vgbe energy journal 3 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 

3 · 2022 

FOCUS 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

Chemistry 

in power generation 

Change management 

Challenges of 

conversion projects 

Is there a future for 

coal-fired power plants 

without coal? 

Savings of oil in 

the lubrication system 

Flow accelerated 

corrosion in HRSGs and 

mitigation measures 

ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL- 

SPEISEWASSER-AUFBEREITUNG – EUROPAWEIT 

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Technical due diligence for 

geothermal 

power plant 

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ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of VGB PowerTech e. V. 

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UMFANGREICHES KNOW-HOW FÜR DIE BRANCHE 

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Heinz-Peter Schmitz 

1. Auflage 2020 

Artikelnummer: 35073 

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Editorial 

Topical issue: Secured energy supply 

Dear readers, 

Since Russia’s invasion of Ukraine, the well-known triangle of 

energy supply objectives has changed almost overnight. In the 

past years, the aspects of sustainability and climate protection 

had become the dominant factor in energy policy for good reasons. 

Economic efficiency no longer played a decisive role, at 

least on the political side, and security of supply was postulated 

as a given and discussed rather in the small-scale technical 

framework between redispatch and system stability. When 

it came to the future provision of secure power to cover the 

residual load in the event of unfavourable weather conditions, 

especially in Germany, the phase-out of nuclear energy and the 

limited potential of hydropower quickly led to natural gas as an 

energy source, increasingly indicated as a bridge to the largevolume 

availability of green hydrogen in the coming decades. 

The fact that this meant an increasing energy dependence on 

Russia for Europe, but especially for Germany, was accepted. 

One need only think of the Nordstream 2 project, which was 

deployed against broad European and American resistance by 

the German government at the time. 

Now Russia’s invasion of Ukraine has brought about a turning 

point, also in energy policy. This against the background that 

the price increases for fossil fuels as a result of the economic 

recovery after the peak of the Corona pandemic had already 

provoked intense discussions about energy price brakes and 

the increased expansion of renewables. 

On the one hand, the EU’s dependence on imports of natural 

gas, coal and crude oil moved into the collective consciousness. 

The large number of suppliers on the world market makes it 

relatively easy to switch to coal and oil, but not to natural gas. 

Therefore, on the other hand, it became clear, especially in 

Germany, that the bridge technology of natural gas for electricity 

and heat generation in industry and households can most 

likely not be built upon to the extent originally assumed. Even 

if alternative suppliers for LNG can be found on the world market, 

it will probably not be possible to procure all the quantities 

needed, nor will it be possible to maintain the prices to which 

we have been accustomed. This will have a lasting impact on 

the use of LNG in the provision of heat, but also on its use as a 

basic material in industry. For example, the gas deal with Qatar 

recently negotiated by the German Minister of Economics 

with great media coverage is of only limited help, as the production 

capacities there are largely exhausted, as is the case in 

Norway. Other countries are available for LNG in principle, but 

both the transport capacities of the LNG tanker fleet and the 

European terminal capacities are limited. A single day of gas 

delivery via Nordstream 1 already exceeds the transport capacity 

of the LNG tanker fleet currently sailing the world’s oceans 

with over 600 ships. And whether it will actually be possible to 

build a complex chemical-process engineering infrastructure 

on a greenfield site in Germany within two years remains to be 

seen in view of the approval and construction times of other 

major projects in the energy sector as well. 

What does a solution independent of Russian natural gas look 

like for guaranteeing security of supply in the short and medium 

term, without at the same time abandoning the goals for 

climate protection and allowing the prices for electricity and 

heat to rise further? For our industry, this essentially means: 

One should no longer take the second or third step before the 

first. 

The top priority should continue to be an increased expansion 

of renewables in electricity generation, whereby existing obstacles, 

especially in the area of licensing procedures, must be 

removed as quickly and sustainably as possible and the market 

design should be optimised in line with technological developments. 

Furthermore, the necessary additional infrastructure in the 

area of energy storage and grids must be expanded. This includes 

both the classic electrical system and the new additional 

system for the production, storage and distribution of hydrogen 

that is as green as possible. 

However, until this energy system of the future, based on 

electricity, heat and hydrogen from renewable generation in 

interaction with intelligent consumption, is in place and can 

take over a secure and economic electricity and heat supply, 

the coal phase-out must be suspended. This applies both to 

the continued operation of the power plant units due for closure 

in the short to medium term and to the examination of 

a recommissioning of the most modern plants that have only 

recently been shut down. In the short term, complex but solvable 

technical, economic and licensing issues must be resolved. 

Here, politics is called upon to take the necessary measures. 

In principle, extending the operating lives of nuclear power 

plants is also a short-term option for reducing the use of coal 

and natural gas in electricity generation without sacrificing security 

of supply, and it is also one of the most favourable CO 2 

avoidance options. This is demonstrated by the recent decision 

of the Belgian government to postpone the final phase-out of 

nuclear power by 10 years to 2035. 

In summary, what is needed now is not a reversal of the coal 

phase-out, but an appropriate step aside, and a spirited acceleration 

of the energy transition into the energy system of the 

future. In doing so, it is not a mistake for technical and energy 

industry expertise to once again gain the upper hand over ideology 

and political wishful thinking. 

Dr. Oliver Then 

Executive General Manager 

vgbe energy, 

Essen, Germany 

vgbe energy journal 3 · 2022 | 1

Editorial 

Aktuelles Thema: 

Gesicherte Energieversorgung 

Sehr geehrte Leserinnen und Leser, 

seit dem Überfall Russlands auf die Ukraine hat sich das bekannte 

Zieldreieck der Energieversorgung quasi über Nacht verändert. 

In den vergangenen Jahren war der Aspekt Nachhaltigkeit/Klimaschutz 

aus guten Gründen zum dominierenden Faktor 

der Energiepolitik geworden, die Wirtschaftlichkeit spielte 

zumindest aufseiten der Politik keine maßgebliche Rolle mehr, 

und die Versorgungssicherheit wurde als gegeben postuliert 

und darüber hinaus eher im kleinteiligen technischen Rahmen 

zwischen Redispatch und Systemstabilität diskutiert. Wenn es 

dann doch um die zukünftige Bereitstellung gesicherter Leistung 

zur Deckung der Residuallast im Falle ungünstiger Wetterverhältnisse 

ging, gelangte man insbesondere in Deutschland 

bedingt durch den Kernenergieausstieg und die begrenzten 

Potenziale bei der Wasserkraft schnell zum Energieträger Erdgas, 

zunehmend als Brücke interpretiert bis zur großvolumigen 

Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff in den kommenden 

Jahrzehnten. Dass damit für Europa, aber ganz besonders für 

Deutschland eine zunehmende energiepolitische Abhängigkeit 

von Russland einherging, wurde billigend in Kauf genommen. 

Man denke an das gegen breiten europäischen und amerikanischen 

Widerstand von der damaligen Bundesregierung verteidigte 

Projekt Nordstream 2. 

Nun hat der Überfall Russlands auf die Ukraine eine Zeitenwende 

herbeigeführt, auch in der Energiepolitik. Und das vor dem 

Hintergrund, dass die Preissteigerungen für fossile Brennstoffe 

in Folge der wirtschaftlichen Erholung nach dem Peak der Corona-Pandemie 

bereits für intensive Diskussionen über Energiepreisbremsen 

und den verstärkten Ausbau der Erneuerbaren 

hervorgerufen hatte. 

Auf der einen Seite rückte die fatale Importabhängigkeit der EU 

bei Erdgas, Kohle und Rohöl in das kollektive Bewusstsein. Die 

Vielzahl von Anbietern auf dem Weltmarkt ermöglicht ein relativ 

einfaches Umschwenken bei Kohle und Öl, nicht jedoch beim 

Erdgas. Deshalb wurde andererseits insbesondere in Deutschland 

deutlich, dass auf die Brückentechnologie Erdgas für die 

Strom- und Wärmeerzeugung in Industrie und Haushalten 

höchstwahrscheinlich nicht in dem ursprünglich angenommenen 

Umfang gebaut werden kann. Selbst wenn alternative Lieferanten 

für LNG auf dem Weltmarkt gefunden werden können, 

so lassen sich vermutlich weder die gesamten benötigten Mengen 

beschaffen, noch lassen sich die bisher gewohnten Preise 

halten. Dies wird nachhaltige Auswirkungen beim Einsatz in 

der Wärmebereitstellung, aber auch beim Einsatz als Grundstoff 

in der Industrie haben. So hilft der jüngst vom deutschen 

Wirtschaftsminister mit großem Medienecho ausgehandelte 

Gas-Deal mit Katar nur bedingt, da die dortigen Produktionskapazitäten 

weitgehend ausgeschöpft sind, ebenso wie in Norwegen. 

Andere Länder stehen für LNG grundsätzlich zur Verfügung, 

aber sowohl die Transportkapazitäten der LNG-Tankerflotte 

als auch die europäischen Terminalkapazitäten sind 

begrenzt. Ein einziger Tag Gaslieferung über Nordstream 1 

übersteigt bereits die Transportkapazität der derzeit auf den 

Weltmeeren fahrenden LNG-Tankerflotte mit über 600 Schiffen. 

Und ob es tatsächlich gelingt, in Deutschland innerhalb von 2 

Jahren auf der grünen Wiese eine komplexe chemisch-verfahrenstechnische 

Infrastruktur zu errichten, bleibt in Anbetracht 

der Genehmigungs- und Bauzeiten anderer Großprojekte auch 

in der Energiebranche abzuwarten. 

Wie sieht nun eine vom russischen Erdgas unabhängige Lösung 

für die kurz- und mittelfristige Gewährleistung der Versorgungssicherheit 

aus, ohne gleichzeitig die Ziele für den Klima- 

schutz aufzugeben und die Preise für Strom und Wärme weiter 

steigen zu lassen. Für unsere Branche heißt das im Wesentlichen: 

Man sollte nicht länger den zweiten oder dritten Schritt 

vor dem ersten machen. 

Oberste Priorität sollte weiterhin ein verstärkter Ausbau der Erneuerbaren 

in der Stromerzeugung haben, wobei schnellstmöglich 

und nachhaltig bestehende Hemmnisse gerade im Bereich 

der Genehmigungsverfahren beseitigt werden müssen und das 

Marktdesign entsprechend der technologischen Entwicklungen 

optimiert werden sollte. 

Des Weiteren ist ein Ausbau der notwendigen zusätzlichen Infrastruktur 

im Bereich Energiespeicher und Netze erforderlich. 

Dazu gehören sowohl das klassische elektrische System als auch 

das neue zusätzliche System zur Herstellung, Speicherung und 

Verteilung von möglichst grünem Wasserstoff. 

Solange aber, bis dieses Energiesystem der Zukunft basierend 

auf Strom, Wärme und Wasserstoff aus erneuerbarer Erzeugung 

im Zusammenspiel mit intelligentem Verbrauch steht 

und eine sichere und wirtschaftliche Strom- und Wärmeversorgung 

übernehmen kann, ist der Kohleausstieg auszusetzen. 

Dies betrifft sowohl den Weiterbetrieb der kurz- bis mittelfristig 

zur Stilllegung anstehenden Kraftwerksblöcke als auch die 

Prüfung einer Wiederinbetriebnahme der erst kürzlich stillgelegten 

Anlagen modernster Bauart. Dabei sind komplexe aber 

lösbare Fragestellungen in technischer, wirtschaftlicher und 

genehmigungsrechtlicher Hinsicht kurzfristig zu klären. Hier 

ist die Politik gefordert, die notwendigen Maßnahmen zu ergreifen. 

Grundsätzlich ist auch die Laufzeitverlängerung von 

Kernkraftwerken eine kurzfristige Möglichkeit, um den Einsatz 

von Kohle und Erdgas in der Stromerzeugung ohne Einbußen in 

der Versorgungssicherheit zu reduzieren, und darüber hinaus 

eine der günstigsten CO 2 -Vermeidungsoptionen. Dies zeigt der 

jüngst von der belgischen Regierung gefasste Entschluss, den 

endgültigen Ausstieg aus der Kernkraft um 10 Jahre in das Jahr 

2035 zu verschieben. 

Zusammenfassend ist jetzt keine Rückabwicklung des Kohleausstiegs 

gefragt, sondern ein angemessener Schritt zur Seite, 

und ein beherztes Beschleunigen der Energiewende in das 

Energiesystem der Zukunft. Dabei ist es kein Fehler, wenn 

technischer und energiewirtschaftlicher Sachverstand wieder 

die Oberhand über Ideologie und politisches Wunschdenken 

gewinnen. 

Dr. Oliver Then 

Geschäftsführer 

vgbe energy, 

Essen, Deutschland 

2 | vgbe energy journal 3 · 2022

KWS Energy Knowledge eG 

vgbe Technical Services 

H 

H 

KWS 

Apartment Building 

Campus- 

Restaurant 

KSG|GfS 

vgbe energy 

Energy-Campus Deilbachtal 

The Center of Excellence 

of the German and International Power Industry 

KWS Energy Knowledge eG (KWS) is generously equipped to offer ample space for all kinds of events. It functions as an instruction 

and training site and a convention center for the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance of knowledge 

and skills and is a hub for the transfer of knowledge as well as a meeting-place. We have been your dependable partner since 

1957 and are at your service with a wide range of future-oriented offerings. 

vgbe energy* is the technical association of energy plant operators. As an independent technical competence centre and 

network, we support our members in their respective business activities as well as in the implementation of innovations and 

strategic tasks. The focus is on the exchange of experience as well as services to develop and improve technology, safety, health 

and safety at work, environmental friendliness and economic efficiency along the value-added chain. 

(*vgbe energy is the new brand identity of VGB PowerTech e.V.) 

Ever since its foundation in 1987, the simulator center of KSG|GfS has been responsible for the centralized training of operating 

personnel from all German nuclear power plants and one from the Netherlands. As part of the Energy Campus Deilbachtal, 

KSG|GfS meets the challenges of the energy market, offering its clients srvices in the areas of training, engineering and consulting 

for the purpose of enhancing safety and efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch 

provider of professional conduct training. In addition, the simulator center develops training and engineering simulators for 

power plant operators. The simulator center operates a high-availability computing center that may be utilized for all aspects 

of digitization in the power industry and any other branch of the economy.

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 1/2 · 2022 

Topical issue: Secured energy supply 

Aktuelles Thema: Gesicherte Energieversorgung 

Oliver Then 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

From coal-fired power plant to repurposing – challenges 

of conversion projects 

Vom Steinkohlekraftwerk zur Nachnutzung – 

Herausforderungen von Konversionsprojekten 

Michael Neupert 33 

Is there a future for coal-fired power plants without coal? 

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle? 

Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick 

and Michael Weisenburger 39 

Technical due diligence for geothermal power plant 

Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk 

Alexander Gottwald, Pierre Huck and Nevena Nikiforova 48 

Up to 75 % savings on oil – Climate protection in the 

lubrication system can be so simple 

Bis zu 75 % Einsparung beim Öl – Klimaschutz bei der 

Schmieranlage kann so einfach sein 

Alex Schöneberger 51 

Experiences gained regarding flow accelerated corrosion in 

HRSGs and mitigation measures 

Erfahrungen mit strömungs beschleunigter Korrosion 

in HRSGs und Abhilfemaßnahmen 

Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar 58 

Development of software quality assurance procedure 

for NPPs safety analysis code 

Entwicklung eines Qualitätssicherungsverfahrens für 

Sicherheitsanalysecodes von Kernkraftwerken 

Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam 65 

Global thermal coal supply fundamentals 

Grundlegende Informationen und Daten zur weltweiten 

Versorgung mit Steinkohle 

Graham Chapman 69 

A review of cost estimates for carbon capture and storage in 

the power sector 

Überblick zu den Kostenschätzungen für die 

Kohlenstoffabscheidung und -speicherung im Energiesektor 

Toby Lockwood 73 

Energy consumption in Germany 2021 – Electricity industry 

Energieverbrauch in Deutschland 2021 – Elektrizitätswirtschaft 

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 77 

Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and 

Operation of Gas Turbines 2021 

Konferenzbericht: vgbe-Fachtagung Gasturbinen & 

Gasturbinenbetrieb 2021 83 


Content 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf 

Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser 

ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es 

bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den 

Beizvorgängen. Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann 

der temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt 

sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei 

ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage. 

In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser in 

der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist. 

Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese 

Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der 

Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose, 

sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe. 

Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue 

Mietanlagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer 

reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination 

aus Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung 

mit Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung zur 

Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten Mischbetten. Auch die 

zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60, 120 und 150 m 3 /h 

sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche Auslegung, individuell 

abgestimmt auf die kraftwerksseitigen Voraussetzungen. 

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Operating results 85 

vgbe news 90 

Personalien92 

Inserentenverzeichnis94 

Events95 

Imprint96 

Preview vgbe energy journal 4 | 2022 96 

Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort- 

Harzwechsels. Einmal platziert, werden die Leihanlagen 

bis zum Abschluss des Einsatzes vor Ort nicht bewegt. 

Die erheblichen Logistikkosten für den Trailer-Transport 

zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die 

Anlagen ohne das Orben-Bedienpersonal angemietet, 

unterstützt die digitale Anlagenfernüberwachung den 

Anlagenführer vor Ort. 

Besuchen Sie uns auf der vgbe Chemiekonferenz in 

Dresden vom 25. bis 27. Oktober 2022. 

ORBEN Wasseraufbereitung GmbH & Co. KG 

Industriepark Kalle-Albert – Gebäude C583 

Kasteler Str. 45 

65203 Wiesbaden, Deutschland 

Tel. +49 611 962 5722 

info@orben.de | www.orben.de 


Abstracts | Kurzfassungen 

From coal-fired power plant to 

repurposing – challenges of 


Michael Neupert 

Decarbonisation means saying goodbye. Whereas 

in the case of nuclear power it was primarily 

technology-sceptical motives, coal-fired power 

plants are falling victim to the targeted phase-out 

of CO 2 emissions. Whether the hectic decisions 

of recent times are sensible is debatable; the 

government does not seem prepared for foreseeable 

developments. For example, it is becoming 

apparent that industries could think in terms of 

carbon cycles in the future and that the production 

of CO 2 would be less critical. Based on the 

current political framework, it seems clear that a 

relevant number of large coal-fired power plants 

will be phased out of production. This raises the 

question: What will happen to the sites? 

Is there a future for coal-fired power 

plants without coal? 


and Michael Weisenburger 

In Germany, the phase-out of coal-fired power 

generation is being pushed increasingly hard as 

part of the energy transition in order to achieve 

the German government’s goals of climate neutrality 

by 2045. This is associated with a considerable 

reduction in CO 2 emissions. Biomass is 

already being used thermally together with coal 

to reduce the CO 2 emissions of coal-fired power 

plants. In addition to wood pellets, which are 

traded worldwide, biomass residues from the 

agricultural industry, such as pellets from sunflower 

seed shells, are increasingly being used. 

Other concepts envisage using existing power 

plants formerly designed for coal by converting 

them to natural gas for further use as grid stabilisation 

plants on the capacity market, while at the 

same time saving CO 2 . The advantage lies in the 

use of existing infrastructure, such as grid connection 

as well as generator and turbine. Compared 

to a gas turbine plant, the conversion costs 

are lower and the conversion can be carried out 

more quickly. 

Technical due diligence for 

geothermal power plant 

Alexander Gottwald, Pierre Huck 

and Nevena Nikiforova 

Geothermal energy makes an important contribution 

to the energy transition in southern 

Germany. Favourable geological conditions offer 

the possibility of obtaining district heating and 

electricity from this renewable source. However, 

developing a geothermal site is a complex 

undertaking that requires large investments. In 

addition, all project phases, such as planning, 

construction, and plant operation, involve risks. 

TÜV SÜD supports planners and installers in 

their search for investors. For a sound basis for 

decision-making, they receive a reliable assessment 

of the technical risks. The core of the technical 

support and advisory is the technical due 

diligence (TDD), which analyses not only the 

technical implementation but also the investment 

costs and the profitability of a geothermal 

project. The procedure and process of a TDD are 

illustrated by the example of Germany’s first water-cooled 

geothermal power plant. It is located 

at the Alz river in Garching. 

Up to 75 % savings on oil – Climate 

protection in the lubrication system 

can be so simple 

Alex Schöneberger 

The quantities of fluids in hydraulic applications 

should be reduced significantly to protect the climate. 

Standard lubrication systems for turbines 

and compressors in general have not seldom a 

fluid filling volume between 10,000 and 100,000 

litre. Thus, the reservoir size reduction would 

logically contribute to the reduction of the CO 2 - 

foot print. Lubrication systems need to hold and 

condition the lubricant and need to remove particles, 

heat and air. HYDAC has developed a special 

strainer series for this exercise. A concept for the 

rotating euipment market based on that product 

for oils < 50 cSt can reduce the common six to 

eight minutes retention time to approximately 

two minutes. 

Experiences gained regarding flow 

accelerated corrosion in HRSGs and 

mitigation measures 

Behzad Boroumandi, Reza Seifi 

and Hamed Barzegar 

Decades of experiences have shown that tube 

leak caused by Flow Accelerated Corrosion (FAC) 

has been one of the important causes of HRSG 

forced outage. Worldwide investigations have 

been carried out to understand mechanisms of 

FAC and identify the role of factors involved in 

FAC rate. In this paper experiences gained from 

FAC caused leakages of de-aerator- evaporator 

tubes after few thousands operating hours in 

two HRSGs of a 484 MW CCPP and also findings 

of several similar CCPPs have been presented. 

Although certain places are more prone to FAC, 

due to several factors such as design, operating 

mode, chemistry regime and the areas vulnerable 

to FAC and therefore the extent of monitoring, 

corrective/preventive measures may differ 

from plant to plant and should be tailor made for 

each plant. 

Development of software quality 

assurance procedure for NPPs safety 

analysis code 

Minhee Kim, Junkyu Song 

and Kyungho Nam 

The Korea nuclear power plants follow the nuclear 

quality assurance procedures and practices 

based on the ASME NQA(American Society of 

Mechanical Engineers on Nuclear Quality Assurance). 

The research purpose is to update the 

standards and control procedure of software life 

cycle documents of software (design software, 

acquired software, and support software) according 

to ASME NQA-1a-2009 subpart 2.7 for 

SPACE code. SPACE code is an advanced thermal-hydraulic 

system analysis code developed 

by the Korea nuclear industry. By applying the 

latest software QA procedure to SPACE code, it 

can improve the configuration management task 

and design software quality, and meet the international 

standard of software QA for overseas 

business. 

Global thermal coal supply 

fundamentals 

Graham Chapman 

Coal is the most widely produced mineral on 

the planet and still produces over a third of 

the world’s electricity. It is likely that coal consumption, 

at least at an undiminished level, will 

decline in the long term, but given the current 

commitment to power generation, the development 

of emission reduction technologies and potential 

new uses for coal, it is difficult to imagine 

a rapid and significant decline in demand. The 

long-term availability of coal at economically viable 

production costs is important for the world’s 

energy supply. 

A review of cost estimates 

for carbon capture and storage 

in the power sector 

Toby Lockwood 

Carbon capture and storage frequently features 

heavily in lowest-cost decarbonisation pathways 

for society, and has received growing attention 

as ‘net zero’ carbon emissions become a widespread 

policy goal. In recent years, there has 

been a trend towards developing new cost metrics 

which better represent the characteristics 

of different generation sources in a viable electricity 

grid, thereby highlighting the need for 

dispatchable power plants to complement intermittent 

renewable sources. Using such metrics, 

including levelised avoided cost of electricity 

(LACE) and value-adjusted LCOE (VALCOE), a 

more accurate determination of the value to grid 

decarbonisation of gas- or coal-fired power plant 

equipped with carbon capture and storage (CCS) 

can be obtained. 

Energy consumption in Germany 2021 

– Electricity industry 

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 

Energy consumption in Germany reached a level 

of 12,265 petajoules (PJ) or 418.5 million tonnes 

of hard coal units (mtce) in 2021. This corresponds 

to an increase of 3.1 per cent compared 

to the previous year. However, energy consumption 

is still noticeably lower than before the outbreak 

of the Corona pandemic, which, according 

to AG Energiebilanzen, indicates that the energy 

and overall economic development in Germany 

continues to be shaped to a large extent by the 

Corona pandemic and its effects. 

Conference report: vgbe Conference 

Gas Turbines and Operation of Gas 

Turbines 2021 

The vgbe conference on gas turbines and gas turbine 

operation took place on 11 and 12 November 

2021 at the Dorint Hotel in Potsdam in compliance 

with the valid Corona hygiene measures. 

Around 150 participants from Germany and other 

European countries had the opportunity to inform 

themselves and discuss current gas turbine 

trends. In addition, the accompanying trade exhibition 

with 20 exhibitors offered numerous 

opportunities for professional and personal exchange 

outside the lecture hall. 


Abstracts | Kurzfassungen 

Vom Steinkohlekraftwerk zur 

Nachnutzung – Herausforderungen 

von Konversionsprojekten 


Dekarbonisierung bedeutet Abschied. Waren es 

in Bezug auf die Kernkraft vornehmlich technikskeptische 

Motive, so fallen Kohlekraftwerke 

dem angestrebten Ausstieg aus CO 2 -Emissionen 

zum Opfer. Ob die hektischen Entscheidungen 

der letzten Zeit sinnvoll sind, mag man diskutieren; 

auf absehbare Entwicklungen scheint die 

Regulierung nicht vorbereitet. So zeichnet sich 

ab, dass Industrien zukünftig in Kohlenstoffkreisläufen 

denken könnten und die Entstehung 

von CO 2 weniger kritisch wäre. Klar erscheint 

aufgrund der aktuellen politischen Rahmenbedingungen, 

dass eine relevante Anzahl von kohlebefeuerten 

Großkraftwerken aus der Produktion 

ausscheiden wird. Damit stellt sich die Frage: 

Was geschieht mit den Standorten? 

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke 

ohne Kohle? 


und Michael Weisenburger 

In Deutschland wird im Rahmen der Energiewende 

der Ausstieg aus der Kohleverstromung 

zunehmend stark vorangetrieben, um die Ziele 

der Klimaneutralität der Bundesregierung 

bis 2045 zu erreichen. Dies ist mit einem erheblichen 

Rückgang von CO 2 -Emissionen verbunden. 

Zur Senkung des CO 2 -Ausstoßes von 

Kohlekraftwerken wird bereits Biomasse mit 

Kohle gemeinsam thermisch genutzt. Vermehrt 

kommen dabei neben den weltweit gehandelten 

Holzpellets auch Biomassen als Reststoffe aus 

der Agrarindustrie, wie zum Beispiel Pellets aus 

Sonnenblumenkernschalen zum Einsatz. Andere 

Konzepte sehen vor, bestehende ehemalig 

für Kohle ausgelegte Kraftwerke, durch die Umrüstung 

auf Erdgas einer weiteren Nutzung als 

Netzstabilisierungsanlage auf dem Kapazitätsmarkt 

einzusetzen und dabei gleichzeitig CO 2 

einzusparen. Der Vorteil besteht in der Nutzung 

vorhandener Infrastruktur, wie Netzanbindung 

sowie Generator und Turbine: Der vorhandene 

Dampferzeuger kann mit vergleichsweise geringen 

Investitionen auf Erdgasbetrieb, oft unter 

Beibehaltung der Volllastfähigkeit umgebaut 

werden. Im Vergleich zu einer Gasturbinenanlage 

sind die Umbaukosten geringer und die Umrüstung 

kann schneller erfolgen. 

Technical Due Diligence für 

Geothermie-Kraftwerk 

Alexander Gottwald, Pierre Huck 

und Nevena Nikiforova 

Die Geothermie liefert in Süddeutschland einen 

wichtigen Beitrag zur Energiewende. Günstige 

geologische Bedingungen bieten die Möglichkeit, 

Fernwärme und Strom aus der regenerativen 

Quelle zu gewinnen. Die Erschließung eines 

Geothermie-Standorts ist aber ein komplexes 

Vorhaben und erfordert hohe Investitionen. 

Gleichzeitig bestehen in allen Projektphasen Risiken: 

von der Planung über die Errichtung bis 

zum Anlagenbetrieb. TÜV SÜD begleitet Planer 

und Errichter bei der Suche nach Investoren. 

Für eine fundierte Entscheidungsgrundlage 

erhalten diese eine zuverlässige Einschätzung 

der technischen Risiken. Den Kern der technischen 

Begleitung und Advisory bildet dabei 

eine Technical Due Diligence (TDD), welche 

neben der technischen Umsetzung den Investitionsaufwand 

und die Wirtschaftlichkeit eines 

Geothermie-Projekts analysiert. Das Vorgehen 

und den Ablauf einer TDD zeigt das Beispiel des 

ersten wassergekühlten Geothermie-Kraftwerks 

Deutschlands. Die Anlage in Garching an der 

Alz kann bis zu 14.000 Haushalte mit Strom und 

künftig auch Anrainer mit Wärme versorgen. 

Bis zu 75 % Einsparung beim Öl – 

Klimaschutz bei der Schmieranlage 

kann so einfach sein 


Klimaschutz bedeutet auch die Einsparung 

von Betriebsfluiden. Schmieranlagen für Turbinen 

und Kompressoren haben häufig ein Volumen 

von 10.000 bis 100.000 Liter, weshalb 

die Verkleinerung der Tanks zur Reduktion des 

CO 2 -Fußabdrucks beiträgt. Schmiersysteme 

müssen Partikel, eingetragene Hitze und mitgeführte 

Luft aus dem Öl entfernen, bevor das 

Fluid dem System wieder zugeführt wird. Das 

Ziel ist es, die Luftmenge im Öl schnell und effizient 

zu reduzieren. HYDAC hat dafür eine 

spezielle Strainer-Serie entwickelt. Mit diesem 

Produkt wird ein Entgasungskonzept für Öle 

< 50 cSt erarbeitet und im Technikum getestet, 

womit die Verweildauer des Öls von den üblichen 

acht Minuten auf bis zu zwei Minuten reduziert 

wird. 

Erfahrungen mit strömungsbeschleunigter 

Korrosion in HRSGs 

und Abhilfemaßnahmen 

Behzad Boroumandi, Reza Seifi 

und Hamed Barzegar 

Jahrzehntelange Erfahrungen haben gezeigt, 

dass Rohrleckagen, die durch strömungsbeschleunigte 

Korrosion (FAC) verursacht werden, 

eine der wichtigsten Ursachen für erzwungene 

HRSG-Ausfälle sind. In diesem Beitrag werden 

die Erfahrungen mit FAC-bedingten Leckagen 

an Deaerator- und Verdampferrohren nach einigen 

Tausend Betriebsstunden in zwei HRSGs 

eines 484-MW-Kraftwerks sowie Erkenntnisse 

aus mehreren ähnlichen Kraftwerken vorgestellt. 

Obwohl bestimmte Bereiche anfälliger für 

FAC sind, sind die Bereiche, die für FAC anfällig 

sind aufgrund verschiedener Faktoren wie Konstruktion, 

Betriebsweise, chemische Zusammensetzung 

und dergleichen, und somit auch der 

Umfang der Überwachung und der Korrektur-/ 

Vorbeugungsmaßnahmen von Anlage zu Anlage 

unterschiedlich und sollten für jede Anlage 

maßgeschneidert werden. 

Entwicklung eines 

Qualitätssicherungsverfahrens 

für Sicherheitsanalysecodes von 

Kernkraftwerken 

Minhee Kim, Junkyu Song 

und Kyungho Nam 

Die koreanischen Kernkraftwerke verfolgen die 

Verfahren und Praktiken der Qualitätssicherung 

auf der Grundlage der ASME NQA (American 

Society of Mechanical Engineers on Nuclear 

Quality Assurance). Ziel des vorgestellten Programms 

ist die Aktualisierung der Standards 

und Kontrollverfahren für Software-Lebenszyklusdokumente 

(Design-Software, Software 

von Dritten und Support-Software) gemäß 

ASME NQA-1a-2009 Unterabschnitt 2.7 für den 

SPACE-Code. Der SPACE-Code ist ein fortschrittlicher 

thermohydraulischer Systemanalysecode, 

der von der koreanischen Nuklearindustrie entwickelt 

wurde. In Vorbereitung auf neue Kernkraftprojekte 

werden die neuesten Verfahren 

und Systeme zur Software-Qualitätssicherung 

auf den SPACE-Code angewendet. 

Grundlegende Informationen und 

Daten zur weltweiten Versorgung 

mit Steinkohle 


Kohle ist das am meisten geförderte Mineral 

auf der Erde und wird zur Bereitstellung von 

fast einem Drittel des weltweiten Energieverbrauchs 

verwendet. Es ist wahrscheinlich, dass 

der Kohleverbrauch, zumindest in unverminderter 

Form, langfristig zurückgehen wird, aber 

angesichts des derzeitigen Engagements in der 

Stromerzeugung, der Entwicklung von Technologien 

zur Emissionsminderung und potenzieller 

neuer Verwendungsmöglichkeiten für Kohle 

ist ein schneller und signifikanter Rückgang der 

Nachfrage schwer vorstellbar. Die langfristige 

Verfügbarkeit von Kohle zu wirtschaftlich vertretbaren 

Produktionskosten ist für die weltweite 

Energieversorgung von Bedeutung. 

Überblick zu den Kostenschätzungen 

für die Kohlenstoffabscheidung und 

-speicherung im Energiesektor 

Toby Lockwood 

Die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid 

spielt häufig eine wichtige Rolle bei der 

Suche nach den kostengünstigsten Wegen zur 

Dekarbonisierung und findet immer mehr Beachtung, 

da „Netto-Null-Emissionen“ zu einem 

weit verbreiteten politischen Ziel werden. In den 

letzten Jahren gab es einen Trend zur Entwicklung 

neuer Kostenmetriken, die die Charakteristiken 

verschiedener Erzeugungsquellen in 

einem tragfähigen Stromnetz besser darstellen 

und damit die Notwendigkeit von disponiblen 

Kraftwerken als Ergänzung zu den intermittierenden 

erneuerbaren Energiequellen unterstreichen. 

Mit Hilfe solcher Metriken, einschließlich 

der Methoden Levelised Avoided Cost of Electricity 

– LACE und der Value-Adjusted LCOE – 

VALCOE, lässt sich der Wert der Dekarbonisierung 

von gas- oder kohlebefeuerten Kraftwerken 

mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung 

(CCS) für das Netz genauer bestimmen. 

Energieverbrauch in Deutschland 

2021 – Elektrizitätswirtschaft 


Der Energieverbrauch in Deutschland erreicht 

im Jahr 2021 12.265 Petajoule (PJ) oder 418,5 

Millionen Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE). 

Dies entspricht einem Anstieg von 3,1 Prozent 

gegenüber dem Vorjahr. Allerdings ist der Energieverbrauch 

immer noch deutlich niedriger als 

vor dem Ausbruch der Corona-Pandemie, 2020 

was nach Ansicht der AG Energiebilanzen darauf 

hindeutet, dass die energie- und gesamtwirtschaftliche 

Entwicklung in Deutschland nach 

wie vor in hohem Maße von der Corona-Pandemie 

und ihren Auswirkungen geprägt ist. 

Konferenzbericht: 

vgbe-Fachtagung Gasturbinen & 

Gasturbinenbetrieb 2021 

Die vgbe-Fachtagung Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 

konnte unter Einhaltung der gültigen 

Corona-Hygiene-Maßnahmen am 11. und 

12. November 2021 im Dorint Hotel in Potsdam 

stattfinden. Rund 150 Teilnehmer aus dem Inland 

und europäischen Ausland hatten Gelegenheit, 

sich über die aktuellen Gastrubinen-Trends 

zu informieren und diese zu diskutieren. Darüber 

hinaus bot die begleitende Fachausstellung 

mit 20 Ausstellern zahlreiche Möglichkeiten 

zum fachlichen und persönlichen Austausch außerhalb 

des Vortragssaals. 


Members’ News 

Members´ 

News 

Axpo nimmt Wasserkraftwerk 

tief im Bündner Bergmassiv 

in Betrieb 

(axpo) Das 2,5 Megawatt starke Wasserkraftwerk 

Curnera der Kraftwerke Vorderrhein 

AG (KVR) befindet sich 250 Meter im 

Inneren des Bergmassivs und nutzt den Höhenunterschied 

einer bereits bestehenden 

Wasserüberleitung. Das Kraftwerk produziert 

sauberen Strom für umgerechnet 2‘200 

durchschnittliche Vierpersonenhaushalte. 

Das Kleinwasserkraftwerk Curnera liegt in 

einer bestehenden Wasserüberleitung zwischen 

den beiden Stauseen Curnera und 

Nalps. Diese Leitung wurde bisher lediglich 

zum Wassertransfer und nicht zur Stromproduktion 

genutzt. Die neu installierte 

Francisturbine mit einer Leistung von 2,5 

Megawatt produziert jährlich bis zu 10 Millionen 

Kilowattstunden sauberen Strom – 

das entspricht dem Jahresverbrauch von 

2.200 durchschnittlichen Vierpersonenhaushalten. 

Die Baukosten für das Kraftwerk 

Curnera betrugen rund 3 Millionen 

Franken. 

„Die Investition ins Kleinwasserkraftwerks 

Curnera bekräftigt das Engagement von 

Axpo für die Erneuerbaren in der Schweiz“, 

sagt Jörg Huwyler, Divisionsleiter Hydroenergie 

und Biomasse bei Axpo. „Im wirtschaftlich 

anspruchsvollen Umfeld der 

Schweizer Wasserkraft, helfen Projekte wie 

dieses, den stockenden Ausbau voran zu 

bringen – allerdings ist das Potenzial für solche 

Anlagen begrenzt.“ 

Aufgrund des alpinen Geländes benötigten 

die Spezialisten der Axpo eine Bauseilbahn, 

um die Komponenten zum Zugangsstollen 

transportieren zu können. Die Seilbahn 

wurde unterdessen bereits wieder zurückgebaut. 

Die Bauarbeiten am Kraftwerk 

konnten dank guter Zusammenarbeit mit 

den beteiligten Firmen termingerecht Ende 

Dezember 2021 abgeschlossen werden. 

Die Kraftwerke Vorderrhein AG mit Sitz in 

Disentis/Mustér ist ein Partnerwerk des 

Kantons Graubünden (10 %), der Konzessionsgemeinden 

(8,5 %) und Axpo (81,5 %). 

Axpo: Solarzubau in Spanien, 

Italien und Polen 

(axpo) Axpo baut ihre Tätigkeiten im Bereich 

Solarenergie weiter aus: In Spanien, 

Italien und Polen sind aktuell neue Solaranlagen 

mit einer installierten Leistung von 

4 GW in Entwicklung. Bis 2030 sollen Solarkraftwerke 

mit 10 GW Leistung gebaut werden. 

Als grösste Schweizer Produzentin von 

erneuerbaren Energien trägt Axpo damit 

substanziell zum Ausbau von klimafreundlicher 

Stromproduktion in der Schweiz und 

Europa bei. 

Auf rund 10.000 Hektar Solarflächen, auf 

Parkplätzen, großen Dachflächen, Gewächshäusern, 

Parkplatzüberbauungen und 

anderen zuvor bereits genutzten Flächen 

wird Axpo bis 2030 rund 10 Gigawatt Solarstrom 

zubauen. Hierfür sind Solarprojekte 

in ganz Europa vorgesehen: Neu werden 

auch in den Märkten Spanien, Italien und 

Polen, in denen Axpo bereits mehrere Jahre 

maßgeschneiderte Energielösungen für 

Kunden anbietet, Solaranlagen gebaut. In 

den drei Ländern sind Solarprojekte mit einer 

installierten Leistung in Höhe von 4 GW 

in Entwicklung. Dieser Zubau geht mit der 

Schaffung von rund 100 Arbeitsplätzen in 

den nächsten 18 Monaten einher. In Frankreich 

ist Axpo mit ihrer Tochtergesellschaft 

Urbasolar bereits heute eines der führenden 

Unternehmen bei der Entwicklung und dem 

Bau von Solaranlagen. Weitere Länder, in 

denen Axpo tätig ist, werden analysiert. 

„Um dem Klimawandel entgegenzuwirken, 

müssen wir beim Zubau von erneuerbaren 

Energien massiv zulegen. Axpo leistet 

hier einen substanziellen Beitrag. Durch das 

fundierte und breite Know-how im Solar-Bereich 

innerhalb der Axpo Gruppe kann die 

ganze Wertschöpfungskette im Solarbusiness 

abgedeckt werden – von der Planung 

und dem Bau von Anlagen bis hin zur Vermarktung 

des Solarstroms. Dies ermöglicht 

es uns, in unseren wichtigen Märkten Spanien, 

Italien und Polen weiter zu wachsen,“ 

erklärt Christoph Sutter, Head Renewables 

bei Axpo. 

Solarausbau auch in der Schweiz 

Auch in der Schweiz wird weiter in den 

Solarausbau investiert, denn dieser spielt 

bei der Energiewende eine bedeutende Rolle. 

Dabei nimmt Axpo eine führende Rolle 

beim Solarausbau ein. Das zeigt sich an vielen 

Projekten wie AlpinSolar, dem Axpo Pionierprojekt 

am Muttsee, oder in Leuk, wo 

Parabolantennen mit Solarpanelen ausgekleidet 

werden. Auch auf Schweizer Hausdächern 

und größeren Gebäuden treibt 

Axpo mit ihrer Tochtergesellschaft CKW den 

Ausbau von Solaranlagen weiter voran. Bis 

2030 sollen in der Schweiz rund 10.000 

neue Solaranlagen mit einer Leistung von 

rund 200 Megawatt gebaut werden. 

Führende Vermarkterin von 

erneuerbaren Energien 

Axpo ist nicht nur in der Erstellung von Anlagen 

und der Produktion von Strom engagiert, 

sondern auch europaweit eine führende 

Vermarkterin von erneuerbaren Energien. 

Insgesamt vermarktet Axpo rund 19.700 

LL 

www.axpo.com (22941628) 

Axpo nimmt Wasserkraftwerk Curnera tief im Bündner Bergmassiv in Betrieb 

(Foto: Axpo) 


MembersŃews 

Megawatt an Solar- und Windenergie im Auftrag 

ihrer Kunden. Mit lang fristigen Stromabnahmeverträgen 

(Power Purchase Agreements, 

PPA) sorgt Axpo für weiteres Wachstum 

im Bereich der erneuerbaren Energien. 

Axpo verfügt über fundierte Expertise im 

Bereich der PPA und begleitet zahlreiche Firmenkunden 

in rund 40 Märkten auf dem 

Weg zu einem tieferen CO 2 -Ausstoß. 

LL 

www.axpo.com (22941628) 

BKW baut ihr Portfolio an 

Erneuerbaren weiter aus 

• Übernahme von sechs Windparks 

in Frankreich 

(bkw) Die BKW übernimmt sechs Windparks 

in Nordfrankreich mit einer installierten 

Leistung von 105,7 Megawatt (MW). Mit 

dieser Akquisition erhöht die BKW ihr Portfolio 

an neuen erneuerbaren Energieanlagen 

auf über 800 Megawatt und baut ihre 

Präsenz in einem ihrer Fokusmärkte weiter 

aus. Der Ausbau der neuen erneuerbaren 

Energien ist Teil der aktualisierten Wachstums- 

und Nachhaltigkeitsstrategie, welche 

die BKW Ende Oktober 2021 vorgestellt hat. 

Bis 2026 will die BKW ihr Portfolio an neuen 

erneuerbaren Energien auf mehr als ein 

Gigawatt (GW) an installierter Leistung erhöhen 

und damit einen Beitrag an eine 

nachhaltige Energiezukunft leisten. Dieses 

Ziel hat sie am Capital Markets Day von 

Ende Oktober 2021 bekannt gegeben. Ihr 

Fokus liegt dabei auf Windkraft- und Solar-Anlagen 

in Deutschland, Frankreich, 

Italien, Spanien, Portugal, Norwegen und 

Schweden. 

Margarita Aleksieva, Leiterin Geschäftseinheit 

Wind & Solar, sagt: „Mit der Akquisition 

von sechs Windparks in der nordfranzösischen 

Region Somme macht die BKW einen 

großen Schritt, um ihr Ziel im attraktiven 

Windkraftbereich zu erreichen.“ Die 

Windparks sind von den französischen Investmentgesellschaften 

Mirova und RIVE 

Private Investment erstellt worden. Sie sind 

zwischen September 2018 und August 2021 

in Betrieb gegangen und speisen über 

250 GWh an grünem Strom pro Jahr ins 

Netz ein. Die BKW übernimmt 100 Prozent 

der Anlagen, die noch mehr als zehn Jahre 

lang Beiträge aus dem französischen Förderregime 

für erneuerbare Energien erhalten. 

Durch die Akquisition werden sich Synergien 

mit den bestehenden Aktivitäten der 

BKW im Bereich Windenergie in Frankreich 

ergeben. Nach der Übernahme besitzt sie in 

Frankreich ein Portfolio von elf Windparks 

mit rund 170 MW an installierter Leistung. 

Céline Lauverjat, Stv. Leiterin von Mirova’s 

Energy Transition Infrastructure Funds, 

sagt: „Wir sind stolz, mehr als 100 MW erneuerbare 

Leistung gebaut und betrieben zu 

haben. Unter der Führung der BKW werden 

diese Anlagen für viele weitere Jahre grünen 

Strom produzieren und einen Beitrag an die 

Energiewende leisten.“ Pierre du Passage, 

Partner bei RIVE Private Investment, ergänzt: 

„Wir freuen uns, den Bau dieser erstklassigen 

erneuerbaren Anlagen in der Region 

Somme unterstützt zu haben. In Partnerschaft 

mit Mirova und in Übereinstimmung 

mit den Nachhaltigkeitszielen von RIVE 

Private Investment konnten wir dazu beitragen, 

Klimaziele zu erreichen und die regionale 

Wirtschaft zu fördern.“ 

BKW betreibt größten Windpark 

der Schweiz 

In der Schweiz sind derzeit Windkraftanlagen 

mit einer installierten Leistung von 86,5 

Megawatt in Betrieb (Überblick). Mit dem 

Windpark Juvent betreibt die BKW die mit 

Abstand größte Anlage der Schweiz 

(37,2 MW installierte Leistung). Mit den 

rund 78 GWh erneuerbarem Strom hat der 

Windpark Juvent im 2021 mehr als 60 Prozent 

der grünen Energie des Swiss Energypark 

geliefert. Daneben verfolgt die BKW 

zwei weitere Windkraftprojekte in der 

Schweiz: 

Das Projekt „Prés de la Montagne – Montbautier“ 

auf dem Montagne de Tramelan 

(BE) hat sämtliche bisherigen Bewilligungsverfahren 

erfolgreich absolviert. Zuletzt hat 

das Berner Verwaltungsgericht die Beschwerden 

gegen die Nutzungsplanung abgelehnt, 

doch die Gegner haben das Urteil 

ans Bundesgericht weitergezogen. Erst 

wenn das höchste Gericht diese Beschwerden 

ebenfalls ablehnt, kann das Projekt 

nach einer bereits über zehnjährigen Geschichte 

in die Umsetzungsphase mit erneuten 

Beschwerdemöglichkeiten gehen. 

Dem Projekt Jeanbrenin haben die beiden 

bernjurassischen Standortgemeinden 

Cortébert und Corgémont im Juni 2021 mit 

jeweils über 90 Prozent Ja zugestimmt. 

Auch der Kanton Bern und der Bund sowie 

die Stiftung Landschaftsschutz Schweiz haben 

sich für das Projekt ausgesprochen. Hingegen 

hat der Verband Freie Landschaft 

Schweiz Rekurse gegen die nun anstehenden 

Planungs- und Bewilligungsverfahren 

angekündigt. 

LL 

www.bkw.ch (22941640) 

EEW Energy from Waste: 

Bundespolitiker Hermann Färber 

auf Informationsbesuch 

im MHKW Göppingen 

(eew) Welchen Beitrag leistet die thermische 

Abfallverwertung für die Wärme- und 

Energiewende und was ist darüber hinaus 

möglich? Diese und weitere Fragen haben 

Bernard M. Kemper, CEO der EEW Energy 

from Waste Gruppe (EEW), und Kai Störkel, 

Technisches Geschäftsführer des 

MHKW Göppingen, dem Göppinger Bundestagsabgeordneten 

Hermann Färber, 

CDU, anlässlich eines Informationsbesuchs 

beantwortet. 

„Mit Blick auf die aktuellen weltpolitischen 

Entwicklungen nur wenige Autostunden 

von uns entfernt, fällt es schwer über 

die heimischen Energiemärkte zu reden“ 

sagt der Vorsitzende der Geschäftsführung 

von EEW Energy from Waste Bernard M. 

Kemper. Man wisse aber, dass mit jeder aus 

Alternativen zu Gas oder Kohle gewonnenen 

Megawattstunde die Versorgungssicherheit 

steigt und der Import fossiler Energieträger 

sinkt. Deshalb müsse darüber gesprochen 

werden, wie Deutschlands Energiezukunft 

aussehen soll und welche Potentiale es gibt. 

Energie aus Abfall bietet Potentiale. „Die 

Ressource Abfall ist heimisch, immer verfügbar 

und die Technik zu ihrer energetischen 

Verwertung ausgereift“, betont der 

EEW CEO. 

„In meinem Wahlkreis befindet sich eins 

von insgesamt sechs abfallbefeuerten Heizkraftwerken 

in Baden-Württemberg“, sagt 

Bundestagsabgeordneter Hermann Färber. 


MembersŃews 

within EDF Group. Today, GE Steam Power’s 

nuclear steam turbines are installed in half 

of the world‘s nuclear power plants, including 

in all of EDF’s nuclear plants in France. 

The proposed transaction includes GE 

Steam Power’s conventional island equipment 

for new nuclear power plants—including 

the world’s most powerful steam turbine 

in operation, the Arabelle turbine, as well as 

maintenance and upgrades for existing nuclear 

power plants. The transaction would 

also include steam turbine technology for 

future nuclear plants, like the next generation 

of European pressurized reactors 

(EPR2) and small modular reactors (SMR). 

EEW Energy from Waste: Bundespolitiker Hermann Färber auf Informationsbesuch 

im MHKW Göppingen 

„Wir sind dafür verantwortlich, was mit unserem 

Abfall passiert, wie er verwertet und 

vor allem wie er genutzt werden kann. Dass 

der Abfall, wie hier in Göppingen, für die 

Strom- und Fernwärmegewinnung sowie 

direkt vor Ort für die Versorgung der Bereitschaftspolizei, 

der Alb Fils-Kliniken und des 

Göppinger Stadtteils Bergfeld verwendet 

wird, ist eine sinnvolle Vorgehensweise“, so 

Hermann Färber weiter. Entsorgungssicherheit 

und Energiesicherheit griffen für ihn an 

dieser Stelle Hand in Hand. 

Soll Energie aus Abfall künftig eine größere 

Rolle spielen, muss jetzt gehandelt werden. 

Viele Gesetzgebungsverfahren auf EUund 

Bundesebene schließen Energie aus 

Abfall bereits aus. Weder die Klimataxonomie 

berücksichtige Energie aus Abfall als 

nachhaltig noch sieht die Bundesförderung 

für effiziente Gebäude Abwärme aus der 

thermischen Abfallverwertung als regenerativ 

an. In der Konsequenz wird einerseits der 

Zugang zu Kapital erschwert und anderseits 

Fernwärme gewonnen aus der Energie des 

Abfalls aus den Fernwärmenetzen verdrängt. 

„Mit mehr als 16 Prozent ist Abfall 

bei der Fernwärmeerzeugung schon heute 

der zweitwichtigste Energieträger nach Erdgas“, 

sagt Bernard M. Kemper. Ihn zurückzudrängen 

bedeute Öl und Gas Vorschub zu 

leisten. Plastisch wird dies am MHKW Göppingen. 

„Wenn wir unsere Anlage warten, 

erzeugen wir die Fernwärme für das Klinikum, 

das Wohngebiet und das Polizeipräsidium 

mit Heizöl“, erklärt Anlagenchef Kai 

Störkel. Ein Tanklastzug mit 30.000 Litern 

Heizöl sei dafür täglich nötig und mache 

deutlich, welche Rolle Abfall für die regionale 

Energiesicherheit spielt. 

Das MHKW Göppingen ist Teil der EEW 

Energy from Waste-Gruppe. EEW Energy 

from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes 

Unternehmen bei der Thermischen Abfall- 

und Klärschlammverwertung. Zur 

nachhaltigen energetischen Nutzung dieser 

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt 

das Unternehmen Verwertungsanlagen 

auf höchstem technologischem Niveau 

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen 

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft. 

In den derzeit 17 Anlagen der 

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten 

Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter für das energetische 

Recycling von jährlich bis zu 5 Millionen 

Tonnen Abfall Verantwortung. EEW 

wandelt die in den Abfällen enthaltene 

Energie und stellt diese als Prozessdampf für 

Industriebetriebe, Fernwärme für Wohngebiete 

sowie umweltschonenden Strom zur 

Verfügung. Durch diese energetische Verwertung 

der in den EEW-Anlagen eingesetzten 

Abfälle werden natürliche Ressourcen 

geschont, wertvolle Rohstoffe zurückgewonnen 

und die CO 2 -Bilanz entlastet. 

LL 

www.eew-energyfromwaste.com 

(22941643) 

EDF Signs an Exclusive Agreement 

to Acquire Part of GE 

Steam Power’s Nuclear Activities 

• Proposed transaction would strengthen 

EDF’s leadership in the French nuclear 

sector with GE’s technology and services 

in nuclear conventional islands, including 

its Arabelle steam turbines 

• Furthers GE’s continued efforts to focus 

its portfolio; GE retains services-focused 

Steam Power business, including nuclear 

services in the Americas, and GE-Hitachi 

Nuclear Energy 

(edf) EDF and GE (NYSE:GE) announced 

today that they have signed an exclusive 

agreement for EDF to acquire part of GE 

Steam Power’s nuclear power activities. The 

proposed transaction would bring together 

GE’s nuclear steam turbine technology and 

services expertise with EDF strengthening 

its commitment to the nuclear power sector, 

creating an industry-leading global steam 

turbine equipment and services provider 

GE would retain a services-focused Steam 

Power business and continue to provide 

best-in-class services for more than 100GW 

of nuclear turbine islands in the Americas 

region, and it also retains GE Hitachi Nuclear 

Energy, a leading lifecycle provider for 

reactor island which will deploy Canada‘s 

first commercial, grid-scale SMR. GE remains 

committed to the nuclear sector and 

continues to invest in next-generation technology, 

which plays an important role in today’s 

energy transition. 

The nuclear activities and teams in scope 

of the proposed transaction are based in 

about fifteen countries, with nearly 70 percent 

of the workforce in France, including at 

GE Steam Power manufacturing sites like 

Belfort and La Courneuve. 

Jean-Bernard Lévy, Chairman and Chief 

Executive Officer of EDF, said: „The climate 

emergency is reaffirming the role of nuclear 

energy. EDF is proud to contribute to the 

achievement of carbon neutrality by preserving 

this technology. This plan to acquire 

part of GE Steam Power’s nuclear activities 

including the Arabelle turbine will enable 

EDF to strengthen its key technologies and 

skills for the nuclear fleet in operation and 

for new nuclear projects.“ 

GE Chairman and CEO H. Lawrence Culp, 

Jr., said, „This plan supports GE’s efforts to 

focus our portfolio to be a best-in-class services 

partner to our steam power customers 

through the energy transition. Nuclear 

plays an important role in the energy transition, 

and GE will continue to support the 

industry through servicing our nuclear 

steam turbine fleet in the Americas as well 

as through GE Hitachi Nuclear Energy’s nuclear 

reactors, fuels, and services, including 

our SMR technology.“ 

Financial details of the proposed transaction 

were not disclosed. The proposed transaction 

is subject to consultation with employee 

representatives and other customary 

closing conditions, including regulatory reviews. 

LL 

www.edf.com (22941644) 


MembersŃews 

EnBW nimmt die nächsten zwei 

XXL-Solarparks in Betrieb 

• Brandenburgische Solarparks „Alttrebbin“ 

und „Gottesgabe“ können rund 

90.000 Haushalte mit regenerativer 

Energie versorgen 

• Schrittweise Inbetriebnahme 

bis Ende März 2022 

(enbw) Knapp ein Jahr ist es her, dass die 

EnBW die bisher größte Solar-Freiflächenanlage 

Deutschlands, den Solarpark „Weesow-Willmersdorf“ 

in Brandenburg in Betrieb 

genommen hat. Nun nimmt sie bereits 

die nächsten beiden förderfreien XXL-Solarparks 

in „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ mit 

jeweils rund 150 Megawatt (MW) schrittweise 

in Betrieb. Zusammen bilden die drei 

Projekte ein rund 500 MW starkes Solarcluster 

östlich von Berlin und sind ein spürbarer 

Beitrag zur regenerativen Energieversorgung 

in Deutschland. 

„Mit den beiden Solarparks verwirklichen 

wir auf einen Schlag einen Zubau von über 

fünf Prozent der Leistung aller im letzten 

Jahr realisierten Photovoltaik-Projekte in 

Deutschland“, erklärt Thorsten Jörß, Leiter 

Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW. 

„Freiflächenanlagen wie diese tragen wesentlich 

zu einem schnelleren Ausbau der 

Sonnenenergie bei. Und das ist angesichts 

der ambitionierten Ziele der Bundesregierung 

umso wichtiger. Denn die angekündigten 

Maßnahmen zur Beschleunigung des 

Erneuerbaren-Ausbaus, wie etwa schnellere 

Genehmigungsverfahren, werden nicht von 

heute auf morgen eine spürbare Wirkung 

entfalten können.“ 

Erstmals Einsatz von Batteriespeichern 

im Solarpark 

Bei den Projekten „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ 

setzt die EnBW erstmals Batteriespeicher 

ein. Mit jeweils 3,9 Megawattstunden 

Kapazität sind sie auf tageslichtarme Wintertage 

ausgelegt, d.h. sie speichern die Sonnenenergie 

und decken dann in den Nachtstunden 

den Eigenbedarf der Umspannwerke 

und Wechselrichter. Somit erzeugen die 

Solarparks die für ihren Betrieb 

benötigte Energie vollständig 

selbst. In sonnenstarken Zeiten 

kann darüber hinaus durch den 

Speicher Solarenergie ins Stromnetz 

eingespeist und der Strom am 

Markt zur Verfügung gestellt werden. 

So leistet die Kombination aus 

Erneuerbaren-Anlagen und dezentralen 

Speichersystemen einen 

wertvollen Beitrag zur Energiewende 

und trägt dazu bei, Solarstrom 

stetiger verfügbar zu machen. „Wo 

immer sinnvoll und wirtschaftlich 

umsetzbar, planen wir solche Speichersysteme 

in unsere Solarparks 

ein“, so Jörß. 

Solarpark Alttrebbin - Jährlich lassen sich rund 99.000 Tonnen CO 2 durch den Solarparks 

Alttrebbin einsparen. (EnBW/Fotograf Paul Langrock) 

Rund 700.000 Solarmodule erzeugen 

Strom für 90.000 Haushalte 

Bereits seit Mitte Februar fließen die ersten 

Kilowattstunden aus dem Solarpark 

„Gottesgabe“. In „Alttrebbin“ erfolgte die 

erste Einspeisung gestern. Bis Ende März 

sollen beide Solarparks vollständig in Betrieb 

sein und können umgerechnet jährlich 

etwa 90.000 Haushalte mit regenerativer 

Energie versorgen. Rund 700.000 sogenannte 

bifaziale Solarmodule hat die EnBW 

insgesamt montiert. Das bedeutet, dass die 

Rückseite der Solarmodule auch indirekte 

Sonneneinstrahlung in elektrische Energie 

umwandelt. 

Die Solarparks speisen die erzeugte Energie 

in das 110.000 Volt Hochspannungsnetz 

des Netzbetreibers e.dis bei Metzdorf ein. 

Dazu hat die EnBW rund acht Kilometer 

Hochspannungskabel bis zum Netzverknüpfungspunkt 

verlegt. 

Lieferengpässe 

Im März 2021 starteten die Bauarbeiten 

für beide Projekte. Geplant war eine Inbetriebnahme 

bis Ende 2021. Jedoch musste 

das Projektteam während der Bauzeit das 

Timing der einzelnen Gewerke auf der Baustelle 

anpassen. Der Grund: Als Folge der 

weltweiten Lieferschwierigkeiten, der Auswirkungen 

der Corona-Pandemie und dem 

Hochwasser in Europa kam es zu Verzögerungen. 

„Wir haben uns aber nicht mit der 

Situation abgefunden. Durch Umplanung 

einzelner Gewerke ist es uns gelungen, den 

Bau dennoch zügig voranzutreiben“, erklärt 

der für „Gottesgabe“ zuständige Projektleiter 

Jens Darocha. 

Noch bis vor wenigen Tagen verlegten 

rund 100 Personen starke Teams in beiden 

Solarparks unter Hochdruck die letzten Module. 

„Das Team musste mehrfach kreativ 

handeln. Deswegen sind wir mehr als zufrieden, 

beide Solarparks in rund einem Jahr 

Bauzeit ans Netz zu bringen“, fasst Philipp 

Herrmann, Projektleiter von „Alttrebbin“ 

zusammen. „Nicht zuletzt verdanken wir 

das jeder und jedem Einzelnen im Team, 

unseren kompetenten Partnern sowie den 

Gemeinden und Behörden vor Ort“. 

LL 

www.enbw.com (22941655) 

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MembersŃews 

EnBW konzentriert sich beim 

Ausbau der Offshore-Windkraft 

auf Europa 

• Nach erfolgreichen Auktionen in UK 

zieht sich die EnBW aus dem USA-Geschäft 

zurück und übergibt alle Aktivitäten 

an TotalEnergies 

(enbw) Nach erfolgreichen Auktionen in 

UK sowie der Ankündigung ehrgeiziger 

Ausbauziele für die Offshore-Windkraft in 

Deutschland wird die EnBW ihre künftigen 

Offshore-Aktivitäten auf den europäischen 

Markt konzentrieren. Die EnBW North 

America wird mit ihrem gesamten Portfolio 

vom bisherigen Partner TotalEnergies übernommen. 

Die EnBW wird dabei in den kommenden 

Monaten weiterhin die Aktivitäten 

von TotalEnergies auf dem US-Markt unterstützen. 

In Europa errichtet die EnBW aktuell den 

900 Megawatt starken Nordsee-Windpark 

„He Dreiht“. Nach erfolgreichen Auktionen 

in England/Wales und Schottland 2021 und 

2022 wird die EnBW dort insgesamt drei 

Offshore-Windparks mit einer Gesamtleistung 

von rund 6 Gigawatt aufbauen. Darüber 

hinaus hat die neue Bundesregierung 

jüngst ehrgeizige Ausbauziele für den deutschen 

Heimatmarkt von EnBW verkündet: 

Bis 2030 soll die Windenergieleistung auf 

See um weitere 10 Gigawatt erhöht werden. 

In den USA entwickelte die EnBW nach 

dem Markteinstieg Offshore-Windprojekte 

an der Ost- ebenso wie an der Westküste des 

Landes. Nach der Teilnahme an der Versteigerung 

von Flächenrechten für die Nutzung 

der Offshore-Windenergie in Massachusetts 

2018 bereitete sich das Team von EnBW 

North America zusammen mit dem Partner 

TotalEnergies auf die Flächenauktion für ein 

Areal vor der Küste von New York vor. Mit 

dem Auktionsgewinn veräußert die EnBW 

ihre gesamten US-Offshore-Windaktivitäten 

an den Partner TotalEnergies und konzentriert 

sich verstärkt auf europäische Projekte. 

„Wir freuen uns, dass wir mit unserer Erfahrung 

und Kompetenz im Offshore-Bereich 

einen Beitrag zu diesem gemeinsamen 

Erfolg leisten konnten“, so Michael Class, 

Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung. 

„Zugleich ist dies für uns auch der richtige 

Zeitpunkt, unsere Offshore-Aktivitäten mit 

Schwerpunkt auf den europäischen Markt 

neu auszurichten. Wir danken unserem 

Partner TotalEnergies für die hervorragende 

Zusammenarbeit und gratulieren zu diesem 

Auktionserfolg. Wir werden unseren bisherigen 

Partner auch weiterhin mit unserer 

Expertise unterstützen und freuen uns auf 

weitere Kooperationen in der Zukunft.“ 

LL 

www.enbw.com (22941656) 

Ocean Winds, awarded in the 

„New York Bight“ auction 

(engie) Ocean Winds, ENGIE’s 50/50 joint 

venture with EDPR dedicated to offshore 

wind, has been awarded a 289 km 2 lease 

area in the New York Bight offshore wind 

energy auction, for a site with a capacity of 

up to 1.7 GW. 

Ocean Winds East, LCC, the partnership 

between Ocean Winds and New York-based 

Global Infrastructure Partners (GIP), a leading 

independent infrastructure fund manager, 

was named as the winning bidder of the 

right to lease a 289 km 2 area, Central Bight, 

off the coast of New York and New Jersey. 

This lease area was part of the six offshore 

sites awarded by the U.S. Bureau of Ocean 

Energy Management (BOEM)’s „New York 

Bight“ program. 

This award sets the stage for development 

of a state-of-the-art offshore wind project. 

When fully developed, this bottom-fixed 

farm, located 38 miles off the coast of New 

York and 53 miles off the coast of New Jersey, 

is expected to contribute up to 1.7 GW 

towards U.S., New York/New Jersey’s clean 

energy goals. 

Ocean Winds is thus reinforcing its presence 

in the U.S. where it is developing, 

through Mayflower Wind, a lease area of over 

2 GW, of which 1.2 GW already secured 

through Power Purchase Agreements. With 

this sizeable platform, Ocean Winds will benefit 

from a sound position to capture future 

growth in the country which targets a 30 GW 

offshore wind installed capacity by 2030. 

The U.S. BOEM’s auction of the New York 

Bight lease areas began on February 23th 

and was completed on February 25th, after 

63 rounds. The total amount paid for the six 

lease areas was $4.37 billion, including 

Ocean Winds East, LLC, successful bid of 

$765 million for lease area OCS-A 0537. 

This site brings Ocean Winds’ global total 

offshore wind gross capacity already operating, 

contracted or with grid connection 

rights granted to 11 GW. 

Paulo ALMIRANTE, ENGIE Senior Executive 

Vice President, in charge of Renewables, 

Energy Management and Nuclear Activities, 

said: „ENGIE, through Ocean Winds has 

been awarded this 39-year lease agreement 

in the highly competitive New York Bight 

auction process, amongst the 25 entities 

qualified to bid. It will allow Ocean Winds to 

strengthen its footprint in the U.S., one of 

the biggest offshore wind markets worldwide, 

and support the growth objective of 

ENGIE in the country, where it already operates 

3.9 GW of onshore wind and solar PV.“ 

LL 

www.engie.com (22941658) 

Mark-E: Rückbau der Nebenanlagen 

des ehemaligen Kohlekraftwerkes 

Cuno in Herdecke 

• Beginn im September 2021 

• Rückbau von Nebenanlagen REA/Denox 

bis Herbst 2022 

• Rückbau des Schornsteins für 

2022/2023 geplant 

• Klimafreundliche Nachnutzung vorgesehen: 

Photovoltaikanlage 

(mark-e) Der regionale Energiedienstleister 

Mark-E, ein Unternehmen der ENERVIE 

Gruppe (Hagen), baut die Nebenanlagen 

des ehemaligen Kohlekraftwerkes „Cuno“ in 

Herdecke zurück. Auf dem rund 20.000 

Quadratmeter großen Areal oberhalb der 

Wetterstraße befinden sich unter anderem 

die Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) 

und die Gebäude zur Abgasentstickung 

(Denox) sowie der 248 Meter hohe Schornstein. 

Der Rückbau begann bereits im September 

2021 mit der Demontage des seinerzeit zum 

Kohletransport eingesetzten Brückenkrans. 

Das Fachunternehmen Teichmann GmbH 

(Essen) übernahm die Demontage und 

kaufte gleichzeitig den Kran, um ihn für eine 

weitere Nachnutzung zu verwenden. Der 

aufwändige Abtransport erfolgte in mehreren 

Schritten im November und Dezember 

2021. 

Für den weiteren Rückbau der Nebenanlagen 

beauftragte Mark-E als Generalunternehmer 

die Arcadis Germany GmbH 

(Darmstadt). Als verantwortliches Abbruchunternehmen 

wurde die Landwehr Abbruchunternehmen 

GmbH (Herzebrock-Clarholz) 

gewonnen. Die Einrichtung 

der Baustelle erfolgte zum 4. Quartal 2021. 

Hierzu zählte insbesondere die Wiederherstellung 

der für die Rückbaumaßnahmen 

notwendigen Wasser- und Stromversorgung. 

Um die Sicherheitsvorkehrungen für 

einen möglichen Brandfall zu gewährleisten, 

wird zudem in Kürze ein großer 

Löschtank mit Wasser befüllt. 

Der Rückbau der Anlagen im unteren Bereich 

des Areals, auf dem seinerzeit die Kohleverladung 

durchgeführt wurde, soll bis 

Frühjahr 2022 abgeschlossen sein. Im oberen 

Bereich befinden sich insbesondere die 

REA- und Denox-Gebäude. Hier ist das Ende 

des Rückbaus bis Herbst 2022 vorgesehen. 

Der Rückbau des in den Jahren 1983/84 errichteten 

Schornsteins erfolgt wahrscheinlich 

im Anschluss, nach aktuellem Planungsstand 

entweder noch Ende 2022 oder im 

Jahr 2023. 

Auch weil aufgrund der Gegebenheiten 

keine Nachnutzung des Standortes als Gewerbe- 

oder Wohngebiet in Frage kommt, 

strebt Mark-E eine möglichst nachhaltige 

und klimafreundliche Umsetzung der Arbei- 


ten an: Die aktuelle Planung sieht hier die 

Errichtung einer Freiflächen-Photovoltaikanlage 

vor. 

Programm 

veröffentlicht 

MembersŃews 

Hintergrund: Traditionsreicher Kraftwerksstandort 

mit über 100jähriger 

Geschichte 

Herdecke war der erste Kraftwerksstandort 

der 1906 gegründeten damaligen „Kommunales 

Elektrizitätswerk Mark A.G.“, später 

Elektromark und heute Mark-E. Am 6. 

Juni 1908 produzierte das Kraftwerk mit 

zwei Turbogeneratoren und einer Gesamtleistung 

von 6.000 Kilowatt erstmals Strom. 

Als eines der ersten reinen Dampfturbinen-Kraftwerke 

und erstes Kraftwerk überhaupt 

mit einer Spannungsebene von 

10.000 Volt ging es seinerzeit in die Geschichte 

der deutschen Energieversorgung 

ein. 

Der Standort, ein Areal auf den Ruhrwiesen 

zwischen Wetter und Herdecke, war 

optimal gewählt: In unmittelbarer Nähe befanden 

sich diverse Steinkohlezechen als 

wichtige Rohstoffquellen, der direkte Zugang 

zur Ruhr garantierte ein entsprechendes 

Reservoir für das benötigte Kühlwasser 

und vom nahegelegenen Bahnhof Herdecke 

ausgehend konnte ein direkter Gleisanschluss 

für die Anlieferung der benötigten 

Kohle zum Kraftwerk gelegt werden. 

Schon im Jahr 1919 beschloss der Aufsichtsrat 

der Elektromark, in unmittelbarer 

Nähe des Kraftwerks für die dort tätigen 

Angestellten und Arbeiter eine Wohnsiedlung 

zu errichten. Seit 1927 trägt das Kraftwerk 

in Herdecke den Namen eines der Begründer 

des Unternehmens, des damaligen 

Hagener Bürgermeisters Willi Cuno. Im 

Laufe der folgenden Jahrzehnte wurde das 

Kraftwerk mehrfach erweitert und umgebaut. 

2004 endete die Ära des Kraftwerksbetriebes 

auf Kohlebasis. Die alten Anlagen 

wurden abgerissen und an gleicher Stelle 

ein umweltfreundliches und hocheffizientes 

Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit 

420 Megawatt Leistung errichtet. Es ist seit 

2007 in Betrieb und aufgrund seiner Einsatz- 

und Wirkungsweise ein wesentlicher 

Baustein zur erfolgreichen Umsetzung der 

Energiewende. 

LL 

www.enervie-gruppe.de (22941701) 

vgbe-Workshop 

in Kooperation mit ausecus 

Neue Anforderungen 

aus dem 

IT-Sicherheitsgesetz 

2.0 und der 

KRITIS-Verordnung 

28. April 2022 


KONTAKTE 

FACHLICHE KOORDINATION 

Dipl.-Ing. Jörg Kaiser 

t +49-201-8128-288 

e joerg.kaiser@vgbe.energy 

REGISTRIERUNG 

Barbara Bochynski 

t +49 201 8128-205 

e vgbe-it-sig-kritisvo@vgbe.energy 

VGB PowerTech e. V. 

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland 

be informed www.vgbe.energy 


MembersŃews 

ESB commits 

to Net Zero by 2040 

• Decarbonised electricity: Deliver a fivefold 

increase in renewable generation capacity 

to 5GW, reducing carbon intensity 

by two-thirds by 2030 

• Resilient infrastructure: Increase investment 

in batteries and have three pilot hydrogen 

projects underway by 2023, storing 

clean electricity when there is a surplus 

so that it can be used when the wind 

isn’t blowing. 

• Empowered customers: Double the number 

of EV charge points to 3,000 and 

complete 35,000 home retrofits by 2030 

(esb) ESB has announced a transformative 

drive to achieve net-zero by 2040 and to put 

in place the infrastructure and services to 

enable customers to do likewise. 

Driven to Make a Difference: Net Zero by 

2040 sets out a path to achieve this focused 

on decarbonised electricity, resilient infrastructure 

and empowering customers. The 

strategy explicitly maps to the UN Sustainable 

Development Goals (SDGs), supporting 

the global agenda to achieve a better and 

more sustainable future for all. 

Objectives core to the delivery of the 

strategy include: 

Decarbonised Electricity: Develop and 

connect more renewables to the electricity 

network. Deliver a five-fold increase in renewable 

electricity, increasing ESB’s renewable 

generation portfolio from almost 1GW 

to 5GW and reducing the carbon intensity of 

our generation by two thirds by 2030. ESB 

Networks and NIE Networks, with Eirgrid 

and SONI and all renewable developers, are 

already working to deliver a doubling of the 

renewable generation connected to the electricity 

transmission and distribution networks 

- from 6.2GW today to more than 

15GW as both Ireland and Northern Ireland 

target 80 % of electricity from renewables by 

2030. 

Resilient Infrastructure: Resilient electricity 

networks are absolutely central to climate 

action. ESB will continue to invest in 

maintaining electricity resilience, an important 

and challenging factor in the transition, 

and in system services, which will be required 

to help the system operators cope 

with high volumes of renewables. A fundamental 

part of the capability to get to Net 

Zero, is finding a way of storing clean electricity 

when there is a surplus so that it can 

be used when the wind isn’t blowing. ESB is 

committing to play a significant role in making 

this a reality both through batteries and 

the other intraday storage and, in longer 

term, clean energy storage technologies 

such as hydrogen. 

Empowered Customers: Empower, enable 

and support customers and communities to 

achieve net zero, reflecting our commitment 

to working alongside customers and communities 

supporting them with the infrastructure, 

products and services they need 

to live more sustainably using clean electricity. 

Specifically, we plan to double the number 

of ESB’s public EV charge points by 2030 

to 3,000 – helping to drive carbon out of 

transport. And we will deliver 35,000 deep 

home retrofits through electric Ireland Superhomes 

– our new partnership with Tipperary 

Energy Agency – supporting our 

customers to drive carbon out of heating. 

The strategy is being launched in the National 

Concert Hall by ESB Chief Executive, 

Paddy Hayes, and Minister for the Environment, 

Climate and Communications, Eamon 

Ryan TD. 

Speaking at the launch, Paddy Hayes, said: 

„At ESB, we are driven to make a difference 

and will focus our efforts on the areas where 

we can make the biggest impact – creating 

and connecting sustainable, reliable, affordable 

electricity - and supporting the 

customers and communities we serve to 

achieve net zero. By setting a clear, timebound 

ambition to achieve net zero by 2040, 

along with a Science Based Target for 2030, 

we are determined to play our part in taking 

urgent action to combat climate change, delivering 

a brighter future.“ 

Meanwhile, Minister Ryan also welcomed 

the announcement: „The window of time to 

stabilise our climate is closing. Here in Ireland 

we recently passed the Climate Act, 

placing us on the journey to net zero greenhouse 

gas emissions by 2050. I welcome the 

ambition and urgency shown by ESB in its 

Net Zero 2040 strategy launched today that 

sets a clear direction and exercises leadership 

in tackling climate change. 

„Building on a proud history, the ESB strategy 

recognises the role of resilient electricity 

generation and networks infrastructure in 

providing secure, clean and affordable electricity. 

I welcome in particular the multi-billion 

investment to repurpose our electricity 

system to power 1.3m EVs and 600,000 heat 

pumps with low-carbon energy by 2030, 

placing the citizen centre of this transformation.“ 

The new strategy builds on ESB’s 2017 

Brighter Future Strategy and explicitly maps 

to the UN Sustainable Development Goals 

(SDGs). These 17 interlinked goals provide a 

global and widely accepted blueprint to 

achieve a better and more sustainable future 

for all by 2030. They act as a call to action for 

countries, NGOs, companies and individuals 

to align their actions around common goals 

that matter to people and the planet. ESB’s 

strategy is focused on three of the SDGs 

where ESB can make a significant and tangible 

difference – namely: 

SDG 7: Ensure access to affordable, reliable, 

sustainable and modern energy for all 

SDG 9: Build resilient infrastructure, promote 

inclusive and sustainable industrialisation 

and foster innovation 

SDG 13: Take urgent action to combat climate 

change and its impacts 

Strategic Performance Indicators 

A set of Strategic Performance Indicators 

and Success Metrics have been developed to 

ensure transparency and accountability in 

the delivery of ESB’s Strategy. These include 

a range of financial and non-financial metrics 

that track progress in achieving strategic 

outcomes and foundational capabilities. 

To maximise transparency, target and outturn 

values for the Strategic Performance 

Indicators will be published in ESB’s Annual 

Report and other relevant publications – 

where considerations of governance and 

commercial confidentiality allow. Significant 

SPIs and Success Metrics for 2030 include: 

• Achieve net zero by 2040 with a Science-Based 

Target for 2030 to provide a 

staging point on the road to Net Zero. 

• Deliver a fivefold increase in ESB’s renewable 

generation portfolio to 

5,000MW. 

• Reduce the carbon intensity of ESB’s generation 

from 414 to 140gCO 2 /kWh by 

2030. 

• Consistent with Price Review Determinations 

by CRU and Utility Regulator 

(Northern Ireland), develop distribution 

networks to support the electrification of 

almost 1.3m EVs and 660,000 heat 

pumps. 

• Working with Eirgrid and SONI, provide 

the connections to all renewable generation 

connected to our networks in Ireland 

and Northern Ireland to more than double 

by 2030 (increase from 6.2GW to 

15GW). 

• Bring fibre broadband to 770k homes 

through SIRO, ESB’s JV partnership with 

Vodafone. 

• Increase the number of public charge 

points on ESB’s EV network to 3,000, including 

200 high speed chargers across 

the Island of Ireland by 2030. 

• ESB Networks to complete the installation 

of 2.6m smart meters on behalf of 

the CRU. 

• Complete 35k home retrofits through 

Electric Ireland SuperHomes, a joint venture 

with the Tipperary Energy Agency. 

LL 

www.esb.ie (22941702) 


MembersŃews 

EVN: Grünes Licht für den Windpark 

Palterndorf-Dobermannsdorf, 

Neusiedl/Zaya 

• Modernster Windpark der EVN soll bald 

Ökostrom für umgerechnet fast 36.000 

Haushalte produzieren 

(evn) Es klingt auf den ersten Blick nicht 

sehr außergewöhnlich: Sieben moderne 

Windkraftanlagen sollen in den nächsten 

Monaten errichtet werden – fünf davon in 

der Gemeinde Neusiedl/Zaya, zwei in der 

Gemeinde Palterndorf-Dobermannsdorf. 

Außergewöhnlich ist allerdings die Menge 

an Ökostrom, den die modernen 6 MW-Anlagen 

produzieren werden: Umgerechnet 

fast 36.000 Haushalte können aus dem neuen 

Windpark mit regionalem Ökostrom versorgt 

werden. 

Für Landtagspräsident Karl Wilfing steht 

das Windkraftprojekt sinnbildlich für den 

Niederösterreichischen Weg in die Energiezukunft: 

„Wir sind in Niederösterreich Vorreiter 

der Energiewende und produzieren 

unseren Strom sicher und sauber. Wir nutzen 

die heimischen Ressourcen statt auf 

Kohle und Atomkraft zu setzen.“ 

Für EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz, 

zeigt sich beim aktuellen Projekt 

einmal mehr die rasante Entwicklung, die 

die Windkraft immer noch durchmacht: 

„Ursprünglich war das Projekt mit 13 Windkraftanlagen 

geplant. Nach vielen Planungsund 

Entwicklungsschritten haben wir das 

auf fast die Hälfte reduziert und produzieren 

mit sieben Anlagen trotzdem praktisch 

dieselbe Menge an wertvollem Ökostrom. 

Das liegt daran, dass mittlerweile jede moderne 

Windkraftanlage rund 5.000 Haushalte 

mit Strom versorgen kann. Das sind 

extrem wichtige Bausteine auf dem Weg in 

die erneuerbare Energiezukunft.“ 

Für Andreas Keller, Bürgermeister der Gemeinde 

Neusiedl/Zaya, stehen der Windpark 

und seine Gemeinde auch sinnbildlich für die 

aktuellen gesellschaftlichen Entwicklungen: 

„Energie war in unserer Gemeinde schon seit 

jeher ein wichtiges Thema. Wir sehen den 

geplanten Windpark als Zeichen dafür, dass 

wir auch in Zukunft unsere Verantwortung 

für die Gesellschaft ernst nehmen. Und dass 

wir zuversichtlich und mit Tatendrang in diese 

Zukunft schauen können.“ 

Dem kann sich auch Eduard Ruck, Bürgermeister 

der Gemeinde Palterndorf-Dobermannsdorf, 

anschließen: „Für uns Landwirte 

ist ‚Nachhaltigkeit‘ kein neues Thema. Es 

ist in unserem Beruf immer schon darum 

gegangen, sorgsam mit unserer Umwelt umzugehen 

und an die kommenden Generationen 

zu denken. Unser gemeinsamer Windpark 

ist für mich ein sichtbares Zeichen dafür, 

dass wir diesen Grundsatz ernst nehmen 

und unseren Beitrag zur Energiezukunft 

leisten wollen.“ 

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SAVE THE DATE 

vgbe Workshop 

Materials and Quality 

Assurance 2022 

with Technical Exhibition 

4/5 May 2020 

Schloss Paffendorf, Germany 

Die Vereinbarkeit von erneuerbarer Energieproduktion 

und dem bestmöglichen 

Schutz von Menschen, Tieren, Natur und 

Umwelt stand bei der Planung des Windparks 

von Anfang im Zentrum aller Überlegungen. 

„Eine behutsame Planung in enger 

Abstimmung mit allen wichtigen Expertinnen 

und Experten und darauf resultierende 

umfangreiche ökologische Begleitmaßnahmen 

führen dazu, dass beim Windpark Palterndorf-Dobermannsdorf/Neusiedl, 

Klima-, 

Umwelt- und Artenschutz Hand in 

Hand gehen“, zeigt sich Szyszkowitz vom 

EVN-Vorzeigeprojekt begeistert. 

LL 

www.evn.at (22941706) 

Helen further increases its wind 

power production with a new 

investment 

(helen) Helen continues to invest in renewable 

energy and has, together with the Bank 

of Åland’s Wind Power Fund Non-UCITS, 

acquired Kalistanneva wind farm from the 

French independent green energy operator 

VALOREM. 

The investment is another concrete step 

towards our aim of being carbon neutral by 

2030 and supports our transition to carbon 

neutral energy production and to diversified 

energy system. Wind power is one of the 

ways we bring the new era in energy available 

for all. 

Helen’s Senior Vice President, Strategy, 

Mergers and Acquisitions Antti Sallila comments: 

„The acquisition of Kalistanneva 

wind farm with our partner Bank of Åland’s 

Wind Power Fund is an important step in 

Helen’s path towards carbon neutrality and 

continues our strategy to increase wind 

power production, which will now be above 

1.5 TWh annually after the Kalistanneva 

farm starts production.“ 

CONTACTS 

Technical coordination 

Jens Ganswind-Eyberg 

Workshop 

Diana Ringhoff 

e vgbe-material@vgbe.energy 

Exhibition 

Steffanie Fidorra-Fränz 

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy 


Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany 

The wind farm, located near Kurikka in the 

region of Ostrobothnia, will host 30 wind 

turbines with total installed capacity of 

165 MW. It will supply the equivalent of the 

electricity consumption of 60,000 households 

each year. The construction will start 

in April 2022 and the wind farm is estimated 

to be in full operation in January 2025. Helen 

is the majority shareholder in the wind 

farm. 

The Bank of Åland’s Wind Power Fund is 

the only open-ended fund in Finland investing 

in wind, and Kalistanneva wind farm is 

the second investment of the fund. „Investing 

in the large-size wind farm of Kalistanneva 

together with Helen presents an excellent 

opportunity to our investors to benefit 

from the value of the growing Finnish wind 

power market. The investment is also per- 



MembersŃews 

Grangemouth Site, fuelling the existing 

Combined Heat and Power Plant, the KG 

Ethylene Plant and assets in the Petroineos 

Refinery. This will require a new hydrogen 

distribution network throughout the site 

and modifications to the existing fuel gas 

network, all of which are captured within 

the scope of the engineering design. The 

scope of design is also planned to provide 

capability to link the hydrogen production 

to third parties in the local area to support 

development of a local hydrogen hub. 

EVN: Grünes Licht für den Windpark Palterndorf-Dobermannsdorf, Neusiedl/Zaya. 

Bürgermeister von Neusiedl an der Zaya Andreas Keller, EVN Vorstandssprecher Stefan 

Szyszkowitz, EVN Vorstandsdirektor Franz Mittermayer, Vizebürgermeisterin von Palterndorf- 

Dobermannsdorf Marina Kargl (in Vertretung von Bürgermeister Eduard Ruck) und 

Landtagspräsident Karl Wilfing 

fectly aligned with our target to increase the 

domestic ownership of wind farms in Finland“, 

says Juha Känkänen, Investment Director 

at Ålandsbanken Funds. 

Helen has actively been increasing its own 

wind power production. Lakiakangas 3 wind 

park with 20 wind turbines started producing 

electricity in the beginning of 2022 and 

in December 2021 we announced that together 

with Fortum we will be building two 

wind farms with 56 wind turbines altogether 

to Närpiö and Kristiinankaupunki. 

LL 

www.helen.fi (22941710) 

INEOS at Grangemouth announces 

plans to construct a 

Low-Carbon Hydrogen Manufacturing 

Plant 

• INEOS takes the next significant step towards 

delivering a sustainable future for 

its businesses at Grangemouth with a 

move to low carbon hydrogen fuel 

• Investment in a world-scale low-carbon 

hydrogen plant is the cornerstone of the 

site’s Road Map to Net Zero, underpinning 

a commitment to deliver emissions 

savings of more than 60% across the site 

by 2030 

• Andrew Gardner, CEO and Chairman at 

Grangemouth: „This is an exciting development 

and an important step forward for 

our site. We are determined to reduce our 

own emissions to Net Zero by 2045, create 

products that will help others reduce their 

emissions and play a leading role in a 

clean hydrogen revolution“ 

(ineos) INEOS is taking the next significant 

step in its Road Map to deliver a sustainable, 

Net Zero carbon future at Grangemouth, by 

inviting major engineering design contractors 

to tender for the next stage of the design 

of a world scale carbon capture enabled hydrogen 

production plant and major associated 

infrastructure. 

Stuart Collings, CEO INEOS O&P UK, said, 

„We are progressing at pace with our commitment 

to deliver our Net Zero plans. This 

will see the displacement of hydrocarbon 

fuels used at Grangemouth, like natural gas, 

with clean, low carbon hydrogen to power 

our processes and manufacture vital materials 

used across a wide range of sectors. To 

achieve this, we are inviting bids from the 

best engineering companies to design both a 

state of the art carbon capture enabled hydrogen 

production plant and an extensive 

suite of related infrastructure projects. The 

carbon dioxide from this project will be routed 

to the Scottish Cluster’s Acorn CO 2 transport 

and storage project, resulting in reductions 

of more than one million tonnes of 

carbon dioxide emissions each year.“ 

INEOS has already committed over £500m 

on active projects across the site including 

investment in a New Energy Plant which is 

due to commission in late 2023. This power 

plant will employ highly efficient technology 

to supply energy to all our site operations 

and will drive down emissions by at least 

150,000 tonnes of CO 2 per annum. This new 

power plant will then be converted to run on 

hydrogen which will further reduce CO 2 

emissions. 

Access to locally produced hydrogen will 

have benefits for other assets at the 

Underpinning our Hydrogen project will 

be access to the Scottish Cluster carbon capture 

and storage (CCS) infrastructure. In 

excess of 1m tonnes per year of CO 2 from 

our hydrogen plant will be sent directly offshore 

through existing gas pipelines to be 

permanently stored in rock formations deep 

below the North Sea. We are fully committed 

to the Scottish Cluster CCS project. We 

believe it will be an important part of both 

Scotland and the UK’s drive to Net Zero. 

Andrew Gardner, Chairman INEOS 

Grangemouth commented: „The construction 

of a world scale low carbon hydrogen 

plant is an exciting development at 

Grangemouth and one that will deliver on 

our commitment to achieve Net Zero by 

2045. It builds on the significant CO 2 reductions 

we’ve already made at Grangemouth 

since we acquired the site in 2005. We are 

determined to reduce our own emissions to 

Net Zero, create products that will help others 

reduce their emissions and play a leading 

role in a clean hydrogen revolution.“ 

LL 

www.ineos.com (22941711) 

KMW: Redispatcheinsätze 

des Kraftwerk 2 

(kmw) Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion 

hat KMW verpflichtet, den Dampfteil 

des Kraftwerks 2 (erkennbar am höchsten 

Kamin), das sich seit einigen Jahren in der 

Netzreserve befindet, am Donnerstag den 

20. Januar 2022 für Redispatcheinsätze in 

Betrieb zu nehmen. Seitdem folgten (und 

folgen) weitere Einsätze. 

Warum ist das überhaupt notwendig? 

Die Netzreserve sichert das Stromnetz 

selbst bei starker Belastung. Im Winter sind 

die Übertragungsleitungen besonders stark 

belastet. Die Windräder im Norden speisen 

besonders viel Strom ein und die Industriestarken 

Zentren im Süden benötigen viel 

Strom. Damit die Leitungen nicht überlasten, 

werden die Anlagen im Norden zurückund 

im Süden hochgefahren. Nur mit solchen 

Redispatch-Maßnahmen ist ein sicherer 

Betrieb des Stromnetzes möglich. Die 

Netzreserve wird deshalb jedes Jahr insbe- 


MembersŃews 

SAVE THE DATE 

sondere für das Winterhalbjahr gebildet. Sie 

besteht aus Kraftwerken, die aktuell nicht in 

Betrieb sind oder die die Betreiber schon zur 

Stilllegung angemeldet haben – wie es bei 

unserem Kraftwerk 2 der Fall ist. Sie können 

bei Bedarf kurzfristig einspringen. Das Energiewirtschaftsgesetz 

(EnWG) und in der 

Netzreserveverordnung regeln den Einsatz. 

vgbe Conference 

Maintenance of 

Wind Power Plants 

8 & 9 June 2022 

Bremerhaven, Germany 

Dank des engagierten Einsatzes insbesondere 

unseres Schichtpersonals und der 

KMW Technik, konnte der Betrieb erfolgreich 

durchgeführt werden. 

LL 

www.kmw-ag.de (22941713) 

Kernkraftwerk Gösgen-Däniken: 

Jahresrückblick 2021 

(kkg) Das Kernkraftwerk Gösgen (KKG) produzierte 

2021 netto 7,90 Milliarden Kilowattstunden 

(2020: 8,33 Milliarden Kilowattstunden). 

Die Anlage wurde am 22. Mai zur Jahresrevision 

abgeschaltet und ging am 25. Juni 

2021 wieder ans Netz. Die Jahresrevision 

dauerte insgesamt 33,9 Tage (2020: 17,4 

Tage). Während der Jahresrevision wurden 

im nuklearen und konventionellen Anlagenteil 

umfangreiche Prüfungs- und Instandhaltungsarbeiten 

an maschinen-, leitund 

starkstromtechnischen Komponenten und 

Einrichtungen vorgenommen. Gesamthaft 

wurden während der Jahresrevision rund 5 

500 Instandhaltungsarbeiten durchgeführt. 

Ein Revisionsschwerpunkt war der Anschluss 

der neuen und vergrößerten Deionatbecken 

mit Kühlwasservorrat an das 

Notstandsystem. Im konventionellen Teil 

der Anlage ist der Generator zum ersten Mal 

seit dem Einbau nach rund sieben Jahren 

einer Großrevision unterzogen worden. Zudem 

ist bei einer der drei Hauptspeisewasserpumpen 

eine Komplettrevision durchgeführt 

sowie ein neuer Motorteil eingesetzt 

worden. In einem Zwischenüberhitzerkondensatkühler 

ist das Rohrbündel ausgetauscht 

worden. Im Kühlturm sind neben 

den jährlichen Reinigungs- und Kontrollarbeiten 

in einer letzten Arbeitsetappe die 

Stützenfüße komplett saniert worden. 

CONTACTS 

Ulrich Langnickel 

t +49 201 8128-238 

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy 



Während der Revision wurden 36 neue 

Uran-Brennelemente in den Reaktorkern 

eingesetzt. Das Kerninventar des 43. Betriebszyklus 

besteht aus 109 WAU-Brennelementen 

und 68 Uran-Brennelementen. 

Die Reaktorkuppel wurde inspiziert, gereinigt 

und mit einer neuen Oberflächenbehandlung 

versehen. 

Die Anlage wurde 2021 mit Ausnahme der 

folgenden aufgezählten Ereignisse mit maximal 

möglicher Leistung betrieben. Am 7. 



MembersŃews 

Januar 2021 musste die Leistung während 

rund einem Tag um 30 MW reduziert werden, 

damit zwei Zwischenüberhitzer außer 

Betrieb genommen werden konnten. Damit 

konnten Vorarbeiten bei einem Zwischenüberhitzerkondensatkühler 

ausgeführt werden. 

Am 17. Januar 2021 wurde die Anlage 

abgestellt, um das defekte Rohrbündel des 

besagten Zwischenüberhitzerkondensatkühlers 

auszubauen. Am 18. Januar 2021 

wurde die Anlage wieder hochgefahren und 

mit dem Netz synchronisiert. Am 12. November 

2021 kam es zu einer Reaktorschnellabschaltung. 

Grund dafür war ein 

fälschlicherweise ausgelöster Grenzwert bei 

Instandsetzungsarbeiten an der Reaktorleittechnik. 

Die Stromproduktion wurde nach 

13 Stunden am gleichen Tag wieder aufgenommen. 

Für Reparaturen an Niederdruckkondensatpumpen 

musste die Generatorleistung 

am 12. Januar, am 3. Februar und 

am 23. November 2021 jeweils um 20 MW 

reduziert und die zugehörige Niederdruckvorwämerstrasse 

für mehrere Stunden außer 

Betrieb genommen werden. 

Die Model AG in Niedergösgen und die Papierfabrik 

Cartaseta-Friedrich & Co. in Gretzenbach 

werden vom KKG mit Heizdampf 

versorgt. Die 2021 bezogenen Dampfmengen 

entsprechen der thermischen Energie 

von 236 Mio. kWh. Durch den Bezug des 

Heizdampfes vom KKG vermieden die beiden 

Fabriken 2021 die Verbrennung von 

etwa 22 930 t Heizöl und damit die Abgabe 

von rund 69 900 t CO 2 an die Umwelt. 

Verschiedenes 

Die durch das Kraftwerk verursachte Individualdosis 

der Bevölkerung lag weit unter 

dem zulässigen Dosisrichtwert von 0,3 mSv. 

Die im Kraftwerk tätigen Personen akkumulierten 

eine Dosis von 329 mSv. 

Ende 2021 beschäftigte das KKG 591 Personen 

(2020: 578 Personen). Dies entspricht 

565,7 Vollzeitpensen. Darin enthalten sind 11 

Lernende mit den Berufszielen Elektroniker, 

Kaufmann, Laborant sowie Polymechaniker. 

Ende Jahr waren insgesamt 62 Mitarbeiter 

als Pikettingenieure, Schichtchefs und Reaktoroperateure 

für den Betrieb des Kernkraftwerks 

zugelassen. 16 Mitarbeitende 

verfügen über eine Anerkennung als Strahlenschutzsachverständiger, 

Strahlenschutztechniker 

oder Strahlenschutzfachkraft. 

Im Besucherpavillon war die Ausstellung 

bis im Herbst wegen Umbaus geschlossen. In 

dieser Zeit wurden auch keine Werkbesichtigungen 

durchgeführt. Anfang September 

wurde die erneuerte Ausstellung für Besucher 

wiedereröffnet. Knapp 1.900 Personen 

besuchten im Verlauf des Jahres das Werk. 

LL 

www.kkg.ch (22941715) 

Unterzeichnung: Dr. Markus Binder, Finanzvorstand der LEAG (vorne r.), und Dirk Sattur, 

technischer Geschäftsführer der MITNETZ GAS, (vorne l.) unterzeichnen die Kooperation zum 

Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur in Ostdeutschland im Beisein des sächsischen 

Ministerpräsidenten Michael Kretschmer (hinten Mitte), Frank Mehlow, Leiter Strategische 

Geschäftsfeldförderung (hinten l.) und Dr. Stephan Lowis, Vorstandsvorsitzende von enviaM, 

Foto: sächsische Staatskanzlei 

MITNETZ GAS und LEAG 

entwickeln gemeinsam 

Wasser stoff-Infrastruktur 

in Ostdeutschland 

(leag) Die Mitteldeutsche Netzgesellschaft 

Gas mbH (MITNETZ GAS) mit Sitz in Kabelsketal 

und die Lausitz Energie Bergbau 

AG und Lausitz Energie Kraftwerkes AG 

(LEAG) mit Sitz in Cottbus treiben den Aufbau 

einer Wasserstoff-Infrastruktur in Ostdeutschland 

voran. Beide Unternehmen 

unterzeichneten am 18. Februar 2022 in 

Dresden im Beisein des sächsischen Ministerpräsidenten 

Michael Kretschmer einen 

Kooperationsvertrag. Dieser sieht eine enge 

Zusammenarbeit bei der Entwicklung von 

wegweisenden Wasserstofflösungen für das 

Lausitzer und das Mitteldeutsche Revier vor. 

Der inhaltliche Bogen spannt sich von der 

Erzeugung über den Transport und die Verteilung 

bis hin zur Lieferung von grünem 

Wasserstoff an den industriellen Kunden. 

Ziel ist es, partnerschaftlich eine vollständige 

Wasserstoff-Wertschöpfungskette zur 

Dekarbonisierung der Regionen aufzubauen 

und so einen wichtigen Beitrag zur angestrebten 

Klimaneutralität in Deutschland bis 

2045 zu leisten. 

Der Verteilnetzbetreiber und der Bergbauund 

Kraftwerksbetreiber haben sich auf eine 

Aufgabenverteilung verständigt, in der sich 

die jeweiligen Stärken sinnvoll ergänzen. 

Die LEAG zeichnet für die Erzeugung des 

grünen Wasserstoffs verantwortlich. Die 

MITNETZ GAS ist für den Transport, die 

Verteilung und die Lieferung an den Kunden 

zuständig. Beide Unternehmen planen außerdem 

den Aufbau von gemeinsamen Aktivitäten 

im Bereich der regionalen Wasserstoffbereitstellung 

für Mobilitätslösungen. 

Ein Pilotprojekt soll im Raum Lippendorf im 

Landkreis Leipzig entstehen. Weitere Projekte 

im Landkreis Leipzig befinden sich in 

der Prüfung. 

Die MITNETZ GAS betreibt in Teilen der 

Bundesländer Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt 

und Thüringen ein rund 7.000 

Kilometer langes Gasnetz. das schrittweise 

mit Wasserstoffbeimischungen befüllt und 

perspektivisch zu einem Wasserstoffnetz 

entwickelt werden soll. 

Das Unternehmen engagiert sich seit Jahren 

für den klimafreundlichen Energieträger 

Wasserstoff. Der Verteilnetzbetreiber 

hat im Industriepark Bitterfeld-Wolfen in 

Sachsen-Anhalt eine Wasserstoff-Testanlage 

errichtet. Hier werden Transport, Verteilung, 

Anwendung und Nutzung von Wasserstoff 

durch Verbraucher untersucht. 

Die LEAG hat im „H2-Regionenprojekt 

Lausitz“ in Zusammenarbeit mit der Wirtschaftsregion 

Lausitz GmbH und der Cottbusverkehr 

GmbH ein Modellprojekt in 

Cottbus zum Aufbau einer ersten dezentralen 

Wasserstofferzeugung inklusive Wasserstofftankstelle 

in der Lausitz vorangetrieben, 

das Modellcharakter für den Aufbau 

eines regionalen Wasserstoffmobilitäts-Netzwerkes 

haben soll. Auch hier wird 

das Energieunternehmen die Aufgabe der 

Erzeugung von Wasserstoff aus Grünstrom 

übernehmen. Perspektivisch beabsichtigt 

die LEAG auch, die Voraussetzungen für 

eine energetische Nutzung von Wasserstoff 

zu schaffen. 


MembersŃews 

„Wir wollen eine schnelle Versorgung unserer 

Kunden im Netzgebiet mit klimafreundlichem 

Wasserstoff ermöglichen. Dies 

geht nicht im Alleingang. Wir brauchen 

dazu starke regionale Partner, die mit uns 

gemeinsam grüne Gase salonfähig und so 

Ostdeutschland als Standort noch attraktiver 

machen. Wir freuen uns sehr, mit der 

LEAG ein namhaftes Unternehmen für den 

Aufbau einer tragfähigen Wasserstoff-Wertschöpfungskette 

gewonnen zu haben und 

sind uns sicher, dass wir viele erfolgreiche 

Projekte umsetzen werden“, betont Dirk Sattur, 

technischer Geschäftsführer der MIT- 

NETZ GAS. 

Ähnlich äußert sich Thorsten Kramer, Vorstandsvorsitzender 

der LEAG: „Intelligente 

und nachhaltige Wasserstoff-Energie-Lösungen 

sind ein wichtiges Standbein für 

eine erfolgreiche Energiewende in Deutschland 

und können ein Beitrag zur Erreichung 

der Klimaschutzziele sein. Darum hat für die 

LEAG die Entwicklung sowie die wirtschaftliche 

Anwendung der Wasserstofftechnologie 

als Teil ihres Umbaus zu einem modernen, 

breit aufgestellten Energie-, Infrastruktur- 

und Service-Unternehmen einen besonderen 

Stellenwert. Wir freuen uns darauf, 

gerade hier im expandierenden Wirtschaftsraum 

Leipzig gemeinsam mit einem erfahrenen 

Partner wie der MITNETZ GAS am Aufbau 

eines grünen Wasserstoff-Verbundsystems 

der Zukunft arbeiten zu können.“ 

Der sächsische Ministerpräsident Michael 

Kretschmer begrüßt die strategische Wasserstoff-Kooperation 

der beiden Energie-Unternehmen: 

„Sachsen setzt auf grünen 

Wasserstoff als einen wichtigen Energieträger 

der Zukunft. Unser Ziel ist es, im 

Freistaat eine sächsische Wasserstoffwirtschaft 

über die gesamte Wertschöpfungskette 

zu etablieren. Die Kooperation von LEAG 

und MITNETZ GAS mit dem Aufbau einer 

Wasserstoff-Infrastruktur von der Erzeugung 

über den Transport bis zur Lieferung 

an die Kunden ist dafür ein bedeutender 

Schritt. Mit ihrem gemeinsamen Engagement 

leisten LEAG und MITNETZ GAS einen 

wichtigen Beitrag für einen erfolgreichen 

Strukturwandel in den ostdeutschen Braunkohlerevieren. 

Das Lausitzer und das Mitteldeutsche 

Revier haben großes Potenzial, 

Schrittmacher und Impulsgeber bei erfolgversprechenden 

Zukunftstechnologien zu 

sein.“ 

LL 

www.leag.de (22941718) 

LEAG-Gasturbinen bleiben Teil 

der Kapazitätsreserve 

• In den GTKW Thyrow und Ahrensfelde 

stehen 270 MW gesicherte Leistung zur 

Verfügung 

(leag) Das Energieunternehmen LEAG hat 

sich mit seinen beiden Gasturbinenkraftwerken 

(GTKW) Thyrow und Ahrensfelde 

erneut erfolgreich an der Ausschreibung für 

die deutsche Kapazitätsreserve beteiligt. 

Beide Standorte werden vom 1. Oktober 

2022 bis zum 30. September 2024 zusammen 

270 MW gesicherte Kraftwerksleistung 

zur Verfügung stellen. Damit werden die 

beiden Brandenburger Gasturbinenkraftwerke 

weiterhin ausschließlich auf Anforderung 

des Übertragungsnetzbetreibers 50 

Hertz Transmission eingesetzt und fungieren 

somit als Sicherheitsnetz für unvorhersehbare 

Ereignisse am Strommarkt. Das 

GTKW Thyrow ist darüber hinaus mit seinen 

Gasturbinen in der Systemrelevanz für den 

Netzwiederaufbaufall. 

Laut der Informationsplattform der deutschen 

Netzbetreiber www.netztransparenz. 

de wurden in dieser zweiten Ausschreibungsperiode 

die gleichen Bieter wie im 

vorangegangen Zeitraum bezuschlagt. Damit 

wurde die ausgeschriebene Leistung in 

Höhe von 2.000 MW wieder nur zur Hälfte 

(1.086 MW) gedeckt. 

Das Gasturbinenkraftwerk Thyrow südlich 

von Berlin ging Ende der 1980iger Jahre in 

Betrieb. Es wird sich mit fünf Gasturbinen, 

die jeweils 30 MW Leistung zur Verfügung 

stellen, beteiligen. Das Gasturbinenkraftwerk 

Ahrensfelde nordöstlich von Berlin 

ging zu Beginn der 1990iger Jahre erstmalig 

in Betrieb. Seine vier Gasturbinen werden 

ebenfalls mit jeweils 30 MW an der Kapazitätsreserve 

teilnehmen. An beiden Kraftwerksstandorten 

stehen unterirdische 

Röhrenspeicher zur Verfügung, die einen 

zeitweiligen Betrieb der Gasturbinen unabhängig 

vom Gasnetz gewährleisten können. 

Die Fernüberwachung der beiden Gasturbinenkraftwerke 

erfolgt aus dem LEAG-Kraftwerk 

Schwarze Pumpe, die Bedienung vor 

Ort wird durch die Betreibermannschaft der 

LEAG-Tochter GMB abgesichert. 

LL 

www.leag.de (22941720) 

LEAG erhält Zuschlag für grünen 

200-MW-PV-Park in Dissen-Striesow 

• Nutzung gemeinsam mit Landwirten 

• Arten- und Landschaftsschutzkonzept 

maßgeschneidert 

(leag) Gemeinsam mit ihrem Projektentwickler 

EP New Energies GmbH (EPNE) 

wird die Lausitz Energie Bergbau AG (LEAG) 

in der Gemeinde Dissen-Striesow einen Solarpark 

mit einer Spitzenleistung von etwa 

200 MWp errichten. Dem hat die Gemeindevertretung 

in dieser Woche erneut mit einem 

einstimmigen Votum zugestimmt, 

nachdem bereits im Januar der Aufstellungsbeschluss 

zum vorhabenbezogenen 

Bebauungsplan „Solarpark Dissen“ ihr Votum 

bekommen hatte. 

Die für den PV-Park vorgesehene Entwicklungsfläche 

von etwa 200 Hektar wird von 

der Aueroxenreservat Spreeaue GmbH bewirtschaftet, 

mit der LEAG und EPNE bei der 

Projektentwicklung und später bei der Flächenbewirtschaftung 

eng zusammenarbeiten 

werden. Mit dem Projekt von einem in 

dieser Art bislang einzigartigen „Grünen Solarpark 

nach Maß“, der in eine Vielfalt von 

Grünbereichen eingebettet wird, wollen die 

Betreiber von Beginn an ein ausgeglichenes 

Verhältnis von Energiegewinnung, Natur 

und Anwohnerinteressen berücksichtigen. 

Der Solarpark wird durch Sichtschutzpflanzungen 

geschickt kaschiert und dient zudem 

dem Erhalt der regionalen Biodiversität. 

Konkret sind im nördlichen Bereich der 

Anlage eine dichte Pflanzung mit immergrünen 

Bestandteilen als Sichtschutz in Richtung 

der gemeindlichen Bebauung geplant. 

Im Südwesten des Parks, wo es einen unmittelbar 

benachbarten Bereich mit Wochenendgrundstücken 

gibt, soll unter Berücksichtigung 

eines angemessenen Abstands 

eine weitere Sichtschutzpflanzung entstehen. 

Hinzu kommen weitere Sichtschutzpflanzungen 

entlang der Allee der durch 

den Solarpark führenden Landesstraße (L 

511). Zur ökologischen Aufwertung werden 

Streuobstwiesen, Nistkästen, Wildwechselkorridore 

und eine Vielfalt an Blühstreifen, 

für die heimisches Saatgut verwendet wird, 

in den PV-Park eingebettet. 

Die aktuellen Planungen sehen einen lichten 

Reihenabstand von fünf Metern zwischen 

den Modultischen vor, um artenschutzrechtlichen 

Belangen Rechnung zu tragen und 

eine Bewirtschaftung der Flächen zwischen 

den Modulen zu ermöglichen. 

„Wir freuen uns, dass wir die Gemeinde 

mit unserem Konzept von einem grünen, 

naturnahen und Ressourcen schonenden 

PV-Park überzeugen konnten und wir gemeinsam 

einen Beitrag zum Erfolg der Energiewende 

in Deutschland leisten können“, 

sagt Andreas Huck, Vorstand für das Ressort 


MembersŃews 

PROGRAMM ONLINE 

Neue Geschäftsfelder bei der LEAG. „Hier in 

Dissen-Striesow wollen und werden wir ein 

weiteres Mal in der Lausitz beweisen, dass 

erneuerbare Stromerzeugung und landwirtschaftliche 

Nutzung durch eine gute Planung 

und enge Zusammenarbeit auf einer 

Fläche möglich sind und darüber hinaus für 

uns alle ein Gewinn an Naturraum und Artenvielfalt 

entstehen kann.“ 

Auch der Bürgermeister von Dissen-Striesow, 

Fred Kaiser, zeigt sich zufrieden mit der 

Weichenstellung durch die Gemeindevertreter: 

„Es ist einfach ein gutes Gefühl. Mit 

„Grünem Strom aus Dissen“ helfen wir auch, 

den Industriestandort Jänschwalde zu sichern 

und somit Arbeitsplätze in unserer 

Region zu erhalten.“ 

Gregor Louis von der Aueroxenreservat 

Spreeaue GmbH sieht in dem Projekt zudem 

einen Gewinn für die mehr als 90 privaten 

Eigentümer des Agrar-Unternehmens: „Der 

PV-Park wird vor dem Hintergrund der aktuellen 

agrarpolitischen Rahmenbedingungen 

nachhaltig zur Sicherung des wirtschaftlichen 

Erfolges der Aueroxenreservat 

Spreeaue GmbH beitragen, da die Flächen 

des Parkes in einer rein landwirtschaftlichen 

Nutzung keinen positiven Beitrag am 

Gesamtbetriebsergebnis liefern.“ 

Neuer Termin! 

vgbe Fachtagung 

Thermische Abfall-, 

Klärschlammbehandlung 

und 

Wirbelschichtfeuerungen 

mit Fachausstellung 

9. & 10. Mai 2022 

Hamburg, Deutschland 

Baubeginn für den PV-Park Dissen könnte 

nach Angaben von EPNE voraussichtlich 

Ende 2024 sein, eine Inbetriebnahme 2025. 

Jährlich kann er etwa 200.000 MWh in das 

Stromnetz einspeisen. Damit wird er Teil des 

virtuellen Kraftwerksverbunds, in dem das 

LEAG-Tochterunternehmen energy cubes 

GmbH die Betriebsführung und Stromvermarktung 

für unterschiedliche Stromerzeugungsanlagen 

im Bereich der Erneuerbaren 

sowie für Speicher, Elektrolyseure und andere 

Energieanlagen betreibt. 

LL 

www.leag.de (22941720) 

KONTAKTE 

Fachliche Koordination 

Dr. Andreas Wecker 

und Christian Stolzenberger 

Teilnahme 


e vgbe-therm-abf@vgbe.energy 

Fachausstellung 

e 





MembersŃews 

vgbe-Konferenz 

KELI 2022 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik 

in der Energieversorgung 

10./11. & 12. Mai 2022 

Bremen, Deutschland 

KONTAKTE 

Ulrike Künstler 

t +49 201 8128-206 

Programm online 

Ulrike Troglio 

t +49 201 8128-282 

e vgbe-keli@vgbe.energy 

FACHAUSSTELLUNG 

Angela Langen 

t +49 201 8128-310 

e angela.langen@vgbe.energy 



MIBRAG reicht Genehmi gungsantrag 

für 

Windpark Breunsdorf ein 

• Mit 15 Windenergieanlagen soll auf der 

Rekultivierungsfläche des Tagebaus Vereinigtes 

Schleenhain im Südraum von 

Leipzig ein hochmoderner Windpark entstehen 

• Wichtiger Beitrag zu den sächsischen 

Ausbauzielen auf Grundlage des Regionalplans 

Leipzig-Westsachsen 

• 100 Millionen Euro für Stromerzeugung 

aus Windkraftanlagen der neuesten Generation 

• Meilenstein für die Transformation von 

MIBRAG zum modernen Energiedienstleister 

Zeitz. MIBRAG hat am 28. Februar 2022 

gemäß Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) den Genehmigungsantrag zur 

Errichtung des Windparks Breunsdorf, 30 

Kilometer südlich von Leipzig, bei der unteren 

Immissionsschutzbehörde des Landkreises 

Leipzig eingereicht. Im Vorfeld wurde 

das Vorhaben mit der Gemeinde Neukieritzsch 

und der Stadt Groitzsch in einer 

Reihe von Dialogveranstaltungen vorgestellt 

und diskutiert. Grundlage hierfür ist 

das im Regionalplan Leipzig-Westsachsen 

ausgewiesene Windvorrang- und Eignungsgebiet 

Breunsdorf. Im Zuge der Gespräche 

hat MIBRAG für diesen Genehmigungsantrag 

die Zahl der Windkraftanlagen 

von ursprünglich 17 auf 15 reduziert 

und dadurch den Abstand zur Wohnbebauung 

erhöht. Geplant ist die Errichtung von 

hochmodernen Windkraftanlagen der 

6-Megawatt-Klasse. Für die Realisierung 

des Windpark-Projekts investiert MIBRAG 

rund 100 Millionen Euro. 

„Der Windpark Breunsdorf ist ein wichtiger 

Baustein für die Entwicklung von MI- 

BRAG zu einem modernen Energiedienstleister 

auf Basis Erneuerbarer Energien und 

leistet zugleich einen Beitrag zur Energiewende 

in Sachsen,“ unterstreicht Dr. Kai 

Steinbach, Kaufmännischer Geschäftsführer 

MIBRAG und ergänzt: „Zunächst dient 

der erzeugte Strom der öffentlichen Versorgung. 

In einem weiteren Schritt plant MI- 

BRAG, den Strom zur Produktion von grünem 

Wasserstoff einzusetzen. Die Veredlung 

des Stroms aus Erneuerbaren zu Wasserstoff, 

Methanol und grünen Kraftstoffen 

ist Bestandteil unseres Projekts Erneuerung 

MIBRAG im Revier (EMIR). Für diese Produktgruppen 

sehen wir in den nächsten 

Jahren eine rasant steigende Nachfrage.“ 

Nach Genehmigungserteilung sollen erste 

Baumaßnahmen zur Errichtung des Windparks 

bereits im dritten Quartal 2023 beginnen. 

Ab 2024 soll der Windpark mit einer 

Kapazität von 90 Megawatt Strom liefern. 

Die jährliche Einspeisemenge liegt bei etwa 

205 Gigawattstunden. Damit lassen sich 



MembersŃews 

rechnerisch rund 90.000 Haushalte mit 

Strom versorgen. Alternativ können daraus 

per Elektrolyse bis zu 4.100 Tonnen Wasserstoff 

hergestellt werden. 

LL 

www.mibrag.de (22941808) 

Kernkraftwerke Brokdorf 

und Grohnde haben Leistungsbetrieb 

beendet 

In der Nacht vom 31. Dezber 2021 auf den 

1. Januar 2022, kurz vor Mitternacht, wurden 

die Kernkraftwerke Brokdorf (KBR) und 

Grohnde (KWG) planmäßig abgeschaltet. 

Damit enden über 35 bzw. 36 Jahre sichere 

und zuverlässige Stromproduktion in 

Schleswig-Holstein und Niedersachsen. 

Mit Brokdorf und Grohnde sind außerdem 

zwei Weltmeister für immer vom Netz gegangen: 

Seit seiner ersten Netzsynchronisation 

am 14. Oktober 1986 hat das KBR bis 

zum heutigen Tag mehr als 380 Milliarden 

Kilowattstunden Strom (brutto) erzeugt. 

Darüber hinaus war die Anlage an der Elbe 

zwei Mal Weltmeister bezogen auf die jährlich 

erzeugte Strommenge und rangierte 

insgesamt 21 Mal in den internationalen Top 

Ten. Das KWG hat seit dem 5. September 

1984 fast 410 Milliarden Kilowattstunden 

Strom (brutto) produziert – so viel, wie kein 

anderer Kraftwerksblock weltweit. Der 

Druckwasserreaktor an der Weser war insgesamt 

acht Mal Weltmeister in der Jahresstromerzeugung 

und stellte dabei zwei 

Weltrekorde auf. 

Kraftwerksmannschaften haben Hervorragendes 

geleistet 

Anlässlich der endgültigen Abschaltung 

der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde 

sagt Dr. Guido Knott, Geschäftsführungsvorsitzender 

der PreussenElektra im Namen 

der gesamten Geschäftsführung: „Unser allerherzlichster 

Dank gilt an dieser Stelle 

unseren Kraftwerksmannschaften, die über 

Jahre hinweg eine hervorragende Arbeit gemacht 

haben. Auf diese Leistung sind wir 

sehr stolz, denn damit haben wir über Jahrzehnte 

entscheidend zur sicheren, klimafreundlichen 

und zuverlässigen Stromversorgung 

in Deutschland beigetragen. Bedanken 

möchten wir uns auch bei dem Anlagenhersteller, 

unseren Service-Partnerfirmen, unseren 

Nachbarinnen und Nachbarn sowie 

den Vertreterinnen und Vertretern der Aufsichtsbehörden 

und Gutachterorganisationen. 

Nach der Abschaltung blicken wir nun 

nach vorn, denn es erwarten uns im Rückbau 

viele neue spannende Aufgaben und 

Herausforderungen.“ 

„Das Leistungsergebnis unserer Kernkraftwerke 

ist eine eindrucksvolle Bestätigung 

unserer Expertise und unserer Sicherheitskultur. 

Sicherheit hat für uns immer höchste 

Priorität. In Verbindung mit Zuverlässigkeit, 

hohem Qualitätsbewusstsein und unserem 

Streben nach ständiger Verbesserung konstituiert 

sich unser PreussenElektra-Leitbild. 

Dieses erfüllen wir seit jeher mit Leidenschaft 

sowie mit Respekt und Anerkennung 

füreinander – das hat uns als Betreiber so 

erfolgreich gemacht“, ergänzt Dr. Erwin Fischer, 

Geschäftsführer Leistungsbetrieb und 

Technik der PreussenElektra. 

Auch Uwe Jorden, Leiter des Kernkraftwerks 

Brokdorf, und Michael Bongartz, Leiter 

des Kernkraftwerks Grohnde, richten 

sich noch einmal mit persönlichen Worten 

an die Öffentlichkeit. Die Videobotschaften 

finden Sie hier: 

Abschied vom Leistungsbetrieb kommunikativ 

begleitet 

Um die Kernkraftwerke Brokdorf und 

Grohnde als erfolgreiche Stromerzeuger zu 

verabschieden und den Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeitern an den Standorten für ihren 

jahrelangen Einsatz zu danken, hat 

PreussenElektra im vergangenen Jahr unterschiedliche 

Kommunikationsmaßnahmen 

umgesetzt. Die für die Öffentlichkeit sichtbarste 

dieser Maßnahmen war die Illumination 

der Kraftwerksgebäude in der Woche 

vom 13. bis 17. Dezember 2021: Dabei wurden 

verschiedene Dankesbotschaften an die 

Kraftwerksmannschaften, Partnerfirmen 

und Wegbegleiter sowie die Anwohnerinnen 

und Anwohner auf die Kraftwerkskuppel 

bzw. den Kühlturm projiziert. 

LL 

www.preussenelektra.de (22941628) 

RWE setzt bei ihrer Investitionsund 

Wachstums offensive besonderen 

Schwerpunkt in NRW 

• Investitionen von rund 4 Milliarden Euro 

bis 2030 geplant 

• Maßnahmenpaket umfasst 1.000 MW Erneuerbare 

Energien, 2.000 MW flexible 

und wasserstofffähige Backup-Kapazitäten, 

700 MW Elektroysekapazität für 

grünen Wasserstoff und aktive Unterstützung 

beim Strukturwandel 

• Wichtige politische Weichenstellungen 

auch auf Landesebene jetzt erforderlich 

Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender 

der RWE AG: „Die Herausforderung, Industrie 

und Klimaschutz unter einen Hut zu bringen, 

ist deutschlandweit nirgendwo so groß wie in 

Nordrhein-Westfalen. Das gilt zugleich für die 

Chancen, die daraus resultieren. In NRW 

kann ein Aufbruch entstehen, der sowohl dem 

Land als auch der Industrie neue Perspektiven 

eröffnet. Dazu sind jetzt auch auf Landesebene 

wichtige Weichenstellungen notwendig, damit 

der Ausbau Erneuerbarer Energien, flexibler 

Backup-Kapazitäten und von Wasserstoff 

möglichst schnell vorangeht. Wir unterstützen 

diesen Aufbruch und machen Nordrhein-Westfalen 

zu einem Schwerpunkt unserer Innovations- 

und Wachstumsstrategie, wo wir bis 

2030 rund 4 Milliarden Euro brutto investieren 

wollen.“ 

(rwe) RWE will im Rahmen ihrer globalen 

Investitions- und Wachstumsstrategie ihr 

grünes Kerngeschäft bis 2030 deutlich ausbauen. 

Allein in Deutschland plant das Unternehmen 

Investitionen von bis zu 15 Milliarden 

Euro brutto in Offshore- und Onshore-Windkraft, 

Solar, Speicher, flexible Backup-Kapazitäten 

und Wasserstoff. Heruntergebrochen 

auf Nordrhein-Westfalen bedeutet 

das: 1.000 Megawatt Erneuerbare 

Energien, 2.000 Megawatt flexible und 

wasserstofffähige Backup-Kapazitäten, 700 

Megawatt Elektrolysekapazität für grünen 

Wasserstoff in den nächsten 8 Jahren. Außerdem 

wird sich RWE aktiv in den Strukturwandel 

vor allem im Rheinischen Revier 

einbringen. Mit diesem Maßnahmenpaket 

unterstützt RWE zugleich die Transformation 

des Industrielandes NRW. Details haben 

heute NRW-Wirtschaftsminister Prof. 

Andreas Pinkwart und Dr. Markus Krebber, 

Vorstandsvorsitzender der RWE AG, vorgelegt. 

Dabei erläuterte der Minister: „Nordrhein-Westfalen 

ist ein starkes Industrieland, 

und das wollen wir bleiben. Deshalb 

arbeiten wir hart an einem beschleunigten 

Ausbau von Erneuerbaren Energien und 

Gas- bzw. Wasserstoffkraftwerken, um den 

klimafreundlichen Umbau von Wirtschaft 

und Gesellschaft zu ermöglichen. Deshalb 

bin ich dankbar, dass RWE bis 2030 in großem 

Stil in unserem Land und insbesondere 

im Rheinischen Revier in den Ausbau der 

Erneuerbaren Energien investieren will. 

Nordrhein-Westfalen braucht starke Partner, 

damit der klimafreundliche Umbau des 

Industriestandorts gelingt. Gemeinsam mit 

vielen weiteren Akteuren können wir das 

Revier zum modernsten und klimafreundlichsten 

Standort in Europa weiterentwickeln.“ 

Markus Krebber betonte: „Nordrhein-Westfalen 

kommt als Industrieland eine herausragende 

Rolle für den Umbau zu einer klimaneutralen 

Wirtschaft zu. Politik, Unternehmen 

und Gesellschaft sind gefordert, 

diese Verantwortung wahrzunehmen und 

vor allem die damit verbundenen Chancen 

zu ergreifen. Wir bei RWE werden das mit 

voller Energie tun.“ 

Erneuerbare Energien: Windanlagen 

und PV-Freiflächenanlagen 

Bis 2030 will RWE Erneuerbare Energien-Projekte 

mit einer Leistung von 1.000 

Megawatt in Nordrhein-Westfalen errichten, 

davon mindestens 500 Megawatt im 


MembersŃews 

Rheinischen Revier. Das Unternehmen wird 

Windparks und Photovoltaik-Freiflächenanlagen 

bauen, zum Teil in Kombination mit 

Stromspeichern. Demonstrationsanlagen 

für Floating- und Agri-PV sind ebenfalls geplant. 

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren 

Energien will RWE sich auch an kommunalen 

oder regionalen Konzepten zur Dekarbonisierung 

beteiligen. Ein Beispiel hierfür ist 

die verbrauchsnahe Erzeugung von grünem 

Wasserstoff für Produktionsbetriebe und 

das Transportwesen. Für die Realisierung ist 

eine deutliche Beschleunigung und Erleichterung 

von Planungs- und Genehmigungsverfahren 

erforderlich. Gleichzeitig sollten 

auf Landes- und Regionalplanebene mehr 

Flächen ausgewiesen und Genehmigungsverfahren 

beschleunigt werden, auch für 

forstwirtschaftliche Nutzwälder. Zudem 

sind Verbesserungen für das Repowering 

und erleichterte Genehmigungsverfahren 

für Hybrid-PV-Anlagen auf Tagebauflächen 

notwendig. 

Flexible gesicherte Kraftwerksleistung: 

Gaskraftwerke „H2 ready“ 

Ebenfalls bis 2030 will RWE an ihren Kohlekraftwerksstandorten 

mindestens 2.000 

MW Gaskraftwerke errichten. Die Anlagen 

sollen „H2-ready“ sein, das heißt, sie werden 

für eine schnelle Umstellung auf Wasserstoff 

geeignet sein, sobald dieser ausreichend 

zur Verfügung steht. Sowohl die 

Steinkohle- als auch die Braunkohlekraftwerksstandorte 

des Unternehmens sind hervorragend 

an das Stromnetz, die Wasserversorgung 

und die Ferngasversorgung angeschlossen 

oder lassen sich einfach an die 

Infrastruktur anschließen. Voraussetzung 

dafür ist ein Anreizsystem, damit sich die 

Investitionen in die Anlagen rechnen, deren 

Einsatzstunden und folglich deren CO 2 -Ausstoß 

perspektivisch immer geringer werden 

wird. Außerdem braucht es schnellstmöglich 

Klarheit, wie ab Mitte der 2030er Jahre 

der Wasserstoff zu diesen Standorten kommen 

wird. 

Rheinisches Revier: Strukturwandel 

unterstützen 

RWE bringt sich weiterhin aktiv in den Prozess 

des Strukturwandels, insbesondere im 

Rheinischen Revier, ein. Dazu gehört ganz 

konkret, durch aktives Flächenmanagement 

die Ansiedlung von Gewerbe und Industrie 

zu unterstützen. Ziel ist die Konversion ausgewählter 

Betriebsflächen, die zusammen 

mit dem Land ermöglicht werden soll. Die 

enge Zusammenarbeit mit den Tagebauumfeld-Initiativen 

Indeland, Zweckverband 

Landfolge Garzweiler und Neuland Hambach 

wird fortgesetzt, um die Anliegen der 

Region im Rahmen der Wiedernutzbarmachung 

von Flächen zu berücksichtigen. 

LL 

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Landesregierung Nordrhein- 

Westfalen und RWE gründen 

gemeinsame Gesellschaft: 

Power-Standorte sollen großes 

Potenzial im Rheinischen Revier 

entfalten 

(rwe) Das Land Nordrhein-Westfalen und 

die RWE Power AG haben eine gemeinsame 

Gesellschaft gegründet, die sich der Nachnutzung 

ausgewählter, heute noch genutzter 

RWE-Standorte widmen wird. Das Land 

Nordrhein-Westfalen hält 50,1 %, die RWE 

Power AG 49,9 % an der neuen Gesellschaft. 

Ihr Ziel ist es, in enger Zusammenarbeit mit 

den jeweiligen Kommunen attraktive Nachnutzungsperspektiven 

für Standorte im 

Rheinischen Revier zu erarbeiten. Eine entsprechende 

Vereinbarung haben Ina Scharrenbach, 

Ministerin für Heimat, Kommunales, 

Bau und Gleichstellung des Landes 

Nordrhein-Westfalen, und Dr. Lars Kulik, 

RWE Power-Vorstand, heute in Bergheim 

unterzeichnet. 

Standorte sind sehr gut in die Infrastruktur 

eingebunden 

Dabei geht es zum Beispiel um das Neurather 

Kraftwerksgelände einschließlich 

angrenzender Flächen, die frühere Baustellen-Einrichtungsfläche 

am Kraftwerk Niederaußem 

und die sogenannten Tagesanlagen 

des Tagebaus Hambach mit ihren Verwaltungs-, 

Sozial- und Werkstattgebäuden 

sowie Lagerflächen. Diese großen Standorte 

sind hervorragend an die Infrastruktur angebunden 

und somit sehr geeignet für gewerbliche 

und industrielle Nachnutzungen 

oder gemischt genutzte Gebiete. Als Konversionsstandorte 

helfen sie, weitere großflächige 

Flächenversiegelungen in der Region 

zu vermeiden. Hier soll der Strukturwandel 

insbesondere mit der Ansiedlung neuer Arbeitsplätze 

Fahrt aufnehmen. 

Ministerin Scharrenbach: „Flächengesellschaft 

mit viel Energie“ 

Ina Scharrenbach, Ministerin für Heimat, 

Kommunales, Bau und Gleichstellung des 

Landes Nordrhein-Westfalen: „Die neue Gesellschaft 

wird maßgeblich an der Umsetzung 

des Kohleausstiegsgesetzes und des 

Strukturstärkungsgesetzes Kohleregionen 

mitwirken. Insbesondere wird die Klärung 

Wasserstoff: Elektrolyse-Kapazität 

Wasserstoff ist für die Dekarbonisierung 

der Industrie von herausragender Bedeutung. 

Das Industrieland NRW hat beste Voraussetzungen 

für den Aufbau einer leistungsfähigen 

Wasserstoffwirtschaft, dazu 

gehört auch die mögliche Anbindung an 

Versorgungsnetze in den Niederlanden. 

RWE beteiligt sich aktiv am Hochlauf der 

Wasserstoffwirtschaft. In NRW will das Unternehmen 

die Entwicklung von Elektrolyseuren 

von bis zu 700 MW Leistung vorantreiben. 

Das setzt Förderregimes voraus, die 

von Bund und Land zu entwickeln sind. 

Das Foto zeigt von links nach rechts: Dr. Martin Mertens, Bürgermeister der Gemeinde 

Rommerskirchen, Klaus Krützen, Bürgermeister der Stadt Grevenbroich, Erik Schöddert, 

RWE Power/PSW-Geschäftsführer, Henk Brockmeyer, NRW.URBAN/PSW-Geschäftsführer, 

Frank Rombey, Bürgermeister der Gemeinde Niederzier, Dr. Lars Kulik, RWE Power- 

Vorstandsmitglied, Ina Scharrenbach, Ministerin für Heimat, Kommunales, Bauen und 

Gleichstellung des Landes Nordrhein-Westfalen, Volker Mießeler, Bürgermeister der Stadt 

Bergheim, Michael Eyll-Vetter, RWE Power-Spartenleiter und Bodo Middelhoff, Geschäftsführer 

der Zukunftsagentur Rheinisches Revier. 


SAVE THE DATE 

MembersŃews 

von Entwicklungspotenzialen von ausgewählten, 

nicht mehr für den Betrieb erforderlicher 

Standorten der RWE Power AG im 

Vordergrund stehen. Ziel ist die Nutzbarmachung 

dieser Flächen für neues Arbeiten 

und Wohnen im Rheinischen Revier. Und 

das Ganze wird im Wechselstrom-Prinzip 

erfolgen – in enger Abstimmung mit den 

Kommunen und der ZRR. Damit sollen 

Best-Practice-Beispiele für die integrierte 

Entwicklung derartiger Standorte zur Übertragung 

auf vergleichbare Standorte geschaffen 

werden. Teil der Tätigkeit wird 

auch die Vorbereitung der Veräußerung von 

Flächen für zukünftige Bereiche des Gemeinwohls 

an die Städte und Gemeinden. 

Die Gesellschaft ist zu den ausgewählten 

Standorten zentraler Ansprechpartner für 

die Städte und Gemeinden und bündelt alle 

relevanten Informationen zur Entwicklung 

der Flächen.“ 


Dampfturbinen 

und Dampfturbinenbetrieb 

2022 

Nachhaltige Raumentwicklung 

Die Perspektive.Struktur.Wandel GmbH 

hat ihren Sitz im RWE-Tagungszentrum 

Schloss Paffendorf in Bergheim. Sie soll 

planerisch umfangreiche Flächenentwicklungen 

in Abstimmung mit den jeweiligen 

Kommunen vorantreiben und deren Umsetzung 

vorbereiten. Dabei wird sie die unterschiedlichen 

Interessen bezüglich der 

Nachnutzungen ausgleichen. Die komplexen 

Flächen erfordern besondere Prozesse 

und Entscheidungswege, eine umfangreiche 

Bestandsaufnahme, eine Qualifizierung 

durch Gutachten sowie vielfältige Beteiligungsverfahren. 

14. & 15. Juni 2022 

Köln, Deutschland 

RWE Power-Vorstand Kulik: „Flächenentwicklung 

ist entscheidend.“ 

Lars Kulik, Vorstandsmitglied von RWE 

Power: „Eine hochwertige und zügige Flächenentwicklung 

ist entscheidend für den 

Strukturwandel im Revier. Mit der neuen 

Gesellschaft wollen wir an unsere erfolgreichen 

Aktivitäten anknüpfen, mit denen wir 

in den letzten 20 Jahren mit den Kommunen 

rund 300 Hektar Gewerbeflächen entwickelt 

haben – Raum für fast 8.000 Arbeitsplätze 

in der Region. Mit unserem Erfahrungsschatz 

wollen wir die herausragenden 

Flächen bereits jetzt mit Nachdruck für andere 

Wertschöpfungen vorbereiten und 

Schritt für Schritt zur Verfügung stellen.“ 

Enge Zusammenarbeit mit der Zukunftsagentur 

ZRR 

Das Land Nordrhein-Westfalen hat die landeseigene 

Entwicklungsgesellschaft NRW. 

URBAN mit der Geschäftsbesorgung beauftragt. 

NRW.URBAN und RWE Power bringen 

ihre großen Erfahrungen bei der Entwicklung 

solcher Liegenschaften in die Gesellschaft 

ein. Die Perspektive.Struktur.Wandel 

KONTAKTE 


Anna-Maria Mika 

t +49 201 8128 268 

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MembersŃews 

SAVE THE DATE 

GmbH wird dabei auch eng mit der Zukunftsagentur 

Rheinisches Revier (ZRR) zusammenarbeiten. 


Flue Gas Cleaning 2022 


Ismaning/Munich, Germany 

Henk Brockmeyer, einer der beiden Geschäftsführer 

der neuen Gesellschaft: „Mit 

der Methodik der Perspektivenfindung, der 

systematischen Erarbeitung der planungsrelevanten 

Grundlagen sowie der Einbindung 

der Stakeholder greift die neue Gesellschaft 

Perspektive.Struktur.Wandel auf bewährte 

Instrumente der Brachflächenrevitalisierung 

zurück. Der Prozess ist dabei ergebnisoffen, 

neben einer potenziellen gewerblichen 

Nachnutzung der Flächen sind weitere 

Nutzungen, die einen qualitätsvollen Beitrag 

zur Gestaltung des Strukturwandels 

leisten, denkbar.“ 

„Uns gehören große Flächen, die wir im 

Rahmen des Kohleausstiegs betrieblich in 

absehbarer Zeit nicht mehr brauchen werden 

oder auf andere Weise großes Potenzial 

haben“, sagt Erik Schöddert, RWE-Flächenmanager 

und Geschäftsführer der neuen 

Gesellschaft. „Wenn wir solche Standorte 

vernünftig nachnutzen und damit hochwertige 

Arbeitsplätze schaffen, vermeidet das 

zusätzliche Flächenversiegelung. Das ist gelebte 

Nachhaltigkeit im Umgang mit dem 

knappen Gut Fläche.“ 

LL 

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CONTACT 


Ms. Ines Moors 

t +49-201-8128-222 

e vgbe-flue-gas@vgbe.energy 



RWE und Neptune Energy 

treiben gemeinsam die Produktion 

von grünem Wasserstoff in 

der niederländischen Nordsee 

voran 

• RWE und Neptune Energy treiben gemeinsam 

die Produktion von grünem 

Wasserstoff in der niederländischen 

Nordsee voran 

• H2opZee -Pilotprojekt mit Elektrolyseur- 

Kapazität von 300 bis 500 MW in Kombination 

mit bestehender Pipeline – Start 

Machbarkeitsstudie im 2. Quartal 2022 

• Projekt soll Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft 

in den Niederlanden und niederländische 

Energiewende unterstützen 

(rwe) RWE und Neptune Energy haben eine 

Vereinbarung unterzeichnet, um bis 2030 

das Offshore-Pilotprojekt für grünen Wasserstoff 

„H2opZee“ gemeinsam zu realisieren. 

H2opZee ist ein Demonstrationsprojekt 

mit dem Ziel, eine Elektrolyseur-Kapazität 

von 300 bis 500 Megawatt (MW) weit vor 

der Küste in der niederländischen Nordsee 

zu bauen, um grünen Wasserstoff mittels 

Strom aus Offshore-Windkraft zu erzeugen. 

Der Wasserstoff soll dann über eine bestehende 

Pipeline an Land transportiert werden. 

Die Leitung hat eine Kapazität von 10 

bis 12 Gigawatt (GW) und ist damit bereits 

für den weiteren Ausbau der grünen Was- 



MembersŃews 

serstoffproduktion im Gigawattmaßstab in 

der Nordsee geeignet. Es ist geplant, die 

Machbarkeitsstudie im zweiten Quartal 

2022 zu beginnen. Das Projekt geht auf eine 

von der niederländischen Regierung unterstützte 

Initiative von TKI Wind op Zee zurück, 

die Menschen, Wissen und Finanzierung 

zusammenbringt, um die Offshore-Energiewende 

zu erreichen. 

H2opZee besteht aus zwei Phasen: In der 

ersten Phase wird eine Machbarkeitsstudie 

durchgeführt und eine Wissensplattform 

eingerichtet. Ziel ist es, damit die Wasserstoff-Erzeugung 

auf See in den Niederlanden 

voranzutreiben. In der zweiten Phase 

wird das Projekt umgesetzt. 

Sven Utermöhlen, CEO Offshore Wind, 

RWE Renewables: „Wasserstoff ist ein entscheidender 

Faktor bei der Dekarbonisierung 

energieintensiver Sektoren. H2opZee 

ist eines der weltweit ersten Projekte dieser 

Art und Größenordnung. Mit Neptune Energy 

an unserer Seite wollen wir das H2opZee 

-Projekt entwickeln, um zu zeigen, dass 

Offshore-Wind die ideale Energiequelle ist, 

um grünen Wasserstoff in großem Maßstab 

zu produzieren. Gemeinsam wollen wir zudem 

erforschen, wie die Systemintegration 

am besten gelingt. Bei RWE können wir auf 

20 Jahre Erfahrung im Bereich Offshore-Wind 

zurückblicken und haben die Wasserstoffkompetenz 

entlang der gesamten 

Wertschöpfungskette unter einem Dach. 

Wir sind davon überzeugt, dass die Erkenntnisse 

aus dem H2opZee -Pilotprojekt dazu 

beitragen werden, die Wasserstoffwirtschaft 

in den Niederlanden voranzubringen, da es 

einen wichtigen Schritt zur Einführung der 

großtechnischen Erzeugung von grünem 

Wasserstoff auf See darstellt.“ 

Lex de Groot, Geschäftsführer von Neptune 

Energy in den Niederlanden: „Wir sehen eine 

wichtige Rolle für grünen Wasserstoff in der 

zukünftigen Energieversorgung. Er kann in 

unserer eigenen Nordsee produziert werden. 

Die Energiewende kann schneller, billiger 

und sauberer erfolgen, wenn wir die bestehende 

Gasinfrastruktur in neue Systeme integrieren. 

Dazu ist diese Infrastruktur technisch 

geeignet. Infolgedessen ist zum Beispiel 

keine neue Pipeline auf See erforderlich 

und es muss keine neue Anlandung im Küstengebiet 

erfolgen. Mit dem PosHYdon-Pilotprojekt 

gehören wir bereits zu den Vorreitern 

in diesem Bereich der Integration und Wiederverwendung 

von Offshore-Energiesystemen. 

Die aus diesem Projekt gezogenen 

Lehren gelten auch für H2opZee. Je schneller 

wir grünen Wasserstoff auf See erzeugen 

können, desto schneller kann die Industrie, 

z.B. die Chemie- und Stahlproduktion, nachhaltiger 

werden. Mit H2opZee werden die 

Niederlande in diesem Bereich weltweit führend. 

Deshalb sind wir gemeinsam mit RWE 

begeistert von H2opZee und dem, was es 

den Niederlanden zu bieten hat.“ 

Über H2opZee 

H2opZee soll 300 bis 500 MW zusätzliche 

Offshore-Kapazität für grünen Wasserstoff 

in Verbindung mit einer bestehenden Pipeline 

realisieren, die in Zukunft eine Größenordnung 

von 10 bis 12 GW ermöglichen 

kann. Das Vorhaben ist weltweit eines der 

ersten dieser Art und dieser Größe. Das im 

Projekt gewonnene Wissen und Know-how 

wird die Wettbewerbsposition der niederländischen 

Industrie stärken, da es hilft, die 

Wertschöpfungskette der Offshore-Windenergie 

und der Erzeugung von grünem Wasserstoff 

in den Niederlanden zu etablieren. 

H2opZee ist eines von 37 Projekten, die für 

die zweite Runde des niederländischen Nationalen 

Wachstumsfonds vorausgewählt 

worden sind. Die Konsortialpartner RWE 

und Neptune Energy haben von Beginn an 

gemeinsam an dem Projekt gearbeitet. Während 

das Kernkonsortium von H2opZee 

klein und überschaubar gehalten wurde, 

wird das Wissen mit der Industrie geteilt. 

Etwa 40 relevante Organisationen haben 

bereits ihre Unterstützung signalisiert. 

LL 

www.rwe.com (22950905) 

RWE in New Yorker Offshore- 

Windauktion erfolgreich 

• RWE in New Yorker Offshore-Windauktion 

erfolgreich 

• Erfolg markiert Einstieg in den 

US-Offshore-Windmarkt 

• Entwicklungsgebiet mit einer Kapazität 

von rund 3 Gigawatt gesichert 

• Windpark wird voraussichtlich ausreichend 

grünen Strom liefern, um den Bedarf 

von 1,1 Millionen US-Haushalten zu 

decken 

RWE in New Yorker Offshore-Windauktion erfolgreich 

Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer 

(CEO) Offshore Wind: „Der Zuschlag in der 

New Yorker Auktion ist ein wichtiger Schritt 

für uns, denn er markiert den Eintritt von 

RWE in den amerikanischen Offshore-Windmarkt, 

einen unserer strategischen Schlüsselmärkte. 

Unser Erfolg in dieser Auktion ist ein 

wichtiger Schritt auf dem Weg zur Verdreifachung 

unserer Offshore-Windkapazität auf 8 

Gigawatt bis 2030 im Rahmen unseres Wachstums- 

und Investitionsprogramms ‘Growing 

Green‘. Wir freuen uns darauf, unser erstes 

Offshore-Windprojekt in den USA zu entwickeln 

und einen Beitrag zu den Offshore-Ausbauzielen 

der Region zu leisten.“ 

RWE Renewables, eines der weltweit führenden 

Unternehmen im Bereich der 

Offshore-Windenergie, hat heute ihren Erfolg 

bei der Versteigerung von Offshore-Pachtverträgen 

für die New Yorker Bucht 

in den USA bekannt gegeben. Mittels des 

Joint Venture ‘Bight Wind, LLC‘ sicherte sich 

RWE das Gebiet OCS-A 0539 mit einem Gebot 

von 1,1 Milliarden USD. Das Entwicklungsgebiet 

bietet die Möglichkeit, ein 

Offshore-Windprojekt mit einer installierten 

Kapazität von rund 3 Gigawatt zu realisieren 

– genug, um 1,1 Millionen US-Haushalte 

mit Strom zu versorgen. Der Windpark soll 

bis zum Ende des Jahrzehnts in Betrieb genommen 

werden. 

Die Auktion umfasste sechs Pachtgebiete 

– ein Rekord in den USA, was die Anzahl 

betrifft, die in einer einzigen Auktion angeboten 

wurden. Bei der Auktion konnten Bieter 

jeweils nur ein einziges Pachtgebiet ersteigern. 

Ein erfolgreiches Gebot berechtigt 

zur Entwicklung der Fläche und zur Teilnahme 

an den kommenden Auktionen des Staates 

New York zur Stromabnahme, von denen 

die erste noch später in diesem Jahr stattfinden 

soll. 


MembersŃews 

Um die Anforderungen vollständig zu erfüllen, 

muss RWE in einem nächsten Schritt 

lokale Stakeholder wie die Fischerei einbinden, 

mit der nationalen Lieferkette zusammenarbeiten, 

um neue Arbeitsplätze mit 

entsprechenden Lohnsätzen vor Ort zu 

schaffen und Investitionen in die lokale 

Wirtschaft zu fördern. 

Offshore-Wind wird in den USA, insbesondere 

im Nordosten, von entscheidender Bedeutung 

sein, um CO 2 -Emissionen zu reduzieren 

und die Klimaziele zu erreichen: Der 

Staat New York plant beispielsweise bis 

2035 Offshore-Windkraftanlagen mit einer 

installierten Gesamtkapazität von 9.000 

Megawatt (MW) ans Netz zu bringen. New 

Jersey will 7.500 MW an Offshore-Wind-Kapazität 

bis 2035 erreichen. Die Ziele der 

Region für grüne Energie sollen neue Arbeitsplätze 

schaffen und den Anreiz für private 

Investitionen schaffen, was das Wirtschaftswachstum 

in der Region fördert. 

RWE ist eines der weltweit führenden Unternehmen 

im Bereich Offshore-Wind. Das 

Unternehmen ist entlang der gesamten 

Wertschöpfungskette aktiv, von der Projektentwicklung 

über den Bau bis hin zu Betrieb 

und Wartung sowie Vermarktung. RWE verfügt 

über 20 Jahre Erfahrung in der Offshore-Windbranche 

und betreibt 17 Offshore-Windparks. 

Jüngst hat das Unternehmen 

die Installation aller Turbinen des 

857-MW-Offshore-Windparks Triton Knoll 

vor der englischen Küste erfolgreich abgeschlossen. 

Zwei weitere Offshore-Windparks, 

das 342-MW-Projekt Kaskasi vor Helgoland 

und das 1,4-GW-Projekt Sofia, einer 

der größten Offshore-Windparks der Welt, 

befinden sich im Bau. 

LL 

www.rwe.com (22950909) 

Salzburg AG: 39 Tonnen schwerer 

Generator für Rotgülden 

(salag) Am 26. Januar 2022 wurde ein 

weiterer Meilenstein beim Neubau des 

Kraftwerks Rotgülden erreicht. Das Herzstück, 

der 39 Tonnen schwere Generator, 

wurde in das Krafthaus eingesetzt. Mit Hilfe 

eines 220 Tonnen Mikrokrans konnte der 

Einhub inklusive aller Anschlüsse in einer 

Rekordzeit von weniger als vier Stunden bewerkstelligt 

werden. 

Millimeterarbeit beim Einbau des Generators 

Die Salzburg AG startete im März 2021 mit 

dem Ausbau des Kraftwerks Rotgülden. Das 

Kraftwerk stammt aus dem Jahr 1956 und 

erzeugt seitdem 6,1 GWh Strom pro Jahr. 

Durch die Verlegung des Krafthausstandortes 

um rund 2,3km bachabwärts kann die 

Salzburg AG: 39 Tonnen schwerer Generator 

für Rotgülden 

Fallhöhe von derzeit 100m auf rund 180m 

erhöht werden. So kann man bei einer Leistung 

von ca. 4,6 MW die Jahresstromerzeugung 

um über vier GWh erhöhen. Gleichzeitig 

wird auch das komplette Krafthaus samt 

Elektrotechnik errichtet. Dazu gehört auch 

der Generator des Kraftwerks, der Ende Jänner 

in das Krafthaus eingesetzt wurde. Zahlreiche 

Planer, Konstrukteure und Monteure 

sorgten in monatelanger Vorbereitung dafür, 

dass der Generator an seinen Platz fand. 

Mit Hilfe eines großen Autokrans wurde der 

39 Tonnen schwere Generator Stück für 

Stück über das Dach an seinen Platz manövriert. 

Das Einpassen des Generators war 

Millimeterarbeit und dauerte rund vier 

Stunden. Ab der Inbetriebnahme des Kraftwerks 

Rotgülden, die für Frühsommer 2022 

geplant ist, sorgt der Generator gemeinsam 

mit der Turbine dafür, dass die Energie des 

Wassers in elektrischen Strom umgewandelt 

wird. Das österreichische Hochtechnologieprodukt 

hat einen Wirkungsgrad von mehr 

als 98 Prozent, somit kann die von der Natur 

in Form von Wasser zur Verfügung gestellte 

Energie fast ohne Verluste in Elektrizität 

umgewandelt werden. 

Grüne Energie aus Wasserkraft 

In bestehende Kraftwerke zu investieren, 

um Kapazitäten zu erhöhen und sie durch 

modernste Technik und innovative Ansätze 

noch effizienter und flexibler zu machen, ist 

Teil der Strategie der Salzburg AG. Mit unveränderter 

Wassermenge kann die Stromerzeugung 

nahezu verdoppelt werden. Bei 

der Planung, dem Bau und der Instandhaltung 

achtet das Unternehmen vor allem auf 

hohe Sicherheitsstandards und den Einklang 

mit der Natur. Durch den Umbau des 

Kraftwerks Rotgülden und der damit verbundenen 

gezielten Rückleitung des Wassers 

direkt in den Öllschützenspeicher, kann 

die bisherige Schwallbelastung in diesem 

Murabschnitt gänzlich vermieden werden. 

Hier arbeitet die Salzburg AG eng mit Ökologen, 

Gewässerschutzexperten sowie Landschafts- 

und Naturschutz in der Region zusammen. 

LL 

www.salzburg-ag.at (22950911) 

Steag: Abfall wird zu grünem 

Treibstoff 

• STEAG realisiert Leuchtturm-Projekt des 

„Zweckverbands für Abfallwirtschaft 

Südwestthüringen“ zur Methanol-Synthese 

(steag) Im südthüringischen Zella-Mehlis 

betreibt der regionale „Zweckverband für 

Abfallwirtschaft Südwestthüringen“ (ZASt) 

eine Abfallverwertungsanlage. Bis Ende 

2023 entsteht, gefördert durch das Bundesland 

Thüringen, an diesem Standort eine 

Produktionsanlage für synthetisches Methanol. 

In einem anspruchsvollen zweistufigen 

und europaweiten Ausschreibungsverfahren 

hat STEAG im Verbund mit dem Planungs- 

und Ingenieurbüro Dr. Born – Dr. 

Ermel GmbH den Zuschlag als Generalplaner 

erhalten, die Anlage zu planen und deren 

Realisierung zu überwachen. 

Ziel des Projekts, für das der ZASt insgesamt 

etwa 23 Millionen Euro am Standort 

Zella-Mehlis investieren wird, ist die Produktion 

grünen, klimafreundlichen Methanols. 

Dieses findet etwa als Grundstoff in der 

chemischen Industrie breite Verwendung, 

kann aber auch als grüner Treibstoff fossile 

Kraftstoffe ersetzen und so zur Dekarbonisierung 

des Mobilitätssektors beitragen. 

„Vorstellbar ist, künftig einen Teil unseres 

eigenen Fuhrparks an Müllfahrzeugen oder 

auch Busflotten im Bereich des Nahverkehrs 

mit dem hier erzeugten Methanol zu betreiben. 

Das spart CO 2 -Emissionen, schont die 

Umwelt und zeigt auf, wie die Energiewende 

in unserer Region ganz konkret umgesetzt 

werden kann.“, sagt Thomas Müller, 

Verbandsvorsitzender des ZASt und zugleich 

Landrat des Kreises Hildburghausen. 

Hausmüll wird zu grünem Treibstoff 

Damit aus dem Restmüll von rund 480.000 

Thüringerinnen und Thüringern am Ende 

das klimaschonende synthetische Methanol 

entstehen kann, braucht es Wasserstoff 

(H2) und Kohlendioxid (CO 2 ). Wenn beide 

Stoffe mittels eines speziellen Katalysators 

miteinander reagieren, lassen sie sich in 

Methanol umwandeln. 

„Der benötigte Wasserstoff wird künftig 

direkt am Standort in Zella-Mehlis erzeugt“, 


MembersŃews 

„Wir sind erneut begeistert von der professionellen 

und extrem zügigen Vorbereitung 

durch das Team der SENS“, freut sich Michael 

Ebner, Geschäftsführer Sustainable 

Infrastructure der KGAL Investment Management 

GmbH & Co. KG. Für KGAL und 

SENS bedeutet das Projekt Fortführung der 

langjährigen Partnerschaft. So haben die 

beiden Unternehmen bereits unter anderem 

in Italien und Spanien erfolgreich zusammengearbeitet. 

STEAG realisiert Leuchtturm-Projekt des „Zweckverbands für Abfallwirtschaft 

Südwestthüringen“ zur Methanol-Synthese 

so Christian Hensel, der das Projekt bei 

STEAG betreut. Dafür plant das Essener 

Energieunternehmen eine Anlage zur Wasserelektrolyse 

mit einer Leistung von 10 Megawatt 

(MW). Betrieben wird diese mittels 

des Stroms, der in der „Restabfallbehandlungsanlage 

Südthüringen“ (RABA), wie 

der vollständige Name der zum ZASt gehörenden 

Müllverwertungsanlage in Zella-Mehlis 

lautet, erzeugt wird. 

Bis zu 10.000 Tonnen CO 2 -Abscheidung 

pro Jahr 

Die zweite technische Komponente ist eine 

Anlage zur CO 2 -Abscheidung aus dem Abgasstrom 

der Müllverwertung. „Bis zu 

10.000 Tonnen CO 2 werden so künftig Jahr 

für Jahr eingesammelt und gelangen entsprechend 

nicht in die Umwelt“, so Heiko 

Peters, Geschäftsführer der Dr. Born – Dr. 

Ermel GmbH. Der Elektrolyse und der 

CO 2 -Abscheidung nachgeschaltet wird die 

eigentliche Anlage zur Methanol-Synthese 

entstehen, die künftig etwa 5.000 bis 7.000 

Tonnen grünen Treibstoff pro Jahr in Zella-Mehlis 

produzieren wird. 

Leuchtturm Zella-Mehlis 

„Das Vorhaben in Zella-Mehlis hat Leuchtturm-Charakter 

in Sachen Kreislaufwirtschaft 

und Energiewende“, zeigt sich auch 

Ulrich Sigel, Geschäftsführer im Geschäftsbereich 

STEAG Energy Solutions, von dem 

Projekt angetan. Denn mittels der Methanol-Synthese 

gelinge es nicht nur, die 

CO 2 -Emissionen deutlich zu reduzieren, 

sondern es leiste einen wichtigen Beitrag 

zur erfolgreichen Sektorkopplung, indem es 

helfe, die Mobilität zu dekarbonisieren. 

„Das ist ein wichtiger Beitrag zum Gelingen 

der Energiewende insgesamt.“ 

Insofern erweist sich das zukunftsträchtige 

Projekt als echter Gewinn für alle Beteiligten 

und die Region Südthüringen insgesamt: 

„Unsere Region ist durch Oberhof bekannt 

für Sport auf Spitzenniveau. Nun beim Thema 

Methanol-Synthese Vorreiter zu sein, tut 

auch dem Ansehen als Technologieregion 

sehr gut“, so Thomas Müller vom ZASt. 

LL 

www.steag.com (22950913) 

STEAG-Tochter entwickelt weiteren 

Solarpark in Italien 

• SENS Italia baut in der Emilia Romagna 

17 Megawatt für Investor KGAL 

(steag) Im norditalienischen Montecchio 

Emilia plant und errichtet die STEAG Solar 

Energy Solutions GmbH (SENS) auf der Fläche 

eines ehemaligen Steinbruchs für den 

Investor KGAL einen weiteren Solarpark. 

Die Anlage wird bereits in den kommenden 

Monaten realisiert und hat eine Leistung 

von 17 Megawatt (MWp). Damit kann der 

neue Solarpark die Region künftig mit etwa 

25 Millionen Kilowattstunden (kWh) Grünstrom 

pro Jahr versorgen. Mit bis zu zehn 

Sonnenstunden pro Tag ist die Region idealer 

Standort für Energieerzeugung mittels 

Photovoltaik. Die Umsetzung des Projekts 

liegt bei der italienischen Tochtergesellschaft 

SENS Italia. 

Da Investor KGAL und die STEAG Solar 

Energy Solutions GmbH (SENS) bereits auf 

mehrere erfolgreich und gemeinsam realisierte 

PV-Projekte zurückblicken können, 

erfolgte die Anbahnung des Projekts in rekordverdächtigen 

vier Wochen vom Erstgespräch 

bis zum Vertragsabschluss. Neben 

dem gewachsenen Vertrauensverhältnis, 

das beide Partner aufgrund ihrer langjährigen 

Zusammenarbeit miteinander teilen, ist 

dies vor allem der Unterstützung durch die 

Rechtsberatungen von DWF (für SENS) und 

Orrick (für KGAL) zu verdanken. 

Zufriedener Partner 

Baustart des Projekts ist im ersten Quartal 

2022. SENS Italia wird bis zur Fertigstellung 

Ende des Jahres als Projektentwickler sowie 

als EPC-Partner tätig sein. Das heißt, die Solar-Experten 

der italienischen SENS-Tochter 

kümmern sich neben der Entwicklung des 

Projekts auch um die schlüsselfertige Errichtung 

des Solarparks und den anschließenden 

Betrieb der Anlage. Dies umfasst auch 

Monitoring und Einspeisung der regenerativ 

erzeugten Energie in das regionale Stromnetz 

und nachfolgende Betriebs- und Instandhaltungsdienstleistungen. 

6.250 Tonnen CO 2 -Ersparnis 

Nach dem Anschluss des Solarparks an ein 

bereits bestehendes Umspannwerk profitiert 

die norditalienische Region Emilia Romagna 

künftig von jährlich 25 Millionen kWh 

regenerativ erzeugten Stroms. Allein durch 

diesen PV-Park können zukünftig Jahr für 

Jahr etwa 6.250 Tonnen an klimaschädlichen 

CO 2 -Emissionen eingespart werden. 

SENS gewinnt Fördertarif in Auktion 

Für die italienischen Kolleginnen und Kollegen 

sowie das ganze SENS-Team ist die 

neue PV-Anlage in Montecchio Emilia ein 

besonderer Erfolg. Denn SENS hat hierfür 

im Rahmen einer Auktion des italienischen 

Staates den Zuschlag für einen Fördertarif 

erhalten. Darüber hinaus gibt es nur vereinzelte 

PV-Anlagen dieser Größenordnung in 

Italien, die mithilfe eines Fördertarifs bis zur 

Baureife entwickelt wurden. Dieser Erfolg 

bestätigt nicht nur die lohnende Perspektive 

des Projekts selbst, sondern unterstreicht 

zugleich, welche Wertschätzung SENS als 

Entwicklerin anspruchsvoller PV-Projekte in 

Südeuropa genießt. 

Weiterer Zubau von bis zu drei GWp 

bis 2025 geplant 

Das aktuelle Projekt in Montecchio Emilia 

ist jedoch nur ein Zwischenschritt auf dem 

Weg zur Erreichung sehr viel weitergehender 

Ausbauzielen: In den nächsten Jahren 

folgen noch ein weiterer nahegelegener 

Bauabschnitt sowie weitere Projekte der 

SENS in umliegenden Gemeinden und Regionen 

mit einer Gesamtleistung von rund 60 

MWp. Wenn diese realisiert sind, kommen 

die Anlagen in der Region in Summe auf 

eine regenerative Gesamtstromerzeugung 

von etwa 100 Million kWh pro Jahr. 


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SAVE THE DATE 

vgbe Expert Event 

Ecology and 

Environment 

in Hydropower 2022 


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„Mit dieser Projekt-Pipeline rücken wir 

dem Ausbau des ersten Gigawatts in Italien 

immer näher“, erklärt Sarah Herresthal, Geschäftsführerin 

der SENS Italia. „Ich bin 

unglaublich stolz auf das gesamte Team, das 

Tag für Tag dafür sorgt, dass der Ausbau der 

Erneuerbaren in Italien weiter voranschreitet. 

So können wir auch unser Ziel erreichen, 

bis 2025 noch weitere drei GWp Leistung 

in ganz Italien aufzubauen“, freut sich 

die SENS-Landeschefin auf die anstehenden 

Projekte. 

LL 

wwww.steag.com (22950914) 

Trianel Gaskraftwerk Hamm 

übernimmt technische Betriebsführung 

(trianel) Seit Jahresbeginn hat das Trianel 

Gaskraftwerk Hamm eine eigene technische 

Betriebsmannschaft und beschäftigt damit 

35 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter am 

Kraftwerksstandort in Hamm-Uentrop. Die 

Trianel Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co. 

KG hat die erfahrene Mannschaft des bisherigen 

Betriebsführers Fortum übernommen 

und damit auch die technische Betriebsführung 

des kommunalen Kraftwerks inne. 

„Wir danken Fortum für die ausgezeichnete 

Zusammenarbeit seit der Inbetriebnahme 

des Kraftwerks im Jahre 2007 und freuen 

uns, mit dem eingespielten Team auch in 

Zukunft weiterarbeiten zu dürfen“, sagt Dr. 

Martin Buschmeier, Geschäftsführer der Trianel 

Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co. KG. 

„Organisatorische und wirtschaftliche 

Gründe sowie nicht zuletzt die gute Zusammenarbeit 

mit jedem Einzelnen haben uns 

dazu bewogen, die technische Betriebsführung 

nun in die eigene Hand zu nehmen“. 

Das Trianel Gaskraftwerk in Hamm produziert 

seit 15 Jahren in zwei Blöcken mit je ca. 

400 MW bis zu 6 Millionen Megawattstunden 

Strom und trägt so zur Versorgungssicherheit 

in Deutschland bei. Die 35 Kraftwerker 

kontrollieren, warten und optimieren 

die technischen Abläufe und sind im 

Schichteinsatz tätig. „Durch die Übernahme 

der kompletten Belegschaft ist ein reibungsloser 

Ablauf gewährleistet. Wir werden nun 

unsere internen Prozesse und die Zusammenarbeit 

im Tagesgeschäft weiter optimieren“, 

so Dr. Buschmeier. „Unser besonderer 

Dank gilt dem bisherigen Kraftwerksleiter 

Mikko Ryky, der uns in den nächsten Monaten 

noch als Berater beiseite stehen wird“. 

Mikko Ryky wird in seine finnische Heimat 

zurückkehren und sich dort neuen Aufgaben 

beim Mutterkonzern Fortum widmen. 

LL 

www.trianel-hamm.de (22951303) 


MembersŃews 

Erster Trianel Solarpark in Bayern 

geht in Betrieb 

• Starke Partnerschaftsleistung in der 

PV-Entwicklung 

(trianel) Der kommunale Projektentwickler 

Trianel Energieprojekte GmbH & Co. KG 

(TEP) nimmt mit dem Solarpark Theinfeld 

sein erstes Photovoltaik-Freiflächen-Projekt 

in Bayern in Betrieb. 

Das Projekt befindet sich im Landkreis Bad 

Kissingen in Thundorf in Unterfranken. Auf 

einer Fläche von 12 Hektar wurden 26.375 

Solarmodule mit je 450 WPeak bzw. 455 

WPeak installiert, die eine Gesamtleistung 

von 12 MWpeak erreichen. 

Als Generalunternehmer fungierte der 

bayrische Ingenieursdienstleister MaxSolar. 

„Die unproblematische Zusammenarbeit in 

Theinfeld zeigt, wie schnell ein Projekt umgesetzt 

werden kann, wenn alle Beteiligten 

an einem Strang ziehen“, so Enrico Makkay 

von MaxSolar GmbH. 

„Gemeinsam mit unserem Partner haben 

wir dieses große Projekt sehr zügig und professionell 

umsetzt. Unser Dank gilt auch den 

örtlichen Behörden und der Gemeinde, die 

sehr konstruktiv den ganzen Prozess begleitet 

haben“, hebt Markus Eder, Projektleiter 

bei Trianel hervor. 

Durch die neuen Möglichkeiten des § 6 

EEG wird Trianel die Gemeinde Theinfeld 

auch an den Erträgen des Solarparks mit 0,2 

Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich 

eingespeiste Strommenge beteiligen. Für die 

Gemeinde im Landkreis Bad Kissingen ergibt 

sich für den Anteil von zwei Megawatt 

installierter Leistung, die im Jahr 2021 den 

Zuschlag erhalten hat, laut Ertragsprognosen 

der Solaranlage eine jährliche Zuwendung 

von bis zu 4.500 € für die kommenden 

zwanzig Jahre. 

Mit dem Solarpark können jährlich über 

3.500 Haushalte bei einem durchschnittlichen 

Jahresverbrauch von 3.500 kWh mit 

klimaneutralem Strom versorgt werden. 

Uniper and Salzgitter agree 

close cooperation in supplying 

the SALCOS® transformation 

project with green hydrogen 

from Uniper’s major Green Wilhelmshaven® 

hydrogen project 

• Especially grid-compatible concept of 

Uniper electrolysis plant in Wilhelmshaven 

through potential direct connection to 

new offshore gigawatt wind farm 

• Feasibility study of pipeline transport 

and storage of green hydrogen 

• Salzgitter and Uniper plan to work together 

with other prestigious partners 

• Joint positioning through policy makers 

and regulations setting general investment 

conducive conditions in place 

(uniper) Uniper and Salzgitter AG concluded 

a cooperation agreement with the aim of 

Uniper supplying the SALCOS project in 

Salzgitter with green hydrogen at competitive 

conditions for the production of climate-compatible 

steel. Uniper is an international 

energy corporation and a pioneer in 

the hydrogen field. Salzgitter AG ranks 

among Europe’s largest steel producers and 

is pioneering the transformation toward low 

CO 2 steel production. 

The cooperation is focused on supplying 

hydrogen from Wilhelmshaven where Uniper 

is developing two projects in parallel for 

green hydrogen: Firstly, an import terminal 

capable of converting green ammonia back 

into hydrogen is planned. Secondly, Uniper 

envisages building a large electrolysis plant 

that, with a capacity of up to 1,000 MW, will 

produce green hydrogen. With this in mind, 

the possibility of a direct connection to the 

offshore wind farm, to be built in the North 

Sea, is to be investigated. The electrolysis 

plant and the entire downstream hydrogen 

infrastructure function similar to a shock 

absorber that, if strong winds blow, can 

store the wind energy expediently as hydrogen 

and make it transportable. 

With the aim of supplying Salzgitter 

through the evolving German hydrogen 

pipeline network and for the development of 

cavern storage facilities, Uniper and Salzgitter 

AG will be cooperating with additional 

prestigious partners. Together, the two companies 

will drive the ambitious vision of decarbonizing 

Germany’s industry in support 

of the climate targets by contributing to this 

objective with specific projects. 

Gunnar Groebler, Salzgitter AG: „We are 

aligning Salzgitter AG to low CO 2 production 

processes and the circular economy. 

The secure and economically viable sourcing 

of green hydrogen is a fundamental prerequisite 

on our journey toward SALCOS – 

Salzgitter Low CO 2 -Steelmaking. The cooperation 

with Uniper is another step on the 

way to leading this game-changing technical 

transformation to success, together with 

strong partners.“ 

Klaus-Dieter Maubach, CEO of Uniper SE: 

„We need ‘green electrons’ and ‘green molecules’, 

if we want to achieve the proclaimed 

climate protection objectives, while preserving 

our industry in Germany. The Wilhelmshaven 

site offers all the necessary preconditions 

for creating Germany’s first major hydrogen 

hub. Large-scale hydrogen production 

facilities are to be built here for the 

purpose of decarbonizing steel production 

in Lower Saxony. We also want to develop a 

solution that will enable the faster integration 

of the new gigawatt offshore wind farm 

into the German power grid.“ 

LL 

www.uniper.energy 

www.salzgitter-ag.de (22950918) 

LL 

www.trianel.com (22950917) 

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UNIPER: Emissionssenkung und 

Leistungssteigerung im Kraftwerk 

Franken durch KI-Tool 

Operaite 

• Empfehlungen in Echtzeit für optimierte 

Prozesse und maximalen Output 

(uniper) Das 11-köpfige Operaite-Team von 

Uniper, bestehend aus hochqualifizierten 

Ingenieuren, KI-Experten und Softwareentwicklern, 

hat das erste KI-Tool entwickelt, 

das zur Steuerung von Prozessen eines 

Gas-Kraftwerks eingesetzt werden kann. 

Das KI-Tool wurde hausintern zunächst für 

einen anderen Kraftwerkstyp erfunden, entwickelt 

und patentiert. „Nach der Anfrage 

unserer Kraftwerksflotte setzten wir den 

Entwicklungsprozess fort und passten die KI 

an die Bedürfnisse des Kraftwerks Franken 

an“, sagt Tobias Mathur, der das Operaite-Team 

seit 2019 gemeinsam mit dem Erfinder, 

Frank Gebhardt, aufgebaut hat. 

Die Künstliche Intelligenz ist unter der Projektleitung 

von Dr. Thomas Lanz für den 

Anwendungsfall in Franken trainiert worden 

und jetzt seit Anfang November als 

AI-Assistant in der Leitwarte im Einsatz. In 

der aktuellen Phase 1 gibt die KI Empfehlungen 

zur Steuerung des Kraftwerks in Echtzeit, 

die im Live-Betrieb kontrolliert und 

vom Anlagenfahrer übernommen werden 

können. In einem nächsten Schritt wird der 

AI-Operator aktiviert, der die Empfehlungen 

als Autopilot direkt ins Feld schickt (Phase 

2). Im Ergebnis optimiert das KI-Tool die 

Betriebsprozesse, sodass die Anlage eine 

höhere Leistung erbringen kann. Darüber 

hinaus werden durch die Optimierung spezifische 

Emissionen eingespart und somit 

ein Beitrag zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen 

geliefert. 

Für das Kraftwerk Franken ist es wichtig, 

in Zeiten großer Stromnachfrage mit der 

maximal erreichbaren Leistung und höchstmöglicher 

Verfügbarkeit am Netz zu sein. 

Technische Limitierungen und die vorgeschriebenen 

Emissionsgrenzwerte begrenzen 

die maximale Leistung jedoch. Weil der 

Block 1 über keine integrierte Rauchgasreinigung 

verfügt, kann der Anlagenfahrer die 

Emissionswerte nur direkt über den Verbrennungsprozess 

einstellen. 

Die maximale Leistung hängt somit stark 

von den Entscheidungen und der Erfahrung 

des Anlagenfahrers ab. Hinsichtlich der vorgeschriebenen 

Grenzwerte für den maximalen 

Ausstoß von Kohlenmonoxid und Stickstoffdioxid, 

nimmt er an unterschiedlichen 

Parametern manuelle Korrekturen vor. Insbesondere 

modifiziert er die Gesamtluftmenge, 

die dem Verbrennungsprozess zur 

Verfügung gestellt wird. Die Steuerung dieses 

komplexen und dynamischen Prozesses 

stellt für den Anlagenfahrer bisher eine zusätzliche 

Belastung dar. 

Die KI hilft nun die Maximalleistung zu 

erhöhen – wirtschaftlich ein wichtiger Vorteil 

– und gleichzeitig Emissionen zu senken. 

Hierfür läuft die Künstliche Intelligenz nun 

im Hintergrund und korrigiert die Gesamtluftmenge, 

sodass zu jeder Zeit der beste 

Kompromiss aus allen Rauchgasparametern 

automatisch und pro-aktiv eingestellt wird. 

Das moderne Tool unterstützt den Anlagenfahrer 

und hilft den Prozess besser zu steuern. 

„Und er kann sich auf seine eigentliche 

Aufgabe konzentrieren: Die Anlage Richtung 

Volllast hochzufahren“, sagt Dr. Thomas 

Lanz. 

LL 

www.uniper.energy (22950919) 

VERBUND: Projektstart „LIFE 

Blue Belt Danube Inn“ 

(verbund) ERBUND, führender Wasserkrafterzeuger 

in Mitteleuropa, verbindet mit 

dem gewaltigen Programm „LIFE Blue Beld 

Danube Inn“ die letzten bislang unterbrochenen 

Lebensräume entlang von Donau und 

Grenz-Inn. Anschließend an bisherige Projekte 

werden die Kraftwerke, Schärding-Neuhaus, 

Passau-Ingling, Jochenstein, Aschach 

und Ybbs-Persenbeug mit Fischwanderhilfen 

ausgestattet und Ufer großflächig renaturiert. 

Mit der Investition von 60 Mio. Euro 

werden Donau und Inn bis 2027 fischpassierbar 

von Rumänien bis Rosenheim. 

„Dank jahrzehntelanger Erfahrung ist es 

uns möglich, die herausforderndsten Lücken 

in unserer Kraftwerkskette zu schließen und 

die Lebensräume wieder zu verbinden. Einmal 

mehr haben wir ein Projekt von europäischen 

Dimensionen begonnen, mit dem die 

Wasserkraft noch nachhaltiger wird. Sie 

macht es möglich, Entwicklungen der Jahrhunderte 

andauernden Geschichte von 

menschlichen Eingriffen in Flussläufe zurückzunehmen 

und verlorengegangene Habitate 

wieder zu erschaffen. Damit wird die 

Wasserkraft zum Teil der Lösung für Ökologie 

und Umwelt.. Unser Dank gilt den Projektpartnerinnen 

und Projektpartnern, allen 

voran der EU, die mit Mitteln aus dem LIFE+ 

Fonds das Projekt möglich macht“, unterstreicht 

Michael Strugl, CEO von VERBUND, 

die internationale Bedeutung des Projektes. 

Achim Kaspar, im Vorstand der VERBUND 

AG für die Erzeugung zuständig, zur Bedeutung 

der Maßnahmen: „Von bislang geplanten 

Investitionen in Renaturierung und Fischpassierbarkeit 

von 280 Mio. Euro bis 

2027 haben wir bereits 150 Mio. Euro für die 

Zukunft der Wasserkraft ausgegeben. Diese 

ist naturverträglich, wenn die möglichen 

Maßnahmen intelligent umgesetzt werden. 

Hier lassen wir uns von renommierten Experten 

beraten und der Erfolg bisheriger 

Projekte gibt uns recht. Mit LIFE Blue Belt 

Danube Inn setzen wir ein weiteres Projekt 

für kommende Generationen um.“ 

Michael Amerer, Geschäftsführer der VER- 

BUND Hydro Power GmbH: „Der Nutzen 

unserer Maßnahmen lässt sich belegen und 

ist grenzüberschreitend. Fische und andere 

Wasserlebewesen werden zukünftig vom 

Eisernen Tor bis Bayern wandern können. Je 

vernetzter ein Lebensraum, desto stabiler 

das Ökosystem. So geben wir Donau und Inn 

zurück, was ihnen zusteht und vereinen die 

nachhaltige Stromerzeugung mit nachhaltiger 

Artenvielfalt.“ 

Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der 

VERBUND Hydro Power Gmbh, ergänzt: 

„Wir schaffen mit unserem Know-how wesentlich 

mehr als die gesetzlichen Regelungen 

der EU-Wasserrahmenrichtlinie verlangen 

würde. Damit schließen wir an wissenschaftlich 

bestätigte Erfolge unserer bisherigen 

Renaturierungen an. Die LIFE Projekte 

Netzwerk Donau und Network Danube Plus 

haben bereits ökologische Trittsteine geschaffen, 

die wir mit Blue Belt Danube Inn 

verdichten und nachhaltig absichern.“ 

60 Mio. Euro für grenzüberschreitende 

Ökologie-Maßnahmen 

Österreichisch-Bayerische Kraftwerke AG 

und VERBUND Hydro Power GmbH investieren 

60 Mio. Euro in die Maßnahmen. 8 

Mio. Euro steuert die EU aus Mitteln des 

LIFE Programmes bei. Die Kraftwerke Jochenstein 

(Donau), Schärding-Neuhaus 

(Inn) und Passau-Ingling (Inn) erhalten Fischwanderhilfen. 

Ebenso werden die österreichischen 

Donaukraftwerke Aschach und 

Ybbs-Persenbeug barrierefrei. Damit wird 

die Donau bis 2027 fischpassierbar. Flankiert 

werden die Maßnahmen durch Uferstrukturierungen 

an Donau und Inn, um 

Lebensräume und geschützte Laichzonen 

für die Donaufische zu schaffen. 

Das Projekt LIFE Blue Belt Danube Inn zielt 

auf den Erhalt und Verbesserung der gefährdeten 

Flussfische an Donau und Inn ab. Im 

Fokus stehen die Süßwasserfische, die als 

Mittelstreckenwanderer verbundene Lebensräume 

an Donau und Inn benötigen. 

Die Barrierefreiheit der Kraftwerke erlaubt 

eine Verbindung von regionalen Populationen. 

Das Projekt schließt an das parallel laufende 

LIFE-Projekt LIFE Riverscape Lower 

Inn an. Durch die abgestimmte Vorgehensweise, 

auch mit weiteren Projekten an Donau 

und Inn, wird die maximale Wirkung 

sichergestellt, die sich nicht in Kilowattstunden 

sondern ausschließlich in ökologischen 

Verbesserungen bemessen lässt. Zusammen 

mit den bisherigen LIFE+ Projekten 

„Netzwerk Donau“ und Network Danube 

Plus“ wird der Erfolg der Ökologisierungsmaßnahmen 

durch die Verknüpfung 

nochmals aufgewertet. 

LL 

www.verbund.at (22950930) 



Vom Steinkohlekraftwerk zur 

Nachnutzung 

Herausforderungen von 

Konversionsprojekten 


Abstract 

From coal-fired power plant 

to repurposing – challenges of 


Decarbonisation means saying goodbye. 

Whereas in the case of nuclear power it was 

primarily technology-sceptical motives, coalfired 

power plants are falling victim to the targeted 

phase-out of CO 2 emissions. Whether the 

hectic decisions of recent times are sensible is 

debatable; the government does not seem prepared 

for foreseeable developments. For example, 

it is becoming apparent that industries 

could think in terms of carbon cycles in the 

future and that the production of CO 2 would 

be less critical. Based on the current political 

framework, it seems clear that a relevant 

number of large coal-fired power plants will be 

Autoren 

Dr. Michael Neupert 

Rechtsanwalt 

Kümmerlein, Simon & Partner 

Rechtsanwälte mbB 

Partnerschaftsgesellschaft mbB 


Vortrag gehalten auf dem 

53. Kraftwerkstechnischen 

Kolloquium, Dresden, 

5. und 6. Oktober 2021. 

Mit freundlicher Genehmigung 

der Veranstalter. 

aber es ist illusorisch, anzunehmen, größere 

Anlagen würden überflüssig. Bekanntlich 

gibt es Überlegungen, übergangsweise – 

d.h. allerdings auch für womöglich mehrere 

Jahrzehnte – Gaskraftwerke einzusetzen, 

und es liegt angesichts der bekannten 

Schwierigkeiten, „auf der grünen Wiese“ 

neue industrielle Anlagen zu errichten, 

nahe, vorhandene Standorte dafür zu nutzen. 

Selbiges gilt für Fuel Switch-Projekte. 

Aber auch für Batterie- oder thermische 

Speicheranlagen mag Platzbedarf entstehen, 

genau wie für Netzregel- oder Erzeugungsanlagen 

anderer Technologiesparten, 

etwa für Wasserstoff. Deshalb ist je nach den 

konkreten örtlichen Verhältnissen eine 

Überlegung wert, den Standort nicht gänzlich 

aufzugeben, sondern für eine mehr oder 

weniger konkrete unternehmenseigene 

Nachnutzung vorzuhalten. Alternativ kann 

ein Standort für unternehmensfremde Zwecke 

freigegeben werden. Dann stellt sich die 

Frage, ob eine Konversion für konkrete andere 

Nutzungen geplant ist oder „nur“ die 

Herstellung einer geordneten Industriebrache. 

Praktisch gesehen werden dabei nicht 

nur betriebswirtschaftliche Gesichtspunkte 

im engeren Sinne, sondern auch die Vorstellungen 

der eigenen Gesellschafter und Wünsche 

der Standortgemeinde eine Rolle spielen. 

Immerhin sind solche Gelände im Flächennutzungsplan 

bereits zur industriellen 

Nutzung ausgewiesen. 

Eine zweite Grundsatzentscheidung muss 

darüber getroffen werden, ob und wie sich 

das Energieversorgungsunternehmen an der 

Entwicklung der Fläche für eine Nachnutzung 

beteiligen möchte. Für Umstrukturierungsprojekte 

bieten sich grundsätzlich drei 

Modelle an: 

–– 

„Eigenentwicklung“: Das Energieversorgungsunternehmen 

entwickelt die Flächen 

in eigener Verantwortung und nutzt 

oder veräußert sie anschließend. Dieses 

Modell ist für Anpassungen an unvorhergesehene 

Entwicklungen offen. Auf der 

anderen Seite trägt das Energieversorphased 

out of production. This raises the question: 

What will happen to the sites? 

Conversion projects take a Janus-faced look at 

both the past and the future. Dealing with upheaval 

cleanly is not only a legal challenge, but 

also a legal one. Many things are legally feasible. 

The most important thing, however, is appreciative 

optimism: the past must be closed - 

only then does it become the past and, in the 

best case, something that one can look back on 

with satisfaction and a little nostalgia when 

opening the door to the future. 

l 

Dekarbonisierung bedeutet Abschied. Waren 

es in Bezug auf die Kernkraft vornehmlich 

technikskeptische Motive, so fallen Kohlekraftwerke 

dem angestrebten Ausstieg aus 

CO 2 -Emissionen zum Opfer. Ob die hektischen 

Entscheidungen der letzten Zeit sinnvoll 

sind, mag man diskutieren; auf absehbare 

Entwicklungen scheint die Regulierung 

nicht vorbereitet. So zeichnet sich ab, dass 

Industrien zukünftig in Kohlenstoffkreisläufen 

denken könnten und die Entstehung von 

CO 2 weniger kritisch wäre. Klar erscheint 

aufgrund der aktuellen politischen Rahmenbedingungen, 

dass eine relevante Anzahl 

von kohlebefeuerten Großkraftwerken 

aus der Produktion ausscheiden wird. Damit 

stellt sich die Frage: Was geschieht mit den 

Standorten? 

1 Unternehmerische 

Überlegungen 

Es scheint trivial, aber zu den wichtigsten 

Entscheidungen in Projekten gehört, welches 

Ziel erreicht werden soll. Ausgangspunkt 

ist die politische Großwetterlage. 

Energieerzeugung soll sich nach dem politischen 

Willen verändern, aber sie wird nicht 

verschwinden. Eine Chance besteht daher 

darin, große, bereits hergerichtete Standorte 

für die Energiewende zu nutzen. Zwar 

wird die Erzeugung dezentraler werden, 

33 | vgbe energy journal 



gungsunternehmen das gesamte wirtschaftliche 

Risiko und muss entscheiden, 

ob Flächenentwicklung zur Unternehmenstätigkeit 

gehört bzw. ob die nötigen Kompetenzen 

vorhanden sind. Eine Variante 

dieses Modells besteht darin, Rückbauarbeiten 

selbst zu beauftragen, die besonders 

dringend sind. Das kann sinnvoll 

sein, um Verkehrssicherungspflichten gerecht 

zu werden oder Kostensteigerungen 

wegen drohender Gebäudeeinstürze und 

dadurch entstehender großer Mengen 

teuren Baumischabfalls zu vermeiden. 

–– 

„Joint Venture“: Das Energieversorgungsunternehmen 

behält durch rechtliche Gestaltung 

– etwa eine Verpachtung – gewisse 

Einwirkungsmöglichkeiten. Die Rückbau- 

und Entwicklungsmaßnahmen führt 

ein Projektpartner durch, der das Gelände 

vermarktet. In dieser Mischform entsteht 

eine Sicherungsposition für die Interessen 

des Energieversorgungsunternehmens, 

weil der Eigentumsübergang aufgeschoben 

ist. Rechtstechnisch lässt sich dieser 

Weg auch durch die Zusammenarbeit mit 

einer neuen Konzerngesellschaft (bei späterer 

Eigennutzung) oder in einer Projektgesellschaft 

mit Externen verwirklichen. 

Das bietet größeren Einfluss um den Preis 

größerer Risiken. 

–– 

„Schneller Verkauf“: Das Gelände wird im 

Ist-Zustand veräußert. Der Erwerber 

übernimmt die Entwicklung allein. Dieses 

Modell belastet die Unternehmensressourcen 

im Vergleich am wenigsten und 

führt zu einem relativ schnellen Projektabschluss. 

Dafür fehlen Steuerungsmöglichkeiten 

in der zweiten Projektphase. 

2 Rechtliche Bausteine 

Die Konversion von Kraftwerksstandorten 

ist kein reines Bauprojekt, sondern verfolgt 

gleichzeitig zwei Ziele. Zum einen müssen 

die bestehende(n) Nutzung(en) ordnungsgemäß 

abgeschlossen werden, um Rechtsund 

damit Planungssicherheit zu haben. 

Zum anderen müssen rechtliche Grundlagen 

für die Veräußerung oder die neue Nutzung 

geschaffen werden. 

2.1 Abschluss der 

Bestandsnutzung 

Beabsichtigte Stilllegungen von Anlagen, 

die nach dem BImSchG genehmigungsbedürftig 

sind, sind unverzüglich unter Vorlage 

bestimmter Unterlagen bei der zuständigen 

Behörde anzuzeigen (§ 15 Abs. 3 BIm- 

SchG.) Diese Anzeige ist nicht identisch mit 

der Stilllegungsanzeige an die Bundesnetzagentur 

gemäß § 13b Abs. 1 Satz 1 EnWG. 

Stilllegung, Betreiberwechsel und Anlagenänderungen 

von Kühltürmen sind außerdem 

gemäß § 13 der 42. BImSchV anzuzeigen. 

Darüber hinaus regelt § 5 Abs. 3 BIm- 

SchG materielle Anforderungen an die 

Stilllegung: Schädliche Umwelteinwirkungen 

nach Betriebseinstellung müssen verhindert 

werden, eine rechtskonforme 

Abfall entsorgung gewährleistet sein, ggf. ist 

das Anlagengrundstück ordnungsgemäß 

wiederherzustellen. Regelmäßig muss außerdem 

aufgrund Einstufung des Kraftwerks 

als IED-Anlage das Anlagengrundstück 

wieder in seinen Ausgangszustand 

zurückgeführt werden, soweit dies verhältnismäßig 

ist (§ 5 Abs. 4 BImSchG). Wenn 

Anlagen an Gewässern, also etwa Einleitbauwerke, 

nicht als Teil der immissionsschutzrechtlichen 

Anlage unter Stilllegungspflichten 

fallen, ergeben sich Anforderungen 

aus § 36 Abs. 1 Satz 1 WHG. Es dürfen 

keine schädlichen Gewässerveränderungen 

zu erwarten sein; die Gewässerunterhaltung 

darf nicht mehr als unvermeidbar erschwert 

werden. Hinzu können landesrechtliche 

Anforderungen kommen. In Nordrhein-Westfalen 

beispielsweise kann die 

Wasserbehörde verlangen, dass die Anlage 

unter Wiederherstellung des früheren Zustandes 

beseitigt wird (§ 25 Abs. 1 LWG 

NRW). In den meisten Fällen enthalten die 

konkreten Zulassungsentscheidungen außerdem 

umfangreiche Kataloge von Nebenbestimmungen, 

von denen einige Regelungen 

für Stilllegung und Rückbau treffen. 

Sinnvollerweise muss angesichts dieser 

Pflichtenlage eine gemeinsame Sichtweise 

mit der Behörde auf die Gesamtheit der Anforderungen 

hergestellt werden. Diese Abstimmungen 

sind essentiell, um Planungssicherheit 

zu erlangen. Auch wenn das Verhältnis 

zur Aufsichtsbehörde noch so gut ist: 

Die Stilllegung ist eine Zäsur mit weitreichenden 

rechtlichen Folgen, und Unklarheiten 

können sich teuer rächen. Das strategische 

Teilziel besteht darin, von der bzw. den 

Behörden klare, belastbare Aussagen zu erhalten, 

was zu tun ist. Am Ende benötigt der 

Betreiber die Feststellung, dass alle Pflichten 

erfüllt sind. Denn falls dies, sei es aus 

projektimmanenten oder anderen Gründen, 

nicht gelingt, muss das verbleibende Programm 

in geeigneter Weise zum Erwerber 

migriert werden. 

Aber nicht nur die Stilllegung des Anlagenbestandes 

löst genehmigungsrechtlichen 

Bedarf aus, sondern auch der Rückbau. Dabei 

geht es um Baugenehmigungen für den 

Abriss und damit verbundene Maßnahmen, 

etwa das Fällen von Bäumen oder anderweitige 

Eingriffe in Natur und Landschaft, sowie 

Genehmigungen zur temporären Lagerung 

von Bauabfall. Daraus kann sich ein 

zeitlicher Engpass ergeben, weil auch Rückbaumaßnahmen 

zum Beispiel artenschutzrechtlichen 

Prüfbedarf auslösen können – 

etwa wegen Turmfalken an Kaminen oder 

Eidechsen in geschotterten Flächen. Unüberwindbare 

Hindernisse ergeben sich aus 

solchen Aspekten selten, aber sie bedeuten 

Aufwand für die technische Abwicklung und 

für die Antragstellung und müssen daher 

rechtzeitig angegangen werden. 

Schließlich wirft der Abschluss des Kraftwerksbetriebs 

auch arbeitsrechtliche Fragen 

auf, denn es muss über den Umgang mit den 

Beschäftigten entschieden werden. Unter 

psychologischen Gesichtspunkten oft nicht 

einfach, aber aus Projektsicht manchmal 

wegen des Insiderwissens unverzichtbar ist, 

die Mitarbeiter im Rahmen des Rückbaus 

bzw. der Umstrukturierung zu verwenden. 

Recht früh im Projekt muss aus rechtlicher 

Sicht vor allem Klarheit darüber hergestellt 

werden, welche Informations- und Beratungspflichten 

gegenüber dem Betriebsrat 

bestehen und ob ein Betriebsübergang im 

arbeitsrechtlichen Sinne stattfindet. 

2.2 Veräußerung 

Wenn die in Frage kommenden Nachnutzungen 

nicht ins Unternehmensportfolio 

passen, ist die Veräußerung zweiter Kernbestandteil 

eines Konversionsprojekts. Das 

Gelände verlässt das Unternehmensvermögen, 

optimalerweise wird dadurch Kapital 

zur Investition in andere Projekte frei. Dieser 

Weg ist gangbar, wenn der Standort unter 

keinem denkbaren Gesichtspunkt mehr 

für Unternehmenszwecke benötigt wird. 

2.2.1 Verkauf 

Aus rechtlicher Sicht geht es dann vor allem 

darum, die Haftung für Zustand und Tauglichkeit 

der Fläche zu begrenzen. Dies ist – 

Achtung – nicht nur eine Frage des eigentlichen 

Vertrags: Der gesamte Verkaufsprozess 

darf Erwerber nicht auf eine falsche Fährte 

locken, sonst droht eine Haftung wegen arglistiger 

Täuschung, die schon bei einer Behauptung 

ins Blaue hinein vorliegen kann. 

Es gibt immer wieder Käufer, die auf dem 

Umweg über die Gewährleistung versuchen, 

nachträglich den Kaufpreis zu drücken. Für 

ein Projekt kann dies der wirtschaftliche 

Tod sein. 

Es muss also eine Zäsur geschaffen werden, 

nach der das Gelände in einem definierten 

Zustand in die Verantwortung des Erwerbers 

übergeht. Aus rechtlicher Sicht kann 

dieser Übergabezustand beinahe beliebig 

sein; entscheidend ist, dass es keine Unklarheiten 

darüber gibt, was der Erwerber erwarten 

kann. Daher muss nicht nur der zu 

veräußernde Gegenstand nach Grundbesitz, 

Anlagen und Inventar genannt werden, sondern 

auch der bauliche Ist-Zustand des Geländes 

und der Anlagen. Auch etwaiger 

Denkmalschutz spielt eine Rolle, weil sich 

daraus nicht nur Folgekosten ergeben können, 

sondern vor allem Einschränkungen 

für die Flächenentwicklung. 

Dieses Thema wird drängender, wenn das 

Gelände nicht freigeräumt übergeben werden 

soll, sondern mit aufstehenden Anlagen. 

Dieser Weg verlagert Rückbau und Entsorgung 

auf den Erwerber. Sichergestellt 

sein muss aber, dass der Erwerber nachträglich 

keine Ansprüche geltend machen kann, 

weil er beispielsweise mit weniger Schadstoffen 

oder mehr Verwertbarem gerechnet 

hat. Um Schadstoffe geht es dabei nicht nur 

hinsichtlich Altlasten oder anderen schädlichen 

Bodenveränderungen. Auch in der 



Anlagentechnik verbergen sich bekanntlich 

nicht nur Kupferkabel und Edelstahl. Deshalb 

sollte sichergestellt und im Vertrag 

klargestellt werden, dass der Interessent/ 

die Interessenten ausreichend Informationen 

erhalten und wissen, auf welcher 

Grundlage sie ihren Kaufentschluss treffen. 

Ggf. kann das Vertragswerk sogar einen 

Hinweis auf gegebenenfalls vorhandene Abfälle 

in unbekannter Menge enthalten. Der 

Erwerber muss ferner nachgewiesenermaßen 

wissen, ob er Kosten für bzw. Einnahmen 

aus dem Rückbau, etwa durch Verkauf 

von Anlagenteilen oder Metallen, einkalkulieren 

kann. 

Ähnliches gilt in Bezug auf Leitungen: Eigene 

des veräußernden Energieversorgungsunternehmens, 

falls sie erhalten werden 

müssen, und fremde, für die Leitungsrechte 

bestehen. Hierbei zu beachten sind insbesondere 

die Eigentumslage, grundbuchliche 

Sicherungen, sowie vertragliche Vereinbarungen 

oder Regelungen zu Nutzung und/ 

oder Unterhaltung. Vertragliche Vereinbarungen 

gehen nicht automatisch auf einen 

Erwerber über, weshalb gesonderter Regelungsbedarf 

besteht. Fehlen grundbuchliche 

Sicherungen eigener Leitungen, muss überlegt 

werden, ob sie vor der Veräußerung geschaffen 

werden müssen oder sollen. 

2.2.2 Betreiberpflichten 

Erst recht ist im Vertragswerk eine genaue 

Regelung erforderlich, wenn der Erwerber 

in die Erfüllung der Betreiberpflichten nach 

Stilllegung eingebunden werden soll. Die 

immissionsschutzrechtlichen Verpflichtungen 

gehen nicht automatisch auf den Erwerber 

über, falls dieser die Anlage nicht weiterbetreibt. 

Die korrekte Erfüllung der Stilllegungspflichten 

muss daher Vertragsbestandteil 

sein, umgekehrt muss mit der Genehmigungsbehörde 

geklärt sein, welches 

Pflichtenheft abzuarbeiten ist. Allgemein 

gilt dabei: Je weniger man mit der Umsetzung 

zu tun haben möchte, desto mehr muss 

im Voraus vertraglich geregelt werden. 

Ohne klare vertragliche Regelungen besteht 

die Gefahr von erheblichen finanziellen 

Nachforderungen. Außerdem kann eine 

„zweite Front“ zur Genehmigungsbehörde 

entstehen. Nach Eigentumsübergang hat der 

Betreiber aber auf den Standort keinen Zugriff 

mehr, wenn er sich diesen nicht sichert. 

Wenn die Behörde Anforderungen stellt, das 

Eigentum aber Einwirkungsmöglichkeiten 

fehlen, hat das Energieversorgungsunternehmen 

ein Problem. Gibt man Eigentum ab, 

dann gibt man zugleich grundsätzlich alle 

Einflussmöglichkeiten ab. Was noch gebraucht 

wird, muss gesichert werden. 

2.2.3 Buchwerte 

Ein Sonderproblem kann sich ergeben, 

wenn die zu veräußernden Flurstücke mit 

hohen Buchwerten der Bilanz geführt werden. 

Dann stellt sich die Frage, ob sie zu einem 

geringeren Preis veräußert werden 

dürfen, ohne die Entscheidungsträger – 

nach den gesellschaftsrechtlichen Bestimmungen 

regelmäßig die Führungsspitze – 

einem Untreuevorwurf auszusetzen. Ein 

solches Geschäft lässt sich prinzipiell aus 

unternehmerischen Gründen rechtlich 

rechtfertigen, der Abwägungsprozess muss 

aber dokumentiert werden. Außerdem kann 

eine Veräußerung zu einem Preis unterhalb 

des Buchwertes beihilferechtlich problematisch 

werden, weil die Differenz zwischen 

Buchwert und Kaufpreis als Beihilfe an den 

Erwerber qualifiziert werden kann (Bekanntmachung 

der Kommission zum Begriff 

der staatlichen Beihilfe im Sinne des Artikels 

107 Absatz 1 des Vertrags über die Arbeitsweise 

der Europäischen Union [2016/C 

262/01], Rn. 51 f.). 

In diese Überlegungen muss der Aufwand 

für Stilllegung und Rückbau einbezogen 

werden; es sind nicht allein die Buchwerte 

maßgeblich. Dies wirft freilich die Frage auf, 

ob etwaige hohe Buchwerte nicht ohnehin 

zu aktualisieren sind. Erst recht gilt dies, 

wenn das Energieversorgungsunternehmen 

den Rückbau selbst durchführt, denn dadurch 

verändert sich der Grundbesitz und 

kann ein Anlass für die Neubewertung entstehen. 

2.3 Bodenveränderungen 

Sollten sich Verunreinigungen auf den zu 

veräußernden Flächen finden, so können 

diese eine bodenschutzrechtliche Verantwortlichkeit 

zur Sanierung auslösen, die 

auch nach Veräußerung des Grundbesitzes 

weiterbestünde. Der Verursacher schädlicher 

Bodenveränderungen kann zur Sanierung 

von den Behörden auch in Anspruch 

genommen werden, wenn er das Eigentum 

veräußert hat (§ 4 Abs. 3 BBodSchG). Das 

lässt sich nicht verhindern, aber im Vertragswerk 

muss geregelt werden, wer eine 

etwaige Sanierung durchführt. Hieraus ergibt 

sich nicht nur ein preisbildendes Element; 

vielmehr muss die Erfüllung etwaiger 

Sanierungspflichten im Fall eines Flächenverkaufs 

auch nach dem Eigentumswechsel 

gesichert werden. 

Sind umfangreiche Sanierungsmaßnahmen 

absehbar erforderlich, kann sich daraus ein 

Hemmschuh für das Projekt ergeben, weil 

ein Erwerber Rechtssicherheit haben möchte. 

Dann kommt in Betracht, mit der Bodenschutzbehörde 

über einen Sanierungsplan 

und Sanierungsvertrag (dazu § 13 BBod- 

SchG) zu verhandeln. Dieses Instrumentarium 

ermöglicht eine verbindliche Festlegung, 

durch welche behördliche Nachforderungen 

ausgeschlossen werden können. 

Möglich ist dabei, mehrere Parteien einzubinden, 

so dass für alle Beteiligten Rechtssicherheit 

geschaffen werden kann. 

2.4 Folgenutzung 

Der dritte Blick gilt der neuen Nutzung des 

Kraftwerksstandortes. Falls dieser durch das 

Energieversorgungsunternehmen selbst 

weiter verwendet werden soll, geht es dabei 

neben den üblichen Anlagenbauverträgen 

„nur“ um genehmigungsrechtliche Fragen. 

Eine neue Nutzung, etwa eine Änderung des 

Brennstoffs auf Holzpelletfeuerung, stellt 

sich rechtlich als wesentliche Änderung im 

Sinne des § 16 BImSchG dar und erfordert 

daher ein neues Genehmigungsverfahren. 

Mit der Behörde diskutiert werden kann allerdings, 

ob eine Öffentlichkeitsbeteiligung 

notwendig ist (§ 16 Abs. 2 BImSchG, § 9 

UVPG). Lässt sich das Vorhaben nicht mehr 

als Änderung der Bestandsanlage darstellen, 

dann werden aus immissionsschutzrechtlicher 

Sicht Stilllegung des Bestandes 

und Beantragung einer Neuanlage kombiniert, 

und der genehmigungsrechtliche Aufwand 

steigt. Daher bietet sich einen genaue 

Analyse der rechtlichen Ausgangslage an: 

Liegt für den gesamten Bestand eine einheitliche 

Anlagengenehmigung vor? Können alternativ 

einige von mehreren Bestandsgenehmigungen 

als Grundlage für die Neuausrichtung 

genutzt werden? Kommt in 

Betracht, einen Standortvorbescheid (§ 9 

Abs. 1 BImSchG) zu beantragen, um das Gesamtverfahren 

besser zu strukturieren? 

Falls das Gelände nicht für unternehmenseigene 

Zwecke weiterverwendet werden soll, 

muss sich der Betreiber rein rechtlich gesehen 

nicht für die weitere Nutzung interessieren. 

Da Energieversorgungsunternehmen 

oft ein Stück weit unter einer Art öffentlicher 

Beobachtung stehen und mit Erwartungshaltungen 

konfrontiert sind, scheidet 

eine „Egal-Haltung“ aber praktisch gesehen 

aus. Sofern der Standort nicht komplett veräußert 

wird, muss ohnehin geklärt werden, 

welche Nachnutzung in der entstehenden 

neuen Nachbarschaft toleriert werden kann 

bzw. welche auf keinen Fall. Denn in der 

Bauleitplanung, die durch die zuständige 

Behörde erfolgt, wird das Energieversorgungsunternehmen 

lediglich als Nachbar 

beteiligt und kann sich insbesondere rechtlich 

nicht auf informelle Absprachen mit der 

Standortgemeinde berufen, die es manchmal 

gibt – sie sind hilfreich, aber sie binden 

die Gemeinde nicht. Im Gegenteil ist diese 

gesetzlich verpflichtet, bei der Aufstellung 

von Bebauungsplänen alle betroffenen Belange 

gegen- und untereinander gerecht abzuwägen. 

Theoretisch besteht – natürlich – 

auch die Möglichkeit, den Flächennutzungsplan 

zu ändern und die ehemalige Kraftwerksfläche 

etwa für eine naturnahe Nutzung 

vorzusehen, als potentielle 

Ausgleichsflächen für andere Vorhaben zu 

reservieren oder einer Ansiedlung von 

Wohngebäuden anzubieten. Eine stärkere 

Einflussnahme ist durch Aufstellung eines 

vorhabenbezogenen Bebauungsplans 

(§ 12 BauGB) möglich, welcher auf Initiative 

des Vorhabenträgers als (Mit-)Planungsträger 

erlassen wird. Darin können Festsetzungen 

stärker mitbestimmt werden als bei 

der rein kommunalen Bauleitplanung. 

Etwaige Störungen des verbleibenden Betriebs 

müssen so oder so möglichst wirksam 

verhindert werden. Dies betrifft den Betrieb 



Materials & Quality Assurance 2022 

4 and 5 May 2022 

Schloss Paffendorf in Bergheim/Germany or via Web-Meeting 

vgbe–Workshop 

Materials & Quality Assurance 

The 6 th International VGB Workshop „Materials and Quality 

Assurance“ takes place in Bergheim, Castle Paffendorf hosted by 

RWE or via Web-Meeting. 

Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding 

and quality assurance aspects. 

The main topics are: 

| Hydrogen l Damages l Material 

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers 

and experts interested in technology and its environment, researcher, 

authorities and associations. 

We look forward to seeing you in Bergheim/Germany 

and online. 

Take advantage of this opportunity for an extensive exchange 

of experiences among professional colleagues! 

Programme 

Subject to change 

WEDNESDAY, 4 MARCH 2022 

08:00 Registration, Welcome-Coffee 

09:00- 

09:20 

09:20- 

09:40 

09:40- 

10:00 

10:00- 

10:30 

In particular, we would like to thank 

RWE Power AG for its support for 

the organization of the event. 

Opening 

Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 

Dr Frank Neumann, RWE Power AG, and 

Jens Ganswind-Eyberg, VGB PowerTech e.V. 

vgbe 2025 

Dr Thomas Eck, VGB PowerTech e.V. 

TC Material and Quality Assurance 2025 

Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 

and Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG 

Discussion 

Dr Thomas Eck, VGB PowerTech e.V. 

11:00- 

11:20 

11:20- 

11:40 

11:40- 

12:00 

12:00- 

12:30 

13:30- 

13:50 

13:50- 

14:20 

14:20- 

14:40 

14:40- 

15:00 

15:30- 

15:50 

Session „Hydrogen“ 

Moderator: Dr Frank Neumann, RWE Power AG 

Challenges with metallic materials for the 

transport and storage of hydrogen 

Oded Sobol, Bundesanstalt für Materialforschung 

und -prüfung 

Material testing and modelling for safe design 

and operation of components in hydrogen 

transportation systems 

Frank Schweizer, Ken Wackermann, Heiner Oesterlin 

and Thorsten Michler, 

Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM 

Requirements of a plant operator for material 

qualification with regard to H2 readiness 

Dr Simon Heckmann, 

RWE Technology International GmbH 

Discussion 

Session “Damages I” 

Moderator: Dr Frank Neumann, RWE Power AG 

Flexibility – Analysis of its effects on availability by 

evaluation of the VGB database KISSY 

Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG 

Continuous monitoring of GFRP-components by 

means of acoustic sensors 

Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG 

Thermal ageing of stellited hollow cylinder 

samples – VGB Research Project 416 

Stephan Elsen-Humberg, RWE Power AG 

Discussion 

Session “Damages II” 

Moderator: Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG 

Influence of a P92 typical post weld heat treatment 

on the long-term properties of Alloy 617 at 600 °C 

power plant operation 

Dr Gerhard Maier, Dr Martin Widera, Dr Frank Neumann 

and Dr Christoph Somsen, 

Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM, 

RWE Power AG, Ruhr Universität Bochum 

Online Registration 

https://register.vgbe.energy/20322/ 

Kontakt 

Diana RInghoff | t +49 201 8128-232 | 

e vgbe-material@vgbe.energy

15:50- 

16:10 

16:10- 

16:30 

16:30- 

17:00 

Erosion repair of ST LP casings 

Ken Mitchell, RWE Generation UK 

Development of weld repair techniques for 

GT exhaust gas housings 

Carlos Fernandes, RWE Generation UK 

Discussion 

18:30 Evening event 

THURSDAY, 5 MAY 2022 

08:30- 

08:50 

08:50- 

09:10 

09:10- 

09:30 

09:30- 

10:00 

10:30- 

10:50 

10:50- 

11:10 

11:10- 

11:30 

11:30- 

11:50 

11:50- 

12:20 

Session “Damages III” 

Moderator: Dr Andreas Klenk, 

Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart 

Damages to drainage systems – current examples 

and repair concepts 

Dr Christian Ullrich, Rolf Glaser and Uwe Wegge, 

vgbe energy service GmbH 

Strain induced corrosion cracking as a relevant 

failure mechanism in thermal power stations 

Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH 

Deterioration at the boundary 

GT outlet/HRSG inlet 

Audrey Platon and Azadeh Stofer, EDF 

Discussion 

Session “Material I” 

Moderator: Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH 

Highlights and selected results of the joint R&D 

Project „VGB Calculation Methods“ including 

perspectives on updates of the European standard 

on calculation methods 

Dr Jürgen Rudolph, Framatome GmbH 

Creep-fatigue assessment of power plant steels – 

recent achievements and current research 

activities at Fraunhofer IWM 

Dr Gerhard Maier, Hermann Riedel 

and Heiner Oesterlin, 

Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM 

Creep fatigue behaviour of P92 welds 

Thorben Bender, Dr Andreas Klenk and Stefan Weihe, 


Using the remote diagnostic systems based on 

virtual testing environment and digital twins to 

lifetime assessment of power equipment 

Dr Marcin Hatłas, Pro Novum Ltd 

Discussion 

13:20- 

13:40 

13:40- 

14:00 

14:00- 

14:20 

14:20- 

14:40 

14:40- 

15:10 

Session “Material II” 

Moderator: Dr Jörg Bareiß, 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG 

Review of the relevant knowledge 

for martensitic steel grade as base for 

a VGB-technical-scientific report 

Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH 

Lifetime of dissimilar welds TP347H/P91 

Audrey Platon and Azadeh Stofer, EDF 

Test loop to assess component 

creep fatigue behaviour 

Dr Andreas Klenk, Dr Klaus Metzger and Frank Kluger, 

Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart, 

Grosskraftwerk Mannheim AG 

Creep damage characterisation for lifetime 

evaluation 

Dr Andreas Klenk, Dr Annett Udoh, Rudi Scheck 

and Magdalena Speicher, 


Discussion 

15:10 End of Workshop 

Practical Information 

VENUE (ON-SITE) 

Schloss Paffendorf 

Burggasse 

50126 Bergheim, Germany 

ONLINE REGISTRATION 


CONDITIONS OF PARTICIPATION 

Participation fee on-site: 

| vgbe/VGB Member 780.- € 

| vgbe/VGB Non-Member 990.- € 

| University, public authorities, retired 300.- € 

Participation fee online: 

| vgbe/VGB Member 625.- € 

| vgbe/VGB Non-Member 795.- € 

| University, public authorities, retired 240.- € 

PRIVACY POLICY & GENERAL TERMS 

More details are available on the vgbe website at 

www.vgbe.energy/en/conditions-of-participation-privacy-policy 

* vgbe energy has been the new brand identity of 

VGB PowerTech since September 2021. 

VGB PowerTech e.V. 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

be informed 

www.vgbe.energy


der verbleibenden Produktions- und Nebenanlagen, 

Leitungen, Fahrwege und Zugriffsrechte 

auf Flächen, die zur Wartung erforderlich 

sind. Gegenüber dem Erwerber ist 

die Nachnutzung soweit möglich im Vertragswerk 

abzusichern. Da vertragliche Regelungen 

nur den Erwerber binden und sich 

nicht auf langfristige Nutzer des (entwickelten 

und weiterverkauften) Areals erstrecken, 

müssen darüber hinaus bei Bedarf 

langfristige Absicherungen zum Beispiel im 

Grundbuch geschaffen werden. Dies betrifft 

vor allem die Fälle, in denen das Energieversorgungsunternehmen 

nicht an der Auswahl 

der Nachnutzer beteiligt wird. 

3 Teilveräußerung 

Besondere Herausforderungen entstehen, 

wenn der Standort nur teilweise aufgegeben 

werden soll. Historisch können sich innerhalb 

der Kraftwerksanlagen unterschiedliche 

technische Einrichtungen etabliert haben, 

die nur teilweise abgebaut werden sollen, 

etwa bei Standorten mit paralleler 

Gas- und Kohleverstromung. Darüber hinaus 

können sich Nutzungen außerhalb der 

Kraftwerkstechnik etabliert haben, die Synergien 

ausnutzen. Dann setzt eine Teilveräußerung 

voraus, technische Gemengelagen 

zu entflechten. Unbedingt muss dazu das 

unternehmenseigene Wissen gehoben werden: 

Welche technischen Verbindungen gibt 

es? Wie greift ein Teil in den anderen? Wo 

gab es in der Vergangenheit Probleme? Wo 

verlaufen welche Leitungen? 

3.1 Genehmigungsrecht 

Eine technische Entflechtung kann zu genehmigungsrelevanten 

Änderungen der 

BImSch-Anlagen führen, beispielsweise 

durch eine neue Abgasführung infolge des 

Rückbaus von Kaminen, durch Anpassung 

von Steuerungstechnik oder Umlegen von 

auf Leitungen. Wesentliche Änderungen 

sind genehmigungsbedürftig, unwesentliche 

anzeigepflichtig (§§ 15, 16 BImSchG). 

Außerdem können sich während der Entflechtung 

störfallrelevante Änderungen an 

nicht-genehmigungsbedürftigen Anlagen 

ergeben, die dem Anzeige- und Zulassungsverfahren 

der §§ 23a, 23b BImSchG unterliegen. 

Außerhalb des Immissionsschutzrechts 

können baurechtliche Genehmigungserfordernisse 

bestehen, etwa zu 

Umnutzung und Rückbau. Auch bei wasserrechtlichen 

Erlaubnissen kann Anpassungsbedarf 

entstehen, sofern etwa Entnahmeoder 

Einleitzwecke sowie Mengengerüste an 

die kraftwerkstechnischen Anlagen geknüpft 

sind. Auch hier bestehen emissionsrechtliche 

Anzeige- (§ 4 Abs. 4 TEHG) und 

Mitteilungspflichten (§ 22 ZUV 2020) sowie 

ggf. Mitteilungspflichten bei Veränderungen 

der Betriebsorganisation (§ 52b BImSchG). 

3.2 Schutz von Anlagen und Betrieb 

Der Rückbau darf die verbleibenden Anlagen 

nicht physisch gefährden. Das kann bei 

engen baulichen Verhältnissen technisch 

anspruchsvoll sein, zumal, wenn große 

Bauwerke niedergelegt werden müssen. 

Nicht nur mit Blick auf die technische Entflechtung, 

sondern auch zum Schutz anderer 

Objekte müssen die Anforderungen daher 

genau ermittelt und vertraglich fixiert 

werden: Reicht eine allgemeine Pflicht 

zum schonenden Rückbau, oder müssen 

genaue Vorgehensweisen gefordert werden, 

ggf. auf Grundlage von Standsicherheits- 

und Erschütterungsgutachten? Möchte 

das Energieversorgungsunternehmen 

an Planung und Durchführung des Rückbaus 

mitwirken, oder genügen Garantien 

und Schadensersatzansprüche? Soll eine 

gemeinsame Beweissicherung stattfinden, 

soll sie als verbindlicher Maßstab dienen 

(dann muss sie vollständig sein)? Müssen 

Arbeits- und Lagerflächen definiert 

werden? 

Auch nach der Rückbauphase darf die 

Nachnutzung den Betrieb der verbleibenden 

Kraftwerksanlagen nicht einschränken. 

Das betrifft zunächst grundlegende Gesichtspunkte 

wie Fahrwege und Leitungsrechte. 

Darüber hinaus muss die Duldung 

von Immissionen vereinbart werden. Da die 

späteren Nachbarn regelmäßig nicht mit 

dem unmittelbaren Investor identisch und 

damit nicht direkte Vertragspartner des 

Energieversorgungsunternehmens sind, 

müssen Duldungsdienstbarkeiten oder ähnliche 

Sicherungen im Grundbuch festgeschrieben 

werden. Das kann, zur weiteren 

Absicherung, auch schon vor Eigentumsübergang 

passieren. Erst recht wichtig sind 

solche Schritte, wenn sich das Energieversorgungsunternehmen 

nicht an der Entwicklung 

der abzugebenden Teilfläche beteiligen 

möchte und daher nicht einwirken 

kann. 

Achtungsabstände sind aus Sicht des Erwerbers 

interessant, weil die bestehenden Anlagen 

Bestandsschutz genießen und weil 

§ 50 BImSchG Ansiedlungsmöglichkeiten 

beschränkt: Bei raumbedeutsamen Planungen, 

wozu auch die Aufstellung von Bebauungsplänen 

gehört, sind Flächen einander 

so zuzuordnen, dass Wohn- und andere 

schutzbedürftige Gebiete möglichst wenig 

schädlichen Umwelteinwirkungen und 

Störfallrisiken ausgesetzt sind. Aber für 

eventuelle Betriebserweiterungen oder 

Neuanlagen muss auch das Energieversorgungsunternehmen 

bedenken, dass Ansiedlungen 

in der Nachbarschaft zu Schwierigkeiten 

führen können. Denn § 50 BImSchG 

gilt nicht nur für Planungen, sondern auch 

für raumbedeutsame Maßnahmen, und 

auf Grundlage der Rechtsprechung des 

EuGH (Urteil des EuGH v. 15.9.2011 in der 

Rechtssache C-53/10 – Mücksch) gehören 

dazu nach Art. 13 Abs. 2 der Seveso III- 

Richtlinie auch immissionsschutzrechtliche 

Zulassungsverfahren. Näheres zu Abständen 

findet sich im KAS-Leitfaden 18, ferner 

gibt es nach wie vor Überlegungen zu einer 

TA Abstand. 

4 Projektmanagement 

Erfahrungen aus dem juristischen Projektmanagement 

zeigen, dass häufig unterschätzt 

wird, wie viele Einzelfragen entschieden 

werden und wieviel Unterlagen 

zusammengestellt werden müssen, um Anträge 

zu stellen und Kaufinteressenten zu 

informieren. Da alle Projekte ein Eigenleben 

führen, muss man dem mit einer gewissen 

Gelassenheit und der Bereitschaft begegnen, 

Probleme zu lösen, wenn sie auftreten. 

Nicht alles muss aus rechtlicher Sicht zu Beginn 

bis ins letzte Detail durchdacht sein. 

Anders gesagt: Man kann jedes Projekt zu 

Tode verwalten. Bewährte Steuerungsmittel 

sind To-do-Listen und regelmäßige Projektgespräche 

mit klarer Agenda. 

Wenn das Energieversorgungsunternehmen 

in eine kommunale Eignerstruktur eingebunden 

oder Sektorenauftraggeber (§ 100 

Abs. 1 Nr. 2 GWB) ist, kann je nach den beabsichtigten 

Geschäftsinhalten ein förmliches 

Vergabeverfahren erforderlich sein. 

Unabhängig von einer rechtlichen Pflicht 

wird das Projekt aber schon deshalb regelmäßig, 

auch außerhalb der vergaberechtlichen 

Bestimmungen, ausgeschrieben werden, 

um interessante Projektpartner zu finden. 

Auch wenn dann rechtlich größere 

Freiheit herrscht, bieten sich vergaberechtliche 

Grundsätze wie Transparenz und Diskriminierungsfreiheit 

als Orientierungshilfe 

an, um Interessenten fair zu behandeln. 

Je nach Anzahl potentieller Interessenten 

für einen (Teil)erwerb bietet sich eine erste 

Auswahl anhand indikativer Angebote an. 

Darin können nicht nur Preisvorstellungen 

abgefragt werden, sondern auch die beabsichtigte 

Herangehensweise und Skizzen 

von Nachnutzungskonzepten. Diese erste 

Phase eignet sich auch dazu, unverrückbare 

Anforderungen zu verdeutlichen, um ungeeignete 

Bieter abzuschrecken. Konkrete Gespräche 

sollten möglichst erst nach Verengung 

des Interessentenkreises stattfinden, 

um den Aufwand vertretbar zu halten. Über 

konkrete juristische Vertragsformulierungen 

muss ohnehin erst gesprochen werden, 

wenn konzeptuelle Einigkeit über das Geschäft 

besteht; man beißt sich sonst zu früh 

an Details fest. 

5 Zusammenfassung 

Konversionsprojekte blicken janusköpfig auf 

Vergangenheit und Zukunft zugleich. Einen 

Umbruch sauber zu bewältigen, ist nicht 

nur, aber auch eine juristische Herausforderung. 

Rechtlich machbar ist vieles. Am wichtigsten 

ist aber wertschätzender Optimismus: 

Es gilt, die Vergangenheit abzuschließen 

– erst dadurch wird sie zur Vergangenheit 

und im besten Fall zu etwas, auf das 

man beim Öffnen der Tür in die Zukunft zufrieden 

und etwas nostalgisch zurückblicken 

darf. 

l 



Gibt es Zukunft für 

Kohlekraftwerke ohne Kohle? 

Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick und Michael Weisenburger 

Abstract 

Is there a future for coal-fired power 

plants without coal? 

In Germany, the phase-out of coal-fired power 

generation is being pushed increasingly hard 

as part of the energy transition in order to 

achieve the German government’s goals of climate 

neutrality by 2045. This is associated 

with a considerable reduction in CO 2 emissions. 

Existing capacities at currently operating 

coal-fired power plants will be phased out according 

to a fixed phase-out plan of “kraftwerksscharf” 

for lignite-fired power plants, 

and according to an auction procedure for 

hard coal. However, power plant closures to 

date show that not only the longest-serving 

power plants with low efficiencies, but also 

modern, ultra-supercritical plants with the 

highest efficiencies are awarded the contract 

for decommissioning. At the same time, as the 

share of electricity generation from renewable 

Autoren 

Hellmuth Brüggemann 

Reinhard Gollnick 

Michael Weisenburger 

GE Power 

Stuttgart, Deutschland 

Vortrag gehalten auf dem 

53. Kraftwerkstechnischen 

Kolloquium, Dresden, 

5. und 6. Oktober 2021. 

Mit freundlicher Genehmigung 

der Veranstalter. 

Im Zuge des gewünschten Ausstiegs aus der 

Verstromung von festen fossilen Brennstoffen 

Braunkohle und Steinkohle hatten Bundestag 

und Bundesrat im Sommer 2020 

nach dem Atomausstiegsgesetz auch den 

Ausstieg aus der Kohleverstromung per Gesetz 

am 3. Juli beschlossen und auf den Weg 

gebracht. Bis 2038 soll die Förderung und 

Verstromung der fossilen Energieträger 

schrittweise beendet werden. Für Braunkohle 

gibt es einen für jedes Kraftwerk festgelegten 

Fahrplan mit konkreten Abschaltenergy, 

photovoltaics and wind energy, increases, 

so does the demand on the remaining 

or newly constructed plants for grid stabilisation. 

For this purpose, new open gas turbines, 

so-called “peakers”, are currently being built, 

which have the task of being quickly available 

and covering the demand for electricity for a 

limited time, which the renewable ones cannot 

cover due to unfavourable weather conditions, 

e.g. because of no wind or heavy cloud cover. 

Biomass is already being used thermally together 

with coal to reduce the CO 2 emissions of 

coal-fired power plants. In addition to wood 

pellets, which are traded worldwide, biomass 

residues from the agricultural industry, such 

as pellets from sunflower seed shells, are increasingly 

being used. Other concepts envisage 

using existing power plants formerly designed 

for coal by converting them to natural gas for 

further use as grid stabilisation plants on the 

capacity market, while at the same time saving 

CO 2 . The advantage lies in the use of existing 

infrastructure, such as grid connection as 

well as generator and turbine: the existing 

steam generator can be converted to natural 

gas operation with comparatively low investment, 

often while retaining full load capability. 

Compared to a gas turbine plant, the conversion 

costs are lower and the conversion can 

be carried out more quickly. 

l 

1 Zusammenfassung 

In Deutschland wird im Rahmen der Energiewende 

der Ausstieg aus der Kohleverstromung 

zunehmend stark vorangetrieben, um 

die Ziele der Klimaneutralität der Bundesregierung 

bis 2045 zu erreichen. Dies ist mit 

einem erheblichen Rückgang von CO 2 -Emissionen 

verbunden. 

Bestehende Kapazitäten bei den derzeit betriebenen 

Kohlekraftwerken werden nach 

einem festen Ausstiegsplan „kraftwerksscharf“ 

bei Anlagen der Braunkohleverstromung, 

und nach einem Auktionsverfahren 

bei der Steinkohle abgebaut. Bisherige Stilllegungen 

von Kraftwerken zeigen jedoch, 

dass nicht nur die dienstältesten Kraftwerke 

mit geringen Wirkungsgraden, sondern 

auch moderne, ultraüberkritische Anlagen 

mit höchsten Wirkungsgraden den Zuschlag 

zur Stilllegung erhalten. Gleichzeitig steigt 

mit immer höherem Anteil an Stromerzeugung 

aus erneuerbarer Energie, Photovoltaik 

und Windenergie, auch die Anforderung 

an die verbleibenden oder neu zu errichtenden 

Anlagen zur Netzstabilisierung. Derzeit 

werden zu diesem Zweck neue offene Gasturbinen, 

sogenannte „Peaker“ errichtet, die 

die Aufgabe haben schnell verfügbar zu sein 

und für begrenzte Zeit den Bedarf an Elektrizität 

zu decken, den die Erneuerbaren aufgrund 

ungünstiger Wetterlage z.B. wegen 

Windstille oder starker Bewölkung nicht 

decken können. 

Zur Senkung des CO 2 -Ausstoßes von Kohlekraftwerken 

wird bereits Biomasse mit Kohle 

gemeinsam thermisch genutzt. Vermehrt 

kommen dabei neben den weltweit gehandelten 

Holzpellets auch Biomassen als Reststoffe 

aus der Agrarindustrie, wie zum Beispiel 

Pellets aus Sonnenblumenkernschalen 

zum Einsatz. Andere Konzepte sehen vor, 

bestehende ehemalig für Kohle ausgelegte 

Kraftwerke, durch die Umrüstung auf Erdgas 

einer weiteren Nutzung als Netzstabilisierungsanlage 

auf dem Kapazitätsmarkt 

einzusetzen und dabei gleichzeitig CO 2 einzusparen. 

Der Vorteil besteht in der Nutzung 

vorhandener Infrastruktur, wie Netzanbindung 

sowie Generator und Turbine: Der vorhandene 

Dampferzeuger kann mit vergleichsweise 

geringen Investitionen auf Erdgasbetrieb, 

oft unter Beibehaltung der 

Volllastfähigkeit umgebaut werden. Im Vergleich 

zu einer Gasturbinenanlage sind die 

Umbaukosten geringer und die Umrüstung 

kann schneller erfolgen. 

2 Ausstieg aus der 

Kohleverstromung 




zeitpunkten und entsprechenden Entschädigungen 

für Unternehmen, da die Förderung 

in Tagebaubetrieben angeschlossen und damit 

betroffen ist. 

In Bezug auf den Brennstoff Steinkohle, die 

in Deutschland nicht mehr gefördert und 

bereits seit einiger Zeit überwiegend weltweit 

importiert wird, werden Kraftwerke 

über Jahre hinweg in mehreren Auktionen 

aus dem Markt gebracht. Die Betreiber ermitteln 

im Vorfeld eine Entschädigungssumme 

für diese Kraftwerke und steigen 

damit in die Stilllegungsauktion ein. Den 

Zuschlag erhalten die Kraftwerke mit den 

geringsten Entschädigungskosten. 

Zeitgleich zum Ausstieg treibt die Bundesregierung 

den Ausbau der Erneuerbaren Energien 

voran. Kohleausstieg, Strukturstärkung 

und Ausbau von Wind- und Sonnenenergie 

sollen so gemeinsam die Basis für einen verlässlichen, 

sozialverträglichen und rechtssicheren 

Kohleausstieg bilden. Seit 2016 bis 

Ende 2020 wurden in Deutschland fossil 

betriebene Kraftwerke mit einer Leistung 

von über 11 GW stillgelegt. Das lässt sich der 

Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur entnehmen. 

Dieser Vorgang wird sich auch ab 

2021 in dieser Weise weiter fortsetzen. 

B i l d 1 zeigt den geplanten Verlauf der verbleibenden 

Kohlekraftwerkskapazität in 

Deutschland bis zum Jahr 2038 [1]. 

3 Einsatz von Biomasse 

Stroh Pellets 

Sägespäne oder Holzpellets 

Bild 2. In Kraftwerken eingesetzte Biomassen. 

Beim Bestreben den CO 2 -Footprint der Kohlekraftwerke 

zu senken und damit CO 2 -Zertifikate 

einzusparen, spielt die Mitverbrennung 

von Biomassen eine zunehmende Rolle, 

siehe B i l d 2 . 

Allerdings ist die Mitverbrennung von den 

meistgehandelten Holzpellets bei derzeitigen 

Rahmenbedingungen und heute geltenden 

CO 2 -Kosten ohne Subventionen nicht 

wirtschaftlich. Technisch hingegen ist die 

Trocknung, Mahlung und Verbrennung für 

Sonnenblumenschalen (Pellets oder Natur) 

Zellstoff Briquettes 

viele verfügbare Biomassen machbar. Je 

nach Art und Anlieferungszustand der Biomasse 

ist eine Vermahlung in den bestehenden 

Kohlemühlen, ggf. unter Verwendung 

von Einbauten in die Mühle nach der Ertüchtigung 

hinsichtlich Ex-Schutz und Anpassung 

der Betriebsweise der Mühlen möglich. 

Es gibt im Wesentlichen folgende Konzepte 

der thermischen Biomassenutzung. 

45 

Kraftwerke am Strommarkt nach BNetzA inkl. Datteln IV 

Kapazitätsangaben beziehen sich 

auf das jeweilige Jahresende 

40 

Zielwert KWSB 

30 Gigawatt mit je 

15 Gigawatt Braun- und 

Steinkohle 

Steinkohle 

Braunkohle 

Zielpfad Kohleausstiegsgesetz 

Verbleibende Kohlekraftwerkskapazität in Gigawatt 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

21,6 

17,6 

18,1 17,8 

16,1 

16,8 

15,0 

12,4 

Sonderausschreibungen 

Kompensation Datteln IV 

10,9 

15,0 14,9 14,9 

9,9 9,5 

Ausschreibung der 

zur Zielerreichung 

2030 fehlenden 

Gesamtkapazität bei 

Steinkohle 

8,0 

14,0 14,0 13,4 

8,0 

11,8 

8,0 8,0 

Zielwert KWSB 

17 Gigawatt mit 

9 Gigawatt Braun- und 

8 Gigawatt Steinkohle 

6,1 

3,9 

1,8 

8,9 8,8 8,8 8,8 8,8 

Der Ausstiegspfad nach 2030 

kann durch ein Vorziehen 

des Ausstiegsdatums auf 

2035 steiler verlaufen 

0,6 

7,9 

0,2 0,0 0,0 

6,2 6,2 6,2 

0 

0,0 

Basis 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2931 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 

Bild 1. Geplanter Abbauverlauf der verbleibenden Kohlekraftwerkskapazität [1]. 



3.1 Mischung von Biomasse und 

Kohle zu vorhandenen 

Mühlen 

Bei diesem Konzept wird die Biomasse der 

Kohle zugegeben und mit der Kohle getrocknet 

und vermahlen (B i l d 3 ). Dabei werden 

an der Mühle nur unwesentliche Änderungen 

vorgenommen. Der Zusatzaufwand 

bleibt mit Ausnahme von Lagerung und Zuteilung 

der Biomasse relativ gering. Bei diesem 

Konzept lassen sich bei Aufgabe der 

Mischung auf alle Mühlen, abhängig von 

Heizwert der Biomassen bis ca. 20 % Anteil 

der eingebrachten Energie durch Biomasse 

ersetzen. Jedoch müssen Ex-Schutzmaßnahmen 

für alle Mühlen vorgesehen werden, 

die mit der Biomasse-Kohle-Mischung 

beaufschlagt werden. 

Biomass 

Coal 

Mill 

Coal 

burner 

Bild 3. Mischung von Kohle und Biomasse vor 

vorhandenen Mühlen. 

3.2 Nutzung einer vorhandenen 

Kohlemühle zur 

Biomassemahlung 

Gemäß diesem Konzept (B i l d 4 ) wird eine 

(oder mehrere) Mühlen für den alleinigen 

Brennstoff Biomasse angepasst. Durch die 

Anpassung der Fahrweise, Mahldruck, Lufttemperatur, 

Sichtertemperatur und Sichterdrehzahl 

ist eine gezieltere Aufbereitung der 

Biomasse unter Berücksichtigung der jeweiligen 

Eigenschaften möglich. Dieses Konzept 

erlaubt höhere Wärmeanteile eingesetzter 

Biomasse von bis zu 25 % bei Umrüstung 

einer von 4 Betriebsmühlen ohne den 

Betrieb der Anlage merkbar zu beeinträchtigen. 

Notwendige Veränderungen hinsichtlich 

Ex-Schutz oder Einbauten zur Strömungsleitung 

beschränken sich auf die für 

den Einsatz von Biomasse vorgesehene Anzahl 

von Mühlen. Bei Umsetzung dieses Konzeptes 

für alle Betriebsmühlen ist ein vollständiger 

Ersatz der Kohle durch geeignete 

Biomassen wie z.B. Holzpellets möglich. 

3.3 Neue zusätzliche 

Biomasse-Mühle 

Biomass 

Coal 

Biomass 

milling plant 

Coal mill 

Coal 

burner 

Bild 5. Einbindung spezieller Mühlen für 

Biomasse und Einbindung in das 

vorhandene Brennstoffsystem. 

nen. Derartige Mühlen vom Typ Siebhammermühlen 

oder Schneidmühlen müssen in 

das vorhandene Brennstoffsystem eingebunden 

werden und der aufbereitete Brennstoff 

entweder vor dem Brenner oder in einen speziellen 

Biomassebrenner in die Brennkammer 

eingebracht werden (B i l d 5 ). 

4 Umbau Kohlekraftwerk 

zum Gaskraftwerk 

Der Brennstoff Kohle ist wegen seiner hohen 

spezifischen CO 2 -Emission stark in die öffentliche 

Diskussion geraten. Ein Ersatz 

durch den Brennstoff Erdgas mit geringeren 

spezifischen Emissionen hilft den CO 2 -Ausstoß 

zu reduzieren. Soll der Kraftwerksstandort 

„kohlefrei“ werden, so bietet sich 

die Umstellung des Kohlekraftwerkes auf 

Bestimmte Arten von Biomassen lassen sich 

nicht mit herkömmlichen Kohlemühlen aufbereiten, 

weil sie zum Beispiel zu faserig 

oder strohartig sind. Hier ist ein Wechsel der 

Zerkleinerungsmethode von „Scheren“ und 

„Schlagen“ auf „Schneiden“ notwendig, da 

anders die Fasern nicht wirkungsvoll auf das 

notwendige Maß zerkleinert werden könden 

politisch akzeptableren Brennstoff Erdgas 

an. Abhängig vom gewünschten Aufwand 

und verfügbaren Investitionsbudgets 

können Mühlen, Bunker und Staubleitungen 

auf der Anlage verbleiben und moderne 

Gasbrenner in die Brennkammer integriert 

werden. Derartige Umbauten sind sowohl 

für Steinkohle- als auch für Braunkohlekraftwerke 

technisch möglich. Beide Umbaukonzepte 

halten die derzeit für Gas relevanten 

Emissionsgrenzwerte von 100 mg/ 

Nm 3 rel. 3 % O 2 trocken für NOx sowie 

40 mg/Nm³ rel. 3% O 2 trocken für CO ein. 

Die größte Herausforderung bildet dabei, 

der bei Einsatz von Erdgas deutlich geringere 

entstehende Rauchgasmassenstrom. Dieser 

sorgt dafür, dass die ursprüngliche während 

der Auslegung festgelegte Aufteilung 

der Verdampfer- und Überhitzerflächen 

nicht mehr passen. Der Lösungsansatz sieht 

neben Modifikationen der Anlage eine Erhöhung 

des Rauchgasmassenstromes in die 

Nähe des damaligen Wertes bei der Verbrennung 

von Kohle vor. Im Folgenden sind am 

Beispiel eines Braunkohledampferzeugers 

für bulgarische Braunkohle zwei grundsätzlich 

unterschiedliche Konzepte vorgestellt. 

4.1 Umbauvariante erhöhter 

Luftüberschuß 

Wesentlicher Ausgangspunkt bei den Konzeptüberlegungen 

bildet das gegenüber der 

Verbrennung von Braunkohle bei Erdgas 

stark reduzierte Rauchgasvolumen sowie 

die erhöhte adiabate Verbrennungstemperatur. 

Beide Faktoren führen zu einer Verschiebung 

der Wärmeaufnahmen hin zum 

Verdampfer, mit dem Resultat, dass die für 

Volllast notwendige Dampfmenge zwar produziert, 

die angestrebten Dampftemperaturen 

der HD- und ZÜ-Schiene aber bei Weitem 

nicht erreicht werden können. Zur Erhöhung 

der Rauchgasmenge und Kühlung 

Biomass 

Biomass 

burner 

Biomass 

milling plant 

Coal 

Coal 

burner 

Coal mill 

Bild 4. Umrüstung einer oder mehrerer Kohlemühlen 

auf reine Biomassemahlung. 

Bild 6. Umbauvariante hoher Luftüberschuss mit Zusatz SCR und Kanäle (rot und blau dargestellt). 



Bild 7. Umbauvariante Kaltgasrezirkulation mit Zusatz Rezirkulationssystem (gold) und Kanäle (rot und blau dargestellt). 

der adiabaten Verbrennungstemperatur und 

damit teilweisen Korrektur der verschobenen 

Wärmeaufnahmen zwischen Verdampfer 

und Konvektionsteil wird der Verbrennungsluftüberschuss 

bei dieser Variante 

deutlich von 1,2 bei Braunkohle auf 1,5 bei 

Erdgas erhöht. Trotz dieser Anpassungsmaßnahme 

kann jedoch das bestehende 

Druckteil noch nicht ganz die früheren ZÜ- 

Parameter erreichen. Nur durch einen Ersatz 

der Glattrohrbündel des ZÜ1 durch Rippenrohre 

kann die volle ZÜ-Austrittstemperatur 

wieder erreicht werden. Die Erhöhung 

des Luftüberschusses bei Verbrennung von 

Erdgas zieht jedoch den Nachteil des Anstiegs 

von NOx nach sich. Deswegen muss 

bei diesem Konzept eine Katalysatoranlage 

mit einer aktiven Lage, sowie einer Leerlage 

nachgerüstet werden, was die Umrüstkosten 

deutlich erhöht (B i l d 6 ). 

4.2 Umbauvariante 

Kaltgasrezirkulation 

Bei dieser Umbauvarianten werden, anders 

als bei der Varianten mit erhöhter Verbrennungsluftmenge, 

Rauchgase nach dem Luftvorwärmer 

entnommen und in den Feuerraum 

geführt (B i l d 7 ). Diese Menge beträgt 

in diesem Fall bis zu 37 % und wird 

durch zusätzlich zu schaffende Öffnungen 

in die Brennkammer, sowie durch Mischung 

mit der Verbrennungsluft am Brenner eingebracht. 

Auf diese Weise kann das durch die 

Umrüstung verschobene Verhältnis der Wärmeübertragung 

an Verdampfer- und Überhitzerheizflächen 

wieder verbessert werden. 

Durch diese Anpassungsmaßnahme 

kann jedoch auch bei dieser Lösungsvarianten 

das bestehende Druckteil noch nicht die 

früheren ZÜ-Parameter erreichen. Auch hier 

muss der ZÜ1 durch Rippenrohre ersetzt 

werden und damit kann die volle ZÜ-Austrittstemperatur 

wieder erreicht werden. 

Zur Einhaltung der NOx-Emissionen wird 

kein Katalysator benötigt, da durch die Kaltgasbeimischung 

zur Verbrennungsluft bereits 

die Emissionen primärseitig, das heißt 

mit reinen feuerungstechnischen Maßnahmen 

eingehalten werden können. Jedoch ist 

die Menge des rückzuführenden Kaltgas mit 

bis zu 37 % der gesamten Abgasmenge recht 

groß, so dass große Kanäle vom Ende der 

Anlage bis zum Dampferzeuger zurückgeführt 

und in die Anlage integriert werden 

müssen. Zusätzlich werden zur Überwindung 

des Druckverlustes und Absicherung 

des Normalbetriebes 2 Rezirkulationsgebläse 

vorgesehen. 

4.3 Vergleich der beiden Optionen 

Durch die Ausarbeitung der beiden Konzepte 

wird deutlich, dass eine Braunkohlenanlage 

nach beiden Konzepten sinnvoll umgebaut 

werden kann. In Ta b e l l e 1 ist der 

Unterschied der beiden Konzepte nochmals 

gegenübergestellt. 

Bei beiden Konzepten ist jedoch der Austausch 

des ZÜ 1 durch eine effektivere Fläche 

mit Rippenrohren notwendig, um die 

volle ZÜ-Austrittstemperatur sowie eine 

Tab. 1. Übersicht der zwei Konzepte für Braunkohlenanlagen 

Temperaturkonstanz im Lastbereich von 

100 bis 70 % zu erhalten. Der Temperaturbereich 

mit einer vollen HD-Temperatur geht 

bis auf 40 % herunter. Nach beiden Konzepten 

betrachtet, bleibt die Anlage vollastfähig. 

Der eingesparte CO 2 -Massenstrom beträgt 

im Vollastbetrieb der Anlage bei Erdgas 

im Vergleich zur Referenzkohle in 

beiden Fällen rund 40 %, wobei das Konzept 

1 mit erhöhtem Luftüberschuß wegen 

des etwas besseren Kesselwirkungsgrad einen 

entsprechend besseren Reduktionswert 

erreicht. 

Als Unwägbarkeit während der Konzepterstellung 

wurde die Einschätzung der bereits 

mit Braunkohle verschmutzten Heizflächen 

der Brennkammer sowie Nachschaltheizflächen 

angesehen. Hier ist die Frage, wie sehr 

sich ein zwar gereinigter, jedoch nicht völlig 

blanker Kessel hinsichtlich seiner Verschmutzungsfaktoren 

darstellt. Mittels Sensitivitätsanalyse 

wurde herausgearbeitet, 

dass bei zwar nicht wahrscheinlichem, aber 

Konzept 1 Konzept 2 

Luftüberschuß am BK-Ende 1,50 1,10 

Low-NOx Erdgasbrenner 16 (Heißluft) 16 (Heißluft/Kaltgas) 

Kaltgasrezirkulation Nein 27 % zu Erdgasbrennern, 

bis 10 % zu 2 existierenden 

Ölbrennern 

2 x 50 % Kaltgasgebläse , 

Kanalsystem ca. 900 kW 

Eigenbedarferhöhung 

Luftstufung mit neuer ABL 3 Ja Ja 

Verwendung von vorhandenen 

Brennkammer-Öffnungen 

Verwendung von 

Nachbrennrost 

Primär-Emissionen 

(@3% O 2 , stp, dry) 

SCR System 

Rostluft, Wandluft, 

Kohlebrennerluftdüsen, 

2 von 4 Ölbrennern 

Gekühlt mit Heißluft 


möglichem sehr sauberen Anlagenzustand 

zu viel Wärme an die Verdampferwände abgegeben 

werden und wiederum nicht genug 

Wärmeenergie für die Erreichung der Auslegungsdampftemperaturen 

übrigbleibt. Da 

bei diesem Fall bereits das Konzept realisiert 

wäre und sich das Problem erst später darstellt, 

wurde zur Konzeptabsicherung eine 

Abstampfung der Verdampferfläche erwogen, 

die jederzeit später im Betrieb der Anlage 

vorgenommen werden kann. 

Zu bemerken ist, dass durch die Umrüstmaßnahmen 

von Braunkohle auf Erdgas der 

Kessel- und damit der Gesamtwirkungsgrad 

verbessert wird. Da bei dem Konzept 1 insgesamt 

zwar ein höherer Luftüberschuß gewählt 

wurde, jedoch sich durch die im Vergleich 

zu Konzept 2 deutlich niedrigere Abgastemperatur 

von 105 °C gegenüber 145 °C 

ergibt, schneidet der Wirkungsgrad der Varianten 

1 insgesamt 0,5 % besser ab. Bei der 

Bewertung der Kosten schneidet Variante 1 

dagegen im Vergleich zu Variante 2 schlechter 

ab. Variante 1 hat wegen dem aufwändigen 

Stahlbau sowie dem Katalysator mit 

Modulen und Gehäuse ca. 15 bis 20 % höhere 

Kosten in der Zusammenstellung zu verzeichnen. 

Es bleibt nun einer sorgfältigen Betrachtung 

der zukünftigen Betriebsweise der Anlage 

mit Berücksichtigung der Laufzeit sowie der 

Jahresbetriebsstunden überlassen, welche 

der beiden ausgearbeiteten Konzepte mehr 

Vorteile bietet. Es ist jedoch zu erwarten, 

dass bei langer Nutzung mit mittleren Einsatzzeiten 

pro Jahr der Anlage die Vorteile 

bei der Varianten 1 entstehen. Bei relativ 

wenigen Jahresbetriebsstunden und kurzer 

geplanter Restlaufzeit, wird ein Konzeptvorteil 

eher bei der Varianten 2 zu sehen sein. 

Generell können beide Konzepte wegen des 

deutlich geringeren Preises im Vergleich zu 

einer Neuanlage oder einer neu zu erstellenden 

offenen Gasturbinenanlage „Peaker“ 

eine interessante Alternative darstellen. Die 

weitere Nutzung bereits getätigter Investitionen 

und der Einsatz vorhandener Komponenten 

bringt darüber hinaus einen bemerkenswerten 

Mehrwert. 

5 Zusammenfassung und 

Ausblick 

Die Energiewende mit dem Bestreben nach 

dem schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung 

sowie der Debatte zur Einhaltung 

der Klimaziele sorgen für Überlegungen 

zu Nutzung abgeschalteter Kohlekraftwerke, 

die einst mit hohen Investitionskosten 

errichtet worden sind. 

Einen Beitrag zur Senkung der CO 2 -Emissionen 

lässt sich durch die Mitverbrennung 

von Biomasse erreichen. Zahlreiche realisierte 

Projekte mit Mitverbrennung verschiedenster 

Biomassen wie Holzpellets, 

Pellets aus Sonnenblumenschalen, Zellulosepresslinge 

und Sägespäne haben gezeigt, 

dass großtechnisch die Mitverbrennung realisierbar 

ist. Bei geeigneter Brennstoffqualität 

ist ein vollständiger Ersatz der Kohle 

möglich und damit ein CO 2 -neutraler Betrieb 

möglich. 

Vielfach ist die Menge der verfügbaren Biomasse 

nicht ausreichend oder die Beschaffung 

zu kostenintensiv, sodass andere Wege 

„aus der Kohle“ beschritten werden müssen. 

Bei ausreichender Verfügbarkeit von Erdgas 

lassen sich bestehende Kohlekraftwerke 

vollständig umrüsten und dabei die Vollastfähigkeit 

vielfach aufrechterhalten. Da der 

Einsatz dieser umgerüsteten Anlagen zur 

Netzstabilisierung oder im Kapazitätsmarkt 

zu sehen sind ist das Ziel die Umrüstkosten 

gering zu halten und entsprechend dem zukünftigen 

Einsatzplan dennoch einen Betrieb 

mit so hohen als wirtschaftlich möglichen 

Wirkungsgraden zu ermöglichen. Anhand 

von Untersuchungen lässt sich zeigen, 

dass sowohl Braun- als auch Steinkohledampferzeuger 

gemäß zweier grundsätzlicher 

Konzepte nämlich dem „Konzept mit 

erhöhtem Luftüberschuss“ und dem „Konzept 

mit Kaltgasrezirkulation“ umgerüstet 

werden können. 

Bei dem gewählten Beispiel eines bulgarischen 

Braunkohledampferzeuger zeigte sich 

ein Trend hin zum „Konzept mit Kaltgasrezirkulation“ 

wegen der geringeren Umbaukosten 

als vorteilhaft. Bei Steinkohlenanlagen 

hingegen wird der Trend hin zum „Konzept 

mit erhöhtem Luftüberschuss“ gehen, 

da keine zusätzlichen Kosten für die SCR 

aufgewendet werden müssen, da diese Anlagen 

bereits für den Kohlebetrieb mit SCR 

ausgerüstet sind. 

Grundsätzlich müssen aber neben der geplanten 

Einsatzdauer der umzurüstenden 

Anlage sowie die erwarteten Jahresbetriebsstunden 

berücksichtigt werden, um ein 

auf den Einsatzzweck abgestimmtes und 

optimiertes Konzept ausarbeiten zu können. 

6 Quellen 

[1] https://www.bmu.de/themen/klima-energie/klimaschutz/nationale-klimapolitik/ 

fragen-und-antworten-zum-kohleausstiegin-deutschland/. 

[2] https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/ 

Downloads/S-T/stilllegungspfad-braunkohle.pdf?__blob=publicationFile&v=12.l 

VGB-Technisch-Wissenschaftlicher Bericht 

Verfügbarkeit von Kraftwerken 2011 – 2020, Ausgabe 2021 

Ausgabe 2021 – TW103V (2021) (TW103Ve (2021), English edition) 

DIN A4, 253 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 145,–, für Nicht mit glie der € 290,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 253 pages, Price for VGB mem bers € 145.–, for non mem bers € 290.–, + VAT, ship ping and hand ling. 

Mit dem Ziel, den Betrieb von Kraftwerksanlagen und die Anlagen selbst zu bewerten, zu vergleichen 

und zu optimieren, sammelt VGB seit 1970 nach einheitlichen Definitionen und Ermittlungsverfahren 

Daten über die Verfügbarkeit und Ausnutzung von Kraftwerken. Diese technische und wirtschaftliche 

Beurteilung von Kraftwerksanlagen hat seit der Liberalisierung der Energiemärkte zunehmend an 

Bedeutung gewonnen. Auf der Grundlage der Zusammenarbeit zwischen Eurelectric und VGB wurde 

beschlossen, die Datensammlung der Verfügbarkeits- und Nichtverfügbarkeitsstatistik zusammenzulegen. 

Die Auswertungen des Eurelectric TherPerf-Berichtes und des VGB KISSY-Berichtes werden seit 

dem Jahr 2008 in einem gemeinsamen Bericht veröffentlicht. 

Der aktuelle Bericht enthält Betriebskennwerte von insgesamt 659 Kraftwerksblöcken zuzüglich 183 

Maschinensätze von Pump- und Speicherkraftwerken. Es wurden alle Daten berücksichtigt, die online 

bis zum 30. Juni 2021 für den Betrachtungszeitraum bis Ende 2020 in KISSY eingespeist wurden. 

Frühere Berichte (VGB-TW 103V und VGB-TW 103A) sind auf Anfrage erhältlich; E-Mail: sales-media@vgbe.energy 

Technisch-wissenschaftlicher 

Bericht 

Verfügbarkeit von Kraftwerken 

2011 – 2020 

VGB-TW 103V (2021) 

www.vgb.org 

VGB PowerTech Service GmbH 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften 


Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: sales-media@vgb.org | www.vgbe.energy 



KELI 2022 – Konferenz Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in der Energieversorgung 

10. bis 12. Mai 2022 in Bremen 


KELI 2022 – Konferenz Elektro-, 

Leit- und Informationstechnik 


Im Zweijahresrhythmus richtet der vgbe energy eine Fachkonferenz 

zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik aus. Angesprochen 

werden Betreiber, Planer, Dienstleister und Lieferanten aller 

Arten von Erzeugungsanlagen wie konventionellen, nuklearen und 

Wasserkraftwerken, sowie regenerativen, dezentralen und industriellen 

Erzeugungsanlagen. Aktuelle Fragen und Lösungen können 

in Vorträgen präsentiert und mit international tätigen Experten 

von Betreibern, Herstellern, Dienstleistern, Behörden und Universitäten 

diskutiert werden. Begleitet werden die Vorträge durch 

umfangreiche Ausstellungen der Hersteller und ein ansprechendes 

Rahmenprogramm, das für einen Gedankenaustausch und die 

Erweiterung geschäftlicher wie persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen 

bietet. 

Die KELI 2022 wird ebenso eine Plattform sein, um die durch die 

aktuelle Energiepolitik ausgelösten technischen Herausforderungen 

zu diskutieren. Schwerpunkte bilden dabei: 

| Die Auswirkungen des sich verändernden Energiesystems auf 

die Erzeugungsanlagen (Netzanschlussfragen, Wasserstoff- und 

Speicherlösungen, Systemstabilität, Einsatzregimes, Marktmodelle) 

| Neue Herausforderungen und Chancen durch Industrie 4.0, Digitalisierung, 

unternehmensübergreifende Cloud-Lösungen, IT-Sicherheit 

Zu folgenden Fokusthemen erwarten die Teilnehmer Vorträge und 

Diskussionen: 

| Flexibler Betrieb der Erzeugungs- und Speicheranlagen im sich 

ändernden Energiesystem 

| Netzanschluss und Erbringung von Systemdienstleistungen 

| Technische Entwicklungen in der Elektro-, Leitund 

Informationstechnik 

| Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Sicherheit, Prüfungen und 

Lebensdauerkonzepte 

| Informationssicherheit (IT-Sicherheit) 

| Digitalisierung, Industrie 4.0, Cloud-Lösungen, usw. 

Um den Ingenieurnachwuchs der Branche zu fördern, werden Studierende 

bei Anreise und Unterkunft unterstützt. 

Wir – die Geschäftsstelle und der Programmausschuss – 

freuen uns, bei der KELI 2022 alte Bekannte und neue 

Gesichter zu begrüßen. 

Ihr vgbe-Veranstaltungsteam, Essen, im Februar 2022 

TAGUNGSPROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

Konferenzsprache: Deutsch 

DIENSTAG, 10. MAI 2022 

ab 15:00 

Technische Besichtigung an einem der Standorte 

der swb AG 

(Detaillierte Angaben zu der Besichtigung entnehmen Sie 

bitte den organisatorischen Hinweisen) 

ab 17:00 Registrierung 

19:00 Abendveranstaltung 

Geselliges Beisammensein in der Fachausstellung. 

Für das leibliche Wohl ist gesorgt. 

MITTWOCH, 11. MAI 2022 

09:00 

A1 

09:15 

A2 

09:30 

A3 

10:00 

A4 

Plenarvorträge 

Eröffnung der Konferenz 

Dr. Oliver Then, vgbe energy, Essen 

Aktivitäten der vgbe-Gremien zur 

Elektro-, Leit- und Informationstechnik 

– organisatorische Hinweise 

Joachim von Graeve, 

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

Saal Borgward 

Dekarbonisierung mit Wasserstoff – Erzeugung 

und Einsatz von H2 im Energiesystem 

Stefan Basenach, ABB AG, Mannheim 

Digitalisierungsstrategie der EnBW Erzeugung 

Nils Beeckmann, 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart 

10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause 

11:00 Sektion S1 

„IT-Sicherheit aus Hersteller-/Dienstleistersicht“ 

Saal Borgward 

Sektionsleitung 

Marcus Schönwälder, Vattenfall Wärme Berlin AG, 

Jakob Menauer, EnBW Energie Baden-Württemberg AG 

11:00 Anmoderation 

11:05 

S1.1 

Cyber-Resilienz als zentrales Leitbild 

künftiger IT-Security-Strategien 

Steffen Ullrich, genua GmbH, Kirchheim 

Onlin-Anmeldung 


Kontakte 

Ulrike Künstler | t +49 201 8128-206 | 

Ulrike Troglio | t +49 201 8128-282 | 

e vgbe-keli@vgbe.energy

11:15 

S1.2 

11:25 

S1.3 

Cybersecurity-Konzepte aus Industrie 4.0 

für bestehende Anlagen 

Dr. Karl Waedt, Framatome GmbH, Erlangen 

Steigende Security-Anforderungen an ein 

Leitsystem – die Sicht eines System Product & 

Solution Security Officer (PSSO) 

Manfred Lustig, Siemens Energy, Karlsruhe 

11:35 Fragen/Diskussion 

11:40 

S1.4 

11:50 

S1.5 

12:00 

S1.6 

12:10 

S1.7 

Der Feind in Ihrer Netztechnik – Typische 

Anomalien in der Operational Technology 

Richard Stüber, Rhebo GmbH, Leipzig 

Der richtige Einsatz von Cyber Security Lösungen 

im kritischen OT-Umfeld 

Richard Biala, ABB AG, Mannheim 

Angriffserkennung in Leit- und Fernwirktechnik 

als Dienstleistung 

Sascha Jäger, ausecus GmbH, Augsburg 

Security Monitoring und Anomalieerkennung – 

die Integration in das ISMS 

Stefan Menge, Achtwerk GmbH & Co. KG, Bremen 

12:20 Diskussion/Resümee 


„Digital und sicher 

in der Stromerzeugung“ 

11:00 

S2.1 

11:30 

S2.2 

12:00 

S2.3 

Saal Focke-Wulf 


Ulf Altmann, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

Einsatz und Nutzen von künstlicher Intelligenz 

in Kraftwerken 

Oliver Nauroth, ABB AG, Minden 

Die neue Rolle des klassischen Leitsystems 

für die Dekarbonisierung 

Stefan Niebler, Siemens Energy, Erlangen 

Der neue VGB-S-008, wesentlich detailliertere 

Empfehlungen zum Management der funktionalen 

Sicherheit in Dampfkesselanlagen und Anlagen 

des Wasser-Dampf-Kreislaufs 

Frank Osterholt, 


12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

13:30 Vertiefung der Pitches aus Sektion 1 in der 

Ausstellung, Fachbeiträge der Aussteller 

14:30 Kaffeepause 

14:45 Sektion S3 „IT-Sicherheit aus Betreibersicht“ 

Saal Borgward 

14:45 

S3.1 

15:15 

S3.2 

15:45 

S3.3 

16:15 

S 3.4 


Andreas Jambor, RWE Generation SE, Essen 

Dem Unbekannten auf der Spur – 

Cyber Defence Services in der EnBW Erzeugung 

Antje Straube, 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart 

Anforderungen an die Cyber-Sicherheit gemäß 

BetrSichV (EmpfBS 1115) 

Katrin Juliane Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Angriffserkennung: Methoden heute 

und morgen – Einzug von KI in der OT? 

Erfahrungen im Kraftwerk 

Franka Schuster, Brandenburgische Technische 

Universität Cottbus 

Wie Cyberkriminelle die Identität einer 

Führungskraft eines Unternehmens der kritischen 

Infrastruktur annehmen und was man gegen 

Social Engineering tun kann 

Prof. Dr. Stefan Loubichi 


„Netzanschluss, Systemdienstleistungen“ 


14:45 

S4.1 

15:15 

S4.2 

15:45 

S4.3 

16:15 

S4.4 


Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart 

Systemstützendes Reglerverhalten 

Hamed Naghavi, Hochschule Ruhr West, Bottrop 

Robustheit gegenüber Frequenzgradienten 

Dr. Johannes Weidner, 

50Hertz Transmission GmbH, Berlin 

Netzanschlussverfahren nach VDE-AR-N 4120 

am Beispiel des LEAG-Speicherprojektes 

„BigBattery Lausitz“ 

Dr. Gunnar Löhning, 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

Konformitätsnachweis für den Netzanschluss 

von Erzeugungsanlagen 

Dr. Mark Meuser, 

FGH Zertifizierungsgesellschaft mbH, Aachen 

16:45 Raumwechsel 

16:50- 

18:00 

Podiumsdiskussion 

Saal Borgward 

Digitalisierung auf dem Weg zum Schlüssel 

des Energiesystems der Zukunft 

Nach einem Impulsvortrag von Frau Prof. Dr. Monika 

Sturm, Siemens Energy, Wien, Österreich, diskutieren 

Betreiber und Hersteller bzw. Dienstleister aus der 

Erzeugung und dem Netzbetrieb die spannende Frage, 

ob und wie mit Werkzeugen der Digitalisierung das 

Energiesystem der Zukunft zuverlässig und wirtschaftlich 

gestaltet werden kann. 



45257 Essen 




KELI 2022 – Konferenz Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in der Energieversorgung 

10. bis 12. Mai 2022 in Bermen 


DONNERSTAG, 12. MAI 2022 


„Flexibler Betrieb“ 

09:00 

S5.1 

09:30 

S5.2 

10:00 

S5.3 


Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim 

Mehrwert und Einsatz von Zentralwarten 

Tina Schubert, ABB AG, Mannheim 

Saal Borgward 

Flexible KWK-Anlagen: Dynamische Modellierung 

zur Entwicklung neuer Regelungskonzepte 

Johannes Lips, Universität Stuttgart 

Das virtuelle Kraftwerk als digitale Erweiterung 

für einen zukunftssicheren Anlagenbetrieb 

Benedikt Rücker, Siemens Energy, Erlangen 

09:00 Sektion S6 „Technische Entwicklungen“ 


09:00 

S6.1 

09:30 

S6.2 

10:00 

S6.3 


Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim 

Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch 

„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen 

im HKW Berlin-Reuter West 

Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH, Aurich 

Direkte und indirekte Steuerung verfahrenstechnischer 

Anlagen mit neuronalem Netz 

Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, 

Gelsenkirchen 

Reinforcement Learning für die Regelung 

von prozesstechnischen Anlagen 

Philipp Hendrys, Universität Bremen 

10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause 


„Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Life cycle“ 

Saal Borgward 

11:00 

S7.1 

11:30 

S7.2 


Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Ursachen und Auswirkungen von 

Torsionsschwingungen auf Kraftwerksturbosätze 

im Umfeld geänderter Netzbedingungen 

Dr. Matthias Humer, 

Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen 

SFRA als zuverlässige Methode zur 

Fehlerdiagnostik an rotierenden Maschinen 

Lukas Ranzinger, Fachhochschule München 

12:00 

S7.3 

Multimediatechnik im Instandhaltungsprozess 

Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Boxberg/ 

Oberlausitz 


„Digitalisierung“ 

11:00 

S8.1 

11:30 

S8.2 

12:00 

S8.3 



Peter Riedijk, RWE Generation NL, Geertruidenberg/NL 

Mobile Applikationen in der Instandhaltung 

und cloudbasierte Integrationsszenarien 

Achim Löbke, Uniper IT GmbH, Gelsenkirchen 

Augmented Reality bei der Auslesung von 

Störmeldungen im Netzschutz 

Sven Köller, Netzgesellschaft Düsseldorf mbH 

Wege zum autonomen Kraftwerk – 

von der „klassischen zentralen Leittechnik“ 

über „Fern-Bedienung und -Beobachtung“, 

„Virtuelle Kraftwerke“ bis hin zum „Autopilot“ 

Jan Weustink, Siemens Energy, Karlsruhe 

12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

13:15 Fachbeiträge der Aussteller 


„Praxis und Zukunft“ 

14:00 

S9.1 

14:30 

S9.2 

Saal Borgward 


Heiko Kanisch, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

Innovativ, remote, sicher – Melde- und 

Regleroptimierung im GuD Berlin-Lichterfelde 

Tina Schubert, ABB AG, Mannheim, 

Daniel Wiesner, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Leittechniksysteme der Zukunft: Wie ökonomische 

Herausforderungen bei der Pflege eines 

Leittechniksystems und die daraus hervorgehende 

Divergenz zwischen Anlagenbetrieb und 

Anlagenwartung gelöst werden können 

Timo Belfiore, Siemens Energy, Karlsruhe 


„Digital und mehr“ 

14:00 

S10.1 



Max Wagner, SWM Service GmbH, Unterföhring 

Lebenszyklus des digitalen Zwillings – vom 

agilen Engineering zum vernetzten Betrieb 

Thorsten Jankowski, AUCOTEC AG, Isernhagen 



Kontakt | Fachausstellung 

Angela Langen | t +49 201 8128-310 | 

e angela.langen@vgbe.energy

14:30 

S10.2 

Optimale PID-Reglerstrukturen 

für die praktische Anwendung 

Simon Fleischer, Universität Bremen 

15:00 Schlusswort 

Joachim von Graeve, 


15:10 Verabschiedungskaffee 

ca. 15:30 

Ende der Veranstaltung 

Organisatorische Hinweise 

VERANSTALTUNGSWEBSEITE 

https://t1p.de/c2ppc 

VERANSTALTUNGSORT 

Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen 

Hollerallee 99 

28215 Bremen 

e info.bre@maritim.de 

w Hotelinformationen: https://t1p.de/xom1 

ONLINE-ANMELDUNG 


ANMELDUNG 

Die Anmeldung wird bis zum 25. April 2022 erbeten 

(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis). 

Eine spätere Anmeldung, auch im 

Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das 

Teilnehmerverzeichnis. 

TEILNAHMEBEDINGUNGEN 

VGB-Mitglieder 890,- € 

Nichtmitglieder 1.250,- € 

Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- € 

Studierende 

frei mit Nachweis 

ORGANISATORISCHE HINWEISE FÜR STUDIERENDE 

Die Teilnahme an allen Tagungsveranstaltungen inkl. 

Pausenversorgung, Abendveranstaltung, Geselliges 

Beisammensein sowie die Tagungsunterlagen sind 

kostenfrei. 

Die Anmeldung wird erbeten unter 

vgbe-keli@vgbe.energy 

Ansprechpartnerinnen: 



t +49 201 81 28-206 +49 201 81 28-282 

Eine Kopie des zum Zeitpunkt der Veranstaltung gültigen 

Studentenausweises ist unbedingt erforderlich! 

BEGLEITPROGRAMM 

Am Dienstag, 10. Mai 2022 sind alle Teilnehmenden und 

Ausstellenden ab 19:00 zu einem geselligen Beisammensein 

in die Ausstellung eingeladen. 

Am Mittwoch, 11. Mai 2022 sind die Teilnehmenden ab 

19:30 in den „Ratskeller“ eingeladen. 

TECHNISCHE BESICHTIGUNG 

Am Dienstag, 10. Mai 2022 (vor Beginn der Veranstaltung), 

ist eine technische Besichtigung an einem der 

Standorte der swb AG geplant (Außenbereich Weserkraftwerk 

Bremen WKB; alternativ virtuelle 360°-Tour 

Müllheizkraftwerk MHKW). 

DATENSCHUTZHINWEISE UND AGB 

Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen 

sowie Datenschutzhinweise entnehmen Sie bitte der 

vgbe-Homepage: 

www.vgbe.energy/terms_participation_cancellation_right 

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt 

des VGB PowerTech. 

Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac 



45257 Essen 



Kosten und Risiken stets im Blick 

Technical Due Diligence für 

Geothermie-Kraftwerk 

Alexander Gottwald, Pierre Huck und Nevena Nikiforova 

Abstract 

Technical due diligence for geothermal 

power plant 

Geothermal energy makes an important contribution 

to the energy transition in southern 

Germany. Favourable geological conditions 

offer the possibility of obtaining district heating 

and electricity from this renewable source. 

However, developing a geothermal site is a 

complex undertaking that requires large investments. 

In addition, all project phases, such 

as planning, construction, and plant operation, 

involve risks. TÜV SÜD supports planners 

and installers in their search for investors. 

For a sound basis for decision-making, 

they receive a reliable assessment of the technical 

risks. The core of the technical support and 

advisory is the technical due diligence (TDD), 

which analyses not only the technical implementation 

but also the investment costs and 

the profitability of a geothermal project. This 

Autoren 

Alexander Gottwald 

Senior Expert Risk Management, 

Abteilung Risk Management & 

Technical Due Diligence 

Pierre Huck 

Branchenmanager Thermische 

Kraftwerke, Bereich Energie 

und Systeme 

Nevena Nikiforova 

Senior Consultant Technical 

Due Diligence, 

Abteilung Risk Management & 

Technical Due Diligence 

TÜV SÜD Industrie Service 

München, Deutschland 

involves the calculation of the expenses for 

plant operation and maintenance as well as 

the necessary investments and provisions to 

ensure a successful operation in the long term. 

The procedure and process of a TDD are illustrated 

by the example of Germany’s first water-cooled 

geothermal power plant. It is located 

at the Alz river in Garching and can supply 

up to 14,000 households with electricity and, 

in future, local residents with heat. l 

Die Geothermie liefert in Süddeutschland 

einen wichtigen Beitrag zur Energiewende. 

Günstige geologische Bedingungen bieten 

die Möglichkeit, Fernwärme und Strom aus 

der regenerativen Quelle zu gewinnen. Die 

Erschließung eines Geothermie-Standorts 

ist aber ein komplexes Vorhaben und erfordert 

hohe Investitionen. Gleichzeitig bestehen 

in allen Projektphasen Risiken: von der 

Planung über die Errichtung bis zum Anlagenbetrieb. 

TÜV SÜD begleitet Planer und 

Errichter bei der Suche nach Investoren. Für 

eine fundierte Entscheidungsgrundlage erhalten 

diese eine zuverlässige Einschätzung 

der technischen Risiken. Den Kern der technischen 

Begleitung und Advisory bildet dabei 

eine Technical Due Diligence (TDD), welche 

neben der technischen Umsetzung den 

Investitionsaufwand und die Wirtschaftlichkeit 

eines Geothermie-Projekts analysiert. 

Hinzu kommt die Kalkulation der Aufwendungen 

für den Anlagenbetrieb, die Instandhaltungen 

und die erforderlichen Investitionen 

und Rückstellungen, um den erfolgreichen 

Betrieb dauerhaft sicherzustellen. Das 

Vorgehen und den Ablauf einer TDD zeigt 

das Beispiel des ersten wassergekühlten 

Geothermie-Kraftwerks Deutschlands. Die 

Anlage in Garching an der Alz kann bis zu 

14.000 Haushalte mit Strom und künftig 

auch Anrainer mit Wärme versorgen. 

Einleitung 

Für die Wärme- und Stromerzeugung ist die 

hydrothermale Tiefengeothermie besonders 

geeignet. Dabei wird die Energie aus heißem 

Thermalwasser gewonnen, das aus tiefen 

Schichten an die Erdoberfläche gefördert 

wird. Der Großraum München ist prädestiniert 

dafür: Im bayerischen Molassebecken 

befindet sich in einer Tiefe von etwa 

2.000 bis 5.000 Metern ein besonders ergiebiges, 

mit Thermalwasser gefülltes Wärmereservoir. 

Bild 1. Gesamtansicht des Geothermie-Kraftwerks: Förder- und Injektionsbohrungen, Thermalwasserleitungen, 

Betriebsgebäude, Thermalwasser-Filterhaus und ORC-Wärmetauscher (von 

links nach rechts). Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH. 

48 | vgbe energy journal


In Garching an der Alz erschließen zwei 

Bohrungen dieses Thermalwasservorkommen 

für die Strom- und Wärmegewinnung. 

Geplant und errichtet wurde das Kraftwerk 

(B i l d 1 ) von der SILENOS ENERGY 

Geothermie Garching an der Alz GmbH, einem 

Gemeinschaftsunternehmen der RAG 

Austria AG und der STRABAG SE. Es befindet 

sich im Ortsteil Bruck der oberbayerischen 

Gemeinde. Die seit Januar 2021 in 

Betrieb befindliche Anlage gewinnt Energie 

aus dem Thermalwasser in fast 4.000 Metern 

Tiefe, das bis zu 123 Grad Celsius erreicht. 

Auf Basis dieser Wärmemenge erzeugt 

das Kraftwerk eine Leistung von bis 

zu 4,9 MW elektrisch und bis zu 6,9 MW 

thermisch. Jährlich kann es damit bis zu 

36 GWh Strom und 12 GWh Wärme als erneuerbare 

Energie in die öffentlichen Netze 

einspeisen. 

Der zentrale Bestandteil des Kraftwerks ist 

eine Organic Rankine Cycle-Anlage (ORC- 

Anlage, B i l d 2 ). Als Arbeitsmittel zur 

Stromerzeugung über eine Dampfturbine 

wird Isobutan verwendet. Die ORC-Anlage, 

mit einer Turbine von Atlas Copco, arbeitet 

hier mit zwei Druckstufen. Das Kraftwerk 

ist das erste wassergekühlte Geothermie-Kraftwerk 

Deutschlands: Der Kondensator 

der Anlage wird mit Wasser aus dem 

nahegelegenen Alzkanal gekühlt (B i l d 3 ). 

Damit lässt sich bei geringerem Eigenverbrauch 

mehr Energie in Strom umwandeln. 

Das steigert die Effizienz der Produktion. 

Schon während der Planung und der 

Bauphase begleiteten die TÜV SÜD-Ingenieure 

die Firma SILENOS ENERGY bei 

der Bauüberwachung vor Ort, der Rechnungsprüfung 

sowie der Inbetriebnahme 

der Kraftwerksanlage. Auch bei der 

Suche nach Fremdkapitalgebern hat TÜV 

SÜD das Unternehmen erfolgreich unterstützt. 

Finanzierung auf valide 

Datenbasis stellen 

Bei der Erschließung eines Geothermie- 

Standorts – insbesondere mit Kraftwerksbau 

– sind sehr hohe Investitionen nötig. In 

Garching an der Alz lag das Finanzvolumen 

des Gesamtprojekts bei über 80 Millionen 

Euro. An diesem Punkt kam die Technical 

Due Diligence (TDD) ins Spiel: Mit ihr haben 

die langjährig erfahrenen Sachverständigen 

von TÜV SÜD nicht nur den Investitionsaufwand 

analysiert, sondern auch die 

Wirtschaftlichkeit und die technische Umsetzung 

des Projekts bewertet. Auf den Prüfstand 

kam das Finanzmodell, der Business 

Case sowie der Cashflow, jeweils aus technischer 

Sicht. Die Sachverständigen kalkulierten 

zudem, wann welche Investitionen und 

Rückstellungen notwendig sind und welche 

Kosten der laufende Betrieb und die Instandhaltungen 

verursachen werden. Das 

investierende Bankenkonsortium erhielt damit 

eine Gesamtanalyse in Form eines TDD- 

Bild 2. ORC-Wärmetauscher mit Kondensatoren (rechts) sowie Vorwärmer und Verdampfer (links). 

Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH. 

Bild 3. Alzkanal mit Entnahmebauwerk für Kühlwasserein- und -auslass. 

Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH. 

Reports und damit eine valide Datenbasis, 

um die Gesamtfinanzierung des Projekts 

abzusichern. 

Risiken bei der Technik 

identifizieren 

Während der Prüfung des Finanzmodells 

waren alle relevanten geologischen und 

technischen Aspekte zu berücksichtigen. 

Dazu zählten die geologischen Verhältnisse 

in der Tiefe, die Bohrungen und das Pumpsystem 

unter Tage, aber auch die technische 

Auslegung der Anlage über Tage. Wichtige 

Punkte waren zudem mögliche Abweichungen 

von den Prognosen bei der Temperatur 

und der Schüttrate des Thermalwassers sowie 

das sogenannte Scaling. Das sind Ausfällungen 

fester Bestandteile, die sich als mineralische 

Beläge (Scales) in Rohrleitungen, 

Pumpen oder Wärmetauschern anlagern 

und einen negativen Einfluss haben auf die 

Performance und die Betriebskosten der Anlage. 

Für das Finanzmodell relevant war 

auch der angepasste Energiebedarf der 

Tauchkreiselpumpe und die Verwendung einer 

Wasserkühlung statt einer Luftkühlung. 

Anlagenverfügbarkeit 

sicherstellen 

Herzstück der Geothermie-Anlage ist die 

Tauchkreiselpumpe. Ein längerer Ausfall der 

Pumpe würde zu hohen Ertragsverlusten 

führen, da die Pumpe das Thermalwasser 

zur Strom- und Wärmeerzeugung an die 

Erdoberfläche fördert. Deshalb wurde das 

Instandhaltungskonzept der Anlage angepasst: 

Eine vollständige Ersatzpumpe steht 

vor Ort bereit, um einen etwaigen Anlagenstillstand 

so kurz wie möglich zu halten, 

falls die Tauchkreiselpumpe ausfallen sollte. 

Ergänzt wird die effektive Ersatzteilhaltung 

durch regelmäßige Inspektionen und Wartungen. 

Um die Lebensdauer einzelner Bauteile 

weiter zu erhöhen, enthalten die Verträge 

mit den Lieferanten dafür finanzielle 

Anreize. 



Wasserkühlung rechnet sich 

In der Anlagentechnik erforderte die Installation 

der Wasserkühlung beim Kondensator 

zunächst höhere Investitionen, die sich 

aber im laufenden Betrieb schnell amortisierten. 

Im Vergleich mit einer Luftkühlung 

ist der Eigenverbrauch geringer und die Anlage 

arbeitet insgesamt effizienter. Die Entscheidung 

für eine Wasserkühlung reduzierte 

zudem die Lärmemissionen, da Luft- 

Rückkühlwerke entfallen. Aufwendig hingegen 

waren die Genehmigungsverfahren 

für die Nutzung des Wassers aus dem Alzkanal 

und die fortlaufende Überwachung der 

Kühlwassertemperatur, um die Fahrweise 

der Anlage zu optimieren. Zu beachten waren 

auch die strengen Grenzwerte für die 

Rückleitung des Wassers in den Kanal sowie 

eine dadurch mögliche Temperaturerhöhung 

im Fließgewässer. 

Negativszenarien im Blick 

haben 

„Due Diligence“ bedeutet „Gebotene Sorgfalt“ 

und beschreibt die detaillierte Prüfung 

eines Investitionsobjekts. Zu einer solchen 

Prüfung gehört auch, mögliche Negativszenarien 

zu betrachten und bereits im Vorfeld 

Lösungen dafür zu konzipieren. Denn die 

möglichen Zusatzkosten bestimmen maßgeblich, 

wie robust das Finanzmodell ist. 

Dazu zwei Beispiele am Standort in Garching: 

Dem Kraftwerksbetreiber drohte zunächst, 

nicht die volle Leistung ins Netz einspeisen 

zu können, weil der Netzanschluss 

durch den örtlichen Stromnetzbetreiber 

noch auszubauen war. Zudem musste das 

örtliche Gasnetz erweitert werden, um die 

Versorgung der drei KWK-Anlagen für 

den Eigenenergiebedarf der Anlage sicherzustellen. 

Weitere zu betrachtende Negativszenarien 

waren zum Beispiel erhöhte Kühlwasser- 

Temperaturen, die das Abschalten der Anlage 

erfordern würde oder zu geringe Temperaturen 

des geförderten Thermalwassers. 

Auch ein gesteigerter Stromverbrauch der 

Tauchkreiselpumpe und die damit verbundenen 

erhöhten Betriebskosten gehörten 

dazu. Evaluiert wurde zudem das Szenario 

einer nachträglichen Umstellung von Wasser- 

auf Luftkühlung, die zusätzliche Rückstellungen 

erfordern würde. 

Monitoring im laufenden 

Betrieb 

Für den Betrieb einer Geothermie-Anlage 

gibt es kein Standardkonzept. Zu unterschiedlich 

sind die lokalen Gegebenheiten, 

wie etwa die Bohrungstiefen und die 

geologischen Bedingungen, die Temperatur 

und die Zusammensetzung des Thermalwassers, 

aber auch der Förderdruck und 

die Schüttrate. Jede Anlage ist faktisch ein 

„Unikat“, das individuell betrachtet werden 

muss – auch im laufenden Betrieb. Deshalb 

sind Prognosen oft nur innerhalb bestimmter 

Grenzen möglich. Das gilt nicht 

nur für die Stromerzeugung und die Anlagenverfügbarkeit, 

sondern auch für die 

Einnahmen und das laufende Betriebsbudget. 

Als Lenders Technical Advisor (LTA) unterstützen 

die Experten von TÜV SÜD die kreditgebenden 

Parteien und SILENOS auch 

über die Inbetriebnahme hinaus, indem sie 

regelmäßig den ordnungs- und planmäßigen 

Betrieb prüfen und die wichtigsten Betriebsparameter 

überwachen. 

Während des Betriebs der Anlage wächst 

das Wissen über das Zusammenspiel einzelner 

Faktoren. Dazu zwei Beispiele: Die Pumpe 

für die Re-Injektion des Thermalwassers 

muss aufgrund unerwartet guter Druckverhältnisse 

kaum zugeschaltet werden, was 

den Eigenstrombedarf der Anlage reduziert. 

Die Temperatur des geförderten Thermalwassers 

liegt zwar unterhalb des prognostizierten 

Werts der Probebohrungen, aber die 

Schüttrate gleicht das aus, weil diese wiederum 

höher ist, als erwartet. 

Resümee 

Am Energiestandort in Garching an der 

Alz haben sich die zu Beginn höheren Investitionskosten 

am Ende ausgezahlt: Der reibungslose 

und effiziente Anlagenbetrieb 

ist sichergestellt. Auf dem Weg dorthin hat 

die TDD-Prüfung und -Analyse allen Beteiligten 

nicht nur eine Aufstellung aller Kosten 

und Risiken zur Verfügung gestellt, sondern 

auch eine valide Datenbasis geschaffen 

für die Gesamtfinanzierung des Projekts 

durch Fremdkapitalgeber. Das Tiefengeothermie-Projekt 

bietet in einem volatilen 

Umfeld mehr Versorgungssicherheit und 

Unabhängigkeit für die Region. Darüber 

hinaus spart die Kommune längerfristig 

Energiekosten und Emissionen ein. Letztere 

entsprechen jährlich bis zu 23.500 Tonnen 

CO 2 . 

l 

VGB-Standard 

Lieferung der Technischen Dokumentation (Technische Anlagendaten, 

Dokumente) für Anlagen der Energieversorgung 

Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-831-00-2015-05-DE VGB-S-831-00-2015-05-EN) 

DIN A4, 114 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 420,–, für Nicht mit glie der € 630,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

Mit der Lieferung von Anlagen der Energieversorgung, deren Teilanlagen und deren einzelnen Ausrüstungen 

(Bauteile) im Rahmen von Projekten und bei Einzelaufträgen ist auch die Lieferung der für die Betriebsführung 

und Instandhaltung erforderlichen Dokumentation verknüpft. Diese ist erforderlich, um einen sicheren und wirtschaftlichen 

Betrieb der Energieversorgungsanlagen zu gewährleisten. 

Zweck dieses VGB-Standards ist die Festlegung eines Rahmens für: 

Dokumentationsinhalte (Bedarf an Dokumenten und Daten), Dokumentationsstruktur und -form, 

Kennzeichnung von Dokumenten, Zuordnung von Dokumenten zu Referenzkennzeichen (KKS, RDS-PP ® ), 

Lieferfristen, Übergabe- und Übernahmeprozedur, Anlagenbeschilderung. 

Mit der überarbeiteten Fassung des VGB-Standards VGB-S-831-00 (vormals VGB-R 171) aus dem Jahre 2010 

wurde den oben genannten Forderungen entsprochen. Die Erfahrungen bei der Anwendung verlangten jedoch 

eine weitere Präzisierung der Vorgaben und die explizite Integration des Themas der Lieferung von Technischen 

Anlagendaten als zunehmend bevorzugten Gegenstand der Dokumentation. Die speziellen Anforderungen der 

Windenergie für ihre Energieversorgungsanlagen sind in die vorliegende Fassung eingeflossen. 


Lieferung der Technischen 

Dokumentation 

(Technische Anlagendaten, 

Dokumente) für Anlagen der 

Energieversorgung 

(vormals VGB-R 171) 

VGB-S-831-00-2015-05-DE 


Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage 

Bis zu 75 % Einsparung beim Öl 

Klimaschutz bei der Schmieranlage kann so einfach sein 


Abstract 

Up to 75 % savings on oil – 

Climate protection in the lubrication 

system can be so simple 

The quantities of fluids in hydraulic applications 

should be reduced significantly to protect 

the climate. Standard lubrication systems for 

turbines and compressors in general have not 

seldom a fluid filling volume between 10,000 

and 100,000 litre. Thus, the reservoir size reduction 

would logically contribute to the reduction 

of the CO 2 -foot print. Lubrication 

systems need to hold and condition the lubricant 

and need to remove particles, heat and 

air. All this has to be done in appropriate manner, 

before the fluid is pumped up to the rotating 

equipment`s bearings and gearboxes. One 

of the main goals here is the removal of the 

incoming air. Quick and Efficient! 

HYDAC has developed a special strainer series 

for this exercise. A concept for the rotating 

equipment market based on that product for 

Autor 


HYDAC International GmbH 

Industrial Sector 

Management Compressors 

Dudweiler/Saar, Deutschland 

Gasblasen steigen langsam im Öl an die 

Oberfläche und werden dort abgeschieden. 

Ohne weitere Hilfsmittel wird dafür 

Zeit benötigt, die durch große Tanks mit beruhigter 

Strömung und genug Verweildauer 

gegeben wird. Die API614 [Regelwerk 

2008] schlägt für die Verweilzeit acht Minuten 

vor, woraus sich die Tankgröße errechoils 

< 50 cSt can reduce the common six to 

eight minutes retention time to approximately 

two minutes. 

The final test with lubrication systems and 

state of the art turbo compressors at Atlas 

Copco Energas in Cologne (part of the Atlas 

Copco Gas and Process Division) demonstrates 

the quality of the air separation. The field results 

overbid even the lab data found during 

the development process. There is no doubt 

that the air retention time can be reduced to 

approx. one fourth of the common engineering 

data. 

In the shown example, the reservoir held a lubricant 

volume of 1420 liters only, instead of 

the former calculated and used 3820 liters, 

which the API614 rule would recommend. 

In other words, the lubricant saving is equal to 

a CO 2 savings of 12.5 tonnes. Moreover, the 

system design builds 2 m³ smaller and 0.9 tons 

of steel lighter than the conventional design. 

This would reduce the CO 2 footprint by another 

0.5 tons! l 

Klimaschutz bedeutet auch die Einsparung 

von Betriebsfluiden. Schmieranlagen für Turbinen 

und Kompressoren haben häufig ein 

Volumen von 10.000 bis 100.000 Liter, weshalb 

die Verkleinerung der Tanks zur Reduktion 

des CO 2 -Fußabdrucks beiträgt. Schmiersysteme 

müssen Partikel, eingetragene Hitze 

und mitgeführte Luft aus dem Öl entfernen, 

bevor das Fluid dem System wieder zugeführt 

wird. Das Ziel ist es, die Luftmenge im Öl 

schnell und effizient zu reduzieren. 

HYDAC hat dafür eine spezielle Strainer-Serie 

entwickelt. Mit diesem Produkt wird ein Entgasungskonzept 

für Öle < 50 cSt erarbeitet 

und im Technikum getestet, womit die Verweildauer 

des Öls von den üblichen acht Minuten 

auf bis zu zwei Minuten reduziert wird. 

Das Konzept wird in Zusammenarbeit mit Atlas 

Copco Energas (Teil der Atlas Copco Gas 

and Process Division) bei einem Auftrag für 

das dänische Start-up Unternehmen Stiesdal 

umgesetzt. 

Die abschließenden Versuche mit Ölsystem 

und Turbokompressor bei Atlas Copco Energas 

in Köln geben Aufschluss zur Qualität 

der Luftabscheidung. Die Versuchsergebnisse 

bestätigen, dass die Verweilzeit des Öls im 

Tank auf zwei Minuten reduziert werden 

kann. 

Durch das deutlich verringerte Ölvolumen, 

hier 1420 Liter, werden in dem gezeigten Beispiel 

im Vergleich zur Vorgabe der API614, 

welche 3820 Liter fordern würde, Ressourcen 

eingespart. Mit dieser deutlich schlankeren 

Lösung mit 2 m³ weniger Bauraum werden ca. 

0,9 Tonnen Stahl eingespart sowie zusätzliche 

12,5 Tonnen CO 2 bei der ersten Inbetriebnahme 

und jedem Ölwechsel. 

Problemstellung bei Turbinen 

und Kompressoren 

Immer wenn Gase giftig oder gefährlich 

sind, muss dafür gesorgt werden, dass diese 

unter keinen Umständen an die Umgebung 

gelangen. Daher werden Schmierölanlagen 

(siehe B i l d 1 ), die Getriebe und Gleitlager 

von Turbinen und Kompressoren mit Öl versorgen, 

häufig mit Ölnebelabscheidern ausgerüstet. 

Diese erzeugen im Tank einen kleinen 

Unterdruck (30 bis 50 mbar), der sich 

über die Rücklaufleitung bis zu den Gleitlagern 

und dem Getriebe fortsetzt. So wird ein 

kontinuierlicher Luftstrom von der Umgebung 

in die Anlage erzeugt und es wird vermieden, 

dass etwaige gefährliche Stoffe den 

umgekehrten Weg nehmen. 

Dieser angesaugte Luftstrom wird mit dem 

Öl, teilweise fein dispergiert, zum Schmiersystem 

transportiert. Dort muss die Luft 

wieder abgetrennt werden, da sie schädlich 

für das Öl selbst ist und zu Schäden an den 

Komponenten führen kann. Daher wird für 

den Luftgehalt auf der Saugseite der Pumpe 

im Öl in Spezifikationen ein Zielwert von 

2 Vol% vorgegeben. Das nachfolgende beschriebene 

Konzept setzt sich selbst das Ziel 

unter 1,5 Vol% zu bleiben. 




Schmierölfilter 

Schmieröltank 

Ölnebelabscheider 

Bild 1. Wie kommt die Luft ins Öl. 

net. Diese Vorgehensweise führt bei Turbinen 

teilweise zu Tankgrößen von bis zu 

100.000 Liter. 

Ein schonender Umgang mit Energie und 

Ressourcen ist das Gebot der Stunde, das 

die globale Wirtschaft umtreibt. Im industriellen 

Kontext erfordert das auch die Einsparung 

von Betriebsfluiden. D.h., dass durch 

optimierte Entgasung die nötige Verweilzeit 

im Tank und damit verbundene Ölmenge 

drastisch reduziert werden. Ein deutsches 

Unternehmen hat sich dieses Problems 

angenommen und ein einfach anzuwendendes 

Konzept mit preiswerten Mitteln 

erarbeitet, welches die Verweilzeit und 

damit die Ölmenge um bis zu 75 % reduziert. 

Das Entgasungskonzept 

HYDAC verwendet in der Produktreihe RKB 

ein besonderes Entgasungskonzept, wodurch 

eine schnelle Reduktion der Luftmenge 

im Öl ermöglicht wird. Basierend auf einem 

in der Broschüre „Tankkonzept mit 

AirX-Technologie“ (HYDAC International 

GmbH, 2020) geschilderten Konzept kann 

der Tank eines optimierten Schmiersystems 

konzeptioniert werden. Der prinzipielle Aufbau 

ist in B i l d 2 dargestellt. 

Schmierölrücklauf 

Schmierölversorgung 

Schematische Darstellung 

einer Dampfturbine 

Gleitlager Dampfturbine 

Alle Entgasungskomponenten der Baureihe 

werden von innen nach außen durchströmt. 

Neben der Kammerung des Grobschmutzes 

auf der Anströmseite beim Wechsel der Air- 

X Einheit, ist vor allem die Strömungsberuhigung 

zum Tank hin eine wichtige Eigenschaft 

dieser Durchströmungsrichtung. Aufgrund 

des größeren Ausströmungsquerschnitts 

strömt das Öl viel langsamer aus der 

Entgasungseinheit. Die Luftblasen im Öl haben 

somit mehr Zeit aufzusteigen. Das 

gleichmäßige und langsame Ausströmen 

des Öls sorgt zudem für einen ruhigen Ölspiegel 

im Tank. Ein erneutes Eindringen 

von Luft in die Flüssigkeit durch dynamische 

Effekte wie „Plätschern“ im Tank kann verhindert 

werden. 

Physikalisch gesehen ist die Aufstiegszeit einer 

Luftblase im Öl unter anderem abhängig 

vom Blasendurchmesser. Der Zusammenhang 

ist dabei quadratisch. Eine Blase mit 

einem um den Faktor 10 kleineren Durchmesser 

hat eine um den Faktor 100 längere 

Aufstiegszeit. Je kleiner die Blasen sind, 

umso höher ist demzufolge auch die Gefahr, 

dass sie wieder mitgerissen werden. 

Die Entgasungseinheiten mit der patentierten 

„Fenster-Ausströmung“ mit Metallgewebe 

sorgen für eine Konglomeration kleiner 

Blasen zu größeren. Dieses Zusammenfließen 

wird als Koaleszenz bezeichnet. Die dadurch 

entstandenen großen Blasen steigen 

viel schneller auf und die Luftabscheidung 

ist wesentlich verbessert. 

Im Tanksystem werden die Entgasungskomponenten 

von unten angeströmt. Dadurch 

kann ein Teil des Ölvolumenstroms durch 

die Fenster im Gehäuse oberflächennah ausströmen. 

Somit ist die Aufstiegsdistanz für 

Luftblasen hin zur Oberfläche auf ein Minimum 

reduziert und die Luftabscheidung des 

Systems ist nochmals erhöht. Die RKB Entgasungskomponenten 

werden in einer Zwischenkammer 

montiert, die im unteren Bereich 

des Tanks ausgebildet wird. Das Öl 

strömt von unten in die Entgasungseinheit 

und über das Steigrohr in den Tank. 

Um einen unerwünschten Rückstau zu verhindern, 

werden die Komponenten so ausgelegt, 

dass Sie im Betriebspunkt mit geringsten 

Druckverlusten (weniger als 

5 mbar) betrieben werden können. Das 

Blech der Kammer endet ca. 100 mm unterhalb 

des Tankdeckels, so dass der gesamte 

Gasraum über dem Öl miteinander verbunden 

ist. Dies ist nötig, damit sich der Unterdruck 

des Ölnebelabscheiders ungehindert 

zum Rücklaufanschluss fortsetzen kann. 

Messtechnik und 

Technikumsanlage 

Die Messtechnik 

Um belastbare Messungen durchführen zu 

können, wurde ein Sensor zur Luftgehaltsmessung 

entwickelt. Mit Hilfe dieses Sensors 

können Höhen- und Längsprofile in einem 

Tank gemessen und damit die Luftverteilung 

bestimmt werden. Der Messsensor 

ist mobil und kann Luftgehalte zwischen 0 

und 20 % auflösen. 

Das Technikum 

Der Sensor wird an einer Technikumsanlage 

eingesetzt. Das temperierte Öl wird vor einer 

Zahnradpumpe mit Luft beladen. Die 

Luft wird durch die Pumpe feinst dispergiert. 

Die Größenverteilung wird durch 

Schauglas mit einer Kamera detektiert. Vor 

und nach dem Versuchstank wird der Luftgehalt 

im Öl mit dem oben beschriebenen 

Luftgehaltssensor gemessen. 

Bild 2. Tank- und Entgasungskonzept der Fimra HYDAC. 

Entgasungsfenster 

zur Strömungsführung 

über Ölspiegel 

Verlangsamung der 

Strömung, durch 

" 

intc-out" Führung 

Koaleszenz der Luftblasen (kleine Blasen werden 

zu rößeren und steigenn schneller auf!) 

Koaleszenz 

Ergebnisse der Vorversuche im 

Technikum 

Die Pumpe wird mit einem Volumenstrom 

von 200 l/min betrieben. Dabei wird der 

Luftgehalt von 5 Vol% in Schritten auf ca. 

17 % erhöht. Vor Eintritt in den Versuchstank 

wird die Dispersion überprüft. B i l d 3 

zeigt eine beispielhafte Größenverteilung. 

Die Anzahl der Blasen nimmt mit abnehmender 

Größe zu. Nach dem Tank, der gemäß 

dem zuvor beschriebenen Konzept aufgebaut 

ist und mit 400 Liter Öl gefüllt ist, 

wird der Gasgehalt wieder gemessen. 



VOR der AIR X Einheit 

NACH der AIR X Einheit 

gespeist wird. Bei der Applikation ist immer 

nur der Kompressor oder die Expanderturbine 

im Betrieb, nie beide gleichzeitig. 

Ziel ist es den Tank so zu konzipieren, dass 

die Verweilzeit des Öls im Tank auf zwei Minuten 

reduziert wird. Die Verhältnisse im 

Tank sollen mit Hilfe einer Strömungssimulation 

nachgestellt und vor dem Bau kontrolliert 

werden. 

Das neue Schmiersystem soll nach Fertigstellung 

zum Turbokompressorbauer nach 

Köln transportiert werden und dort an einem 

der beiden Rotating Equipment installiert 

und mit laufendem Ölnebelabscheider 

betrieben werden. Dabei sollen die Messergebnisse 

zeigen, ob die im Technikumsversuch 

gezeigten Ergebnisse zu größeren 

Volumenströmen hochskaliert werden 

können. 

Bild 3. Ergebnisse Technikum. 

B i l d 3 zeigt den Vergleich von Eintritt und 

Austritt. 

Zusammenfassend kann festgehalten werden, 

dass selbst bei einer Eintrittsbeladung 

von 17 Vol% feinst dispergierter Luftblasen, 

der Ausgangsgehalt an Luft nie über 

1,2 Vol% steigt. Damit wird im Technikumsmaßstab 

bewiesen, dass eine Verweilzeit 

von zwei Minuten ausreicht, um selbst hohe 

Luftfrachten zu entfernen. 

Anwendungsfall: 

Turbokompressor und 

Expander für 

Energiespeicherung 

Die Herausforderung 

Die dänische Firma Stiesdal entwickelt die 

GridScale Technology in Zusammenarbeit 

mit Atlas Copco Energas in Köln. B i l d 4 

zeigt das Verfahrensschema, welches in der 

GridScale system schematic 

1 Motor / generator 

2 Compressor 

3 Turbine 

4 Cold storage tank 

5 Hot storage tank 

6 Cooler 

550 o C 

330 o C 

80 o C 

-30 o C 

1 2 3 

4 

Broschüre “GridScale Energy storage system 

der Firma Stiesdal” [Stiesdal A/S, 2021] beschrieben 

wird. Bei dem Verfahren wird mit 

nachhaltig erzeugter elektrischer Energie 

mittels eines Turbokompressors Luft verdichtet, 

erhitzt und die Kompressionswärme 

in mit Steinen gefüllten Tanks gespeichert. 

Wenn der Strom wieder benötigt wird erzeugt 

eine Kombination aus Turbine und 

Kompressor aus der gespeicherten Wärme 

wieder mechanische Leistung, welche einen 

Generator antreibt. Dem Startup war wichtig, 

eine besonders nachhaltige Lösung zu 

erhalten, so auch beim integrierten Schmiersystem. 

Das Betriebsfluid Öl sollte daher auf 

das notwendige Minimum reduziert werden. 

Zudem sollte die Schmieranlage möglichst 

kostengünstig ausfallen – und gleichzeitig 

als standardisierbare Lösung dienen. 

B i l d 4 zeigt die von Atlas Copco Energas 

entwickelte Kombination aus Kompressor 

und Turbine, die von einem Schmiersystem 

Charge 

Bild 4. Verfahrensschema und Gesamtaufbau Rotating Equipment. 

5 

6 

1 

3 2 

4 

Discharge 

5 

6 

Konzeption 

B i l d 5 zeigt das Schaltschema des Systems. 

Das Schmiersystem ist mit einem Ölnebelabscheider 

versehen, die bis zu 

180 m 3 /h Luft ansaugen kann. Das Öl 

kommt zusammen mit der Luft zum 

Schmieröltank (grün markiert). Die Eingangsstutzen 

sind kurz unterhalb des Deckels 

mit großen Löchern versehen, um eine 

erste Trennung der angesaugten Luft von 

dem Schmieröl zu gewährleisten. Die im Öl 

fein dispergierte Luft wird mit dem Öl zusammen 

unter die Öloberfläche in die Rücklaufkammer 

geführt. 

Der Tank hat zwei Pumpenanschlüsse für die 

Pumpen, die mit den Getrieben mechanisch 

gekoppelt sind. Die mechanischen Pumpen 

am Getriebe fördern jeweils 312 l/min. Bei 

der Inbetriebnahme bzw. bei einem möglichen 

Notfall wird eine elektrisch angetriebene 

Hilfspumpe zugeschaltet, die 347 l/min 

liefert. 

236 l/min werden über das Getriebe zur 

Rücklaufkammer in den Tank geführt. Der 

restliche Volumenstrom (orange dargestellt) 

geht über die Druckentlastungsventile 

direkt hinter den Entgasungseinheiten in 

den Tank. 

Simulation 

Die Detailkonstruktion wird mit Hilfe von 

Strömungssimulationen auf folgendene Gesichtspunkte 

hin geprüft: 

–– 

Ist die Strömung gleichmäßig, ohne Beschleunigungen 

und damit ohne der Gefahr 

von Turbulenzen? 

–– 

Strömt das Öl in allen Bereichen des 

Tanks oder gibt es Toträume? Totvolumina 

würden die resultierende Verweilzeit 

weiter reduzieren. 

–– 

Ist der Strom des Öls am Anfang des Tanks 

nach oben gerichtet? Damit werden Gasblasen 

mit der Strömung an die Oberfläche 

geführt und direkt abgeschieden. 

B i l d 6 zeigt die Strömungsimulation. Das 

Öl wird in einem der drei Anschlüsse vor den 



Frequenzgeregelter 

Kühler 

Dreiwegeventil 

Druckreduzierventil 

Filter 

Pumpe 

Pumpe 

Kompressor 

Expander 

Ölnebelabscheider 

Druckreduzierventil 

Hilfspumpe 

Rücklauf 

ohne Luftfracht 

Entgasungseinheit 

Air X (HYDAC) 

Rücklauf 

mit Luftfracht 

Bild 5. Schaltschema. 

Saugstrainer durchführen zu können, wobei 

der Sensor über eine vakuumdicht eingeführte 

Lanze mit Öl versorgt und durch einen 

zweiten Anschluss das Öl wieder zurückgeführt 

wird. Der Probenahmestrom ist 

im Verhältnis zum gesamten Umsatz zu vernachlässigen. 

Bild 6. Simulationen. 

87 % 99 % 100 % 

Entgasungseinheiten eingeleitet. Die grüne 

Farbe symbolisiert eine etwas höhere Strömungsgeschwindigkeit 

von 0,28 m/sec. Das 

Öl wird durch die Einbauten an die Oberfläche 

geführt. Es sinkt langsam wieder ab, hin 

zum Sauganschluss. Die Geschwindigkeit 

mit kleiner als 0,04 m/sec ist sehr niedrig 

und das Profil gleichförmig. Es zeigen sich 

fast keine Totzonen, obwohl die Pumpe über 

nur einen Sauganschluss versorgt wird. 

Tab. 1. Simulationsergebnisse des 

Abscheideverhaltens. 

Farbe Größe Abscheidung 

Rot 0,8 mm 100 % 

Grün 0,6 mm 99 % 

Blau 0,4 mm 87 % 

Um das Abscheideverhalten abschätzen zu 

können, werden Zweiphasenströmungen simuliert. 

Wobei das Verhalten von drei Blasengrößen 

(0,4 mm = blau; 0,6 mm = grün; 

0,8 mm= rot) im strömenden Öl betrachtet 

wird. Die Blasen, welche die Oberfläche erreichen, 

werden als abgeschieden betrachtet. 

B i l d 6 zeigt die Ergebnisse. Selbst die 

kleinsten Luftblasen werden zu fast 90 % 

abgeschieden (Ta b e l l e 1 ). 

Versuche im Prüffeld mit 

Kompressor 

Der Tank ist mit Messstellen versehen, um 

während des Betriebs Messungen in der 

Rücklaufkammer oder in der Nähe der 

Im Prüffeld von Atlas Copco Energas in 

Köln, wird das Schmiersystem am Turbokompressor 

angeschlossen. Es werden 620 

Liter HLP32 in den Tank gefüllt. Dies entspricht 

einer Füllhöhe von 350 mm. 

Nach der Anlaufphase des Systems wird die 

Messlanze auf der Saugseite 100 mm unter 

der Oberfläche geführt und gemessen; dann 

in 50 mm Schritten immer tiefer ins Öl getaucht. 

B i l d 7 zeigt das gemessene Höhenprofil 

des Lufgehaltes. Der Luftgehalt sinkt 

schnell mit zunehmendem Tiefe auf 0,5 Vol%. 

Der durchschnittliche Luftgehalt ist 0,8 Vol%, 

also deutlich unter den angestrebten 

1,5 Vol%. 

Schlussfolgerung 

Sowohl die Messungen im Technikum als 

auch die Werte bei der Kombination eines 

Schmiersystems mit einem Getriebekompressor 

bestätigen, dass das patentierte Konzept 

der Entgasungseinheiten durch die 

Führung und die Beruhigung der Strömung 

Luft effektiv aus dem Öl abscheidet. 

Eingebettet in einer geeigneten Gesamtkonzeptionierung 

können die konventionell angesetzten 

(z.B. API614; 8 Minuten) Verweilzeiten 

des Öls im Tank drastisch reduziert 

werden. 



Height [mm] 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Öloberfläche 

Ø = 0,8 Vol % 

0 1 2 3 4 5 

Vol. Air Conten [VAC [%]] 

Bild 7. Ergebnisse der Luftgehaltsmessungen bei der Kombination mit einem Turbokompressor. 

Tab. 2. Ersparnisse / Kunden- und Nachhaltigkeitsvorteile. 

Kostenverhältnis 

Konventionelle 

Technik 

Nachher 

Einsparung 

Kosten 

Einsparung 

CO 2 

Anlage ~70.000 € ~ 60.000 € -14 % -13,4 Tonnen 

Gewicht / Stahl ~ 2,7 t ~ 2,2 t -18,5 % -0,9 Tonnen 

Ölwechsel 3820 Liter 1420 Liter -63 % -12,5 Tonnen 

Ta b e l l e 2 zeigt die Daten zu dem vorgestellten 

Projekt. Durch das deutlich verringerte 

Ölvolumen und verlängerte Standzeiten 

werden Ressourcen eingespart: 

–– 

Optimierter Materialeinsatz und Bauvolumen 

Bei dieser deutlich schlankeren Lösung 

mit 2 m³ weniger Bauraum konnten 0,9 

Tonnen Stahl eingespart werden. 

–– 

CO 2 -Reduktion 

Bei der ersten Inbetriebnahme konnten 

rund 13,4 Tonnen CO 2 eingespart werden. 

Zudem reduziert sich bei jedem Ölwechsel 

der CO 2 Verbrauch um weitere 

12,5 Tonnen. 

Bei der Aufstellung muss berücksichtigt 

werden, dass das tatsächlich eingefüllte Ölvolumen 

durch das sogenannte Run-Down- 

Volumen vergrößert wird. Dies ist das Öl, 

welches in den Komponenten (Filter, Kühler 

etc.) und den Rohrleitungen zwischen 

Schmiersystem enthalten ist. Bei Stillstand 

fließt dieses Öl zurück in den Tank. 

Verweise 

[HYDAC International GmbH (2020)]. Tankkonzept 

mit Air-X Technologie. Von https:// 

www.hydac.com/media/downloads/industries/prozesskompressoren_und_verdichter/de7230-0-09-20_air-x-technologie.pdf 

abgerufen 

[Regelwerk (2008)]. API 614; Lubrication, 

Shaft-sealing and Oil-Control Systems and 

Auxiliaries. 

[Stiesdal A/S (2021)]. GridScale Energy Storage. 

Retrieved from GridScale Energy Storage: 

https://www.stiesdal.com/wp-content/uploads/2021/11/30883-Stiesdal-Storage-Technologies-brochure.pdf 

l 


Analysenverfahren im Kraftwerk 

(vormals VGB-B 401) 

Ausgabe 2020 – VGB-S-004-00-2020-10-DE 

DIN A4, Print/eBook, 234 S., Preis für VGB-Mit glie der € 280.–, Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand und USt. 

Die Kraftwerkschemie spielt in vielen Kraftwerksprozessen eine gewichtige Rolle. Sie unterstützt das 

Kraftwerk bei dem sicheren, effizienten, umweltbewussten und auflagenkonformen Betrieb seiner Anlagen. 

Sie hilft bei der Bewertung von Einsatzstoffen und im Kraftwerksprozess entstehenden Stoffen. 

Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, benötigt der Standort eine kompetente, personell gut 

ausgestattete chemisch analytische Abteilung, die über die für eine qualitativ hochwertige Analytik 

geeignete Analysengeräte verfügt. Die Analytik im Kraftwerk besitzt auch die Kompetenz Analysenwerte, 

die von externen Labors erzeugt wurden, zu bewerten und die daraus notwendigen Handlungen 

einzuleiten. Somit stellt die Analytik einen unverzichtbaren Kernbereich im Kraftwerk dar. 


Analysenverfahren 

im Kraftwerk 

(vormals VGB-B 401) 

VGB-S-004-00-2020-10-DE 

Das „Handbuch der analytischen Kraftwerkschemie“ (VGB-B 401) existiert seit 1973. Seine Anfänge 

liegen weit zurück, als der Einsatz von modernen elektronischen Medien hauptsächlich als Ersatz der 

Schreibmaschine gesehen wurde. Inzwischen gab es bekanntermaßen eine rasante Entwicklung. Die 

Allgegenwart des Internets ermöglicht eine schnelle Recherche von analytischen Sachverhalten. Diese Aktualität kann ein gedrucktes 

Medium nie erreichen. Die Fachgruppe (TG) „Analytik“ erhielt deshalb durch das Technical Committee (TC) „Chemistry“ den Auftrag, 

das Handbuch inhaltlich und konzeptionell zu überarbeiten und dem Einsatz neuer Medien Rechnung zu tragen. Zu diesem Zweck 

wurde eine Projektgruppe gegründet, die das vorliegende Handbuch erstellt hat. 

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

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


vgbe-Fachtagung 

Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung 

und Wirbelschichtfeuerungen 2022 

9. und 10. Mai 2022 in Hamburg 



Klärschlammbehandlung und 

Wirbelschichtfeuerungen 2022 

Programm 

(Änderungen vorbehalten) 

MONTAG, 9. MAI 2022 

Die thermische Abfallverwertung ist in Deutschland eine der 

tragenden Säulen der Abfallentsorgung, die vorwiegend in 

Rostfeuerungsanlagen durchgeführt wird. Die Wirbel schichtfeuerung 

hat den Vorteil eines breiten Brennstoffbandes von der 

Kohle über Biomasse bis hin zu Ersatzbrennstoffen. Beide Anlagentypen 

haben Gemeinsamkeiten, wie etwa gleiche Anlagengröße, 

Kesselkorrosionen und in der Regel die Auskopplung von Fernwärme 

oder Prozessdampf, führen somit zu vielen gleichen Problemen 

bei dem Betrieb der Anlagen. 

Die vgbeFachgruppen “Thermische Abfallverwertung“ und 

„Wirbelschichtfeuerungen“ haben sich entschieden, die bereits im 

Jahr 2019 sehr erfolgreich durchgeführte gemeinsame Veranstaltung 

in 2022 zu wiederholen und die folgenden aktuellen Themen 

abzubilden: 

| Betriebsoptimierung 

| Sanierungsmaßnahmen 

| Feuerraumverschlackung 

| Feuerleistungsregelung 

| Kesselkorrosion und verschmutzung 

| Rauchgasreinigung 

| Emissionsminderung und messtechnik 

| Fernwärme und Prozessdampfauskopplung 

| Klärschlammverbrennung 

Ziel und Aufgabe ist es, die Themen des Programms zu dis ku tieren 

und einen intensiven Erfahrungsaustausch zu pflegen. 

In die Fachtagung ist eine begleitende Fachausstellung inte griert, die 

zusätzliche Informationsmöglichkeiten bietet. 

Auf Wiedersehen in Hamburg! 

Ihr vgbeTeam 

ab 09:30 

10:00 – 

10:30 

V1 

10:30 – 

11:00 

V2 

11:00 – 

11:30 

V3 

11:30 – 

12:00 

12:00 – 

12:30 

V4 

12:30 – 

13:00 

V5 

13:00 – 

14:00 

14:00 – 

14:30 

V6 

14:30 – 

15:00 

V7 

Registrierung und Welcome-Kaffee 

Moderation 

Peter Knapp, MVV Umwelt O&M GmbH 

Stefan Bach, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Zukunft der Thermischen Abfallverwertung, 


Wirbelschichtfeuerung aus Sicht des vgbe 

Dr. Thomas Eck, vgbe energy 

Wasserstofferzeugung und mehr in Wuppertal 

Conrad Tschersich, 

AWG Abfallwirtschaftsgesellschaft mbH Wuppertal 

Technische Konzepte zur Erzeugung 

von „grüner“ Fernwärme 

Harald Mooshandl, MVV Umwelt GmbH, Mannheim 

Kaffeepause 

Die Bestimmung des biogenen CO 2 -Anteils in 

Abgasen von MVAs und EBS-Anlagen 

Jürgen Reinmann, Envea GmbH, Bad Homburg 

Fit für CCU/S? – Überblick zu Politik, 

Technologie und Markt 

Aleksandra Würfel, MVV Umwelt GmbH, Mannheim 

Lunch 

Novelle der 13./17.BImSchV und die 

Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen für 

Abfallverbrennungsanlagen in nationales Recht 

Markus Gleis, Umweltbundesamt, Dessau-Roßlau 

Erfüllungskosten zur Umsetzung der 

BVT-Schlussfolgerungen für Abfallverbrennung 

in nationales Recht – 17. BImSchV 

Prof. Rudi Karpf, Ingenieurgesellschaft für 

Energie- und Umweltengineering, Lich 



Kontakt 

Barbara Bochynski | t +49 201 8128205 | 

e vgbethermabf@vgbe.energy

15:00 – 

15:30 

V8 

15:30 – 

16:00 

16:00 – 

16:30 

V9 

16:30 – 

17:00 

V10 

17:00 – 

17:30 

V11 

ab 18.30 

Technische Optionen an quasitrockenen 

Rauchgasreinigungsanlagen in Vorbereitung 

der BVT-Anpassung 

Taner Akbay, EEW Energy from Waste GmbH, Helmstedt 

Kaffeepause 

Schaden Rheinberg – Engie 

Simon-Mark Egan, Solvay, Genas/Frankreich 

Die Bedeutung der Kompensation thermischer 

Dehnungsprozesse – ein Erfahrungsbericht 

aus der Praxis 

Alexander Trost, 

Energy Consult Ingenieure PartG, Flensburg 

Druck- und Strömungsverhältnisse 

in Asche umlaufsystem und Fließbettkühler; 

Hinweise auf Fehlerquellen und Optimierungen 

Joachim Plackmeyer, 

Ingenieurbüro Plackmeyer, Bergisch Gladbach; 

Dipl.-Ing. Adlan Omer, Aixprocess GmbH, Aachen 

Abendveranstaltung 

im Gastwerk 

DIENSTAG, 10. MAI 2022 

09:00 – 

09:30 

V12 

09:30 – 

10:00 

V13 

10:00 – 

10:30 

V14 

10:30 – 

11:00 

11:00 – 

11:30 

V15 

11:30 – 

12:00 

V16 

Moderation 

Peter Knapp, MVV Umwelt O&M GmbH 

Stefan Bach, Vattenfall Wärme Berlin AG 

UBA-Forschungsvorhaben „Abschätzung 

zusätzlicher aus Abwasser und Klärschlamm 

kommunaler und gewerblicher Herkunft 

extrahierbarer Wertstoffe“ 

Theresa Sichler, Bundesanstalt für 

Materialforschung und -prüfung (BAM), Berlin 

Fit für die Zukunft, Leistungssteigerung einer 

nassen Wäsche für die zusätzliche Einspeisung 

von Rauchgasen aus einem KS-Drehrohr 

Dr. Wolfgang Schüttenhelm, 

WSM/H. Schmitt MVV Umwelt GmbH, Wiehl 

Lagerung, Umschlag und Förderung von 

Klärschlamm für eine nachgeschaltete Behandlung 

Dimitrios Fotakis, Energieversorgung Offenbach AG 

Kaffeepause 

Thermische Klärschlammverwertungsanlagen 

der EVN, Konzepte & Projekte 

Gernot Alfons, EVN Wärmekraftwerke GmbH, 

Zwentendorf, Österreich 

Phosphorrecycling im Industriemaßstab. 

Dünger aus Sekundärrohstoffen 

Henning Schmidt, SERAPLANT GmbH, Haldensleben 

12:00 – 

12:30 

V17 

12:30 – 

13:00 

V18 

13:00 – 

14:00 

14:00 – 

16:00 

Einsatzmöglichkeiten von anlagenspezifischen 

1:1-Simulatoren für rostgefeuerte Kraftwerke 

Jens Andreas, 

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen 

Abwärme als wichtiger Baustein der Wärmewende 

Dr. Ulrich Liebenthal, 

Hamburger Energiewerke GmbH, Hamburg 

Lunch 

Transfer und Besichtigung 

Wärmeprojekt der MVB 

16:00 Transfer zurück zum Gastwerk 

16:45 Transfer Gastwerk zum Hauptbahnhof 

Organisatorische Hinweise 

VERANSTALTUNGSWEBSEITE 

https://t1p.de/8152 

VERANSTALTUNGSORT 

Gastwerk Hotel Hamburg 

Beim Alten Gaswerk 3 

22761 Hamburg 

w www.gastwerk.com 

ONLINE-ANMELDUNG 


ANMELDUNG 

Die Anmeldung wird bis zum 25. April 2022 erbeten 

(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis). 

Eine spätere Anmeldung, auch im 

Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das 

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| vgbeMitglieder 750,00 € 

| Nichtmitglieder 950,00 € 

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sowie Datenschutzhinweise entnehmen Sie bitte der 

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* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt 

des VGB PowerTech. 

Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac 



45257 Essen 



Experiences gained regarding flow 

accelerated corrosion in HRSGs 

and mitigation measures 

Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar 

Abstract 

Erfahrungen mit strömungsbeschleunigter 

Korrosion in HRSGs 

und Abhilfemaßnahmen 

Jahrzehntelange Erfahrungen haben gezeigt, 

dass Rohrleckagen, die durch strömungsbeschleunigte 

Korrosion (FAC) verursacht werden, 

eine der wichtigsten Ursachen für erzwungene 

HRSG-Ausfälle sind. Weltweit wurden 

Untersuchungen durchgeführt, um die 

Mechanismen der FAC zu verstehen und die 

Rolle der an der FAC-Rate beteiligten Faktoren 

zu ermitteln. Diese Bemühungen wurden 

verstärkt, nachdem es in Kernkraftwerken zu 

Rohrbrüchen aufgrund von FAC gekommen 

war und resultierten in der Entwicklung verschiedener 

Software durch Forschungsinstitute, 

um Richtlinien für die Prognose, Überwachung 

und Begrenzung von FAC in Dampferzeugungsanlagen 

zu erstellen. In diesem 

Beitrag werden die Erfahrungen mit FAC-bedingten 

Leckagen an Deaerator- und Verdampferrohren 

nach einigen Tausend Be- 

Autors 

Behzad Boroumandi 

B.Sc. in Mechanical Engineering 

Technical consultant 

Reza Seifi 

M.Sc. in Mechanical Engineering 

Technical Manager 

Hamed Barzegar 

M.Sc. in Chemical Engineering 

Head of Chemistry Dept. 

Taban CCPP 

Jam Energy Development Co. 

I.R. Iran 

Flow accelerated corrosion has been blamed 

to be responsible for rupture of condensate 

and feed water piping in nuclear and fossil 

fueled power generating plants that in certain 

cases caused fatalities. Table of major 

incidents caused by FAC in steam generating 

plants is given in reference [1]. To prevent 

injury and life loss of personnel and to mitigate 

forced outage of generating units and 

their consequential financial burden much 

investigation have been made in the past 

few decades for better understanding of FAC 

mechanism and factors involved in its initiation 

and corrosion rate. These investigations 

have resulted in developing several software 

essential for nuclear power plants [2] enabling 

prediction of rate of thickness loss considering 

factors such as material, chemistry 

regime, mass flow rate, and so on. Such software 

is presently in use in numerous nuclear 

power plants and to a lesser extent in combined 

cycle power plants. In such software 

each parameter involving in thickness loss 

caused by FAC is given a factor and by multiplying 

these factors corrosion rates can be 

computed. Based on the results, proper 

monitoring can be planned and also corrective 

measures can also be proposed to minimize 

unscheduled outage of generating 

units. A sample of the application of such 

software can be found in references [3, 4]. 

Considering distinct differences between 

nuclear and combined cycle power plants, 

specific guidelines needed to be prepared 

for CCPP. A famous one of such guidelines is 

named in reference [5]. 

Needless to mention that regular thickness 

measurement of prone areas to FAC is an important 

measure which can provide the retriebsstunden 

in zwei HRSGs eines 484-MW- 

Kraftwerks sowie Erkenntnisse aus mehreren 

ähnlichen Kraftwerken vorgestellt. Obwohl 

bestimmte Bereiche anfälliger für FAC sind, 

sind die Bereiche, die für FAC anfällig sind, 

aufgrund verschiedener Faktoren wie Konstruktion, 

Betriebsweise, chemische Zusammensetzung 

und dergleichen, und somit auch 

der Umfang der Überwachung und der Korrektur-/Vorbeugungsmaßnahmen 

von Anlage 

zu Anlage unterschiedlich und sollten für 

jede Anlage maßgeschneidert werden. Vor 

diesem Hintergrund wurden umfangreiche 

Rohr dickenmessungen in Abständen von etwa 

einem Jahr durchgeführt und die durchschnittlichen 

Korrosionsraten berechnet. Auf 

der Grundlage der Ergebnisse wurden als vorsorgliche 

Maßnahme Rohre, deren Dicke unter 

80 % des Nennmaßes lag, ersetzt. Es wurden 

auch ähnliche Hinweise wie bei der einphasigen 

FAC auf Rohre, die einen 

zweiphasigen Strom führen, gegeben, und 

schließlich wurden bestimmte Empfehlungen 

formuliert. 

l 

Decades of experiences have shown that tube 

leak caused by Flow Accelerated Corrosion 

(FAC) has been one of the important causes of 

HRSG forced outage. Worldwide investigations 

have been carried out to understand 

mechanisms of FAC and identify the role of factors 

involved in FAC rate. These efforts accelerated 

after pipe rupture due to FAC in nuclear 

power plants which caused personnel injuries 

and fatalities culminated in the development 

of several software by research institutes to 

prepare guidelines for prediction, monitoring 

and mitigation of the FAC in steam generating 

units. In this paper experiences gained from 

FAC caused leakages of de-aerator- evaporator 

tubes after few thousands operating hours in 

two HRSGs of a 484 MW CCPP and also findings 

of several similar CCPPs have been presented. 

Although certain places are more 

prone to FAC, due to several factors such as 

design, operating mode, chemistry regime and 

the areas vulnerable to FAC and therefore the 

extent of monitoring, corrective/preventive 

measures may differ from plant to plant and 

should be tailor made for each plant. Having 

this fact in mind, extensive tube thickness 

measurements were done at approximately 

one year interval and average corrosion rates 

were calculated and based on the results tube 

their thickness were below 80 % of nominal 

thickness were replaced (as a temporary 

measure). Indications similar to indications 

of single phase FAC on tube carrying twophase 

stream have also been presented and finally 

certain recommendations have been 

made. 

Introduction 

58 | vgbe energy journal

KOLUMNENTITEL 

HRSG‐1 DEAERATOR EVAPORATOR OUTLET HEADER TUBES FAILED DUE TO FAC 

Fig. 1. Images of leaky tubes and their locations. 

quired information about loss of thickness 

and therefore corrosion rate. It is worth 

mentioning that due to several factors involved 

in developing FAC, e.g. Design, a 

FLUE GAS 

ENLARGED VIEW OF RED SQUARE 

DEC,2018 

CEP 

DEA EVA 

chemistry regime of water/steam, cycle, 

mode of operation and so on, plant specific 

solution should be prepared for individual 

power plant. Based on leak history and also 

the results of tube wall thickness measurements, 

partial or total replacement of the 

affected section with more resistant material, 

modifying chemistry regime, can be considered 

as part of tailor-made solutions. In the 

following section roles of influencing factors 

in development of tube leak in HRSG of a 

CCPP, herein after is called the power plant 

“A”, will be discussed in details and one case 

study report has also been presented. 

Discussion 

Decades of worldwide investigations have 

proved that dissolution of normally protective 

layer of magnetite in disturbed stream 

of entirely liquid (single phase flow) or liquid 

vapor (two phase flow) and its reformation 

and repetition of this cycle causes loss 

of material (loss of thickness) of carbon 

steel tube that eventually cause tube leak 

and therefore forced outages of HRSG. This 

phenomenon, corrosion accelerated by flow, 

is briefly called FAC (Acronym of Flow Accelerated 

Corrosion or Flow Assisted Corrosion). 

Statistical information has shown that 

tube leak caused by FAC has been an important 

cause of forced outages of the HRSG. In 

the numerous literatures mechanism of occurrence 

of the FAC in HRSG, factors involved 

and their significance and vulnerable 

areas have been discussed [1, 6, 7]. In brief 

pH, DO (dissolved Oxygen), operating temperature, 

tube geometry, tube material, 

mass flow rate and void fraction (for two 

phase flow) are governing factors in development 

and rate of FAC. 

In continuation of this paper history of tube 

leaks in HRSGs of a combined cycle power 

plant “A” along with carrying out measures 

have been explained and one case of tube 

HP DRUM 

98.6 Bara 

LP DRUM 

10.1 Bara 

DEA-EVA 

5.43 Bar(a) 

WATER SPRAY 

GT 

SUPLEMENTARY FIRING 

HP SH HT 

HP SH IT 

HP SH LT 

HP EVA 

HP 2 ND 

LP SH 

LP EA V 

HP 1 ST ECO 

EV A-DEA 

CPH 

STACK 

ST 

COOLING TOWER 

CW PUMP 

CONDENSER 

CEP 

BFP 

GT Outlet Flue Gas Mass Flow 

GT Outlet Flue Gas Temperature 

Flue Gas Temperature after Duct Burner 

Flue Gas Temperature at Stack Exit 

LP Steam Temperature 

LP Steam Pressure 

LP Steam Mass Flow 

HP Steam Temperature 

HP Steam Pressure 

HP Steam Mass Flow 

At GT Fuel Gas Operation 

454 kg/s 

543.8 o C 

594 o C 

113 o C 

230 o C 

8.5 bar(a) 

9 kg/s 

520 o C 

90 bar(a) 

67 kg/s 

Fig. 2. CCPP “A” water/steam cycle diagram. 


Thk mm 

Temperatur ( o C) 

Pressure (Bar(a) 

KOLUMNENTITEL 

leak has been discussed in detail. 

In heat recovery steam generators (HRSG) 

of CCPP “A” tube leak occurred in De aerator 

-Evaporator after approximately 8,000 operating 

hours. Images of leaky tubes and their 

location are shown in F i g u r e 1 . 

Leaky tubes were replaced by Dutchman 

and HRSG put back into operation. CCPP “A” 

comprises of two gas turbines, two dual 

pressure horizontal heat recovery steam 

generators (HRSG), HP and LP steam turbines 

and eventually a cooling system includes 

a dry type natural draft cooling tower 

(Heller) and a direct contact jet condenser. 

F i g u r e 2 depicts the equipment arrangement 

of steam cycle in which the HRSG elements 

are described meticulously and the 

table integrated in the graph illustrates the 

significant information about gas and steam 

turbines and HRSG. The exhaust gas from 

the gas turbine enters HRSG via a specified 

duct and diverter damper and is heated by 

means of a set of burners as supplementary 

firing located just before the final super heater. 

While the flue gas is passing through the 

ducts and losing its temperature, the HP and 

LP steam are being generated on the HP and 

LP drums and after being superheated in HP 

and LP super heaters finally via pressure 

pipes delivered to the HP and LP sections of 

steam turbine. As tube leak after such low 

operating hours deemed to be premature 

and as further tube leak was expectable 

therefore in-depth investigation of the problem 

was necessary. Preliminary observation 

of failed tubes led us to the fact that Flow Accelerated 

Corrosion was responsible for the 

leak. This necessitated that at the first opportunity 

thickness measurements of total tubes 

of the front row, which were accessible to be 

done. This was carried out by an ultrasonic 

thickness measuring device (UT). Sample of 

measurements is shown in F i g u r e 3 . 

In order to find out which factors amongst 

previously mentioned items were responsible 

for FAC of the before said tube leak, technical 

specifications, design criteria, chemistry 

regime and operating modes of the subject 

HRSG were carefully reviewed details of 

which will follow. 

Tube material 

The used tube material for the de-aerator 

evaporator of our case is A192. Investigations 

have shown that alloys with small percentage 

of chromium have good resistance 

against single and two phase FAC [6]. A192 

lacks chromium therefore, is prone to FAC. 

Operating pressure/ temperature 

THICKNESS MEASUREMENTS RESULT HRSG2 DEAERATOR EVAPORATOR OUTLET HEADER MODULE A POINT B CARRIED 

OUT IN SEP.2019 AND FEB.2020 NOMINAL DIMENSION OF TUBE 38.1MM O.DX2.4 MM THK. 

3.5 

3 

2.5 

2 

1.5 

1 

0.5 

0 

Investigations have indicated that the single 

phase FAC rate is maximum in the temperature 

range between 130 °C to 180 °C with a 

peak around 150 °C. This peak is 175 to 

180 °C for two phase FAC [6]. Design temperature 

of DE-EVA of the subject HRSG at 

rated load is 154 °C that is very close to temperature 

of peak FAC rate. Operating modes 

of HRSG have been classified in different 

pressure/temperature for fuel oil and gas oil, 

for 15 days result of which is shown in F i g - 

u r e 4 . In the past four years the gas turbine 

operated approximately 2 months on fuel oil 

and 10 months on fuel gas each year, therefore 

the pressure/temperature modes shown 

in the above said figure can be generalized 

for the whole operating hours (approximately 

34,000 hours) considering duration of operation 

with fuel gas and fuel oil. 

Chemistry aspects 

TUBE NO 1 HAD ALREADY BEEN R.EPLACED IN F£8.2018 

In CCPP, in which natural draft dry type 

cooling tower is used for cooling water system, 

different material such as Carbon steel 

and Aluminum are used. It is a known fact 

that PH value and concentration of dissolved 

Oxygen play important roles in magnetite 

dissolution rate and therefore FAC 

rate. In fact, by increasing the pH value 

SEPT.2019 

FEB.2020 

MAGNITUDE OF THICKNESS REDUCTION 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 

A GAS INLET 

B(BLEND) 

MODULE A 

MODULE B 

FLUE GAS 

39 1 1 39 

Fig. 3. Sample thickness measurement diagram. 

170 

165 

160 

155 

150 

145 

140 

135 

130 

125 

Fuel Oil Operation 

above 9.6, FAC rate of Carbon Steel material 

can be substantially reduced[6]. The chemistry 

regime of CCPP “A” is AVT (O) without 

injection of Hydrazine. As Aluminum tubes 

are used in heat exchanger tubes (so called 

Delta coolers) of cooling system, PH value 

cannot be increased to above said value to 

protect carbon steel tubes against FAC, otherwise 

Aluminum tubes would be faced with 

severe corrosion. The operating status of cycle 

with respect to pH value was carefully 

studied result of which will follow. 

pH value 

Log sheets with up to 20,000 operating 

hours of the plant have been studied. As can 

be seen in F i g u r e 5 a during 92 % of operating 

time the pH value was between 8.1 

and 8.7 which is well below the recommended 

value of minimizing FAC in the HRSG. 

F i g u r e 5 b shows that during the above 

said operating period average Fe value was 

Deaerator-EvaporatorTemperature- Pressure Over The Operating Hours 

Fuel Gas Operation 

Fuel Oil Operation 

Temperature 

pressure 

Operating Hours 

120 

0 50 100 150 200 250 300 350 

Fig. 4. Feed water tank, operating temperature-pressure diagram. 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 


KOLUMNENTITEL 

pH pH O2(ppb) 

a b c 

Fig. 5. Operating hours of HRSG 1 vs. pH, dissolved O 2 and Fe. 

45 ppb that is also above recommended value 

(20 ppb). 

As recently average monthly value of Fe for 

DEA-EVAP raised to 60 to 65 ppb and in spite 

of the known fact that by increasing pH corrosion 

of Aluminum tubes of coolers might 

be faced, a five month test was arranged to 

increase pH value by injection of Ammonia 

into inlet water to DEA-EVAP in stepwise 

manner and to carefully monitor Fe and Aluminum 

values .It was noticed that by increasing 

pH of the feed water to 8.7 Fe value 

was reduced to 45 to 50 ppb without a noticeable 

increase in Aluminum value. Further 

increase in pH was stopped because 

Aluminum value starts to increase. 

To further decrease Fe value set of tests has 

been arranged to increase DO of feed water 

and carefully monitor their effects on Fe migration 

and other parameters. 

FLUE GAS 

QUTLET HEADER 

INLET HEADER 

quired for FAC to happen exist for de-aerator-evaporator 

tubes and specifically tube 

bends of outlet header. It is important to 

note that unsuitable tube material (Carbon 

Steel) accompanied with low PH and O 2 

concentration and also operating temperature 

play the most significant role in the FAC 

rate of the before said tubes. Worth mentioning 

that experiences in many CCPP 

throughout the world imply that tubes that 

are located adjacent to casings and those located 

in the middle part (separation space of 

two modules) are more vulnerable to FAC. 

This is mainly because of potential bypassing 

of flue gas that expose the tubes to more 

heat, therefore more evaporation and fluid 

speed that all can influence the FAC rate [8]. 

Almost all tube leak in HRSGs of CCPP “A” 

were located close to casings or center part 

of HRSG in spite of the fact that baffle plate 

installed in these areas to minimize the flue 

gas bypass. History of tube leak, tube wall 

thickness measurement results, and examination 

of tube surfaces of the two HRSG of 

CCPP “A” and several other similar HRSG led 

us to the following facts: 

–– 

The FAC rate of first row exposed to flue 

gas is much higher than the succeeding 

rows. 

–– 

Although FAC may also occur at inlets of 

tube bend, its rate is much lesser than 

compared to the outlets (F i g u r e 7 upper 

images). 

–– 

FAC may occur all over the circumference 

of straight tubes, but its rate is lesser compared 

to that of tube bends (F i g u r e 7 

lower image). 

O 2 content 

As shown in F i g u r e 5 c dissolved oxygen 

content of water during 83.5 % of the abovementioned 

operating hours was between 

0.0 to 0.5 ppb and in 99 % of the above said 

period below 5 ppb. As far as FAC is concerned, 

water having dissolved oxygen below 

5 ppb can significantly increase the corrosion 

rate. 

Areas suffered from FAC are shown by red arrow 

Fig. 6. De-aerator evaporator tube 

configuration. 

drawings of DE-EVA and location of experienced 

leaks in before said HRSG are shown in 

F i g u r e 6 . Highest tube wall thickness loss 

has also been noticed in tube bends. All these 

experiences substantiate the above said fact. 

Qutlets 

Inlets 

Mass flow rate 

In numerous articles relation between mass 

flow rate and FAC rate have been discussed 

[6]. In fact, FAC does not occur in stagnant 

fluid. AS information was not found about 

average mass flow rate of individual tube of 

different heating sections of HRSG of CCPP 

‘’A“, therefore mass flow rates were roughly 

calculated and results can be found in Ta - 

b l e 2 .´Worth mentioning that its a normal 

practice that the velocity of saturated steam 

at the outlet of the low pressure evaporator 

should not exceed 10 m/s [8] to avoid a potential 

erosion caused by liquid droplet impingement 

(LDI). 

Tube configuration 

It is a well known fact that FAC rate is higher 

in areas of disturbed flow, e.g. Bends, T- 

joints, size change, and the like. Schematic 

Void fraction. 

(valid for two phase FAC) 

Although there exist several techniques such 

as quick closing valves [9] to measure the 

void fraction, in our case void fraction was 

not measured. Worth mentioning that there 

is correlation between void fraction, saturated 

steam quality and pressure.[10, 11]. It 

is a general recommendation that HRSG design 

should be so that void fraction at the 

outlet of the low pressure evaporator remain 

below 0.7 in order to avoid flow instability 

[12] and liquid droplet impingement (LDI). 

Evaluation of the susceptibility 

of de-aerator evaporator 

tubes of CCPP “A“ to FAC 

From the above explanation, one can easily 

conclude that almost all parameters re- 

Fig. 7. FAC suffered tube. Top: bent tube. 

Bottom: straight tube. 

Morphology of tube surface 

indications 

It has been experienced that in establishing 

turbulence in two phase flow, scallop shape 

formed by overlapping of horse shoes (also 

called chevron), always black and shiny, 

may be observed on the tube surface of 


KOLUMNENTITEL 

ISOLATED PIN HOLES POPULATED PIN HOLES A PIECE OF TUBE WALL DETACHED 

Fig. 8. FAC suffered tube bend. 

evaporator tubes [7]. This scallop indication 

(also called orange peel) that resemble single 

phase FAC symptom were observed on 

the surfaces of dozens of tubes of the outlet 

header of the de-aerator evaporator of power 

plant “A” and HRSGs of similar other power 

plants. (F i g u r e 8 and Ta b l e 1 ). This 

finding is also in agreements of findings of 

ABE [13] which states that despite the fact 

that flow regime is two phases, a layer of water 

forms at the tube bend outlets and scallop 

shape is formed as well. Worth mentioning 

that in all examined tube horse shoe indications 

point against the direction of flow. 

This is also in line with the finding of ABE 

[13]. It is to be noted that at the initial stage 

of FAC isolated horse shoes are formed. As 

the population of horseshoe increase, overlapping 

of them happen and at the deepest 

point of overlapped horse shoes first isolated 

pin hole and as a result populated pin holes 

develop. As the number of pinholes increase, 

a time will be reached that the tube body 

cannot resist tube internal pressure and a 

piece of tube body detaches and at this stage 

jump in makeup water consumption happens 

consequently. In F i g u r e 9 images of 

exterior surfaces of tubes having isolated 

pin holes, populated pinholes and tube with 

detached piece are shown. 

Tab. 1. Morphology of FAC suffered de-aerator evaporator tubes of three CCPP. 

CCPP 

“A“ 

CCPP 

“B“ 

CCPP 

“C“ 

Rating 

MW 

484 

484 

484 

HRSG Type 

Dual pressure 

horizontal 

type 

Dual pressure 

horizontal 

type 

Dual pressure 

horizontal 

type 

Type of 

cooling 

system 

Natural draft 

dry type 

cooling tower 

(heller) 

Aluminum 

tubes for 

coolers 

Natural draft 

dry type 

cooling tower 

(heller) 

Aluminum 


coolers 

Air cooled 

condenser 

(Arc) 

Carbon steel 


coolers 

Fig. 9. External view of tube suffered from FAC at different stages. 

Morphology of inside surface of deaeratorevaporator 

tube 

Description 

Isolated 

horseshoes 

and 

overlapped 

horseshoes 

forming 

scallop shape 

Horseshoe 

tips against 

flow direction 

Isolated 

horseshoes 

and 

overlapped 

horseshoes 


scallop shape 

Horseshoe 

tips against 


Isolated 

horseshoes 

and overlapped 

horseshoes 


scallop shape 

Horseshoe 

tips against 


Image 

FAC mitigation measures in 

CCPP “A“ 

By the time that a permanent solution is 

found to prevent unscheduled outages of 

HRSG, the following short-term actions 

were done to minimize forced outages of the 

HRSG. 

1: Identifying areas of HRSGs of CCPP “A” 

prone to FAC. 

This was done based on the following items: 

1-1: Areas of concerned stated in different 

literature. 

1-2: Experiences gained in CCPP “A”. 

1-3: Experiences of other HRSGs similar to 

HRSG of CCPP “A”. 

2: Monitoring areas of concern by thickness 

measurement as far as practicable. 

In this respect, an actual size mockup was 

built (F i g u r e 10 a ) for the following purposes: 

–– 

To test the possibility of thickness measurement 

of tubes of the second row. 

It’s important to note that although the FAC 

rate for tube bends of first row is higher compared 

to the tubes of the other rows, FAC has 

also been found in straight tubes of second 

rows therefore monitoring of tubes of this 

row is of importance. Results of test done on 

the mockup were acceptable. 

–– 

To exercise mirror welding. 

In many instances mirror welding expertise is 

needed, especially for weld joints close to the 

header and casing which are not accessible. 

2-3:Thickness measurements of those tubes 

of the third row, which become accessible 

during repair work of other rows. 

2-4: Thickness measurements of bends of 

riser pipes between outlet header and feed 

water storage tank. 

2-5: Thickness measurement of end portion 

of outlet header of de-aerator-evaporator 

above the entering point of straight tubes to 

header. 


KOLUMNENTITEL 

Fig. 10. Actual size mockup of header, radiographic image of insulated pipe and image taken by fiberscope. 

Tab. 2. Monitoring priority table for areas of concern of CCPP “A”. 

The values written in parenthesis are threshold values below which FAC may occur. 

Values of important parameters used for prioritization of monitoring 

Susceptibility of area to face 

Deaerator 

evaporator 

tube bend close 

to outlet header 

De-aerator 

evaporator tube 

bend close to 

inlet header 

HP eco 2 tube 

bend close to 

outlet header 

HP eco 2 tube 

bend close to 

inlet header 

LP evaporator 


to outlet 

header 

LP evaporator 


to inle theader 

HP eco1 tube 

bend close to 

outlet header 

HP eco1 tube 

bend close to 

inlet header 

ph 

(

FLOW DIRECTION 

KOLUMNENTITEL 

tube failure history FAC monitoring program 

should somehow be plant specific. 

9. In many plants, tube leak due to FAC has 

occurred during the guarantee period, 

therefore plant owners refrain from final 

taking over of the plant. To avoid being 

faced with such dispute between owner and 

contractor, proper terms should be included 

in the contract agreement regarding mutually 

accepted rate of FAC for areas of concern. 

Proper monitoring program for tube/ 

pipe thickness during the guarantee period 

should also be agreed upon. 

10. Until the time that the proper solution 

for the FAC problem of an HRSG is found, it 

is advisable to replace few tubes of all rows 

that are located adjacent to casings and also 

those tubes located near center line of HRSG 

with T22 material. Tubes located in these 

areas are prone to high FAC rate for the reason 

mentioned in item 4 above. 

11. In many instances, alloy steel tubes with 

dimensions exactly similar to dimensions of 

originally used tubes might not be available. 

Although there exist standards for butt 

welding of tubes with different thickness, 

due attention should be paid about possible 

adverse effects of reduction of the cross section 

area of flow passage of thicker tubes on 

the FAC rate of the replaced and also not replaced 

tubes. 

a b c 

LOCATION OF LEAKYTUBE 

d 

Fig. 11. Images of leaked water, Steam escaping from stack., leaky tube and its location. 

a 

LEAKY TUBE 

TUBES CUT FOR ACCESS TO LEAKY TUBE 

TUBES CUT DUE TO REDUCED THICKNESS 

FLUE GAS 

Fig. 12. Detailed images of FAC suffered leaky tube. 

and rate is lesser compared to a rate of 

bent tubes. 

–– 

FAC rate as high as 3mm/year has been 

experienced for tube bends adjacent to 

casings and also center line of HRSG due 

to flow gas bypass in this area, even 

though the baffle plate installed to minimize 

flue gas escape. 

–– 

Minor leak through pinhole caused by FAC 

specially on low pressure evaporator 

4-5 bar(g) can hardly be detected and even 

Detected, no immediate actions are needed 

to rectify it as it can barely do harm to adjacent 

tube and consequential damages. To 

substantiate this claim, in numerous de-aerator-evaporator 

tube leak, no adjacent tube 

had suffered after several days of operation 

in such condition 

6. Single phase FAC indication (scalloped 

surface) has been observed on tubes carrying 

two phase flow e.g. De aerator Evaporator 

tubes, probably due to formation of water 

layer specially at Extrados of tube bends 

7. Horseshoe that is a symptom of the single 

phase FAC may point against flow direction 

8. Due to numerous factors involved in order 

FAC to occur and also considering HRSG 

b 

c 

Acknowledgment 

The authors wish to thank Taban CCPP manager 

Mr. Ali Doust Hosseini for his encouragement 

and also permission to use needed 

information for preparation of this paper. 

References 

[1] Barry Dooley, Derek Lister: Flow-Accelerated 

Corrosion in Steam Generating Plant, 

Power Plant Chemistry 2018,20 (4). 

[2] Iva Betova, Martin Bojinov, Timo Saario: 

Predictive modeling of flow-accelerated corrosion 

– unresolved problems and issues. 

Research report no vtt-r-08125-10 

19.10.2010. 

[3] Christopher Schefski, John Pietralik, Tom 

Dyke, Mike Lewis: Candu maintenance 

conference 1995, Flow-Accelerated Corrosion 

in nuclear power plants: application of 

checworks at Darlington. 

[4] S.M Lee, J.M. Kim, Y.S. Chang, J.B. Choi, 

Y.J. Kim, Y.H. Choi: Wall-Thinning Rate 

Evaluation of Pipes under Accelerated Flow 

Condition, Transactions of the Korean Nuclear 

Society Autumn Meeting, Gyeongju, 

Korea, November 2-3, 2006. 

[5] Guidelines for Control of Flow-Accelerated 

Corrosion in Fossil and Combined Cycle 

Plants, EPRI. 

[6] Barry Dooley: Flow-accelerated corrosion in 

fossil and combined cycle/HRSG plants, 

Power Plant Chemistry, 2008 - osti.gov. 

[7] Barry Dooley, Bob Anderson: Trends in 

HRSG Reliability – A 10 Year Review. 

[8] Flow Accelerated Corrosion (FAC), Tetra Engineering. 

[9] Álvaro Roberto Gardenghi, Erivelto dos 

Santos Filho, Daniel Gregório Chagas, 

Guilherme Scagnolatto, Rodrigo Monteiro 

Oliveira and Cristiano BigonhaTibiriçá: 

Overview of Void Fraction Measurement 

Techniques, Databases and Correlations for 

Two-Phase Flow in Small Diameter Channels. 

[10] Heat Recovery Steam Generator Technology, 

P58, Edited by Vernon L. Erikson. 

[11] Industrial Boiler and Heat Recovery Steam 

Generator, Design, Application and Calculation, 

P350, V. Ganapathy. 

[12] Atul. Elgandelwar,R.S. Jha M. Lele: Desired 

Circulation Ratio for Natural circulation 

in Water Tube Boiler, P5. 

[13] Hiroshi ABE, Yutaka Watanabe, Makoto 

Nakashima and Tadashi Tatsuki: Characterization 

of the Corroded Surface Morphology 

of a Carbon Steel Piping Elbow Affected 

by Flow-Accelerated Corrosion. l 


Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code 

Development of software quality 

assurance procedure for NPPs 

safety analysis code 

Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam 

Entwicklung eines 

Qualitätssicherungsverfahrens für 

Sicherheitsanalysecodes von 

Kernkraftwerken 

Die koreanischen Kernkraftwerke verfolgen 

die Verfahren und Praktiken der Qualitätssicherung 

auf der Grundlage der ASME NQA 

(American Society of Mechanical Engineers on 

Nuclear Quality Assurance). Ziel des vorgestellten 

Programms ist die Aktualisierung der 

Standards und Kontrollverfahren für Software-Lebenszyklusdokumente 

(Design-Software, 

Software von Dritten und Support-Software) 

gemäß ASME NQA-1a-2009 Unterabschnitt 

2.7 für den SPACE-Code. Der 

SPACE-Code ist ein fortschrittlicher thermohydraulischer 

Systemanalysecode, der von der 

koreanischen Nuklearindustrie entwickelt 

wurde. Die bisherige Software-Qualitätssicherung 

des SPACE-Codes wurde auf der Grundlage 

von ASME NQA-1-1994, 1995a entwi- 

Autors 

Minhee Kim 

Junkyu Song 

Kyungho Nam 

Central Research Institute, Korea 

Hydro & Nuclear Power Co. 

Yuseong-daero, Yuseong-gu, 

Daejeon, Korea 

ckelt. In Vorbereitung auf neue Kernkraftprojekte 

werden die neuesten Verfahren und 

Systeme zur Software-Qualitätssicherung auf 

den SPACE-Code angewendet. Die Verfahrensrichtlinie 

für die Software-Qualitätssicherung 

soll die Verfahren zur Kontrolle der Entwicklung 

und Änderungen mit Hilfe eines Konfigurationsmanagementsystems 

festlegen. Durch 

die Anwendung des neuesten Software-Qualitätssicherungsverfahrens 

auf den SPACE-Code 

können die Aufgaben des Konfigurationsmanagements 

und die Qualität der Entwurfssoftware 

verbessert und die internationalen Standards 

der Software-Qualitätssicherung für 

internationale Projekte erfüllt werden. l 

I 

Introduction 

The Korea nuclear power plants follow the 

nuclear quality assurance procedures and 

practices based on the ASME NQA(American 

Society of Mechanical Engineers on Nuclear 

Quality Assurance). The research purpose is 

to update the standards and control procedure 

of software life cycle documents of 

software (design software, acquired software, 

and support software) according to 

ASME NQA-1a-2009 subpart 2.7 for SPACE 

code. SPACE code is an advanced thermalhydraulic 

system analysis code developed by 

the Korea nuclear industry. The previous 

software quality assurance of SPACE code 

has been developed based on ASME NQA-1- 

1994,1995a. In preparation for new nuclear 

power projects, the latest software quality 

assurance procedure and system are applied 

to SPACE code. The procedure guideline of 

software quality assurance is to prescribe 

the procedures to control the development 

and change of design software using configuration 

management system. The guideline 

prescribes the procedures of software 

life cycle including design software development 

and change, commercial grade software 

dedication, in-use tests, installation 

and approval, error handling and configuration 

change. Documents generated at each 

phase of software life cycle shall be registered 

on the software configuration management 

system and reviewed and approved. 

By applying the latest software QA 

procedure to SPACE code, it can improve the 

configuration management task and design 

software quality, and meet the international 

standard of software QA for overseas business. 

II 

Software QA Procedure 

and System 

ASME NQA-1 is nuclear quality assurance 

procedures, which reflect industry experience 

and current understanding to achieve 

safe, reliable and efficient utilization of nuclear 

energy and radioactive materials. The 

standard focuses on the achievement of result 

and emphasizes the role of the individual 

and management in the achievement of 

quality. In order to develop the quality assurance 

requirements for design software in 

nuclear facility applications, the standards 

and control procedure of software life cycle 

documents are modified according to ASME 

NQA-1a-2009 subpart 2.7. The major differences 

between old and new are the concept, 

testing and installation package phase, as 

shown in Ta b l e 1 . Therefore, five types of 

design software development procedures 

and instructions are developed. The procedures 

describe control procedure for design 

software development and change during 

software life cycle including acquired software 

and support software. 

A 

KHNP Software QA procedures 

and instructions 

KHNP´s software QA procedures and instructions 

are shown in Ta b l e 2 . 

1 Procedure 1: Design Software 

Development and Change 

This procedure describes control procedure 

for software development and change during 

software life cycle of design software. 

Software life cycle typically includes concept 

phase, requirements phase, design 

phase, implementation phase, design verification 

phase, user manual phase, acceptance 

testing phase, software V&V report 

phase, software installation package phase, 




Tab. 1. Software QA procedure according to ASME NQA-1. 

Phase ASME NQA-1 1994, 1995a ASME NQA-1 2008, 2009a 

Concept Plan Quality assurance plan 

Verification and validation plan 

Requirement Requirement Requirement specification 

Design Design Design 

Implementation 

Test plan 


Test 

etc. According to software classification considering 

the importance to nuclear safety, 

the documents required during software life 

cycle are provided in software development 

phase. 

The concept phase involves software QA 

plan and software V&V plan documents. 

The SQAP contains the software usage, 

quality control, required documentation, 

standards, audits and test requirements. 

Software is classified based on the intended 

the purpose and usage of the software. The 

SVVP involves overall measures to maintain 

systematic and sequential work processes 

and quality of work for verification and validation 

in software development and change. 

The document describes the software life 

cycle tasks at each phase, standards, plan, 

resources, risk control requirements, roles 

and responsibilities. 

The requirements phase involves the software 

requirements specification, which 

maintains the traceability throughout the 

software life cycle. The requirement specifications 

contain the operating system, design 

inputs, design constraints and acceptance 

criteria, etc. The significant changes are 

written in a separate document for review 

comments and corrective actions. 

The design phase describes the software design 

requirements specification such as the 

numerical methods, process structures, and 

compute program’s operating environment. 

Moreover, the measures to mitigate the consequences 

of problems due to external and 

internal abnormal conditions are considered 

to design the computer program. 

The implementation phase involves the integration 

and unit test plan, procedures, and 

Integration and unit test plan/procedure 


Integration & unit test report 

Design verification - Design verification 

User manual User manual User manual 

Acceptance testing - Acceptance test plan/procedure 

Acceptance test report 

V&V report - Verification and validation report 

Installation package - Installation package 

Tab. 2. KHNP software QA procedure 

Document ID 

Procedure 1 

Procedure 2 

Instruction 1 

Instruction 2 

Instruction 3 

Title 

Design Software Development and Change 

Design Software Test Control 

Design Software Review and Approval Guidelines 

Design Software Configuration Management 

Dedication Process for 

Commercial-Grade Computer Programs 

test report. The software developer or software 

configuration management staff 

should prepare the test plan/procedure, and 

the software tester performs the test in accordance 

with test plan/procedure in order 

to confirm the test requirements. The software 

test plan /procedure include the items 

to be tested and test methods. The test plan/ 

procedures provide the method evaluating 

technical adequacy through comparison between 

test results and alternative methods 

such as calculations using comparable proven 

programs, hand calculations, or empirical 

data. Integration and unit test verifies 

whether the computer program produces 

correct solutions within defined environment. 

The design verification phase includes the 

results of implementation, integration test 

and/or unit test. Software design verification 

is evaluating the technical adequacy of 

the design approach and ensuring the internal 

completeness, consistency and correctness 

of the software design. Through the 

verification phase, software design can be 

traceable to the software design requirements. 

Through software verification and validation 

report, the software QA documents can 

be confirmed according to reviewed and approved 

documents. The checklist in review 

documents is generated at each phase of 

software life, and include the pass or fail results. 

2 Procedure 2: Design Software Test 

Control 

The purpose of this procedure is to describe 

the procedure of test requirements, test procedures, 

test results, and test records in relation 

to software test such as unit test, integration 

test, acceptance test, etc. Moreover, 

this procedure describes the training and 

qualification of tester to continuously maintain 

the work capability. 

The initial qualification of software tester’s 

candidate is determined by an experience, 

introduction training and evaluation of the 

candidate’s education. The software test 

manager confirms the minimum training 

hours and evaluated using the test problem 

by external software test certificate organizations. 

The software developer establishes the test 

cases and the test requirements, and acceptance 

criteria based on approved software 

verification and validation plan, software 

requirements specification, and software 

design document. Software design verification 

testing demonstrates the capability of 

the software to provide valid results. 

Through valuating the software acceptance 

testing, the differences between expected 

and actual results can be identified in the 

operating environment. 

The software tester performs the test and 

writes the document according to evaluation 

of the test requirements and acceptance 

criteria. The test reports including 

the test plan, test procedure, and test results 

are controlled on configuration management 

system. Software tester prepares unit 

test, integration test, and acceptance test 

and in-use test including computer program, 

computer hardware, and data recorder, 

etc. 

3 Instruction 1: Design Software 

Review and Approval Guidelines 

This guideline prescribes the guidelines for 

the review and approval of produced documents 

during the software life cycle for 

the development or change of design software. 

The SQA documents must be reviewed 

and approved at each phase of software life 

cycle and registered on configuration management 

system. The checklist is generated 

at each phase of software life and include 

the pass or fail results with the name of the 

writer, signature, and the date. The checklist 

of each phase is developed according 

to ASME NQA-1a-2009 and IEEE standard 

glossary of software engineering terminology. 

The design software is reviewed and approved 

by development group, QA group, 

and configuration management group. The 

software developer and reviewer are responsible 

for development and change activities. 

The software V&V staff of QA group 

is responsible for the review and control of 

software quality under development or 

change. Also, the V&V staff prepares SVVR 

and checklists at each software life cycle 

stage to assure the quality of software. The 

software configuration management group 

is responsible for test, validation, management 

of software installation and mainte- 



The system consists of registration, development, 

installation, issue handling, configuration 

change, and acquired software and 

maintenance. F i g u r e 2 represents the 

registration process. First of all, the software 

is registered with detailed description and 

responsible department in the system. After 

reviewing the software level classification, 

the software registration manager and configuration 

manager approves the registration 

process. 

Fig. 1. KHNP software configuration management system. 

nance involving the software rent and retirement. 

The software configuration management 

staff performs the software installation 

test and prepares the software installation 

report. 

4 Instruction 2: Design Software 

Configuration Management 

START 

FINISH 

Fig. 2. Software registration process. 

Application for 

registration 

Approval by 

SW manager 

START 

This guideline describes the procedures to 

manage configuration item and consistency 

between configuration items during software 

life cycle of design software. The design 

configuration is managed in KHNP system, 

as shown in F i g u r e 1 . 

Review by 

registration 

group 

Approval by 

configuration 

management group 

Approval by 

registration 

group 

Review by 

configuration 


In order to conduct the software development 

process, the preparation, review, and 

approval at each phase is performed in accordance 

with the related procedure. The 

documents, review comments and checklist 

of each phase are managed in the system. 

F i g u r e 3 represents the development process, 

which is selected depending on the 

modification of source code. The software 

life cycle documents can be prepared as 

combined document or simple documents. 

For simple software change, the SQAP document 

is not necessary because there is only 

slight change in program structure or numerical 

model. 

F i g u r e 4 represents the software installation 

process. After development process, 

software installation process is continued 

for the software operation and maintenance. 

The software configuration management 

staff prepares the software installation 

package and software installation report, 

which involves the validation test results 

within acceptance criteria. After approval of 

software installation process, the software is 

released for use. 

F i g u r e 5 shows the process of software 

configuration change. The configuration 

changes are conducted for enhancement request 

from the user community, addition of 

design requirements, and change of operating 

environment, etc. The software configuration 

management group have to do the 

pre-evaluation on configuration change. If 

the configuration change procedure is determined 

to be necessary, the configuration 

change is reviewed by the committee. The 

START 

SW change request 

SW registration 

SW baseline change 

Pre-evaluation by 

configuration 


Full life cycle Combined life cycle Simple life cycle 

Evaluation 

by committee 

Fig. 3.. Software development process. 

Change approval 

by SW project manager 

Disapproval 

START 

SW installation test 

SW installation report 

preparation 

Approval 

SW development 


review 

SW change approval 

FINISH 

SW release approval 


approval 

FINISH 

Fig. 4. Software installation process. 

Fig. 5. Software configuration change process. 



Tab. 3. Checklist Results for SPACE code 

Criteria for Checklist 

Total 

Evaluation Result 

Satisfied 

Not 

Satisfied 

Modification 

Required 

SQAP Evaluation Results 14 14 0 0 

SVVP Evaluation Results 16 16 0 0 

Requirements Evaluation Results 16 16 0 0 

Design Evaluation Results 15 15 0 0 

Source Code Evaluation Results 7 7 0 0 

Program Integration Evaluation 

Results 

Integration Test Plan/Procedure 

Evaluation Results 

Integration Test Report 


Acceptance Test Plan and Procedure 


Acceptance Test Report 


5 5 0 0 

19 19 0 0 

17 17 0 0 

19 19 0 0 

17 17 0 0 

compatible and consistent with established 

procedures and processes, as shown 

in Ta b l e 3 . All checklist items prepared by 

the software reviewer are rechecked for correctness 

and proper justification to find that 

these are well-documented. 

III 

Conclusion 

The standards and control procedure of software 

life cycle documents of software was 

developed according to ASME NQA-1a-2009 

subpart 2.7 and these procedures are adapted 

for SPACE code. Documents generated at 

each phase of software life cycle were registered 

on the software configuration management 

system and reviewed and approved. 

By applying the latest software QA 

procedure to SPACE code, it can improve the 

configuration management task and design 

software quality, and meet the international 

standard of SQA for overseas business. 

software project manager approves or reject 

the configuration change based on the evaluation 

results. If the configuration item 

change is approved, the configuration 

change is conducted in accordance with the 

software development procedure. 

5 Instruction 3: Dedication Process 

for Commercial-Grade Computer 

Programs 

The guideline is for commercial grade software, 

which is unapproved software from 

ASME NQA-1, and externally acquired software 

affecting the safety function. According 

to the software classification level, the 

dedication of commercial grade computer 

program can support safety related structure, 

system, or components. 

Commercial grade dedication should include 

the confirmation that the service or 

item meets the applicable commercial grade 

item definitions. In order to provide reasonable 

assurance of commercial grade item, 

the dedicating entity should verify the acceptance 

criteria for the identified critical 

characteristics by applying the dedication 

methods. The dedication methods 

are special tests and analysis, commercial 

grade survey of the supplier, and source 

verification. The acquired documents 

should involve according to the selected 

dedication method, and dedication is completed 

by verifying the computer program 

with acceptance criteria. Documents produced 

and approved in accordance with 

this instruction are used as the bases of dedication. 

The documents are managed and 

controlled on configuration management 

system. 

B 

Software QA system 

construction of SPACE code 

The Safety and Performance Analysis Code 

for Nuclear Power Plants (SPACE) has been 

developed in recent years by the Korea Hydro 

& Nuclear Power Co. through collaborative 

works with other Korean nuclear industries 

and research institutes. SPACE 3.0 version 

approved by Nuclear Safety and 

Security Commission in March 2017. The licensing 

software quality assurance of SPACE 

code has been developed based on ASME 

NQA-1-1994,1995a. In preparation for new 

nuclear power projects, the latest software 

quality assurance procedure and system are 

applied to SPACE code. 

The V&V tasks for the concept phase include 

review of concept documentation for consistency, 

compatibilities, and compliance 

with regulations. In order to assess the requirements 

phase, the results in the specification, 

documentation, and review of the 

requirements is confirmed including operating 

system, functionality, performance, interfaces, 

installation considerations, design 

inputs and any design constraints. Through 

V&V tasks, the software design evaluation is 

conducted including verification of tracing 

from software design statements to the requirements. 

For the implementation phase, 

the software program implemented according 

to the design specification such as operating 

server, path of execution and source 

files. The testing activities are taken with an 

approved test plan to verify that it satisfies 

specified requirements in acceptance test 

phase. Through confirming the criteria for 

checklist, it is confirmed that SPACE code is 

IV 

References 

[1] ASME, “Quality Assurance Requirements for 

Nuclear Facility Applications”, NQA-1- 

2008/2009a, 2008, 2009. 

[2] IEEE, “IEEE Standard Glossary of Software 

Engineering Terminology”, IEEE Std. 

610.12-1990. 

V 

Abbreviations and 

Descriptions 

Abbreviation 

ASME 

ATP/ATPR 

ATR 

IEEE 

ITP/ITPR 

ITR 

Description 

American Society of 

Mechanical Engineers 

Acceptance Test 

Plan/Procedure 

Acceptance Test Report 

Institute of Electrical and 

Electronics Engineers 

Integration & Unit Test 

Plan/Procedure 

Integration & Unit Test 

Report 

NQA-1 Nuclear Quality Assurance -1 

SDD 

SDV 

SQA 

SQAP 

SRS 

SVVP 

SVVR 

V&V 

Software Design Document 

Software Design Verification 

Software Quality Assurance 

Software Quality Assurance 

Plan 

Software Requirements 

Specification 

Software Verification and 

Validation Plan 

Software Verification and 

Validation Report 

Verification and Validation 



Global thermal coal supply 

fundamentals 


Abstract 

Grundlegende Informationen und 

Daten zur weltweiten Versorgung 

mit Steinkohle 

Kohle ist das am meisten geförderte Mineral 

auf der Erde und wird zur Bereitstellung von 

fast einem Drittel des weltweiten Energieverbrauchs 

verwendet. Es ist wahrscheinlich, dass 

der Kohleverbrauch, zumindest in unverminderter 

Form, langfristig zurückgehen wird, 

aber angesichts des derzeitigen Engagements 

in der Stromerzeugung, der Entwicklung von 

Technologien zur Emissionsminderung und 

potenzieller neuer Verwendungsmöglichkeiten 

für Kohle ist ein schneller und signifikanter 

Rückgang der Nachfrage schwer vorstellbar. 

Die langfristige Verfügbarkeit von Kohle zu 

wirtschaftlich vertretbaren Produktionskos- 

Full report available at 

https://www.sustainable-carbon.org/ 

ten ist für die weltweite Energieversorgung von 

Bedeutung. Seit sich die Kohleindustrie durch 

den Seehandel in den 1980er Jahren zu einem 

globalen Rohstoff entwickelt hat, hat die breite 

geografische Verteilung der Kohlevorkommen 

die Versorgungsrisiken verringert. l 

Coal is the most widely produced mineral on 

the planet and still produces over a third of the 

world’s electricity. It has been intensively 

mined for over 100 years and probably 300 

billion tonnes (Bt) have been produced. 

Defining the remaining economic coal reserves 

is challenging. There is a wide range of international 

resource and reserve classification 

systems and all major coal-producing countries 

abide by such a system. This provides investors 

and users with confidence that statements 

that are made regarding the economics 

of a coal deposit are accurate and reliable. The 

primary difference between reserves and resources 

for any mineral is that reserves are 

defined as economically viable to be extracted 

under current market conditions; resources 

identify the amount of coal but its extraction 

is not subject to economic scrutiny. The different 

reserve classifications and codes are compared 

by country. The codes considered are 

Exploration results 

the JORC Code (Australia, F i g u r e 1 ); the 

NAEN Code (Russia); the CIM Code (Canada); 

the SAMREC Code (South Africa); the 

PERC Code (Europe); and the SME Code 

(USA) (F i g u r e 2 ). 

The report ICSC/318 “Global thermal coal 

supply fundamentals” assesses how the crucial 

elements of the coal production costs are defined 

and the primary characteristics of the 

coal pricing side of the equation in determining 

the economic viability of a mining project. 

These characteristics include the direct production 

costs, coal beneficiation costs and 

costs of logistics. Coal mining methodologies 

are discussed and the major cost elements assessed 

to allow comparison of coal resources in 

different countries, including Australia, China 

Russia, India, South Africa, Indonesia, Colombia, 

the USA and additional potential supplies 

from Ukraine, Poland, Pakistan, Mongolia, 

Bangladesh, and parts of Africa. 

The resources are available if the world requires 

150 to 200 Bt over the next 20 years, 

which is the case if coal demand remains 

largely static. As with any depleting mineral 

resource, resource and reserve management 

will need to be applied to maintain supplies. In 

some countries, notably South Africa and Colombia, 

coal reserves from traditional deposits 

are nearing the end of their lives and the eco- 

Mineral 

Resources 

Ore 

Reserves 

Inferred 

Autor 

Increasing level 

of geological 

knowledge and 

confidence 

Indicated 

Probable 


International Centre for 

Sustainable Carbon (ICSC) 

London, United Kingdom 

Measured 

Proved 

Consideration of mining, processing, metallurgical, infrastructure, 

economic, marketing, legal, environment, social and government factors 

The 'modifying factors' 

Fig. 1. Summary of the mineral classification system under JORC Code 12 (JORC, 2021). 




Fig. 2. Comparison of CRIRSCO with other reserve and resource classification systems 

Billion tonnes 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

Production 

0 

0 

2010 2020 2030 2040 2050 2010 2020 2030 2040 2050 

India China Other non-OECD Asia Other non-OECD 

USA OECD Europe Other OECD 

Fig. 3. Coal production and consumption, 2010-50 (EIA, 2020b). 

nomic viability of alternative sources is questionable. 

Customers can potentially partially negate the 

increasing supply risk with longer-term contracts 

with producers to secure supplies of the 

appropriate quality coal. 

Coal is the most widely mined mineral on 

earth and is used to produce almost a third 

of the world’s energy. It is likely that coal 

use, at least in unabated form, will reduce in 

the long term, but it is difficult to envisage a 

rapid and significant reduction in demand 

considering the current commitment to 

electricity generation, the development of 

abatement technologies and potential new 

uses for coal (F i g u r e 3 ). 

The long-term availability of coal at economically 

viable production costs is significant 

for the global energy supply. Since the 

coal industry developed into a global commodity 

through seaborne trade in the 1980s, 

the widespread geographic distribution of 

coal deposits has reduced supply risks. 

Coal reserves are defined as the part of a resource 

that can be extracted economically. 

Several reporting codes for reserves and resources 

exist in different countries but all 

tend to follow broadly the principles and format 

of the widely used JORC code, developed 

in Australia. Generally, reserves are defined 

by an economic evaluation of the viability of 

Billion tonnes 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

Consumption 

US$/t 

150 

125 

100 

75 

50 

25 

Newcastle (6000 kcal/kg, FOB, 2018) 



the mining process, which usually includes a 

conceptual feasibility study. Such studies assess 

the coal quality and volume to be produced, 

its market acceptability, the economic 

yield when processed and the cost of logistics 

in transporting the coal to a selected 

market. A professional with at least five years 

of relevant experience in the commodity is 

usually required to perform the study. 

The selling price of coal is a significant and 

variable determinant in the economic viability 

of a coal reserve; it is often defined by the 

quality of the coal produced, especially the 

heat value, although other parameters are 

important. For the expert required to define 

a coal reserve, selecting the future coal price 

is an important criterion in determining the 

economic viability, as the production cost is 

generally well defined and less variable 

than the pricing, especially when related 

to international markets (F i g u r e 4 and 

Figure 5). 

Thus long-term coal reserves can be assessed 

and compared on a country-by-country 

basis to see if the finite nature of any mineral 

reserve is likely to impact coal supplies 

in the medium to long term. The BP 

Statistical Review is a frequently cited 

source for data on coal reserves. It suggests 

hard coal reserves are about 750 billion 

tonnes (Bt), or, potentially at least 100 years 

of supply at current demand, but there is 

little information provided on the criteria 

used by each reporting country, if the parameters 

they use are comparable from 

country to country, or when the estimate 

was updated. 

Global coal production rates have stabilised 

at approximately 8 Bt/y (F i g u r e 6 ) since 

2010 but as resources deplete there is increasing 

pressure on the remaining deposits 

to supply markets. It is assumed that 

international coal pricing will stay in a 

price range similar to the predicted longterm 

trend. If overall demand stays close to 

current levels, almost 160 Bt of additional 

coal will be needed by 2040, representing 

approximately half of historic coal production. 

To achieve this volume, the major 

producing countries will need to 

largely maintain their current output. Commonly 

reported global reserve figures suggest 

a significant long-term supply is possible, 

even at increased production rates, but 

the weaknesses in the assessments have 

been noted. 

Thus, the major coal-producing countries 

are reviewed and the main findings are: 

0 

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 

Mt 

Australia Indonesia Russia 

USA South Africa Colombia 

Rest of world 2018 

Fig. 4. Production cost curve graph for high calorific value thermal coal producers (IEA, 2020a). 



FOB prince, US$/t 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

1980 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 

Fig. 5. Historical coal price and forecast values (World Bank, 2021). 

Million tonnes 

8000 

6000 

4000 

2000 

0 

2000 2007 2014 2021 

Rest of world USA India 

EU other Asia China 

Fig. 6. Historic coal consumption by region (IEA, 2020a). 

–– 

Australia (F i g u r e 7 ): has significant 

coal reserves, especially of coking 

coal, but new projects are more remote 

and higher cost, requiring additional 

infrastructure. Permitting and environmental 

controls are becoming more onerous. 

–– 

China: is the largest coal producer and 

user as almost half of the total coal is 

produced and used in China. Reserves 

are depleting at a rate of over 3 Bt/y. Newer 

mines are nearly all underground 

and becoming deeper, exceeding the 

1000 m depth which is the traditional limit 

of economic extraction. A significant 

Australian coal prince, US$/t FOB 

200 

180 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

Fig. 7. Australian coal export price since 1990, free on board (FOB) basis (IndexMundi, 2021). 

upward re-rating of reserves in recent 

years has been completed without 

clear evidence of how this has been 

achieved. 

–– 

Russia: has significant reserves but coal 

for export markets needs to be transported 

up to 5000 km to the ports. Newer coal 

mines and mine extensions are exploiting 

deeper seams which are more technologically 

challenging. As the European markets 

decline considerable new rail infrastructure 

is required to increase export 

volumes to Asia. 

–– 

India: has the second-largest coal demand 

but internal reserves are largely low quality 

and located far from key coal users. 

There is considerable debate on the likely 

long-term demand but the expectation is 

that Indian coal reserves will remain adequate 

to meet future demand. 

–– 

South Africa: has the most limited reserve 

base of the major coal producers. 

Additional resources are more technically 

challenging and geographically remote, 

which increases production costs. 

A decline in production is likely from 

2030. 

–– 

Indonesia: Significant coal reserves exist 

but the limited logistics in Kalimantan, 

the main production region, mean future 

costs will rise and coal quality will tend to 

decline. As meeting short term immediate 

domestic coal demand is a concern for the 

government it is likely that coal exports 

levels have peaked. 

–– 

Canada: the reserve base is adequate to 

maintain production but logistics and environmental 

pressures mean increased 

production is unlikely. 

–– 

Colombia: coal reserves and coal quality 

are declining, as is demand in the traditional 

markets, so it is unlikely that additional 

production will be realised. 

Other minor producers do not have the capability 

to increase production significantly. 

Similarly, no known major new sources 

of coal are likely to be developed that might 

be able to supplement traditional coal producers 

in a meaningful way, apart from 

one in Mongolia that would be difficult to 

export. 

Global coal reserves are almost certainly adequate 

to meet demand to 2040 (F i g u r e 8 

and F i g u r e 9 ) but production may decline 

in some countries. Although the UK has 

demonstrated a dramatic reduction in coal 

use for power generation, from about 25 % 

of total capacity in 2015 to 1.6 % in 2020 

(Edie, 2022), this is unusual and was possible 

in part because most of the UK’s coalfired 

power plants were constructed in the 

1960s and early 1970s. Therefore, they were 

largely at the end of their lives and were inefficient 

compared to modern plants. As the 

coal-fired power generation fleets in China 

and India are younger and their extensive 

coal resources offer low-cost fuel options, it 

is less likely that a switch away from coal 

will be as dramatic as has been seen in the 

UK and Europe as a whole. Few new producers 

are likely to emerge. Supplies of some 

coals may be more limited and the geographic 

sourcing may change. This could 

prompt coal users to consider increasing security 

of supply by seeking long-term contracts 

as opposed to relying on the spot market. 

(Figure 10) 

Most major coal exporters will be able to 

maintain supply levels to 2040. However, 

South Africa will almost certainly experience 

a production decline from 2030 and 

the origin of alternative coal supplies to 

compensate for this deficit is unclear. China 



Million tonnes of coal equivalent 

6000 

5000 

4000 

3000 

2000 

1000 

0 

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 

Pre-crisis trajectory 

Delayed recovery scenario 

and India too, although possessing significant 

reserves, will face increasing technological 

challenges to produce the highquality 

coal preferred by modern power 

plants. 

In some countries, notably Australia, Canada 

and the USA, growing environmental legislation 

and the limited potential to secure 

finance are becoming possible impediments 

to the establishment of new coal mines. Of 

Stated policies scenario 

Sustainable development scenario 

Fig. 8. Coal demand forecasts under various scenarios (IEA, 2020b). 

Million tonnes 

7800 

7700 

7600 

7500 

7400 

7300 

7200 

7766 -195 

-132 

-104 

-51 

83 

66 7432 -98 

7100 

2018 2021 2025 

European Union USA India China Southeast Asia Rest of world 

Fig. 9. Overall changes in coal usage to 2025 (IEA, 2020a). 

USA 

North America 48 

33 

Central and 

South America 

2018 

2019 

82 

69 

Colombia 

Europe 

Africa 

81 

79 

South Africa 

Fig. 10. Map of coal trade volumes and routes (IEA 2020a). 

-119 

Russia 

175 

104 

Euroasia 

10 

122 5 

429 

449 

Indonesia 

57 7409 

Southeast 

Asia 

208 

213 

Australia 

the countries that have coal reserves but are 

not traditional significant suppliers, few appear 

likely to become major suppliers, mainly 

due to issues of logistics, coal quality and 

permitting. 

This summary is based on the report: Global 

thermal coal supply fundamentals, by Graham 

Chapman, InternatiIonal Centre for 

Sustainable Carbon ICSC, February 2022, 

www.sustainable-carbon.org l 

Annotation 

The report has been produced by the International 

Centre for Sustainable Carbon 

(ICSC) and is based on a survey and analysis 

of published literature and on information 

gathered in discussions with interested organisations 

and individuals. Their assistance 

is gratefully acknowledged. It should 

be understood that the views expressed in 

this report are our own and are not necessarily 

shared by those who supplied the information, 

nor by our member organisations. 

The International Centre for Sustainable 

Carbon was established in 1975 and has contracting 

parties and sponsors from Australia, 

China, Italy, Japan, Russia, South Africa, 

and the USA. 

The overall objective of the International 

Centre for Sustainable Carbon is to continue 

to provide our members, the International 

Energy Agency (IEA) Working Party on Fossil 

Energy and other interested parties with 

definitive and policy relevant independent 

information on how various carbon-based 

energy sources can continue to be part of a 

sustainable energy mix worldwide. The energy 

sources include, but are not limited to 

coal, biomass and organic waste materials. 

Our work is aligned with the UN Sustainable 

Development Goals (SDGs), which includes 

the need to address the climate targets as set 

out by the United Nations Framework Convention 

on Climate Change. We consider all 

aspects of solid carbon production, transport, 

processing and utilisation, within the 

rationale for balancing security of supply, 

affordability and environmental issues. 

These include efficiency improvements, lowering 

greenhouse and non-greenhouse gas 

emissions, reducing water stress, financial 

resourcing, market issues, technology development 

and deployment, ensuring poverty 

alleviation through universal access to electricity, 

sustainability, and social licence to 

operate. Our operating framework is designed 

to identify and publicise the best 

practice in every aspect of the carbon production 

and utilisation chain, so helping to 

significantly reduce any unwanted impacts 

on health, the environment and climate, to 

ensure the wellbeing of societies worldwide. 

The International Centre for Sustainable 

Carbon is a Technology Collaboration Programme 

organised under the auspices of the 

International Energy Agency (IEA) but is 

functionally and legally autonomous. Views, 

findings and publications of the International 

Centre for Sustainable Carbon do not necessarily 

represent the views or policies of the 

IEA Secretariat or its individual member 

countries. 


Cost estimates for carbon capture and storage 

A review of cost estimates for 

carbon capture and storage in 

the power sector 

Toby Lockwood 

Abstract 

Überblick zu den Kostenschätzungen 

für die Kohlenstoffabscheidung und 

-speicherung im Energiesektor 

Die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid 

spielt häufig eine wichtige Rolle bei 

der Suche nach den kostengünstigsten Wegen 

zur Dekarbonisierung und findet immer mehr 

Beachtung, da „Netto-Null-Emissionen“ zu einem 

weit verbreiteten politischen Ziel werden. 

Gleichzeitig wurde die Technologie durch die 

Wahrnehmung hoher Kosten auf Anlagenebene 

behindert, insbesondere im Energiesektor, 

wo Wind- und Solarenergie auf der Basis 

der Stromgestehungskosten (LCOE) wesentlich 

wettbewerbsfähiger sind. In den letzten 

Jahren gab es einen Trend zur Entwicklung 

Full report available at 

https://www.sustainable-carbon.org/ 

neuer Kostenmetriken, die die Charakteristiken 

verschiedener Erzeugungsquellen in einem 

tragfähigen Stromnetz besser darstellen 

und damit die Notwendigkeit von disponiblen 

Kraftwerken als Ergänzung zu den intermittierenden 

erneuerbaren Energiequellen unterstreichen. 

Mit Hilfe solcher Metriken, einschließlich 

der nivellierten vermiedenen 

Stromkosten (Levelised Avoided Cost of Electricity 

– LACE) und der wertbereinigten 

Stromgestehungskosten (Value-Adjusted 

LCOE – VALCOE), lässt sich der Wert der Dekarbonisierung 

von gas- oder kohlebefeuerten 

Kraftwerken mit Kohlenstoffabscheidung und 

-speicherung (CCS) für das Netz genauer bestimmen. 

Für hochgradig dekarbonisierte 

oder Netto-Null-Szenarien bietet jedoch eine 

Analyse der Gesamtsystemkosten, bei der ein 

Netzmodell die Gesamtkosten unter Berücksichtigung 

der Betriebszuverlässigkeit bestimmt, 

eine genauere Bewertung. Diese Analyse 

macht deutlich, dass der Wert von CCS 

zur Senkung der Gesamtkosten für die Dekarbonisierung 

des Netzes erst bei einer hohen 

Durchdringung mit erneuerbaren Energien 

(80 bis 90 %) deutlich wird, wobei das Fehlen 

dieser Technologie zu einem exponentiellen 

Kostenanstieg führen kann. 

l 

Carbon capture and storage frequently features 

heavily in lowest-cost decarbonisation 

pathways for society, and has received growing 

attention as ‘net zero’ carbon emissions 

become a widespread policy goal. At the same 

time, the technology (F i g u r e 1 ) has been 

hindered by the perception of high costs at the 

plant level, particularly in the power sector, 

where wind and solar power offer much more 

competitive costs on a levelised cost of electricity 

(LCOE) basis. In recent years, there has 

been a trend towards developing new cost metrics 

which better represent the characteristics 

of different generation sources in a viable electricity 

grid, thereby highlighting the need for 

dispatchable power plants to complement intermittent 

renewable sources. Using such metrics, 

including levelised avoided cost of electricity 

(LACE) and value-adjusted LCOE (VAL- 

COE), a more accurate determination of the 

value to grid decarbonisation of gas- or coalfired 

power plant equipped with carbon capture 

and storage (CCS) can be obtained. However, 

for highly decarbonised or net zero scenarios, 

a more rigorous assessment is offered 

by a total system cost analysis, in which a grid 

model determines total costs under operational 

reliability constraints. This analysis highlights 

that the value of CCS in reducing total 

grid decarbonisation costs can only become 

apparent at high levels of renewable penetration 

(80 to 90 %), at which point, the absence 

of the technology can result in exponential cost 

escalation. 

Water wash 

Exhaust gas 

Condenser 

CO 2 

product 

gas 

Lean 

amine 

cooler 

Autor 

Toby Lockwood 

International Centre for 

Sustainable Carbon (ICSC) 

London, United Kingdom 

Flue gas 

Feed gas 

Feed 

gas cooler 

Absorber 

Solvent 

make-up 

Rich/lean 

exchanger 

Stripper 

Reboiler 

Rich pump 

Lean pump 

Fig. 1. Schematic of a generic solvent-based post-combustion capture process. 




Consumers 

Taxes and levies 

ation, LCOEs of coal-CCS and CCGT-CCS 

(F i g u r e 4 ) are generally 1.5 to 3 times 

higher than those of solar power and onshore 

wind (F i g u r e 5 ) in OECD countries 

(F i g u r e 6 ). Offshore wind shows 

more regional variation, with costs similar 

to those of onshore wind in Northern Europe 

but higher than CCS power plant in the 

USA. 

In recent years, there has been a trend towards 

developing ‘adjusted’ LCOE variants 

which better account for other characteristics 

valuable to the grid, such as flexibility 

and dependable capacity. Such methods include 

value-adjusted LCOE (VALCOE), levelised 

avoided cost of electricity (LACE), 

and enhanced LCOE. Using these metrics, 

the cost differential between intermittent 

sources and CCS-equipped power plants reduces, 

but not significantly for the levels of 

renewable deployment generally considered 

(


LCOE (including T&S), US$/MWh 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

105.8 

175.0 

Shell w/o 

capture 

Shell w/CO 2 

capture 

97,5 

E-gas w/o 

capture 

151.3 

E-gas w/CO 2 

capture 

107.9 

GEP radiant 

w/o capture 

152.3 

GEP radiant 

w/CO 2 capture 

CO 2 T&S Fuel Variable Fixed Capital T&S = Transport and storage (of CO 2 ) 

LCOE = Levelised cost of electricity 

retrofit, with CO 2 avoided costs as low as 

US$ 30/t. Accurate comparison of CO 2 

abatement costs with other low-carbon generation 

is highly dependent on the choice of 

displaced generation. 

GEP quench 

w/CO 2 capture 

Sub PC w/o 

capture 

115.7 114.3 

Sub Pc w/CO 2 

capture 

SCPC w/o 

capture 

SC PC w/CO 2 

capture 

43.3 

CCGT w/o 

capture 

Fig. 4. NETL baseline study results for coal- and gas-fired power plants with and without CCS 

(NETL, 2019). 

Renewables LCOE, €/MWh 

150 

125 

100 

75 

50 

25 

0 

148.5 

63.9 

64.4 

From cost to value: total 

system cost analysis 

74.4 

CCGT w/CO 2 

capture 

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 

Estimate 

Solar PV (Spain) Wind onshore (Nordic) Wind offshore (North Sea) 

Fig. 5. Historic and projected cost reduction of wind and solar power (Della Vigna and others, 

2020). 

LCOE, US$/MWh 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Lignite 

Fossil fuel 

technologies 

Coal 

Gas /CCGT) 

Nuclear 

Nuclear (LTO) 

Onshore wind (≥ 1 MW) 

Offshore wind 

Solar PV (utility scale) 

Solar PV (residential) 

Solar PV (commercial) 

Fig. 6. LCOE ranges by technology type (IEA/NEA, 2020). 

Low-carbon 

technologies 

Solar thermal (CSP) 

Hydro (reservoir, ≥ 5 MW) 

Hydro (run of river, ≥ 5 MW) 

Geothermal 

Biomass 

Lignite (CCUS) 

Coal (CCUS) 

Gas (CCGT, DDUS) 

Total system cost analysis aims to express 

the total cost of delivering a reliable electricity 

grid across a range of representative 

weather and demand scenarios, including 

all investment and operational costs over 

the course of the transition to lower carbon 

intensities. This method is increasingly useful 

for elucidating the value of potentially 

low-output, dependable capacity such as 

CCS, nuclear, or electricity storage in grids 

with very high levels of intermittent sources. 

In this context, the ‘value’ of a given technology 

can be identified as the cost increase 

which would be incurred if the grid were 

decarbonised without that technology being 

available. This approach more closely 

represents the overall cost of grid decarbonisation 

to be met by consumers or taxpayers. 

Analysis of several regional and national 

grids (F i g u r e 8 ) show that wind and solar 

power consistently offer the lowest-cost option 

for the initial stages of decarbonisation, 

but low-carbon dispatchable generation becomes 

extremely valuable as higher levels 

are approached (>80 to 90 % reduction in 

gCO 2 /kWh). Forms of CCS frequently offer 

the most economic option for this dispatchable 

generation, with the proportions of 

coal, gas, or biomass-fired plant depending 

on various local factors. For emerging economies 

with rapidly growing demand, constraints 

on the achievable rates of renewables 

deployment suggest a significant role 

for CCS-based power plants in reaching net 

zero emissions at lowest cost and on the 

shortest timescale. 

Summary 

–– 

Total system cost analysis offers the 

most comprehensive assessment of the 

costs to society of grid decarbonisation 

and the factors which can influence those 

costs. 

–– 

Wind and solar power offer the lowestcost 

option for the initial stages of decarbonisation, 

and see very high levels of 

deployment at net zero emissions for all 

grids studied. 

–– 

However, low-carbon dispatchable generation 

becomes extremely valuable as high 

levels of decarbonisation (>80-90 %) are 

approached. 

–– 

Various forms of CCS frequently offer the 

most economic option for this dispatchable 

generation, with the proportions of 

coal, gas, or biomass dependent on local 

factors. 

–– 

Realistic constraints on the rate of renewables 

deployment in emerging economies 

suggest that CCS-based power plants may 

play a much greater role in the lowest-cost 

pathway to net zero emissions. 

This summary is based on the report: A review 

of cost estimates for carbon capture 

and storage in the power sector, by Toby 

Lockwood, International Centre for Sustainable 

Carbon, ICSC 317, December 2021, 

ISBN 978–92–9029–640-9, 

www.sustainable-carbon.org. 



Cost of capture, US$/tCO 2 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

Previously studied facilities Currently operating Recently proposed and new facilities 

First generation capture technology learning rate 

Antelope Valley 

Porto Tolle 

Project Pioneer 

Kingsnorth 

Maasvlakte 

Longannet 

Belchatów 

Mountaineer 

Trailblazer 

Boundary Dam 

Next generation capture technology learning rate 

Shand 

Petra Nova Project Tundra San Juan 

Surat HELE 

Ion C3DC 

Fuelcell MCFC 

Linde/BASF OASE 

20 

2004 2006 2008 1010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 

Fig. 7. Reduction in the cost of capture for coal power CCS retrofits (GCCSI, 2019). 

The report has been produced by the International 

Centre for Sustainable Carbon 

(ICSC) and is based on a survey and analysis 

of published literature and on information 

gathered in discussions with interested 

organisations and individuals. Their assistance 

is gratefully acknowledged. It 

should be understood that the views expressed 

in this report are our own and are 

not necessarily shared by those who supplied 

the information, nor by our member 

organisations. 

l 

Total system cost, % of BAU 

Poland Germany Indonesia Vietnam South Korea 

8000 

7717 

7000 

6000 

5000 

4790 

4000 

3000 

1991 

2000 

1760 

1000 

825 

300 

290 

247 

240 242 

200 

180 

125 

121 

100 101 

100 108 

100 

100 

100 113 

100 

0 

BAU 

All technologies 

No CCS 

Renewables and storage 

BAU 


No CCS 


BAU 


No CCS 


BAU 


No CCS 


BAU 


No CCS 


Percentage of electricity demand that is satisfied 

90 %-100 % 80 %-90 % 70 %-80 % 60 %-70 % 50 %-60 % Less than 50 % 

Fig. 8. Total system costs for various regions and scenarios to 2050 (Pratama and Mac Dowell, 

2021 in draft). 


Guideline for the Testing of DeNOx-catalysts 

VGB-S-302-00-2013-04-EN (VGB-S-302-00-2013-04-DE, German edition) 

DIN A4, Print/eBook, 68 Pages, Price for VGB-Members € 120.–, Non-Members € 190.–, + Shipping & VAT 

The purpose of this VGB-Standard is to manifest a testing procedure, which can be employed by 

catalyst manufacturers, SCR equipment suppliers, power plant operators 

and independent testing institutions for determining the characteristics of SCR catalysts. The most 

important characteristics are guaranteed in the purchase contracts, deviation from these, which are 

penalized, need to be manifested under the agreed upon boundary conditions (i.e. testing conditions). 

NOx emissions from stationary combustion sources can be reduced by a variety of primary measures 

in the furnace or by secondary measures downstream. 

The so called Selective Catalytic Reduction (SCR process) has become the world’s most widely applied 

technology for secondary NOx reduction from combustion processes. This is particularly true when 

high NOx removal efficiencies (80 to 90 %) are required. 

Smaller plants (i.e. waste-to-energy, biomass, etc.) also use the so called Selective Non Catalytic 

Reduction (SNCR-process) reducing NOx in the gas phase without employing a catalyst. 


Guideline for the Testing 

of DeNOx-catalysts 

VGB-S-302-00-2013-04-EN 

(formerly VGB-R 302e) 

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om 



Energieverbrauch in Deutschland 

2021 – Elektrizitätswirtschaft 


Abstract 

Energy consumption in Germany 2021 - 

Electricity industry 

Energy consumption in Germany reached a 

level of 12,265 petajoules (PJ) or 418.5 million 

tonnes of hard coal units (mtce) in 2021. 

This corresponds to an increase of 3.1 per cent 

compared to the previous year. However, energy 

consumption is still noticeably lower than 

before the outbreak of the Corona pandemic, 

which, according to AG Energiebilanzen, indicates 

that the energy and overall economic 

development in Germany continues to be 

shaped to a large extent by the Corona pandemic 

and its effects. 

l 

Auszug aus dem ausführlichen Bericht „Energieverbrauch 

in Deutschland im Jahr 2021“, Berlin 

Autor 

Arbeitsgemeinschaft 

Energiebilanzen e.V. 

Berlin, Deutschland 

Primärenergieverbrauch 

insgesamt 

Der Primärenergieverbrauch in Deutschland 

betrug im Jahr 2021 insgesamt 12.265 

PJ oder 418,5 Mio. t SKE; gegenüber dem 

Vorjahr nahm er damit um 3,1 % zu (vgl. 

Ta b e l l e 1 ). Das Niveau des Energieverbrauchs 

sowie seine Zusammensetzung 

(Energiemix) werden auch politisch und regulatorisch 

beeinflusst. Für die mittel- bis 

längerfristige Entwicklung sind u.a. der 

schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie 

bis Ende 2022, der geplante Ausstieg aus der 

Kohleverstromung (bis Ende 2038) sowie 

die fortgesetzte Förderung des Ausbaus erneuerbarer 

Energien bedeutsam. Auf europäischer 

Ebene sind u.a. die Absenkung der 

Emissionsobergrenze in der laufenden 4. 

Handelsperiode 2021 bis 2030 (linearer 

Kürzungsfaktor 2,2 % p.a., statt 1,74 % p.a. 

wie in der 3. Handelsperiode) innerhalb des 

EU-ETS sowie die Zielsetzungen für den Klimaschutz 

im Nicht-ETSBereich1), die Vorgaben 

zur Verbesserung der Energieeffizienz 

(z.B. EU-Energieeffizienz-Richtlinie 

(EED)) sowie verbindliche Ziele zum fortschreitenden 

Ausbau erneuerbarer Energien 

(EU-Richtlinie für erneuerbare Energien 

(Richtlinie 2009/28/EG)) von Relevanz. 

Wichtigster Energieträger blieb auch 2021 

das Mineralöl mit einem Anteil von 32,3 %. 

Es folgte das Erdgas mit einem auf 26,8 % 

leicht gestiegenen Anteil (2020: 26,4 %). 

Die Position an dritter Stelle belegten die erneuerbaren 

Energien mit einem Anteil von 

15,9 %, 2020 waren es noch 16,6 % gewesen. 

Der Primärenergieverbrauch von Steinund 

Braunkohle ist 2020 mit jeweils 16,5 % 

bzw. 17,7 % kräftig gestiegen, so dass Braunkohle 

2020 wieder 9,2 % und Steinkohle 

noch 8,5 % des Primärenergiebedarfs hierzulande 

deckten. Der Primärenergieverbrauch 

der Kernenergie erhöhte sich 2021 

gegenüber dem Vorjahr um 7,4 % (Die Kernkraftwerke 

Grohnde, Gundremmingen C 

und Brokdorf wurden Ende Dezember 2021 

abgeschaltet). Damit deckt die Kernenergie 

aktuell noch ca. 6,1 % des Primärenergiebedarfs. 

Der Überschuss bei den Stromflüssen 

in das Ausland hat sich 2021 leicht erhöht 

(per Saldo flossen 2021 knapp 1,5 Petajoule 

bzw. 0,4 TWh mehr Strom ins Ausland als 

2020). Infolgedessen wirkte sich der Stromaustauschsaldo 

auch im Jahr 2021 verbrauchsmindernd 

(um 0,6 Prozentpunkte) 

auf den Primärenergieverbrauch aus. 

Elektrizitätswirtschaft 

Die Stromversorgung 2021 war durch verschiedenste 

Einflussfaktoren geprägt. Dazu 

zählten u.a. pandemiebedingte Einschränkungen 

des wirtschaftlichen und öffentlichen 

Lebens zu Jahresbeginn, die langanhaltende 

kühle Witterung bis in den Mai, 

konjunkturelle Aufholprozesse im 2. und 

3. Quartal sowie deutliche Preissteigerungen 

auf den Energiemärkten sowie im CO 2 - 

Zertifikatehandel (insbesondere in der 

2. Hälfte des Jahres 2021). Vor diesem Hintergrund 

nahm der Stromverbrauch (Bruttoinlandsstromverbrauch) 

insbesondere 

konjunkturbedingt um 2,4 % auf nunmehr 

568,8 Mrd. kWh zu. Gleichzeitig stieg der 

Stromexport-Überschuss Deutschlands (der 

in den vergangenen Jahren stark gesunken 

ist) im Jahr 2021 verglichen mit dem Vorjahr 

leicht, nämlich um 0,4 Mrd. kWh auf 

19,3 Mrd. kWh an. Für die Stromerzeugung 

folgt aus dieser Entwicklung, dass sie ebenfalls 

ein Plus von knapp 14 TWh (+2,4 %) 

verzeichnete und damit auf 588,1 TWh im 

Berichtsjahr 2021 zunahm (nachdem sie im 

Vorjahr u.a. pandemiebedingt noch um 

5,5 % (rund 33,7 TWh) gesunken war). 

Die Stromerzeugung aus den einzelnen 

Energieträgern entwickelte sich auch 2021 

deutlich uneinheitlich. Aus erneuerbaren 

Energien insgesamt sowie aus Erdgas wurde 

2021 weniger Strom gewonnen als im Jahr 

zuvor. Die Stromerzeugung der Kohlekraftwerke 

hingegen hat verglichen mit 2020 

kräftig zugenommen. Der Beitrag der Kernenergie 

zur Stromerzeugung in Deutschland 

nahm um 7,4 % zu (vgl. Ta b e l l e 2 ). 

Die Braunkohlekraftwerke erzeugten 2021 

mehr als 110 Mrd. kWh Strom. Das entspricht 

einer Zunahme von 20,2 %, nachdem 

die Erzeugung 2020 verglichen mit 

2019 noch mehr knapp ein Fünftel zurück- 




Tab. 1. Primärenergieverbrauch in Deutschland 2020 und 2021 1) 

Energieträger 2020 2021 2020 2021 Veränderungen 2021 geg. 2020 Anteile in % 

Petajoule (PJ) Mio. t SKE PJ Mio. t SKE % 2020 2021 

Mineralöl 4.087 3.961 139,4 135,1 -126 - 4,3 -3,1 34,4 32,3 

Erdgas 3.136 3.288 107,0 112,2 152 5,2 4,9 26,4 26,8 

Steinkohle 896 1.044 30,6 35,6 148 5,1 16,5 7,5 8,5 

Braunkohle 958 1.128 32,7 38,5 170 5,8 17,7 8,1 9,2 

Kernenergie 702 754 24,0 25,7 52 1,8 7,4 5,9 6,1 

Erneuerbare Energien 1.972 1.947 67,3 66,4 -25 - 0,8 -1,2 16,6 15,9 

Stromaustauschsaldo - 68 - 69 -2,3 -2,4 -1 - 0,1 ... - 0,6 - 0,6 

Sonstige 213 213 7,3 7,3 1 0,0 0,4 1,8 1,7 

Insgesamt 11.895 12.265 405,9 418,5 371 12,6 3,1 100,0 100,0 

1) Alle Angaben vorläufig, Abweichungen in den Summen rundungsbedingt 

Quellen: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V., Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat, für erneuerbare Energien) 

Tab. 1. Primärenergieverbrauch in Deutschland 2020 und 2021 1) 

1990 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2020/2021 1990/2021 

Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch in Mrd. kWh 

jahresdurch. 

Veränderungsrate 

in % 

Braunkohle 170,9 149,5 148,4 145,6 114,0 91,7 110,3 20,2 -1,4 

Steinkohle 140,8 112,2 92,9 82,6 57,5 42,8 54,7 27,7 -3,0 

Kernenergie 152,5 84,6 76,3 76,0 75,1 64,4 69,1 7,4 -2,5 

Erdgas 35,9 80,6 86,0 81,6 90,0 94,7 89,7 -5,3 3,0 

Mineralöl 10,8 5,7 5,5 5,1 4,8 4,7 4,7 0,4 -2,6 

Erneuerbare 19,7 189,7 216,3 222,4 241,2 251,1 233,6 -7,0 8,3 

Sonstige 19,3 27,3 27,5 27,3 25,4 24,8 26,0 4,8 1,0 

Bruttostromerzeugung 

einschl. Einspeisung insgesamt 

549,9 649,7 652,9 640,5 607,9 574,2 588,1 2,4 0,2 

Stromflüsse aus dem Ausland 31,9 28,3 27,8 31,7 40,1 48,0 50,6 5,2 1,5 

Stromflüsse in das Ausland 31,1 78,9 80,3 80,5 72,8 66,9 69,9 4,4 2,6 

Stromaustausch saldo Ausland 0,8 -50,5 -52,5 - 48,7 -32,7 -18,9 -19,3 - - 

Brutto stromverbrauch 550,7 599,1 600,5 591,8 575,2 555,3 568,8 2,4 0,1 

Veränderung gegenüber 

Vorjahr in % 

X 0,0 0,2 -1,4 -2,8 -3,5 2,4 

gegangen war. Zum Jahresende war nach 

vorläufigen Daten eine Netto-Kraftwerksleistung 

von 19.740 MW installiert, wovon 

allerdings weitere 910 MW zum 31. Dezember 

2021 stillgelegt wurden, sodass sich die 

installierte Leistung zum Jahresbeginn 2022 

weiter auf 18.830 MW reduziert. Davon befinden 

sich allerdings 1.886 MW in der 

Braunkohlen-Sicherheitsbereitschaft und 

sind damit nicht mehr im Strommarkt aktiv. 

Die Steinkohlekraftwerke lieferten 2021 mit 

54,7 Mrd. kWh ebenfalls deutlich mehr 

Strom als im vorangegangenen Jahr. Ihre 

Stromproduktion nahm 2021 um 27,7 % zu, 

nachdem sie im Vorjahr um fast ein Viertel 

abgenommen hatte. Zum Jahresende betrug 

die installierte Leistung der Steinkohlekraftwerke 

18.488 MW. Im Rahmen der 1. und 

2. Ausschreibungsrunde zum Kohleausstieg 

wurden im Jahr 2021 gut 6,2 GW Steinkohle- 

Kraftwerksleistung stillgelegt oder aus 

dem Markt genommen. Weitere 3.633 MW 

befinden sich derzeit in der Netzreserve, sodass 

zum Jahresbeginn 2022 nur noch 

14.855 MW im Markt agieren. Im Laufe des 

Jahres 2022 werden weitere 2 GW Kraftwerksleistung, 

die in der 3. Ausschreibungsrunde 

bezuschlagt wurden, aus dem Markt 

genommen. Hinzu kommt die Stilllegung 

weiterer Blöcke, die durch Gas-KWK-Anlagen 

ersetzt werden. 

Aus Erdgas erzeugen Kraftwerke der Stromversorger 

(Allgemeine Versorgung), der Industriebetriebe 

sowie Blockheizkraftwerke 

sonstiger Stromerzeuger (Einspeiser) 2021 

voraussichtlich 89,7 Mrd. kWh Strom. Die 

Stromerzeugung der Gaskraftwerke ging 

insgesamt um 5,3 % zurück. Insbesondere 

deutlich gestiegene Spotmarkt-Preise für 

Kraftwerksgas führten dazu, dass die Stromerzeugung 

aus Erdgas ihren Wettbewerbsvorteil 

gegenüber kohlenstoffintensiveren 

Kohlekraftwerken (trotz zeitgleich ebenfalls 

deutlich gestiegener CO 2 -Preise in der zweiten 

Jahreshälfte) eingebüßt haben. Die damit 

verbundene bessere Ertragssituation 

(Deckungsbeitrag) der Kohlekraftwerke 

hatte zur Folge, dass Gaskraftwerke insbesondere 

im Verlauf der 2. Jahreshälfte zunehmend 

aus dem Markt gedrängt wurden. 

Der zur Messung des Deckungsbeitrags von 

Kraftwerken in einem spezifischem Marktumfeld 

(Brennstoffpreise, CO 2 -Preis, EEX- 

Spotmarktpreis, Wirkungsgrad) typischerweise 

herangezogene Indikator ist der sog. 

„Clean Spark Spread“ (Gaskraftwerke), der 

„Clean Dark Spread“ (Steinkohlenkraftwerke) 

sowie der „Clean Brown Spread“ (Braunkohlenkraftwerke) 

(Die Berechnung von 

„Clean Spreads“ stellt eine Annäherung für 

die Kosten der Umwandlung eines Brennstoffes 

unter Einbeziehung der CO 2 -Kosten 

in elektrischen Strom dar. Mit Hilfe der 

Kennziffer lässt sich folglich abschätzen, ob 

sich die Erzeugung im betrachteten Kraftwerkstyp 

unter der jeweiligen Marksituation 

lohnt oder ob sie eingeschränkt bzw. ausgesetzt 

werden sollte. Die hier dargestellten 

„Clean-Spreads“ wurden unter Zuhilfenahme 

der durchschnittlichen Wirkungsgrade 

im bestehenden Kraftwerkspark ermittelt, 

beziehen sich folglich nicht auf die Wettbewerbssituation 

von Einzel- oder Neuanlagen.). 

B i l d 1 zeigt, wie sich die Ertragssituation 

der Kohlekraftwerke im Verhältnis 

zu den Erdgaskraftwerken im Jahresverlauf 

2021 verändert hat. Die installierte Leistung 

der Gaskraftwerke ist im Vergleich zum Vor- 



Aktuelles Feature: Abhängigkeit der deutschen Wirtschaft von Energieimporten von Russland 

Die Energieversorgung in Deutschland war 

2021 zu mehr als 69 % von Importen abhängig. 

Zum Vergleich: 1990 betrug die Abhängigkeit 

noch rund 57 %. Die wichtigsten heimischen 

Energiequellen waren auch 2021 die 

Braunkohle sowie erneuerbare Energieträger, 

die nahezu vollständig im Inland erzeugt 

werden. Daraus folgt, dass die Importabhängigkeit 

bei den übrigen Energieträgern 

(Steinkohle, Erdgas und Mineralöle) deutlich 

über dem Durchschnittswert liegt. Während 

Kernenergie seit jeher zu 100 % importiert 1) 

wird , stammten Mineralöl sowie Erdgas 2021 

zu mehr als 95 bzw. 89 % aus Einfuhrquellen 

2) . Bei der Steinkohle stieg parallel zum 

Auslaufen der heimischen Förderung die Importquote 

an, seit 2019 wird die inländische 

Nachfrage nach Steinkohle vollständig durch 

Einfuhren gedeckt. 

Für die Verletzbarkeit der Volkswirtschaft gegenüber 

Energiekrisen spielt die Verfügbarkeit 

und die damit verbundene Möglichkeit 

einer heimischen Gewinnung und Nutzung 

von Energierohstoffen eine herausragende 

Rolle. Grundsätzlich senkt eine höhere Inlandsgewinnung 

– dazu zählt insbesondere 

der Ausbau erneuerbarer Energiequellen – 

die Einfuhrabhängigkeit und reduziert somit 

die Gefahr von Angebotsstörungen oder -unterbrechungen 

sowie das Preisrisiko für die 

heimische Wirtschaft und die Verbraucher. 

Energieimporte bedeuten aber nicht prinzipiell 

ein Risiko. Die wesentliche Einflussgröße 

des Versorgungsrisikos liegt in der konkreten 

Liefer- und Bezugsstruktur der 

Importe sowie in der geopolitischen Beurteilung 

des länderspezifischen Risikos für Lieferunterbrechungen. 

3) 

Die deutschen Energieimporte (2021: ca. 

12.500 PJ) konzentrierten sich in der Reihenfolge 

ihrer Bedeutung auf das Erdgas (44 %), 

Rohöl (27 %), Mineralölprodukte (12 %) und 

die Steinkohle (9 %). Betrachtet man vor dem 

Hintergrund des aktuellen Ukraine-Konflikts 

die regionale Diversifikation (Lieferstruktur), 

so fällt ins Auge, dass die wichtigsten Energieimporte, 

allen voran leitungsgebundenes 

Erdgas zu rund 55 %, Steinkohle zu knapp 

50 % 4) und Rohöl zu etwa 34 % aus russischen 

Lieferquellen stammt. 

Für Deutschland ist insgesamt festzustellen, 

dass die Zunahme der Importabhängigkeit in 

der Vergangenheit mit einer deutlichen Verschiebung 

der Einfuhrstruktur auf Förderregionen 

mit hoher geopolitischer Risikoeinstufung 

(Erdgas, Rohöl und Steinkohle aus 

Russland) einherging („Klumpenrisiko“). Angesichts 

der aktuellen geopolitischen Entwicklungen 

wurden über einen längeren 

Zeitraum die Versorgungsrisiken für 

Deutschland unterschätzt. 

Der Wert der gesamten Einfuhren von Energierohstoffen 

(Kohle und Kohleprodukte, 

Rohöl und Mineralölerzeugnisse, Gas sowie 

elektrischer Strom, jedoch keine Kernbrennstoffe) 

nach Deutschland erreichte 2021 ein 

Niveau von 104 Mrd. €, er ist gegenüber dem 

Vorjahr (aufgrund der drastischen Preiserhöhungen) 

um mehr als 40 Mrd. € (+63 %) gestiegen. 

Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes 

belief sich die Energierechnung allein 

für die Einfuhrmengen von Erdgas, Rohöl 

(ohne Mineralölerzeugnisse) und Steinkohle 

(roh) aus russischen Lieferquellen im Jahr 

2021 auf ca. 25 Mrd. € (davon 9,8 Mrd. € Erdgas, 

9,7 Mrd. € für Rohöl und 2,2 Mrd. € für 

Steinkohle). 

Eine stärkere Diversifikation der Bezugsquellen 

bzw. der Rückgriff auf importierte Energiemengen, 

die aus Regionen stammen, die 

als sicherer eingestuft werden, kann grundsätzlich 

die Gefahr von Lieferunterbrechungen 

und kurzfristigen Versorgungsstörungen 

verringern 5) . Das ökonomische Risiko von 

Preis- und Wechselkursschwankungen auf 

dem Weltmarkt bleibt jedoch in diesem Szenario 

für die Volkswirtschaft bestehen, bzw. 

könnte auf Dauer nur durch einen stärkeren 

Rückgriff auf heimische, insbesondere erneuerbare 

Energiequellen abgefedert werden. 

Kurzfristig sind die Optionen zum Hochfahren 

heimischer Energiegewinnung eher begrenzt. 

Der Rückgriff auf die noch vorhandenen 

inländischen Steinkohlevorräte (das 

letzte Bergwerk wurde Dezember 2018 stillgelegt) 

ist rechtlich, technisch und wirtschaftlich 

nahezu ausgeschlossen. Die kurzfristige 

Abkehr vom Ausstiegsfahrplan bei 

der Kernenergie (Verlängerung der Kernenergielaufzeiten) 

stößt auf betriebliche und 

sicherheitstechnische Probleme. Vor diesem 

Hintergrund stünde als kurzfristige Option 

nur die Ausweitung der Braunkohlenförderung 

bzw. -verstromung im Rahmen der vorhandenen 

Kapazitäten zur Verfügung bzw. 

das Tempo des gesetzlich fixierten Kohleausstiegs 

zu überdenken. Der im Kohleverstromungsbeendigungsgesetz 

festgelegte Stilllegungspfad 

sieht bereits im laufenden Jahr 

die Schließung mehrerer Kraftwerksblöcke 

vor. Im Hinblick auf die Klimaschutzanforderungen 

stellt der Ausbau erneuerbarer Energiequellen 

verbunden mit Erdgas als Übergangsenergie 

und flankiert durch Schaffung 

der notwendigen Infrastrukturen z.B. im Bereich 

der Stromnetze und der Hochlauf der 

Wasserstoffwirtschaft eine sinnvolle Strategie 

dar. 

Kurzfristig ist auch Energieswitch bei den Importenergien 

möglich. Allerdings ließe sich 

insbesondere in der Stromversorgung importiertes 

russisches Erdgas lediglich teilweise 

durch besser verfügbare und preiswertere 

Kraftwerkskohle ersetzen. Etwa zwei Drittel 

der Erdgaskraftwerksleistung (KWK) dient 

der leitungsgebundenen Wärmeversorgung. 

Der Rückgriff auf Kohle(strom) stellt insbesondere 

im Wärmemarkt und zur Deckung 

der Energienachfrage für Mobilitätszwecke 

keine geeignete Kurzfrist-Strategie dar, da 

hier vor allem Kraftstoffe, Erdgas und Heizöl 

benötigt werden. Für diese Bereiche kommt 

im Wesentlichen die Veränderung der Liefer-/Einfuhrquellen, 

ggf. auch unter Inkaufnahme 

höherer Energiepreise als Handlungsoption 

in Frage. 6) 

1) 

Die Zuordnung der Kernenergie als importierten 

Energierohstoff ist jedoch nicht zwingend; 

da aufgrund mehrjähriger Reichweiten der 

vorgehaltenen Brennstoffvorräte die Kernenergie 

in der Energiestatistik gemäß internationalen 

Konventionen (IEA, Eurostat) auch 

als „quasi“ heimische Energiequelle eingestuft 

werden kann. 

2) 

Aufgrund der fortschreitenden Erschöpfung 

der Lagerstätten wird die inländische Fördermenge 

von Erdgas und Rohöl in Zukunft weiter 

zurück gehen. 

3) 

Einzelheiten, vgl. EEFA (2010), Sicherheit unserer 

Energieversorgung – Indikatoren zur Messung 

von Verletzbarkeit und Risiken, (Studie 

im Auftrag des Weltenergierat Deutschland). 

4) 

Betrachtet man das Segment Stromerzeugung 

liegt der Anteil der Lieferungen aus 

Russland bei 70 %. 

5) 

Selbstverständlich trägt auch die Bevorratung 

(Speicherung) wichtiger Energieträger 

wie Rohöl, Kohle oder Erdgas dazu bei die Versorgungssicherheit 

zu erhöhen und zumindest 

kurzfristige Lieferunterbrechungen zu 

überbrücken. 

6) 

BDEW (2022), Kurzfristige Substitutions- und 

Einsparpotenziale Erdgas in Deutschland. https://www.bdew.de/media/documents/ 

BDEW_Analyse_Kurzfristige-Gassubstitution- 

Deutschland_17032022_korr.pdf 

2021, in €/MWh (Bestandsanlagen) 

Clean-Spark-Spread 2021 Clean-Dark-Spread 2021 Clean-Brown-Spread 2021 

150 

120 

90 

60 

30 

0 

-30 

Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember 

Quellen: Eigene Berechnungen nach Statistisches Bundesamt, EEX und Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. 

Bild 1. Deckungsbeiträge verschiedener Kraftswerkstypen. 

jahr leicht auf 30.160 MW angestiegen. Davon 

befinden sich derzeit allerdings 

1.569 MW in der Netzreserve. Weitere 

1.056 MW befinden sich in der Kapazitätsreserve 

und nehmen daher ebenfalls nicht am 

Markt teil. 

Die Kernkraftwerke in Deutschland erzeugten 

im Berichtsjahr 69,1 Mrd. kWh 

Strom und damit 7,4 % mehr als im vergangenen 

Jahr. Eine im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 

höhere Stromnachfrage, geringere 

Stromeinspeisungen aus erneuerbaren 

Energiequellen sowie der deutlich gestiegene 

CO2-Preis begünstigten die höhere Auslastung 

der Kernkraftwerke und sorgten für 


Frankreich 

Luxemburg 

Niederlande 

Belgien 

Österreich 

Schweiz 

Dänemark 

Tschechien 

Schweden 

Norwegen 

Polen 

Summe 


den skizzierten Zuwachs. Die jüngsten Stilllegungen 

von Kernkraftwerken erfolgen gemäß 

Planungen zum Kernenergieausstieg 

zum 31. Dezember 2021. Konkret wurden 

die Blöcke Grohnde, Brokdorf und Gundremmingen 

C mit einer Leistung von zusammen 

4.058 MW stillgelegt, sodass sich 

die installierte Leistung der Kernenergie 

zum Jahresbeginn 2022 von 8.113 MW auf 

4.055 MW verringert. 

Insgesamt wurden im Berichtsjahr 2021 

rund 233,6 Mrd. kWh Strom aus erneuerbaren 

Energien gewonnen. Der Beitrag der 

erneuerbaren Energien zur Deckung des 

Bruttostromverbrauchs belief sich 2021 somit 

auf 39,7 % (2020: 43,7 %). 

Die Windenergie blieb trotz rückläufiger 

Stromerzeugung aufgrund des geringen 

Winddargebots die bedeutendste erneuerbare 

Energiequelle in Deutschland. Windkraftanlagen 

an Land produzierten voraussichtlich 

89,5 Mrd. kWh und damit 14,6 % 

weniger Strom als 2020. Die Anlagen auf 

See lieferten 2021 mit 24,4 Mrd. kWh zwar 

auch weniger Strom als noch im Vorjahr 

(-10,7 %), jedoch fiel der Produktionsrückgang 

geringer aus als bei den Anlagen an 

Land. Die installierte Leistung der Windenergie 

an Land stieg 2021 um knapp 

1.700 MW auf nunmehr 56.100 MW. Neue 

Windanlagen auf See wurden 2021 nicht angeschlossen. 

Hier beginnt die nächste Ausbauphase 

erst in den Jahren 2023 bis 2025. 

Damit beträgt ihre installierte Leistung in 

Deutschland weiterhin 7.774 MW. 

Photovoltaikanlagen lieferten 2021 mit 

50 Mrd. kWh rund 1 % mehr Strom als noch 

im Jahr zuvor. Diese Strommenge beinhaltet 

nicht nur die Einspeisungen in das Netz der 

allgemeinen Versorgung, sondern auch den 

Selbstverbrauch aus Eigenanlagen vor Ort – 

unabhängig davon, ob dieser EEG-vergütet 

wird oder nicht. Im Jahr 2021 wurden rund 

5.800 MWp Photovoltaikleistung hinzugebaut, 

am Jahresende waren damit 

59.500 MWp installiert. Damit erreicht der 

Photovoltaik-Zubau erstmals seit 2012 wieder 

einen Zuwachs von mehr als 5 GW. Lediglich 

in der Boomphase 2010-2012 lag der 

jährliche Zubau höher. 

Aus fester, flüssiger und gasförmiger Biomasse 

(einschließlich Deponie- und Klärgas 

sowie Klärschlamm) wurden im Jahr 2021 

ersten Daten zufolge 44,8 Mrd. kWh Strom 

gewonnen und damit etwas weniger als im 

Vorjahr (-1,0 %). Ihr Anteil am Energieträgermix 

der deutschen Stromerzeuger betrug 

damit insgesamt etwa 7,6 %. 

Die Stromerzeugung aus Wasserkraft nahm 

nach den letzten drei (eher niederschlagsarmen) 

Jahren 2021 erstmalig wieder zu. Insgesamt 

erzeugten die Wasserkraftanlagen in 

Deutschland mit 19,1 Mrd. kWh etwa 4,2 % 

mehr Strom als im Vorjahr. 

Ans deutsche Stromnetz angeschlossene 

Stromspeicher (ab 1 MW Nettonennleistung 

bzw. 1 MWh Speicherkapazität) nahmen 

Austaussaldo in Mrd. kWh 

Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 

2021 in Summe 7,6 Mrd. kWh an elektrischer 

Energie auf und gaben 5,6 Mrd. kWh 

wieder ab. Den größten Anteil haben daran 

bisher die Pumpspeicher. Einer Pumparbeit 

von 7,5 Mrd. kWh stand eine Ausspeisung 

von 5,5 Mrd. kWh gegenüber. Die Ausspeiseleistung 

dieser Speicheranlagen beträgt insgesamt 

7,2 GW, darunter 6,5 GW Pumpspeicherwerke. 

(Hinzu kommt eine große Anzahl 

von Heimspeichern. Nach Angaben 

des Bundesverbandes Energiespeicher Systeme 

e.V. (BVES) werden nahezu 70 % aller 

Photovoltaikanlagen mit einem Heimspeicher 

verbaut. Nach Daten des BVES lag die 

kumulierte Leistung der Photovoltaik-Heimspeicher 

Ende 2020 bei 1.210 MW (insgesamt 

waren hierzulande ca. 285.000 Heimspeicher 

installiert). Die Anzahl der Heimspeicher 

könnte bis Ende 2021 um bis zu 

60 % auf eine Größenordnung zwischen 

385.000 bis 445.000 zunehmen. Darüber ist 

zu beobachten, dass die Speichergröße 

wächst (2019 lag die Kapazität je Speicher 

im Durchschnitt bei 8 kWh, 2020 betrug dieser 

Wert bereits 8,5 kWh).) 

Der Trend der stetigen Zunahme des negativen 

Stromaustauschsaldos Deutschlands ist 

seit 2018 gebrochen. Nach Angaben des 

BDEW, dessen Daten eine leicht abweichende 

Abgrenzung im Vergleich zu den Daten 

des Statistischen Bundesamtes haben, lag 

der Saldo 2021 mit einem Ausfuhrüberschuss 

von 20,8 Mrd. kWh erneut (wenngleich 

geringfügig) unter dem Vorjahreswert 

(2020: 21 Mrd. kWh) (vgl. B i l d 2 ). 

Auch die Struktur der Lastflüsse zwischen 

Deutschland und dem Ausland hat sich verändert: 

Die größten Stromexporte flossen 

Richtung Schweiz und Österreich, gefolgt 

von den Niederlanden und Polen (Schweiz: 

16,6 Mrd. kWh, Österreich: 14,8 Mrd. kWh, 

Niederlande: 9,1 Mrd. kWh und Polen: 

8,7 Mrd. kWh). Die größten Stromimportmengen 

kamen 2021 aus Frankreich nach 

Deutschland, gefolgt von Dänemark, den 

Niederlanden und Österreich (Frankreich 

9,8 Mrd. kWh, Dänemark 8,2 Mrd. kWh, Niederlande 

7,6 Mrd. kWh und Österreich 

6,5 Mrd. kWh). 

Insgesamt flossen aus deutschen Stromnetzen 

73,2 Mrd. kWh ins Ausland (2020: 

68,6 Mrd. kWh), aus dem Ausland bezog 

Deutschland 52,4 Mrd. kWh (2020: 

47,6 Mrd. kWh). Offensichtlich sind 2021 sowohl 

die Export- als auch die Importmengen 

angestiegen. Eine Ursache hierfür sind die 

zusätzliche Grenzkuppelstelle nach Belgien 

sowie das Seekabel nach Norwegen, für die 

2021 erstmals ganzjährig Flussdaten vorliegen. 

Zu bemerken ist, dass es sich bei einem 

großen Teil der grenzüberschreitenden 

Stromflüsse nicht um vertraglich vereinbarte 

Lieferungen handelt, sondern um Transitmengen 

und Ringflüsse. So geht ein Teil der 

Stromflüsse von Deutschland nach den Niederlanden 

weiter in Richtung Belgien und 

Großbritannien. 

Der Stromverbrauch im Bergbau und verarbeitenden 

Gewerbe (ohne den Einsatz von 

Strommengen, die in der Energiebilanz dem 

Umwandlungssektor zugerechnet werden, 

wie z.B. Raffinerien oder Kokereien u.a.) erhöhte 

sich nach ersten Abschätzungen 2021 

im Gefolge der wirtschaftlichen Erholungsprozesse 

von 206,7 Mrd. kWh im Vorjahr um 

2,5 % auf 211,8 Mrd. kWh. In einigen Sektoren, 

die von der konjunkturellen Erholung 

nicht in ausreichendem Umfang profitieren 

konnten, verringerte sich der (absolute) 

Stromverbrauch. Dazu gehörten 2021 der 

Fahrzeugbau (-12,6 %), die sonstige chemische 

Industrie (-5,3 %), das Papiergewerbe 

(-1,8 %) sowie die Gewinnung von Steinen 

und Erden (-0,5 %) und die NE-Metallindustrie 

und NE-Metallgießereien (-0,1 %). In 

allen übrigen Branchen hat die Zunahme 

der Produktion verbrauchssenkende Effekte 

(Effizienzverbesserungen, intrasektoraler 

Strukturwandel) überkompensiert. Die konjunkturelle 

Erholung schlug insbesondere 

auf den Stromverbrauch in den Wirtschaftszweigen 

Metallerzeugung (+10,3 %), Metallbearbeitung 

(+8 %), Grundstoffchemie 

2016 2017 2018 2019 2020 2021 

Bild 2. Entwicklung des Stromaustauschsaldos mit Partnerländern von 2016 bis 2021. 



Tab. 3. Strombilanz der Elektrizitätsversorgung in Deutschland von 2018 bis 2021. 

2018 2019 2020 2021 1) Veränderungen 

2020/2021 

Mrd. kWh Veränderung in % 

Bruttostromerzeugung 640,5 607,9 574,2 588,1 2,4 

Kraftwerkseigenverbrauch -31,0 -31,1 -27,7 -31,7 14,5 

Nettostromerzeugung 609,5 576,8 546,6 556,5 1,8 

Stromflüsse aus dem Ausland 31,7 40,1 48,0 50,6 5,2 

Stromflüsse in das Ausland 80,5 72,8 66,9 69,9 4,4 

Nettostromaufkommen für Inland 560,8 544,1 527,7 537,2 1,8 

Pumparbeit 8,3 8,1 8,8 7,0 -19,7 

Netzverluste und Nichterfasstes 26,8 27,5 26,9 26,7 - 0,9 

Nettostromverbrauch 525,6 508,6 492,0 503,4 2,3 

davon: 

Bergbau und verarbeitendes 

Gewerbe 

226,1 218,4 206,7 211,8 2,5 

Haushalte 126,6 125,7 128,0 130,8 2,2 

Gewerbe, Handel, 

Dienstleistungen 

149,0 141,8 135,2 137,1 1,5 

Verkehr 11,7 11,6 11,5 12,4 7,2 

Energieverbr. im 

Umwandlungssektor 

(ohne Kraftwerkseigenverbrauch 

12,3 11,0 10,6 11,3 7,1 

Bruttoinlandsstromverbrauch 591,8 575,2 555,3 568,8 2,4 

1) Angaben z.T. vorläufig und geschätzt 

Quellen: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Statistisches Bundesamt, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V 

(+5,9 %), Maschinenbau (+4 %) sowie Glas 

und Keramik (+3,8 %) durch. 

Für den Sektor der privaten Haushalte ergeben 

Schätzungen im Vergleich zum Vorjahr 

einen leichten Verbrauchsanstieg von 

2,2 % auf ca. 131 Mrd. kWh (2021). Für den 

Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 

deuten erste vorläufige Schätzungen ebenfalls 

auf einen konjunkturbedingten Anstieg 

des Stromverbrauchs um etwa 1,5 % 

auf 137 Mrd. kWh hin. Dieser Verbrauch 

liegt nach wie vor um rund 5 Mrd. kWh 

(-3,3 %) unter dem Stromverbrauch, den die 

Unternehmen und Betriebe des GHD-Sektors 

2019 für Zwecke der Produktion bzw. 

Bereitstellung von Dienstleistungen einsetzten. 

Elektrischer Strom wurde im GHD-Sektor 

im Jahr 2020 (aktuellere Angaben liegen 

noch nicht vor) vorwiegend für Zwecke 

wie Beleuchtung (32 %), Antrieb (21 %), 

Information- und Kommunikationstechnik 

(19 %) und Prozesswärme und Warmwasser 

(15 %) sowie Kühlung (13 %) eingesetzt. 

Der Stromverbrauch für Mobilitätszwecke 

(Straßen- und Schienenverkehr) dürfte 

ebenfalls um rund 7,2 % über dem des Vorjahres 

liegen, wobei sich die Verbrauchsmengen 

an elektrischer Energie in diesem 

Segment mit rund 12,4 TWh (2021) immer 

noch auf einem niedrigen Niveau bewegen. 

Im Ergebnis errechnet sich aus alledem für 

das Berichtsjahr 2021 ein Nettostromverbrauch 

in Deutschland in Höhe von 

503,4 TWh. 2020 lag der Nettostromverbrauch 

noch bei 492 TWh (dies entspricht 

einem Plus von 2,3 % (vgl. Ta b e l l e 3 ). 

Die Anzahl der Unternehmen, die in der 

Elektrizitätswirtschaft tätig sind, steigt seit 

Beginn der Liberalisierung 1998 kontinuierlich. 

Ende Dezember 2021 waren 1.143 Unternehmen 

(+1,5 % gegenüber dem Vorjahr) 

im Bereich der Stromerzeuger, 4 Übertragungsnetzbetreiber 

(±0,0 %), 896 Stromverteilnetzbetreiber 

(-0,8 %), 137 Stromspeicherbetreiber 

(> 1 MWel bzw. >1 MWh) 

(+11,4 %) sowie 1.364 Stromlieferanten 

(+1,0 %) im Markt tätig (Eine Addition ist 

nicht möglich, da viele der Unternehmen auf 

mehreren Wertschöpfungsstufen tätig sind 

und somit mehrfach erfasst wurden). 

Die Zahl der Beschäftigten in den Unternehmen 

der Elektrizitätswirtschaft stieg 2021 

im Vergleich zum Vorjahr mit 143.000 leicht 

an (+0,4 %). 

Januar 2010 = 100 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

Jan. 17 

Mrz. 17 

Die Strompreise für Industriekunden (Versorgung 

in der Mittelspannung, Jahresverbrauch 

160.000 bis 20 Mio. kWh) nahmen, 

vor allem bedingt durch die Erhöhung der 

Kosten für Beschaffung, Vertrieb und Netznutzung 

um etwa 45 %, insgesamt um mehr 

als 20 % zu. Gleichzeitig reduzierten sich die 

Belastungen der Industrie durch Steuern, 

Abgaben und Umlagen im Jahr 2021 um 

etwa 2,2 %. Im Ergebnis verringerte sich der 

Anteil der staatlichen Belastungen am 

Strompreis für Industriekunden 2021 auf 

rund 42,5 % gegenüber noch 52,3 % im Jahr 

2020 (inkl. Stromsteuer). 

Der Strompreis für Haushaltskunden ist 

im Jahr 2021 gegenüber dem Vorjahr um 

1,1 % auf durchschnittlich 32,16 ct/kWh 

angestiegen (Von Januar bis Dezember 2021 

Abgabe an Haushalte SV-Kunden Niederspannung SV-Kunden Hochspannung 

Mai 17 

Jul. 17 

Sep. 17 

Nov. 17 

Jan. 18 

Mrz. 18 

Mai 18 

Jul. 18 

Sep. 18 

Nov. 18 

Jan. 19 

Mrz. 19 

Mai 19 

Jul. 19 

Sep. 19 

Nov. 19 

Jan. 20 

Mrz. 20 

Mai 20 

Jul. 20 

Sep. 20 

Nov. 20 

Jan. 21 

Mrz. 21 

Mai 21 

Jul. 21 

Sep. 21 

Nov.21 

2017 2018 2019 2020 2021 

Quelle: Statistisches Bundesamt 

Bild 3. Strom-Erzeugerpreisindex für Sondervertragskunden und Abgabe an Haushalte in 

Deutschland von 2017 bis 2021. 



erhöhte sich der Strompreis für diese 

Kundengruppe um 1,7 %). Damit erreicht 

der Haushaltskundenpreis ein neues Rekordniveau. 

Grund dafür ist der Anstieg der 

Kosten für Beschaffung und Vertrieb, während 

die Netzentgelte 2021 nur geringfügig 

angestiegen sind und Steuern, Abgaben 

und Umlagen vor allem aufgrund 

der Deckelung der EEG-Umlage auf 6,5 ct/ 

kWh geringfügig sanken. Ein weiterer 

Grund ist die befristete Absenkung der 

Mehrwertsteuer, die den Strompreis für 

Haushaltskunden im Zeitraum zwischen 

1. Juli und 31. Dezember 2020 entlastet 

hatte. Insgesamt machen Steuern, Abgaben 

und Umlagen mit einem Anteil von 51 % 

weiterhin den größten Posten auf der 

Stromrechnung privater Kunden aus (vgl. 

Bild 3). 

Verfolgt man die monatliche Entwicklung 

der Börsenpreise für Strom seit 2009, so 

zeigt sich zunächst, dass die Beschaffungskosten 

in der Zeit zwischen Januar 2009 

und Dezember 2019 stets in der Bandbreite 

zwischen 22 €/MWh und 57 €/MWh 

schwankten. Ab dem Jahr 2020 hat sich 

dieses Bild gravierend verändert: Nachdem 

die Großhandelspreise im Verlauf 

des Jahres 2020 deutlich nachgaben und im 

April 2020 mit rund 17 €/MWh einen Tiefstand 

erreichten, zog der Börsenpreis bereits 

bis Ende 2020 wieder deutlich an und 

erreichte ein Niveau von 44 €/MWh (Dezember 

2020). Dieser Preisanstieg setzte 

sich im Verlauf des Berichtsjahres 2021 ungebrochen 

fort. In einem exponentiellen 

Verlauf stieg der Strompreis an der EEX von 

52,80 €/MWh im Januar auf einen Wert von 

221 €/MWh im Dezember 2021 an und erreicht 

damit ein neues Allzeithoch. Die 

Preisentwicklung an der Strombörse verläuft 

damit weitgehend parallel zu den 

Brennstoffpreisen (Kraftwerksgas- und 

-kohle) und den Kosten für CO 2 -Zertifikate 

(vgl. Bild 4). 

Für die Elektrizitätswirtschaft, immerhin 

die mit Abstand größte Emittentengruppe 

in Deutschland, spielt die Entwicklung 

der Zertifikatspreise für CO 2 , die sich im 

Rahmen des europäischen Emissionshandels 

bilden, eine bedeutende Rolle. Hohe 

CO 2 -Preise fördern die Wettbewerbsfähigkeit 

moderner und emissionsarmer Gasund 

Dampfkraftwerke und verdrängen kohlenstoffintensive 

bzw. weniger effiziente 

Kraftwerke aus der Erzeugung. Inzwischen 

liegt eine geschlossene Zeitreihe der CO 2 - 

Zertifikatspreise für die zweite Handelsperiode 

von 2008 bis 2012 und nun auch für die 

dritte Handelsperiode von 2013 bis 2020 

vor. 

Strompreise in Euro/MW 

150 

120 

90 

60 

30 

0 

Jan. 09 

Mai 09 

Sep. 09 

Jan. 10 

Mai 10 

Sep. 10 

Jan. 11 

Mai 11 

Sep. 11 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 

Anfang Januar 2021 hat die vierte Handelsperiode 

des EU-Emissionshandelssystems 

begonnen. Wichtige Änderungen der zehnjährigen 

Handelsperiode, die bis Ende 2031 

andauert, sind u.a.: 

–– 

die Zuteilung der Emissionsrechte erfolgt 

in zwei Phasen (von 2021 bis 2025 und 

von 2026 bis 2030), wobei die Zuteilungsmenge 

zu Beginn der jeweiligen Phase 

festgelegt wird, 

–– 

der lineare Kürzungsfaktor (zur branchenübergreifenden 

jährlichen Reduktion 

der Zuteilungsmenge), der in der 

3. Handelsperiode noch 1,74 % p.a. betrug, 

steigt in der laufenden Handelsperiode 

auf 2,2 % p.a. und 

–– 

die Zuteilung kostenloser Emissionszertifikate 

verringert sich weiter, und zwar von 

30 % (2021) auf null Prozent im Jahr 

2030, wobei u.a. für die von „carbon 

leakage“ betroffenen Wirtschaftszweige 

nach wie vor Ausnahmen bestehen, 

–– 

dass der größte Teil der Emissionsberechtigungen 

(57 % der Gesamtmenge) 

Jan. 12 

Mai 12 

Sep. 12 

Jan. 13 

Mai 13 

Sep. 13 

Jan. 14 

Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz 

Mai 14 

Phelix Base Futures (Front Jahr) 

Sep. 14 

Jan. 15 

Mai 15 

Sep. 15 

Jan. 16 

Mai 16 

Sep. 16 

Jan. 17 

Mai 17 

Sep. 17 

Jan. 18 

Mai 18 

Sep. 18 

Jan. 19 

EEX-Spotmarkt Phelix Base 

Bild 4. Entwicklung der Strompreise auf dem EEX-Spotmarkt und -Terminmarkt (Front-Jahr) von 

2009 bis 2021. 

Zertifikatspreise in Euro je t CO 2 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

EU Emission Allowances: Futures 

über Versteigerungen zugeteilt werden 

soll. 

Insgesamt führen die Neuregelungen dazu, 

dass das Emissionsbudget in Zukunft schneller 

sinkt als zuvor. Die damit verbundene 

Verknappung der Zertifikatsmenge dürfte 

zu einer dauerhaften „Stabilisierung“ des 

CO 2 -Preises auf einem höheren Niveau führen, 

als in der 2. oder 3. Handelsperiode zu 

beobachten war. Im Durchschnitt des Jahres 

2021 war an der EEX (Spotmarkt) ein CO 2 - 

Preis in Höhe von 53,30 Euro je Tonne zu 

beobachten, er hat sich folglich gegenüber 

dem Vorjahr mehr als verdoppelt (+115 %). 

Noch deutlicher ausgeprägt ist der Preisanstieg 

in der unterjährigen Betrachtung sichtbar. 

Seit November 2020 ist der CO 2 -Preis 

durchgängig angestiegen. Der Preis für CO 2 - 

Zertifikate hat sich seit Januar 2021 von 

rund 33,40 Euro je Tonne auf fast 80 Euro je 

Tonne im Dezember 2021 erhöht. Dies entspricht 

einer Preiszunahme um 46,50 Euro 

je Tonne bzw. einem Plus von 139 %. (vgl. 

Bild 5). 

l 

Mai 19 

Sep. 19 

Jan. 20 

Mai 20 

Sep. 20 

Jan. 21 

Mai 21 

Sep. 21 

EU Emission Allowances: Spotmarkt 

Jan. 08 

Mai 08 

Sep. 08 

Jan. 09 

Mai 09 

Sep. 09 

Jan. 10 

Mai 10 

Sep. 10 

Jan. 11 

Mai 11 

Sep. 11 

Jan. 12 

Mai 12 

Sep. 12 

Jan. 13 

Mai 13 

Sep. 13 

Jan. 14 

Mai 14 

Sep. 14 

Jan. 15 

Mai 15 

Sep. 15 

Jan. 16 

Mai 16 

Sep. 16 

Jan. 17 

Mai 17 

Sep. 17 

Jan. 18 

Mai 18 

Sep. 18 

Jan. 19 

Mai 19 

Sep. 19 

Jan. 20 

Mai 20 

Sep. 20 

Jan. 21 

Mai 21 

Sep. 21 

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 

Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz 

Bild 5. EU Emission Allowances auf dem EEX-Spotmarkt von 2008 bis 2021. 


Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021 

Conference report: 

vgbe Conference Gas Turbines and 

Operation of Gas Turbines 2021 

Abstract 

Konferenzbericht: vgbe-Fachtagung 

Gasturbinen & Gasturbinenbetrieb 

2021 

Die vgbe-Fachtagung Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 

konnte unter Einhaltung der 

gültigen Corona-Hygiene-Maßnahmen am 

11. und 12. November 2021 im Dorint Hotel in 

Potsdam stattfinden. Rund 150 Teilnehmer 

aus dem Inland und europäischen Ausland 

hatten Gelegenheit, sich über die aktuellen 

Gastrubinen-Trends zu informieren und diese 

zu diskutieren. Darüber hinaus bot die begleitende 

Fachausstellung mit 20 Ausstellern 

zahlreiche Möglichkeiten zum fachlichen und 

persönlichen Austausch außerhalb des Vortragssaals. 

l 

The vgbe conference on gas turbines and gas 

turbine operation took place on 11 and 

12 November 2021 at the Dorint Hotel in 

Potsdam in compliance with the valid Corona 

hygiene measures. Around 150 participants 

from Germany and other European 

countries had the opportunity to inform 

themselves and discuss current gas turbine 

trends. In addition, the accompanying 

trade exhibition with 20 exhibitors offered 

numerous opportunities for professional 

and personal exchange outside the lecture 

hall. 

Of the 16 top-class contributions, five lectures 

should be mentioned first, in which 

the focus was on future hydrogen-based 

power generation. From the fundamental 

problems of building a hydrogen economy 

that is as green as possible to the development 

of hydrogen-fired turbines and the 

necessary retrofitting of the existing gas turbine 

park, the topic was discussed from different 

aspects. All contributions made clear 

that this is a complex project for all parties 

involved. It is not expected that the re-electrification 

of hydrogen in the power industry 

will be implemented on a large scale in this 

decade due to the current cost situation. 

However, work is being carried out at full 

speed on readiness for application and the 

modification of existing turbine systems in 

order to meet the increasing requirements 

for a decarbonised energy supply. Gas turbines 

are also gaining in importance in 

terms of their controllability, which is available 

to cover the residual load in the further 

expansion of volatile renewables, regardless 

of weather conditions. 

From the point of view of a regional utility, 

the transformation to CO 2 -free electricity 

and heat supply with synthetic gases – preferably 

based on renewables (green hydrogen) 

– was presented. In the field of gas turbines, 

this means fuel switching or co-combustion 

of hydrogen in existing gas turbine 

plants, which are predestined for the 

fuel switch from fossil natural gas to hydrogen. 

In this context, the low-pollution micro-mix 

combustion in gas turbines was discussed. 

In this process, gas turbines reconvert electrical 

energy and heat without any CO 2 

emissions. Fuel-flexible gas turbines are 

considered a bridging technology towards a 

hydrogen-based energy supply and have the 

potential to significantly reduce the CO 2 

emissions of the energy industry. However, 

this requires the adaptation of existing turbines 

designed for natural gas. This was discussed 

using the development and practical 

Fig. 1. Opening session of the vgbe Conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021. 



Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021 

examples of dry-low NOx combustion chamber 

technology as an example. The necessary 

modifications of the gas turbine combustion 

chamber for using hydrogen and 

hydrogen-rich gases, the potential of nitrogen 

oxide reduction and the influences on 

turbine control were described. Micro-mix 

combustion has already been successfully 

operated and tested with 100% hydrogen 

input. 

Fig. 2. Dr Karsten Klemp, RheinEnergie AG, 

talking about „Hydrogen as a basic 

component of the transformation to 

zero-carbon electricity and heat supply – 

Views of a regional utility“. 

In another contribution, the problem of cocombustion 

of hydrogen in an existing turbine 

was addressed. Several challenges 

arise, such as flashback, increased NOx 

emissions due to locally higher temperatures 

during hydrogen co-combustion, H 2 

delivery and mixing with natural gas 

and safety aspects of handling hydrogen on 

site. 

life cycle costs, spare parts supply, nitrogen 

oxide emissions and optimising turbine efficiency 

and performance. After defining the 

target parameters, it was possible to save 

cooling air while maintaining a robust design 

without reducing service life. The cooling 

air savings should reduce nitrogen oxide 

emissions and increase turbine efficiency in 

line with the turbine’s operating mode. 

The newly manufactured blade is currently 

being validated at a site in commercial operation. 

Other interesting presentations dealt, 

among other things, with the amendment to 

the 13th BImSchV and the associated emission 

reduction requirements for gas turbines 

and the possible effects on the existing and 

future gas turbine fleet in Germany. 

Contributions on increasing the availability 

and plant safety of gas-fired power plants 

through simulator training, the modernisation 

of a CHP plant with a newly developed 

gas turbine and the latest trends in condition 

monitoring, including state-of-the-art 

vibration diagnosis, rounded off the interesting 

lecture programme. 

were very positive about direct communication. 

In the meantime, accelerated by the 

pandemic, there are proven and successful 

remote and hybrid event formats as an alternative 

to face-to-face events, but the personal 

exchange on the sidelines of the event 

and at the joint evening event still cannot be 

replaced by digital conferences. At this 

year’s gas turbine conference, there was 

once again ample opportunity for personal 

discussion. In addition to the already mentioned, 

exceptionally well-attended trade 

exhibition, the participants and exhibitors 

were able to round off the first day of the 

conference in a pleasant atmosphere at the 

joint dinner on the evening of the first day of 

the event. 

The vgbe conference team would like to 

thank all participants, speakers and exhibitors 

for their visit and their contribution to 

the gas turbine conference and is looking 

forward to the next vgbe gas turbine conference, 

which will take place in Koblenz from 

6 to 7 June 2023. Information will be given 

in due time on the vgbe event portal and in 

the vgbe energy journal. 

In addition to the use of hydrogen and hydrogen 

mixtures in gas turbines, the 11 other 

contributions reflected on the state of the 

art of gas turbines. For example, one paper 

presented the innovative production of a 

turbine inlet blade with a novel cooling system 

using LPBF (laser powder bed fusion) 

technology. 

Fig. 3. The conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021 was accompanied by a 

Technical Exhibitions. Photos of the exhibition are available on vgbe´s website. 

The production of the turbine blade in the 

3D printer offers a unique opportunity to 

modernise even older gas turbines in an economical 

and environmentally friendly way. 

The fundamental requirements for the new 

entry blade were, in addition to improving 

economic efficiency and future-proofing, 

In addition to the presentations and the lively 

discussions that followed, the participants 

took the opportunity to network and exchange 

ideas. Similar to previous vgbe attendance 

events, it was clearly noticeable 

that the aspect of personal contact was very 

much appreciated and that the participants 

For more information, please visit the new 

vgbe event platform, the presentations of 

the conference are available for download 

for the participants! 

This report is also available in German language 

on vgbe´s website, www.vgbe.energy, 

topic news. l 


Nuclear power plants: Operating results 

Plants in direct exchange of experience with vgbe energy I January 2022 

Nuclear 

power plant 

Country 

Type 

Nominal 

capacity 

Gross Net 

MW 

MW 

Operating 

time 

generator 

in h 

Energy generated 

(gross generation) MWh 

Month Year 4 commis- 

Since 

sioning 

Time 

availability % 

Unit capability 

factor % 1 

Energy unavailability 

% 1 

Energy 

utilisation % 1 

Planned 2 Unplanned 3 

Month Year 4 Month Year 4 Postponable Not postponable Month Year 4 

Month Year 4 

Month Year 4 Month Year 4 

GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 044 200 1 044 200 363 547 044 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.55 100.55 - 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 003 113 1 003 113 381 370 397 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 95.84 95.84 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 704 1 023 863 1 023 863 390 521 191 94.67 94.67 94.25 94.25 0 0 0 0 5.75 5.75 92.38 92.38 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 692 452 692 452 285 393 364 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.17 101.16 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 688 395 688 395 274 876 326 100.00 100.00 99.94 99.94 0.06 0.06 0 0 0 0 100.57 100.57 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 744 380 768 380 768 176 277 521 99.99 99.99 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 100.22 100.22 - 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 285 012 285 012 136 695 559 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.84 100.84 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 282 847 282 847 143 628 108 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.12 100.12 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 795 910 795 910 340 000 736 100.00 100.00 99.98 99.98 0.02 0.02 0 0 0 0 100.92 100.92 7 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 783 645 783 645 272 736 586 100.00 100.00 99.93 99.93 0.07 0.07 0 0 0 0 98.29 98.29 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 367 095 367 095 123 819 877 100.00 100.00 99.96 99.96 0.04 0.04 0 0 0 0 98.68 98.68 - 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 0 0 0 118 391 843 0 0 0 0 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 2 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 367 512 367 512 117 331 435 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 98.79 98.79 - 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 371 873 371 873 118 614 197 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 99.97 99.97 - 

Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 816 705 816 705 138 393 543 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.08 101.08 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 744 820 252 820 252 134 265 820 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.52 101.52 - 

Doel 1 BE PWR 454 433 744 352 088 352 088 144 123 088 100.00 100.00 99.77 99.77 0.23 0.23 0 0 0 0 101.62 101.62 - 

Doel 2 BE PWR 454 433 744 353 086 353 086 142 633 711 100.00 100.00 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 101.47 101.47 - 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 802 417 802 417 280 416 100 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.50 101.50 - 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 819 722 819 722 286 618 171 100.00 100.00 99.98 99.98 0 0 0 0 0.02 0.02 100.10 100.10 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 757 810 757 810 317 401 041 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.20 101.20 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 773 811 773 811 274 365 642 100.00 100.00 99.24 99.24 0 0 0 0 0.76 0.76 99.47 99.47 - 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 794 683 794 683 296 842 727 100.00 100.00 99.95 99.95 0 0 0 0 0.05 0.05 98.61 98.61 - 

Remarks 

PWR: Pressurised water reactor 

BWR: Boiling water reactor 

1 

Net-based values (Czech and Swiss nuclear 

power plants gross-based) 

2 

Planned: the beginning and duration of 

unavailability have to be determined more 

than 4 weeks before commencement 

3 

Unplanned: the beginning of unavailability 

cannot be postponed or only within 4 weeks. 

All values were entered in the column not 

postponable. 

– Postponable: the beginning of unavailability 

can be postponed more than 12 hours to 4 

weeks. 

– Not postponable: the beginning of unavailability 

cannot be postponed or only within 12 

hours. 

4 

Beginning of the year 

5 

Final data were not yet available in print 

Remarks: 

1 Refuelling 

2 Inspection 

3 Repair 

4 Stretch-out-operation 

5 Stretch-in-operation 

6 Hereof traction supply: 

7 Hereof steam supply: 

KKB 1 Beznau 

Month: 

3,917 MWh 

Since the beginning of the year: 3,917 MWh 

Since commissioning: 

593,435 MWh 

KKB 2 Beznau 

Month: 

34 MWh 

Since the beginning of the year: 34 MWh 

Since commissioning: 

136,546 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

8,589 MWh 

Since the beginning of the year: 8,589 MWh 

Since commissioning: 2,555,863 MWh 

8 New nominal capacity since January 2022 


Fachzeitschrift: 2019 

· CD 2019 · · CD 2019 · 

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© VGB PowerTech Service GmbH 

Essen | Deutschland | 2019 

Technical Journal: 1976 to 2000 

English Edition 

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 · 

All rights reserved. 


Essen | Germany | 2019 

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019 

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 · 

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Essen | Deutschland | 2019 

Stefan Loubichi 

VGB-B 036 

Media directory/Medienverzeichnis 


I · 2022 (Excerpt/Auszug) 

New publications/Neuerscheinungen 2020-2022 

vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift 

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vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift 

(Subscription/Abonnement) 

International Edition – 11 issues yearly (about 1,100 p., rund 1.100 S.) 

Annual subscription/Jahresabonnement plus Shipping and handling/Versandkosten: 

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POWERTECH-CD: Technical journal/Fachzeitschrift VGB PowerTech 2021 

(Single user edition) 

(For subscribers of the printed edition/Einzelplatzversion für Abonnenten 

der Printausgabe) 

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vgbe Non- 

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vgbe-Mitglied Nichtmitglied 

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98,00/198,00 

PT-DVD (1976-2000EN) 

PT-DVD (2021) 

POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/ 

Fachzeitschrift VGB PowerTech/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge 

1976 bis 2000 Englischsprachige Ausgabe 

(Single user edition/ Einzelplatzversion) 

950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied) 

1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal) 

Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): vgbe-Mitgliederversion sowie 

Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy). 

POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2021/ 

Fachzeitschrift VGB PowerTech/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge 

1990 bis 2021 (Single user edition/ Einzelplatzversion) 

950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied) 

1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal) 

Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): vgbe-Mitgliederversion sowie 

Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy). 

950,00 1.950,00 

950,00 1.950,00 

vgbe Standards, Books and Software 



Titel/Title 




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Prices/Preise 

(net/netto) 1 




VGB-B 036 

Cybersecurity 

in der Energieerzeugung 

Cybersecurity in der Energieerzeugung 

Stefan Loubichi, Softcover, 176 S., 2020 

978-3-96284-201-7 

978-3-96284-202-4 

47,00 

47,00 

47,00 

47,00 

86 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022

vgbe-Standard 

Thermal 

Nuclear 

Renewables 

Storage 

P2X 

VGBE-S-811-91-2021-12-EN 

VGB-Be-105-007.4 (2021) 


Thermisch 

Nuklear 

Erneuerbare 

Speicher 

P2X 

VGBE-S-811-91-2021-12-DE 

VGB-B-105-007.4 (2021) 




Energieanlagen, Allgemein 

Thermische Kraftwerke 

Gaskraftwerke 

Kombikraftwerke (GuD) 

Kernkraftwerke 

Kohlekraftwerke 

Wasserkraftwerke 

Windenergieanlagen 

Biomassekraftwerke 

Photovoltaikanlagen 

Solarthermische Kraftwerke 

Geothermiekraftwerke 

Power-to-X-Anlagen 

Anlagen für Luftzerlegung und Gasabscheidung 

VGBE-S-821-91-2021-12-DE 



Energy Plants, General 

Thermal Power Plants 

Gas-fired Power Plants 

Combined Cycle Power Plant 

Coal Power Plants 

Nuclear Power Plants 

Hydro Power Plants 

Wind Power Plants 

Biomass Power Plants 

Photovoltaic Power Plants 

Solar Thermal Power Plants 

Geothermal Power Plants 

Power-to-X-Plants 

Plants for Air Separation and Gasification 

VGBE-S-821-91-2021-12-EN 





Titel/Title 




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ISBN eBook 1 

Prices/Preise 

(net/netto) 1 




KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System for Power Stations 

VGB-Be 105-007.4 

VGB-S-811-91-2021-012-EN 

Pocketbook 

KKS Pocketbook (English Edition), 

84 p., 2021 (Fourth edition) 

Thermal, Nuclear, Renewables, Storage, P2X 

Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge 

Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy 

978-3-96284-270-3 

(4 th edition) 

978-3-96284-271-0 

(4 th edition) 

― 

Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro | 

25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro 

VGB-B 105-007.4 

VGB-S-811-91-2021-012-DE 

Pocketbook 

KKS Pocketbook (Deutsche Ausgabe), 

84 p./ 84 S., 2021 (Vierte Auflage) 

Thermisch, Nuklear, Erneuerbare, Speicher, P2X 



978-3-96284-268-0 

(4. Auflage) 

978-3-96284-269-7 

(4. Auflage) 

― 



iOS and 

Android App 

for KKS 

Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) 

zur Dekodierung von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen 

auf Anfrage. 

Kostenlos/ 

Free of charge 

Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of 

KKS-designations. Further services on request. 

https://www.tipware.de/kks/index.html 

RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants 

VGB-S-821-91-2021-12-EN 

Pocketbook 

VGB-S-821-91-2021-12-DE 

iOS and 

Android App 

for RDS-PP ® 

Pocketbook 

RDS-PP ® Pocketbook (English edition), 

76 p., 2021 (Second edition) 





RDS-PP ® Pocketbook (Deutsche Ausgabe), 

76 S., 2021 (Zweite Auflage) 


Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org 



Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur 

Dekodierung von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen 

auf Anfrage. 

Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of 

RDS-PP ® -designations. Further services on request. 

https://tipware.de/rdspp/index.html 

978-3-96284-272-7 

978-3-96284-273-4 

(2 nd Edition) 

978-3-96284-274-1 

978-3-96284-275-8 

(2. Auflage) 

― 

― 

Kostenlos/ 


VGB-S-823-34-2020-12-EN-DE 

VGB-S-002-01-2019-05-DE 

VGB-S-002-01-2019-05-EN 

VGB-S-002-01-2019-05-DE 

RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants for Energy Supply 

with Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen 

der Energieversorgung mit Verbrennungsmotoren, 260 p./S., 2021 

Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 

11. Auflage, 183 S., 2020 

Basic Terms of the Electric Utility Industry, 

11 th edition, 184 p., 2020 

Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 

11. Auflage, 183 S., 2020 

978-3-96284-237-6 

978-3-96284-238-3 

320,00 

320,00 

978-3-96284-167-6 Kostenlos/ 


978-3-96284-168-3 Kostenlos/ 


978-3-96284-167-6 Kostenlos/ 


480,00 

480,00 

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 87




Titel/Title 




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Prices/Preise 

(net/netto) 1 




VGB-S-002-01-2019-05-EN 

VGB-S-002-03-2019-10-DE 

VGB-S-002-03-2019-10-EN 


11 th edition, 184 p., 2020 

Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen, 

9. Auflage, 155 S., 2020 


9 th edition, 152 p., 2020 

VGB-S-004-00-2020-10-DE Analysenverfahren im Kraftwerk (vormals VGB-B 401), 

232 S., 2021 

VGB-S-008-00-2020-11-DE 

VGB-S-008-00-2020-11-EN 

VGB-S-014-2011-EN 

VGB-S-017-00-2018-09-EN 

VGB-S-020-00-2017-12-EN 

VGB-S-033-00-2017-07-LV 

VGB-S-052-00-2020-06-DE 

VGB-S-103-00-2020-02-DE 

VGB-S-103-00-2020-02-EN 

VGB-S-107-00-2018-03-DE 

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

VGB-S-150-22-2020-10-DE 

VGB-S-150-24-2020-08-DE 

VGB-S-162-00-2020-02-DE 

VGB-S-164-13-2021-03-DE 

VGB-S-167-00-2021-03-DE 

VGB-S-169-12-2021-01-DE 

VGB-S-302-00-2013-04-EN 

VGB-S-401-00-2020-02-DE 

Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit 

in Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs, 

2. Auflage, 164 S., 2021 

Recommendations for managing functional safety in 

steam boiler plants and systems of the water/steam cycle, 

2nd revised edition, 164 p., 2021 

Construction, Operation and Maintenance 

of Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx), 

186 p., 2021 

Fire Protection in Onshore Wind Turbines, 

1 st edition, 44 p., 2019 

Determination of Measurement Uncertainty upon Acceptance and 

Control Measurements, 1 st edition, 99 p., 2020 

Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību savstarpējā 

iedarbība hidroelektrostacijās (Latvian edition) 

(Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety 

in Hydropower Plants, 2 nd edition) 104 p., 2021 

Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage 

von Flansch verbindungen, 18 S., 2020 

Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen 

an Dampfturbinenanlagen, 86 S., 2020 (vormals VGB-R 103) 

Monitoring, limiting and protection devices on steam turbine plants, 

82 S., 2020 (formerly VGB-R 103e) 

Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken, 

324 S., 2019 (vormals VGB-R 107) 

Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests 

und Kontrolluntersuchungen, 12 S., 2021 

(Weiterentwicklung der VGB-R 123 Band I.2) 

Messstellenliste für Abnahmeuntersuchungen mit Datenerfassungsanlagen, 

12 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.2, 

Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE) 

Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken 

mit Drosselgeräten, 30 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.4, 

Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE) 

Elektrischer Blockschutz 

80 S., 2020 (vormals VGB-S-025-00-2012-11-DE) 

Einphasig gekapselte Generatorableitung 

120 S., 2021 

Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren 

70 S., 2021 

Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren und 

Drosselspulen 

52 S., 2021 

Guideline for the Testing of DeNOx-catalysts, 

66 p., 2021 (formerly VGB-R 302e) 

VGB-Standard für das Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren. 

Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen 

94 S., 2020 (vormals VGB-R 401) 

978-3-96284-168-3 Kostenlos/ 


978-3-96284-173-7 Kostenlos/ 


978-3-96284-174-4 Kostenlos/ 


978-3-96284-211-6 

978-3-96284-212-3 

240,00 

240,00 

420,00 

420,00 

978-3-96284-230-7 260,00 390,00 

978-3-96284-232-1 260,00 390,00 

978-3-96284-253-6 

978-3-96284-254-3 

978-3-96284-075-4 

978-3-96284-076-1 

978-3-96284-025-9 

978-3-96284-094-5 

978-3-96284-225-3 

978-3-96284-226-0 

978-3-96284-159-1 

978-3-96284-160-7 

978-3-96284-195-9 

978-3-96284-196-6 

978-3-96284-197-3 

978-3-96284-198-0 

978-3-96284-048-8 

978-3-96284-049-5 

978-3-96284-205-5 

978-3-96284-206-2 

978-3-96284-227-7 

978-3-96284-228-8 

978-3-96284-203-1 

978-3-96284-204-6 

978-3-96284-100-3 

978-3-96284-101-0 

978-3-96284-249-9 

978-3-96284-250-5 

978-3-96284-241-3 

978-3-96284-242-0 

978-3-96284-245-1 

978-3-96284-246-8 

978-3-96284-221-5 

978-3-96284-222-2 

978-3-96284-209-3 

978-3-96284-210-9 

160,00 

160,00 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 

180,00 

180,00 

80,00 

80,00 

180,00 

180,00 

180,00 

180,00 

320,00 

320,00 

Kostenlos/ 


60,00 

60,00 

90,00 

90,00 

180,00 

180,00 

200,00 

200,00 

130,00 

130,00 

130,00 

130,00 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 

240,00 

240,00 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

120,00 

120,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

480,00 

480,00 

90,00 

90,00 

135,00 

135,00 

270,00 

270,00 

300,00 

300,00 

195,00 

195,00 

195,00 

195,00 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

88 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022




Titel/Title 




ISBN Print 

ISBN eBook 1 

Prices/Preise 

(net/netto) 1 




VGB-S-401-00-2020-02-EN 

VGB Standard for the Water in Nuclear Power Plants with Light-Water 

Reactors. Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water 

Reactors. 92 p., 2020 (formerly VGB-R 401 (German edition only)) 

978-3-96284-233-8 

978-3-96284-234-5 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-415-00-2020-12-DE 

Aufbereitung von REA-Abwasser, 

60 S., 2021 (vormals VGB-M 415) 

978-3-96284-119-5 

978-3-96284-120-1 

260,00 

260,00 

390,00 

390,00 

VGB-S-506-00-2019-02-DE 

Zustandsüberwachung und Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen, 

Druckbehälteranlagen und Wasser oder Dampf führende 

Rohrleitungen für Wärmekraftwerke, 126 S., 3. Ausgabe, 2019 

978-3-96284-239-0 

978-3-96284-240-6 

130,00 

130,00 

195,00 

195,00 

VGB-S-509-00-2019-11-DE 

Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren 

Komponenten in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020 

(vormals VGB-R 509) 

978-3-96284-189-8 

978-3-96284-190-4 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-540-00-2020-07-DE 

Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen (Korrigendum der Ausgabe 

2019-07, vormals VGB-R 540) 225 S., 2021 

978-3-86875-235-2 

978-3-86875-236-9 

260,00 

260,00 

390,00 

390,00 

VGB-S-610-00-2019-10-DE 

BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. VGB-Standard für den bautechnischen 

Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung 

von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals VGB-R 610) 

978-3-86875-143-0 

978-3-86875-144-7 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-610-00-2019-10-EN 

Structural Design of Cooling Towers. VGB-Standard on the Structural 

Design, Calculation, Engineering and Construction of Cooling 

Towers, 82 p., 2019, (formerly VGB-R 610e) 

978-3-96284-145-4 

978-3-96284-146-1 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-104-O 

Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung 

in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert 

Einzelplatzlizenz und Update. Netzwerklizenz für Mitglieder 

(Fördernde, Außerordentliche) (Ordentliche Mitglieder, siehe 

Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om) 

Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage. 

290,00 

950,00 

390,00 

VGB-TW | VGB Technical Scientific Reports/VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte 

VGB-TW 103Ve (2021) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2021, 254 p. 

VGB-TW 103V (2021) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2021, 254 S. 

VGB-TW 103Ae (2021) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2021, 138 p. 

VGB-TW 103A (2021) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2021, 138 S. 

VGB-TW 103Ve (2020) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2020, 246 p. 

VGB-TW 103V (2020) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2020, 246 S. 

VGB-TW 103Ae (2020) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2020, 138 p. 

VGB-TW 103A (2020) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2020, 138 S. 

978-3-96284-263-5 145,00 290,00 

978-3-96284-261-1 145,00 290,00 

978-3-96284-267-3 145,00 290,00 

978-3-96284-265-9 145,00 290,00 

978-3-96284-216-1 145,00 290,00 

978-3-96284-213-0 145,00 290,00 

978-3-96284-219-2 145,00 290,00 

978-3-96284-217-8 145,00 290,00 

be energised 

be inspired 

be connected 


vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 89

vgbe News | Personalien 


Neuer Markenauftritt des | New brand of VGB PowerTech 

Mit vier „be“s in die Zukunft: 

be energized, be inspired, be connected, be informed 

vgbe energy journal Fachzeitschrift des Verbandes 

Der technische Fachverband der Energieanlagenbetreiber VGB PowerTech e.V. hat seinen 

Markenauftritt überarbeitet. Mit einem zusätzlichen „e“ im Kürzel sowie dem Motto 

„Energy is us“ verdeutlicht der Verband seinen Anspruch, die Zukunftstechnologien für 

eine umweltfreundliche, sichere, wirtschaftliche und bezahlbare Energieversorgung zu 

entwickeln. 

vgbe steht dabei für „vision generation benefit“. Hinter der neuen Marke verbirgt sich 

zudem eine deutliche Aufforderung – „be“ – sei! vgbe versteht sich damit als aktiver, 

agierender Partner der Energieversorgung: be energized, be inspired, be connected, be 

informed. Der Verband möchte also Kommunikator, Brücke und Plattform für seine Mitglieder 

sein. 

Im Markenauftritt haben sich das Logo sowie weitere Gestaltungselemente verändert. 

Kräftige Farben unterstreichen dabei den aktiven Part des vgbe. Mit unterschiedlich 

farbigen Logos, die auch das Motto „Energy is us“ darstellen, wird das breit gefächerte 

Angebot des vgbe visualisiert. 

Im Zuge des Relaunchs ist das vgbe energy journal zukünftig die periodisch erscheinende 

Fachzeitschrift des Verbands. 

L L www.vgbe.energy (212511927) 

With four “be”s into the future: 

be energized, be inspired, be connected, be informed 

vgbe energy journal technical publication of the association 

VGB PowerTech e.V., the technical association of power plant operators, has revised its 

brand appearance. With an additional “e” in the abbreviation as well as with its motto 

“Energy is us”, the association clarifies its claim to develop future technologies for an 

environmentally friendly, safe, economical and affordable energy supply. 

vgbe stands for “vision generation benefit”. Behind the new brand stands also a strong 

request – “be”! vgbe thus sees itself as an active partner in energy supply: be energised, 

be inspired, be connected, be informed, i.e., the association wants to be a communicator, 

bridge and platform for its members. 

The logo and other design elements have changed in the brand appearance. Strong colours 

underline the active part of vgbe. Different coloured logos, which also represent the 

motto “Energy is us”, visualise the wide range of services offered by vgbe. 

In the course of the relaunch, the vgbe energy journal will in future be the association’s 

periodical trade journal. 

L L www.vgbe.energy (212511927) 

be energised 

be inspired 

be connected 


vgbe energy 

news 

Forschungsprojekt zeigt 

verbesserte lokale 

Nutzungsmöglichkeit 

halmgutartiger Biomasse 

(vgbe) Während Holz zur Erzeugung von 

Wärme und Strom schon große Bedeutung 

hat, bleiben weitere Potentiale nachwachsender 

biogener Brennstoffe noch ungenutzt. 

Feste Biomasse liefert einen wichtigen 

Beitrag zu einer langfristigen, dezentralen, 

CO 2 

-neutralen und gesicherten Brennstoffversorgung. 

Während Holz zur Erzeugung 

von Wärme und Strom mit einem Anteil 

von ca. 48 % an den in Europa genutzten 

erneuerbaren Energien schon große Bedeutung 

hat, bleiben weitere Potentiale 

nachwachsender biogener Brennstoffe 

noch ungenutzt. Das Brennstoffpotential 

halmgutartiger Biomasse in der Bundesrepublik 

Deutschland zeigt je nach Studie in 

Abhängigkeit der Bewertung des Strohbedarfs 

der Landwirtschaft eine Bandbreite 

zwischen 16 und 76 TWh/a. Die angegebenen 

Potentiale würden für die Erzeugung 

von 1,2 bis 5,6 % des gesamten Wärmebedarfs 

der Bundesrepublik Deutschland 

ausreichen. 

Aufgrund des geringen Heizwerts des 

Strohs empfiehlt sich eine lokale Erzeugung 

und Nutzung. Gerade der Transport 

ist dabei ein wichtiger Faktor, der die Energiebilanz 

beeinflussen kann. Im Rahmen 

des Forschungsprojekts „Verbesserung der 

pneumatischen Beschickung von Prozessen 

zur Nutzung halmgutartiger Biomasse“ 

wurde ein kombiniert numerisch/experimenteller 

Ansatz verwendet, um das Verhalten 

halmgutartiger Biomasse in pneumatischen 

Förderungen zu charakterisieren. 

Der numerische Ansatz basierte auf 

der Diskreten Elemente Methode (DEM), 

mit welcher Partikelsysteme mit hohen 

Partikelanzahlen abgebildet werden können. 

Der entwickelte Simulationsrahmen 

ist von seiner Komplexität so beschaffen, 

dass er für industrielle Prozesse eingesetzt 

werden kann und mit den durchgeführten 

Modifikationen auch mit kommerzieller 

Software realisierbar ist. 



Der Schlussbericht „Verbesserung der 

pneumatischen Beschickung von Prozessen 

zur Nutzung halmgutartiger Biomasse“ 

steht zum kostenlosen Download auf der 

Webseite des vgbe energy, www.vgbe.energy, 

zur Verfügung. 

• Ansprechpartner: 

Schlussbericht vom 30.09.2021 

zu IGF-Vorhaben Nr. 19995 N 

Thema 

Verbesserung der pneumatischen Beschickung von Prozessen zur Nutzung halmgutartiger 

Biomasse 

Berichtszeitraum 

01.04.2018 bis 30.06.21 

Forschungsvereinigung 


Forschungseinrichtung(en) 

Fachgebiet für Mechanische Verfahrenstechnik und Aufbereitung, TU Berlin (MVTA) 

Sebastian Zimmerling: 

sebastian.zimmerling@vgbe.energy 

Das IGF-Vorhaben 19995 N der VGB-Forschungsstiftung, 

Deilbachtal 173, 45257 

Essen wurde über die AiF im Rahmen des 

Programms zur Förderung der Industriellen 

Gemeinschaftsforschung (IGF) vom 

Bundesministerium für Wirtschaft und 

Energie aufgrund eines Beschlusses des 

Deutschen Bundestages gefördert. 

LL 

www.vgbe.energy 

VGB Statistical guidelines 

for emissions compliance 

evaluation 

(vgbe) For a range of pollutant emissions 

to air, the Large Combustion Plant Best 

Available Techniques (BAT) Reference document, 

the LCP BREF, defines Associated 

Emission Levels (BAT-AELs), for daily and 

annual averaging periods, as concentration 

ranges. 

For a range of pollutant emissions to air, 

the Large Combustion Plant Best Available 

Techniques (BAT) Reference document, 

the LCP BREF, defines Associated Emission 

Levels (BAT-AELs), for daily and annual averaging 

periods, as concentration ranges. 

The Competent Authority in each Member 

State sets Emission Limit Values (ELVs) 

from these BAT-AEL ranges. The Industrial 

Emissions Directive (IED) specifies that the 

95% Confidence Interval of a single measurement 

(hourly average) shall not exceed 

a defined percentage of the Daily ELV. Towards 

the lower end of the BAT-AEL concentration 

range, the measurement uncertainty 

could be higher than required when 

monitoring pollutants continuously using 

Automated Measuring Systems (AMS). 

The IED requires validation of daily averages 

by subtraction of the specified Confidence 

Interval from the hourly average 

concentration, to allow for measurement 

uncertainty, although the detailed methodology 

varies between Member States. 

Compliance is then typically assessed 

based on these validated averages for 

Hourly, Daily and Monthly ELVs, noting 

that there may only be a few hours of operation 

within a day or a few days of operation 

within a month. However, for annual 

BAT-AELs it needs to be confirmed that it is 

acceptable to validate an annual average 

emission concentration using the IED Confidence 

Interval, as suggested by the JRC 

Reference Report on Monitoring. 

If the Confidence Interval is subtracted 

for some averaging periods, and not others, 

it is more difficult for Operators to 

manage emissions, on a day-to-day basis, 

against a background of increasingly intermittent 

operation and reduced annual generation. 

This was not envisaged by Operators 

when the LCP BREF was developed 

and could affect both operations and investment 

decisions. 

There are two main reasons for applying 

Confidence Intervals when reporting annual 

average emission concentrations. The 

first is the question of legal certainty and 

this is crucially important for compliance 

assessment as it needs to be clear to both 

the Competent Authority and the Operator 

when permit conditions are breached. The 

second is to account for the systematic uncertainty 

that is applicable to annual average 

concentrations due to AMS calibration. 

These issues are explored by considering 

the uncertainty contributions that arise 

from the AMS Quality Assurance Levels 

which are defined in EN 14181: QAL1 (certification), 

QAL2 (calibration) and QAL3 

(control) – along with an Annual Surveillance 

Test (AST calibration check). 

Provided that a suitably QAL1 certified 

AMS is available, the measurement uncertainty 

is dominated by systematic uncertainty 

associated with the QAL2 calibration in 

which a Standard Reference Method (SRM) 

is employed by an accredited test laboratory 

to calibrate the AMS during a three day test 

campaign. The underlying uncertainty of 

the SRM is transferred to the AMS for a five 

year period within which the AMS calibration 

is allowed to shift within a defined tolerance. 

Residual uncertainty associated 

with single-point SRM sampling within the 

stack also needs to be taken into account, 

where applicable. The uncertainty associated 

with correction to the emissions reporting 

conditions also needs to be considered 

and this is especially important for gas turbines. 

It is assumed that the AMS is not subject 

to QAL3 drift under normal operation. 

The example uncertainty analysis, employing 

relatively conservative assumptions 

relating to systematic uncertainty 

contributions, demonstrates that it is entirely 

appropriate to apply the IED Confidence 

Interval to all reported emissions, 

including annual emissions, and this provides 

both the necessary legal certainty for 

compliance assessment and simplicity with 

regards to plant operation. When it is not 

possible to achieve the required uncertainty 

at low concentrations then the implementation 

of a fixed absolute uncertainty is 

recommended, for each pollutant, as already 

mandated in The Netherlands. 

More specifically, it is recommended that 

the Annual ELV is used instead of the Daily 

ELV for AMS assessment since this is more 

representative of the typical emission concentration. 

It is also recommended that 

SRM single point sampling should always 

be from the same point within the stack, 

during QAL2 and AST test campaigns, to 

minimise the influence of positional uncertainty. 

ENG/21/PSG/CT/2407/R Revision 1 

VGB STATISTICAL GUIDELINES FOR EMISSIONS COMPLIANCE EVALUATION 

Arnhem, Linkebeek, Ratcliffe-on-Soar December 2021 

Authors 

F T Blank 

N Faniel 

D P Graham 

Under supervision of 

VGB Technical Group: Emissions Monitoring 

DNV – Energy Systems, The Netherlands 

ENGIE Laborelec, Belgium 

Uniper Technologies, United Kingdom 

Supported by 

VGB PowerTech e.V., Germany 

VGB RESEARCH PROJECT NO. 409-2: 

Statistical guidelines for emission compliance evaluation 

However, it is also clear that a number of 

challenges remain in relation to minimising 

and assessing measurement uncertainty: 

i) re-validation of SRM standards at 

lower concentrations and the development 

of new test methods with lower limits of 

detection; ii) improved SRM uncertainty 

assessment methodologies; iii) certification 

of new AMS with improved sensitivity 

and discrimination between pollutants; iv) 

improved AMS calibration procedures at 

low concentration, especially for reactive 

trace gases and Dust (requiring improvements 

within EN 14181). 

The final report “VGB Statistical Guidelines 

for Emissions Compliance Evaluation” 

is available for free download at 

www.vgbe.energy. 

• Contact: Sven Göhring, 

sven.goehring@vgbe.energy 

LL 




Strom-Wärme-Strom-Speicher – 

Umrüstpotenziale von 

Kohlekraftwerken in Indien 

• Unter dem Dach des Deutsch-Indischen 

Energieforums hat der vgbe im Rahmen 

einer Kurzstudie das Umrüstpotenzial 

von indischen Kohlekraftwerken in 

Bezug auf Strom-Wärme-Strom- 

Speicher untersucht. 

Unter Strom-Wärme-Strom-Speichern 

versteht man ein Konzept, bei dem überschüssiger 

Strom in Wärme umgewandelt 

wird – dies ist der Ladevorgang. Beim Entladen 

wird diese Wärme mithilfe eines 

Wärmekraftprozesses zur Stromerzeugung 

genutzt. Eine solche Technologie bietet 

sich daher zur Nachnutzung von Kohlekraftwerken 

an, damit die bestehende Anlageninfrastruktur 

weiterverwendet werden 

kann. 

Als Grundlage für die 

Studie dienten Pilotprojekte 

in Chile, Europa 

und den USA. Bei 

diesen Projekten haben 

sich Technologiekonzepte 

durchgesetzt, 

die sich in der 

Art der jeweiligen 

Speichermaterialien 

unterscheiden: Salzschmelze, 

gesteinsbasierte 

und sandbasierte 

Wärmespeicherkonzepte. 

Die jeweiligen 

Vor- und Nachteile 

dieser Technologien in 

Bezug auf den Technologiereifegrad, 

die 

Kosten und Temperaturbereiche 

wurden in 

der Kurzstudie gegenübergestellt. Alle diese 

Konzepte sind für die Umnutzung der 

indischen Kohleflotte geeignet. Lange Ladezeiten 

der Speicher sind aufgrund der klimatischen 

Gegebenheiten in Indien vor allem 

mithilfe der Photovoltaik realisierbar. 

Die Studie wurde von der Gesellschaft für 

Internationale Zusammenarbeit (GIZ) 

GmbH beauftragt und von Prof. Dr. Markus 

Haider – Vorstand des Instituts für Thermodynamik 

und Energiewandlung der TU 

Wien und Mitglied des Scientific Advisory 

Board des vgbe – federführend fachlich begleitet. 

Kurzstudie: Strom-Wärme-Strom-Speicher 

– Umrüstpotenziale von Kohlekraftwerken 

in Indien 

Der Bericht steht zum kostenlosen Download 

zur Verfügung. 

Kontakt: Dr.-Ing. Claudia Weise: 

claudia.weise@vgbe.energy 


Thermal Electricity Storage in India 

Retrofitting Potential for Coal-Fired Power Plants in India 

October 2021 

This study was conducted and funded as a 

project of the Indo-German Energy Forum 

Electro-thermal energy storage 

– retrofitting potential of coalfired 

power plants in India 

• Under the auspices of the Indo-German 

Energy Forum, the vgbe conducted a 

short study on the retrofitting potential 

of Indian coal-fired power plants with 

respect to electro-thermal energy 

storage. 

Electro-thermal energy storage is a concept 

in which excess electricity is converted 

into heat – this is the charging process. 

During discharge, this heat is used to generate 

electricity using a thermal power process. 

Such a technology is therefore ideal 

for the subsequent use of coal-fired power 

plants so that the existing plant infrastructure 

can continue to be used. 

Pilot projects in 

Chile, Europe and the 

USA served as the basis 

for the study. In 

these projects, technology 

concepts have 

prevailed that differ in 

the type of storage 

material: molten salt, 

rock-based and sandbased 

heat storage 

concepts. The respective 

advantages and 

disadvantages of these 

technologies in terms 

of technology readiness 

level, costs and 

temperature ranges 

were compared. All of 

these concepts are 

suitable for converting 

the Indian coal fleet. Due to the climatic 

conditions in India, long storage charging 

times can be achieved primarily with the 

help of photovoltaics. 

The study was commissioned by the Gesellschaft 

für Internationale Zusammenarbeit 

(GIZ) GmbH and led by Prof. Dr. Markus 

Haider – head of the Institute for Thermodynamics 

and Energy Conversion at TU 

Wien and member of vgbe’s Scientific Advisory 

Board. 

Short study: Electro-thermal energy storage 

– retrofitting potential of coal-fired 

power plants in India 

The report is available for free download. 

Contact: Dr.-Ing. Claudia Weise 

claudia.weise@vgbe.energy 

Personalien 

Wechsel in der 

PreussenElektra- 

Geschäftsführung: Dr. Erwin 

Fischer verlässt das 

Unternehmen, Michael 

Bongartz rückt nach 

Dr. Erwin Fischer, Geschäftsführer Technik 

& Betrieb, verlässt nach 31 Jahren zum 

28.02.2022 das Unternehmen und verabschiedet 

sich in den Ruhestand. Michael 

Bongartz, Kraftwerksleiter des Kernkraftwerks 

Grohnde, wird zum 1. April als Geschäftsführer 

Rückbau antreten. 

Fischer ist seit Januar 2014 Mitglied der 

Geschäftsführung der PreussenElektra 

GmbH (PEL), die damals noch unter dem 

Namen E.ON Kernkraft GmbH firmierte. 

Der Vorsitzende der PEL-Geschäftsführung, 

Dr. Guido Knott, blickt auf die gemeinsame 

Zeit an der Unternehmensspitze 

zurück: „Mit Erwin Fischer hatte ich vom 

ersten Tag an einen hochkompetenten 

fachkundigen Kollegen an meiner Seite, 

der sowohl mit allen Herausforderungen 

einer kerntechnischen Anlage vertraut ist 

als auch die Anforderungen aus Sicht der 

Unternehmensleitung bestens erfüllt. Ich 

bin froh und dankbar, dass ich mich immer 

auf seine Expertise, seinen Rat und sein 

Tun verlassen konnte.“ 

Knott verweist in diesem Zusammenhang 

auf ein besonderes Verdienst seines Kollegen: 

„Erwin Fischer hat wie kein anderer 

die Sicherheit unserer Kernkraftwerke geprägt. 

Ihm ist es maßgeblich zu verdanken, 

dass wir mit unserer PEL-Sicherheitskultur 

Maßstäbe gesetzt haben, die auch international 

große Anerkennung finden und unsere 

Kernkraftwerke so erfolgreich gemacht 

haben. Dafür danke ich Erwin Fischer 

im Namen der gesamten PreussenElektra 

ganz besonders und wünsche ihm 

von Herzen alles Gute für seine Zukunft!“ 

Als besonders charakteristisch für PreussenElektra 

sieht Erwin Fischer den kollegialen 

Zusammenhalt, die Zuverlässigkeit 

und das hohe Maß an Verantwortungsbewusstsein 

aller Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter: 

„Das ist in der Zentralorganisation 

und genauso an den Kraftwerksstandorten 

spürbar. Die Leidenschaft für unsere 

Aufgabe hat uns nachhaltig geprägt. Respekt 

und Anerkennung füreinander und 

unser unermüdlicher Einsatz sind ursächlich 

dafür, dass unsere Kraftwerke zu den 

sichersten, leistungsstärksten und erfolgreichsten 

der Welt gehören. Mit diesem 

Anspruch und der besonderen Kultur treiben 

die Kolleginnen und Kollegen künftig 

auch den Rückbau weiter voran.“ 



Der Zukunft von PreussenElektra blickt 

Erwin Fischer gelassen entgegen: „Mit Michael 

Bongartz hat die PEL einen sehr guten, 

versierten Kollegen gewonnen, der 

sowohl das technische Know-how als auch 

die Führungskompetenz mitbringt, um den 

Rückbau der PEL-Flotte weiter voranzutreiben 

und den Wandel der PreussenElektra 

vom Stromproduzenten zum reinen 

Rückbauunternehmen zu begleiten.“ 

Engagiert für die Sicherheit 

der Kernenergie – national 

und international 

Dr. Erwin Fischer studierte Maschinentechnik 

an der Fachhochschule Bergbau 

Bochum sowie Maschinenbau mit Schwerpunkt 

Energietechnik an der Ruhr-Universität 

Bochum. 1991 promovierte er zu einem 

Thema aus der Reaktortechnik. Im 

selben Jahr begann er seine berufliche 

Laufbahn bei der damaligen PreussenElektra 

AG als Ingenieur in der Nuklearen Systemtechnik 

und als Projektleiter für Nachrüstungen. 

Es folgten zahlreiche weitere 

Stationen im E.ON-Konzern: Von 2001 bis 

2005 war Fischer als Bereichsleiter Maschinentechnik 

im Kernkraftwerk Grafenrheinfeld 

tätig. Dann folgte der Wechsel zurück 

nach Hannover in die Unternehmenszentrale 

der E.ON Kernkraft GmbH, wo er von 

2006 bis 2009 als Leiter Technik verantwortlich 

zeichnete. 2009 kehrte Erwin Fischer 

zurück auf die Kraftwerksseite und 

war von 2010 bis 2013 Technischer Leiter 

der Kernkraftwerke Isar. 

Seit 2014 ist Fischer Mitglied der Geschäftsführung 

der PreussenElektra GmbH 

am Standort Hannover und hier als Strahlenschutzverantwortlicher 

für die Kernkraftwerke 

mit Leistungsbetrieb und das 

Ressort Technik & Betrieb verantwortlich. 

Seine langjährige Expertise brachte ihm 

national und international große Anerkennung 

ein: Von 2008 bis 2013 war er berufenes 

Mitglied in der deutschen Reaktorsicherheitskommission 

(RSK), 2018 wurde 

Erwin Fischer zum Chairman des Governing 

Board des Paris Center der World Association 

of Nuclear Operators (WANO) 

gewählt. In dieser Funktion gehörte er 

auch dem übergeordneten Governing 

Board der WANO-Zentralorganisation mit 

Sitz in London an, die maßgeblich über die 

strategische Ausrichtung der weltweiten 

Organisation befindet und die Betreiber 

von kerntechnischen Anlagen bei der Optimierung 

der nuklearen Sicherheit unterstützt. 

Das Mandat endete turnusgemäß 

im Jahr 2020. Luis Soriano, Direktor des 

WANO Paris Centre würdigt seinen Kollegen: 

„Erwin Fischer und PreussenElektra 

sind ein Vorbild für die gesamte Kernenergiebranche 

– aber auch für mich persönlich. 

Während seiner gesamten Karriere 

war Dr. Fischer immer ein Verfechter der 

WANO-Mission und ein starker Unterstützer 

des WANO Paris Centre.“ 

LL 

www.preussenelektra.de 

Kernkraftwerk Brokdorf: 

Langjähriger Anlagenleiter 

Uwe Jorden geht in den 

Ruhestand 

Nach 40 Jahren im Dienst der Kernenergie 

geht der langjährige Anlagenleiter des 

Kernkraftwerks Brokdorf (KBR), Uwe Jorden, 

in den Ruhestand. Er übergibt die Leitung 

des Kraftwerks zum 1. April 2022 an 

seinen bisherigen Stellvertreter Tammo 

Kammrath. 

Uwe Jorden ist ausgebildeter Schiffsingenieur. 

Er trat 1982 in die Nordwestdeutsche 

Kraftwerke AG ein und begleitete die Inbetriebsetzung 

des Kernkraftwerks Brokdorf 

(KBR). Während dieser Zeit absolvierte er 

seine Ausbildung zum Schichtleiter und war 

nach Inbetriebnahme des Kraftwerks 

(1986) insgesamt zwei Jahre lang als Teilbereichsleiter 

Prozess und Wärme tätig und in 

dieser Funktion unter anderem für die Ausbildung 

des Schichtpersonals zuständig. 

1989 übernahm Jorden die Teilbereichsleitung 

Schichtbetrieb und wechselte sieben 

Jahre später als Fachbereichsleiter Produktion 

ins Kernkraftwerk Stade. Ab 2002 leitete 

Uwe Jorden in der Unternehmenszentrale 

in Hannover den Bereich Technische Unternehmensteuerung 

und Qualitätsmanagement. 

Im Jahr 2005 kehrte er ins Kernkraftwerk 

Brokdorf zurück, um dort die 

Kraftwerksleitung zu übernehmen. 

Dr. Guido Knott, Vorsitzender der Geschäftsführung, 

würdigt den langjährigen 

Anlagenleiter: „Unser Kraftwerk in Brokdorf 

ist eine vorbildlich geführt Anlage, die 

bis zur Abschaltung über 30 Jahre lang zuverlässig 

und sicher Strom produziert und 

mehrfach den Weltmeistertitel in der 

Stromproduktion geholt hat. Uwe Jorden 

hat diese beeindruckende Erfolgsgeschichte 

wie kein Zweiter geprägt. Im Namen der 

gesamten Geschäftsführung der PreussenElektra 

danke ich Herrn Jorden für seinen 

außerordentlichen Einsatz in der Kernkraft 

und ganz besonders für sein großes Engagement 

für unser Kernkraftwerk Brokdorf 

und seine Mannschaft. Für seinen bevorstehenden 

Ruhestand wünsche ich ihm 

alles erdenklich Gute!“ 

Tammo Kammrath 

Die Leitung des Kernkraftwerks Brokdorf 

übernimmt nun Tammo Kammrath, der bereits 

seit 2016 die stellvertretende Kraftwerksleitung 

innehat. Sein Studium der 

Schiffsbetriebstechnik an der Hochschule 

für Seefahrt in Warnemünde schloss Kammrath 

als Ingenieur ab. 1993 kam er ins Kernkraftwerk 

Stade. Er absolvierte dort eine 

Schichtleiter-Ausbildung und war drei Jahre 

lang in eben dieser Position tätig. Anschließend 

wechselte Kammrath ins Kernkraftwerk 

Unterweser, wo er als Teilbereichsleiter 

Schichtbetrieb für die Schichtmannschaften 

verantwortlich war. 2006 wechselte Kammrath 

ins KBR und übernahm dort die Fachbereichsleitung 

Produktion. 

Mit Tammo Kammrath hat PreussenElektra 

einen würdigen Nachfolger für die herausfordernde 

Aufgabe als Kraftwerksleiter 

gewinnen können. „Herr Kammrath kann 

viele Jahre an Erfahrung im Bereich Produktion 

vorweisen, davon allein 16 Jahre 

hier in Brokdorf – er kennt die Kraftwerksanlage 

also bestens. Er hat zudem eine 

Kraftwerksmannschaft hinter sich, die bereits 

eine hohe Kompetenz im Rückbau erworben 

hat und ihn nach besten Kräften 

unterstützen wird. Ich wünsche ihm für die 

vor ihm liegenden großen Aufgaben viel 

Erfolg und alles Gute“, so der scheidende 

Anlagenleiter Uwe Jorden. 

LL 

www.preussenelektra.de 

Gerhard Jochum zum 

Vorsitzenden des STEAG- 

Aufsichtsrats gewählt 

(steag) Nach dem Abschluss des Treuhandvertrages 

zwischen den über die KSBG 

Kommunale Beteiligungsgesellschaft 

GmbH (KSBG) an der STEAG GmbH beteiligten 

Stadtwerken und dem Restrukturierungsexperten 

Dr. Jan Markus Plathner 

steht nun auch eine Veränderung im Aufsichtsrat 

des Essener Energieunternehmens 

an: Guntram Pehlke (61), Vorstandsvorsitzender 

der Dortmunder Stadtwerke 

AG – DSW21 und seit Anfang 2013 

STEAG-Aufsichtsratsvorsitzender, hat sein 

Amt auf einer Sondersitzung des Gremiums 

niedergelegt. Zu seinem Nachfolger 

wählte der Aufsichtsrat Gerhard Jochum 

(68), der dem Kontrollorgan bereits seit 

Herbst 2014 als Mitglied angehört. 

Der Wechsel erfolgt zu einer Zeit, in der 

die Neuausrichtung des STEAG-Konzerns 

erste Erfolge zeigt und sich das Unternehmen 

auch dank des aktuellen Preishochs 

an der Strombörse wirtschaftlich deutlich 

erholt hat. Das belegen die durchweg erfreulichen, 

vorläufigen Zahlen für das Geschäftsjahr 

2021 klar. 

Nachfolger Gerhard Jochum bringt langjährige 

energiewirtschaftliche Erfahrungen 

sowohl aus Management- als auch Aufsichts- 

und Verwaltungsrats-Funktionen 

mit. Unter anderem aus seiner Zeit als Vorsitzender 

des Vorstandes der swb AG 

(Stadtwerke Bremen), Mitglied des Vorstandes 

der EnBW Energie Baden-Württemberg 

AG, Aufsichtsratsvorsitzender des 

Berliner Gas- und Stromversorgers GASAG 

AG, Mitglied im Aufsichtsrat des französischen 

Energiekonzerns ENGIE Energie 

Deutschland AG sowie als Mitglied des Verwaltungsrates 

der schweizerischen Repower 

AG. 

LL 

www.steag.com 


Inserentenverzeichnis 

Media 

News 

VGB Service: Wir für Sie in 2022 

Die Mediadaten des ab 2022 erscheinenden 

vgbe energy journal – bislang VGB 

POWERTECH – sind jetzt erschienen und 

stehen als Download unter anderem mit 

der Themenplanung auf unseren Webseiten 

www.vgbe.energy und www.vgbe. 

services zur Verfügung. 

Martin Huhn unterstützt Sie gerne als Ansprechpartner 

für Ihre Insertionen in unserer 

internationalen Fachzeitschrift sowie 

unseren weiteren Publikationen zu Veranstaltungen. 

Kontakt: Martin Huhn ist über die bekannte 

Durchwahl 0201 8128-212 und unter 

der E-Mail ads@vgbe.energy zu erreichen. 

LL 

vgbe.services 

vgbe energy journal 

MEDIADATEN 2022 

Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung 

und Speicherung von Strom und Wärme 

Sonderpublikationen zu vgbe-Veranstaltungen 

Mediapartner Ihrer Veranstaltung 

Online-Werbung und Jobörse 

KURZCHARAKTERISTIK | THEMEN | ANZEIGENPREISLISTE | KONTAKTE 

Media-Informationen 2022 

l Kurzcharakteristik 

l Leseranalyse 

l Redaktionsplan 

l Anzeigeninformation 

l Kontakte 

Beratung: Martin Huhn 

e ads@vgbe.energy 

t +49 201 8128-212 

f +49 201 8128-302 

w www.vgbe.energy | Publikationen 

Inserentenverzeichnis 3 l 2022 

ORBEN 

Wasseraufbereitung 

Swan Systems Engineering 

Hinwil, Switzerland 

Titelseite/U I 

U IV 

Vulkan Verlag 

U II 

Wörterbuch Dampf- und Gasturbinen 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

E-world 

COMMUNITY31 

RWE Group 15 

www.hok.de 

VEW-GmbH11 

Energie-Campus Deilbachtal 3 


IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und 

KRITIS-Verordnung 13 


Materials and Quality 

Assurance 2022 16/36 


Maintenance of Wind Power Plants 18 




Wirbelschichtfeuerungen21/56 


KELI – Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in der 

Energieversorgung 22/44 


Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2022 25 


Flue Gas Cleaning 2022 26 

vgbe Expert Event 

Ecology and Environment 

in Hydropower 2022 30 


vgbe Events | Events 

vgbe Events 2022 | Please visit our website for updates! 

– Sub ject to chan ge – 

Congress/Kongress ´22 

vgbe Kongress 2022 

vgbe Congress 2022 

14 & 15 September 2022 

Antwerp, Belgium 

Contact 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e vgbe-congress@vgbe.energy 

Angela Langen 

t +49 201 8128-310 


Konferenzen | Fachtagungen 



Klärschlammbehandlung 

und Wirbelschichtfeuerungen 2022 


9. und 10. Mai 2022 | Neuer Termin! 


Kontakt 


t +49 201 8128-205 

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy 


KELI 2022 – Konferenz 

Elektro-, Leit- und Informationstechnik 



KELI 2022 – Electrical Engineering, I&C 

and Information Technologies 

in the Energy Supply 

mit Fachausstellung/ 


11 & 12 May 2022 

Bremen, Germany 

Contacts 


t +49 201 8128-206 


t +49 201 8128-282 

e vgbe-keli@vgbe.energy 


Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb2022 


Steam Turbines and Operation 

of Steam Turbines 2022 




Cologne, Germany 

Contact 


t +49 201 8128-232 


vgbe-Chemiekonferenz 2022 

vgbe Conference Chemistry 2022 



25 to 27 October 2022 

Dresden, Germany 

Contact 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e vgbe-chemie@vgbe.energy 

VGB Expert Event 

Ecology and Environment 

in Hydropower 2022 


Live & OnLine 

Contact 

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy 


Brennstofftechnik, Feuerungen 

und Abgasreinigungstechnik 2022 


28. und 29. September 2022 


Kontakt 


t +49 201 8128-205 

e vgbe-brennstoffe@vgbe.energy 

Information on all events 

with exhibition/Aus kunft 

zu allen Veranstaltungen 


t +49 201 8128-310/-299, 

e events@vgbe.energy 

Updates www.vgbe.energy 

Seminare | Workshops 


in Kooperation mit ausecus 

Anforderungen aus dem 

IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und 

der KRITIS-Verordnung“ 

28. April 2022 


Kontakt 


t +49 201 8128-205 

e vgbe-it-sig-kritisvo@vgbe.energy 


Materials and 

Quality Assurance 2022 


4 & 5 May 2022 

Schloss Paffendorf, Germany 

Contacts 

Jens Ganswind-Eyberg 

e jens.ganswind@vgbe.engery 

Workshop 


e diana.ringhoff@vgbe.energy 


KISSY Einspeisser-Tag 2022 

17. Mai 2022 

Online (kostenlose Teilnahme) 

Kontakt 

Stephanie Wilmsen 

e kissy@vgbe.energy 

VGB-Workshop 

Flue Gas Cleaning 


Ismaning, Germany 

Contact 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e ines.moors@vgbe.energy 

vgbe-Seminar 

Wasseraufbereitung 

28. & 29. Juni 2022 


Kontakt 

Konstantin Blank 

t +49 201 8128-214 

e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy 

Exhibitions and Conferences 

E-world 2022 energy & water 

21 to 23 June 2022 

MESSE ESSEN, Essen, Germany 

www.e-world-essen.com 

54. Kraftwerkstechnisches 

Kolloquium 

18. & 19. Oktober 2022 

Dresden, Deutschland 

Short Link: https://t1p.de/3ro8e 

Enlit 2022 

29 November to 1 December 2022 

Frankfurt a.M., Germany 

www.enlit-europe.com 


Preview | Imprint 

Preview 4 l 2022 

Focus: Digitsation | Big Data | 

Fuel technology and furnaces 

Fokus: Digitalisierung | Big Data | 

Brennstofftechnik 

und Feuerungen 

Visibility and Cybersecurity in Energy 

Companies From Control Room 

to the Substation“ 

Sichtbarkeit und Cybersicherheit in 

Energieunternehmen vom Kontrollraum 

bis zum Umspannwerk 

Klaus Mochalski 

A practical approach to asphyxiation 

assessments in the nuclear industry 

Ein praktischer Ansatz für Asphyxiation in 

der Nuklearindustrie 

Howard Chapman, Stephen Lawton 

and Alison Graham 

The Ukraine war will not derail Europe’s 

energy transition 

Der Ukraine-Krieg wird die Energiewende in 

Europa nicht zum Scheitern bringen 

Sverre Alvik 

Modelling of an air-cooled condenser in 

the Dymola simulation environment 

Modellierung eines luftgekühlten Kondensators 

in der Simulationsumgebung Dymola 

Jonas Hoppe et al. 

Electrical infrastructure 

to be published in the article 

“Visibility and Cybersecurity in Energy 

Companies From Control Room 

to the Substation“ 

by Klaus Mochalski 

Imprint 

Publisher 


Chair: 

Dr. Georg Stamatelopoulos 

Executive Managing Director: 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Address 



45257 Essen 

Germany 

Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard) 

The journal and all papers and photos 

contained in it are protected by copyright. 

Any use made thereof outside the Copyright 

Act without the consent of the publishers is 

prohibited. This applies to reproductions, 

translations, microfilming and the input 

and incorporation into electronic systems. 

The individual author is held responsible for 

the contents of the respective paper. Please 

address letters and manuscripts only to the 

Editorial Staff and not to individual persons of 

the association´s staff. We do not assume any 

responsibility for unrequested contributions. 

Diese Fachzeitschrift und alle in ihr enthaltenen 

Beiträge und Fotos sind urheberrechtlich 

geschützt. Jede Verwertung außerhalb 

der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist 

ohne Zustimmung der Herausgeber unzulässig. 

Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, 

Übersetzungen, Mikroverfilmungen 

und die Einspeisung und Verarbeitung in 

elektronischen Systemen. Für den Inhalt 

des jeweiligen Beitrages ist der einzelne 

Autor verantwortlich. Bitte richten Sie 

Briefe und Manuskripte nur an die Redaktion 

und nicht an einzelne Personen. 

Für unaufgefordert eingesandte Beiträge 

übernehmen wir keine Verantwortung. 

Editorial Office 

Editor in Chief: 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Tel.: +49 201 8128-300 

Fax: +49 201 8128-302 

E-mail: pt-presse@vgbe.energy 

Web: www.vgbe.energy 

Editorial Staff 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle 

Scientific Editorial Advisory Board 

Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka, 

Praha, Czech Republic 

Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden, Germany 

Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens, Greece 

Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg, Germany 

Prof. Dr. Harald Weber, Rostock, Germany 

Editing and Translation 

VGB PowerTech 

Distribution 

vgbe energy service GmbH 

Gregor Scharpey 


45257 Essen 

Germany 

Subscriptions: 

Tel.: +49 201 8128-271 

Fax: +49 201 8128-302 

Advertisements 

Martin Huhn 

Tel.: +49 201 8128-212 

Fax: +49 201 8128-302 

E-mail: ads@vgbe.energy 

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No. 53 of 1 January 2022 

Advertising Representation 

for USA and North America 

Trade Media International Corp. 

421 Seventh Avenue, Suite 607, 

New York, N.Y. 10001–2002 

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Tel.: +1 212 564-3380, 

Fax: +1 212 594-3841 

E-mail: rdtmicor@cs.com 

Publishing Intervals 

Monthly (11 copies/year) 

2022 – Volume 102 

Subscription Conditions 

Annual subscription price for 

11 copies (2022): 330.63 € 

Price per copy: 39.50 € 

Germany: VAT (USt.) and postage 

are included. 

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year if no written cancellation is made 

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free of charge regularly; 

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Contact: sales-media@vgbe.energy 

Printing and Processing 

inpuncto:asmuthdruck + medien gmbh 

Richard-Byrd-Straße 39 

Medienzentrum Ossendorf 

50829 Köln, Germany 

Information for authors and abstracts 

are available for download at 

www.vgbe.energy | Publications 



EDITORIAL SCHEDULE 2022 

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and vgbe events: 

be informed www.vgbe.energy * 

Issue Focal points Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline 

January/ Trends and Innovation in Power Generation – VGB Congress 2021 | Energy system of the future | 3 Febuary 2022 

Februar Hydrogen and further options for energy carriers 

March Chemistry in power generation and storage | Cogeneration | Industrial and cogeneration plants 2 March 2022 

Thermal Waste Utilisation and Fluidised Bed Combustion, 23 and 24 March 2022, Hamburg/Germany 

April Hydropower | Digitisation | Control room technology | Big data in power generation | Fuel technology and furnaces 4 April 2022 

Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf 

May Environmental technologies | Decommissioning and dismantling in conventional power generation and for renewables | 2 May 2022 

Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal 

KELI – Conference for Electrical Engineering, I&C and IT 2022, 10 to 12 June 2022, Bremen/Germany 

June Gas turbines and gas turbine operation | Combined cycle power plants (CCPP) | 30 May 2022 

Sector coupling and power generation | Redispatch 

Steam Turbines 2022, 14 and 15 June 2022, Cologne/Germany 

July Thermal waste and sewage sludge treatment, fluidised-bed combustion | Gas and diesel engines | 24 June 2022 

Cyber-security in the energy sector | Knowledge management, documentation, databases 

August Power-2-X | Flexibility in power and heat generation | Emission control and reduction technologies | 28 July 2022 

Occupational safety and health protection | Environmental technology, emissions reduction | Conservation of know-how 

September Special issue vgbe Congress 2022, 14 and 15 September 2022, Antwerp/Belgium 19 August 2022 

Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants, 

photovoltaics, biomass, geothermal generation 

October Electrical engineering, instrumentation and control | Quality assurance | 30 September 2022 

Materials: Latest developments and experience in power plant engineering 

vgbe Conference Chemistry 2022, 25 to 27 October 2022, Dresden 

November Steam turbines and steam turbine operation | Steam generators | Civil engineering for conventional power plants, 27 October 2022 

wind and hydro power plants 

Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna 

December vgbe Congress 2022, Antwerp/Belgium: Reports, impressions | Research in power generation & storage | Power plant by-products 28 November 2022 

Editorial deadline technical papers: 2 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgbe.energy ... Publications) 

Deadline for submission of technical papers: 1 month prior to publication 

Editorial deadline news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgbe.energy ... Publications) 

* vgbe energy has been the new brand identity of VGB PowerTech since September 2021. 

Contact: 

VGB PowerTech Service GmbH, 

Deilbachtal 173, 45257 Essen, Germany | 

Editor in Chief: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editorial p +49 201 8128-300 

department: f +49 201 8128-302 

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Advertisements Martin Huhn, 

and sales: Sabine Kuhlmann, 


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REDAKTIONSPLAN 2022 

Aktualisierungen und Veranstaltungstermine 

finden Sie hier: 

be informed www.vgbe.energy * 

Ausgabe Themenschwerpunkte In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss 

Januar/ Trends und Innovationen in der Stromerzeugung – VGB-Kongress 2021 | Energiesystem der Zukunft | 3. Februar 2022 

Februar Wasserstoff und alternative Energieträger 

März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Kraft-Wärme-Kopplung | Industriekraftwerke | Blockheizkraftwerke 2. März 2022 

Thermische Abfallverwertung und Wirbelschichtfeuerungen, 23. und 24. März 2022, Hamburg 

April Wasserkraft | Digitalisierung | Warten- und Leitstandtechnik | Big Data in der Stromerzeugung | 4. April 2022 

Brennstofftechnik und Feuerungen 

Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf 

Mai Umwelttechnik | Stilllegung und Rückbau konventioneller Anlagen und im Bereich Erneuerbarer Energien | 2. Mai 2022 

Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung 

KELI – Konferenz für Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2022, 10. bis 12. Juni 2022, Bremen 

Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Redispatch 30. Mai 2022 

Dampfturbinen 2022, 14. und 15. Juni 2022, Köln 

Juli Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung und Wirbelschichtfeuerungen | Gas- und Dieselmotoren | 24. Juni 2022 

Cyber-Security in der Energiewirtschaft | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken 

August Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | Emissionsminderungstechnologien | Arbeitssicherheit und 28. Juli 2022 

Gesundheitsschutz | Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung 

September Spezialausgabe vgbe-Kongress 2022, 14. und 15. September 2022, Antwerpen/Belgien 19. August 2022 

Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, 

Photovoltaik, Biomasse und Biogas, Geothermie 

Oktober Elektro-, Leit- und Informationstechnik | Qualitätssicherung | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 30. September 2022 

vgbe-Chemiekonferenz 2022, 25. bis 27. Oktober 2022, Dresden 

November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen und Wasserkraftwerke 27. Oktober 2022 

Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna 

Dezember vgbe-Kongress 2022, Antwerpen/Belgien: Berichte, Impressionen | Forschung für Stromerzeugung & Energiespeicherung | 28. November 2022 

Nebenprodukte in der Strom- und Wärmeerzeugung 

Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Autorenhinweise“, www.vgbe.energy ... Publikationen ... vgbe energy journal) 

Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe 

Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgbe.energy ... Publikationen) 

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt des VGB PowerTech. 

Kontakt: 

VGB PowerTech Service GmbH, 

Deilbachtal 173, 45257 Essen | 

Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Redaktion: t +49 201 8128-300 

f +49 201 8128-302 

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Anzeigen 

und Vertrieb: 

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Sabine Kuhlmann, 


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Water Steam Cycle

vgbe energy journal 3 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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