamten<br />

Teams und darauf, dass die Logistik und<br />

Koordination aller Beteiligten auf den unterschiedlichen<br />

Baustellen so effizient ablief“,<br />

resümiert Fabian Herr, Head <strong>of</strong> Projects<br />

bei SENS.<br />

Mit diesem Erfolg unter erschwerten Bedingungen<br />

sehen sich die Partner SENS<br />

und LSG GROUP für die geplanten weiteren<br />

Aktivitäten auf den ost- und südosteuropäischen<br />

Photovoltaik-Märkten bestens<br />

gerüstet.<br />

LL<br />

www.steag.com (212861054)<br />

STEAG mit neuem Markenauftritt<br />

• Trans<strong>for</strong>mation des<br />

Traditionsunternehmens findet<br />

Ausdruck in neuem Corporate Design<br />

(steag) Das Essener Energieunternehmen<br />

hat seinen Markenauftritt überarbeitet.<br />

Damit verleiht STEAG dem immer zügiger<br />

<strong>for</strong>tschreitenden W<strong>and</strong>el des Unternehmens<br />

sichtbar Ausdruck. Das traditionsreiche<br />

Energieunternehmen engagiert sich<br />

bereits seit längerem mit Erfolg im Bereich<br />

der erneuerbaren Energien, der sich aktuell<br />

entwickelnden Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

sowie bei Lösungen zur Dekarbonisierung<br />

der Industrie.<br />

„STEAG stellt sich neu auf, konzentriert<br />

sich auf wachstumsträchtige, zum Teil<br />

auch neue Geschäftsfelder und Märkte“,<br />

sagt Joachim Rumstadt, Vorsitzender der<br />

Geschäftsführung der STEAG GmbH. Ins<strong>of</strong>ern<br />

sei es der richtige Zeitpunkt, der<br />

Trans<strong>for</strong>mation des Unternehmens auch<br />

durch eine sichtbare und erlebbare Neupositionierung<br />

Ausdruck zu verleihen.<br />

36


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Kohleausstieg erfolgreich vollzogen<br />

Der Aufbruch zu neuen energiewirtschaftlichen<br />

Ufern geht einher mit einem<br />

zwischenzeitlich erfolgreich vollzogenen<br />

Abschied vom lange dominierenden Kraftwerksgeschäft.<br />

Bis Herbst 2022 werden<br />

alle Steinkohlekraftwerke der STEAG in<br />

Deutschl<strong>and</strong> vom Markt sein. Einzige Ausnahme<br />

ist das „junge“ Kraftwerk Walsum<br />

10 in Duisburg, für das STEAG aktuell einen<br />

Brennst<strong>of</strong>fwechsel von Steinkohle auf<br />

Biomasse prüft.<br />

„Diese Entwicklung schlägt sich auch in<br />

unserer CO 2 -Bilanz nieder. Von 1990 bis<br />

heute haben wir unsere jährlichen Emissionen<br />

in Deutschl<strong>and</strong> bereits um 85 Prozent<br />

reduziert“, sagt Dr. Ralf Schiele, der in der<br />

STEAG-Geschäftsführung die Bereiche<br />

Markt und Technik verantwortet.<br />

Evolution statt Revolution<br />

Beim neuen Marktangang setzt das Energieunternehmen<br />

bewusst darauf, Bewährtes<br />

zu erhalten. „STEAG verfügt über immense<br />

Expertise bei Planung, Bau und Betrieb<br />

energietechnischer Anlagen, bei der<br />

Steuerung komplexer Prozesse und in Sachen<br />

Dekarbonisierung. Hinzu kommt umfassendes<br />

energiewirtschaftliches Knowhow:<br />

Wir haben unseren Namen über viele<br />

Jahrzehnte hinweg zur Marke entwickelt<br />

und so einen Wert wirft man nicht über<br />

Bord“, erläutert Christoph Dollhausen, Leiter<br />

des STEAG-Marketings, die Herangehensweise.<br />

Die bewährten Stärken nutze<br />

das Unternehmen, um sich auf den Wachstumsfeldern<br />

und-märkten der Energiewirtschaft<br />

von morgen zu behaupten. Genau<br />

wie das Unternehmen selbst entwickelt<br />

sich die Marke ins<strong>of</strong>ern gezielt weiter, ohne<br />

alles Bestehende über Bord zu werfen.<br />

„STEAG macht nicht Revolution, sondern<br />

Evolution – und das nicht zum ersten Mal<br />

in der bald 85-jährigen Unternehmensgeschichte<br />

sehr erfolgreich“, bilanziert Joachim<br />

Rumstadt.<br />

Schlanker und agiler<br />

Konkret haben sich das Unternehmenslogo<br />

und die Farbwelt sowie weitere gestalterische<br />

Elemente des Markenauftritts verändert.<br />

Grundsätzlich ist STEAG der Hausfarbe<br />

Blau und auch dem kontrastierenden<br />

Gelb treu geblieben, setzt nun aber auf <strong>and</strong>ere<br />

Farbtöne und <strong>and</strong>ere Gewichtungen.<br />

Die neuen Blau- und Gelbtöne kommen<br />

leichter, frischer und dynamischer daher.<br />

In Gänze ist das neue Corporate Design dynamisch<br />

und zukunftsorientiert.<br />

Gleiches gilt für das Logo, bei dem der<br />

schlankere Schnitt mit den strukturellen<br />

Veränderungen im Unternehmen korrespondiert:<br />

„Im Rahmen der Neuausrichtung<br />

werden wir in unserer Organisation schlanker,<br />

agiler und noch marktorientierter. Dabei<br />

sind wir bereits auf einem guten Weg“,<br />

so Joachim Rumstadt.<br />

LL<br />

www.steag.com (212861056)<br />

STEAG mit neuem Markenauftritt<br />

Neues Blockheizkraftwerk Hastedt<br />

– Kohleausstieg von swb erreicht<br />

weiteren Meilenstein<br />

(swb) Viele kleine Schritte sind nötig, damit<br />

swb aus der Kohlenutzung aussteigen<br />

kann. Einige haben dabei ein hohes Gewicht.<br />

Dazu gehören die rund 186 Tonnen<br />

schweren Antriebsaggregate im neuen<br />

Block-Heiz-Kraft-Werk in Bremen Hastedt.<br />

Insgesamt werden neun in Finnl<strong>and</strong> produzierte<br />

Motoren mit je 16.000 PS mit dem<br />

Schiff nach Bremen Hastedt geliefert und<br />

dort an L<strong>and</strong> gehievt.<br />

Sie bilden das Herzstück des neuen hocheffizienten,<br />

erdgasbetriebenen Blockheizkraftwerks,<br />

das nach seiner Inbetriebnahme<br />

das Steinkohlekraftwerk am St<strong>and</strong>ort<br />

teilweise ersetzt. Mit einem Brennst<strong>of</strong>fnutzungsgrad<br />

von nahezu 90 % spart es gegenüber<br />

der Kohlenutzung rund 550.000<br />

Tonnen CO 2 jährlich. Nach dem bereits im<br />

Juni der Kraftwerksblock 6 im Hafen stilleglegt<br />

wurde, rückt der nächste Meilenstein<br />

für das Erreichen des Bremer Klimaziels<br />

in greifbare Nähe.<br />

140 Millionen Euro investiert swb bis zur<br />

geplanten Inbetriebnahme 2022 in das<br />

neue Kraftwerk. Es sichert einen Teil der<br />

Wärmeversorgung in rund 25.000 Wohnungen<br />

im Bremer Osten und des Mercedes-Werks.<br />

550.000 Tonnen weniger CO 2<br />

entspricht einer Reduzierung um etwa 70<br />

Prozent gegenüber der heutigen Steinkohlenutzung;<br />

das ist ein Effekt, als würde<br />

man 40 Millionen Bäume neu pflanzen und<br />

auswachsen lassen. Die neun Motoren, die<br />

modular betrieben werden können, leisten<br />

bis zu 104 Megawatt elektrisch und bis zu<br />

93 Megawatt thermisch.<br />

„Dieses Kraftwerk sichert nicht nur die<br />

Versorgung mit klimaschonender Fernwärme,<br />

es ist auch ein wichtiger Baustein für<br />

eine zuverlässige und flexible Stromversorgung,<br />

wenn Sonne und Wind nicht ausreichend<br />

elektrische Energie liefern können,“<br />

erläutert swb-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender Dr.<br />

Torsten Köhne die Bedeutung der Großinvestition.<br />

„Mit dieser Neuausrichtung der<br />

Erzeugungsstruktur bringen wir den Konzernumbau<br />

ein großes Stück voran.“<br />

Darüber hinaus soll zukünftig auch im<br />

Bremer Osten verstärkt Fernwärme aus Abfall<br />

zum Einsatz kommen. Sie ist noch klimaschonender<br />

als aus Erdgas und wird<br />

bereits jetzt im Müllheizkraftwerk Bremen<br />

aus der thermischen Verwertung von Abfällen<br />

erzeugt. Mit dem Bau der dafür notwendigen<br />

Fernwärmeverbindungsleitung<br />

soll begonnen werden, sobald die notwendige<br />

Genehmigung, voraussichtlich im 3.<br />

Quartal <strong>2021</strong>, vorliegt. Das neue Blockheizkraftwerk<br />

in Hastedt übernimmt dann<br />

die ergänzende Wärmelieferung für den<br />

Osten – flexibel, modular und umweltschonend.<br />

Die Technik des BHKW<br />

Rechnet man die für den Bremer Bürger<br />

etwas abstrakten Megawatt (MW) in Motorenleistung<br />

um, dann ergibt sich pro Motor<br />

ein Wert von etwa 16.000 PS; das entspricht<br />

rund 150.000 PS für das gesamte<br />

BHKW. Anders als die bisherigen Kraftwerke,<br />

hat das BHKW einen geschlossenen<br />

Kühlwasserkreislauf (wie beim Auto) also<br />

keine Durchlaufkühlung und verursacht<br />

somit auch keine Aufheizung der Weser<br />

mehr. swb rechnet beim BHKW mit 3.800<br />

Volllast-Betriebsstunden pro Jahr. Die erwartete<br />

elektrische Produktion ist mit<br />

380.000.000 Kilowattstunden (kWh) angesetzt,<br />

das reicht rechnerisch für mehr als<br />

150.000 Haushalte. Die Leitwarte von<br />

Block 15 wird für das BHKW weiter genutzt,<br />

zur Überwachung der neuen Technik,<br />

zur Steuerung des Heizwerks-Vahr<br />

und für die Kontrolle regenerativer Anlagen,<br />

wie dem Weserkraftwerk.<br />

Die Historie des St<strong>and</strong>orts Hastedt<br />

Am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort in Hastedt wird<br />

bereits seit 1906 in verschiedenen Kraftwerksblöcken<br />

Steinkohle verbrannt. Im sogenannten<br />

„Block 15“ wird dort seit der<br />

Inbetriebnahme 1989 in Kraft-Wärme-Kopplung<br />

Strom und Fernwärme erzeugt<br />

und in den Bremer Osten geliefert.<br />

Block 15 galt aufgrund der hohen Energieeffizienz<br />

und der vergleichsweisen gerin-<br />

37


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

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

gen Emissionen als hochmodern. Vor dem<br />

Hintergrund von Tschernobyl war das seinerzeit<br />

der Grund für die Bremer Grünen,<br />

ein solches Steinkohlekraftwerk zu <strong>for</strong>dern.<br />

Ein Zusammenschluss der Fernwärmenetze<br />

Bismarckstraße, Neue-Vahr,<br />

Blockdiek, Osterholz-Tenever erfolgte bereits<br />

1978, wobei dem St<strong>and</strong>ort Hastedt<br />

dabei schnell eine Schlüsselrolle zukam.<br />

Diese Rolle soll auch in Zukunft Best<strong>and</strong><br />

haben, wenn das neue BHKW fertiggestellt<br />

ist.<br />

Daten Motor<br />

Insgesamt werden 9 Motoren im<br />

BHKW zum Einsatz kommen.<br />

Pro Motor:<br />

• 12 Megawatt elektrischer Leistung<br />

• 20 Zylindern<br />

• Bohrungsdurchmesser von 31 cm<br />

• Hub von 43 cm<br />

• Gesamthubraum 650 Litern<br />

• 16.000 PS pro Motor<br />

• 186 Tonnen schwer<br />

• 14,4 Meter lang<br />

• 2,69 Meter breit<br />

• 5,1 Meter hoch<br />

LL<br />

www.swb.de (212861126)<br />

Trianel Energieprojekte behauptet<br />

sich mit zwei Projekten bei<br />

Innovations-Ausschreibungsrunde<br />

der Bundesnetzagentur<br />

• Gesellschafter pr<strong>of</strong>itieren von guten<br />

Perspektiven in Projektentwicklung<br />

(trianel) Die erst zum dritten Mal stattfindende<br />

Innovations-Ausschreibungsrunde<br />

für sonnenenergiebetriebene Kombinationsanlagen<br />

konnte die Trianel Energieprojekte<br />

GmbH & Co. KG (TEP) erneut mit Zuschlägen<br />

für zwei Projekte abschließen. Die<br />

Kombinationsanlagen, bestehend aus Photovoltaikanlage<br />

und Energiespeicher, werden<br />

im baden-württembergischen Gammertingen<br />

und im L<strong>and</strong>kreis Jerichower<br />

L<strong>and</strong> in Sachsen-Anhalt errichtet werden.<br />

Bereits im April konnte sich die Trianel-Tochter<br />

mit zwei Projekten in einer<br />

deutlich überzeichneten Innovations-Ausschreibung<br />

durchsetzen. TEP erzielte im<br />

April Zuschläge für ein Projektvolumen<br />

von 27 MWp Anlagenleistung und 9,5 MW<br />

Speicherleistung in Letschin und Gölsdorf.<br />

Jetzt kamen zwei weitere Zuschläge dazu:<br />

mit 12 MWp Lübars und 15 MWp Gammertingen<br />

plant und baut TEP nun vier Projekte<br />

auf Basis PV und Speicher. Damit projektiert<br />

TEP aktuell rd. 54 MWp PV-Leistung<br />

und 40 MWh Batteriespeicherkapazität in<br />

einem innovativen Feld, in dem es künftig<br />

möglich wird, Sonnenstrom zu speichern<br />

und bei Bedarf aus dem System auch zu<br />

sonnenarmen Zeiten Sonnenstrom zur Verfügung<br />

zu stellen. Durch das Vereinen von<br />

Projektierung und Stromh<strong>and</strong>el unter einem<br />

Dach, kann die Trianel GmbH in Zukunft<br />

die Stromvermarktung effizient in<br />

die Verbrauchstruktur integrieren und somit<br />

einen wichtigen Prozess der Energiewende<br />

aktiv begleiten.<br />

Während sich das 30-köpfige Team der<br />

Trianel Projektentwicklung in seiner Anfangszeit<br />

hauptsächlich auf die Identifikation<br />

bereits existierender Projekte konzentrierte,<br />

wurde mit der Gründung der Trianel<br />

Energieprojekte GmbH & Co. KG – als<br />

100%-Tochter der Trianel – das Kerngeschäft<br />

durch die Ausweitung auf die frühen<br />

Projektentwicklungsschritte neu definiert.<br />

Zu diesem Aufgabenfeld gehören die Weißflächenentwicklung<br />

sowie die Planung und<br />

Projektierung von neuen Photovoltaikoder<br />

Windkraftanlagen im Onshore-Bereich.<br />

Aktuell arbeitet die TEP an der Realisierung<br />

von technologieübergreifenden<br />

Projekten mit einer Gesamtleistung von<br />

rund 1,6 GW. Solaranlagen und Windparks<br />

mit einer Leistung von jeweils etwa 100<br />

MW befinden sich derzeit in der Bauphase.<br />

Über Deutschl<strong>and</strong> verteilt akquiriert TEP<br />

PV-Flächen und nördlich des Neckars<br />

Windprojekte. „Vor drei Jahren erwarben<br />

wir hauptsächlich fertige Projekte. Doch<br />

zeichnete sich die Endlichkeit ab: mit dem<br />

neuen Windausschreibungsdesign f<strong>and</strong>en<br />

wir trotz intensiver Marktbearbeitung immer<br />

weniger Windprojekte. Mit den Entwicklungen<br />

im Kapitalmarkt der negativen<br />

Zinsen nahmen die wirtschaftlich adressierbaren<br />

Projekte zudem deutlich ab. Bei<br />

PV erkannten wir, wie wettbewerbliche Investoren<br />

zu h<strong>of</strong>fnungsvollen Preisangeboten<br />

neigten, die auch hier einen Zugriff auf<br />

Projekte erschwerten. Unter allen H<strong>and</strong>lungsoptionen<br />

zeigte sich die Vorwärtsintegration<br />

als die zielführendste. Heute zurückblickend<br />

zeigt sich: es war der durchweg<br />

richtige Weg. Dass so rasch sich in<br />

diesem Umfang schon die Erfolge einstellen,<br />

ist der äußerst fokussierten Mannschaft<br />

zu verdanken. Mit Respekt und<br />

Dank schauen wir darauf“, sagt Herbert<br />

Muders, Geschäftsführer der TEP.<br />

Das Team setzte mit der Projektentwicklung<br />

einen erweiterten Schwerpunkt der<br />

Trianel-Tätigkeit. Die komplette Prozesskette<br />

von der Flächensicherung über die<br />

Finanzierung, Gewinnung von Zuschlägen<br />

bis zur Inbetriebnahme etablierte sich als<br />

ein Alleinstellungsmerkmal innerhalb des<br />

Stadtwerkeverbundes. „Das alles erarbeiten<br />

wir uns mit mehreren Partnerschaften.<br />

Dazu zählen Projektentwickler, die in dem<br />

zunehmenden Risikopr<strong>of</strong>il gerne mit uns<br />

zusammenarbeiten und Risiken aufteilen.<br />

Hier suchen wir immer wieder nach weiteren<br />

Partnerschaften. Bundesweit nimmt<br />

die TEP den zweiten Platz in der Liste der<br />

meisten PV-Zuschläge ein. Von unseren guten<br />

Perspektiven in der Projektentwicklung<br />

pr<strong>of</strong>itieren unserer Gesellschafter doppelt:<br />

jene die sich in der Trianel Wind und Solar<br />

beteiligen, erhalten einen Zugang zu den<br />

Projekten und alle Gesellschafter partizipieren<br />

zudem an allen Stufen der Wertschöpfungskette“,<br />

so Andreas Lemke, Prokurist<br />

und für PV verantwortlich innerhalb<br />

der TEP.<br />

LL<br />

www.trianel.com (212861102)<br />

38


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Trianel und Stadtwerke Hamm<br />

gründen Wasserst<strong>of</strong>fzentrum zur<br />

Entwicklung der<br />

Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft in Hamm<br />

• Trianel und die Stadtwerke Hamm<br />

haben ein Joint Venture gegründet mit<br />

dem Ziel, auf dem Gelände des Trianel<br />

Gaskraftwerks Hamm-Uentrop bis 2024<br />

eine Erzeugungsanlage für Wasserst<strong>of</strong>f<br />

zu errichten. Der Wasserst<strong>of</strong>f soll aus<br />

erneuerbarem Strom gewonnen werden<br />

und einen Beitrag zur Energiewende<br />

und zum Klimaschutz leisten.<br />

(trianel) Mit der Gründung der Projektgesellschaft<br />

Wasserst<strong>of</strong>fzentrum Hamm<br />

GmbH & Co. KG soll die Umsetzung dieses<br />

Projektes geprüft und auf den Weg gebracht<br />

werden. Damit ist ein Meilenstein<br />

erreicht worden, um in Hamm-Uentrop<br />

eine Erzeugungsanlage für klimaneutralen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f zu realisieren und in die Anwendung<br />

zu bringen.<br />

Marc Herter, Oberbürgermeister der<br />

Stadt Hamm, begrüßte die jüngsten Entwicklungen:<br />

„Der Rat der Stadt Hamm hat<br />

deutlich gemacht, dass wir den Ausstieg<br />

aus der Kohleverstromung in Deutschl<strong>and</strong><br />

als Chance verstehen. Die zentrale Lage<br />

Hamms als energiewirtschaftlicher St<strong>and</strong>ort<br />

und als Logistik-Knoten erlaubt uns,<br />

innovative Konzepte zu denken und zu realisieren.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird dabei eine besondere<br />

Rolle spielen. Die Gründung des<br />

Wasserst<strong>of</strong>fzentrums ist ein wichtiger<br />

Schritt zur Entwicklung der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

in Hamm.“<br />

Zunächst sollen 30 neue Wasserst<strong>of</strong>fbusse<br />

der Stadtwerke Hamm und bis zu 20 Abfallsammelfahrzeuge<br />

der Abfallwirtschaft<br />

und Stadtreinigung (ASH) Hamm mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />

versorgt werden. Dafür ist der Bau<br />

einer bis zu 20 MW großen Elektrolyseanlage<br />

auf dem Kraftwerkst<strong>and</strong>ort Uentrop<br />

anvisiert. Reinhard Bartsch, Geschäftsführer<br />

der Stadtwerke Hamm, gab<br />

an: „Als Projektpartner des Wasserst<strong>of</strong>fzentrums<br />

Hamm können wir klimaneutrale<br />

Lösungen bald selbst bereitstellen, um<br />

mit den städtischen Dienstleistungen des<br />

öffentlichen Personennahverkehrs und der<br />

Abfallentsorgung einen Beitrag zum Klimaschutz<br />

zu leisten. Wir sind überzeugt<br />

von der Wasserst<strong>of</strong>fmobilität.“<br />

„Mit der Gründung des Gemeinschaftsunternehmens<br />

Wasserst<strong>of</strong>fzentrum Hamm<br />

GmbH & Co. KG wurde ein Meilenstein erreicht,<br />

um eine regionale Wirtschaft mit<br />

klimaneutralem Wasserst<strong>of</strong>f in und um<br />

Hamm aufzubauen. Wir sehen, dass gerade<br />

in der Logistik heute schon großes Interesse<br />

an Wasserst<strong>of</strong>f vorh<strong>and</strong>en ist. Wir<br />

sind der festen Überzeugung, dass es bis<br />

2024 eine entsprechende Nachfrage nach<br />

Wasserst<strong>of</strong>f geben wird. Hamm bietet<br />

überdies einen idealen St<strong>and</strong>ort, um hier<br />

eine wesentliche Investition in Wasserst<strong>of</strong>ferzeugung<br />

zu prüfen“, erklärte Sven Becker,<br />

Sprecher der Geschäftsführung der<br />

Trianel GmbH. Als Geschäftsführer des<br />

Wasserst<strong>of</strong>fzentrums Hamm sind Reinhard<br />

Bartsch und Klaus Horstick einberufen<br />

worden. Klaus Horstick verantwortet<br />

den Bereich Offshore und Wasserst<strong>of</strong>f bei<br />

Trianel.<br />

Bei der Elektrolyse wird Wasser mit der<br />

Hilfe von Strom in seine Best<strong>and</strong>teile Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und Sauerst<strong>of</strong>f gespalten. Außerdem<br />

entsteht Abwärme, die für industrielle<br />

Prozesse oder zum Heizen von Gebäuden<br />

genutzt werden kann. Im Wasserst<strong>of</strong>fzentrum<br />

soll dafür erneuerbarer Strom aus<br />

dem Nordseeraum sowie aus regionalen<br />

PV-Anlagen zum Einsatz kommen. Der so<br />

erzeugte „grüne Wasserst<strong>of</strong>f“ ist ein farbloses<br />

Gas, welches fossile Energieträger in<br />

vielen Anwendungen ersetzen kann. Zahlreiche<br />

lokale Unternehmen haben daher<br />

bereits ihr Interesse signalisiert, die Produkte<br />

der Elektrolyse in ihrem Betrieb zum<br />

Einsatz zu bringen. Auch der Einsatz in der<br />

anliegenden Gasinfrastruktur und die<br />

Möglichkeit zur Rückverstromung im anliegenden<br />

Trianel-Gaskraftwerk stellt eine<br />

Option dar.<br />

Das Wasserst<strong>of</strong>fzentrum Hamm ist Teil<br />

einer umfassenden Strategie lokaler und<br />

regionaler Akteure, um den Industriest<strong>and</strong>ort<br />

Hamm zu stärken und den Klimaschutz<br />

vor Ort voranzutreiben. Die<br />

Stadt Hamm, die Stadtwerke Hamm und<br />

Trianel sind sich einig, dass ein Wasserst<strong>of</strong>fcluster<br />

entstehen soll. Die Grundlagen<br />

dafür werden bis Anfang 2022 in einer Begleitstudie<br />

unter Beteiligung der Universität<br />

Duisburg-Essen, der Hochschule Weserbergl<strong>and</strong><br />

und der Hochschule<br />

Hamm-Lippstadt festgelegt. Die Bezirksregierung<br />

Arnsberg hat vor Kurzem den Bescheid<br />

erteilt, die Studie zur Hälfte zu fördern.<br />

Schon jetzt steht fest, dass die Region<br />

mit dem wirtschaftlichen Umfeld und<br />

dem angesiedelten Fachwissen exzellente<br />

Voraussetzungen für das Wasserst<strong>of</strong>fcluster<br />

bietet.<br />

Studie und Elektrolyseanlage<br />

sollen Nachahmer anregen<br />

Das Wasserst<strong>of</strong>fzentrum soll so angelegt<br />

sein, dass es ab 2030 über die geplante<br />

Hochspannungsleitung Wilhelmshaven –<br />

Hamm mit noch größeren Mengen erneuerbaren<br />

Stroms aus der Nordsee versorgt<br />

und die für 2024 geplante Elektrolyseanlage<br />

um weitere Elektrolyseureinheiten erweitert<br />

werden kann. Die Ergebnisse der<br />

Studie zum Wasserst<strong>of</strong>fcluster sollen auch<br />

weiteren Städten und städtischen Trägern<br />

zur Verfügung gestellt werden, um so einen<br />

Anstoß zur Umstellung des öffentlichen<br />

Personennahverkehrs auf Wasserst<strong>of</strong>f<br />

in NRW zu leisten.<br />

Wie die lokale Wirtschaft klimaneutral<br />

werden kann, beschäftigt viele Akteure aus<br />

Politik und Verwaltung. Dementsprechend<br />

hoch ist das Interesse am Einsatz der neuen<br />

Technologie. Die Stadt Hamm gründet deshalb<br />

die Wasserst<strong>of</strong>fallianz Westfalen, die<br />

konkret vorh<strong>and</strong>ene und potenzielle Interessenten<br />

an einem wachsenden Wasserst<strong>of</strong>fcluster<br />

Hamm betreuen und unterstützen<br />

soll.<br />

LL<br />

www.trianel.de (212861108)<br />

Cooperation Uniper <strong>and</strong> Port <strong>of</strong><br />

Rotterdam Authority in production<br />

green hydrogen<br />

(uniper) Energy company Uniper <strong>and</strong> the<br />

Port <strong>of</strong> Rotterdam Authority have entered<br />

into an agreement <strong>for</strong> developing the production<br />

<strong>of</strong> green hydrogen at the Uniper<br />

location on Maasvlakte. These plans build<br />

on the findings <strong>of</strong> a recent feasibility study<br />

<strong>and</strong> are in line with the new hydrogen infrastructure<br />

that has been planned <strong>and</strong> the<br />

growing dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> sustainable hydrogen<br />

from the Rotterdam petrochemical industry.<br />

This agreement has been laid down in<br />

a memor<strong>and</strong>um <strong>of</strong> underst<strong>and</strong>ing (MOU)<br />

<strong>and</strong> is a major milestone in the further development<br />

<strong>of</strong> the hydrogen value chain in<br />

the Rijnmond region. No less than half <strong>of</strong><br />

all Dutch IPCEI* hydrogen projects are developed<br />

in Rotterdam. This Uniper project<br />

is on the Dutch IPCEI shortlist as well.<br />

The recently completed joint feasibility<br />

study shows that the Uniper location on<br />

Maasvlakte is ideally suitable <strong>for</strong> largescale<br />

production <strong>of</strong> green hydrogen with<br />

the use <strong>of</strong> power generated by North Sea<br />

wind farms. The Uniper hydrogen plant is<br />

to be connected to the HyTransport.RTM<br />

pipeline that runs through the Port <strong>of</strong> Rotterdam.<br />

The pipeline also connects the Uniper<br />

plant to the national hydrogen infrastructure<br />

<strong>and</strong> the Delta Corridor pipeline<br />

bundle. The latter project is intended <strong>for</strong><br />

delivering hydrogen to chemical clusters in<br />

Moerdijk <strong>and</strong> Geleen (Chemelot) <strong>and</strong> farther<br />

away in North Rhine-Westphalia.<br />

Towards carbon neutrality<br />

Hydrogen is currently produced from natural<br />

gas, the co-called grey hydrogen, resulting<br />

in CO 2 emissions that amount to 19<br />

million tonnes in the Netherl<strong>and</strong>s. Industry<br />

in the Rotterdam area annually consumes<br />

about 77PJ <strong>of</strong> hydrogen (roughly 40% <strong>of</strong><br />

the total hydrogen consumption in the<br />

Netherl<strong>and</strong>s). The transition from grey hydrogen<br />

to sustainable green hydrogen in<br />

the Rotterdam industry <strong>for</strong> producing<br />

cleaner fuels <strong>and</strong> as a raw material in the<br />

chemical sector is a major step towards carbon<br />

neutrality. In combination with importing<br />

sustainable hydrogen, sufficient<br />

storage capacity, <strong>and</strong> a national <strong>and</strong> international<br />

hydrogen transport network this<br />

may lead to phasing out the production <strong>of</strong><br />

grey hydrogen altogether.<br />

The next key step in the Uniper project is<br />

the FEED (front-end engineering & design)<br />

study. This nine-month study is currently<br />

being contracted out <strong>and</strong> should yield indepth<br />

findings <strong>for</strong> the conceptual design <strong>of</strong><br />

39


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

the electrolysis installation (100MW initially<br />

<strong>and</strong> with a future capacity increase to<br />

500MW), the project planning, <strong>and</strong> a realistic<br />

budget. With the help <strong>of</strong> these findings<br />

the first phase <strong>of</strong> this unique electrolysis<br />

plant can be outsourced to a number <strong>of</strong><br />

specialist suppliers <strong>and</strong> contractors.<br />

Soon, the first ef<strong>for</strong>ts will be made to apply<br />

<strong>for</strong> the permits needed, to seek (financial)<br />

support from various authorities, to<br />

enter into agreements with the relevant<br />

partners involved in the value chain, <strong>and</strong> to<br />

prepare an investment decision in 2022.<br />

Major link in the new European<br />

hydrogen value chain<br />

„We have the strong ambition to convert<br />

our Maasvlakte location into a major link in<br />

the new European hydrogen value chain in<br />

close collaboration with the Port <strong>of</strong> Rotterdam<br />

Authority <strong>and</strong> other partners,“ says<br />

Axel Wietfeld, CEO <strong>of</strong> Uniper Hydrogen.<br />

„There is a host <strong>of</strong> opportunities, not only<br />

<strong>for</strong> Uniper but also <strong>for</strong> other players in the<br />

chain. Together we can use sustainable hydrogen<br />

to reduce CO 2 levels in Rotterdam<br />

significantly.“<br />

The Port <strong>of</strong> Rotterdam is an energy hub<br />

<strong>for</strong> Western Europe. Today, about 13 percent<br />

<strong>of</strong> the European energy supply enters<br />

the European Union via Rotterdam. The<br />

port has the ambition to be carbon neutral<br />

by 2050 while retaining its central role in<br />

the European energy system. By then, according<br />

to expectations <strong>of</strong> the Port Authority,<br />

approximately 20 million tonnes <strong>of</strong> hydrogen<br />

will flow through the port to consumers<br />

in the Netherl<strong>and</strong>s <strong>and</strong> beyond.<br />

„The industry has to go through a massive<br />

change in making its business processes<br />

more sustainable,“ says Allard Castelein,<br />

CEO <strong>of</strong> the Port <strong>of</strong> Rotterdam Authority.<br />

„Hydrogen will play a central role in this<br />

process. We are working with partners towards<br />

the introduction <strong>of</strong> a large-scale hydrogen<br />

network across the port complex,<br />

making Rotterdam an international hub <strong>for</strong><br />

hydrogen production <strong>and</strong> import <strong>and</strong> <strong>for</strong><br />

the transit <strong>of</strong> hydrogen to other countries<br />

in Northwestern Europe. This explains why<br />

initiatives like this Uniper project are so important<br />

<strong>for</strong> the future <strong>of</strong> Rotterdam <strong>and</strong> the<br />

Netherl<strong>and</strong>s.“<br />

*) IPCEI is short <strong>for</strong> ‘Important Project <strong>of</strong><br />

Common European Interest’, a European<br />

scheme under which countries can provide<br />

extra support <strong>for</strong> projects.<br />

**) HyWay27 report, PwC/Strategy&,<br />

June <strong>2021</strong><br />

LL<br />

www.uniper.energy (212861110)<br />

Fortum <strong>and</strong> Uniper start<br />

cooperation in nuclear<br />

decommissioning <strong>and</strong><br />

dismantling services<br />

(uniper) Fortum <strong>and</strong> Uniper enter close<br />

into cooperation to <strong>of</strong>fer nuclear decommissioning<br />

<strong>and</strong> dismantling services <strong>for</strong><br />

nuclear companies. Through this cooperation,<br />

Fortum <strong>and</strong> Uniper combine decades<br />

<strong>of</strong> nuclear experience <strong>and</strong> a wide variety <strong>of</strong><br />

competencies which will create world-class<br />

value to the customers. The future vision is<br />

to become a market leader in Europe.<br />

„Nuclear power plants around Europe are<br />

in different phases <strong>of</strong> the life cycle. At the<br />

same time, as new reactors are being<br />

planned <strong>and</strong> built, there are also plants<br />

that will be shut down <strong>and</strong> dismantled.<br />

Here we see attractive opportunities to create<br />

joint service <strong>of</strong>fering <strong>and</strong> our joint target<br />

is to become the market leader in nuclear<br />

decommissioning <strong>and</strong> dismantling in<br />

Europe“, says Johan Svenningsson, CEO <strong>of</strong><br />

Uniper Sweden.<br />

„Uniper is developing strong decommissioning<br />

competences <strong>and</strong> have a unique<br />

reference with their decommissioning program<br />

in Sweden. Fortum will bring to the<br />

cooperation complementary competences<br />

in the waste <strong>and</strong> decommissioning area, as<br />

well as our customer-centric way <strong>of</strong> working.<br />

In our Nuclear Services business we<br />

have served customers <strong>for</strong> many years already<br />

with excellent customer satisfaction<br />

results, says Petra Lundström, Vice President,<br />

Co-owned assets <strong>and</strong> Nuclear Services<br />

at Fortum.<br />

„Earlier this year, Fortum <strong>and</strong> Uniper announced<br />

joint service <strong>of</strong>fering <strong>for</strong> utility<br />

customers <strong>and</strong> energy-intensive industries.<br />

Fortum <strong>and</strong> Uniper joining <strong>for</strong>ces also in<br />

the nuclear business area is a winning combination<br />

<strong>for</strong> scaling up <strong>and</strong> developing a<br />

significant business portfolio in nuclear decommissioning<br />

services“, says Petra Lundström.<br />

In the beginning, the cooperation focuses<br />

on the on-going decommissioning <strong>and</strong> dismantling<br />

<strong>of</strong> four reactors in Uniper‘s Swedish<br />

nuclear power fleet. These are Barsebäck<br />

units 1 <strong>and</strong> 2, <strong>and</strong> Oskarshamn units<br />

1 <strong>and</strong> 2 – co-owned by Fortum <strong>and</strong> Uniper.<br />

The four reactors are integrated into a common<br />

decommissioning portfolio to create<br />

logistical <strong>and</strong> economic coordination benefits.<br />

„This cooperation brings together complementary<br />

nuclear competencies, products<br />

<strong>and</strong> services from both Fortum <strong>and</strong><br />

Uniper. As the projects in Sweden progress,<br />

the focus <strong>of</strong> the cooperation will shift to<br />

customers <strong>and</strong> together we will be able to<br />

utilize all learnings to support other nuclear<br />

power plants in their decommissioning<br />

phase“, explains Petra Lundström.<br />

„Ending the lifecycle <strong>of</strong> Barsebäck 1 <strong>and</strong> 2<br />

<strong>and</strong> Oskarshamn 1 <strong>and</strong> 2 in a safe <strong>and</strong> efficient<br />

manner is <strong>of</strong> outmost importance to<br />

us. Looking ahead <strong>and</strong> out into the European<br />

decommissioning market together with<br />

Fortum is a natural next step. It will also<br />

enable us to retain nuclear competence in<br />

each country <strong>and</strong> <strong>of</strong>fer our nuclear experts<br />

long-term career <strong>and</strong> development opportunities.<br />

If we per<strong>for</strong>m cost efficient decommissioning,<br />

we also give legitimacy <strong>for</strong><br />

a new generation <strong>of</strong> nuclear power that<br />

support <strong>and</strong> is essential <strong>for</strong> efficient decarbonization<br />

<strong>and</strong> energy transition“, concludes<br />

Johan Svenningsson.<br />

LL<br />

www.uniper.energy (212861111)<br />

VERBUND: Baustart für das<br />

Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3<br />

(verbund) Bis 2030 soll in Österreich<br />

Strom zu 100 % (national, bilanziell) aus<br />

erneuerbaren Energiequellen stammen.<br />

Das Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3,<br />

dessen Baustart jetzt gefeiert wurde, wird<br />

dazu einen wichtigen Beitrag leisten. Insbesondere,<br />

um Strom aus von Wetter und<br />

Tageszeit abhängigen Erzeugungs<strong>for</strong>men<br />

dann zur Verfügung zu stellen, wenn er<br />

auch gebraucht wird.<br />

Kaprun hat eine lange Wasserkraft-Tradition.<br />

Mit dem feierlichen Baustart für das<br />

Pumpspeicherkraftwerk Limberg 3 wurde<br />

der Geschichte ein weiteres Kapitel hinzugefügt.<br />

Michael Strugl, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

von VERBUND: „Nirgendwo wird<br />

die Bedeutung der Wasserkraft für Österreich<br />

und VERBUND so deutlich, wie hier:<br />

Kaprun ist eine der tragenden Säulen der<br />

österreichischen Stromversorgung. Die<br />

480-Mio.-Euro-Investition in das Pumpspeicherkraftwerk<br />

macht sie noch stabiler.“<br />

In diesem Zusammenhang mahnte Strugl<br />

einen Klimaw<strong>and</strong>el ein: „Das Gelingen der<br />

Energiewende liegt im globalen öffentlichen<br />

Interesse. Daher: Weg vom Klima des<br />

Verhinderns, hin zu einem Klima des Ermöglichens.“<br />

Eine wesentlicher Aspekt dabei<br />

sei Ehrlichkeit, denn „die unsichtbare,<br />

spurlose Energiewende wird es nicht geben,<br />

wenn wir die heimische, erneuerbare<br />

Erzeugung für die Zielerreichung bis 2030<br />

um 27 Mrd. Kilowattstunden ausbauen<br />

müssen – das ist mehr als das doppelte der<br />

Jahresstromerzeugung an der Donau.“<br />

Salzburg: Stark in der Wasserkraft<br />

L<strong>and</strong>eshauptmann Wilfried Haslauer betonte<br />

bei der Auftaktfeier die Bedeutung<br />

der Klima- und Energiepolitik: „Intelligente<br />

Klima- und Energiepolitik zählt mit Sicherheit<br />

zu den größten kommenden politischen<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen unserer Zeit.<br />

Unsere Energiepolitik in Salzburg zielt<br />

nicht nur auf den Klimaschutz und die<br />

langfristige Versorgungssicherheit ab, sondern<br />

sieht die Wettbewerbsfähigkeit als<br />

wesentlichen Beitrag zur Steigerung der<br />

Wertschöpfung und der Schaffung von Ar-<br />

40


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Triebwasserstollen<br />

Einlaufstollen<br />

Druckschacht<br />

beitsplätzen. Wir wollen ganz bewusst<br />

auch die wirtschaftlichen Chancen der notwendigen<br />

Energiewende nutzen. Innovation,<br />

Effizienz, Wirtschaftlichkeit und st<strong>and</strong>ortangepasste<br />

Wahl der Energie<strong>for</strong>m spielen<br />

eine bedeutsame Rolle. Mit diesem<br />

Projekt Limberg 3 unterstreichen wir zweifelsohne<br />

unsere Stärken und verfolgen weiterhin<br />

konsequent unseren Weg zur Umsetzung<br />

der Ziele unserer Klimastrategie<br />

2050“, so Salzburgs L<strong>and</strong>eshauptmann<br />

Wilfried Haslauer.<br />

Rasche Verfahren<br />

Über die Voraussetzungen, die gesteckten<br />

Ziele auch erreichen zu können, sprach<br />

VERBUND-Aufsichtsratsvorsitzender Martin<br />

Ohneberg: Das Ziel, 100 Prozent erneuerbarer<br />

Strom bis 2030 ist bekannt. Mit<br />

dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz gibt es<br />

auch einen Rahmen. Was wir jetzt brauchen,<br />

sind Projekte, die den er<strong>for</strong>derlichen<br />

Speicher<br />

Mooserboden<br />

Kraftkaverne<br />

PSW Limberg III<br />

Speicher<br />

Wasserfallboden<br />

Wasserschloß<br />

Unterwasser-Stollen<br />

Limberg III – schematische Übersicht über die Lage der Anlagenteile (Foto: VERBUND)<br />

Strom auch erzeugen. Wir haben keine Zeit<br />

zu verlieren und können uns Verfahren, die<br />

uns auf dem Weg in die erneuerbare Zukunft<br />

ausbremsen, nicht leisten. Daraus<br />

einen Angriff auf die Rechtsstaatlichkeit zu<br />

konstruieren halte ich für eine üble Unterstellung.<br />

Verfahren auf höchstem Niveau<br />

und deren rasche Abwicklung sind kein<br />

Widerspruch sondern Gebot der Stunde –<br />

und im internationalen Vergleich durchaus<br />

St<strong>and</strong>ard.<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen der Zukunft<br />

Der massive Ausbau der erneuerbaren Erzeugung<br />

bringt auch neue Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

mit sich, wie VERBUND-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />

Achim Kaspar betonte: „Hier ist<br />

Wasserkraft eine verlässliche Größe und<br />

ideale Partnerin in einer CO 2 -freien Stromzukunft.<br />

Die Trumpf-Karte der Wasserkraft<br />

ist ihre Vielseitigkeit, die sich ganz besonders<br />

hier in Kaprun unter Beweis stellt. Keine<br />

<strong>and</strong>ere Technologie ist in der Lage,<br />

Strom im großen Stil so effizient zu speichern<br />

und dann hochflexibel zur Verfügung<br />

zu stellen, wenn er gebraucht wird.<br />

Die Wasserkraft ist die Möglichmacherin<br />

der Energiewende.“<br />

Investitionen in den St<strong>and</strong>ort<br />

Auf die Bedeutung Kapruns und die daraus<br />

resultierenden, laufenden Investitionen<br />

in den St<strong>and</strong>ort ging Michael Amerer,<br />

Geschäftsführer der VERBUND Hydro Power<br />

GmbH ein. „Wir haben alleine in den<br />

letzten 10 Jahren – inkl. Limberg 3- nahezu<br />

900 Mio. Euro in Kaprun investiert. Das<br />

sind Investitionen in den St<strong>and</strong>ort, in die<br />

erneuerbare Energiezukunft aber vor allem<br />

auch in die heimische Wirtschaft:<br />

Wenn wir drei Euro investieren, pr<strong>of</strong>itiert<br />

die heimische Gesamtwirtschaft im Ausmaß<br />

von zwei Euro. 2/3 der Wertschöpfung<br />

verbleibt im Inl<strong>and</strong>. Zudem sichert<br />

jede investierte Million mehr als sieben<br />

Vollzeitarbeitsplätze.“<br />

Kaprun unverzichtbar<br />

Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der<br />

VERBUND Hydro Power GmbH, ging auf<br />

die herausragenden technischen Details<br />

der Grünen Batterie in Kaprun ein: „Wir<br />

zeigen in Kaprun, welches Potenzial auch<br />

in bestehenden Anlagen liegt. Die beiden<br />

großen Wasserspeicher mit einem Fassungsvermögen<br />

von in Summe über 160<br />

Mio. m³ ermöglichen zusätzlich zu den bereits<br />

in Betrieb befindlichen Kraftwerken<br />

Limberg 1 und Limberg 2 die Errichtung<br />

eines weiteren gewaltigen Flexibilitätspaketes.<br />

Limberg 3 kann nach der Fertigstellung<br />

2025 mit den beiden jeweils 240 MW<br />

leistungsstarken hochflexiblen Pumpturbinen<br />

in rekordverdächtigen Reaktionszeiten<br />

einen wichtigen Beitrag zur Blackout-Vorsorge<br />

leisten. Mit der zusätzlichen Leistung<br />

können beispielsweise bis zu 100 neue<br />

Windräder oder 100.000 Haus-PV-Anlagen<br />

in Sekundenschnelle ersetzt oder unterstützt<br />

werden. Kaprun mit in Summe über<br />

1.100 MW Leitung wird damit eine unverzichtbarer<br />

Powerbank für die sichere, saubere<br />

und leistbare Stromversorgung in Österreich.“<br />

Über das Projekt Limberg 3<br />

Beim in 2017 genehmigten Kraftwerk<br />

Limberg 3 h<strong>and</strong>elt sich um ein Pumpspeicherkraftwerk<br />

mit einer Leistung von insgesamt<br />

480 Megawatt. So wie Limberg 2,<br />

das 2011 in Betrieb genommen wurde,<br />

wird es vollkommen unterirdisch zwischen<br />

den beiden bestehenden Speicherseen<br />

Mooserboden (Stauziel 2.036 m) und Wasserfallboden<br />

(Stauziel 1.672 m) errichtet.<br />

Limberg 3 wird nach der Fertigstellung<br />

ein Kraftwerk, das in der Auslegung ganz<br />

besonders auf die zukünftigen Bedürfnisse<br />

der Energiewende zugeschnitten ist. Es<br />

kommen mit variablen drehzahlgeregelten<br />

Pumpturbinen spezielle Maschinensätze<br />

zum Einsatz, die hoch flexibel auf den zu-<br />

41


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Der temporäre Stillst<strong>and</strong> der Erzeugung<br />

in Töging ist er<strong>for</strong>derlich, damit das neue<br />

Kraftwerk an den Innkanal angeschlossen<br />

werden kann. Es wird über eine installierte<br />

Leistung von 118 MW (+ 33 MW) verteilt<br />

auf 3 Maschinensätze mit Kaplan-Turbinen<br />

verfügen. Jährlich sollen in Töging 696<br />

Mio. Kilowattstunden Strom erzeugt werden<br />

– genug zur Deckung des Stromjahresverbrauchs<br />

von rund 200.000 Haushalten.<br />

LL<br />

www.verbund.com (212861116)<br />

Events in brief<br />

Baustart Limberg 3: VERBUND investiert in eine neues Pumpspeicherkraftwerk in<br />

KaprunCopyrightVERBUND<br />

nehmenden Bedarf an Ausgleichs- und Regelenergie<br />

im Netz reagieren können. Angesichts<br />

der steigenden An<strong>for</strong>derungen<br />

durch den Ausbau volatiler Erzeugungs<strong>for</strong>men<br />

h<strong>and</strong>elt es sich dabei um wichtige<br />

Dienstleistungen für die Netzstabilität –<br />

eine der wesentlichen Voraussetzungen für<br />

die sichere und leistbare Stromversorgung.<br />

Geplant ist darüber hinaus, das Stauziel<br />

des Speichers Wasserfallboden um 8 m anzuheben,<br />

um nicht nur zusätzliche Flexibilität,<br />

sondern auch zusätzliche Speicherkapazität<br />

bereit zu stellen. Die dafür notwendige<br />

Erhöhung der Limberg-Sperre lässt<br />

sich durch vorh<strong>and</strong>ene Baureserven unter<br />

Aufrechterhaltung der uneingeschränkten<br />

Talsperrensicherheit realisieren.<br />

Zusätzlich zur unterirdischen Bauart umfasst<br />

das Gesamtvorhaben eine Vielzahl an<br />

ökologischen Maßnahmen. Ein besonderes<br />

Highlight ist die Errichtung des 24 ha große<br />

Europaschutzgebiets „Alpines<br />

Schwemml<strong>and</strong> Drossen“, welches bis in die<br />

Drossenschlucht reicht. Zudem wird im Bereich<br />

unterhalb der Sperre ein Projekt umgesetzt,<br />

bei dem Spuren aus der Bauzeit<br />

der 1950er-Jahre durch Renaturierung beseitigt<br />

werden.<br />

LL<br />

www.verbund.com (212861113)<br />

Töging am Inn: VERBUND-<br />

Kraftwerk geht in Rente<br />

(verbund) Nach rund 100 Jahren wurden<br />

die 14 noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze<br />

im historischen Kraftwerk Töging<br />

endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme<br />

folgt 2022 dann die Inbetriebnahme<br />

des neuen, leistungsstärkeren<br />

Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen<br />

Best<strong>and</strong> errichtet wird.<br />

Nach rund 100 Jahren wurden die 14<br />

noch in Betrieb befindlichen Maschinensätze<br />

im historischen Kraftwerk Töging<br />

endgültig abgestellt. Auf diese Außerbetriebnahme<br />

folgt 2022 dann die Inbetriebnahme<br />

des neuen, leistungsstärkeren<br />

Kraftwerks, das derzeit neben dem historischen<br />

Best<strong>and</strong> errichtet wird. Statt bisher<br />

85 MW installierter Leistung wird das neue<br />

Kraftwerk Töging über eine Leistung von<br />

118 MW verfügen und Strom aus erneuerbarer<br />

Wasserkraft für rund 200.000 Haushalte<br />

liefern.<br />

Mit dem heutigen Tag endete die Stromerzeugung<br />

im Innkraftwerk Töging zumindest<br />

vorübergehend – im 1. Quartal<br />

2022 wird ein Teilbetrieb des neuen Kraftwerks<br />

möglich sein. 1919 wurde mit dem<br />

Bau des Ausleitungskraftwerks durch die<br />

Innwerk, Bayerische Aluminium AG, begonnen.<br />

Bis 1924 wurden die Wehranlage<br />

bei Jettenbach-Aschau, der fast 23 km lange<br />

Innkanal sowie das Kraftwerk in Töging<br />

errichtet. Eine technische Pionierleistung,<br />

die bis heute zuverlässig sauberen Strom<br />

aus erneuerbarer Wasserkraft lieferte.<br />

Diente das Kraftwerk bis Mitte der 1990er<br />

Jahre auch der Gleichstromerzeugung für<br />

die Elektrolyse in der benachbarten Aluminiumproduktion,<br />

erzeugte es nach deren<br />

Einstellung ausschließlich Wechselstrom,<br />

der in das Netz eingespeist wurde.<br />

Altes weicht, damit Neues entstehen kann<br />

„Wie so <strong>of</strong>t muss Altes weichen, damit<br />

Neues entstehen kann“, sagte Karl Heinz<br />

Gruber, Geschäftsführer der VERBUND Innkraftwerke<br />

anlässlich der Stilllegung des<br />

Kraftwerks und verwies damit auf das in<br />

Bau befindliche Kraftwerk, das gleich neben<br />

dem historischen Best<strong>and</strong> entsteht.<br />

„Mit Blick auf unsere Wurzeln und unsere<br />

Vergangenheit investieren wir in die Zukunft<br />

der Wasserkraft. Die Wasserkraft war<br />

Grundlage für die wirtschaftliche Entwicklung<br />

der Region und sie wird uns eine zuverlässige<br />

Begleiterin in die erneuerbare<br />

Energiezukunft sein.“<br />

MEORGA MSR-Spezialmesse für<br />

Prozess- u. Fabrikautomation in<br />

L<strong>and</strong>shut<br />

MEORGA veranstaltet am 27. Oktober<br />

<strong>2021</strong> in der Sparkassen-Arena in L<strong>and</strong>shut<br />

eine Spezialmesse für Mess-, Steuerungsund<br />

Regeltechnik, Prozessleitsysteme und<br />

Automatisierungstechnik.<br />

Ca. 160 Fachfirmen, darunter die Marktführer<br />

der Branche, zeigen von 08:00 bis<br />

16:00 Uhr Geräte und Systeme, Engineering-<br />

und Serviceleistungen sowie neue<br />

Trends im Bereich der Automatisierung. 18<br />

begleitende Fachvorträge in<strong>for</strong>mieren den<br />

Besucher umfassend.<br />

Die Messe wendet sich an Fachleute und<br />

Entscheidungsträger, die in ihren Unternehmen<br />

für die Optimierung der Geschäfts-<br />

und Produktionsprozesse entlang<br />

der gesamten Wertschöpfungskette verantwortlich<br />

sind. Der Eintritt zur Messe und<br />

die Teilnahme an den Fachvorträgen sind<br />

für die Besucher kostenlos und sollen ihnen<br />

In<strong>for</strong>mationen und interessante Gespräche<br />

ohne Hektik und Zeitdruck ermöglichen.<br />

Aufgrund der aktuell anhaltenden P<strong>and</strong>emie-Lage<br />

steht die Gesundheit unserer<br />

Aussteller und Besucher für uns an erster<br />

Stelle; daher garantieren wir durch die<br />

strikte Einhaltung und Umsetzung der jeweiligen<br />

Hygieneschutzkonzepte die bestmögliche<br />

Sicherheit für alle.<br />

Um den Messebesuch einfacher zu machen<br />

und auch Warteschlangen im Eingangsbereich<br />

zu vermeiden, haben Besucher<br />

die Möglichkeit sich ab so<strong>for</strong>t über<br />

unsere Internetseite zu registrieren. Dies<br />

ist notwendig, weil wir im Bedarfsfall die<br />

Daten für das Gesundheitsamt zur Verfügung<br />

stellen müssen. Die Daten werden<br />

nach 4 Wochen gelöscht. Sie erhalten<br />

rechtzeitig den QR-Einlasscode zur Messe.<br />

LL<br />

meorga.de/anmeldung.php<br />

(212861138)<br />

42


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

Bestimmungsfaktoren der globalen Entwicklung von<br />

Energieverbrauch und CO 2 -Emissionen –<br />

Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente<br />

zur Einhaltung der Pariser Klimabeschlüsse sowie<br />

von Grenzausgleichsmechanismen zur<br />

Aufrechterhaltung der Wettbewerbsfähigkeit der<br />

Industrie in der EU<br />

Hans-Wilhelm Schiffer und Stefan Ulreich<br />

Abstract<br />

Determinants <strong>of</strong> the global development<br />

<strong>of</strong> energy consumption <strong>and</strong> CO 2<br />

emissions – Assessment <strong>of</strong> the impact <strong>of</strong><br />

different instruments to comply with the<br />

Paris climate decisions <strong>and</strong> <strong>of</strong> border<br />

adjustment mechanisms to maintain the<br />

competitiveness <strong>of</strong> industry in the EU<br />

Global CO 2 emissions have risen continuously<br />

over the past three decades - interrupted only by<br />

two cuts in 2009 in the wake <strong>of</strong> the financial<br />

crisis <strong>and</strong> in 2020 as a consequence <strong>of</strong> the corona<br />

p<strong>and</strong>emic. This trend must be broken so<br />

that the Paris climate target can be achieved. In<br />

the Conferences <strong>of</strong> Parties <strong>of</strong> the United Nations,<br />

the countries have committed themselves<br />

to Nationally Determined Contributions to<br />

limit greenhouse gas emissions. However, these<br />

are nowhere near enough to reduce emissions to<br />

net zero by 2050. An equal distribution <strong>of</strong> the<br />

remaining global greenhouse gas emission<br />

budget among the countries around the globe -<br />

calculated on a per capita basis – would not<br />

serve as a fair mechanism. A key instrument to<br />

solving the problem is an international agreement,<br />

at least among the G20, on the greatest<br />

possible harmonization <strong>of</strong> CO 2 pricing. This approach<br />

is also superior to the Carbon Border<br />

Adjustment Mechanism proposed by the EU<br />

Commission, which aims to create a border<br />

taxation to avoid carbon leakage. In the private<br />

sector, the transition to low-carbon technologies<br />

should be promoted through additional<br />

economic incentive mechanisms.<br />

l<br />

Autoren<br />

Dr. Hans-Wilhelm Schiffer<br />

Lehrbeauftragter an der RWTH Aachen<br />

Aachen, Deutschl<strong>and</strong><br />

Pr<strong>of</strong>essor Dr. Stefan Ulreich<br />

Hochschule Biberach<br />

Biberach, Deutschl<strong>and</strong><br />

Einleitung<br />

In dem vorliegenden Beitrag wird die weltweite<br />

Entwicklung von Höhe und Struktur<br />

des Energieverbrauchs sowie der CO 2 -<br />

Emissionen unter Ausweis der zentralen<br />

Einflussparameter – differenziert nach<br />

Staaten – dargelegt. Vor diesem generellen<br />

Hintergrund werden Ansätze zur Erfüllung<br />

der in Paris vereinbarten Klimaziele bewertet.<br />

Dazu gehören die verstärkte explizite<br />

und implizite Bepreisung von CO 2 , die Verteilung<br />

des verbleibenden globalen CO 2 -<br />

Budgets auf Staaten pro Kopf der Bevölkerung,<br />

die Fokussierung auf Nationally Determined<br />

Contributions, und – für die<br />

Europäische Union – das Fit-<strong>for</strong>-55 Package.<br />

Aus dem letztgenannten Paket wird der<br />

Vorschlag der EU-Kommission zur Einführung<br />

eines Grenzausgleichssystems in Bezug<br />

auf die Rolle bewertet, die dieses Instrument<br />

für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit<br />

der europäischen Industrie zu<br />

leisten in der Lage sein könnte. Hierzu werden<br />

Beispielrechnungen für die Produkte<br />

Zement und Aluminium vorgelegt – ergänzt<br />

um Darlegungen zu der Lenkungswirkung<br />

einer Besteuerung von Energieerzeugnissen,<br />

die im privaten Haushaltssektor genutzt<br />

werden. Im Fazit wird eine international<br />

vergleichbar hohe Bepreisung von CO 2<br />

als Lösungsansatz zur Schaffung eines Level-Playing-Fields<br />

befürwortet.<br />

1 Einflussparameter für die<br />

Höhe und die Struktur des<br />

Energieverbrauchs sowie die<br />

CO 2 -Emissionen von Staaten<br />

Die Weltbevölkerung ist von 5.280 Millionen<br />

im Jahr 1990 um 47 % auf 7.753 Millionen<br />

im Jahr 2020 angestiegen (Ta b e l -<br />

l e 1 ). Die in der gesamten Welt erzielte<br />

Wirtschaftsleistung hat sich – ausgedrückt<br />

in den Preisen des Jahres 2010 – von 37.908<br />

Milliarden US$ im Jahr 1990 auf 81.913<br />

Milliarden US$ im Jahr 2020 mehr als verdoppelt<br />

(Ta b e l l e 2 ). 1 Der Energieverbrauch<br />

ist um knapp zwei Drittel gewachsen.<br />

Damit ist der Primärenergieverbrauch<br />

pro Kopf der Weltbevölkerung um 11 %<br />

gestiegen. Demgegenüber ist die Intensität<br />

des Primärenergieverbrauchs – gemessen<br />

an der realen Wirtschaftsleistung – um<br />

rund ein Viertel gesunken. Damit sind mit<br />

der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung<br />

zwei wesentliche Treiber der Entwicklung<br />

des Energieverbrauchs identifiziert.<br />

Die Höhe des Energieverbrauchs der einzelnen<br />

Staaten und dessen Entwicklung<br />

hängen von einer Vielzahl weiterer Faktoren<br />

ab. Dazu zählen neben der Bevölkerungszahl<br />

auch die Größe des L<strong>and</strong>es und<br />

bei der Wirtschaftsleistung deren strukturelle<br />

Zusammensetzung. Die Größe des<br />

L<strong>and</strong>es hat Einfluss auf Transportvolumen<br />

und Infrastruktur. Länder mit großen Anteilen<br />

energieintensiver Grundst<strong>of</strong>findustrien<br />

an der gesamten Wirtschaftsleistung<br />

sind meist durch höhere spezifische Energieverbräuche<br />

gekennzeichnet als Volkswirtschaften,<br />

in denen der Dienstleistungssektor<br />

dominiert. Die klimatischen Bedingungen<br />

wirken sich auf den Bedarf an<br />

Heizenergie beziehungsweise zur Klimatisierung<br />

aus. Die Höhe der Energiepreise<br />

bestimmt maßgeblich die Effizienz bei der<br />

Nutzung von Energie.<br />

Die CO 2 -Emissionen von Staaten werden –<br />

neben der Bevölkerungszahl und der Wirtschaftsleistung<br />

und damit verknüpft von<br />

der Höhe des Energieverbrauchs – vor allem<br />

durch den jeweiligen Energiemix in<br />

den verschiedenen Verbrauchssektoren,<br />

wie Industrie, Stromerzeugung, private<br />

Haushalte und Dienstleistungssektor sowie<br />

Verkehr, bestimmt.<br />

Die nachfolgende Analyse beschränkt sich<br />

auf die Entwicklung in den Staaten, die<br />

1<br />

World Bank Group (<strong>2021</strong>a)<br />

43


CO2-Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Tab. 1. Bevölkerungszahl der G20-Staaten 1990 bis 2020.<br />

Staat 1990 2000 2020<br />

in 1.000<br />

USA 249.623 282.162 329.484<br />

Kanada 27.691 30.686 38.005<br />

Mexiko 83.943 98.900 128.933<br />

Brasilien 149.003 174.790 212.559<br />

Argentinien 32.619 36.871 45.377<br />

China* 1.140.925 1.269.310 1.409.594<br />

Indien 873.278 1.056.576 1.380.004<br />

Japan 123.478 126.843 125.836<br />

Südkorea 42.869 47.008 51.781<br />

Indonesien 181.413 211.514 273.524<br />

Australien 17.065 19.153 25.687<br />

Deutschl<strong>and</strong> 79.433 82.212 83.241<br />

Italien 56.719 56.942 59.554<br />

Großbritannien 57.248 58.893 67.215<br />

Frankreich 58.236 60.912 67.392<br />

Türkei 53.922 63.240 84.339<br />

Russl<strong>and</strong> 147.969 146.597 144.104<br />

Saudi-Arabien 16.234 20.664 34.814<br />

Südafrika 36.801 44.967 59.309<br />

G20 (19 Staaten)** 3.428.469 3.888.240 4.620.752<br />

Welt 5.280.046 6.114.333 7.752.841<br />

darunter EU 420.478 428.815 447.795<br />

Tab. 2. Wirtschaftsleistung (BIP) der G20-Staaten 1990 bis 2020.<br />

Staat 1990 2000 2020<br />

in 1.000 constant (2010) US$<br />

USA 9.001.231.051 12.620.268.393 17.709.432.715<br />

Kanada * 1.210.043.026 1.847.703.996<br />

Mexiko 653.984.125 915.216.005 1.201.954.408<br />

Brasilien 1.189.604.001 1.538.706.024 2.268.471.793<br />

Argentinien 203.726.588 303.229.512 394.446.953<br />

China** 931.983.341 2.385.580.525 12.051.263.436<br />

Indien 507.565.004 873.357.417 2.706.600.822<br />

Japan 4.703.605.002 5.348.935.479 6.187.013.948<br />

Südkorea 364.199.331 724.596.729 1.468.558.788<br />

Indonesien 309.821.138 453.413.617 1.179.530.430<br />

Australien 612.831.156 849.137.077 1.446.367.428<br />

Deutschl<strong>and</strong> 2.576.038.663 3.118.648.486 3.751.241.123<br />

Italien 1.750.995.869 2.068.664.017 1.959.439.492<br />

Großbritannien 1.638.289.565 2.117.744.535 2.628.312.651<br />

Frankreich 1.894.061.230 2.333.523.931 2.730.750.828<br />

Türkei 365.287.824 523.535.585 1.284.114.130<br />

Russl<strong>and</strong> 1.416.186.830 951.570.865 1.726.662.088<br />

Saudi-Arabien 293.927.428 379.223.464 675.041.540<br />

Südafrika 223.003.647 267.001.436 400.228.939<br />

G20 (19 Staaten)*** (29.500.000.000) 38.982.396.123 63.617.135.508<br />

Welt 37.908.000.000 50.000.000.000 81.912.628.070<br />

darunter EU * * 15.569.217.260<br />

* einschließlich Hongkong<br />

** nur die drei EU-Mitglieder aus dem Kreis der G20 berücksichtigt.<br />

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

zum Kreis der G20 zählen. Diese Staaten<br />

repräsentieren mehr als drei Viertel des<br />

weltweiten Energieverbrauchs. Die Folgen<br />

von Covid-19 werden nicht diskutiert, da<br />

es hierzu schon eine Reihe von Publikationen<br />

gibt.<br />

1.1 Bestimmungsfaktoren für die Höhe<br />

des Energieverbrauchs in den<br />

G20-Staaten<br />

Aufgrund der Einwohnerzahl und der<br />

Wirtschaftsleistung wird die Rangliste der<br />

Staaten mit dem höchsten Energieverbrauch<br />

im Jahr 2020 von China angeführt.<br />

Es folgen USA und Indien. In Indien hat<br />

sich die Bevölkerungszahl von 1990 bis<br />

2020 um 58 % erhöht. Für China lautet die<br />

Vergleichszahl 24 % und für die USA 32 %.<br />

Die Wirtschaftsleistung hat sich in dem genannten<br />

Zeitraum in den USA verdoppelt,<br />

in Indien verfünffacht und in China deutlich<br />

mehr als verzehnfacht. Vor diesem<br />

Hintergrund hat sich der Primärenergieverbrauch<br />

in China seit 1990 verfünffacht<br />

und in Indien vervierfacht, während in den<br />

USA nur ein geringer Zuwachs (weniger als<br />

10 %) zu verzeichnen war (Ta b e l l e 3 ).<br />

Aufgrund der sehr viel größeren Dynamik<br />

bei der Entwicklung des Energieverbrauchs<br />

in China und in Indien hat sich der Verbrauch<br />

pro Kopf der dortigen Bevölkerung<br />

zwar deutlich erhöht. Gleichwohl war der<br />

Vergleichswert in den USA 2020 noch mehr<br />

als doppelt so hoch wie in China und elf Mal<br />

so hoch wie in Indien. Anders die Situation<br />

gemessen an der Wirtschaftsleistung. Pro<br />

Einheit Bruttoinl<strong>and</strong>sprodukt (BIP) war der<br />

Primärenergieverbrauch in China 2020<br />

doppelt so hoch und in Indien drei Mal so<br />

hoch wie in den USA. Die an der Wirtschaftsleistung<br />

gemessene Energieintensität<br />

ist in den USA also deutlich geringer als<br />

in China und in Indien und liegt auch deutlich<br />

unter dem G20-Durchschnitt (Ta b e l -<br />

l e 4 und Ta b e l l e 5 ). In den USA spielen<br />

Technologie-Konzerne, gemessen an Marktkapitalisierung<br />

und Umsätzen, eine dominierende<br />

Rolle. Die Leistungen dieser Unternehmen<br />

werden durch einen wesentlich<br />

geringeren spezifischen Energieverbrauch<br />

erbracht als dies zum Beispiel bei Unternehmen<br />

der Grundst<strong>of</strong>findustrie der Fall ist.<br />

Kanada und Australien sind Staaten mit<br />

großer Fläche und einer – gemessen daran<br />

–geringen Einwohnerzahl. Die energieintensive<br />

Rohst<strong>of</strong>findustrie hat dort eine große<br />

Bedeutung. Bei insgesamt seit 1990<br />

mehr als verdoppelter Wirtschaftsleistung<br />

hat der Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung<br />

um 28 % bzw. 50 % bis 2020 zugenommen<br />

und übersteigt den Weltdurch-<br />

* nicht verfügbar<br />

** einschließlich Hongkong<br />

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

1990 ausgewiesene Summe stellt eine grobe Schätzung dar, da für Kanada<br />

keine Zahlen für 1990 ausgewiesen werden. Bei Japan ist für das Jahr 2020<br />

die Zahl ausgewiesen, die für 2019 genannt wird (2020 noch nicht verfügbar).<br />

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

schnitt deutlich. Die Energieintensität ist –<br />

bezogen auf das BIP – in beiden Staaten<br />

allerdings deutlich gesunken.<br />

Die europäischen Staaten aus dem Kreis der<br />

G20 erzielen eine vergleichsweise hohe<br />

Wirtschaftsleistung, die sich im Durchschnitt<br />

der vier Staaten von 1990 bis 2020<br />

um rund 40 % vergrößert hat. Trotzdem<br />

war der Energieverbrauch in allen vier Staaten<br />

2020 niedriger als 1990. Die Energieintensität<br />

hat sich somit signifikant verringert<br />

und war 2020 – bezogen auf die Wirtschaftsleistung<br />

– weniger als halb so hoch<br />

wie im Durchschnitt der G20. Diese Entwicklung<br />

wurde durch die Verbraucherpreise<br />

für Energieerzeugnisse, mit denen die<br />

europäischen Staaten eine Spitzenstellung<br />

einnehmen, begünstigt. Die zwischen den<br />

vier europäischen Staaten bestehenden Unterschiede<br />

in der Energieintensität erklären<br />

sich unter <strong>and</strong>erem durch die differierenden<br />

Wirtschaftsstrukturen und auch durch<br />

klimatische Faktoren. So sind die An<strong>for</strong>derungen<br />

an Heizung und Klimatisierung unterschiedlich.<br />

Ferner haben energieintensive<br />

Grundst<strong>of</strong>findustrien, wie Chemie,<br />

Stahl und Aluminium, in Deutschl<strong>and</strong> einen<br />

größeren Anteil an der Bruttowertschöpfung<br />

als in <strong>and</strong>eren europäischen Staaten.<br />

44


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

Tab. 3. Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten 1990 bis 2020.<br />

Staat<br />

Primärenergieverbrauch<br />

in Exajoule<br />

Der Einfluss der Preise auf die Höhe des<br />

Verbrauchs wird besonders deutlich an<br />

den Beispielen Saudi-Arabien und Russl<strong>and</strong>.<br />

Die Intensität des Primärenergieverbrauchs<br />

– sowohl gemessen pro Einheit<br />

BIP als auch pro Kopf der Bevölkerung – ist<br />

dort doppelt bis drei Mal so hoch wie im<br />

Durchschnitt der G20. Die Verbraucherpreise<br />

für Energie sind in beiden Staaten<br />

außerordentlich niedrig, insbesondere in<br />

Saudi-Arabien aufgrund der geleisteten<br />

Subventionen. Die <strong>International</strong>e Energie-<br />

Agentur (IEA) beziffert die Subventionen<br />

für Öl, Erdgas und Strom in Saudi-Arabien<br />

im Jahr 2020 auf 17,0 Mrd. US$ (davon<br />

8,6 Mrd. US$ für Öl, 4,6 Mrd. US$ für<br />

Strom und 3,8 Mrd. US$ für Erdgas). Aber<br />

auch für Russl<strong>and</strong> nennt die IEA für 2020<br />

Subventionen für Strom von 7,8 Mrd. US$<br />

und für Erdgas von 6,8 Mrd. US$, also in<br />

Summe von 14,6 Mrd. US$.<br />

1.2 Determinanten der Struktur des<br />

Energieverbrauchs<br />

Der Mix der zur Deckung des Bedarfs eingesetzten<br />

Energien wird insbesondere<br />

durch die Art und die Menge der im Inl<strong>and</strong><br />

gewinnbaren Energieressourcen, die Ausrichtung<br />

der Energie- und der Klimapolitik<br />

CO 2 -Emissionen<br />

in Mio. t<br />

1990 2000 2020 1990 2000 2020<br />

USA 81,00 95,13 87,79 4.970,5 5.740,7 4.432,2<br />

Kanada 10,62 12,87 13,63 444,8 533,1 515,1<br />

Mexiko 4,56 5,86 6,48 267,7 353,8 359,7<br />

Brasilien 5,36 8,04 12,01 196,6 301,7 415,2<br />

Argentinien 1,84 2,55 3,15 100,3 131,4 161,8<br />

China* 29,20 43,16 146,39 2.365,1 3.414,3 9.961,7<br />

Indien 8,24 13,37 31,98 602,1 959,8 2.298,2<br />

Japan 18,67 22,33 17,03 1.087,0 1.233,2 1.026,8<br />

Südkorea 3,82 7,94 11,79 235,4 428,6 577,8<br />

Indonesien 2,20 4,24 7,63 135,8 268,5 541,3<br />

Australien 3,71 4,69 5,57 274,9 355,0 370,3<br />

Deutschl<strong>and</strong> 15,05 14,31 12,11 1.007,6 854,4 604,8<br />

Italien 6,66 7,53 5,86 403,8 434,4 287,1<br />

Großbritannien 9,01 9,57 6,89 595,2 566,4 317,1<br />

Frankreich 9,46 11,05 8,70 367,2 381,5 250,9<br />

Türkei 2,01 3,09 6,29 136,2 205,7 369,5<br />

Russl<strong>and</strong> 36,14 25,84 28,31 2.233,9 1.452,8 1.431,6<br />

Saudi-Arabien 3,34 4,81 10,56 202,3 278,2 565,1<br />

Südafrika 3,70 4,26 4,90 324,9 371,6 434,1<br />

G20** 254,59 300,64 427,07 15.951,3 18.265,1 24.920,3<br />

Welt 342,14 394,47 556,63 21.328,3 23.663,5 31.983,6<br />

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

* einschließlich Hongkong<br />

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

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

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

beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.<br />

Quelle: BP Statistical Review <strong>of</strong> World Energy July <strong>2021</strong><br />

sowie die Marktbedingungen bestimmt.<br />

Während der Verkehrssektor in allen G20-<br />

Staaten bisher fast ausschließlich auf dem<br />

Einsatz von Mineralölprodukten basiert,<br />

spielen im Wärmemarkt – mit in den einzelnen<br />

Staaten unterschiedlichem Gewicht<br />

– Erdgas, Heizöl und Strom, aber teilweise<br />

auch Festbrennst<strong>of</strong>fe eine wichtige Rolle.<br />

Die Bedeutung der drei genannten Faktoren<br />

für die Energieträger-Struktur der verschiedenen<br />

Staaten kann vor allem anh<strong>and</strong><br />

der Situation in der Stromerzeugung veranschaulicht<br />

werden.<br />

China, Indien, Südafrika, Australien und<br />

Indonesien verfügen über große kostengünstig<br />

abbaubare Kohlevorkommen. Dies<br />

erklärt den hohen Anteil der Kohle an der<br />

Stromerzeugung dieser Länder, der 2020<br />

von 54 % in Australien über 63 % in China,<br />

66 % in Indonesien, 72 % in Indien und<br />

85 % in Südafrika reicht. Kanada und Brasilien<br />

können große Wasservorkommen<br />

zur Stromerzeugung nutzbar machen. Der<br />

Anteil der Wasserkraft an der Stromerzeugung<br />

belief sich 2020 auf 60 % bzw. 64 %.<br />

In fünf der G20-Staaten ist das Erdgas mit<br />

Anteilen zwischen 36 % in Großbritannien,<br />

45 % in Russl<strong>and</strong>, 56 % in Argentinien,<br />

58 % in Mexiko und 61 % in Saudi-Arabien<br />

der wichtigste Energieträger zur Stromerzeugung<br />

– ebenfalls aufgrund der dortigen<br />

Ressourcensituation. In Saudi-Arabien entfallen<br />

daneben 39 % der Stromerzeugung<br />

auf das reichlich geförderte Erdöl.<br />

Die Auswirkungen der Energie- und Klimapolitik<br />

können vor allem am Beispiel der<br />

Staaten Frankreich, Deutschl<strong>and</strong> und Japan<br />

belegt werden. Frankreich hat in der Stromerzeugung<br />

als Reaktion auf die erste Ölpreiskrise<br />

1973/74 vor allem auf die Kernenergie<br />

gesetzt. Treiber war zu dem Zeitpunkt<br />

nicht die Klimapolitik, sondern das<br />

Streben, sich von Energieimporten aus politisch<br />

instabilen Regionen unabhängig zu<br />

machen. 2020 lag der Anteil der Kernenergie<br />

an der Stromerzeugung des L<strong>and</strong>es bei<br />

gut 70 %. Die deutsche Bundesregierung<br />

hatte nach dem Reaktorunfall von Fukushima<br />

im Jahr 2011 entschieden, bis Ende<br />

2022 vollständig aus der Nutzung der Kernenergie<br />

auszusteigen. Die Nutzung erneuerbarer<br />

Energien wird seit dem Jahr 1990<br />

durch das Stromeinspeisungsgesetz (StrEG)<br />

und seit dem Jahr 2000 durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz<br />

(EEG) stark gefördert.<br />

Konsequenz ist, dass sich der Anteil<br />

der erneuerbaren Energien an der Deckung<br />

des Strombedarfs in Deutschl<strong>and</strong> seit dem<br />

Jahr 2000 versechsfacht hat. Mit dem Kohleausstiegsgesetz<br />

aus dem Jahr 2020 wurde<br />

entschieden, bis spätestens 2038 vorständig<br />

aus der Kohlenutzung auszusteigen. Das gilt<br />

auch für die Braunkohle, die – <strong>and</strong>ers als die<br />

Steinkohle – in Deutschl<strong>and</strong> zu wettbewerbsfähigen<br />

Bedingungen gewonnen werden<br />

kann. Japan verfügt kaum über eigene<br />

Energieressourcen. Deshalb setzt dort die<br />

Politik aus Gründen der Sicherheit der Versorgung<br />

auf eine breite Diversifizierung der<br />

Energieträger und Bezugsquellen. Dazu gehört<br />

auch die Kernenergie. Darüber hinaus<br />

wurde in den letzten Jahren der Ausbau erneuerbarer<br />

Energien stark vorangetrieben.<br />

Südkorea setzt in der Stromerzeugung<br />

ebenfalls auf einen breiten Mix aus Kohle,<br />

Erdgas, Kernenergie und erneuerbaren<br />

Energien. In Italien, das 1990 die kommerzielle<br />

Nutzung von Kernenergie beendet<br />

hat, halten Erdgas mit 48 % und erneuerbare<br />

Energien mit 41 % die größten Anteile. In<br />

der Türkei wird – neben Kohle, Erdgas und<br />

erneuerbaren Energien – auch die Kernenergie<br />

künftig einen Beitrag zur Stromerzeugung<br />

leisten. So sind dort drei Blöcke<br />

auf Basis Kernenergie mit einer Brutto-Leistung<br />

von rund 3.600 MW im Bau.<br />

Die Marktbedingungen, als dritter wichtiger<br />

Faktor, spiegeln sich am Beispiel der<br />

USA und Großbritanniens wider. In den<br />

USA ist die Steinkohle als vormals mit Abst<strong>and</strong><br />

wichtigster Energieträger zur Stromerzeugung<br />

aus dieser Rolle durch das Erdgas<br />

verdrängt worden. Aufgrund neuer<br />

Fördermethoden konnte Erdgas in den<br />

USA in den letzten Jahren zunehmend<br />

wirtschaftlicher gefördert werden und damit<br />

Wettbewerbsvorteile gegenüber Steinkohle<br />

gewinnen. Die Zahl der Bergwerke<br />

45


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

Tab. 4. Primärenergieverbrauchs-Intensität und CO 2 -Intensität der G20-Staaten gemessen am<br />

realen BIP 1990 bis 2020.<br />

Staat<br />

Intensität des Primärenergieverbrauchs<br />

gemessen am realen BIP<br />

in Kilojoule/(2010)US$<br />

und der Kohleförderung hat sich in den<br />

USA innerhalb der vergangenen zehn Jahre<br />

halbiert. Mit Aufnahme der Gasförderung<br />

in der britischen Nordsee war eine nahezu<br />

komplette Verdrängung der Steinkohle in<br />

der Stromerzeugung Großbritanniens verknüpft:<br />

„UK‘s dash <strong>for</strong> gas“ (1990). Auch in<br />

diesem Fall spielten die veränderten Wirtschaftlichkeitsrelationen<br />

die ausschlaggebende<br />

Rolle. Demgegenüber war in<br />

Deutschl<strong>and</strong> die Nutzung der heimischen<br />

Steinkohle – trotz mangelnder Wirtschaftlichkeit<br />

– noch über Jahrzehnte <strong>for</strong>tgesetzt<br />

und erst mit Schließung der letzten Zeche<br />

im Jahr 2018 beendet worden.<br />

CO 2 -Emissionsintensität gemessen am<br />

realen BIP<br />

in Gramm/(2010)US$<br />

1990 2000 2020 1990 2000 2020<br />

USA 8.999 7.538 4.957 552 455 250<br />

Kanada * 10.636 7.377 * 441 279<br />

Mexiko 6.973 6.403 5.391 409 387 299<br />

Brasilien 4.506 5.225 5.294 165 196 183<br />

Argentinien 9.032 8.409 7.986 492 433 410<br />

China* 31.331 18.092 12.147 2.538 1.431 827<br />

Indien 16.234 15.309 11.816 1.186 1.099 849<br />

Japan 3.969 4.175 2.753 231 231 166<br />

Südkorea 10.489 10.957 8.028 646 592 393<br />

Indonesien 7.101 9.351 6.469 438 592 459<br />

Australien 6.054 5.523 3.851 449 418 256<br />

Deutschl<strong>and</strong> 5.842 4.589 3.228 391 274 161<br />

Italien 3.804 3.640 2.991 231 210 147<br />

Großbritannien 5.500 4.519 2.621 363 267 121<br />

Frankreich 4.995 4.735 3.185 194 163 92<br />

Türkei 5.503 5.902 4.898 373 393 288<br />

Russl<strong>and</strong> 25.519 27.155 16.396 1.577 1.527 829<br />

Saudi-Arabien 11.363 12.684 15.643 688 734 837<br />

Südafrika 16.592 15.955 12.243 1.457 1.392 1.085<br />

G20** (8.630) 7.712 6.713 541 469 392<br />

Welt 9.026 7.889 6.795 563 473 390<br />

dar. EU-27 *** *** 3.580 *** *** 164<br />

* einschließlich Hongkong<br />

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

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

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

bei beiden Parametern 82 % gemessen an den für die gesamte Welt ausgewiesenen Zahlen.<br />

*** keine vergleichbaren Zahlen verfügbar<br />

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

worldbank.org)<br />

1.3 Treiber der CO 2 -Emissionen<br />

Der japanische Wissenschaftler Yoichi<br />

Kaya hat eine Formel entwickelt, mit der<br />

die wesentlichen Treiber der Treibhausgas-<br />

Emissionen abgeleitet werden können. 2<br />

Mittels der nach ihm benannten Kaya-<br />

Identität kann die Emissionsentwicklung<br />

als Produkt aus vier Faktoren abgeleitet<br />

werden. Dazu gehören die Bevölkerung,<br />

die Wirtschaftsleistung pro Kopf der Bevölkerung,<br />

die Energieintensität pro Einheit<br />

Bruttoinl<strong>and</strong>sprodukt und die CO 2 -Intensität<br />

pro Einheit Energieverbrauch.<br />

Von 1990 bis 2020 hat die Bevölkerung der<br />

19 Staaten der G20-Gruppe von 3,43 Milliarden<br />

(Mrd.) um 35 % auf 4,62 Mrd. zugenommen.<br />

Die Wirtschaftsleistung ist – in<br />

realen Größen, also geldwert-bereinigt gemessen<br />

– um 116 % gestiegen. 3 Pro Kopf<br />

der Bevölkerung belief sich der Zuwachs<br />

auf 60 %. Der Primärenergieverbrauch war<br />

2020 um 68 % höher als 1990. Die CO 2 -<br />

Emissionen haben um 56 % zugelegt. 4 Da<br />

der Energieverbrauch aufgrund von Verbesserungen<br />

in der Energieeffizienz weniger<br />

stark angestiegen ist als die reale Wirtschaftsleistung,<br />

hat sich die Energieintensität<br />

der G20, also der Energieverbrauch<br />

pro Einheit BIP, um 22 % verringert. Die<br />

CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs<br />

nahm dagegen nur um 7 % ab, weil der<br />

größte Teil des Wachstums im Energieverbrauch<br />

durch fossile Energien gedeckt worden<br />

ist. Bei diesen für die G20 gemachten<br />

Angaben wurden nur die Zahlen der 19<br />

Staaten dieser Gruppe berücksichtigt, also<br />

nicht die gesamte EU-27, sondern nur die<br />

drei EU-Mitglieder und UK, die zum Kreis<br />

der G20 gehören.<br />

In den einzelnen G20-Staaten hat sich eine<br />

unterschiedliche Entwicklung hinsichtlich<br />

der CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs<br />

vollzogen. Die stärksten Rückgänge zwischen<br />

1990 und 2020 wurden in den europäischen<br />

Mitgliedern aus dem Kreis der<br />

G20 verzeichnet. Sie beliefen sich im<br />

Durchschnitt dieser vier Staaten auf –<br />

26 %. Dieser Wert wurde auch in Deutschl<strong>and</strong><br />

erreicht. Im Unterschied dazu erhöhte<br />

sich die CO 2 -Intensität des Energieverbrauchs<br />

in Japan, in Indonesien und in<br />

Südafrika – in Japan vor allem als Folge des<br />

Ersatzes von Kernenergie durch fossile<br />

Energien nach der Reaktorkatastrophe von<br />

Fukushima. In Indonesien und in Südafrika<br />

ist der nach wie vor hohe Kohleanteil an<br />

der Stromerzeugung als wesentliche Ursache<br />

zu nennen. In den <strong>and</strong>eren Staaten der<br />

G20 verringerte sich die CO 2 -Intensität des<br />

Energieverbrauchs in einer B<strong>and</strong>breite<br />

zwischen 2 % (Indien) und 20 % (Südkorea).<br />

Die in absoluten Größen geringste<br />

CO 2 -Intensität wiesen 2020 Frankreich,<br />

Brasilien und Kanada aus. Entscheidende<br />

Begründung sind die hohen Anteile von<br />

Kernenergie (Frankreich) bzw. von Wasserkraft<br />

(Brasilien und Kanada) in der<br />

Stromerzeugung dieser Länder.<br />

1.4 Ausblick auf die<br />

Bevölkerungsentwicklung<br />

Die Weltbevölkerung, einer der Treiber für<br />

die Entwicklung des Energieverbrauchs,<br />

wird auch künftig stark wachsen. Dies stellt<br />

die Staatengemeinschaft vor zusätzliche<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen bei der Begrenzung<br />

der Treibhausgas-Emissionen. Die Vereinten<br />

Nationen haben drei Szenarien zur Entwicklung<br />

der Weltbevölkerung bis zum<br />

Jahr 2100 erstellt. Danach wird sich die<br />

Weltbevölkerung bis 2050 im Szenario mit<br />

niedrigem Wachstum auf 8,9 Mrd. (+ 15 %)<br />

und im Szenario mit starkem Wachstum auf<br />

10,6 Mrd. (+ 37 %) erhöhen. Im mittleren<br />

Szenario wird für 2050 von einem Bevölkerungsst<strong>and</strong><br />

von 9,7 Mrd. (+25 %) ausgegangen<br />

(das prozentuale Wachstum jeweils<br />

im Vergleich zum St<strong>and</strong> des Jahres 2020).<br />

Die für die G20 erwartete Zunahme ist auf<br />

eine Spannweite zwischen 0 und 19 % begrenzt.<br />

Mehr als die Hälfte der im mittleren<br />

Szenario um rund 2 Mrd. bis 2050 steigenden<br />

Weltbevölkerung entfällt auf Afrika. 5<br />

Bliebe der weltweite Energieverbrauch pro<br />

Kopf der Bevölkerung unverändert, wäre<br />

künftig mit einer deutlichen Steigerung des<br />

globalen Energieverbrauchs zu rechnen.<br />

Sollte der Pro-Kopf-Verbrauch im Durchschnitt<br />

aller Staaten auf das für die G20 im<br />

Jahr 2020 errechnete Niveau steigen, wäre<br />

2<br />

Kaya (1997)<br />

3<br />

World Bank Group (<strong>2021</strong>a)<br />

4<br />

BP (<strong>2021</strong>)<br />

5<br />

United Nations (<strong>2021</strong>)<br />

46


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

Tab. 5. Wirtschaftsleistung sowie Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen der G20-Staaten<br />

pro Einheit BIP und pro Kopf der Bevölkerung im Jahr 2020.<br />

Staat<br />

Wirtschaftsleistung<br />

(BIP in<br />

current prices)<br />

in<br />

Mio. US$<br />

PEV pro Einheit<br />

BIP<br />

in Megajoule<br />

pro 1.000 US$<br />

BIP<br />

der globale Energieverbrauch unter Annahme<br />

des mittleren Szenarios zum Bevölkerungswachstum<br />

im Jahr 2050 um rund<br />

60 % höher als im Jahr 2020. Unter der Annahme<br />

einer unveränderten CO 2 -Intensität<br />

des Energieverbrauchs würden die globalen<br />

CO 2 -Emissionen entsprechend zunehmen.<br />

Das zu erwartende Bevölkerungswachstum<br />

bedeutet somit – zusammen mit<br />

der Steigerung der wirtschaftlichen Prosperität<br />

– eine enorme Heraus<strong>for</strong>derung, die<br />

bis 2050 angestrebte Klimaneutralität, also<br />

Netto-Null-CO 2 -Emissionen, zu erreichen.<br />

Diese vereinfachte Betrachtung verdeutlicht<br />

die Dringlichkeit, mit der emissionsarme<br />

Energietechnologien verfügbar gemacht<br />

werden müssen, damit der Energiebedarf<br />

der wachsenden Weltbevölkerung<br />

gedeckt und gleichzeitig die Ziele des Pariser<br />

Klima-Abkommens erreicht werden.<br />

2 Status der expliziten und<br />

impliziten Bepreisung von<br />

CO 2 in den G20-Staaten<br />

CO 2 -<br />

Emissionen<br />

in<br />

kg/1.000<br />

US$ BIP<br />

Primärenergieverbrauch<br />

(PEV) in<br />

Megajoule<br />

pro Kopf der<br />

Bevölkerung<br />

CO 2 -<br />

Emissionen<br />

in<br />

Tonnen<br />

pro Kopf der<br />

Bevölkerung<br />

USA 20.936.600 4.193 212 266,4 13,5<br />

Kanada 1.643.408 8.294 313 358,6 13,6<br />

Mexiko 1.076.163 6.021 334 50,3 2,8<br />

Brasilien 1.444.733 8.313 287 56,5 2,0<br />

Argentinien 383.067 8.223 422 69,4 3,6<br />

China* 15.069.317 9.714 661 103,9 7,1<br />

Indien 2.622.984 12.192 876 23,2 1,7<br />

Japan 5.064.873 3.362 203 135,3 8,2<br />

Südkorea 1.630.525 7.231 354 227,7 11,2<br />

Indonesien 1.058.424 7.209 511 27,9 2,0<br />

Australien 1.330.901 4.185 278 216,8 14,4<br />

Deutschl<strong>and</strong> 3.806.060 3.182 159 145,5 7,3<br />

Italien 1.886.445 3.106 152 98,4 4,8<br />

Großbritannien 2.707.744 2.545 117 102,5 4,7<br />

Frankreich 2.603.004 3.342 96 129,1 3,7<br />

Türkei 720.101 8.735 513 74,6 4,4<br />

Russl<strong>and</strong> 1.483.498 19.083 965 196,5 9,9<br />

Saudi-Arabien 700.118 15.083 807 303,3 16,2<br />

Südafrika 301.924 16.229 1.438 82,6 7,3<br />

G20** 66.469.889 6.425 375 92,4 5,4<br />

Welt 84.705.567 6.571 378 71,8 4,1<br />

dar. EU-27 15.192.652 3.669 168 124,5 5,7<br />

* einschließlich Hongkong<br />

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

nicht die gesamte EU-27.<br />

Quellen: World Bank Group (für BIP und Bevölkerungszahl); BP Statistical Review <strong>of</strong> World Energy July <strong>2021</strong><br />

(für Primärenergieverbrauch und CO 2 -Emissionen)<br />

Grundsätzlich können drei Arten der direkten<br />

und indirekten Bepreisung von CO 2 unterschieden<br />

werden. Das sind Verbrauchsteuern<br />

auf Energieerzeugnisse, CO 2 -Steuern<br />

und h<strong>and</strong>elbare CO 2 -Emissionszertifikate.<br />

Alle drei Komponenten dieser Effective<br />

Carbon Rates (ECR) stellen einen Anreiz<br />

dar, den Verbrauch an CO 2 -intensiven<br />

Energien zu senken und von CO 2 -intensiven<br />

Energieträgern auf CO 2 -arme oder<br />

CO 2 -freie Optionen zu wechseln. 6<br />

Der weltweit am stärksten mit ECR belastete<br />

Sektor ist der Personen- und Güterverkehr<br />

auf der Straße. So sind die Preise für<br />

Kraftst<strong>of</strong>fe in den meisten G20-Ländern –<br />

wenn auch in stark unterschiedlicher Dimension<br />

– mit Mineralölsteuern beaufschlagt.<br />

Dies gilt insbesondere für die europäischen<br />

Staaten, aber auch für Japan und<br />

Südkorea. Im Gegensatz dazu spielt die<br />

Besteuerung von Kraftst<strong>of</strong>fen in Russl<strong>and</strong><br />

keine nennenswerte Rolle. Für Saudi-Arabien<br />

werden Kraftst<strong>of</strong>fpreise ausgewiesen,<br />

die sogar unterhalb der Opportunitätskosten<br />

– gemessen an den auf dem Weltmarkt<br />

erzielbaren Preisen für Mineralölprodukte<br />

– liegen.<br />

Steuern auf Kraftst<strong>of</strong>fe wurden zwar ursprünglich<br />

nicht mit der Intention eingeführt,<br />

die CO 2 -Emissionen zu senken. Sie<br />

wirken aber tendenziell verbrauchsdämpfend<br />

und nehmen damit unmittelbar Einfluss<br />

auf die Höhe der CO 2 -Emissionen. In<br />

der EU gilt darüber hinaus eine Mindeststeuer<br />

für Strom, die etwa in Deutschl<strong>and</strong><br />

in Form eines deutlich höheren Satzes zur<br />

Anwendung kommt.<br />

Neben einer Verbrauchbesteuerung auf<br />

fossile Energien und auf Strom existieren<br />

explizite CO 2 -Bepreisungssysteme. Die<br />

Weltbank-Gruppe zählte in ihrem jüngsten<br />

Bericht zum St<strong>and</strong> der globalen CO 2 -Bepreisung<br />

64 CO 2 -Preismechanismen, die<br />

bereits umgesetzt sind. Dabei h<strong>and</strong>elt es<br />

sich jeweils zur Hälfte um Emissionsh<strong>and</strong>elssysteme<br />

(Emission Trading Systems,<br />

ETS) bzw. CO 2 -Steuersysteme. Erfasst von<br />

entsprechenden Mechanismen sind sowohl<br />

nationale als auch supranationale (EU<br />

ETS) und subnationale Rechtsräume, wie<br />

u.a. Bundesstaaten in den USA und Provinzen<br />

in Kanada. Die 2020 etablierten Systeme<br />

erfassen weltweit etwa 22 % der globalen<br />

Treibhausgas-Emissionen. 7<br />

In Emissionsh<strong>and</strong>elssystemen erfolgt die<br />

Steuerung durch Vorgabe eines in der Regel<br />

pro Jahr definierten Emissionsdeckels.<br />

Dies garantiert die Einhaltung der Mengenziele<br />

für die Bereiche, die in das System<br />

einbezogen sind. Die CO 2 -Preise bilden<br />

sich auf Basis von Angebot und Nachfrage<br />

nach den Regeln des Marktes. Im Unterschied<br />

dazu führt die Preissteuerung über<br />

eine CO 2 -Steuer zu einer klar definierten<br />

finanziellen Belastung der Emissionen. Anders<br />

als bei der Mengensteuerung über ein<br />

Emissionsh<strong>and</strong>elssystem wird allerdings<br />

nicht die Einhaltung einer politisch gewünschten<br />

Obergrenze definiert. Damit ist<br />

die Zielschärfe des Emissionsh<strong>and</strong>els im<br />

Vergleich zu einer Steuer größer.<br />

Die weltweit festgestellte B<strong>and</strong>breite der<br />

CO 2 -Bepreisung reicht von weniger als<br />

1 US$ in der Ukraine bis zu 127 US$ pro<br />

Tonne CO 2e in Schweden. Nahezu die Hälfte<br />

der von einer CO 2 -Bepreisung erfassten<br />

12 Mrd. t CO 2e wird allerdings mit weniger<br />

als 10 US$ pro t CO 2e belastet. Die Gesamterlöse<br />

aus der CO 2 -Bepreisung werden für<br />

2020 auf 53 Mrd. US$ beziffert. Mehr als<br />

die Hälfte dieser Summe diente der Finanzierung<br />

von Umwelt- oder Entwicklungsprojekten.<br />

8<br />

Auf der <strong>and</strong>eren Seite werden in einer Reihe<br />

von Staaten Energieträger subventioniert.<br />

Diese Praxis wirkt einer Verringerung<br />

der Energie- und der CO 2 -Intensität<br />

entgegen, soweit sich die Subventionen auf<br />

fossile Energieträger und den Verbrauch<br />

von Strom beziehen. Die <strong>International</strong>e<br />

Energie-Agentur hat die weltweiten Subventionen<br />

zugunsten von Öl, Erdgas, Kohle<br />

und Elektrizität für das Jahr 2020 auf<br />

181,5 Mrd. US$ beziffert. Die verteilen sich<br />

mit 90,4 Mrd. US$ auf Öl, mit 52,5 Mrd. US$<br />

6<br />

OECD (<strong>2021</strong>)<br />

7<br />

World Bank Group (<strong>2021</strong>b)<br />

8<br />

World Bank Group (<strong>2021</strong>b)<br />

47


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

auf Strom, mit 36,9 Mrd. US$ auf Gas und<br />

mit 1,7 Mrd. US$ auf Kohle. Von diesen<br />

Subventionen entfallen gemäß den Berechnungen<br />

der <strong>International</strong>en Energie-<br />

Agentur mit 93,2 Mrd. US$ rund die Hälfte<br />

auf Staaten aus dem Kreis der G20. Genannt<br />

werden Argentinien, China, Indien,<br />

Indonesien, Mexiko, Russl<strong>and</strong> und Saudi-<br />

Arabien. Umgerechnet auf die jeweiligen<br />

gesamten CO 2 -Emissionen dieser Länder<br />

ergeben sich rechnerisch daraus negative<br />

CO 2 -Steuern, die in der Spitze – das gilt für<br />

Saudi-Arabien – bis zu 30 US$ pro t CO 2 erreichen.<br />

9<br />

Die Staaten der G20 lassen sich bei überschlägiger<br />

Betrachtung fünf Kategorien<br />

zuordnen:<br />

––<br />

Staaten mit hohen spezifischen Energiesteuern<br />

und nationalen bzw. supranationalen<br />

CO 2 -Bepreisungssystemen. Dazu<br />

zählen Deutschl<strong>and</strong>, Frankreich, Italien,<br />

Großbritannien und Japan.<br />

––<br />

Staaten mit niedrigen spezifischen Energiesteuern,<br />

aber einem etablierten nationalen<br />

CO 2 -Bepreisungssystem. Dazu<br />

werden Kanada, Mexiko, Argentinien,<br />

Südafrika, Südkorea und seit <strong>2021</strong> auch<br />

China gerechnet.<br />

––<br />

Staaten mit mittelhoher spezifischer<br />

Energiesteuer, aber ohne nationales<br />

CO 2 -Bepreisungsregime. Dieser Kategorie<br />

werden Australien, Indien und Türkei<br />

zugerechnet.<br />

––<br />

Staaten mit niedriger spezifischer Energiesteuer<br />

und ohne nationales CO 2 -Bepreisungsregime.<br />

Hierzu gehören USA,<br />

Brasilien und Indonesien.<br />

––<br />

Staaten ohne nennenswerte spezifische<br />

Energiesteuer und ohne CO 2 -Bepreisungsregime.<br />

Dabei h<strong>and</strong>elt es sich um<br />

Russl<strong>and</strong> und Saudi-Arabien.<br />

Die Auswirkungen der Energie- und CO 2 -<br />

Besteuerung in diesen Ländern sind in B i l d<br />

1 und B i l d 2 veranschaulicht (siehe auch<br />

Tabelle 6 und Tabelle 7).<br />

3 Ansätze zur Erfüllung der<br />

Klimaziele von Paris<br />

Im Klimaabkommen von Paris aus dem<br />

Jahr 2015 hat sich die Weltgemeinschaft<br />

darauf verständigt, den Temperaturanstieg<br />

im Vergleich zum vorindustriellen Niveau<br />

auf höchstens 2 Grad, möglichst 1,5 Grad<br />

Celsius, zu begrenzen.<br />

CO 2 -Emissionen in kg/1000 US$ GDP<br />

1.400<br />

1.200<br />

1.000<br />

800<br />

Weltweiter Durchschnitt<br />

von 2:3 nicht zu überschreiten, verbleibt<br />

demnach noch ein Budget von 400 Mrd.<br />

Tonnen. Die vergleichbare Zahl für<br />

1,7 Grad lautet 700 Mrd. Tonnen, und für<br />

2,0 Grad wären es 1.150 Mrd. Tonnen. Unter<br />

Ansatz einer geringeren Wahrscheinlichkeit<br />

werden jeweils höhere und bei Ansatz<br />

einer größeren Wahrscheinlichkeit<br />

niedrigere Budget-Werte genannt. Ferner<br />

wird ausgeführt, dass stärkere oder<br />

schwächere Reduktionen der Emissionen<br />

<strong>and</strong>erer Treibhausgase, wie etwa Methan,<br />

die ermittelten Budget-Werte um<br />

220 Mrd. Tonnen CO 2 oder auch mehr verringern<br />

bzw. vergrößern kann. 10 Zur Erinnerung:<br />

die weltweiten Emissionen betragen<br />

(vor Abzug der weltweiten Senken)<br />

rund 32 Mrd. Tonnen CO 2 , d.h. das Budget<br />

ist in wenigen Jahrzehnten aufgebraucht.<br />

600<br />

Indonesien<br />

Türkei<br />

400<br />

Mexiko<br />

Argentinien<br />

Südkorea<br />

Kanada<br />

Deutschl<strong>and</strong> Japan Australien<br />

200<br />

USA<br />

Brasilien<br />

Großbritannien<br />

Italien<br />

0<br />

0<br />

Frankreich<br />

2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000<br />

3.1 Nationally Determined<br />

Contributions (NDCs) der<br />

Teilnehmerstaaten<br />

Das Übereinkommen sieht vor, dass die<br />

Teilnehmerstaaten über Nationally Determined<br />

Contributions (NDCs) anspruchsvolle<br />

Verpflichtungen zur Begrenzung der<br />

Treibhausgas-Emissionen übernehmen,<br />

die zudem regelmäßig zu verschärfen sind.<br />

Dieser Verpflichtung sind die Staaten<br />

teils mit spezifischen und teils mit absoluten<br />

Minderungszusagen gerecht geworden,<br />

die sich zudem auf unterschiedliche<br />

Zeiträume beziehen und im Ambitionsniveau<br />

vonein<strong>and</strong>er abweichen. Nachbesserungen<br />

sind grundsätzlich vorgesehen.<br />

Trotzdem ist fraglich, ob die Erklärungen<br />

in Summe zu einer Einhaltung der Zielvorgabe<br />

von Paris führen. Bei der diesjährigen<br />

COP 26 in Glasgow werden zum Status der<br />

NDCs intensive Diskussionen erwartet, insbesondere<br />

ob die summierten Verpflichtungen<br />

der eingereichten NDCs das Ziel<br />

des Klimaabkommens von Paris erreichen<br />

können.<br />

Der Weltklimarat der Vereinten Nationen<br />

(Intergovernmental Panel on Climate<br />

Change – IPCC) hat kalkuliert, welches globale<br />

CO 2 -Budget, ab dem Jahr 2020 gerechnet,<br />

für die Begrenzung der Erderwärmung<br />

auf verschiedene Limits (1,5 Grad,<br />

1,7 Grad und 2,0 Grad Celsius) im Vergleich<br />

zu 1850 bis 1900 noch verbleibt, und<br />

das jeweils mit einer Wahrscheinlichkeit<br />

von 17 %, 33 %, 50 %, 67 % und 83 %. Um<br />

die 1,5-Grad-Schwelle mit einer Chance<br />

China<br />

Indien<br />

Energieverbrauch in MJ/1000 US$ GDP<br />

Südafrika<br />

Saudi Arabien<br />

Russl<strong>and</strong><br />

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

im Jahr 2020.<br />

CO 2 -Emissionen pro Kopf der<br />

Bevölkerung in t<br />

18<br />

16<br />

14<br />

Australien<br />

12<br />

Südkorea<br />

Russl<strong>and</strong><br />

10<br />

Russl<strong>and</strong><br />

Weltweiter<br />

Japan<br />

Durchschnitt<br />

8<br />

Südafrika<br />

Saudi Arabien<br />

Deutschl<strong>and</strong><br />

China<br />

6<br />

Italien<br />

Türkei<br />

Großbritannien<br />

4<br />

Mexiko Argentinien Frankreich<br />

Indonesien<br />

2<br />

Indien Brasilien Australien<br />

0<br />

0 50 100 150 200 250 300 350 400<br />

USA<br />

Energieverbrauch pro Kopf der Bevölkerung in MJ<br />

Saudi Arabien<br />

Kanada<br />

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

G 20-Staaten im Jahr 2020.<br />

9<br />

<strong>International</strong> Energy Agency (<strong>2021</strong>)<br />

10<br />

IPCC (<strong>2021</strong>)<br />

48


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

Tab. 6. Einordnung der G20-Staaten nach der Höhe der expliziten und impliziten<br />

CO 2 -Bepreisung.<br />

Staaten mit hohen<br />

spezifischen<br />

Energiesteuern<br />

und nationalen<br />

bzw.<br />

supranationalen<br />

CO 2 -Bepreisungssystemen<br />

Staaten mit<br />

niedrigen<br />

spezifischen<br />

Energiesteuern,<br />

aber einem<br />

etablierten<br />

nationalen CO 2<br />

-<br />

Bepreisungs-<br />

Regime<br />

3.2 Budgetansatz (Verteilung der<br />

Emissionsmenge pro Kopf der<br />

Bevölkerung)<br />

Staaten mit<br />

mittelhoher<br />

spezifischer<br />

Energiesteuer,<br />

aber ohne<br />

nationales CO 2 -<br />

Bepreisungs-<br />

Regime<br />

Staaten mit<br />

niedriger<br />

spezifischer<br />

Energiesteuer und<br />

ohne nationales<br />

CO 2 -Bepreisungs-<br />

Regime<br />

Deutschl<strong>and</strong> Kanada Australien USA Russl<strong>and</strong><br />

Staaten ohne<br />

signifikante<br />

spezifische<br />

Energiesteuer und<br />

ohne nationales<br />

CO 2 -Bepreisungs-<br />

Regime, aber mit<br />

Energie-<br />

Subventionen<br />

Frankreich Mexiko Indien Brasilien Saudi-Arabien<br />

Großbritannien Argentinien Türkei Indonesien<br />

Italien<br />

Japan<br />

Südafrika<br />

China<br />

Südkorea<br />

Tab. 7. Vergleich der Verbraucherpreise für Energie in den G20-Staaten.<br />

Staat<br />

Benzin<br />

in €|Liter<br />

St<strong>and</strong>:<br />

16.8.<strong>2021</strong><br />

Diesel<br />

in €/Liter<br />

St<strong>and</strong>:<br />

16.8.<strong>2021</strong><br />

Strom<br />

Haushalte<br />

in €/kWh 1<br />

St<strong>and</strong>:<br />

Dez. 2020<br />

Strom<br />

Business<br />

in€/kWh 2<br />

St<strong>and</strong>:<br />

Dez. 2020<br />

Erdgas<br />

Haushalte<br />

in €/kWh 3<br />

St<strong>and</strong>:<br />

März <strong>2021</strong><br />

Erdgas<br />

Business<br />

in €/kWh 4<br />

St<strong>and</strong>:<br />

März <strong>2021</strong><br />

USA 0,794 0,739 0,126 0,092 * *<br />

Kanada 1,077 0,894 0,095 0,080 0,023 0,015<br />

Mexiko 0,945 0,926 0,070 0,131 0,030 0,019<br />

Brasilien 0,947 0,743 0,113 0,103 * *<br />

Argentinien 0,846 0,785 0,051 0,034 0,008 0,011<br />

China 0,995 0,879 0,072 0,088 * *<br />

Indien 1,177 1,072 0,066 0,099 * *<br />

Japan 1,203 1,040 0,222 0,165 * *<br />

Südkorea 1,232 1,078 0,094 0,073 * *<br />

Indonesien 0,628 0,687 0,085 0,061 * *<br />

Australien 0,953 0,908 0,194 0,107 0,063 *<br />

Deutschl<strong>and</strong> 1,521 1,345 0,310 0,197 0,056 0,035<br />

Italien 1,649 1,500 0,222 0,195 0,082 0,052<br />

Großbritannien 1,589 1,605 0,221 0,190 0,046 0,035<br />

Frankreich 1,579 1,453 0,182 0,130 0,059 0,048<br />

Türkei 0,785 0,736 0,069 0,077 0,014 0,017<br />

Russl<strong>and</strong> 0,580 0,570 0,053 0,080 0,007 0,007<br />

Saudi Arabien 0,528 0,118 0,041 0,058 * *<br />

Südafrika 1,022 1,000 0,124 0,060 * *<br />

Welt 1,02 0,91 0,116 0,104 0,045 0,039<br />

* nicht in vergleichbarer Form verfügbar<br />

1<br />

bei durchschnittlichem jährlichen Stromverbrauch<br />

2<br />

bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr<br />

3<br />

bei Jahresverbrauch von 30.000 kWh/Jahr<br />

4<br />

bei Jahresverbrauch von 1 GWh/Jahr<br />

Quelle: https://www.GlobalPetrolPrices.com; zugegriffen am 18. August <strong>2021</strong><br />

Der Sachverständigenrat für Umwelt hat<br />

auf Basis der globalen Budget-Ansätze des<br />

IPCC verschiedene Ansätze zur Ermittlung<br />

nationaler Budgets vorgestellt, die mit dem<br />

Pariser Klimaabkommen kompatibel wären<br />

und nach Auffassung des SVR Umwelt<br />

dem Prinzip der internationalen Verteilungsgerechtigkeit<br />

gerecht würden. Dazu<br />

gehört u.a. der Vorschlag, eine gleichmäßige<br />

Aufteilung des nach Berechnungen des<br />

IPCC verbleibenden weltweiten Budgets<br />

auf die Staaten pro Kopf der jeweiligen Bevölkerung<br />

vorzusehen. 11<br />

Tatsächlich würde ein solcher Ansatz jedoch<br />

einer gerechten Verteilung widersprechen.<br />

Die Bedingungen zur Begrenzung<br />

der Emissionen sind in den verschiedenen<br />

Staaten der Welt nämlich sehr<br />

unterschiedlich. Staaten wären im Vorteil,<br />

in denen der weit überwiegende Teil der<br />

Stromversorgung durch reichlich im L<strong>and</strong><br />

verfügbare Wasserkraft gedeckt werden<br />

kann. Demgegenüber hätten Staaten ohne<br />

oder mit geringen entsprechenden natürlichen<br />

CO 2 -freien Ressourcen ungleich größere<br />

Anstrengungen zu unternehmen, um<br />

das vorgegebene Emissions-Budget einzuhalten.<br />

Die flächenmäßige Ausdehnung<br />

der verschiedenen Länder kann eine wichtige<br />

Bestimmungsgröße für das Transportaufkommen<br />

sein. Von der Frage, ob bzw.<br />

in welchem Umfang eine Beheizung oder<br />

Klimatisierung er<strong>for</strong>derlich ist, hängt sehr<br />

stark der Energiebedarf im Gebäudebereich<br />

ab. Die Industriestruktur ist ein weiterer<br />

wichtiger Faktor. Staaten, in denen<br />

die energieintensive Grundst<strong>of</strong>findustrie<br />

einen großen Anteil an der volkswirtschaftlichen<br />

Wertschöpfung hat, wären im<br />

Nachteil gegenüber Ländern, in denen der<br />

Dienstleistungssektor dominiert. Auch die<br />

Exportsituation spielt eine Rolle. Hohe Exportanteile<br />

sind mit Emissionen verknüpft,<br />

die nicht dem Verbrauch von Gütern im<br />

Inl<strong>and</strong> zuzurechnen sind.<br />

Bei dem Pro-Kopf-Ansatz „ist aber vor allem<br />

zu kritisieren, dass mit dieser mechanistischen<br />

Art der Festlegung nationaler<br />

Emissionsbudgets das Mitspracherecht von<br />

Politik und Gesellschaft bei der Vorgabe<br />

der künftigen nationalen Klimaschutzbemühungen<br />

vollkommen ausgehebelt würde.“<br />

12 Zudem widerspräche ein so ausgerichtetes<br />

Konzept nationaler oder gar sektoraler<br />

Emissionsbudgets vollkommen<br />

dem ökonomischen Prinzip, die Emissionen<br />

möglichst dort zu verringern, wo dies<br />

am kostengünstigsten geschehen kann.<br />

Und schließlich wäre eine Verständigung<br />

auf ein derart gestaltetes System in internationalen<br />

Verh<strong>and</strong>lungen chancenlos.<br />

Staaten, wie die USA, Kanada, Australien<br />

oder Saudi-Arabien, deren CO 2 -Emissionen<br />

pro Kopf der Bevölkerung den weltweiten<br />

Durchschnitt um mehr als das Dreifache<br />

übertreffen, wären vorhersehbar<br />

nicht bereit, einem derartigen Vorgehen<br />

zuzustimmen.<br />

3.3 Verständigung auf eine weltweit<br />

harmonisierte Bepreisung von CO 2<br />

Eine vielversprechende Alternative besteht<br />

allerdings in der Verständigung auf eine<br />

möglichst weitgehend harmonisierte Bepreisung<br />

von CO 2 . Auf globaler Ebene<br />

könnten die UN-Klimaverh<strong>and</strong>lungen<br />

(Conference <strong>of</strong> Parties to the United Nations<br />

Framework Convention on Climate<br />

Change – UNFCCC) deutlich vereinfacht<br />

werden, wenn die Bepreisung von CO 2 Priorität<br />

vor der Verpflichtung zu Nationally<br />

Determined Contributions bekäme. Statt<br />

sich auf die nationalen Vermeidungspläne<br />

zu konzentrieren und diese nachzuschärfen,<br />

was mit sehr zeitaufwändigen Verfahren<br />

verbunden ist und mit Sicherheit nicht<br />

zur Zufriedenheit aller Staaten gelöst wird,<br />

11<br />

SVR Umwelt (2020)<br />

12<br />

Frondel (2020)<br />

49


CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion <strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

kann eine gewünschte Vermeidungsleistung<br />

über einen global vereinheitlichten<br />

CO 2 -Preis ausgelöst werden. Zudem kann<br />

auf diese Weise auch durch Modellierung<br />

und Szenarien belastbarer festgestellt werden,<br />

welcher notwendige Beitrag zur Klimaneutralität<br />

durch Vermeidung erbracht<br />

werden kann – und inwieweit auch Carbon<br />

Dioxide Removal-Technologien benötigt<br />

werden. Dabei kann durchaus berücksichtigt<br />

werden, dass aufgrund unterschiedlicher<br />

Kaufkraft national unterschiedliche<br />

CO 2 -Preise zu Beginn gewählt werden, die<br />

dann perspektivisch zu einem einheitlichen<br />

globalen Preis führen – ähnlich wie es<br />

heute global gültige Preise für fossile Energieträger<br />

gibt.<br />

Die CO 2 -Bepreisung stellt gleichzeitig eine<br />

ökonomisch effiziente Lösung für das Erreichen<br />

nationaler Klimaziele bis hin zur<br />

Klimaneutralität dar. In den meisten Ländern<br />

herrscht eine ausgesprochen große<br />

Instrumentenvielfalt – von Ordnungsrecht,<br />

wie Geboten, Verboten und Grenzwerten,<br />

bis hin zu marktwirtschaftlichen Anreizmechanismen.<br />

Gelänge es, die CO 2 -Bepreisung<br />

als Leitinstrument zu etablieren, wäre<br />

eine solide Messlatte zur Bewertung der<br />

ökonomischen Effizienz <strong>and</strong>erer Instrumente<br />

geschaffen. Ferner wäre damit eine<br />

belastbare Möglichkeit gegeben, die Klimaschutzambitionen<br />

der Staaten zu vergleichen.<br />

Aus Praktikabilitätsgründen kann dabei<br />

auch mit einem Nukleus an Staaten begonnen<br />

werden: bereits eine Einigung innerhalb<br />

der G20 auf eine gemeinsam ausgestaltete<br />

CO 2 -Bepreisung würde drei Viertel<br />

der weltweiten THG-Emissionen erfassen.<br />

Damit könnten mit einem relativ übersichtlichen<br />

Teilnehmerkreis große Wirkung entfaltet<br />

werden.<br />

4 Lösungsansätze zur<br />

Schaffung eines Level<br />

Playing Fields – Weltweit<br />

harmonisierte Bepreisung von<br />

CO 2 versus Carbon Border<br />

Adjustment Mechanisms<br />

Mit einer international vergleichbaren<br />

CO 2 -Bepreisung könnte zugleich carbon<br />

leakage wirkungsvoll vermieden werden.<br />

4.1 Skizzierung des Vorschlags der<br />

EU-Kommission<br />

Die EU-Kommission hat im Fit-<strong>for</strong>-55 Package<br />

zur Vermeidung von „Carbon Leakage“<br />

als mögliche Folge der internationalen<br />

Vorreiterrolle der EU bei den Klimazielen<br />

ein CO 2 -Grenzausgleichssystem für Importe<br />

aus Drittstaaten vorgeschlagen. 13 Mit<br />

dem geplanten Carbon Border Adjustment<br />

Mechanism (CBAM) soll sichergestellt werden,<br />

dass für importierte Produkte die gleiche<br />

CO 2 -Bepreisung zur Anwendung<br />

kommt, die für die Produktion in der EU im<br />

Rahmen des ETS gilt. Nach dem Vorschlag<br />

der Kommission soll es eine Übergangsphase<br />

von 2023 bis Ende 2025 geben, in<br />

der die Importeure die CO 2 -Emissionen<br />

melden müssen, die mit den von dem System<br />

erfassten Gütern verbunden sind,<br />

ohne bereits einen finanziellen Ausgleich<br />

zahlen zu müssen. Eckpunkte des Systems,<br />

dessen volle Funktionsfähigkeit im Jahr<br />

2026 angestrebt wird, sind:<br />

Für Importe aus Drittstaaten, für die der<br />

CBAM zur Anwendung kommen soll, wären<br />

detaillierte Angaben zu den eingeführten<br />

Waren zu machen. Dazu gehören die<br />

Art des Produktes und die Menge, Ursprungsl<strong>and</strong><br />

und eine Berechnungsgrundlage<br />

für die durch das Erzeugnis entst<strong>and</strong>enen<br />

CO 2 -Emissionen. Die Importeure bzw.<br />

Lieferanten aus Drittstaaten sollen verpflichtet<br />

werden, digitale CBAM-Zertifikate<br />

im Umfang der jeweils ermittelten CO 2 -<br />

Emissionen zu erwerben. Der Preis der<br />

Zertifikate wäre mit den jeweils gültigen<br />

Kosten für die EU-ETS-Zertifikate (EUA)<br />

verbunden – basierend auf den durchschnittlichen<br />

EUA-Notierungen der jeweiligen<br />

Woche. Ebenso müssten sich die beteiligten<br />

Länder auf ein gemeinsames st<strong>and</strong>ardisiertes<br />

Verfahren zur Messung der<br />

CO 2 -Emissionen einigen. 14<br />

Folgende Erzeugnisse sollen zunächst erfasst<br />

werden:<br />

––<br />

Zement<br />

––<br />

Strom<br />

––<br />

Düngemittel<br />

––<br />

Eisen und Stahl<br />

––<br />

Aluminium<br />

Der CBAM soll für die direkten Emissionen<br />

von Treibhausgasen während des Herstellungsverfahrens<br />

der betr<strong>of</strong>fenen Produkte<br />

zur Anwendung kommen. Bis zum Ende<br />

des Übergangszeitraums will die Kommission<br />

bewerten, wie das Instrument funktioniert,<br />

ob sein Anwendungsbereich auf weitere<br />

Produkte und Dienstleistungen – auch<br />

entlang der Wertschöpfungskette – ausgeweitet<br />

werden soll und ob auch indirekte<br />

Emissionen, also CO 2 -Emissionen aus dem<br />

zur Herstellung der Ware verwendeten<br />

Strom, erfasst werden sollen.<br />

Im Falle von Stromimporten soll sich die<br />

Zertifikatpflicht an St<strong>and</strong>ardwerten orientieren,<br />

die den EU-weiten Erzeugungsmix<br />

reflektieren, es sei denn, der Lieferant<br />

aus dem Drittstaat kann belegen,<br />

dass der Strom mit – im Vergleich zum<br />

EU-Erzeugungsmix – niedrigeren spezifischen<br />

CO 2 -Emissionen pro kWh erzeugt<br />

wurde.<br />

Schließlich ist eine Kompensation für im<br />

Herkunftsl<strong>and</strong> gezahlte CO 2 -Preise vorgesehen.<br />

So kann ein EU-Importeur bzw. Exporteur<br />

in die EU bei der Kommission einen<br />

Abzug von der Importabgabe in Höhe<br />

des im Herkunftsl<strong>and</strong> gezahlten CO 2 -Preises<br />

für die in dem importierten Produkt<br />

enthaltenden CO 2 -Emissionen geltend machen.<br />

4.2 Bewertung des CBAM-Vorschlags<br />

der EU-Kommission und Vorschlag<br />

für alternative Strategien<br />

Bereits die dargelegten Punkte, die nur<br />

eine sehr komprimierte Wiedergabe des in<br />

36 Artikeln gefassten Verordnungsvorschlags<br />

der EU-Kommission darstellen, geben<br />

einen Hinweis auf den enormen bürokratischen<br />

Aufw<strong>and</strong>, der mit der Einführung<br />

des CO 2 -Grenzausgleichssystems<br />

verbunden wäre, das von der Kommission<br />

als Schutzschirm gegen Abw<strong>and</strong>erung von<br />

Industrieproduktion in Drittstaaten aufgrund<br />

CO 2 -Preis bedingter Wettbewerbsnachteile<br />

vorgeschlagen wird. Zudem gibt<br />

es berechtigte Zweifel, ob ein „Carbon Border<br />

Adjustment“, also eine Art Klimazoll<br />

auf importierte Produkte, ein geeignetes<br />

Mittel ist, „Carbon Leakage“ zu verhindern.<br />

Zum einen besteht eine Vielzahl ungelöster<br />

methodischer Probleme. Dazu gehört unter<br />

<strong>and</strong>erem die Frage, welcher CO 2 -Fußabdruck<br />

in einem importierten Produkt<br />

enthalten ist, das mehrere Wertschöpfungsstufen<br />

in verschiedenen Ländern<br />

durchlaufen haben kann. Eine weitere Frage<br />

ist, wie viel davon aufgrund außerhalb<br />

der EU bestehender CO 2 -Bepreisungssysteme<br />

bereits kostenseitig internalisiert ist.<br />

Eine sachgerechte Ermittlung wäre umso<br />

aufwändiger, je mehr Produkte – über Zement,<br />

Eisen und Stahl, Dünger, Strom sowie<br />

Aluminium hinaus – mit deutlich komplexeren<br />

Wertschöpfungsschritten in das<br />

System einbezogen werden. Zum <strong>and</strong>eren<br />

bietet der CBAM keine Kompensation für<br />

Produkte, die aus der EU in Drittstaaten<br />

exportiert werden. Zudem bestehen Zweifel<br />

hinsichtlich der WTO-Kompatibilität<br />

von „Carbon Border Adjustments“. Schließlich<br />

sind Gegenreaktionen betr<strong>of</strong>fener Länder<br />

– etwa in Form von Retaliationszöllen<br />

– zu erwarten, was sich negativ auf die in<br />

der EU bestehende exportorientierte Industrie<br />

auswirken würde. 15<br />

4.3 Effekte eines CBAM<br />

Die Effekte eines CBAM können in sehr<br />

stark vereinfachter Form ausgerechnet<br />

werden, wenn man typische Werte für direkte<br />

und indirekte CO 2 -Emissionen annimmt<br />

– und die jeweils relevante CO 2 -Bepreisung.<br />

Die Herstellung einer Tonne Zement verursacht<br />

prozessbedingt rund 0,6 t CO 2 -Emissionen.<br />

Der Stromverbrauch für die Erzeugung<br />

einer Tonne Zement beträgt etwa<br />

112 kWh – damit wären etwaige indirekte<br />

CO 2 -Emissionen erfasst. Bei Zement spielen<br />

vor allem die direkten Emissionen die<br />

entscheidende Rolle. Bei einem angenommenen<br />

CO 2 -Preis von 60 € je Tonne wäre<br />

mit einem CBAM-Aufschlag für Exporte<br />

aus Drittländern von rund 40 €/t zu rech-<br />

13<br />

Europäische Kommission (<strong>2021</strong>)<br />

14<br />

Gielen (<strong>2021</strong>)<br />

15<br />

Schiffer (<strong>2021</strong>)<br />

50


<strong>VGB</strong> PowerTech 9 l <strong>2021</strong><br />

CO 2 -Emissionen – Bewertung der Wirkung verschiedener Instrumente zur Reduktion<br />

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

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

Spezifische<br />

Emissionen in<br />

kg CO 2 / kWh<br />

Strom<br />

nen (Ta b e l l e 8 ). Bei Marktpreisen für<br />

Zement in der Größenordnung zwischen<br />

120 und 140 €/t Zement erreichte der Aufschlag<br />

also durchaus eine relevante Größenordnung.<br />

S<strong>of</strong>ern im Exportl<strong>and</strong> ein Bepreisungssystem<br />

für Treibhausgas-Emissionen<br />

besteht, könnte – je nach CBAM-<br />

Ausgestaltung – eine entsprechende Anrechnung<br />

erfolgen. Bei Exporten aus Staaten,<br />

deren CO 2 -Preise oberhalb des EU-ETS-<br />

Direkt Indirekt Gesamt<br />

t CO 2 / t Zement<br />

Preis Mark-up<br />

in<br />

€/t Zement<br />

Argentinien 0,3583 0,6 0,0401 0,6401 38,41<br />

Australien 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38<br />

Brasilien 0,0927 0,6 0,0104 0,6104 36,62<br />

Kanada 0,1300 0,6 0,0146 0,6146 36,87<br />

China 0,6236 0,6 0,0698 0,6698 40,19<br />

Hong-Kong 0,8000 0,6 0,0896 0,6896 41,38<br />

Indien 0,7429 0,6 0,0832 0,6832 40,99<br />

Indonesien 0,7551 0,6 0,0846 0,6846 41,07<br />

Japan 0,4916 0,6 0,0551 0,6551 39,30<br />

Mexiko 0,4640 0,6 0,0520 0,6520 39,12<br />

Russl<strong>and</strong> 0,3302 0,6 0,0370 0,6370 38,22<br />

Saudi-Arabien 0,7176 0,6 0,0804 0,6804 40,82<br />

Südafrika 0,9606 0,6 0,1076 0,7076 42,46<br />

Südkorea 0,5170 0,6 0,0579 0,6579 39,47<br />

Türkei 0,5434 0,6 0,0609 0,6609 39,65<br />

USA 0,4759 0,6 0,0533 0,6533 39,20<br />

Quelle: Carbon Footprint (2019) und Verein Deutscher Zementwerke<br />

Tab. 9. Direkte und Indirekte (strombasierte) Emissionen für Primäraluminium. Dabei wird ein<br />

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

Spezifische<br />

Emissionen in kg<br />

CO 2 /kWhStrom<br />

Direkt Indirekt Gesamt<br />

tCO 2 /tAlu<br />

Preis Markup<br />

in €/t<br />

Aluminium<br />

Argentinien 0,3583 10,7 6,8878 17,5878 1.055,27<br />

Australien 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74<br />

Brasilien 0,0927 10,7 1,7820 12,4820 748,92<br />

Kanada 0,1300 10,7 2,4991 13,1991 791,94<br />

China 0,6236 10,7 11,9879 22,6879 1.361,27<br />

Hong-Kong 0,8000 10,7 15,3789 26,0789 1.564,74<br />

Indien 0,7429 10,7 14,2813 24,9813 1.498,88<br />

Indonesien 0,7551 10,7 14,5158 25,2158 1.512,95<br />

Japan 0,4916 10,7 9,4504 20,1504 1.209,02<br />

Mexiko 0,4640 10,7 8,9198 19,6198 1.177,19<br />

Russl<strong>and</strong> 0,3302 10,7 6,3477 17,0477 1.022,86<br />

Saudi-Arabien 0,7176 10,7 13,7949 24,4949 1.469,69<br />

Südafrika 0,9606 10,7 18,4662 29,1662 1.749,97<br />

Südkorea 0,5170 10,7 9,9386 20,6386 1.238,32<br />

Türkei 0,5434 10,7 10,4461 21,1461 1.268,77<br />

USA 0,4759 10,7 9,1485 19,8485 1.190,91<br />

Quelle: Carbon Footprint (2019) und Navigant (2019)<br />

Niveaus liegen, müsste – eine entsprechende<br />

Ausgestaltung des CBAM vorausgesetzt<br />

– dem Exporteur der sich ergebende Differenzbetrag<br />

erstattet werden, d.h. es würde<br />

ein finanzieller Vorteil resultieren auf Basis<br />

einer klimafreu