vgbe energy journal 4 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 

4 · 2022 

FOCUS 

Digitisation 

Big data 

in power generation 

Save the Date 

vgbe Congress 2022 

Europe’s energy transition 

will not derail 

Visibility and cyber security 

in energy 

companies from control 

room to the substation 

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022 

RADISSON BLU HOTEL 

Concept for improving the 

efficiency of gas turbines 

Asset management starts 

with a common data environment 

Maintenance concept 

for large generators – 

a “3-pillar model” 

www.vgbe.energy 

Ms Angela Langen 

t +49 201 8128-310 

e angela.langen@vgbe.energy 

ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V. 

be informed www.vgbe.energy 

vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 5 17.02.2022 11:40:31

Die STEAG GmbH sucht für die Ruhrgebiets-Kraftwerke (Bergkamen, Herne und Walsum) schnellstmöglich einen qualifizierten 

Ingenieur Maschinentechnik (m/w/d) 

Aufgaben: 

Sie sind innerhalb des Fachbereiches Maschinentechnik zuständig für die Sicherstellung des bestimmungsgemäßen Betriebes der Anlagen. 

Dies beinhaltet die Planung und Durchführung von Wartungs-, Instandhaltungs- und Revisionsarbeiten sowie die Überwachung 

und Ausführung von wiederkehrenden Prüfungen. Ihnen obliegt weiterhin die Kosten- (ETAT-) Verantwortung für den Fachbereich und 

die Freigabe von Aufträgen zur Instandhaltung und Wartung der Anlagen. 

Zu Ihren Aufgaben gehören außerdem: 

• Planung, Steuerung und Überwachung von technischen Maßnahmen 

• Sicherstellung und Einhaltung der Auflagen und gesetzlichen Bestimmungen 

• Mitarbeit an Optimierungsprojekten 

• Projektplanung und Überwachung z.B. Revision von Anlagenteilen 

• Materialbeschaffung in Abstimmung mit der Materialwirtschaft 

Voraussetzungen: 

Sie verfügen über ein erfolgreich abgeschlossenes Studium der Fachrichtung Maschinenbau mit Abschluss Diplom, Bachelor oder 

Master oder besitzen eine vergleichbare Qualifikation mit mehrjähriger Berufserfahrung. Sie verfügen über gute Kenntnisse in der 

Maschinentechnik und maschinentechnischer Komponenten im Bereich Dampfturbine, Generator, Kondensator, Speisenpumpe, Armaturen, 

Krananlagen, etc. Sie sind grundsätzlich bereit, die Leitung für den Fachbereich einschließlich der disziplinarischen und fachlichen 

Führung aller dem Fachbereich zugeordneten Mitarbeiter perspektivisch zu übernehmen. 

Wir schätzen Ihre ausgeprägte Teamfähigkeit, Einsatzbereitschaft sowie Kommunikationsstärke und Ihre Freude am kollegialen Umgang 

miteinander. 

Darüber hinaus freuen wir uns über Ihre folgenden Eigenschaften: 

• Bereitschaft zur Übernahme weiterer Aufgaben innerhalb der Kraftwerksorganisation 

• Teilnahme am Bereitschaftsdienst 

• Keine Einschränkung der Fahr- und Steuertätigkeit 

• Sicherer Umgang mit MS-Office Anwendungen, SI und SAP (Bestellanforderungen) 

• Gute Englisch Kenntnisse in Wort und Schrift 

• Führerschein Klasse B 

Was wir bieten: 

„Wir sorgen für sichere Energie. Jetzt und in Zukunft.“ Das ist unser Anspruch, den wir jeden Tag aufs Neue für unsere Kunden in vielen 

Ländern der Welt erfüllen. Dieses Engagement prägt Ihr zukünftiges Arbeitsumfeld. Wir sind zukunftsorientiert, international, vielfältig 

und gemeinsam erfolgreich. Ihre persönliche und berufliche Weiterentwicklung ist uns wichtig, genauso wie eine ausgewogene Work- 

Life-Balance. Schauen Sie auf unsere Website und erfahren Sie, wie wir Sie fördern, was wir bieten und lernen Sie einige Kollegen und 

Kolleginnen des STEAG-Teams kennen. 

Über uns: 

Seit über acht Jahrzehnten steht STEAG national und international für effiziente und sichere Energieerzeugung. Als erfahrener Partner 

unterstützen wir seit jeher unsere Kunden umfassend in allen Phasen der Energieversorgung und wir bieten ihnen maßgeschneiderte 

Lösungen im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung. 

Wir sind auf dem Weg zum smarten Energiedienstleister. Schritt für Schritt erschließen wir neue Geschäftsfelder und Märkte außerhalb 

unseres bisherigen Kerngeschäfts: Für diese Entwicklung brauchen wir Sie! 

Die neue STEAG nutzt und bündelt die Expertise und Erfahrung ihrer zahlreichen Ingenieure in den verschiedenen Konzernunternehmen 

zum Nutzen unserer Kunden und Partner. Wir verstehen uns als Ermöglicher der Energiewende. So entwickeln wir zukunftsträchtige, 

digitale Geschäftsmodelle und begleiten Großunternehmen aus energieintensiven Industriebranchen auf dem Weg der Dekarbonisierung 

ihrer Produktionsprozesse. Dabei gründet unsere Expertise in Sachen Dekarbonisierung auch auf den Erfolgen bei der stetigen 

Reduzierung unserer eigenen CO2-Bilanz: Seit 1990 sanken die Treibhausgasemissionen von STEAG in Deutschland um rund 85 

Prozent. 

Unsere hoch motivierten Teams meistern die Herausforderungen der Zukunft. Werden Sie ein Teil des STEAG Teams und gestalten Sie 

die Energiewende. Lokal. Regional. International. 

STEAG GmbH 

Christine Comtesse 

Telefon 0681 9494 2844 

www.steag.com

Editorial 

Digitisation and standardisation 

in the energy transition 

Dear readers, 

the energy transition, the transition to a low-emission and 

sustainable, i.e. permanently environmentally compatible, 

energy system, is associated with a considerable increase 

in interfaces in an overall system that is increasingly determined 

by digitalisation. This also or especially affects the 

power supply as grid-based energy. On the one hand, this 

is due to the significant increase in generation plants in the 

sector – historical figures on the number of plants show this 

as an example for Germany: while 25 to 30 years ago around 

2,500 plants supplied electricity, by the end of 2021 there 

were just over 2 million, mainly photovoltaic installations – 

on the other hand, it is also due to further networking and 

integration at the level of data exchange and the control of 

these plants as well as other controllable elements in the energy 

system. These include, for example, new “intelligent” 

operating resources of the grid operators, electric vehicles 

and the associated charging infrastructure, various storage 

systems, smart metering for consumers, networked endcustomer 

applications such as smart homes or industrial 

processes that can be controlled and influenced. In addition 

to the “horizontal” component, the “vertical” component is 

or will be the increasing networking or coupling of the individual 

energy systems and sectors. 

With constant monitoring, control and integration as well 

as coupling of these components in the energy system of 

the future, the need for and exchange of information will 

also increase. This requires physical interfaces and thus - 

digital - communication interfaces and protocols become of 

central importance. Each individual element of this comprehensive 

and complex energy system must be able to be 

integrated into the overall system, i.e. to communicate with 

it on a digital level. This in turn requires clear definitions, 

i.e. suitable and uniform standards. 

Standards, in this case guidelines for binding, equal and 

thus reliable implementation and action, have always been 

an important subject of the work of vgbe energy*. What 

began with water chemistry in 1920 has developed into an 

internationally recognised set of rules for energy technology. 

Today, around 400 vgbe/VGB standards cover a wide 

range of technical topics relating to energy plants. Increasing 

efficiency, ensuring safety, protecting resources and the 

environment as well as improving and optimising economic 

efficiency are important drivers for the authors. Translations 

into English and French, the first into Latvian and 

Portuguese as well as extensive citations in international 

codes of practice underline the technical expertise of the 

vgbe rules and regulations – the rules and regulations are 

used internationally, also beyond the association as a joint 

contribution to environmental protection, resource conservation 

and efficiency. 

The authors’ further work on the vgbe rules and regulations 

is also oriented towards the developments of the other 

standard-setting organisations. In this context, a close professional 

exchange with the common goals is on the agenda 

or the integration of the common topics. Exemplary for 

this are cooperations with DIN/ISO. Particularly with the 

broadening of the spectrum of topics in energy supply, the 

focus is on dynamic technological (new) developments. 

Standardisation must also keep the sustainability of technology 

in mind. Energy systems have technical lifetimes of 

up to 100 years and beyond. Norms and standards must also 

ensure that they remain proven over this period. 

vgbe energy will continue to shape the future issues for its 

members and the industry with its rules and regulations. 

Christopher Weßelmann 

Dipl.-Ing. 

Editor in Chief 

vgbe energy, 

Essen, Germany 

* Since April 2022 vgbe energy e.V. is the new name of VGB PowerTech. 

vgbe energy journal 4 · 2022 | 1

Editorial 

Digitalisierung und Normung 

in der Energiewende 

Sehr geehrte Leserinnen und Leser, 

die Energiewende, der Übergang zu einem emissionsarmen 

und nachhaltigen, also dauerhaft umweltverträglichen, 

Energiesystem, ist mit einem erheblichen Anstieg 

an Schnittstellen in einem zunehmend von Digitalisierung 

bestimmten Gesamtsystem verbunden. Dies betrifft auch 

bzw. gerade die Stromversorgung als leitungsgebundene 

Energie. Einerseits liegt dies an der deutlichen Zunahme 

von Erzeugungsanlagen des Sektors – exemplarisch für 

Deutschland zeigen dies historische Zahlen zur Anzahl 

der Anlagen: Lieferten vor 25-30 Jahren noch rund 2.500 

Anlagen Strom, so waren es Ende 2021 etwas über 2 Millionen, 

wesentlich Photovoltaikanlagen –, andererseits 

auch an einer weiteren Vernetzung und der Integration 

auf Ebene des Datenaustauschs und der Steuerung dieser 

Anlagen sowie von weiteren steuerbaren Elementen 

im Energiesystem. Hierzu gehören zum Beispiel neue als 

„intelligent“ bezeichnete Betriebsmittel der Netzbetreiber, 

Elektrofahrzeuge und die zugehörige Ladeinfrastruktur, 

verschiedenste Speichersysteme, Smart Metering bei Verbrauchern, 

vernetzte Endkundenanwendungen wie Smart 

Home oder auch regel- und beeinflussbare Industrieprozesse. 

Neben der „horizontalen“ Komponente kommt bzw. 

wird noch als „vertikale“ Komponente die zunehmende 

Vernetzung oder auch Koppelung der einzelnen Energiesysteme 

und Sektoren hinzu kommen. 

Mit einer stetigen Überwachung, Steuerung und Integration 

sowie Koppelung dieser Komponenten im Energiesystem 

der Zukunft steigt auch der Informationsbedarf und 

-austausch an. Dazu sind physische Schnittstellen erforderlich 

und damit werden – digitale – Kommunikationsschnittstellen 

und -protokolle von zentraler Bedeutung. Jedes 

einzelne Element dieses umfassenden und komplexen 

Energiesystems muss sich in das Gesamtsystem einbinden 

lassen, d.h. mit diesem auf digitaler Ebene kommunizieren 

können. Dazu sind wiederum eindeutige Definitionen erforderlich, 

also geeignete und einheitliche Standards. 

Standards, hier Richtlinien für verbindliches, gleiche sund 

damit verlässliches Umsetzen und Handeln sind seit jeher 

ein wichtiger Gegenstand der Arbeit des vgbe energy*. Was 

mit der Wasserchemie im Jahr 1920 begann hat sich zu einem 

international anerkannten Regelwerk der Energietechnik 

entwickelt. Heute decken rund 400 vgbe/VGB-Stan- 

dards ein breites Spektrum von technischen Themen rund 

um Energieanlagen ab. Effizienz zu steigern, Sicherheit zu 

gewährleisten, Ressourcen- und Umwelt zu schützen sowie 

Wirtschaftlichkeit zu verbessern und zu optimieren sind 

dabei wichtige Treiber für die Autoren. Übersetzungen in 

die englische und französische Sprache, erste ins Lettische 

und Portugiesische sowie umfassende Zitierungen in internationalen 

Regelwerken unterstreichen die fachliche 

Expertise des vgbe-Regelwerks – das Regelwerk wird international 

angewendet, auch über den Verband hinaus als 

gemeinsamer Beitrag zu Umweltschutz, Ressourcenschonung 

und Effizienz. 

Die weitere Arbeit der Autoren am vgbe-Regelwerk orientiert 

sich dabei auch an den Entwicklungen der weiteren 

Standards setzenden Organisationen. Dabei steht ein enger 

fachlicher Austausch mit den gemeinsamen Zielen auf 

der Agenda bzw. die Einbindung der gemeinsamen Themen. 

Beispielhaft dafür sind Kooperationen mit DIN/ISO. 

Gerade bei der Verbreiterung des Spektrums von Themen 

in der Energieversorgung stehen die dynamischen technologischen 

(Neu)Entwicklungen im Fokus. 

Standardisierung oder Normung muss dabei auch die Nachhaltigkeit 

der Technik im Blick halten. Energieanlagen haben 

technische Lebensdauern von bis zu 100 Jahren und 

darüber hinaus. Normen und Standards müssen auch gewährleisten, 

dass sie über diesen Zeitraum bewährt bleiben. 

vgbe energy wird dabei mit seinem Regelwerk weiter mit 

Energie für seine Mitglieder und die Branche die Zukunftsthemen 

mit gestalten. 

Christopher Weßelmann 

Dipl.-Ing. 

Chefredakteur 

vgbe energy, 

Essen, Deutschland 

* vgbe energy e.V. ist seit April 2022 neuer Verbandsname des VGB PowerTech. 

2 | vgbe energy journal 4 · 2022

Die STEAG GmbH sucht für die Ruhrgebiets-Kraftwerke (Bergkamen, Herne und Walsum) innerhalb der 

Produktion schnellstmöglich qualifizierte 

Kraftwerker (Produktion) (m/w/d) 

Aufgaben: 

Ihr Aufgabengebiet umfasst die Überwachung, Bedienung und Kontrolle des Kraftwerks am Leitstand. 

Sie erkennen, vermeiden und beseitigen Unregelmäßigkeiten und Störereignissen. Des Weiteren führen Sie Rundgänge 

auf der Anlage des Kraftwerkes durch und setzen selbstständig verfahrenstechnische Freischaltungen in 

den verschiedenen Anlagenteilen um. Zu Ihren Tätigkeiten gehört weiterhin die Teilnahme in der betrieblichen 

Feuerwehr. 

Voraussetzungen: 

Sie verfügen über eine erfolgreich abgeschlossene technische Ausbildung der Fachrichtung Metall oder Elektro 

oder besitzen eine vergleichbare Qualifikationund haben die Weiterbildung zum Kraftwerker erfolgreich abgeschlossen. 

Berufserfahrung an den Hauptbetriebspunkt eines Kohlekraftwerkes ergänzen Ihr Profil. Wir schätzen 

Ihre ausgeprägte Teamfähigkeit, Einsatzbereitschaft, Flexibilität sowie Kommunikationsstärke und Ihre Freude am 

kollegialen Umgang miteinander. 

Darüber hinaus freuen wir uns über Ihre folgenden Eigenschaften: 

• Gute Arbeitsorganisation sowie ein hohes Maß an Sicherheits- und Verantwortungsbewusstsein 

• Bereitschaft zum vollkontinuierlichen Wechselschichtdienst 

Was wir bieten: 

„Wir sorgen für sichere Energie. Jetzt und in Zukunft.“ Das ist unser Anspruch, den wir jeden Tag aufs Neue für 

unsere Kunden in vielen Ländern der Welt erfüllen. Dieses Engagement prägt Ihr zukünftiges Arbeitsumfeld. Wir 

sind zukunftsorientiert, international, vielfältig und gemeinsam erfolgreich. Ihre persönliche und berufliche Weiterentwicklung 

ist uns wichtig, genauso wie eine ausgewogene Work-Life-Balance. Schauen Sie auf unsere Website 

und erfahren Sie, wie wir Sie fördern, was wir bieten und lernen Sie einige Kollegen und Kolleginnen des STEAG- 

Teams kennen. 

Über uns: 

Seit über acht Jahrzehnten steht STEAG national und international für effiziente und sichere Energieerzeugung. Als 

erfahrener Partner unterstützen wir seit jeher unsere Kunden umfassend in allen Phasen der Energieversorgung 

und wir bieten ihnen maßgeschneiderte Lösungen im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung. 

Wir sind auf dem Weg zum smarten Energiedienstleister. Schritt für Schritt erschließen wir neue Geschäftsfelder 

und Märkte außerhalb unseres bisherigen Kerngeschäfts: Für diese Entwicklung brauchen wir Sie! 

Die neue STEAG nutzt und bündelt die Expertise und Erfahrung ihrer zahlreichen Ingenieure in den verschiedenen 

Konzernunternehmen zum Nutzen unserer Kunden und Partner. Wir verstehen uns als Ermöglicher der Energiewende. 

So entwickeln wir zukunftsträchtige, digitale Geschäftsmodelle und begleiten Großunternehmen aus 

energieintensiven Industriebranchen auf dem Weg der Dekarbonisierung ihrer Produktionsprozesse. Dabei gründet 

unsere Expertise in Sachen Dekarbonisierung auch auf den Erfolgen bei der stetigen Reduzierung unserer eigenen 

CO2-Bilanz: Seit 1990 sanken die Treibhausgasemissionen von STEAG in Deutschland um rund 85 Prozent. 

Unsere hochmotivierten Teams meistern die Herausforderungen der Zukunft. Werden Sie ein Teil des STEAG 

Teams und gestalten Sie die Energiewende. Lokal. Regional. International. 

STEAG GmbH 

Christine Comtesse 

Telefon 0681 9494 2844 

www.steag.com

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 4 · 2022 

Digitalisation and standardisation in the energy transition 

Digitalisierung und Normung in der Energiewende 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

Events in brief 34 

Ukraine war will not derail Europe’s energy transition 

Der Ukraine-Krieg wird Europas Energiewende nicht gefährden 

Sverre Alvik 35 

Visibility and cybersecurity in energy companies 

from control room to the substation 

Sichtbarkeit und Cybersicherheit in Energieunternehmen 

von der Leitwarte bis zum Umspannwerk 

Klaus Mochalski 40 

A new concept for improving the efficiency of gas turbines 

for power plant operation and aircraft engines 

Ein neues Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von 

Gasturbinen für Kraftwerksbetrieb und Flugzeugtriebwerke 

Rupert Sunkler 50 

Manufacturer-independent maintenance concept for large 

generators – a „3-pillar model“ 

Herstellerunabhängiges Instandhaltungskonzept für 

Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“ 

Sascha Urban 55 

A practical approach to asphyxiation assessments 

in the nuclear industry 

Ein praktischer Ansatz für die Beurteilung 

von Gefährdungen durch Erstickung 

Howard Chapman, Stephen Lawton and Alison Graham 61 

Effective asset management starts with 

a common data environment 

Erfolgreiches Asset Management beginnt mit 

einer guten Kollaborationsplattform 

Ann-Kathrin Sommer 66 

Why projects fail and what decision makers 

should know about it 

Warum Projekte scheitern und was Führungskräfte 

darüber wissen sollten 

Klaus Winkelmann 69 

WEC – World Energy Issues Monitor 

WEC – Monitor zur weltweiten Fragen der Energieversorgung 

World Energy Council 77 

Playing my part: How to save money, reduce reliance on 

Russian energy, support Ukraine and help the planet 

Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld spart, die Abhängigkeit 

von russischer Energie verringert, die Ukraine unterstützt und 

dem Planeten hilft 

International Energy Agency & European Commission 81 


Ms Angela Langen 

Content 

Save the Date 

vgbe Congress 2022 

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022 

RADISSON BLU HOTEL 


t +49 201 8128-310 


vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 5 17.02.2022 11:40:31 

Operating results 84 

vgbe news 89 

| VGB PowerTech e.V. becomes vgbe energy e.V. 

VGB PowerTech e.V. wird vgbe energy e.V. 

| Energie-Campus Deilbachtal war Gastgeber 

des ersten „Branchentag Wasserstoff“ 

| vgbe Safety & Health Award 2022 – 

Call for nominations opened 

Personalien92 

Inserentenverzeichnis94 

Events95 

Imprint96 

vgbe Congress/vgbe-Kongress 2022 

Save the date! 

14 and 15 September 2022 

Radisson Blu Hotel 

Antwerp, Belgium 

For more information please visit our new website 

or contact us: 


Contacts 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e vgbe-congress@vgbe.energy 

Angela Langen 

t +49 201 8128-310 


Preview vgbe energy journal 5 | 2022 96 


Abstracts | Kurzfassungen 

Ukraine war will not derail Europe’s 

energy transition 

Sverre Alvik 

A recent analysis by DNV shows that the war in 

Ukraine will not derail Europe’s energy transition. 

By not using Russian natural gas, the 

Europe-wide energy transition will accelerate – 

with fewer fossil fuels in the energy mix and lower 

greenhouse gas emissions. The carbon share in 

the energy mix will decrease faster across Europe 

and the trend towards renewables will ensure 

that gas consumption alone will be 9 % lower 

in 2024. Greenhouse gas emissions in Europe 

between 2022 and 2030 will decrease by 610 Mt 

(or 2.3 %). Europe will produce 12 % more gas 

by 2030 and Russia will export less gas as Asian 

markets cannot replace European ones. Shortage 

of raw materials will ensure high electricity costs 

in the longer term as well as price increases for 

batteries 

Visibility and cybersecurity 

in energy companies from control 


Klaus Mochalski 

The digitalization of critical infrastructure in 

general, and energy providers incl. utilities, 

energy producers, renewable energy resources 

operators, transmission system operators and 

distribution system operators in particular, has 

dramatically changed the industrial infrastructure 

commonly known as operational technology 

(OT) and industrial control system (ICS). 

Trends like Smart Grid, Advanced Metering 

Infrastructure (AMI) and the Internet of Energy 

have driven the opening of the formerly 

autarchic OT systems to remote access and networking 

as well as the integration of the OT and 

remote (I)IoT ((Industrial) Internet of Things) 

devices into enterprise IT. Today, it is not uncommon 

for IoT gateways to report sensor 

data to the cloud integrated with enterprise IT. 

Remote control and process automation have 

introduced (I)IoT devices to the industrial networks 

and increased interconnectivity. 

A new concept for improving the 

efficiency of gas turbines for power 

plant operation and aircraft engines 

Rupert Sunkler 

The aim of the concept proposed here is to increase 

the efficiency and power of existing stationary 

gas turbines considerably. It is based on 

increasing the overall pressure ratio. For this 

purpose, the air mass flow after the low-pressure 

compressor is divided into several parallel 

partial flows and fed to free-running high-pressure 

gas generators, whose exhaust gas flow is 

fed directly into the low-pressure turbine. The 

concept can be applied to both new gas turbine 

designs and retrofits. With the latter, the resulting 

additional power is released from the system 

to the outside, e.g. via an air expander. The 

concept can also be applied to aircraft engines 

and aims to significantly reduce their fuel consumption 

during cruise. 

Manufacturer-independent 

maintenance concept for large 


Sascha Urban 

The results of the dissertation, which was completed 

in 2019, on the topic of “forecasting of 

the determined lifespan of large generators as 

part of revision projects by evaluation of outcome-based 

maintenance, including any findings 

and with the look at monitoring systems” 

were presented on KELI 2020. The resulting 

“3-pillar-model” for manufacturer-independent 

maintenance of large generators represents a 

practical and tried-and-tested procedure for 

analyzing and evaluating findings on generators. 

It enables standardization and operationalization 

of maintenance measures within the 

framework of corresponding generator revisions. 

The study on which the work is based was 

carried out in order to permit practical predictions 

about the lifespan, influences and revision 

cycles. This results in measures to be taken shall 

benefit both the company in the context of customer 

acquisition, support and project design as 

well as the customer. 

A practical approach to asphyxiation 

assessments in the nuclear industry 

Howard Chapman, Stephen Lawton 

and Alison Graham 

Asphyxiation occurs when the body becomes 

deficient in oxygen. Oxygen deficiency can progress 

rapidly from mental and physical impairment 

to unconsciousness and ultimately death. 

The use, or generation of gases that can displace 

oxygen from air can result in a potential 

asphyxiation hazard. Gases are extensively used 

in the nuclear industry. However, not all potential 

gas release scenarios occur into a confined 

space setting. In these circumstances, detailed 

asphyxiation hazard assessments are required 

for nuclear installations. This paper presents a 

practical approach to the assessment of asphyxiation 

hazards in the nuclear industry to provide 

robust HMSs based on two decades of Learning 

From Experience (LFE), and Relevant Good 

Practice (RGP) from National Nuclear Laboratory 

(NNL) studies. 

Effective asset management starts 

with a common data environment 

Ann-Kathrin Sommer 

The first thing that comes to mind when we 

hear the word „digitalisation“ is technology. 

However, technology is only the vehicle for digitalisation 

and optimisation of processes. What 

challenges does the energy sector face in asset 

management and what goals can be derived 

from this? A digital collaboration platform 

(CDE) can support the fulfilment of those goals 

and the digitalisation ofprocesses. The two core 

elements of a CDE are cross-departmental and 

cross-company collaboration as well as data 

management over the entire lifecycle of an asset. 

The following article looks at both the functionality 

and the benefits of such a platform. 

Finally, the success factors for implementation 

are discussed. 

Why projects fail and what decision 

makers should know about it 

Klaus Winkelmann 

News about large-scale projects failing in Germany 

has felt to be on the rise in recent years. 

Headlines such as “Murks in Germany” or 

“What’s wrong in the land of engineers?” suggest 

that it is mainly engineers, technicians or 

experts who fail. What is striking is the criticism 

levelled in this context at the planning of the respective 

projects. While it is quite likely that the 

blame is directed at the wrong people, the criticism 

of the planning processes is probably quite 

justified. And it is indeed the case that while 

projects fail conspicuously in the construction 

phase, the most serious sins are committed at 

the beginning of a process also known as frontend 

loading. 

WEC – World Energy Issues Monitor 

World Energy Council 

The World Energy Issues Monitor provides a 

snapshot of what keeps CEOs, Ministers and 

experts awake at night in nearly 100 countries. 

The Monitor helps to define the world energy 

agenda and its evolution over time. It provides 

a high-level perception of what constitute issues 

of critical uncertainty, in contrast to those that 

require immediate action or act as developing 

signals for the future. It is an essential tool for 

understanding the complex and uncertain environment 

in which energy leaders must operate, 

and a tool through which one can challenge 

one’s own assumptions on the key drivers within 

the energy landscape. This 13th iteration of 

the World Energy Issues Monitor is based on insights 

of nearly 2,200 energy leaders in 91 countries 

to provide 51 national assessments across 

six world regions. 

Playing my part: How to save money, 

reduce reliance on Russian energy, 

support Ukraine and help the planet 

International Energy Agency 

& European Commission 

Ministers and other leading figures discuss new 

guide from IEA and European Commission to 

reduce energy bills, cut Russian fossil fuel revenues, 

help Ukraine and support climate action. 

The International Energy Agency and the European 

Commission outlined a range of simple 

steps that people can take to reduce their energy 

use and save money – and that would save 

enough oil to fill 120 super tankers and enough 

natural gas to heat almost 20 million homes if 

adopted by all EU citizens. 


Abstracts | Kurzfassungen 

Der Ukraine-Krieg wird Europas 

Energiewende nicht gefährden 

Sverre Alvik 

Eine aktuelle Analyse durch DNV zeigt, dass 

der Krieg in der Ukraine die europäische Energiewende 

nicht gefährdet. Durch den Verzicht 

auf russisches Erdgas wird sich die europaweite 

Energiewende beschleunigen – mit weniger 

fossilen Brennstoffen im Energiemix und geringeren 

Treibhausgasemissionen. Der Kohlenstoffanteil 

im Energiemix wird sich europaweit 

schneller verringern und der Trend zu erneuerbaren 

Energien sorgt dafür, dass allein der Gasverbrauch 

im Jahr 2024 um 9 % geringer sein 

wird. Die Treibhausgasemissionen in Europa im 

Zeitraum 2022 bis 2030 werden sich um 610 Mt 

(bzw. 2,3 %) verringern. Europa wird bis 2030 

12 % mehr Gas produzieren und Russland wird 

weniger Gas exportieren, da asiatischer Markt 

den europäischen nicht ersetzen kann. Rohstoffknappheit 

wird längerfristig für hohe Stromkosten 

sowie für Preisanstieg bei Batterien sorgen 

Sichtbarkeit und Cybersicherheit in 

Energieunternehmen von der 

Leitwarte bis zum Umspannwerk 


Die Digitalisierung von kritischen Infrastrukturen 

im Allgemeinen und von Energieversorgern, 

einschließlich Energieerzeugern, Betreibern 

erneuerbarer Energiequellen, Übertragungsnetzbetreibern 

und Ver teiler netzbetreibern im 

Besonderen, hat die industrielle Infrastruktur, 

die gemeinhin als Betriebstechnik (OT) und 

industrielles Kontrollsystem (ICS) bekannt ist, 

dramatisch verändert. Trends wie Smart Grid, 

Advanced Metering Infrastructure (AMI) und 

das Internet der Energie haben die Öffnung der 

ehemals autarken OT-Systeme für den Fernzugriff 

und die Vernetzung sowie die Integration 

der OT- und Remote-(I)IoT-Geräte ((Industrial) 

Internet of Things) in die Unternehmens-IT vorangetrieben. 

Heute ist es nicht unüblich, dass 

IoT-Gateways Sensordaten an die in die Unternehmens-IT 

integrierte Cloud melden. Fernsteuerung 

und Prozessautomatisierung haben (I) 

IoT-Geräte in die Industrienetze eingeführt und 

die Interkonnektivität erhöht. 

Ein neues Konzept zur Verbesserung 

des Wirkungsgrades von Gasturbinen 

für Kraftwerksbetrieb und 

Flugzeugtriebwerke 


Das hier vorgeschlagene Konzept hat zum Ziel, 

den Wirkungsgrad und die Leistung bestehender 

stationärer Gasturbinen beträchtlich zu erhöhen. 

Es basiert darauf, dass das Gesamtdruckverhältnis 

erhöht wird. Hierzu wird der Luftmassenstrom 

nach dem Niederdruckverdichter in 

mehrere parallele Teilströme aufgeteilt und freilaufenden 

Hochdruckgaserzeugern zugeführt, 

deren Abgasstrom direkt in die Niederdruckturbine 

geführt wird. Das Konzept kann sowohl für 

neue Gasturbinenkonstruktionen angewendet 

werden, als auch für Nachrüstungen. Bei letzteren 

wird die resultierende Mehrleistung aus dem 

System nach aussen abgegeben, z.B. über einen 

Luftexpander. 

Das Konzept ist auch bei Flugzeugtriebwerken 

anwendbar und hat zum Ziel, deren Treibstoffverbrauch 

im Reiseflug erheblich zu senken. 

Herstellerunabhängiges 

Instandhaltungskonzept für 

Großgeneratoren – 

ein „3-Säulen-Modell“ 

Sascha Urban 

Auf der KELI 2020 – Online wurden die Ergebnisse 

der 2019 abgeschlossenen Dissertation 

zum Thema „Prognosenerstellung im Rahmen 

von Revisionsprojekten an Großgeneratoren zur 

Bestimmung derer Lebensdauer durch Auswertung 

ereignisbasierter Wartungsmaßnahmen 

unter Berücksichtigung von Befunden und Monitoringsystemen“ 

vorgestellt. Das entstandene 

„3-Säulen-Modell“ für hersteller-unabhängige 

Instandhaltung von Großgeneratoren stellt eine 

praxistaugliche und praxis-erprobte Vorgehensweise 

zur Analyse und Bewertung von Befunden 

an Generatoren dar. Sie ermöglicht eine 

Standardisierung und Operationalisierung von 

Instandhaltungsmaßnahmen im Rahmen von 

entsprechenden Generatorrevisionen. Die der 

Arbeit zugrunde liegende Untersuchung erfolgte, 

um in der Praxis anwendbare Prognosen über 

Lebensdauer, Einflüsse und Revisionszyklen zuzulassen. 

Daraus ergeben sich zu ergreifende 

Maßnahmen, die sowohl dem Unternehmen im 

Rahmen der Kundenakquise, Betreuung und 

Projektgestaltung, als auch dem Kunden zugutekommen. 

Ein praktischer Ansatz für die 

Beurteilung von Gefährdungen 

durch Erstickung 

Howard Chapman, Stephen Lawton 

und Alison Graham 

Erstickung tritt ein, wenn ein Lebewesen einen 

Sauerstoffmangel erleidet. Sauerstoffmangel 

kann schnell zu körperlicher Beeinträchtigung, 

Bewusstlosigkeit und schließlich zum Tod führen. 

Die Verwendung oder Erzeugung von Gasen, 

die den Sauerstoff aus der Luft verdrängen 

können, kann zu einer potenziellen Erstickungsgefahr 

führen. In der Nuklearindustrie werden 

Gase in großem Umfang eingesetzt, um beispielsweise 

inerte Atmosphären zu schaffen, 

die die Entstehung von entflammbaren Atmosphären 

in Prozessbehältern, Rohrleitungen 

und anderen Lagerungsstrukturen verhindern, 

sowie auch für die Produkt- und Versuchsqualität. 

Risikobewertungen für beengte Räume 

sind allgemein bekannt und werden in der gesamten 

Industrie, auch in kerntechnischen Anlagen, 

häufig praktiziert.In diesem Beitrag wird 

ein praktischer Ansatz für die Bewertung von 

Erstickungsgefahren in der Nuklearindustrie 

vorgestellt, um robuste HMS bereitzustellen, 

die auf zwei Jahrzehnten Lernen aus Erfahrung 

(LFE) und einschlägiger guter Praxis (RGP) aus 

Studien des National Nuclear Laboratory (NNL) 

basieren. 

Erfolgreiches Asset Management 

beginnt mit einer guten 

Kollaborationsplattform 

Ann-Kathrin Sommer 

Ohne Strom würde die digitale Gesellschaft 

zum Stillstand kommen. Das Internet der Dinge 

(IoT), intelligente Sensoren oder Big-Data-Analysen 

– all diese modernen Konzepte, die wir für 

selbstverständlich halten, würden nicht funktionieren. 

Um eine stabile Energieversorgung 

zu gewährleisten, ist es entscheidend, dass die 

Energiewirtschaft das Stromnetz jederzeit funktionsfähig 

hält. Dieses vernetzte System versorgt 

uns von zahlreichen Standorten aus mit Energie 

aus unterschiedlichen Quellen. Ein komplexer 

Vorgang. 

Warum Projekte scheitern und 

was Führungskräfte darüber 

wissen sollten 

Klaus Winkelmann 

Nachrichten über in Deutschland fehlgeschlagene 

Großprojekte haben in den vergangenen 

Jahren gefühlt zugenommen. Mit Schlagzeilen 

wie „Murks in Germany“ oder „Was ist los im 

Land der Ingenieure?“ wird suggeriert, dass vor 

allem Ingenieure, Techniker oder Sachkundige 

versagen. Auffällig ist die in diesem Zusammenhang 

geübte Kritik an der Planung der jeweiligen 

Vorhaben. Während die Schuldzuweisung 

mit einiger Wahrscheinlichkeit an die Falschen 

adressiert ist, dürfte die Kritik an den Planungsabläufen 

durchaus berechtigt sein.Und tatsächlich 

ist es so, dass Projekte zwar augenfällig in 

der Bauphase scheitern, die gravierendsten 

Sünden jedoch am Anfang eines Prozesses begangen 

werden, der auch als Front-End Loading 

bezeichnet wird. 

WEC – Monitor zur weltweiten Fragen 

der Energieversorgung 

World Energy Council 

Der World Energy Issues Monitor liefert eine Momentaufnahme 

dessen, was CEOs, Minister und 

Experten in fast 100 Ländern bewegt. Der Monitor 

unterstützt dabei, die weltweite Energieagenda 

und ihre Entwicklung im Laufe der Zeit 

zu definieren. Er gibt einen Überblick über die 

Themen, die mit kritischer Unsicherheit behaftet 

sind, im Gegensatz zu den Themen, die sofortige 

Maßnahmen erfordern oder als Signale für die 

Zukunft dienen. Sie ist ein wesentliches Instrument 

zum Verständnis des komplexen und unsicheren 

Umfelds, in dem führende Energieunternehmen 

agieren müssen, und ein Instrument, 

mit dem man seine eigenen Annahmen über die 

wichtigsten Faktoren in der Energielandschaft 

hinterfragen kann. Die 13. Ausgabe des World 

Energy Issues Monitor basiert auf den Erkenntnissen 

von fast 2.200 Führungskräften aus 91 

Ländern, die 51 nationale Einschätzungen in 

sechs Weltregionen abgegeben haben. 

Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld 

spart, die Abhängigkeit von russischer 

Energie verringert, die Ukraine 

unterstützt und dem Planeten hilft 

International Energy Agency 

& European Commission 

In der gesamten Europäischen Union wollen 

die Menschen nach dem Einmarsch Russlands 

Maßnahmen ergreifen, um der Ukraine zu helfen. 

Viele haben auch mit höheren Energierechnungen 

zu kämpfen, weil sich die Energiekrise 

durch den Krieg verschärft hat. Weniger Energie 

zu verbrauchen ist eine konkrete Möglichkeit für 

die Europäer, ihre Rechnungen zu senken, die 

Abhängigkeit von russischen fossilen Brennstoffen 

zu verringern, Solidarität mit dem ukrainischen 

Volk zu zeigen und den Klimaschutz zu 

unterstützen. Bürger und Regierungen können 

viel bewirken, wenn sie gemeinsam und entschlossen 

handeln. Die Internationale Energieagentur 

(IEA) hat daher in Abstimmung mit der 

Europäischen Kommission eine Reihe einfacher 

Maßnahmen entwickelt, die die Bürger ergreifen 

können, um jetzt Energie zu sparen, und 

stützt sich dabei auf den kürzlich veröffentlichten 

10-Punkte-Plan der IEA zur Verringerung 

der Abhängigkeit der Europäischen Union von 

russischem Erdgas und den 10-Punkte-Plan zur 

Senkung des Ölverbrauchs. 


Members’ News 

Members´ 

News 

Axpo: Weiteres erfolgreiches 

Geschäftsjahr für die KLL 

• Die Aktionäre der Kraftwerke Linth-Limmern 

AG (KLL) haben an der Generalversammlung 

in Glarus die Jahresrechnung 

für das Geschäftsjahr 2020/21 genehmigt. 

• Anstelle von Guy Bühler wurde neu Viktor 

Lir in den Verwaltungsrat gewählt. 

(axpo) Die Kraftwerke Muttsee, Limmern, 

Hintersand und Tierfehd der KLL produzierten 

im Geschäftsjahr 2020/21 insgesamt 

1,62 Milliarden Kilowattstunden Strom. Damit 

lag die Jahresproduktion leicht unter 

jener des Vorjahres (1,75 Mia. kWh). Die 

Jahreskosten zu Lasten der Partner sanken 

im Vergleich zum Vorjahr um rund 4 Prozent 

auf 177,3 Millionen Franken. Die Generalversammlung 

beschloss, eine Dividende 

im Umfang von 1,75 Millionen Franken auszurichten. 

Ausgezeichnete Rekultivierung 

Der Verein für Ingenieurbiologie verlieh 

dem Pumpspeicherwerk Limmern den Begrünerpreis 

2021 für die erfolgreiche Rekultivierung 

der hochalpinen Baustelle. Der 

Preis wurde Ende August 2021 im Tierfehd 

übergeben. 

Im Berichtsjahr besuchten gut 2400 Interessierte 

die Anlagen des Pumpspeicherwerks 

Limmern (Vorjahr: 3200 Personen). 

Zwischen November 2020 und Juni 2021 

fanden pandemiebedingt keine Besucherführungen 

statt. 

Axpo: Erneuerte Biomasse-Anlage 

in Samstagern in Betrieb 

(axpo) Axpo hat ihre Vergärungsanlage in 

Samstagern (Gemeinde Richterswil, ZH) 

umfassend modernisiert. Das erneuerte 

Werk verarbeitet die Biomasse künftig effizienter 

und mit noch geringeren Emissionen 

zu erneuerbarer Energie und leistet damit 

einen Beitrag zur Energiewende. 

Axpo investierte rund 2,5 Millionen Franken 

in die Anlage und bekräftigt damit die 

Wichtigkeit des Standorts für die Biomasse-Bewirtschaftung 

in der Region Zimmerberg. 

Neben Erneuerungen im Bereich der 

Entschwefelungsanlage, um bessere Abgaswerte 

erzielen zu können, erhielt die Anlage 

auch einen neuen Presswassertank mit Gasspeicher, 

um flüssiges Gärgut längerfristig 

lagern zu können. Darüber hinaus nahmen 

die Spezialistinnen und Spezialisten von Axpo-Biomasse 

eine geschlossene, so genannte 

Nachrottehalle in Betrieb, um die Geruchsemissionen 

der Anlage weiter zu reduzieren. 

In der Vergärungsanlage in Samstagern 

sammelt Axpo Grüngutabfälle und weitere 

Biomasse aus der Region Zimmerberg. 

Durch die Verwertung der Biomasse speist 

die Anlage im Jahr rund 1,35 Mio. kWh grünen 

Strom ins Netz ein. Das entspricht dem 

Stromverbrauch von rund 300 durchschnittlichen 

Vierpersonenhaushalten. Bei diesem 

Prozess entsteht zudem als Nebenprodukt 

Naturdünger, der in der regionalen Landwirtschaft 

verwendet werden kann. 

Mit der Modernisierung ihrer Anlage in 

Samstagern investiert Axpo weiter in den 

Ausbau der erneuerbaren Energien in der 

Schweiz. Axpo betreibt schweizweit 15 Vergärungsanlagen 

und verwertet rund 

280.000 Tonnen Biomasse pro Jahr. 

LL 

www.axpo.com (221291257) 

BKW: Bauarbeiten Wasserkraftwerk 

Augand auf Kurs 

• Meilenstein mit Stollendurchschlag 

(bkw) Das Wasserkraftwerk Augand nimmt 

immer mehr Form an: Die Hauptbauwerke 

Zentrale und Wasserfassung sind im Rohbau 

grösstenteils fertiggestellt. Heute nun feiern 

die Mineure einen Meilenstein: Sie erreichen 

nach rund eineinhalb Jahren Vortrieb 

den Durchschlag des Zulaufstollens. Noch 

bis März 2023 dauern die Bau- und Installationsarbeiten, 

danach beginnt voraussichtlich 

die Inbetriebsetzung des Kraftwerks. 

An der Kander bei Wimmis, Aeschi b. Spiez 

und Spiez laufen seit Mai 2020 die Bauarbeiten 

für das Wasserkraftwerk Augand. Ein 

Meilenstein im Bau des Kraftwerks steht 

heute an: der Durchschlag des 1‘376 Meter 

langen Zulaufstollens. Während knapp eineinhalb 

Jahren wurde der Stollen von beiden 

Seiten herausgebrochen. Nun treffen 

sich die Mineure in der Mitte des Zulaufstollens. 

Durch diesen fliesst künftig das von der 

Kander entnommene Wasser von der Wasserfassung 

zur Zentrale. 

Rohbauten der Wasserfassung und 

Zentrale stehen 

Derweil nehmen die Hauptbauwerke immer 

mehr Form an: So sind die Betonarbeiten 

bei der Wasserfassung weit fortgeschritten, 

sowohl am Wehr als auch im Bereich 

des Geschiebeabzugs und im Zusammenhang 

mit der Fischtreppe, über die die Fische 

sicher am Kraftwerk vorbeikommen. 

Gleiches gilt für die Zentrale: Der Rohbau 

des Gebäudes mit Maschinensaal und Technikraum 

steht. Aktuell finden diverse Arbeiten 

an der Druckleitung und rund um die 

Wasserrückgabe zurück in die Kander statt. 

Verwaltungsrat in 

neuer Zusammensetzung 

Die Generalversammlung bestätigte die 

bisherigen Verwaltungsräte Kaspar Becker, 

Andrea Bettiga, Jörg Huwyler, Michael 

Schärli und Hans-Peter Zehnder im Amt und 

wählte Viktor Lir als Nachfolger des zurückgetretenen 

Guy Bühler. 

Die Kraftwerke Linth-Limmern AG mit Sitz 

in Glarus Süd ist ein Partnerwerk des Kantons 

Glarus und der Axpo Power AG. Am 

Aktienkapital sind der Kanton Glarus (15 

Prozent) und Axpo (85 Prozent) beteiligt. 

LL 

www.axpo.com (221291256) 

Barbarafeier im Dezember 2021 im Stollen des Wasserkraftwerks Augand (© BKW) 


MembersŃews 

Erneuerbarer Strom für 

rund 7.700 Haushalte 

Voraussichtlich ab März 2023 wird das 

Wasserkraftwerk schrittweise in Betrieb gesetzt 

und geht spätestens im Juli 2023 ans 

Netz. Ab dann produziert das Kraftwerk erneuerbaren 

Strom für rund 7.700 Haushalte 

in der Region. Die mittlere Jahresproduktion 

liegt bei ca. 35 Gigawattstunden, dies bei 

einer installierten Leistung von 7,4 Megawatt, 

die zwei Kaplanturbinen leisten. Die 

Gesamtkosten des Baus belaufen sich auf 

rund 60 Millionen Franken. Das Kraftwerk 

Augand gehört der BKW und der Energie 

Thun AG. Gemeinsam betreiben sie die Gesellschaft 

Kraftwerk Augand AG. 

Aufwertung der Lebensräume 

an der Kander 

Nebst dem reinen Bau des Wasserkraftwerks 

wertet die Kraftwerk Augand AG zusammen 

mit der Gemeinde Aeschi b. Spiez 

und der Schwellenkorporation Wimmis 

auch die Kander auf einem Abschnitt unterhalb 

des Kraftwerks auf. Auf einer Länge von 

rund 450 Metern soll der Kander am rechten 

Ufer möglichst viel Gewässerraum zurückgegeben 

werden. Dieser ging mit dem Bau 

der Bahnlinie Spiez-Frutigen verloren. Diese 

Massnahme ermöglicht neue Lebensräume 

für geschützte Tierarten für die Zeit, bis sich 

die Kander die ganze Breite eigendynamisch 

wieder zurückerobert hat. Als weitere Massnahmen 

wertet die Kraftwerk Augand AG 

den Hondrichweiher auf und stellt sicher, 

dass die Fische auch über die Hochwassersperre 

oberhalb des Stauwehrs weiter aufsteigen 

können. 

LL 

www.bkw.ch (221291314) 

BKW: Laufrad nach Revision 

wieder im Wasserkraftwerk 

Simmenfluh 

• Gesamtsanierung bis Ende Mai abgeschlossen 

(bkw) Die BKW führte im Auftrag der Simmentaler 

Kraftwerke AG im Wasserkraftwerk 

Simmenfluh eine Generalrevision der 

Maschine durch. Ab Ende Mai nimmt diese 

ihren Betrieb wieder auf. Gleichzeitig wurden 

auch die Leittechnik des Kraftwerks digitalisiert 

und der Beton der Wehranlage 

saniert. 

Zum ersten Mal seit zwanzig Jahren stand 

beim Wasserkraftwerk Simmenfluh letzten 

Herbst eine Maschinenrevision an. Dabei 

wurden alle Turbinenteile, Lager und Dichtungen 

überprüft und bei Bedarf erneuert. 

Hinzu kamen Revisionsarbeiten am Generator 

und an einbetonierten Teilen der Turbine. 

Zu diesem Zweck mussten die Maschine 

trockengelegt und der gesamte Maschinenstrang 

einschliesslich des Generators ausgebaut 

werden. Gestern kamen die letzen Maschinenteile 

– darunter ein neues Laufrad 

für die Turbine – nach fünf Monaten zurück 

ins Simmental. Bis Mitte April baut die BKW 

alle Komponenten wieder ein und nimmt 

nach umfangreichen Funktions- und Sicherheitsprüfungen 

die Maschine bis Ende Mai 

erneut in Betrieb. 

Fernzugriff aufs Kraftwerk 

dank digitaler Leittechnik 

Gleichzeitig zur Maschinenrevision hat die 

BKW auch die 20-jährige Leittechnik des 

Kraftwerks Simmenfluh ersetzt und digitalisiert. 

Moderne Sensoren ermöglichen eine 

einfachere Überwachung und Steuerung 

des Kraftwerks aus der Ferne. Dadurch verkürzen 

sich zum Beispiel die Reaktionszeiten 

bei Störungen. Die BKW nimmt mit der 

Erneuerung der Sensortechnik im Wasserkraftwerk 

Simmenfluh einen weiteren wichtigen 

Schritt in der Digitalisierung ihrer Infrastruktur. 

Betonsanierung an Wehranlage 

in Erlenbach 

Noch bis Ende März führte die BKW parallel 

zur Revision in der Kraftwerkszentrale in 

Wimmis auch eine umfangreiche Betonsanierung 

an der Wehranlage bei der Wasserfassung 

in Erlenbach durch. Mit der Sanierung 

gewährleistet die BKW die Tragfähigkeit 

der stark belasteten Wehrpfeiler und 

damit den sicheren Weiterbetrieb der 

60-jährigen Anlage. Insgesamt belaufen sich 

die Investitionen der Simmentaler Kraftweke 

AG für die Generalrevision der Maschine, 

die Digitalisierung der Leittechnik und die 

Betonsanierung der Wehranlage auf vier 

Millionen Franken. Die letzte Gesamtsanierung 

des Kraftwerks fand im Winter 

1999/2000 statt. 

LL 

www.bkw.ch (221291315) 

ČEZ: Space for small modular 

reactors to be created at Temelín 

(cez) ČEZ has set aside a special space at the 

Temelín Nuclear Power Plant site where the 

first small modular reactor in the Czech Republic 

could be built in the future. ČEZ has 

already informed the US companies NuScale 

and GE Hitachi to this effect this week 

and today informed representatives of the 

South Bohemian Region and representatives 

of another US company, Holtec International. 

ČEZ has signed a cooperation 

agreement with these companies and also 

with other companies developing small 

modular reactors, in which many power engineers 

have high hopes for the future. The 

allocated space does not limit the potential 

construction of two more standard nuclear 

units. 

Temelín in south Bohemia is a proven nuclear 

site, which is its major advantage. It 

offers a stable geological bedrock, an abundance 

of experienced operating personnel 

and the presence of security personnel. This 

is also why a pilot project for a small modular 

reactor in cooperation with multinational 

companies and local authorities could be 

set up here. 

„This activity does not interfere in any way 

with our plan to build two standard units at 

the Temelín site. Options for them are also 

part of the tender for the construction of a 

new nuclear unit at Dukovany, which we 

launched two weeks ago,“ explains Daniel 

Beneš, Chairman of the Board of Directors 

and CEO of ČEZ. 

„From the viewpoint of nuclear power, Temelín 

is a suitable site, and I know from my 

experience that it is necessary to focus on 

the future. Small modular reactors are the 

future of energy, and that is why I am actively 

entering these negotiations on behalf of 

the South Bohemian Region and support a 

joint approach,“ added Martin Kuba, Governor 

of the South Bohemian Region. 


MembersŃews 

CEZ Group has already signed memoranda 

of cooperation with respect to small modular 

reactors with NuScale, GE Hitachi, Rolls 

Royce, EdF, KHNP and Holtec. CEZ Group is 

also developing small modular reactors 

through its subsidiary, the Nuclear Research 

Institute of ÚJV Řež. For example, the He- 

FASTo project and the Energywell project 

are at an advanced stage of research. 

ČEZ representatives also met this week in 

Prague with the remaining US companies 

that develop small modular reactors, NuScale 

and GE Hitachi. All were participating 

in a US nuclear trade mission led by the US 

Department of Energy. 

Small modular reactors are small building 

units (modules) that are manufactured in a 

factory and then transported to a selected 

site where they are assembled. Because of 

their variable power output, they are expected 

to be able to supplement and back up renewable 

energy sources, particularly wind 

and photovoltaic power plants, in a convenient 

manner. According to the International 

Atomic Energy Agency, a power plant with a 

capacity of up to 300 MWe is considered to 

be a small modular reactor. Companies developing 

modular reactors have announced 

that they intend to launch their first projects 

by the end of the decade. 

LL 

www.cez.cz (221291320) 

ČEZ: ČEZ launches a tender for 

the construction of a new nuclear 

power plant in Dukovany 

(cez) ČEZ, or its wholly-owned subsidiary 

Elektrárna Dukovany II, launched a tender 

for the construction of a new nuclear power 

plant in Dukovany. The Ministry of Industry 

and Trade gave its approval for this step after 

the safety units assessed the documents 

from the previous phase, i.e. the incorporation 

of safety requirements into the tender 

documentation, and completed the safety 

assessment of all three bidders. These are 

Westinghouse from the USA, EdF from 

France, and the Korean company KHNP. 

According to the tender schedule, the bidders 

are to submit their initial bids by the 

end of November this year. They have 20 

months to prepare their final bids, having 

already received the preliminary tender 

documents more than six months ago. After 

that, the bids will be evaluated by ČEZ and 

the evaluation report will then be submitted 

for state approval. The contracts will be finalized 

in 2024. 

“The main objective is a safe and economical 

project completed within the stipulated 

budget and time. For the tender itself, the 

goal is of course to select the best contractor 

and to have a quality and beneficial contract. 

After its signing, the project documentation 

will be thoroughly prepared in order to minimize 

the problems surrounding some foreign 

projects. I believe that the 2036 start 

date for test operation of the new unit is 

achievable,” said Daniel Beneš, Chairman of 

the Board of Directors and Chief Executive 

Officer of ČEZ. 

Simultaneously with the tender procedure, 

the wholly-owned subsidiary Elektrárna 

Dukovany II (EDU II) is working on 

further project preparations. After the Ministry 

of the Environment issued a positive 

opinion on the Environmental Impact Assessment 

(EIA) in 2019, it also received a 

Location Permit from the State Office for 

Nuclear Safety last year and a Generating 

Facility Authorization from the Ministry of 

Industry and Trade. The planning procedure, 

which EDU II applied to the Construction 

Authority for on 1 June 2021, is currently 

under way. 

The new Dukovany unit will be built next 

to the existing power plant and will replace 

part of the current power plant’s output in 

the future, the first unit of which was commissioned 

in 1985. 

During this time, the plant has become a 

stable part of the region and a driving force 

for its further development. According to 

the results of a regular public opinion poll 

conducted by IBRS at the end of last year, 

65% of respondents were in favor of the further 

development of nuclear power in 

Czechia (compared to 62% in the previous 

year). 

The most important advantages of nuclear 

power include low operating expenses, i.e. 

stable prices in the long term, reliability of 

electricity supply, and safety of operating 

modern nuclear power plant units. The environmental 

aspects are crucial, with emission-free 

electricity making a major contribution 

to tackling global warming. Nuclear 

power generation does not emit CO 2 , so the 

operation of nuclear power plants makes a 

significant contribution to the overall reduction 

of carbon dioxide emissions – the most 

significant greenhouse gas. The European 

Commission has recently recognized this 

and has classified nuclear industry as an interim 

supported technology. The importance 

of nuclear industry in addressing climate 

change has also been repeatedly highlighted 

in reports by the International Energy 

Agency (IEA) and the Intergovernmental 

Panel on Climate Change (IPCC). 

LL 

www.cez.cz (221291324) 

EEW: Neue Turbine im AHKW 

Neunkirchen: Energie des 

Abfalls effizienter nutzen 

(eew) Auf seinem Weg die Energie des Abfalls 

noch effizienter zu nutzen, hat das zur 

EEW Energy from Waste-Gruppe (EEW) gehörende 

Abfallheizkraftwerk (AHKW) Neunkirchen 

einen weiteren Meilenstein erreicht: 

Eine neue Turbine ist angeliefert worden. Mit 

ihr sollen künftig bis zu 25 Prozent mehr 

Energie aus Abfall für die Produktion von 

Strom und Fernwärme gewonnen werden. 

Einen planmäßigen Verlauf vorausgesetzt, 

wird der neue Turbosatz ab dem vierten 

Quartal dieses Jahres ins Netz einspeisen. 

„Mit der neuen Turbine wird das AHKW 

Neunkirchen einen deutlich größeren Beitrag 

für die Energiesicherheit der Region 

leisten und mehr grüne Energie für Neunkirchen 

und das Saarland liefern“, sagt Werkleiter 

Gerhard Hans. So steige die Zahl der 

potentiell möglichen Fernwärmeanschlüsse 

von bislang 2.400 auf 3.000 Haushalte. 

Beim Strom betrage der Zuwachs 6.000 

Haushalte auf dann mehr als 27.000. „Die 

immer effizientere energetische Nutzung 

der Ressource Abfall ist auch ein Schlüssel 

zum Erfolg der Energiewende“, betont Gerhard 

Hans. Nach Erdgas sei Abfall bereits 

heute mit mehr als 16 Prozent der zweitwichtigste 

Energieträger bei der Fernwärmeerzeugung. 

Anders als das fossile Erdgas, 

sei Abfall jedoch eine heimische Ressource, 

immer verfügbar und die Technik zu seiner 

energetischen Verwertung ausgereift. Die 

Potentiale aus der thermischen Abfallverwertung 

seien aber bei weitem nicht ausgeschöpft 

– weder in Neunkirchen noch in 

Deutschland. Energie aus Abfall müsse deshalb 

verstärkt als Chance für den Erfolg einer 

Energiewende und als wichtiger Partner 

auf dem Weg zur Klimaneutralität verstanden 

werden. 

Denn mit der neuen Turbine verbessert 

sich auch die Klimabilanz, weil bei gleichem 

Ressourceneinsatz mehr Energie gewonnen 

wird. Im Vergleich zur konventionellen Kohleverstromung 

würden dadurch etwa 

10.000 Tonnen CO 2 pro Jahr eingespart, erklären 

Projektleiter Detlef Berg und Oberbauleiter 

Francesco Grillo den ökologischen 

Vorteil ihres Projektes. In den kommenden 

Monaten bis August würden jetzt die Montagearbeiten 

für die Mess-, Steuer- und Regeltechnik 

sowie die Rohrleitungen zur Anbindung 

der Turbine laufen. Für den Sommer 

seien dann die Inbetriebsetzung und der 

Probetrieb geplant. 

Das AHKW Neunkirchen 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 Verwertungsanla- 


MembersŃews 

gen 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 1250 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 

(221291327) 

Neue Turbine im AHKW Neunkirchen: Energie des Abfalls effizienter nutzen, 

EEW: Check-Up für das Kraftwerk 

Schwedt 

(eew) Am Osterwochenende wurde das 

Kraftwerk Schwedt (KSC) planmäßig für die 

Hauptrevision heruntergefahren. Die turnusmäßige 

Überprüfung der zur EEW Energy 

from Waste-Gruppe (EEW) gehörenden 

Anlage beginnt am 19. April und endet voraussichtlich 

am 21. Mai. 

Die Hauptrevision dient der Instandhaltung 

der Anlage sowie Erneuerung von 

wichtigen Anlagenkomponenten. „In der 

Revision führen wir alle die Reparaturen 

durch, die bei laufendem Betrieb nicht möglich 

sind“, erklärt Roger Schneider, Technischer 

Geschäftsführer Kraftwerk Schwedt. 

Neben regelmäßig wiederkehrenden Prüfungen, 

die gemäß Gesetzen, Verordnungen 

und Vorschriften in festgelegten Intervallen 

an Anlagenteilen durchzuführen seien, 

stünden Maßnahmen und Reparaturen zum 

Anlagenerhalt sowie eine Kesselreinigung 

auf dem umfangreichen Revisionsprogramm. 

„Unser Ziel ist es, Schäden am Kessel 

zu vermeiden und eine möglichst hohe 

Verfügbarkeit und Effizienz des Kraftwerks 

für die Versorgung LEIPA Papierfabrik mit 

Prozessdampf sicherzustellen“, so Roger 

Schneider weiter. 

Während der Revision, die im Zweischicht-System 

(Tag/Nacht) erfolgt, wird 

die Kraftwerksmannschaft durch Spezialisten 

von rund 70 Partnerfirmen unterstützt. 

In Spitzenzeiten werden pro Tag mehr als 

500 Mitarbeiter von Partnerfirmen im Einsatz 

sein. 

„Die bereits bei der zurückliegenden Revision 

erfolgreich etablierten zusätzlichen Hygiene- 

und Vorsorgemaßnahmen werden wir 

selbstverständlich auch in diesem Jahr wieder 

anwenden“, bekräftigt Anlagenchef Roger 

Schneider. Auch wenn die Inzidenzen 

rückläufig seien, wolle EEW auch im Interesse 

der Menschen in der Region wachsam 

bleiben und habe ein umfangreiches Hygiene- 

und Vorsorgekonzept erarbeitet, fasst 

Roger Schneider zusammen. Zusätzlich zu 

den bekannten Maßnahmen wie Maskentragepflicht 

an ausgewiesenen Stellen, Einhalten 

des Abstandsgebots oder vermehrte Desinfektion 

häufig frequentierter Arbeitsbereiche 

ist in diesem Jahr das Testen ein bedeutender 

Bestandteil des Hygienekonzepts. 

Alle Beschäftigten müssen sich täglich einem 

Eigentest unter Aufsicht geschulter Fachkräfte 

unterziehen. Zudem arbeiten die Gewerke 

zeitlich gestaffelt, so dass feste Teams 

in den Pausenzeiten unter sich bleiben. 

Das Kraftwerk Schwedt 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 1250 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 

(221291329) 

Deutscher Nachhaltigkeitskodex: 

EEW erneut gelistet 

EEW Energy from Waste (EEW) hat für das 

Berichtsjahr 2020 eine Erklärung zum Deutschen 

Nachhaltigkeitskodex (DNK) abgelegt 

und bekräftigt damit erneut die Position als 

klimafreundliches Unternehmen. 

In seiner zweiten DNK-Erklärung legt EEW 

seine Nachhaltigkeitsstrategie dar und zeigt 

entlang der drei strategischen Handlungsfelder 

„Beziehungen festigen“, „Herausforderungen 

annehmen“ und „Leistung zeigen“ 

auf, wie das Unternehmen zu einer nachhaltigen 

Entwicklung beiträgt. „Dass EEW in 

vielerlei Hinsicht Verantwortung übernimmt 

− sei es ökonomisch, ökologisch 

oder gesellschaftlich – belegen wir schon 

jetzt mit konkreten Maßnahmen und Kennzahlen“, 

sagt Bernard M. Kemper, Vorsitzender 

der EEW-Geschäftsführung. Mit der erneuten 

Erklärung zum DNK werde deutlich, 

dass die EEW-Gruppe Nachhaltigkeit weiter 

vorantreibt und das Thema einen Schwerpunkt 

in der Unternehmensstrategie bildet. 

Darüber hinaus hat die Erklärung besondere 

Bedeutung für alle Stakeholder: Sie können 

alle relevanten Informationen zu ökologischen, 

sozialen und Governance-Aspekten 

(ESG) frei zugänglich einholen. 

„Als Grundlage für die Erklärung dient unser 

Nachhaltigkeitsbericht“, erklärt Helena 

Wassermann, Referentin für Nachhaltigkeit. 

Genauso wie diese zweite, wird auch die zukünftige 

Erklärung zum DNK in regelmäßigen 

Abständen aktualisiert. Die DNK-Erklärung 

von EEW für das Jahr 2020 kann in der 

Datenbank des DNK eingesehen werden. 

Der DNK gilt als etablierter und international 

anwendbarer Nachhaltigkeitsstandard 

mit hoher Vergleichbarkeit, insbesondere in 

Deutschland. Insgesamt 20 Kriterien sowie 

ergänzende nichtfinanzielle Leistungsindikatoren 

sind entscheidend, um den DNK zu 


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erfüllen. Dazu gehören unter anderem Verantwortung, 

klimarelevante Emissionen, 

Inanspruchnahme natürlicher Ressourcen, 

Chancengleichheit, Arbeitnehmer- und 

Menschenrechte sowie Compliance. Er wird 

von der Gesellschaft des Rates für Nachhaltige 

Entwicklung (RNE) betreut, der als Beratungsgremium 

im Auftrag der Bundesregierung 

agiert. Mittlerweile sind über 750 

Unternehmen im Kodex gelistet. 

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 Mitarbeitende 

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/ 

(221291354) 

TotalEnergies: Start-up of 

the „3D“ Carbon Capture Pilot 

in Dunkirk 

(total) The „3D“ industrial pilot to demonstrate 

an innovative process for capturing 

CO 2 from industrial activities is now running 

at ArcelorMittal’s Dunkirk site. With 

support from the European Union’s Horizon 

2020 Research and Innovation program, the 

project aims to validate replicable technical 

solutions for carbon capture. The „3D“ project, 

driven by a consortium including TotalEnergies, 

ArcelorMittal, Axens and IFP 

Energies Nouvelles (IFPEN), is a major step 

towards decarbonizing industries that are 

highly emissive of CO 2 , such as steelmaking. 

Final stage before 

full-scale deployment 

The challenge for carbon capture researchers 

is making the processes more competitive 

and less energy intensive. This industrial 

pilot should allow the performance of the 

DMXTM carbon capture process developed 

in IFPEN’s labs over the last ten years to be 

verified. 

The project was launched in May 2019, 

and the building of the demonstrator began 

in 2020 under Axens’ supervision. Last December, 

the pilot’s main modules, including 

a 22 meter tower, were delivered and assembled 

at ArcelorMittal’s site in Dunkirk. The 

phases of building the pilot and connecting 

it to the plant have now been completed, 

and the unit is ready for start-up. 

This demonstration, which is scheduled to 

last for 12 to 18 months, is the final stage 

before the technology’s full-scale deployment. 

Demonstrating performance on smokestack 

emissions 

The carbon capture facility will process 

steelmaking gases: it will demonstrate the 

effectiveness of the carbon capture process 

by separating the CO 2 from other gases. 

During the demonstration stage, it will capture 

0.5 tons of CO 2 an hour, i.e. more than 

4,000 tons a year. 

„This carbon capture pilot is a big step towards 

decarbonizing the industry: it is being 

tested in steelmaking, but can also be applied 

to refining processes, contributing to 

TotalEnergies’ net zero ambition for 2050, 

together with society. We need to capture 

and store residual emissions: that’s why our 

R&D teams are working alongside our partners 

to develop expertise throughout the 

CO 2 capture, storage and use process. So we 

are using existing technologies at our Zeeland 

refinery in the Netherlands, we are using 

pilots to validate the performance of 

technologies that are already advanced, as is 

the case here in Dunkirk, and we are looking 

further ahead, in our research centers, to 

those that will deliver tomorrow’s breakthroughs,” 

said Marie-Noëlle Semeria, Chief 

Technology Officer at TotalEnergies. 

Twelve partners committed to the 

energy transition 

The project is a vital driver for reaching the 

targets of the Paris Agreement on Climate 

Change. It includes twelve partners from 

research and industry in six European countries: 

ArcelorMittal, IFPEN, Axens, TotalEnergies 

and its affiliate GreenFlex, ETH, DTU, 

AirProducts, John Cockerill, Gassco, Brevik 

Engineering and Seqens. The project also 

has two sponsors: Suez and Lhoist. 

Key figures: 

• Project launch: May 2019 

• Duration: 48 months 

• Estimated eligible costs: €19.2m 

• EU funding: €14.7m 

LL 

www.totalenergies.com (221291357) 

TotalEnergies Wins Maritime Lease to 

Develop a 3 GW+ Offshore Wind Farm 

on the East Coast of New York and 

New Jersey 

(total) TotalEnergies has successfully been 

named a winner of maritime lease area 

OCS-A 0538 by the BOEM (Bureau of Ocean 

Energy Management) in the New York Bight 

auction held end of last week. 

This bid for the development of an offshore 

wind farm off the U.S. East Coast was won 

for a consideration of US$ 795 million 

(100%) by both TotalEnergies and EnBW. 

Located up to 47 nautical miles (87 kilometers) 

from the coast, the lease covers a 132 

square miles (341 square kilometer) area 

that could accommodate a generation capacity 

of at least 3 GW, enough to provide 

power to about one million homes. The project 

is expected to come online by 2028. 

In addition, EnBW informed TotalEnergies 

of its strategic decision to refocus its activity 

on Europe. In this context, TotalEnergies 

and EnBW have agreed that TotalEnergies 

will acquire EnBW‘s interest in this New York 

Bight concession and will welcome within 

its own staff the EnBW North America team 

who has forged strong relationships with 

local communities in the past few years and 

will therefore continue to develop this project. 

In addition, TotalEnergies will acquire 

from EnBW the predevelopment work undertaken 

for the upcoming auction off the 

coast of Central California (Castle Wind 

project). 

“This grand entrance into offshore wind in 

the U.S. is a major step toward our goal of 

reaching 100 GW of renewable electricity 

generation capacity worldwide by 2030. 

This development adds another dimension 

to our renewable business in the U.S., currently 

representing 4 GW of solar farms under 

development. This is the largest renewable 

energy project TotalEnergies has ever 

undertaken and we now have a portfolio of 

over 10 GW of offshore wind projects, a 

technology in which we aim to be a world 

leader by leveraging our offshore expertise.“ 

said Patrick Pouyanné, chairman and CEO 

of TotalEnergies. 

The New York Bight project is part of the 

U.S. government‘s goal to deploy 30 GW of 

offshore wind in the U.S. by 2030, in response 

to the global climate challenge. Locally, 

it provides a concrete answer to the 

growing demand for clean energy in New 

York and New Jersey. Furthermore, TotalEnergies 

is committed to developing the project 

in a way that creates local jobs and economic 

benefits for the local communities. 

LL 

www.totalenergies.com (221291359) 


EDP expands in solar energy with 

acquisition of strategic company in 

Poland 

(edp) Soon Energy has more than 25 MWp of solar 

power installed for business and residential customers 

in various regions of Poland. Synergies 

between the companies will allow EDP‘s current 

presence in the Polish market to grow fivefold. 

EDP will acquire Soon Energy, a distributed solar 

energy company with a significant portfolio of 

business customers. The company has more than 

25 MWp of solar projects installed across Poland, 

of which 10 MWp were added just in 2021. 

The acquisition of Soon Energy means EDP gains 

access to a local sales force of around 400 agents 

and a team that has been specializing in supplying 

sustainable energy solutions to the corporate sector. 

Soon Energy recorded revenues of €6 million 

last year. 

This is a key step in the expansion of EDP‘s commercial 

operation in Poland, where it has been 

present since 2020. In 2021, in addition to having 

consolidated its operational structure in the country 

and set up a national sales network, the company 

supplied about 50 GWh of energy to business 

customers and contracted more than 5 MWp of 

capacity in solar self-consumption projects with 

business customers. EDP wants to grow significantly 

in Poland in the coming years and aims to 

be one of the leading companies in the distributed 

solar energy market. This acquisition shows that 

EDP intends to more than triple its growth next 

year. 

„EDP has set ambitious goals to lead the energy 

transition, contributing to global decarbonization. 

The critical path of this ambition involves the construction 

of large renewable energy farms, as well 

as strengthening the role of customers as key 

agents of this transformation. Solar energy will 

play a decisive role going forward and will help 

reduce costs for businesses and households, protecting 

them from energy market volatility. We are 

committed to major growth in the Polish market 

and believe that this acquisition is the right step 

towards realizing our ambition,“ Vera Pinto Pereira, 

EDP‘s executive director, said. 

The sale, construction and maintenance of decentralized 

solar installations is one of the growth 

areas outlined in EDP‘s business plan until 2025. 

By mid-decade, the company aims to have more 

than 2 GW installed in homes and businesses 

worldwide and has specialized in creating customized 

solutions for its customers‘ needs. 

The EDP group recorded a significant growth in 

the number of customers with solar solutions in 

2021, and currently has around 800 MWp of clean 

energy being produced on business customers‘ 

premises or family homes. 

LL 

www.edp.com (221291400) 

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Geschäftsjahr 2021: enercity 

schließt mit starkem Ergebniszuwachs 

ab und baut größten 

E-Ladepark Norddeutschlands 

• EBIT steigt um mehr als 104 Prozent auf 

211,8 Millionen Euro 

• Umsatz überschreitet erstmals Marke von 

5,0 Milliarden Euro 

• Größter Ladepark Norddeutschlands mit 

90 Ladepunkten in Hannover 

• Kohleausstieg kommt voran: Vorläufige 

Baugenehmigung für Altholz-Heizkraftwerk 

erteilt 

• CEO Zapreva: „Kohleausstieg ohne ,Brückentechnologie‘ 

Erdgas ist goldrichtig“ 

(enercity) enercity hat im Geschäftsjahr 

2021 Umsatz und Ergebnis stark gesteigert 

und seinen Wachstumskurs fortgesetzt. Das 

EBIT des Konzerns ist auf 211,8 Millionen 

Euro gestiegen, der Umsatz hat die Marke 

von fünf Milliarden Euro überschritten, was 

einem Wachstum von 29 Prozent im Vergleich 

zum Vorjahr entspricht. Das EBITDA 

des Unternehmens ist auf 331 Millionen 

Euro (Vorjahr: 272 Millionen Euro) gestiegen. 

Das Wachstum konnte enercity insbesondere 

im Dienstleistungsbereich erzielen 

und dabei die strategischen Schwerpunkte 

Erneuerbare Energien, Kundenlösungen 

und digitale Dienstleistungen weiter konsequent 

umsetzen. enercity-CEO Dr. Susanna 

Zapreva sagte: „Das vergangene Geschäftsjahr 

war trotz sich zuspitzender Lage am 

Energiemarkt geprägt von einem sehr erfreulichen 

Kundenzuwachs nicht nur im 

Commodity-, sondern auch im Dienstleistungsbereich.“ 

Abhängigkeit von fossilen Energieimporten 

reduzieren 

„Die derzeitigen geopolitischen Entwicklungen 

mit ihren Auswirkungen auf die 

Energiemärkte zeigen, dass wir uns unabhängig 

von fossilen Energieimporten machen 

müssen. Unsere Strategie, aus der Kohle 

auszusteigen und keine neuen Gaskraftwerke 

zu bauen, erweist sich einmal mehr 

als goldrichtig“, sagte Zapreva. Zudem müsse 

der Ausbau erneuerbarer Energien forciert 

werden. „Beide strategischen Schwerpunkte 

setzen wir um“, so Zapreva. Dies betreffe 

einerseits das Engagement im Windkraft- 

und PV-Sektor, andererseits erneuerbare 

Wärmequellen. Um im PV-Sektor zu 

wachsen hat sich enercity am Montageplattformanbieter 

Installion beteiligt. Das Startup 

setzt über seine digitale Plattform Montagearbeiten 

von PV-Systemen, E-Ladeboxen 

und Speichern um. Für ein Möbelhaus 

baut enercity die größte PV-Eigenverbrauchsanlage 

Hannovers. Sie besteht aus 

rund 1.500 PV-Modulen und produziert 

jährlich über eine halbe Million Kilowattstunden 

(kWh) Strom. 

Vorläufige Baugenehmigung für neues 

Altholz-Heizkraftwerk 

Auch beim Kohleausstieg geht es voran. 

Nach Erhalt der Baugenehmigung durch das 

Gewerbeaufsichtsamt startet enercity den 

Bau des neuen Altholz-Heizkraftwerks und 

zwei Biomethan-Blockheizkraftwerken 

(BHKW). Mit Abschaltung von Block 1 des 

Kohlemeilers in Hannover-Stöcken kann 

enercity die Wärmeerzeugung insbesondere 

durch die Energieträger Abfall, Altholz und 

Klärschlamm ersetzen. Einige der dafür erforderlichen 

Ersatzanlagen laufen bereits 

(Wärmeauskopplung aus Abfallverbrennungsanlage). 

Eine weitere ist im Bau (Klärschlammverwertungsanlage 

in Hannover-Lahe). 

Allein für die Ersatzanlagen für 

das Kohlekraftwerk investiert enercity mehr 

als 500 Millionen Euro. 

Klimaneutrale Fernwärme 

wird ausgebaut 

Mit klimafreundlich erzeugter Fernwärme 

profitieren enercity-Kundinnen und -Kunden 

von einer nachhaltigen, bezahlbaren, 

zukunftssicheren Wärmelösung. Im Wärmesektor 

fallen nahezu 40 Prozent aller energiebedingten 

CO 2 -Emissionen in Deutschland 

an. Daher stellt enercity die Wärmeversorgung 

von fossilen auf erneuerbare Energieträger 

um. „In den kommenden zehn 

Jahren gehen wir vom Anschluss von insgesamt 

rund 60.000 Wohnungen und Gewerbeeinheiten 

ans Fernwärmenetz aus. Allein 

hierfür investieren wir weit mehr als 200 

Millionen Euro“, so Zapreva. 

Ausblick 

Trotz widriger Umstände erwartet enercity, 

Umsatz und Ergebnis 2022 stabil zu halten. 

Beides ist von elementarer Bedeutung, um 

die hohen Zukunftsinvestitionen in die Energie- 

und Wärmewende zu stemmen. Das Ziel 

einer Verdopplung des EBITs auf 220 Millionen 

Euro im Jahr 2025 im Vergleich zu 2016 

gilt es weiterhin zu halten. „Dennoch stellt 

uns die derzeitige Lage hinsichtlich der Versorgungssicherheit 

mit Gas vor riesige Herausforderungen 

und erhöht unsere Risikopositionen 

extrem stark. Sollte es zu Lieferunterbrechungen 

kommen, was ich nicht hoffe, 

werden wir die größte Krise zu meistern haben, 

die unsere Branche in den vergangenen 

Jahrzenten erlebt hat“, sagte Zapreva. 

Die Geschäftsfelder Elektromobilität, Intelligente 

Technologien und innovative Kundenlösungen 

in den Bereichen Strom und 

Wärme wird das Unternehmen dennoch weiter 

kontinuierlich ausbauen. Zudem stehen 

weiterhin die umfassende Digitalisierung sowie 

der Ausbau der erneuerbaren Energien 

im strategischen Fokus des Unternehmens. 

LL 

www.enercity.de (221291410) 

EnBW: Bürgerbeteiligung 

Windpark Hüttersdorf 

• Anwohner können die klimafreundliche 

Stromerzeugung ihrer Gemeinde unterstützen 

(enbw) Die Bewohner rund um den Windpark 

Hüttersdorf haben Grund zur Freude. 

Die EnBW bietet den Bürger*innen der Gemeinden 

66839 Schmelz, 66701 Beckingen 

und 66809 Nalbach ein Nachrangdarlehen 

mit einem Gesamtvolumen 750.000 EUR 

mit sieben Jahren Laufzeit und drei Prozent 

Rendite an. Bürger*innen dieser Gemeinden 

können sich mit einer Anlage ab 500 

Euro beteiligen. 

Die EnBW hatte den Windpark Hüttersdorf 

mit einer Leistung von 6,6 Megawatt Anfang 

November 2021 eingeweiht. 1000 Haushalte 

kann der Windpark jährlich mit klimafreundlichem 

Strom versorgen. 

Der Schmelzer Bürgermeister Wolfram 

Lang begrüßt das Angebot der EnBW. „Der 

Gemeinderat der Gemeinde Schmelz hat 

sich mehrheitlich für die Möglichkeit einer 

Bürgerbeteiligung am Windpark Hüttersdorf 

entschieden. Bürgerinnen und Bürger 

können sich so aktiv für die Erneuerbaren 

Energien engagieren und gleichzeitig am 

wirtschaftlichen Erfolg des Windparks teilhaben“, 

erklärt der Rathauschef. 

Über die digitale Bürgerbeteiligungsplattform 

können die interessierten Anwohnerinnen 

und Anwohner die gewünschte Investitionssumme 

einfach online zeichnen. Informationen 

dazu finden sich unter https:// 

buergerbeteiligung.enbw.com/wphuettersdorf. 

LL 

www.enbw.com (221291413) 

EnBW nach erneut erfolgreichem 

Geschäftsjahr auch 

für tiefgreifende Veränderungen 

der Energieversorgung 

aufgestellt 

(enbw) Mit klaren Worten hat EnBW-Chef 

Frank Mastiaux anlässlich der diesjährigen 

Bilanzpressekonferenz zum Krieg in der Ukraine 

Stellung genommen: „Dass in Europa 

ein Krieg gegen ein souveränes Land und 

Volk geführt wird, macht uns fassungslos. 

Wir verurteilen den kriegerischen Angriff 

Russlands auf das ukrainische Volk aufs 

Schärfste und stehen voll und ganz hinter 

den Maßnahmen der Bundesregierung.“ 

Mit einem umfangreichen Paket an sofortigen 

und auch langfristigen Hilfsmaßnahmen 

unterstützen das Unternehmen und 

seine Mitarbeiter*innen die Menschen in 

und aus der Ukraine. Mastiaux: „Sofort und 

umfänglich Hilfe zu leisten steht jetzt im 


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Vordergrund. Der Krieg ist jedoch nicht nur 

eine humanitäre Katastrophe. Er wird die 

Energielandschaft in Deutschland und in 

Europa tiefgreifend und bleibend verändern. 

Mehr Versorgungssicherheit zu gewährleisten 

ohne den Klimaschutz in den 

Hintergrund zu drängen ist jetzt die Hauptaufgabe 

der gemeinsamen Anstrengungen 

von Unternehmen und Politik.“ Kurzfristig 

müsse es auch darum gehen, sich gegen potenzielle 

Energieknappheiten abzusichern 

und dabei Privathaushalte und Industrieunternehmen 

vor nicht mehr tragbaren 

Preissteigerungen zu schützen. Mit der möglichst 

schnellen Diversifizierung der Bezugsquellen 

für Kohle und Gas habe die EnBW 

bereits begonnen. 

Mit dem Blick auf die Zukunft der Energieversorgung 

stellte EnBW-Chef Mastiaux 

fest: „Die Umstellung auf eine langfristig 

CO 2 -freie Energieversorgung müssen wir in 

Deutschland jetzt noch einmal beschleunigen. 

Das gilt sowohl für alle Investitionen in 

die Erneuerbaren Energien und eine Wasserstoffwirtschaft 

als auch für die notwendige 

Infrastruktur, seien es Strom- und Gasnetze 

oder Elektromobilität. Dies und effektive 

Umsetzungsprozesse müssen Schwerpunkte 

unserer Energiepolitik, Regulierung 

und Selbstorganisation sein. Die EnBW wird 

mit ihrer integrierten Aufstellung über die 

gesamte Energie-Wertschöpfungskette und 

entsprechender Kompetenzbasis hierfür einen 

wichtigen Beitrag leisten.“ 

Erfolgreiches Wachstum in einem anspruchsvollen 

Geschäftsjahr 2021 

Für das zurückliegende Geschäftsjahr zog 

der EnBW-Chef eine positive Bilanz. Mastiaux: 

„Die EnBW hat auch unter schwierigen 

Umfeldbedingungen im vergangenen Jahr 

ihren Wachstumskurs konsequent fortgesetzt 

und das operative Konzernergebnis 

zum fünften Mal in Folge gesteigert. Dies ist 

auch ein Resultat unserer bewusst integrierten 

Aufstellung. Unsere Präsenz auf allen 

Stufen der Energieerzeugung und -verteilung 

bis hin zum Kunden ermöglicht uns einen 

umfassenden Blick auf sämtliche Aspekte 

eines immer komplexeren Energiesystems.“ 

Mit der Strategie „EnBW 2025“ als Anbieter 

von nachhaltigen Infrastrukturlösungen 

im Bereich Energie, aber auch darüber hinaus 

habe man sich frühzeitig auf die relevanten 

Megatrends ausgerichtet. Mastiaux: 

„Die Wachstumsdynamik bei Erneuerbaren 

Energien, dem weiteren Ausbau der Stromund 

Gasverteilung, der Elektromobilität 

und der Telekommunikation legt noch einmal 

zu. Für die EnBW bedeutet dies in den 

kommenden Jahren ein noch breiteres 

Spektrum an Investitionsmöglichkeiten, sowohl 

in unseren etablierten als auch neueren 

Geschäftsfeldern“. 

Deutliches Ergebnisplus in 2021 trotz 

schwieriger Umfeldbedingungen 

Im Geschäftsjahr 2021 erzielte die EnBW 

erneut ein deutliches Ergebnisplus: Das operative 

Konzernergebnis (Adjusted EBITDA) 

stieg um 6,4 Prozent auf 2,96 Milliarden 

Euro. Finanzvorstand Thomas Kusterer: 

„Das Ergebnis 2021 liegt damit am oberen 

Rand unserer Prognose. Auch im zweiten 

Jahr der COVID-Pandemie und trotz erheblicher 

Schwankungen im energiewirtschaftlichen 

Umfeld konnten wir unser Ergebnis 

deutlich steigern.“ 

Der Außenumsatz stieg aufgrund höherer 

Energie- und Rohstoffpreise um 63 Prozent 

auf rund 32,15 Milliarden Euro. Die Zahl der 

Mitarbeiter*innen erhöhte sich um 5,7 Prozent 

auf 26.064. Kusterer: „Die hohe Volatilität 

der Energiepreise an den Großhandelsmärkten 

hat auch uns vor beträchtliche Herausforderungen 

gestellt. Die integrierte 

Aufstellung der EnBW entlang der gesamten 

Energie-Wertschöpfungskette sorgt sichtbar 

für Stabilität, gerade in diesen von Unsicherheit 

geprägten Zeiten.“ Das Unternehmen 

verfügt zudem über eine solide Innenfinanzierung. 

„Dies ist verlässlicher Ausgangspunkt 

für die weitere Umsetzung unserer 

Strategie 2025, in der wir vor allem in den 

etablierten Geschäftsbereichen der Erneuerbaren 

Energien und dem Netzgeschäft 

weiter wachsen wollen,“ so Kusterer weiter. 

Der Konzernüberschuss sank gegenüber 

dem Vorjahr um rund 39 Prozent auf 363 

Millionen Euro. Dies ist wesentlich auf die 

zum Halbjahr 2021 vorgenommenen außerplanmäßigen 

Abschreibungen auf den Erzeugungspark 

zurückzuführen. Um diese 

Sondereffekte bereinigt, erzielte die EnBW 

im vergangenen Geschäftsjahr einen auf die 

Aktionäre der EnBW AG entfallenden Adjusted 

Konzernüberschuss von rund 1.203 Millionen 

Euro. Der Hauptversammlung wird 

die Ausschüttung einer Dividende in Höhe 

von 1,10 Euro je Aktie vorgeschlagen. 

Die Investitionen des EnBW-Konzerns lagen 

mit rund 2,47 Milliarden Euro um 35 

Prozent über dem Vorjahr. Hauptgründe 

waren die Ersteigerung von Flächenrechten 

zum Bau von Offshore-Windparks in Großbritannien 

sowie der Ausbau der Stromtransportnetze. 

Von den Gesamtinvestitionen 

entfielen rund 72 Prozent auf Wachstumsprojekte, 

wie etwa den Ausbau der Erneuerbaren 

Energien oder den Ausbau der 

Netze sowie der Ladeinfrastruktur für die 

Elektromobilität. 

Geschäftsjahr 2021: Unterschiedliche 

Entwicklung der einzelnen Bereiche 

Das Adjusted EBITDA des Segments Intelligente 

Infrastruktur für Kund*innen ging 

um 3,6 Prozent auf 323 Millionen Euro zurück. 

Ursachen waren insbesondere die Belastungen 

aus kurzfristigen Kundenzugängen 

in der Grundversorgung aus Insolvenzen 

und Kündigung von Verträgen einzelner 

Wettbewerber, da die zusätzlich erforderlichen 

Strom- und Gasmengen zu hohen Preisen 

kurzfristig am Markt nachgekauft werden 

mussten. 

Das Geschäftsfeld Systemkritische Infrastruktur 

(Übertragungs- und Verteilnetze 

für Strom und Gas) blieb mit 1,29 Milliarden 

Euro um 4,3 Prozent unter dem Vorjahr. 

Dies ist vor allem auf deutlich höhere Kosten 

für die Netzreserve und Regelenergie zur 

Gewährleistung der Versorgungssicherheit 

zurückzuführen. 

Das Adjusted EBITDA des Segments 

„Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“ (Erneuerbare 

Energien sowie Thermische Erzeugung 

und Handel) stieg gegenüber dem 

Vorjahreszeitraum deutlich um 20,1 Prozent 

auf 1,54 Milliarden Euro. Im Bereich Erneuerbare 

Energien ging das Ergebnis aufgrund 

deutschlandweit schlechter Windverhältnisse 

um 5 Prozent auf rund 794 Millionen 

Euro zurück. Im Bereich Thermische Erzeugung 

und Handel stieg das Adjusted EBITDA 

gegenüber dem Vorjahr um 67,6 Prozent. 

Dies resultiert aus gestiegenen Produktionsmengen 

der konventionellen Kraftwerke sowie 

der gestiegenen Volatilität an den Großhandelsmärkten. 

Prognose 2022: weitere Ergebnissteigerung 

auf erstmals über drei Milliarden Euro 

Für das laufende Geschäftsjahr erwartet 

die EnBW ein erneut steigendes Ergebnis. 

Kusterer: „Wir gehen davon aus, dass unser 

Adjusted EBITDA erstmals die Drei-Milliarden-Schwelle 

überschreiten und in einer 

Bandbreite von 3,03 bis 3,18 Milliarden 

Euro liegen wird. Allerdings ist die aktuelle 

Situation von hohen Unsicherheiten geprägt. 

Wir gehen zwar aus momentaner 

Sicht nicht von wesentlichen Prognoseabweichungen 

aus, aber eine hundertprozentige 

Sicherheit haben wir vor dem Hintergrund 

der aktuellen Ereignisse nicht.“ 

Für das Geschäftsfeld „Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“ 

wird ein Ergebnis zwischen 

1,65 und 1,75 Milliarden Euro erwartet. 

Der Geschäftsbereich „Systemkritische 

Infrastruktur“ bleibt erwartungsgemäß stabil 

und wird rund 1,23 bis 1,33 Milliarden 

Euro zum Ergebnis beitragen. Für den Geschäftsbereich 

„Intelligente Infrastruktur 

für Kund*innen“ (Vertriebe) wird mit einem 

höheren Ergebnis zwischen 350 bis 425 Millionen 

Euro gerechnet. 

LL 

www.enbw.com (221291415) 


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EnBW baut Aktivitäten im Bereich 

Flüssiggas aus und startet 

Partnerschaft mit Hanseatic 

Energy Hub in Stade 

• Hanseatic Energy Hub (HEH) soll zentraler 

Energiehafen für Flüssiggas in 

Deutschland werden und zur Diversifizierung 

der Energieversorgung beitragen 

• EnBW beabsichtigt mindestens drei Milliarden 

Kubikmeter Erdgas pro Jahr zu beziehen 

und prüft darüberhinausgehende 

Zusammenarbeit 

(enbw) Die EnBW setzt ein weiteres Zeichen 

in der konsequenten Diversifizierung ihres 

Beschaffungsportfolios. Als eines der großen 

deutschen Energieunternehmen mit 

mehr als 5,5 Millionen Kund*innen plant 

das Unternehmen, den Anteil von Flüssiggas 

(LNG) in seinem Portfolio signifikant zu erhöhen. 

Hierzu hat die EnBW nun mit Hanseatic 

Energy Hub ein entsprechendes Memorandum 

of Unterstanding (MoU) unterzeichnet. 

In einem ersten Schritt beabsichtigt 

die EnBW mindestens drei Milliarden 

Kubikmeter Erdgas pro Jahr (bcma) über 

das LNG-Terminal in Stade zu beziehen und 

führt zudem Gespräche über eine darüberhinausgehende 

Zusammenarbeit. 

Das LNG-Terminal in Stade soll ein zentraler 

Knotenpunkt für den Import von Flüssiggas 

nach Deutschland werden. Der Hanseatic 

Energy Hub wird mit einer geplanten 

Regasifizierungskapazität von 12 Milliarden 

Kubikmetern pro Jahr (bcma) ab 2026 bereitstehen. 

Mit dieser Importinfrastruktur 

kann rund 10 Prozent des deutschen Gasbedarfs 

abdeckt werden. Das Projekt wird in 

einem bestehenden Industriepark realisiert 

und ist von Beginn an als zukunftsflexibles 

Konzept entwickelt worden: So ist das Terminal 

neben LNG in einer ersten Phase auch 

für kohlenstoffarme Energieträger wie Bio- 

LNG und synthetisches Methan ausgelegt. 

Mit dem wachsenden weltweiten Angebot 

für klimaneutrale Energiequellen soll der 

Hub in einem zweiten Schritt auch für den 

Import wasserstoffbasierter Energieträger, 

wie Ammoniak, genutzt werden. 

„Wir haben in den letzten Jahren unsere 

LNG-Aktivitäten Stück für Stück ausgebaut. 

Denn Flüssiggas spielt bei der Diversifizierung 

unserer Brennstoffe für die Energieerzeugung 

eine zentrale Rolle: Es eröffnet die 

Möglichkeit neuer Bezugsquellen, um die 

deutsche Gasversorgung in der Übergangszeit 

der Energiewende zu sichern und 

schlägt die Brücke zur grünen Energieversorgung“, 

erläutert Georg Stamatelopoulos, 

Vorstand für Nachhaltige Erzeugungs-Infrastruktur 

bei der EnBW. „Wir haben uns deshalb 

ganz gezielt für Stade als Importterminal 

entschieden. Das Projekt verfügt technisch, 

genehmigungsseitig und kommerziell 

über einen hohen Reifegrad. Aus unserer 

Sicht zudem besonders relevant: Das 

Zero-Emission-Konzept sowie die kurze Anschlussdistanz 

an das deutsche Gastransportnetz.“ 

Als Zero-Emission-Terminal setzt 

das LNG-Terminal Stade während des Betriebs 

kein CO 2 frei, da die für die Regasifizierung 

des Flüssiggases benötigte Wärme 

als Prozessabwärme von dem nahegelegenen 

Industrie- und Chemiepark zur Verfügung 

steht. 

HEH plant, die Genehmigungsunterlagen 

für das LNG-Terminal und den Hafen vor 

Ostern 2022 einzureichen. Aufgrund der 

veränderten Marktsituation erhalten Interessenten 

zudem die Gelegenheit bis zum 8. 

April 2022, ihr Interesse an langfristigen 

Kapazitätsbuchungen mitzuteilen. 

„Wir sind bereit mit dem LNG-Terminal 

Stade einen signifikanten Beitrag zur Diversifizierung 

der deutschen Energieversorgung 

zu leisten“, erklärt Johann Killinger, 

geschäftsführender Gesellschafter Hanseatic 

Energy Hub. „Mit EnBW haben wir nicht 

nur einen starken Ankerkunden am Start, 

sondern gewinnen zugleich einen weiteren 

erfahrenen Partner, der sowohl die globalen 

als auch die lokalen Energiemärkte bestens 

versteht.“ 

LL 

www.hanseatic-energy-hub.de 

(221291416) 

E.ON: E.ON und Tree Energy Solutions 

kündigen strategische 

Partnerschaft zum Import von 

grünem Wasserstoff an 

(eon) E.ON und Tree Energy Solutions 

(TES) wollen gemeinsam den Aufbau der 

Wasserstoffwirtschaft der Zukunft vorantreiben. 

Aus diesem Grund haben beide Unternehmen 

eine strategische Partnerschaft 

vereinbart, um in großem Umfang grünen 

Wasserstoff nach Deutschland zu importieren. 

Im Rahmen der Kooperation werden 

die Partner mögliche gemeinsame Vorhaben 

entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette 

evaluieren, um eine sichere 

Grundlage für die langfristige Versorgung 

mit grünem Wasserstoff zu schaffen. 

Neben der nachhaltigen Elektrifizierung 

sind grüne Gase wie Wasserstoff ein unersetzlicher 

Bestandteil einer erfolgreichen 

Energiewende. Sie werden benötigt, um zukünftig 

fossile Energieträger zu ersetzen 

und die Pariser Klimaziele zu erreichen. 

E.ON ist entschlossen, die Entwicklung der 

Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und 

Europa kompetent und aktiv zu unterstützen. 

Dazu plant der Konzern die Engagements 

in den Bereichen Elektrolyseure, Netzinfrastruktur 

und Erneuerbare Energien zu 

verstärken sowie Investitionen entlang der 

gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette 

zu tätigen. Ziel ist, Wasserstoff möglichst 

kundennah zu produzieren. Um die Relevanz 

des Themas zu unterstreichen, wurde 

Ende 2021 die neue Einheit „E.ON Hydrogen“ 

gegründet. 

TES entwickelt ein grünes Energy-Hub in 

der deutschen Hafenstadt Wilhelmshaven. 

Die Anlage wird ein Anlieferungsterminal, 

Speicheranlagen und ein sauberes, emissionsfreies 

Oxyfuel-Kraftwerk umfassen. Darüber 

hinaus entwickelt TES die Produktion 

von grünem Wasserstoff in Ländern des Solargürtels 

und investiert in die Lieferkette 

sowie die entsprechende Infrastruktur. TES 

wird grünen Wasserstoff, der aus Solarstrom 

erzeugt wird, in Form von fossilfreiem 

grünem Gas (CH4) effizient nach Europa 

transportieren und plant, in die Infrastruktur 

für den Transport des CO 2 zu investieren. 

Patrick Lammers, COO bei E.ON, sagt: 

„Der Aufbau einer funktionierenden Wasserstoffwirtschaft 

muss in Deutschland und 

Europa höchste Priorität haben. Die Partnerschaft 

mit TES ist für E.ON ein wichtiger 

Schritt auf dem Weg zu einer nachhaltigen 

Energielandschaft bei gleichzeitiger Gewährleistung 

der Versorgungssicherheit. Sie 

bringt uns einen Schritt weiter in Richtung 

Netto-Null, denn ohne den Einsatz von grünen 

Gasen wie Wasserstoff wird es nicht 

möglich sein, CO 2 -Emissionen vollständig 

zu vermeiden.“ 

„Dies ist eine spannende, langfristige Partnerschaft, 

die es uns ermöglicht, wichtige 

Erfahrungen zu bündeln, um die Dekarbonisierung 

der Energiekette zu beschleunigen“, 

sagte Paul van Poecke, Gründer und Geschäftsführer 

von TES. „Unser Ziel ist es, 

den Standort Wilhelmshaven zu einer Drehscheibe 

für den internationalen Wasserstoffhandel 

auszubauen und die Infrastruktur 

entsprechend zu erweitern. Über diesen 

Knotenpunkt wird TES eine Mischung aus 

grüner und sauberer Energie liefern, um Europa 

auf dem Weg zu seinen Netto-Null-Zielsetzungen 

wirtschaftlich voranzubringen. 

Wir freuen uns darauf, mit E.ON zusammenzuarbeiten, 

um auf dem deutschen Markt 

Netto-Null-Energie zu erreichen und E.ON 

bei seiner Dekarbonisierungsstrategie zu 

unterstützen.“ 

Über TES 

Tree Energy Solutions (TES) ist ein Unternehmen 

für grünen Wasserstoff, das in großem 

Umfang langfristige, ununterbrochene 

und klimaneutrale Energie nach Bedarf liefert. 

TES hat das Ziel, die Energiewende zu 

beschleunigen, indem die bestehende globale 

Energieinfrastruktur genutzt wird, um 

Kunden grünen Wasserstoff, grünes Gas 

und grünen Strom zur Verfügung zu stellen, 

während gleichzeitig der Ausstieg aus fossilen 

Brennstoffen aus dem Energiesystem 

weltweit beschleunigt und eine zirkuläre 

Kohlenstoffwirtschaft eingeführt wird. TES 


MembersŃews 

entwickelt derzeit an Standorten in Deutschland, 

Belgien, Frankreich, den Niederlanden 

und den Vereinigten Staaten Anlagen zur 

Energieversorgung und Importterminals, 

um ein integriertes Netzwerk von bedeutender 

globaler Größenordnung aufzubauen. 

Erste Produktions- und Exportterminalstandorte 

werden im Nahen Osten und in 

Nordamerika aufgebaut. Weitere Informationen 

zum Unternehmen finden Sie unter 

www.tes-h2.com. 

LL 

www.eon.com (221291417) 

ENERVIE Gruppe erzielt gutes 

Unternehmensergebnis für das 

abgelaufene Geschäftsjahr und 

schafft solide Basis für 2022 

• 47,2 Mio. Euro Ergebnis vor Steuern 

(EBT) 

• 1.181 Mio. Euro Umsatzerlöse 

• Eigenkapitalquotensteigerung auf 27,9 

Prozent 

• Dividendenerhöhung auf 14 Mio. Euro 

• Aktuelle Herausforderungen: Energiepreisentwicklung 

und Russland-Ukraine-Krieg 

(enervie) Die ENERVIE - Südwestfalen 

Energie und Wasser AG mit Sitz in Hagen, 

hat im zurückliegenden Geschäftsjahr 2021 

ein insgesamt gutes Ergebnis erzielt. „Trotz 

der schwierigen Rahmenbedingungen mit 

der Corona-Krise, den regionalen Auswirkungen 

der Hochwasser-Katastrophe und 

den im 4. Quartal beginnenden Turbulenzen 

an den Energiemärkten haben wir eine solide 

Basis zur Bewältigung der anstehenden 

Herausforderungen geschaffen. Auch die 

guten Deckungsbeiträge in der Erzeugung 

und im Vertrieb haben dazu beigetragen, die 

positive Entwicklung der vergangenen Jahre 

weiter fortzusetzen“, fasst ENERVIE Vorstandssprecher 

Erik Höhne zusammen. 

Das Geschäftsjahr 2021 in Zahlen 

Im abgelaufenen Geschäftsjahr erzielten 

die Unternehmen der ENERVIE Gruppe bei 

einem deutlich erhöhten Umsatz von rund 

1.181 Mio. Euro (2020: 937 Mio. Euro) ein 

Ergebnis vor Steuern von 47,2 Mio. Euro 

(2020: 43,1 Mio. Euro). Aufgrund der insgesamt 

erfreulichen Unternehmensentwicklung 

konnte die Eigenkapitalquote damit 

auf 27,9 Prozent weiter gesteigert werden 

(2020: 26,7 Prozent). Insgesamt verbesserte 

sich auch der Jahresüberschuss, sodass 

der Vorstand vorschlägt, eine erhöhte Dividende 

in Höhe von 14 Mio. Euro (2020: 11 

Mio. Euro) an die Aktionäre auszuschütten. 

Die ENERVIE Gruppe lieferte für die Versorgung 

der fast 400.000 Energiekunden 

sowie Energiehandelspartner mit den Tochtergesellschaften 

Mark-E und Stadtwerke 

Lüdenscheid im Jahr 2021 rund 7,2 Milliarden 

Kilowattstunden (kWh) Strom (2020: 

8,0 Mrd. kWh), 7,9 Milliarden kWh Gas 

(2020: 6,5 Mrd. kWh), 72 Millionen kWh 

Wärme (2020: 52 Mio. kWh) und 15,7 Millionen 

Kubikmeter Trinkwasser (2020: 15,9 

Mio. Kubikmeter). 

Die Entwicklung bei den Energie- und 

Wasserabsätzen 

Der Stromabsatz im ENERVIE Konzern hat 

sich 2021 im Wesentlichen aufgrund eines 

gefallenen Handelsvolumens um rund 10 

Prozent verringert. Dagegen stieg der Gasabsatz 

witterungs- und handelsbedingt um 

rund 21 Prozent an. Die Wärmeabgabe an 

Endverbraucher stieg ebenfalls aufgrund 

der Witterung sowie durch die Akquisition 

eines Fernwärmegebietes gegenüber 2020 

deutlich an. Der Absatz bei der Trinkwasserversorgung 

blieb weitgehend stabil. 

ENERVIE Vernetzt verstärkt Investitionen 

Die Netzgesellschaft ENERVIE Vernetzt 

investierte 2021 insgesamt rund 30 Mio. 

Euro in den Ausbau der Strom-, Gas- und 

Wassernetze. ENERVIE Vernetzt wird sich 

auch weiterhin in den Ausbau der regionalen 

Netzinfrastruktur einbringen und sieht 

hierfür im Geschäftsjahr 2022 deutlich erhöhte 

Ausgaben in Höhe von rund 43 Mio. 

Euro vor. „Mit diesen soliden Netzinvestitionen 

sorgen wir nachhaltig für eine hohe 

Stabilität und Sicherheit in unserem Versorgungsgebiet. 

Wir treiben insbesondere die 

Digitalisierung in unseren Netzen, aber 

auch generell in der Region weiter voran 

und sehen uns hier als starker Partner der 

Kommunen“, hebt ENERVIE Vorstandsmitglied 

Volker Neumann hervor. ENERVIE 

Vernetzt trat 2021 der „Versorger-Allianz 

450“ bei, die sich für den Ausbau eines ausfallsicheren 

450-Megahertz-Funknetzes für 

die Digitalisierung der Energie- und Wasserwirtschaft 

sowie anderer kritischer Infrastrukturen 

engagiert. Zudem baute ENER- 

VIE Vernetzt mit dem LoRaWAN-Netz (Long 

Range Wide Area Network) ihr eigenes 

Funknetz im Versorgungsgebiet weiter aus, 

das zukünftig auch Basis für Smart City-Anwendungen 

werden wird. 

Weitere positive Einflussfaktoren 

Wesentlich im Geschäftsjahr 2021 waren 

auch eine zufriedenstellende Einsatzbilanz 

des Gas- und Dampfturbinenkraftwerks 

(GuD) in Herdecke und die hohen Deckungsbeiträge 

des Pumpspeicherwerks 

(PSW) in Finnentrop-Rönkhausen. Im Bereich 

der Trinkwassererzeugung nahm das 

ENERVIE Tochterunternehmen Mark-E im 

Herbst 2021 die neue „weitergehende Aufbereitungsstufe“ 

im Wasserwerk Hagen-Hengstey 

in Betrieb. Sie sorgt in einem 

mehrstufigen Verfahren für noch größere 

Sicherheit und Qualität bei der Trinkwassererzeugung. 

Das Investitionsvolumen lag bei 

ca. 17 Mio. Euro. 

Einen besonderen Fokus hat ENERVIE erneut 

auf Wachstumsthemen im Rahmen der 

Energiewende in der Region gelegt: So gelang 

es, zusammen mit der Stadt Hagen als 

Modellregion, das Wasserstoff-Projekt 

„HyExperts“ zu initiieren und Fördergelder 

in Höhe von 400.000 Euro zu sichern. Zudem 

hat sich ENERVIE Vernetzt zusammen 

mit Partnern im Rahmen des Projektes „Zukunft 

RuH2r“ das Ziel gesetzt, den Aufbau 

einer leistungsfähigen Wasserstoffinfrastruktur 

im südöstlichen Ruhrgebiet und 

angrenzenden Sauerland zu entwickeln. 

Weiterhin steht der Ausbau der Erneuerbaren 

Energien in der Region Südwestfalen 

weit oben auf der Agenda. Hier erwartet 

ENERVIE aufgrund der aktuellen Initiativen 

der Bundesregierung (Osterpaket) eine verbesserte 

Genehmigungssituation, um insbesondere 

bereits vorentwickelte Windenergieprojekte 

im Versorgungsgebiet jetzt einfacher 

umsetzen zu können. 

Insgesamt generierte die ENERVIE Gruppe 

im Geschäftsjahr 2021 in Südwestfalen eine 

regionale Wertschöpfung in Höhe von rund 

175 Mio. Euro - maßgeblich durch Investitionen, 

Beschäftigung, Gewinnausschüttungen, 

Konzessionsabgaben und Steuern. Im 

Sommer 2021 sicherte sich ENERVIE durch 

den erfolgreichen Abschluss der vorgezogenen 

Refinanzierung mit Kernbanken und 

örtlichen Sparkassen eine neue, langfristig 

strukturierte Konzernfinanzierung von rund 

170 Mio. Euro. Diese vorteilhafte Situation 

bietet ENERVIE die Möglichkeit, sich mittelund 

langfristig mit Kreditmitteln einzudecken, 

die der Unternehmensgruppe große 

Flexibilität im Hinblick auf die verfolgte 

Wachstumsstrategie und die zukünftigen 

Herausforderungen im aktuellen Marktumfeld 

einräumen. 

Veränderungen im Vorstand: Volker 

Neumann folgte ab 1. Mai 2021 auf 

Wolfgang Struwe 

Mit Wirkung zum 1. Mai 2021 wurde Volker 

Neumann durch die Aufsichtsräte der 

ENERVIE und der Mark-E Aktiengesellschaft 

zum Ressortvorstand Netze/Personal/Kommunales 

Netzwerkmanagement bestellt. Er 

folgte auf Wolfgang Struwe, dessen Vertrag 

zum 30. April 2021 endete, der aber bedauerlicherweise 

wenige Tage vor seinem altersbedingten 

Ausscheiden aus dem Vorstand 

verstarb. Mit Wirkung zum 1. Mai 

2021 wurde auch die Geschäftsbereichsverteilung 

zwischen den Vorständen neu geregelt. 

Erik Höhne ist Vorstandssprecher und 

verantwortet die Bereiche Erzeugung/Ver- 


MembersŃews 

trieb/Handel/Finanzen. Volker Neumann 

ist für die Bereiche Personal/Recht/Facilities/Kommunales 

Netzwerkmanagement 

sowie für ENERVIE Vernetzt und die Bäderbetriebe 

Lüdenscheid zuständig. Zudem hat 

Herr Neumann die Geschäftsführung der 

Stadtwerke Lüdenscheid GmbH übernommen. 

Die generelle Personalsituation 

Zum 31. Dezember 2021 arbeiteten für die 

ENERVIE Gruppe 1.093 Mitarbeiter in Vollund 

Teilzeit. Dazu zählen 66 Auszubildende, 

die sehr wichtig für die Zukunftssicherheit 

des Unternehmens sind. Damit hat sich 

die Zahl der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter 

im Vergleich zum Vorjahr um insgesamt 

19 Mitarbeiter erhöht. 

Die Erwartungshaltung 

für das Jahr 2022 

Durch die Verwerfungen am Energiemarkt, 

welche sich seit dem 4. Quartal abzeichneten, 

erwartet die ENERVIE Gruppe 

auch im laufenden Jahr weiterhin sehr hohe 

und volatile Energiepreise. Der Russland-Ukraine-Krieg 

wird die Situation weiter 

verschärfen und gleichzeitig große Herausforderungen 

für die Versorgungssicherheit 

in Deutschland und Europa mit sich 

bringen. 

Insgesamt sieht sich ENERVIE weiterhin 

als maßgeblicher Treiber der Energiewende 

in Südwestfalen und hofft, dass der Ausbau 

der Erneuerbaren Energien in der Region 

zügig voranschreiten kann. 

LL 

www.enervie-gruppe.de (221291421) 

ESKOM: Update on Koeberg 

Unit 2 long term outage and 

steam generator replacement 

project 

(eskom) Unit 2 of the Koeberg Nuclear Power 

Station was shut down on 18 January 

2022 for a regular refuelling and maintenance 

outage, the scope of which included 

the replacement of the 3 Steam Generators 

on the unit. On the Steam Generator Replacement 

(SGR) work, prior to the start of 

any irreversible work, Eskom and the main 

contractor Framatome performed a final review 

to ensure that the SGR work would be 

completed at the expected quality levels and 

in accordance with the outage schedule. The 

review concluded there is a high likelihood 

of the unit being returned to the grid later 

than currently planned. 

Due to the potential severe impact of returning 

this unit later than June 2022 as initially 

planned, the decision has been made 

to defer the SGR to the next outage on this 

unit, planned for August 2023. This is to 

avoid the risk of impacting electricity supply 

during the high demand winter period as 

the earlier return of Koeberg Unit 2 to service 

will assist in mitigating the risk of loadshedding. 

This deferral does not impact the safe operation 

of the Koeberg Nuclear Power Plant 

or on Eskom’s life extension plan for Koeberg, 

which requires the replacement of the 

steam generators on both units. Based on 

the condition of the original steam generators 

on Unit 2, the deferral of the SGR modification 

does not impact the safe operation 

of Koeberg Unit 2, as the original steam generators 

undergo a full series of routine inspections 

and tests to ensure that their integrity 

is maintained for the next operating 

cycle. 

The safe and reliable operation of the two 

nuclear units consistently plays a significant 

part in adding stability to the grid. 

To date the fuel has been successfully unloaded, 

and the majority of work planned in 

the early part of the outage has progressed 

as per the outage programme. 

Having undergone the regular maintenance 

refuelling outage, which is under 

way, Unit 2 of the Koeberg power station will 

therefore be returned to service during June 

2022. This is planned to help reduce the 

pressure on the rest of the generation capacity 

and to limit the impact of loadshedding 

during the winter period. 

The SGR project on Unit 1 will proceed as 

planned, starting in September 2022. 

LL 

www.eskom.co.za (221291520) 

EVN erwirbt Software-Anbieter 

cyberGRID 

• Mit dem neu hinzugekommenen Software-Produkt 

von cyberGRID kann die 

EVN-Gruppe die Kapazitäten aus erneuerbaren 

Ressourcen und Speichersystemen 

noch besser managen und nutzen 

(evn) Der Software-Anbieter cyberGRID, 

Spezialist für die Integration von erneuerbaren 

Energien und Batteriespeichern, ist nun 

eine 100-prozentige EVN-Tochter. 

Die Akquisition stärkt die Position der EVN 

als Anbieter von innovativen Energie-Dienstleistungen, 

die besonders in den letzten Jahren 

vermehrt von kundennahen Aktivitäten 

im Bereich der Energieeffizienz und des 

Klimaschutzes geprägt waren. 

„Unsere Kundinnen und Kunden nehmen 

einen immer größer werdenden Platz im 

Energiesystem ein. Der Schritt vom reinen 

Verbraucher zum Prosumer, also zum Producer 

und Consumer, gehört bereits zur 

Normalität.“, erläutert cyberGRID-Geschäftsführer 

Alexander Kofink. Die Zukunftsperspektiven 

sind nun vielfältig: „Viele 

Kundinnen und Kunden möchten schon 

heute ihre produzierte Energie bestmöglich 

am Markt verkaufen und somit zum Händler 

werden.“ 

Und auch in sogenannten virtuellen Kraftwerken 

wird viel Potential gesehen. Die Idee 

dahinter liegt darin, den Stromverbrauch 

von Haushalten in Zeiten zu verschieben, an 

denen ausreichend Strom, im Idealfall 100% 

Ökostrom, zur Verfügung steht. Im Fokus 

stehen hier die Großverbraucher eines 

Haushaltes wie zum Beispiel Warmwasserboiler, 

Wärmepumpe, Batteriespeicher oder 

E-Auto, bei denen zeitliche Verschiebungen 

zu keinem Komfortverlust führen. Und auch 

Gewerbe- und Industriekunden mit Flexibilitätspotentialen 

wird eine neue Wertschöpfungsmöglichkeit 

geboten. 

Mit dem neu hinzugekommenen Software-Produkt 

von cyberGRID kann die 

EVN-Gruppe die Kapazitäten aus erneuerbaren 

Ressourcen und Speichersystemen 

noch besser managen und nutzen. Dies 

kommt den unterschiedlichsten Kundensegmenten 

mit maßgeschneiderten neuen 

Dienstleistungen direkt zugute. 

„Mit dem Erwerb von cyberGRID setzt die 

EVN Gruppe einen weiteren Schwerpunkt 

auf die saubere und vor allem sichere Energieversorgung 

für ihre Kunden. cyberGRID 

verfügt über eine besonders innovative Expertise 

im Bereich der IT-basierten Integration 

von erneuerbaren Energien und ergänzt 

damit unser Produktportfolio optimal“, so 

Klaus Stricker, der bei EVN den Bereich der 

energiewirtschaftlichen Planung verantwortet. 

Über cyberGRID 

Das im Jahr 2010 gegründete Cleantech-Unternehmen 

cyberGRID bietet Softwarelösungen 

für die Energiesystemintegration 

und für den Anschluss von Batteriespeichern 

an. Die firmeneigen entwickelte Technologie 

ist bei kommerziellen Projekten in 

Österreich und Slowenien bereits erfolgreich 

im Einsatz. Aber auch in mehreren 

EU-geförderten Projekten dient die IT-Lösung 

derzeit etwa der Effizienzsteigerung 

beim transnationalen Management von 

Stromflüssen, aber auch bei der Erforschung 

von alternativen Energien beim Ausstieg aus 

fossilen Brennstoffen. 

LL 

www.evn.at (221291530) 


vgbe Seminar 

Wasseraufbereitung 

28. und 29. Juni 2022 

Atlantic Congress Hotel 

Essen, Deutschland 

MembersŃews 

Eine einwandfreie Qualität des Kesselspeisewassers 

setzt eine adäquate Aufbereitung des Zusatzwassers 

und ggf. der Kondensate voraus. Die adäquate Aufbereitung 

schafft die unverzichtbare Grundlage für die 

Einhaltung der in den einschlägigen Normen und 

Richtlinien geforderten wasserchemischen Grenz- und 

Richtwerte im Wasser-Dampf-Kreislauf. Den Teilnehmern 

werden in diesem Seminar die verschiedenen 

Verfahren zur Aufbereitung und (Voll-)Entsalzung von 

Zusatzwasser sowie Kondensaten im Kraftwerksbereich 

detailliert beschrieben. 

Die naturwissenschaftlich- technischen Ursachen für 

Störmöglichkeiten werden anhand von Praxisbeispielen 

erläutert. Sie sollen in die Lage versetzt werden, 

die Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, 

sie zielgerichtet zu prüfen und gegebenenfalls optimieren 

zu können. 

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten 

Seminar von den langjährigen Erfahrungen 

der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“ 

der Technischen Dienste des vgbe energy. 

INFORMATIONEN | PROGRAMM | ANMELDUNG 

https://t1p.de/7ls7c 

KONTAKT 

Konstantin Blank 

e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy 

t +49 201 8128-214 

Foto: © CSH/Shotshop.com 


vgbe service GmbH 

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | 

Germany 


MembersŃews 

Register now! 

vgbe Conference 

Maintenance of 

Wind Power Plants 

8 & 9 June 2022 

Bremerhaven, Germany 

EVN Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf 

liefert sauberen 

Ökostrom seit 120 Jahren 

• Seit dem Einbau einer neuen Francis-Zwillings-Schachtturbine 

im Jahr 

1922 werden rund 350 Haushalte in der 

Region vom Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf 

versorgt 

(evn) Mit einer Länge von 80 Kilometern 

fließt die Traisen durch mehrere Gemeindegebiete 

in Niederösterreich, unter anderem 

auch durch St. Pölten. Im Stadtteil Ratzersdorf 

ist das gleichnamige EVN Kleinwasserkraftwerk 

zu finden. Das 1902 in Betrieb 

gegangene Kraftwerk wurde bereits zweimal 

modernisiert und liefert dank neuester 

Turbine sauberen Ökostrom, und das seit 

genau 120 Jahren. 

Seit dem Einbau einer neuen Francis-Zwillings-Schachtturbine 

im Jahr 1922 werden 

rund 350 Haushalte in der Region vom 

Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf versorgt. 

Die 100 Jahre alte Turbine spielt somit eine 

wichtige Rolle für die nachhaltige Energieerzeugung. 

„An der Traisen sind 16 EVN Wasserkraftwerke 

zu finden, so viele wie an keinem anderen 

Gewässer. Die Kleinwasserkraft ist 

eine wesentliche Stütze der nachhaltigen 

Stromversorgung. Rund 4.000 Kleinwasserkraftwerke 

decken etwa 10% des österreichischen 

Strombedarfs“, erläutert EVN 

Sprecher Stefan Zach. „Vor kurzem wurde 

am Areal des Kleinwasserkraftwerks auch 

eine Photovoltaikanlage errichtet, die zusätzlich 

Ökostrom erzeugt. Somit können 

der Standort und die dortige Infrastruktur 

optimal genutzt werden“. 

Daten und Fakten 

CONTACTS 

Ulrich Langnickel 

t +49 201 8128-238 

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy 

• Erstinbetriebnahme: 1902 

• Inbetriebnahme der neuen Francis Zwillings-Schachtturbine: 

1922 

• Engpassleistung: 280 Kilowattstunden 

• Arbeitsvermögen im Regeljahr: 1.250 

Megawattstunden 

• Ausbaudurchfluss 5,50 m³ / sec 

• Fallhöhe: 8,09 Meter 

• Fließgewässer: Traisen Werkskanal 

LL 

www.evn.at (221291531) 


Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany 



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Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur 

in Mainz 

• Klimaschutz im Blick: Kraftwerke 

Mainz-Wiesbaden AG und Mainzer Stadtwerke 

AG wollen grünen Wasserstoff erzeugen, 

transportieren und weiterverarbeiten 

(km-mw) Die Mainzer Stadtwerke AG und 

die Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG möchten 

in den kommenden Jahren gemeinsam 

eine neue Netzinfrastruktur in Mainz errichten, 

um klimafreundlichen Wasserstoff zu 

erzeugen, zu transportieren und weiterzuverarbeiten. 

Der Baubeginn kann, vorbehaltlich 

einer Förderzusage des Bundesministeriums 

für Wirtschaft und Energie, in 

2022 erfolgen. Das Projekt soll bis 2027 fertiggestellt 

sein. 

Die KMW plant, einen Elektrolyseur mit 

einer elektrischen Leistung von 25 Megawatt, 

der Wasserstoff herstellt und diesen 

mit CO 2 in Methanol umwandelt. „Besonders 

innovativ ist dabei, dass wir das benötigte 

CO 2 aus dem Abgasstrom unseres Müllheizkraftwerks 

nutzen“, betont Dr. Oliver 

Malerius, Vorstandsvorsitzender der KMW 

AG. „Das CO 2 wird also nicht mehr an die 

Umwelt abgegeben, sondern klimaschonend 

weiterverwertet. Hier sprechen wir 

von rund 16.000 Tonnen pro Jahr“. 

Das geplante Wasserstoff-Netz soll vom 

Industriegebiet auf der Ingelheimer Aue bis 

zum Hauptbahnhof reichen. Die etwa 5 Kilometer 

langen, neu zu errichtenden eigenständigen 

Wasserstoff-Leitungen ermöglichen 

es, Industriekunden wie auch die 

Mainzer Mobilität zu versorgen. Interessant 

wäre der klimafreundlich erzeugte Wasserstoff 

insbesondere für gewerbliche und industrielle 

Großabnehmer, ÖPNV-Betriebe 

und Logistikunternehmen, wenn sie in den 

kommenden Jahren Produktionen bzw. 

Flotten auf Wasserstoff umstellen. Zusätzlich 

können bestehende Versorger ihren grünen 

Wasserstoff unkompliziert in das neue 

Netz einspeisen. 

„In diesem Netzgebiet wollen wir darüber 

hinaus eine Wasserstofftankstelle errichten 

sowie eine Abfüllanlage, um den Wasserstoff 

auch transportieren zu können. Diese 

neuen Anlagen, den bereits geplanten Elektrolyseur 

und die Wasserstoff-Tankstelle am 

Zentralklärwerk Mainz am Mombacher 

Kreisel sowie den geplanten neuen Elektrolyseur 

auf dem KMW-Betriebsgelände 

möchten wir an das Wasserstoff-Netz anschließen“, 

erklärt Dr. Tobias Brosze, Technischer 

Vorstand der Mainzer Stadtwerke 

AG. „Die Netz-Infrastruktur wird entscheidend 

dazu beitragen, die Bereiche Industrie 

und Schwerlastverkehr in Mainz und der 

Rhein-Main-Region zu dekarbonisieren, 

also weniger Kohlenstoff umzusetzen. Ein 

wichtiger Baustein auf dem Weg zu einer 

kohlenstofffreien und wettbewerbsfähigen 

Wirtschaft“. 

Abhängig ist das Projekt von einer IPCEI 

Förderung (Important Projects of Common 

European Interest) der EU für Wasserstofftechnologien 

und -systeme. Integrierte Projekte 

entlang der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette 

konnten die Förderung 

beantragen. Dies betrifft Investitionen 

in Erzeugung von grünem Wasserstoff, in 

Wasserstoffinfrastruktur und die Nutzung 

von Wasserstoff für Mobilität und in der Industrie. 

KMW und die Mainzer Stadtwerke 

haben die Förderskizze eingereicht und 

rechnen Ende 2021 mit der Entscheidung, 

ob das Projekt gefördert wird. Bei positivem 

Ergebnis soll die Umsetzung direkt im Jahr 

2022 starten. 

EVN Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf liefert sauberen Ökostrom seit 120 Jahren 

(Foto: EVN) 

Der Mainzer Oberbürgermeister und 

Stadtwerke-Aufsichtsratsvorsitzende Michael 

Ebling hofft, dass Bund und EU das 

Mainzer Projekt entsprechend fördern und 

damit bereits im kommenden Jahr die Umsetzung 

starten kann. „Es ist deutschlandweit 

sicher einzigartig, dass sich beim Zukunftsthema 

Wasserstoff gleich mehrere 

kommunale Mainzer Unternehmen so stark 

engagieren. Das gilt für den von den Mainzer 

Stadtwerken, Linde und Siemens errichteten 

Energiepark Mainz, der seit 2015 in 

Hechtsheim mit Hilfe von Windenergie Wasserstoff 

produziert. Dazu zählt auch die geplante 

neue Elektrolyseanlage beim Zentralklärwerk 

in Mombach. Und das gilt insbesondere 

für das jetzt gemeinsam von der 

KMW und der MSW geplante Wasserstoffnetz.“ 

„Das Thema Wasserstoff kann bis 2030 

eine entscheidende Rolle im deutschen und 

europäischen Energie- und Wirtschaftssystem 

einnehmen“ erklärt Gert-Uwe Mende, 

Oberbürgermeister der Landeshauptstadt 

Wiesbaden und Aufsichtsratsvorsitzender 

der KMW „Gemeinsames Ziel ist es, dass Industrie 

und Gewerbe ihre Antriebe bzw. ihre 

Produktionen auf sogenannten „grünen“ 

Wasserstoff umstellen und unsere Region 

durch den geplanten Aufbau der Wasserstoff-Infrastruktur 

zum Gelingen einer 

nachhaltigen Energiewende beiträgt.“ 

LL 

www.kmw-ag.de (221291537) 

KELAG 2021: Rekordinvestitionen 

von 226 Mio. Euro für mehr 

Unabhängigkeit in der Energieversorgung 

(kelag) Im Geschäftsjahr 2021 stieg der Umsatz 

des Kelag-Konzerns auf rd. 1,20 Mrd. 

Euro. Ursachen dafür waren in erster Linie 

die allgemeine Wirtschaftserholung und die 

damit verbundene verstärkte Energienachfrage 

nach dem Konjunktureinbruch des 

Jahres 2020. „Die Rückkehr zu einer gewissen 

Normalität hat sich im vergangenen 

Jahr im Verbrauchsverhalten unserer Kunden 

widergespiegelt. Im Vergleich zum Geschäftsjahr 

2020, das pandemiebedingt 

nicht repräsentativ war, wuchs der Stromabsatz 

an Endkunden um 6,2 %; der Erdgasabsatz 

stieg um 1,8 %, der Wärmeabsatz nahm 

um 12,1 % zu. Des Weiteren spielten auch 

die erfreuliche Entwicklung unserer Auslandsaktivitäten 

und gestiegene Großhandelspreise 

eine Rolle“, sagt Kelag-Vorstand 

Danny Güthlein. Das Konzernergebnis betrug 

im Jahr 2021 rd. 129 Mio. Euro. 

Fast die Hälfte des Konzernergebnisses des 

Kelag-Konzerns steuerte das bisher höchste 

anteilige Ergebnis der VERBUND Hydro Power 

GmbH (VHP) mit rd. 60 Mio. Euro bei. 

An diesem Unternehmen ist die Kelag mit 


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rund 10 % beteiligt. Darüber hinaus führten 

die grünen Wachstumsinvestitionen der vergangenen 

Jahre zu zusätzlichen Ergebnisbeiträgen. 

Ohne diese beiden Effekte liegt 

das Ergebnis in etwa auf dem Niveau des 

Jahres 2020. 

vgbe-Workshop 

Flue Gas Cleaning 2022 

8 & 9 June 2022 

Ismaning/Munich, Germany 

Die Wasserführung lag im Geschäftsjahr 

2021 mit 107 % zwar deutlich über dem 

langjährigen Durchschnitt, aber unter dem 

Wert von 113,1 % im Jahr 2020. „Das erste 

Halbjahr war von einer außergewöhnlich 

guten Wasserführung geprägt. Dieser positive 

Effekt wurde aber durch den trockenen 

Herbst und die geringere Erzeugung im vierten 

Quartal zum Teil kompensiert. Darüber 

hinaus waren wir mit extrem hohen Preisen 

auf den immens volatilen Stromgroßhandelsmärkten 

konfrontiert. Deshalb konnten 

wir im Stromverkauf an Endkunden keine 

Gewinne erzielen, sondern nur ein annähernd 

ausgeglichenes Ergebnis erreichen“, 

ergänzt Manfred Freitag, Sprecher des Vorstandes 

der Kelag. 

Rekordinvestitionen 

in die Energiewende 

„Die Auswirkungen des Krieges in der Ukraine 

zeigen leider dramatisch, wie wichtig 

und sinnvoll es für Europa ist, die Abhängigkeit 

von Öl, Gas und Kohle so schnell wie 

möglich zu verringern. Wir brauchen den 

beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren 

Energien sowohl aus Gründen des Klimaschutzes 

als auch für die sichere Versorgung 

unserer Kunden. Hier müssen wir endlich 

vom Reden ins Tun kommen “, betont Manfred 

Freitag. Daraus leitet er die klare strategische 

Vorgabe ab: „Wir werden die Energiewende 

weiter aktiv mitgestalten und setzen 

unseren Weg der verstärkten Nutzung erneuerbarer 

Energien und den damit einhergehenden 

Netzausbau konsequent fort.“ 

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FACHLICHE KOORDINATION 

Ms. Ines Moors 

t +49-201-8128-222 

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Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland 

Sichtbar wird diese Strategie im Investitionsprogramm 

des Jahres 2021. Die Kelag 

investierte insgesamt rd. 226 Mio. Euro, 

mehr als je zuvor in der Geschichte des Unternehmens. 

Investiert wurde in den Bau, in 

die Instandhaltung und in den Erwerb von 

Kraftwerken zur Stromerzeugung aus erneuerbarer 

Energie, in den Ausbau der Fernwärmenetze 

zur Nutzung von industrieller 

Abwärme und Biomasse. Zusätzlich erwarb 

die Kelag ein Kraftwerkportfolio in Frankreich 

und in Portugal. Im Netzbereich wurde 

die 220/110-kV-Netzabstützung für den 

Großraum Villach in Betrieb genommen. 

Fortgesetzt wurde die flächendeckende Installation 

von digitalen Stromzählern. Danny 

Güthlein: „Auf diese Meilensteine sind wir 

mit Blick auf die Herausforderungen der 

Energiewende stolz. Durch die umgesetzten 

Projekte im Ausland nehmen wir auch auf 

internationaler Ebene am Ausbau erneuerbarer 

Energien teil. Klimaschutz endet nicht 

an den nationalen Grenzen und deshalb arbeiten 

wir aktiv an der Energiewende in 



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Europa mit. Dazu eine bemerkenswerte 

Zahl: Mit unserer grünen Stromerzeugung 

und der Nutzung von industrieller Abwärme 

und Biomasse im Wärme-Segment erreichte 

unser Unternehmen im Jahr eine CO 2 -Einsparung 

von mehr als 3,6 Mio. Tonnen.“ 

Jobmotor Kelag 

Der Personalstand der Kelag und ihrer 

Tochtergesellschaften stieg im Geschäftsjahr 

2021 wachstumsbedingt auf 1.724, fast 

100 davon sind Lehrlinge. „Wir sind einer 

der größten Kärntner Arbeitgeber und Ausbildungsbetriebe, 

motivierte und qualifizierte 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter 

sind die Voraussetzung für die Wettbewerbsund 

Zukunftsfähigkeit unseres Unternehmens“, 

betont Manfred Freitag. Die Kelag 

setzt auf die konsequente Aus- und Weiterbildung, 

mit einem besonderen Fokus auf 

die Qualifikation von Lehrlingen. 

Ausblick 2022 

Das im Jahr 2021 gestärkte Finanzprofil 

der Kelag bildet eine wichtige Basis, um weiter 

in die nachhaltige Stromerzeugung aus 

Wasserkraft, Wind- und Sonnenenergie, in 

den Ausbau der Wärmeversorgung auf Basis 

von Biomasse und industrieller Abwärme 

sowie in den Ausbau und in die Modernisierung 

der Netzinfrastruktur investieren zu 

können. „In den nächsten zehn Jahren werden 

wir knapp 2 Mrd. Euro investieren, insbesondere 

in die verstärkte Nutzung erneuerbarer 

Energieträger“, betont Güthlein. Für 

das Jahr 2022 plant das Unternehmen Investitionen 

im Umfang von über 205 Mio. 

Euro. 

Für das Geschäftsjahr 2022 erwartet der 

Vorstand Ergebniskontinuität, allerdings 

könnten sich vor dem Hintergrund der aktuellen 

Preise an den Energiebörsen im Zusammenhang 

mit der Ukraine-Krise auch 

größere positive oder negative Ergebniseffekte 

ergeben. 

Highlights 2021 

• Energiewende durch Transformation der 

Energiemärkte nimmt Fahrt auf 

• Rekordinvestitionsprogramm für nachhaltiges 

Wachstum 

• Volatile Stromgroßhandelspreise auf historischen 

Höchstständen 

• Wasserführung mit rd. 107 % über dem 

langjährigen Durchschnitt 

• Ausbau erneuerbarer Energie der Kelag 

trägt Früchte 

• Anteiliges Rekordergebnis durch die 

VHP-Dividende 

LL 

www.kelag.at (221291539) 

Mainova auf Kurs 

• Bereinigtes Konzernergebnis (EBT) 165,8 

Mio. Euro. 

• Mainova investiert 1,8 Mrd. Euro in den 

nächsten fünf Jahren. 

• Energiekosten durch Reduzierung staatlicher 

Abgaben senken. 

• Technologieoffenheit entscheidend für 

Erfolg der Energiewende. 

• Auswirkungen des Ukraine-Kriegs sind 

bisher nicht absehbar. 

(mainova) „Mainova ist auf Kurs. Das auf 

Vorjahresniveau liegende bereinigte Konzernergebnis 

(EBT) 2021 von 165,8 Mio. 

Euro (+5,8 Mio. Euro) ermöglicht uns hohe 

Investitionen in Wachstum und wirksamen 

Klimaschutz“, sagte Dr. Constantin H. Alsheimer, 

Vorstandsvorsitzender der Mainova 

AG, anlässlich der heutigen Bilanz-Pressekonferenz 

in Frankfurt am Main und betonte: 

„Wir bleiben auch in schwierigen Zeiten 

ein verlässlicher Partner für unsere Kundinnen 

und Kunden, die Menschen, die Stadt 

und die Region.“ 

Die jeweiligen Segmente stellen sich folgendermaßen 

dar: 

• Das Ergebnis der Stromversorgung stieg 

auf 28,1 Mio. Euro (+21,8 Mio. Euro im 

Vergleich zum Vorjahr). Nach negativen 

Ergebniseffekten im Vorjahr aufgrund 

der COVID-19-Pandemie wirkten sich 

2021 Kundenwachstum sowie das Handelsgeschäft 

positiv aus. 

• Das Ergebnis der Gasversorgung erhöhte 

sich leicht auf 45,2 Mio. Euro (+4,8 Mio. 

Euro) aufgrund eines gestiegenen Absatzes 

in Folge kühlerer Witterung. Dagegen 

wirkten sich die hohen Preise an den Beschaffungsmärkten 

negativ auf das Ergebnis 

aus. 

• Das Ergebnis im Segment Erzeugung und 

Fernwärme sank auf 22,0 Mio. Euro 

(-33,8 Mio. Euro). Maßgeblich dafür war 

ein positiver Vorjahreseffekt durch die 

turnusmäßige Neubewertung der Gaskraftwerke. 

• Das Ergebnis der Erneuerbaren Energien 

und Energiedienstleistungen lag mit 8,7 

Mio. Euro (-0,9 Mio. Euro) etwa auf Vorjahresniveau. 

Dabei stand der positiven 

Entwicklung des Biomassekraftwerks Fechenheim 

ein aufgrund des geringeren 

Windaufkommens leicht gesunkener Ergebnisbeitrag 

der Windparks gegenüber. 

Das Contracting-Geschäft sowie der 

PV-Mieterstrom trugen positiv zu dem 

Ergebnis bei. 

• Das Ergebnis in der Wasserversorgung 

lag mit 3,5 Mio. Euro (+ 1,9 Mio. Euro) 

auf dem durchschnittlichen Niveau der 

Vorjahre. 

Die Beteiligungen als wichtiges Standbein 

der Mainova trugen mit 76,8 Mio. Euro (-0,3 

Mio. Euro) ein stabiles Ergebnis bei. „Das 

gute Ergebnis der Beteiligungen bestätigt 

einmal mehr unsere strategische Ausrichtung 

mit diversifizierten Geschäftsfeldern“, 

sagte Alsheimer. 

„Mainova leistete im vergangenen Jahr 

über die Ergebnisabführung, Steuerumlage 

und Konzessionsabgabe einen direkten 

Wertbeitrag von 131 Mio. Euro für die Stadt 

Frankfurt am Main. Dieser liegt damit auch 

in schwierigen Zeiten über dem Zehn-Jahres-Schnitt 

von rund 126 Mio. Euro. So 

kommt das gute Ergebnis der Mainova der 

Stadt und ihren Bürgerinnen und Bürgern 

zugute“, führte Alsheimer aus. 

Die Investitionen stiegen 2021 auf 169,3 

Mio. Euro (+48,2 Mio. Euro). „Mainova zeigt 

hohe Leistungsfähigkeit. In den nächsten 

fünf Jahren investieren wir rund 1,8 Mrd. 

Euro hauptsächlich für den zunehmenden 

Ausbau der Netze und Erzeugungsinfrastruktur, 

den weiteren Ausbau der erneuerbaren 

Energien, die Digitalisierung sowie den Aufbau 

neuer Geschäftsfelder wie beispielsweise 

den Bau und Betrieb von Rechenzentren. 

Damit bilden wir das Rückgrat für die Prosperität 

unserer Heimat, gewährleisten die 

Versorgungssicherheit und treiben den Klimaschutz 

voran“, betonte Alsheimer. 

Mainova ist ein attraktiver Arbeitgeber, 

denn Fach- und Führungskräfte können hier 

mit spannenden Projekten die Energiewende 

positiv gestalten. Das Unternehmen 

wuchs im vergangenen Jahr um 104 auf insgesamt 

2.957 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. 

Und es stellt weiter ein. 

In Richtung der Bundesregierung appellierte 

Alsheimer: „Der Ukraine-Krieg wirkt 

wie ein Brennglas auf die zentralen Herausforderungen 

der Energiewende – Klimaschutz, 

Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit. 

Die Politik ist jetzt besonders 

gefordert, um die Rahmenbedingungen für 

Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit 

von Energie für Bürgerinnen und Bürger genauso 

wie für die Wirtschaft weiterhin zu 

gewährleisten. Dazu gehört angesichts einer 

nie dagewesenen Preisentwicklung auf den 

Großhandelsmärkten auch die Senkung von 

staatlichen Abgaben, um die Verbraucher zu 

entlasten.“ 

Alsheimer betonte: „Mainova treibt die 

Umsetzung der Energiewende mit großem 

Engagement weiter voran. Denn trotz allem 

darf der Klimaschutz nicht außer Acht gelassen 

werden. Dafür ist neben verlässlichen 

Rahmenbedingungen die Technologieoffenheit 

entscheidend. Nur so können wir die 

nötigen Investitionen in wirksamen Klimaschutz 

tätigen. Denn eine markt- und sozialverträgliche 

Energiewende benötigt das 

kluge Miteinander von verschiedenen Technologien. 

Dies gilt insbesondere für die Wärmeversorgung, 

denn Energiewende bedeutet 

auch Wärmewende“. 


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Ausblick für 2022 

Die Auswirkungen der aktuellen geopolitischen 

Situation sind bisher nicht absehbar. 

Vorbehaltlich der zusätzlichen Risiken, die 

der Krieg in der Ukraine mit sich bringt, erwartet 

der Vorstand der Mainova AG für das 

Geschäftsjahr 2022 ein bereinigtes EBT 

deutlich unter dem Niveau des Jahres 2021. 

„Der Krieg ist eine Tragödie für die Menschen 

in der Ukraine. Bei allen Diskussionen 

um Sanktionen, Versorgungssicherheit und 

Energiepreise steht der menschliche Aspekt 

an erster Stelle. Unsere Gedanken sind bei 

den Betroffenen. Unser Mitgefühl ist mit jenen, 

die um ihr Leben oder das Leben von 

Freunden und Angehörigen bangen“, sagte 

Alsheimer. 

LL 

www.mainova.de (221291547) 

Illwerke: Spatenstich 

für Kleinwasserkraftwerk 

am Dürrenbach 

(ivk) Die illwerke vkw errichtet im Gemeindegebiet 

von Au, an der Grenze zu Schoppernau, 

eine neue Kleinwasserkraftanlage 

am Dürrenbach. Zielsetzung für den Ausbau 

des Kraftwerk Dürrenbach ist die optimale 

energetische Nutzung des Gewässers im Sinne 

der Ziele der Energieautonomie Vorarlbergs. 

900 Meter lange Druckrohrleitung 

Dazu soll das Wasser im Bereich der obersten 

bestehenden Geschiebe-Sperre gefasst 

und über eine erdverlegte, rund 900 Meter 

lange Druckrohrleitung bis zum Krafthausstandort 

geführt werden. Das Krafthaus 

wird am Rand eines kleinen Waldstückes 

auf der offenen Wiese errichtet. Die Zufahrt 

zum Gebäude erfolgt über die bestehende 

Straße und einen neu angelegten Weg entlang 

des Waldrandes. Aufgrund des idealen 

Standorts in einer hochwassersicheren Lage 

ist eine geradlinige Zuführung des Druckrohres 

möglich. Zudem gibt es ausreichend 

Platz für Bautätigkeiten und die Einrichtung 

der Baustelle. Ein 30 kV-Kabel für den Energieabtransport 

befindet sich bereits in unmittelbarer 

Nähe. 

Innovatives Zeltdach beim Krafthaus 

Das Krafthaus mit einer Grundfläche von 

9,4 x 9,9 m beherbergt schließlich das Herzstück 

der Anlage: Ein Maschinensatz, bestehend 

aus einer Peltonturbine und einem 

Generator mit einer Leistung von knapp 1 

Megawatt. Eine technische Besonderheit 

des ausgeklügelten Krafthauses ist das innovative 

Zeltdach, das im Bedarfsfall zur Gänze 

einfach abgehoben und neben dem Gebäude 

gelagert werden kann. So kann der 

Generator ganz einfach ein- und ausgehoben 

werden. „Die Pläne für das Kraftwerk 

orientieren sich an unserem Masterplan für 

die Energieautonomie Vorarlbergs, die die 

konsequente und nachhaltige Nutzung unserer 

Ressource Wasserkraft in Vorarlberg 

vorsieht. Das Projekt am Dürrenbach in Au 

ist ein Paradebeispiel für die sinnvolle regionale 

und naturnahe Nutzbarmachung der 

Kraft des Wassers“, so Helmut Mennel, technischer 

Vorstand der illwerke vkw AG. Eine 

besondere Herausforderung beim Dürrenbach 

ist das Geschiebemanagement. Bei 

entsprechenden Starkwetterereignisse 

bringt der Bach reichlich Geschiebe mit. Aus 

diesem Grund erfolgt die Wasserfassung 

mittels bewährtem Tirolerwehr mit automatischer 

Rechenreinigung, sowie einem nachgelagerten 

Coanda-Rechen. 

Zweistufiger Bauplan 

Die Abwicklung des Baus ist in zwei Abschnitten 

geplant. Die Wasserfassung sowie 

das Krafthaus können parallel gebaut werden. 

Um keinen Bauverkehr über die bestehende 

Zufahrtsstraße und Druckrohrleitungstrasse 

abwickeln zu müssen, wird die 

Triebwasserleitung in einem zweiten Schritt 

errichtet. Das Auslassbauwerk wird nach 

Möglichkeit während einer Niedrigwasserzeit 

in der Bregenzer Ach errichtet. Dazu 

wird der Baugrubenaushub als temporärer 

Wasserhaltungsdamm in die Bregenzer Ach 

geschüttet und anschließend wieder rückgebaut. 

„Die Bauzeit beträgt rund 18 Monate, bis 

Ende 2023 soll das Kraftwerk bereits Strom 

aus Wasserkraft ans Netz liefern. Die Projektkosten 

belaufen sich auf rund 5,6 Millionen 

Euro“, so Finanzvorstand Christof Germann. 

Fakten Kleinwasserkraftwerk am Dürrenbach 

• Leistung: 

• Primärenergiezuwachs: 

1 MW 

3,8 GWh/a 

• Anzahl Maschinen: 1 

• Ausbauwassermenge: 

1100 l/s 

• Fallhöhe:118 m (Brutto) / 106 m (Netto) 

• Leitungslänge: 

900 m (DN700/DN800) 

• Geplante Inbetriebnahme: 2023 

LL 

www.illwerkevkw.at (221291548) 

LEAG: Qualifizierungsverbund 

gibt Starthilfe für grüne Energie 

in der Lausitz 

• LEAG, IBBF und BEE wollen Fachkräfteentwicklung 

im Strukturwandel unterstützen 

(leag) Die Lausitz Energie Kraftwerke AG 

(LEAG), die Vereinigung für Betriebliche 

Bildungsforschung e.V. (IBBF) und der Bundesverband 

Erneuerbare Energien (BEE) 

gründen den „Qualifizierungsverbund in 

der Lausitz für Erneuerbare Energien“ 

(QLEE). Der Qualifizierungsverbund hat 

das Ziel, den Strukturwandel in der Lausitz 

zu begleiten und Unternehmen in der Region 

durch bedarfs- und zielgruppengerechte 

Angebote zu Fort- und Weiterbildung ihrer 

Beschäftigten neue wirtschaftliche Chancen 

zu eröffnen. 

Das gemeinsame Projekt erhielt zum Jahresende 

2021 die Förderzusage aus dem 

STARK-Programm der Bundesregierung. 

Dieses Programm fördert Projekte, die den 

Transformationsprozess zu einer ökologisch, 

ökonomisch und sozial nachhaltigen 

Wirtschaftsstruktur in den Kohleregionen 

unterstützen. Anfang März trafen sich die 

Projektinitiatoren LEAG, BEE, und IBBF zum 

Kickoff im LEAG-Konferenzcenter in Lübbenau 

und haben erste Maßnahmen für den 

Aufbau des Qualifizierungsverbunds auf 

den Weg gebracht. 

Vor dem Hintergrund des beschlossenen 

Ausstiegs aus der Kohleverstromung und 

der gleichzeitigen Beschleunigung des Ausbaus 

regenerativer Energien sehen die Projektinitiatoren 

in der Energiewende zahlreiche 

Zukunftschancen in einem vielfältigen 

und wachsenden Wirtschaftssektor mit 

neuen Berufsprofilen. Sie wollen regionalen 

Unternehmen auf der Basis fundierter Qualifizierungsangebote 

dabei helfen, neue Geschäftsfelder 

zu erschließen, die dafür nötigen 

Berufsbilder zu strukturieren und über 

die sich stetig verändernden regulatorischen 

Rahmenbedingungen aktuell informiert zu 

sein. Die Erneuerbaren-Energien-Branche 

verfügt über ein großes Knowhow beim Umgang 

mit Transformationen und neuen Herausforderungen, 

das im Rahmen der Qualifizierung 

weitergegeben werden soll. 

Das gemeinsame strategische Ziel sei der 

Aufbau eines funktionierenden regionalen 

und branchenspezifischen Qualifizierungsverbundes, 

erklären die Projektinitiatoren. 

Dieser soll Unternehmen der Region und 

ihre Beschäftigten mit Weiterbildungen zur 

Bewältigung des Strukturwandels unterstützen. 

Gezielt sollen Qualifizierungsmöglichkeiten 

im Bereich neuer Technologien, 

zum Beispiel in der Stromerzeugung und in 

der Übertragung und Speicherung von 

Energie, für die Beschäftigten der Lausitz 

aufgezeigt und ermöglicht werden. Damit 

soll die Fachkräfteentwicklung und -bin- 


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dung in der Lausitz unterstützt werden. Darin 

liege auch die Chance, die Region wirtschaftlich 

vollkommen neu aufzustellen und 

so als Zukunfts- und Modellregion für ganz 

Europa zu etablieren. 

„Unser Energieunternehmen ist einer der 

größten Ausbildungsbetriebe in Brandenburg 

und Sachsen, dem mehrfach eine exzellente 

Qualität bescheinigt wurde. Wir 

betreiben in Lübbenau seit vielen Jahren ein 

Qualifizierungszentrum zur Fort- und Weiterbildung 

mit einem speziellen energiewirtschaftlichen 

Fokus. Und wir befinden 

uns als Unternehmen selbst mitten im Wandel 

hin zu einem deutlich höheren Anteil an 

Erneuerbarer Energieerzeugung. Das sind 

Qualifikationen und Erfahrungen, die wir in 

den Qualifizierungsverbund mit einbringen 

werden“, erklärt LEAG-Personalvorstand 

Jörg Waniek „Wir wollen mit diesem Projekt 

einen konkreten Beitrag leisten, um den 

Strukturwandel in der Lausitz erfolgreich zu 

gestalten und darüber hinaus Anregungen 

und Beispiele für andere betroffene Regionen 

zu schaffen. Wir würden uns auch freuen, 

weitere Partner für den Qualifizierungsverbund 

gewinnen zu können.“ 

„Der Bundesverband Erneuerbare Energie 

unterstreicht mit der gemeinsam entwickelten 

Projektidee die Bereitschaft der Erneuerbaren 

Branchen, ganz konkret Verantwortung 

auch für die sozialökonomischen Fragestelllungen 

aus dem Strukturwandel zu 

übernehmen. Die Energiewende bietet breite 

Beschäftigungschancen. Uns ist es wichtig, 

dass die bisherigen Kohleregionen auch 

in der modernen erneuerbaren Energiewirtschaft 

starke eigene Wertschöpfungscluster 

behalten. Wir wollen deshalb den Beschäftigungstransfer 

unterstützen, damit Menschen 

in ihrer Heimat eine Zukunft finden“, 

so Wolfram Axthelm, Geschäftsführer Bundesverband 

Erneuerbare Energie. 

„Um die Chancen des notwendigen Strukturwandels 

zu nutzen, benötigen die Beschäftigten 

neue Kompetenzen für veränderte 

und neue Tätigkeitsfelder“, sagt Dr. 

Michael Steinhöfel, Geschäftsführer des 

IBBF. „Durch eine bedarfs- und zielgruppengerechte 

Weiterbildung, die die aktuellen 

Anforderungen moderner Arbeitsplätze aufgreift 

und mit attraktiven Formaten umgesetzt 

wird, wollen wir die Beschäftigten für 

den Wandel fit machen und ihnen damit 

eine berufliche Perspektive in ihrer Heimat 

eröffnen.“ 

Der QLEE wird seinen Sitz in Lübbenau 

haben. Ein gemeinsames Webportal wird 

die Vernetzung der einzelnen Akteure unterstützen 

und damit maßgeblich auf das 

Projektziel einzahlen. 

LEAG-Tochter MCR nimmt neuen 3D-Metalldrucker in Betrieb (Foto_ LEAG) 

LEAG-Tochter MCR nimmt neuen 

3D-Metalldrucker in Betrieb 

• Neuartiger Kundenservice für die Reparatur 

großer Bauteile startet in Schwarze 

Pumpe 

(leag) Mit einem in der deutschen Wirtschaft 

bislang neuartigen Service für die 

schonende Reparatur großer Maschinenbauteile 

aus Stahl wie Wellen, Zahnräder 

oder Achsen ist das LEAG-Tochterunternehmen 

MCR Engineering Lausitz GmbH an 

den Start gegangen. Am heutigen Donnerstag, 

31. März, nahm sie dafür in Anwesenheit 

zahlreicher Gäste eine neue 3D-Laser-Schweißanlage 

in Betrieb und begründet 

damit den neuen Geschäftsbereich MCR 

Metal Print. Der computergesteuerte Metalldrucker 

ist vom Projektteam des Unternehmens 

selbst nach den Kundenbedürfnissen 

konzipiert und mit den dafür notwendigen 

Baugruppen zusammengestellt worden. 

3D-Metalldruck ist eine laser- oder lichtbogenbasierte 

Technologie, welche die Designflexibilität 

des 3D-Drucks mit den Materialeigenschaften 

von Metall kombiniert. In 

dem von MCR angewendeten Print-Verfahren 

bleiben vor allem die Härteeigenschaften 

des Materials der Bauteile unbeeinflusst. 

Möglich wird das durch sechs Laser, die 

ringförmig angeordnet sind und ihre Strahlen 

mit nur geringer Leistung von einem Kilowatt 

auf den zu bearbeitenden Punkt richten. 

Sie schweißen die neue Stahlschicht 

schonend auf, ohne den Grundstoff negativ 

zu beeinflussen. 

„Der Vorteil dieses innovativen Verfahrens 

liegt auf der Hand“, erklärt LEAG-Vorstand 

Dr. Philipp Nellessen. „Bislang konnten große 

und stark beanspruchte Maschinen-Bauteile, 

wenn sie verschlissen oder beschädigt 

waren, mit herkömmlichen Schweißverfahren 

kaum wieder nutzbar gemacht werden, 

denn die Hitzeentwicklung war zu groß und 

hätte die Materialbeschaffenheit der Teile 

negativ beeinflusst. Man musste sie daher 

durch neue Teile ersetzen, die sehr teuer in 

der Anschaffung sind. Mit dem Verfahren, 

das MCR Metal Print nutzt, lassen sich solche 

Bauteile nun aber doch reparieren und 

erneuern. Das bringt unseren Kunden eine 

deutlichen Kostenersparnis gegenüber dem 

Neukauf und ist natürlich zudem eine wertvolle 

Option in Fällen, in denen kurzfristig 

keine neuen Ersatzteile am Markt verfügbar 

sind.“ 

Die MCR Engineering Lausitz GmbH arbeitet 

im Industriepark Schwarze Pumpe mit 

modernster technischer Ausstattung und 

hoch qualifizierten Fachkräften. Sie bietet 

ihren deutschen und internationalen Kunden 

einen umfangreichen Service im Maschinen- 

und Stahlbau sowie in der Wartung 

und Instandhaltung von Großgeräten und 

Schienenfahrzeugen. 

LL 

www.leag.de (221291551) 

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www.leag.de (221291551) 


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LEAG kauft Holzkontor und Pelletierwerk 

Schwedt 

• Veredlungsbetrieb erweitert die Marke 

Rekord um weitere Biomasse-Brennstoffe 

(leag) Die LEAG-Gruppe erwirbt zur Erweiterung 

des Produktions- und Angebotsportfolios 

ihres Veredlungsbetriebes die Holzkontor 

und Pelletierwerk Schwedt GmbH 

(HPS). Damit schließt sie eine Akquisition 

erfolgreich ab, die ideal in die Zukunftsstrategie 

des Unternehmens passt und den eingeschlagenen 

Weg der Unternehmenstransformation 

perfekt ergänzt. 

Das Holzkontor und Pelletierwerk Schwedt 

wurde 2006 errichtet und gehört seit 2015 

zur polnischen Stabos-Gruppe. „Eine Übernahme 

durch die LEAG ermöglicht die Erweiterung 

des Brennstoff-Angebots der Veredlung 

um Holzprodukte“, so Matthias Vette, 

Leiter Veredlung bei der LEAG. In 

Schwedt werden Holzpellets für Industrie 

und Hausbrand hergestellt. „Mit dem Kauf 

der HPS intensiviert die LEAG ihr Engagement 

im Bereich nachwachsender biogener 

Energieträger und setzt auf eine schrittweise 

Transformation ihres Braunkohleportfolios 

in Richtung CO 2 -armer und klimaneutraler 

Brennstoffe.“ 

Durch ihr bestehendes Geschäft mit Brennstoffen 

auf Basis von Braunkohle verfügt die 

Veredlung der LEAG bereits über ein breites 

Kundenportfolio im Hausbrand- und Industriebreich. 

Bereits in den letzten Jahren hat 

die Veredlung ihr Produktportfolio um 

Brennstoffe aus Biomasse erweitert. Mit der 

Übernahme der HPS gibt es jetzt auch die 

erste Produktionsanlage für Holzpellets unter 

der etablierten Brennstoffmarke Rekord. 

Die vereinbarte Transaktion umfasst den Erwerb 

von 100 Prozent der Anteile an HPS von 

Stabos. „Durch den Kauf von HPS schaffen 

wir eine wichtige Basis für unsere künftigen 

Aktivitäten im Bereich innovativer Biobrennstoffe, 

bauen unsere gute Marktposition aus 

und investieren in attraktive Energielösungen 

für unsere Kunden“, so Bergbau-Vorstand 

Dr. Philipp Nellessen von der LEAG. 

Der Standort der HPS in Schwedt bringt 

für die LEAG eine ganze Reihe Vorteile mit. 

Neben der hohen Qualität der produzierten 

Pellets spielen die Rohstoffversorgung, die 

Verkehrsanbindung und die räumliche Nähe 

zum Lausitzer Revier eine große Rolle. 

Durch die internationale Vertriebserfahrung 

der LEAG sieht das Unternehmen auch 

die Nähe zu Polen als echte Chance. „Der 

Kauf der HPS unterstreiche zudem, dass die 

LEAG auf dem Weg vom Bergbau- und Kraftwerksbetreiber 

hin zu einem vielseitigen 

Unternehmen für Energie, Infrastruktur und 

Service sei. Die LEAG leiste – insbesondere 

auch in schwierigen Zeiten – einen wichtigen 

Beitrag zur Versorgungssicherheit in 

Deutschland. 

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www.leag.de (221291555) 

KKL: Modernisierungsprojekte 

mit Wirkung auf Stromerzeugung 

und Produktionskosten 

(kkl) Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk 

Leibstadt AG hat den Jahresabschluss genehmigt. 

Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL) produzierte 

im 37. Betriebsjahr netto insgesamt 

4‘802 GWh Strom. Grund für das im Vergleich 

zum Vorjahr (9’050 GWh) deutlich 

tiefere Produktionsvolumen waren umfangreiche 

Modernisierungsprojekte, die im 

Rahmen der rund sechsmonatigen Revisionsabstellung 

realisiert wurden. 

Aufgrund der tieferen Stromproduktion 

erhöhten sich die normalisierten Produktionskosten, 

d.h. ohne des effektiven Renditeeinflusses 

des Stilllegungs- und des Entsorgungsfonds, 

auf 10,12 Rp./kWh (Vorjahr: 

4,99 Rp./ kWh). Die normalisierten Jahreskosten 

betrugen insgesamt 485,9 Mio. CHF 

(Vorjahr: 451,6 Mio. CHF). 

Die positive Entwicklung der Finanzmärkte 

im Jahr 2021 wirkte sich entsprechend 

auf die Wertentwicklung der beiden Fonds 

für die Stilllegung und Entsorgung der Kernanlage 

aus. Im Berichtsjahr betrug die 

Fondsperformance 209,5 Mio. CHF, im Vorjahr 

waren es 91,6 Mio. CHF gewesen. Die 

effektiven Jahreskosten lagen damit bei 

340,6 Mio. CHF (Vorjahr: 418,6 Mio. CHF), 

die Produktionskosten bei 7,09 Rp./kWh 

(Vorjahr: 4,63 Rp./kWh). 

Im Berichtsjahr zahlte die Kernkraftwerk 

Leibstadt AG 51,8 Mio. CHF in den Stilllegungs- 

und den Entsorgungsfonds ein (Vorjahr 

34,6 Mio. CHF). 

Zwecks kontinuierlicher Erhöhung der Sicherheit 

und Verfügbarkeit des Kraftwerks 

wurden 2021 insgesamt 87,3 Mio. CHF (Vorjahr: 

67,0 Mio. CHF) in anlagentechnische 

Modernisierungen, substanzerhaltende 

Massnahmen und Brennelemente investiert. 

Die operativen Betriebskosten lagen ebenfalls 

über den Vorjahreswerten. Grund dafür 

waren vor allem höhere Kosten für Material 

und Fremdleistungen infolge der deutlich 

längeren und umfangreicheren Jahreshauptrevision. 

Ende 2021 waren im Kernkraftwerk 

Leibstadt 497,5 Vollzeitstellen 

(Vorjahr: 505,9) besetzt. 

Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk 

Leibstadt AG hat den Jahresabschluss 2021 

zuhanden der Generalversammlung vom 

28. April 2022 verabschiedet. 

LL 

www.kkl.ch (221291558) 

RWE Power AG: Mit Stilllegung 

von Block A des Kraftwerks 

Neurath setzt RWE den 

gesetzlichen Kohleausstieg 

planmäßig fort 

• Anlage wird vorerst konserviert, um nach 

einer Entscheidung der Bundesregierung 

im Notfall zur Versorgungssicherheit beitragen 

zu können 

(rwe) RWE Power legt morgen, am 1. April, 

den 300-Megawatt-Block A des Braunkohlenkraftwerks 

Neurath still. Das erfolgt im 

Rahmen des gesetzlichen Stilllegungsfahrplans. 

Vor dem Hintergrund der aktuellen Debatte 

um eine mögliche Reduzierung des Gasverbrauchs 

in der Stromerzeugung wird 

RWE den Block für kurze Zeit konservieren. 

Das Unternehmen wird somit zunächst alle 

Maßnahmen unterlassen, die eine Wiederinbetriebnahme 

für den Fall gefährden 

können, dass die Bundesregierung entscheidet, 

dass die Anlage temporär noch zur Gewährleistung 

der Versorgungssicherheit benötigt 

wird. 

RWE Power-Vorstandsvorsitzender Dr. 

Frank Weigand erklärt dazu: „Das Bundeswirtschaftsministerium 

prüft gerade, welche 

Maßnahmen für den kommenden Winter 

erforderlich sind, um die Versorgungssicherheit 

zu gewährleisten. Wir haben der 

Politik zugesagt, Kraftwerke, bei denen das 

technisch möglich ist, im Notfall wieder ans 

Netz zu bringen. Als Teil der kritischen Infrastruktur 

kennen wir unsere Verantwortung 

und nehmen sie an. Die Entscheidung, 

ob und in welchem Umfang diese Anlagen 

verfügbar sein sollen, trifft allein die Politik. 

Am Kohleausstieg des Unternehmens ändert 

sich grundsätzlich nichts.“ 

RWE hat seit Ende 2020 bereits sechs 

Kraftwerksblöcke mit zusammen rund 

1.800 Megawatt Leistung stillgelegt. In diesem 

Jahr gehen neben dem 300-MW- Block 

A am Standort Neurath die beiden 

600-MW-Blöcke D und E außer Betrieb. 

Gleiches gilt für die Blöcke E und F am 

Standort Niederaußem mit jeweils 300 MW, 

die zur Zeit in Sicherheitsbereitschaft stehen. 

Zusätzlich stellt RWE Power zum Jahresende 

die Brikettproduktion und damit 

eine Kraftwerksleistung von 120 MW ein. 

Insgesamt werden somit zum Ende dieses 

Jahres mit rund 4.000 Megawatt Leistung 

rund 40 Prozent der ursprünglichen Braunkohlekapazität 

im Rheinland vom Netz gegangen 

sein. In den nächsten Jahren stehen 

im Zuge des gesetzlichen Kohleausstiegs 

weitere Stilllegungen an. 

Die Stilllegung des Neurather Blocks A 

führt, aufs Jahr gerechnet, zu einer Minderung 

des CO 2 -Ausstoßes um rund 2,5 Mio. t. 

Gleichzeitig treibt RWE konsequent den 

Ausbau der Erneuerbaren Energien voran. 


MembersŃews 

RWE baut im Rahmen ihrer globalen Investitions- 

und Wachstumsstrategie ihr 

grünes Kerngeschäft bis 2030 deutlich aus. 

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: 4 Milliarden Euro für 

Investitionen, 1.000 Megawatt Erneuerbare 

Energien, 2.000 Megawatt flexible und wasserstofffähige 

Backup-Kapazitäten in der 

Stromerzeugung und 700 Megawatt Elektrolysekapazität 

für grünen Wasserstoff. 

LL 

www.rwe.com (221291644) 

Hochzeit auf hoher See: 1.400 

Tonnen schweres Umspannwerk 

für RWE-Offshore-Windpark 

Kaskasi errichtet 

• Installation der Fundamente für die 

Windkraftanlagen gestartet 

• Innovative Fundamentlösungen und 

recycelbare Rotorblätter im Test 

• 342-Megawatt-Windpark wird Ökostrom 

für mehr als 400.000 Haushalte liefern 

Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer 

(CEO) Offshore Wind: „Wenn sich Deutschland 

bis 2035 nahezu vollständig mit Strom aus Erneuerbaren 

Energien versorgen will, erfordert 

das eine gewaltige Kraftanstrengung. Gerade 

ein schnellerer Offshore-Ausbau ist wichtig, um 

gleichzeitig die Klimaziele und eine größere 

Energieunabhängigkeit zu erreichen. Wir leisten 

dazu unseren Beitrag. Dass der Bau unseres 

Offshore-Windparks Kaskasi Fahrt aufnimmt, 

ist dafür ein sichtbares Zeichen.“ 

(rwe) Mit Kaskasi errichtet RWE derzeit ihren 

6. Windpark vor der deutschen Küste. 

Das 342-Megawatt-Projekt entsteht rund 35 

Kilometer nördlich der Insel Helgoland. 

Kürzlich konnte im Baufeld Hochzeit gefeiert 

werden: So nennt man es, wenn das Umspannwerk 

erfolgreich auf seinem Fundament 

installiert wurde. Das Offshore-Umspannwerk 

ist das Nervenzentrum des 

Windparks. Hier wird der von den einzelnen 

Windturbinen erzeugte Strom zusammenfließen 

und auf die notwendige Übertragungsspannung 

gebracht. 

Im dänischen Aalborg auf dem Gelände 

des Herstellers Bladt Industries begann die 

Reise für das 1.400 Tonnen schwere Umspannwerk. 

Zwei Tage lang wurde es über 

die Nordsee transportiert bevor es mit dem 

schwimmenden Schwerlastkran „Gulliver“ 

der Firma SCALDIS auf das Monopile-Fundament 

gesetzt wurde. Damit ist die gewichtsmäßig 

schwerste Komponente des 

Windparks installiert. 

Hochzeit auf hoher See: 1.400 Tonnen schweres Umspannwerk für RWE-Offshore-Windpark 

Kaskasi errichtet 

Zudem wurde mit der Errichtung der insgesamt 

38 Monopile-Fundamente für die 

Windkraftanlagen sowie den dazugehörigen 

Verbindungsstücken (Transition Pieces) 

begonnen. Die bis zu 64 Meter langen Fundamente 

wiegen bis zu 740 Tonnen – etwa 

so viel wie 600 Kleinwagen. Mit der „Strashnov“ 

von Seaway 7, der „Blue Tern“ von Fred 

Olsen sowie der „Neptune“ und der „Sea 

Challenger“ von DEME sind gleich vier 

Schiffe im Einsatz, um sie zu installieren. 

Die Koordination der Arbeiten und Abläufe 

auf der Offshore-Großbaustelle erfolgt rund 

um die Uhr über den RWE-Kontrollraum auf 

Helgoland. Unterstützt wird das RWE-eigene 

Team durch nautisches Personal von Ems 

Maritime Offshore. 

Um die Fundamente im Meeresboden in 

Wassertiefen von 18 bis 25 Metern zu installieren, 

greift RWE auf zwei verschiedene 

Installationsmethoden zurück: Neben der 

herkömmlichen Schlagrammtechnik wird 

ein Vibrationsrammverfahren eingesetzt. 

Das sogenannte Vibro Pile Driving hat das 

Potenzial, den Unterwasserschall deutlich 

zu reduzieren. Dies kommt vor allem der 

Meeresumwelt zugute. Die Pilotanwendung 

bei Kaskasi wird durch das Forschungsprojekt 

„VISSKA“ begleitet, das vom Bundesministerium 

für Wirtschaft und Klimaschutz 

gefördert wird. 

Innovative Fundamentlösungen und 

recycelbare Rotorblätter 

RWE treibt die technologische Weiterentwicklung 

in der Offshore-Windindustrie voran 

und testet im Windpark Kaskasi gleich 

drei neue Technologien: RWE plant bei Kaskasi 

weltweit das erste Mal spezielle Stahlkragen 

um drei Monopile-Fundamente (Collared 

Monopile) zu installieren. Eine weitere 

Neuerung sind einvibrierte Fundamente 

mit einem im Seeboden expandierenden 

Betonring (Self-Expanding Pile Shoe). Zudem 

feiert ein nachhaltiges Produkt seine 

Deutschlandpremiere bei Kaskasi: Siemens 

Gamesa und RWE werden einige Windturbinen 

mit recycelbaren Rotorblättern ausstatten. 

Die Rotorblätter sind – dank eines neuartigen 

Harzes – die ersten ihrer Art, die am 

Ende ihres Lebenszyklus für neue Anwendungen 

recycelt werden können. Ab Sommer 

wird mit der Errichtung der Windkraftanlagen 

begonnen. Ende 2022 sollen die 

insgesamt 38 Windkraftanlagen betriebsbereit 

sein. Dann wird Kaskasi rechnerisch 

rund 400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem 

Strom versorgen. 

Rückenwind für RWE und die Energiewende 

in Deutschland 

RWE ist eines der führenden Unternehmen 

im Bereich der Erneuerbaren Energien und 

weltweit die Nummer 2 bei Offshore-Wind. 

Im Rahmen seiner Investitions- und Wachstumsstrategie 

„Growing Green“ will das Unternehmen 

bis 2030 seine Kapazität im Bereich 

Offshore-Wind von derzeit 2,4 Gigawatt 

(GW) auf 8 GW verdreifachen. Und 

auch in Deutschland zieht RWE das Tempo 

an: Bis zu 15 Milliarden Euro brutto sollen 

bis 2030 im Heimatmarkt in die grüne Energiewelt 

investiert werden. So will RWE auch 

bei der Offshore-Windkraft weiter wachsen: 

RWE treibt gemeinsam mit ihrem kanadischen 

Partner Northland Power die Entwicklung 

eines großen Offshore-Windclusters 

in der deutschen Nordsee voran. Insgesamt 

drei Windparks mit einer installierten 

Gesamtleistung von über 1,3 GW wollen die 

Partner nördlich der Insel Juist errichten 

und vorrausichtlich 2026 beziehungsweise 

2028 in Betrieb nehmen. Diese geplanten 

Windparks können pro Jahr so viel Ökostrom 


MembersŃews 

Dr. Jörg Bergmann, Sprecher der Geschäftsführung 

der OGE, ergänzt: „Das Konzept 

ist als umsetzbarer Vorschlag zu verstehen, 

um die Hercules-Aufgaben Dekarbonisierung 

und Diversifizierung der Energieversorgung 

zu lösen. Diese Aufgabe ist nur 

durch eine intensive wertschöpfungsstufenübergreifende 

Zusammenarbeit der Unternehmen 

mit Unterstützung der Politik durch 

kurzfristige Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen 

zu meistern. RWE als führendes 

Unternehmen in der Stromerzeugung 

und OGE als führendes Unternehmen im 

Transport gasförmiger Energie bringen die 

notwendigen Voraussetzungen und den Willen 

zur Gestaltung zusammen. Wir überwinden 

das Henne-Ei-Problem im XXL-Format 

und bieten damit anderen Wasserstoff-Akteuren 

eine verlässliche Basis für ihre Projekte.“ 

Schnellweg für Wasserstoff: OGE und RWE stellen nationales Infrastrukturkonzept 

„H2ercules“ vor 

produzieren, dass sie den Bedarf von bis zu 

1,6 Millionen Haushalten decken. In direkter 

Nähe entwickelt RWE einen weiteren 

Windpark mit einer Leistung von 225 MW. 

LL 

www.rwe.com (221291652) 

Schnellweg für Wasserstoff: 

OGE und RWE stellen nationales 

Infrastrukturkonzept 

„H2ercules“ vor 

• Wasserstoffproduktion, Speicher und Importmöglichkeiten 

im Norden sollen mit 

Verbrauchern im Westen und Süden verbunden 

werden 

• Bis zu 1 GW neuer Elektrolyse-Kapazität 

und 1.500 Kilometer Leitung geplant 

• Anbindung weiterer Partner ist vorgesehen 

/ Großabnehmer haben Interesse signalisiert 

(rwe) Deutschland steht bei der Dekarbonisierung 

und der Diversifizierung seiner 

Energieversorgung vor großen Herausforderungen. 

Es braucht schnelle Lösungen, 

die die Versorgungssicherheit und den Weg 

zur Klimaneutralität gleichermaßen unterstützen. 

Ein zügiger Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft 

ist dafür essenziell. 

Um den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft 

in Deutschland deutlich zu beschleunigen, 

haben OGE und RWE das nationale Infrastrukturkonzept 

„H2ercules“ entwickelt. 

Damit wollen die beiden Unternehmen den 

Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur vorantreiben. 

Diese soll Elektrolyseure sowie 

Speicher- und Importmöglichkeiten für grünen 

Wasserstoff im Norden mit industriellen 

Endverbrauchern im Westen und Süden 

Deutschlands verbinden. Weitere in Entwicklung 

befindliche Importrouten aus dem 

Süden und Osten sollen bis 2030 angeschlossen 

werden. So kann H2ercules das 

Rückgrat einer Wasserstoffinfrastruktur von 

der Nordseeküste bis nach Süddeutschland 

werden. Erste Großunternehmen, wie zum 

Beispiel thyssenkrupp, haben ihr Interesse 

signalisiert, an ein solches Netz angeschlossen 

zu werden. 

Die Umsetzung des Vorhabens erfordert 

voraussichtlich Investitionen in einer Größenordnung 

von 3,5 Milliarden (Mrd.) 

Euro. Da der größte Teil von H2ercules auf 

der Umstellung bereits bestehender Erdgasleitungen 

beruht, ist der Vorschlag in Summe 

kostengünstiger und deutlich schneller 

zu realisieren als ein kompletter Neubau. 

Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender 

der RWE AG: „Um ihre Klimaziele erreichen zu 

können, braucht die Industrie große Mengen 

an grünem Wasserstoff – und das so schnell 

wie möglich. RWE will deshalb bis 2030 an 

küstennahen Standorten im Nordwesten 

Deutschlands zusätzliche Elektrolysekapazitäten 

errichten und betreiben. Der erzeugte 

grüne Wasserstoff soll dann vom Norden dorthin 

transportiert werden, wo er gebraucht 

wird, etwa zu Stahlerzeugern, Chemieunternehmen 

und Raffinerien im Ruhrgebiet und in 

Süddeutschland. Diese Herausforderung gehen 

wir mit OGE an. Gemeinsam wollen wir 

den ersten Wasserstoff-Schnellweg in Deutschland 

schaffen.“ 

Die Rollen bei H2ercules sind klar verteilt: 

RWE will bis zu 1 Gigawatt an neuen Elektrolyse-Anlagen 

bis 2030 realisieren und 

damit grünen Wasserstoff erzeugen. Zudem 

plant RWE, große Mengen Wasserstoff zu 

importieren. Auch beabsichtigt RWE wasserstofffähige 

Gaskraftwerke mit einer Leistung 

von mindestens 2 Gigawatt in Anschlussnähe 

zur geplanten H2ercules-Trasse 

zu errichten und ihre Gasspeicher nahe 

der niederländischen Grenze an die Wasserstoffleitung 

anbinden zu lassen. Beides ist 

wichtig, um grüne flexible Backup-Kapazität 

zu schaffen. OGE will dafür sorgen, dass 

der grüne Wasserstoff zum Kunden kommt, 

indem bestehende Erdgasleitungen für den 

Wasserstofftransport umgestellt und ergänzend 

neue Leitungen gebaut werden. So 

kann ein Leitungsnetz von circa 1.500 Kilometern 

entstehen, das sich in die deutschlandweite 

Wasserstoff-Netzplanung einfügt. 

Über den Abstimmungsprozess für 

den Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas) 

ist das Zusammenspiel mit den Wasserstoff-Aktivitäten 

der anderen Marktakteure 

sichergestellt. 

H2ercules eröffnet neue Möglichkeiten, 

um Deutschland an wesentliche Importrouten 

anzuschließen – zunächst über Pipelines 

aus Belgien und den Niederlanden, später 

über Norwegen sowie aus Süd- und Osteuropa; 

perspektivisch auch über Importterminals 

für grüne Moleküle im Norden 

Deutschlands. Damit trägt das Projekt zum 

Entstehen eines europäischen Wasserstoffmarktes 

bei. 

Das Projekt ist offen für weitere Partner 

entlang der Wasserstoff-Wertschöpfungskette. 

Mit diesem integrierten Ansatz und 

einem auf Wachstum ausgelegten Umsetzungspfad 

wird H2ercules bis 2030 überregional 

zwei Drittel des für Deutschland bekannten 

Wasserstoffbedarfs in den Verbrauchszentren 

entlang des empfohlenen 

Korridors erreichen können. So kann zügig 

der Schritt in eine großskalige Wasserstoffwirtschaft 

gelingen. Neben großen industriellen 

Abnehmern könnten dabei auch kleinere 

Unternehmen profitieren. 

Die Umsetzung des Vorhabens bedarf passender 

Rahmenbedingungen, die RWE und 

OGE in Kürze mit der Politik erörtern wollen. 

LL 

www.rwe.com (221291704) 


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Innovation: RWE setzt neuartiges 

Amphibienschiff zur Wartung 

im Offshore-Windpark 

Scroby Sands ein 

• Neues Wartungsschiff bringt Servicetechniker 

zu schwer erreichbaren Anlagen 

– etwa durch höher werdenden Sandbänke 

• Entwicklung erfolgte gemeinsam mit 

Commercial Rib Charters 

• Potential für zukünftigen weltweiten Einsatz 

in Offshore-Windparks in sehr flachen 

Gewässern 

Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer 

(CEO) Offshore Wind: „Das neue Amphibien-Wartungsschiff 

für den Offshore-Windpark 

Scroby Sands in Großbritannien stellt 

einmal mehr den Ideenreichtum unseres RWE- 

Teams und unserer Partnerfirmen unter Beweis. 

Wir bei RWE wollen eine Vorreiterrolle 

einnehmen, wenn es darum geht, innovative 

Lösungen zu entwickeln und umzusetzen. So 

können wir Offshore-Windparks langfristig 

effizient betreiben, den weiteren Ausbau der 

Offshore-Windenergie fördern und somit zur 

Energiewende beitragen.“ 

(rwe) RWE treibt zusammen mit ihrem Partner 

Commercial Rib Charters (CRC) eine 

Neuerung im Bereich der Offshore-Windkraft 

voran: Es wurde ein weltweit einzigartiges 

Amphibienschiff entwickelt und gebaut, 

mit dem Offshore-Windparks in flachen 

Gewässern erreicht werden können. 

Das einzigartige Schiff, ein sogenanntes 

„Crew Transfer Vessel“, soll Servicetechniker 

zu Turbinen bringen, die auf Sandbänken 

errichtet wurden und die natürliche 

Ablagerung von Sand im Laufe der Zeit zu 

einer Anhebung des Meeresbodens geführt 

hat. Das voll seetüchtige Schiff, das auch an 

Land fahren kann, bietet eine einzigartige 

Zugangslösung zu einigen der ersten 

Offshore-Windparks in Großbritannien, die 

auf natürlich entstandenen Sandbänken errichtet 

wurden. 

RWE gehört zu den weltweit führenden 

Unternehmen, was Planung, Bau und Betrieb 

von Offshore-Windparks betrifft und 

ist ein Pionier in diesem Bereich seit den 

Anfängen der Offshore-Windindustrie vor 

über 20 Jahren. Das Unternehmen treibt 

den Einsatz innovativer Lösungen in seinem 

gesamten Portfolio voran – von recycelbaren 

Turbinenblättern, über neue schonende Installationsverfahren 

für Fundamente bis hin 

zur Entwicklung von grünem Wasserstoff 

und Batteriespeichern. 

Der Offshore-Windpark Scroby Sands von 

RWE mit einer Leistung von 60 Megawatt 

(MW) war eines der ersten Projekte, die in 

Großbritannien gebaut wurden – allesamt 

in relativ flachen Gewässern in Küstennähe. 

Scroby Sands wurde auf einer prähistorischen 

Sandbank errichtet, die aufgrund natürlicher 

Veränderungen der Meeresumwelt 

und der Küstenerosion im Laufe der Zeit 

angehoben wurde, so dass vier Turbinen 

nicht mehr von Wartungsschiffen erreicht 

werden können. 

Die maßgeschneiderte Lösung wurde in 

Rekordzeit gemeinsam vom RWE-Betriebsteam, 

ihrem Technologie- und Innovationsteam 

und dem Schiffsanbieter Commercial 

Rib Charters (CRC) entwickelt. Das voll seetüchtige 

Schiff soll den Namen “CRC Walrus“„ 

tragen, nach einem berühmten amphibischen 

Doppeldecker aus den 1930er Jahren. 

Das Schiff hat zwei Räder vorne und eines 

hinten, kann zehn Techniker sowie zwei 

Besatzungsmitglieder transportieren und 

hat eine Deckladekapazität von 1.000 kg. 

LL 

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STEAG sorgt für sichere Energie 

• Aufgrund der aktuellen Lage auf den 

Strommärkten erfolgt die Umrüstung des 

Kraftwerksblocks Herne 4 erst ab Frühjahr 

2023 

(steag) STEAG reagiert auf die angespannte 

Lage auf den Energiemärkten und stellt die 

geplante Umrüstung des Steinkohlenkraftwerksblocks 

Herne 4 auf Erdgasbefeuerung 

voraussichtlich bis Frühjahr 2023 zurück. 

Bis dahin wird die Anlage am Netz bleiben 

und damit insbesondere über den Winter 

2022/23 hinaus einen Beitrag zur Gewährleistung 

von Preisstabilität und Versorgungssicherheit 

leisten. 

STEAG hat die geplante kurzzeitige Laufzeitverlängerung 

für den Kraftwerksblock 

Herne 4 sowie den Verzicht auf eine vorzeitige 

Stilllegung der Kraftwerke in Bergkamen 

und Völklingen-Fenne bereits dem 

Übertragungsnetzbetreiber Amprion und 

der Bundesnetzagentur (BNetzA) angezeigt. 

Auch die Information an die Transparenzstelle 

der Strombörse EEX ist erfolgt. 

„Versorgungssicherheit und Preisstabilität 

sind zwei integrale Eckpfeiler des energiewirtschaftlichen 

Zieldreiecks. Indem wir 

unseren Block Herne 4 bis ins Frühjahr 2023 

hinein in Betrieb halten, leistet STEAG einen 

wichtigen Beitrag zur Stabilisierung der bereits 

in diesem Winter sehr unbeständigen 

Lage an den Energiemärkten, die nun, nach 

den unvorhersehbaren weltpolitischen Geschehnissen 

der letzten Tage noch unberechenbarer 

geworden ist“, sagt Dr. Andreas 

Reichel, Vorsitzender der STEAG-Geschäftsführung, 

unter dem Eindruck des russischen 

Überfalls auf die Ukraine. 

Die Entscheidung von STEAG erfolgt im 

Wissen, dass das Angebot an regelbarer 

Energie im kommenden Winter 2022/23 

weiter abnehmen wird, weil dann die letzten 

Kernkraftwerke in Deutschland abgeschaltet 

werden sollen. Darüber hinaus verzichtet 

STEAG auf eine Stilllegung der Anlagen 

in Bergkamen und Völklingen bereits im 

Sommer. Alle drei Blöcke werden bis Ende 

Oktober 2022 am Netz bleiben. 

Umrüstung Herne 4 ist aufgeschoben, 

nicht aufgehoben 

Diese von übergeordneten Marktbedingungen 

und den unvorhersehbaren weltpolitischen 

Entwicklungen geleitete Entscheidung 

bedeutet nicht, dass die angekündigte Umrüstung 

des Kraftwerksblocks Herne 4 zurückgenommen 

wird. „Es bleibt dabei: Herne 

4 wird zu einem erdgasbefeuerten Heizkessel 

umgerüstet, der künftig die Besicherung 

der Fernwärmeversorgung für das derzeit 

kurz vor der Fertigstellung stehende, 

hocheffiziente Gas- und Dampfturbinenkraftwerk 

am selben Standort übernehmen 

wird“, stellt Dr. Ralf Schiele klar, der in der 

STEAG Geschäftsführung die Bereiche Markt 

und Technik verantwortet. Lediglich der 

Zeitpunkt der Umrüstung verschiebe sich. 

Unverändert gilt: STEAG perspektivisch 

steinkohlefrei 

Sollte die Bundesregierung aufgrund der 

Ukrainekriegs und dessen mittelbaren Auswirkungen 

auf die deutsche Energieversorgung 

eine Verschiebung eigentlich bereits 

feststehender Stilllegungstermine von 

Steinkohlekraftwerken in Erwägung ziehen, 

wird STEAG prüfen, inwieweit eine solche 

Laufzeitverlängerung technisch und personalwirtschaftlich 

möglich ist. „Aktuell ist 

dies jedoch nicht mehr als eine theoretische 

Option, wir haben dazu bisher keine Gespräche 

mit der Bundesregierung geführt“, stellt 

Andreas Reichel fest. 

STEAG setzt auf Erdgas 

und Wasserstoff 

Für die nahe Zukunft setzt STEAG weiterhin 

auf den Energieträger Erdgas als Brückentechnologie 

sowie langfristig auf Wasserstoff. 

„Sowohl an der Ruhr als auch an 

der Saar entwickeln wir an den Kraftwerksstandorten 

Duisburg-Walsum und Völklingen-Fenne 

Wasserstoff-Projekte, die einen 

Beitrag zur Dekarbonisierung insbesondere 

der Stahlindustrie leisten werden“, so 

Andreas Reichel. Das demnächst in Betrieb 

gehende GuD-Kraftwerk in Herne steht 

sinnbildlich für diese Strategie: Schon heute 

kann es bis zu 15 Prozent Wasserstoff mitverbrennen. 

Für die Zukunft besteht nach 

einem erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft 

in Deutschland und Europa 

die Option, es so zu ertüchtigen, dass es 

komplett auf den emissionsfreien Energieträger 

umgestellt werden kann. 

LL 

www.steag.com (221300837) 


MembersŃews 

„Wir sind bereit, die Gespräche über diese 

Aspekte in naher Zukunft zu vertiefen, da 

wir große Chancen für beide Partner sehen, 

von den spezifischen Kompetenzen des jeweils 

anderen zu profitieren“, gibt Dr. 

Andreas Reichel, Vorsitzender der 

STEAG-Geschäftsführung, einen Ausblick. 

Dank an die Bundesregierung für die 

Ermöglichung der Delegationsreise 

Foto: STEAG war Teil der Delegationsreise von Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck in die 

Vereinigten Arabischen Emirate. Das Essener Traditionsunternehmen wurde vor Ort von 

Stefanie Rehpöhler (re. hinter BM Habeck) vertreten, die bei STEAG insbesondere das 

Wasserstoff-Großprojekt in Duisburg-Walsum verantwortet. Die weiteren Personen auf dem 

Bild sind (v.l.n.r.): Ahmed Al Kuttab (ADNOC), Eugene Vogel (JERA), Niek den Hollander (Uniper), 

Abdullah Al Hameli (Abu Dhabi Ports), Daniel Teichmann (Hydrogenious), Roland Harings 

(Aurubis), Robert Habeck (Bundeswirtschaftsminister), Stefanie Rehpöhler (STEAG), Khaled 

Salmeen (ADNOC), Guido Zimmermann (GETEC Group), Markus Krebber (RWE), Yaser 

Almazrouei (ADNOC) 

Abschließend bedankt sich Andreas Reichel 

im Namen der STEAG bei Minister Robert 

Habeck für die Organisation der Delegationsreise, 

an der STEAG teilnehmen konnte. 

„Die Reise und die Möglichkeit, mit unseren 

Partnern in den VAE in engen und persönlichen 

Kontakt zu treten, war äußerst hilfreich 

und hat die Gespräche beschleunigt. Dem 

Minister gebührt großer Dank, dass er dies 

ermöglicht hat“, ist Andreas Reichel mit dem 

Ergebnis der Reise sehr zufrieden. 

LL 

www.steag.com (221300838) 

ADNOC und STEAG vereinbaren 

Ammoniak-Pilotprojekt 

• Unterzeichnung eines Memorandum of 

Understanding während der Delegationsreise 

des Bundesministers für Wirtschaft 

und Klimaschutz, Robert Habeck, in die 

Vereinigten Arabischen Emirate 

(steag) STEAG ist einer von mehreren Partnern 

aus der deutschen Energiewirtschaft, 

mit denen die Abu Dhabi National Oil Company 

(ADNOC) während einer Delegationsreise 

des Bundesministers für Wirtschaft 

und Klimaschutz, Robert Habeck, in die 

Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) Vereinbarungen 

unterzeichnet hat. ADNOC 

und STEAG vereinbarten eine Musterlieferung 

von kohlenstoffreduziertem Ammoniak, 

das zur Abscheidung und Abtrennung 

von Stickoxiden aus den Rauchgasen der 

deutschen Kraftwerke von STEAG verwendet 

werden soll. 

„Der unterzeichnete Vertrag könnte der 

erste Schritt zu einer langfristigen Zusammenarbeit 

mit einem Partner sein, der für 

die Versorgung der Europäischen Union mit 

Wasserstoff und seinen Nebenprodukten in 

großem Umfang eine entscheidende Rolle 

spielen will“, sagt Dr. Ralf Schiele, Mitglied 

der STEAG-Geschäftsführung. 

Ammoniak für saubere Luft 

in Deutschland 

Gemäß der kürzlich unterzeichneten Absichtserklärung 

wird ADNOC STEAG mit einer 

ersten Menge „blauen“ Ammoniaks beliefern, 

das auf der Basis von Wasserstoff aus 

Erdgas hergestellt wird. Mit diesem Ammoniak 

betreibt STEAG den Prozess der Abscheidung 

von Stickoxiden aus den Rauchgasen 

ihrer deutschen Kraftwerke. Mittelfristig 

planen ADNOC und seine Partner den 

Aufbau einer „grünen“ Ammoniakproduktion 

auf der Grundlage von Energie aus erneuerbaren 

Quellen. 

Im Dezember 2021 wurde bekannt gegeben, 

dass die Vereinigten Arabischen Emirate 

ein globales Kraftwerk für saubere Energie 

schaffen werden, um die Bemühungen 

des Landes zu unterstreichen, bis 2050 kohlenstofffrei 

zu werden. ADNOC, Abu Dhabi 

National Energy Company PJSC (TAQA) 

und Mubadala Investment Company (Mubadala) 

werden ihre gemeinsamen Anstrengungen 

in den Bereichen erneuerbare Energien 

und grüner Wasserstoff unter der Marke 

Abu Dhabi Future Energy Company 

(Masdar) bündeln. Die Partnerschaft zwischen 

den drei führenden Unternehmen aus 

Abu Dhabi wird über eine kombinierte aktuelle, 

zugesagte und exklusive Kapazität von 

über 23 Gigawatt (GW) erneuerbarer Energie 

verfügen. Bis 2030 soll eine Gesamtkapazität 

von weit über 50 GW erreicht werden, 

und es wird angestrebt, diese Zahl 

weiter zu erhöhen. 

Weitere Themen zur Ausweitung der 

Zusammenarbeit 

Die Themen, die in Zukunft zwischen den 

Partnern besprochen werden sollen, reichen 

von der bevorstehenden Wasserstofflieferung 

bis hin zur Zusammenarbeit auf dem 

Gebiet der Solarenergie, wo sich die 

STEAG-Tochter STEAG Solar Energy Solution 

(SENS) als sehr erfahren erwiesen hat. 

TIWAG: Erweiterungsprojekt 

Kühtai: Tunnelbohrmaschine 

„Alesja“ wurde angedreht 

(tiwag) Eines der zentralen Elemente des 

Erweiterungsprojekts Kühtai ist der rund 25 

Kilometer lange Beileitungsstollen, über den 

Wasser aus dem Stubai- und Ötztal in den 

neuen Speicher Kühtai geleitet werden wird. 

Ausgebrochen wird dieser Stollen von einer 

Tunnelbohrmaschine (TBM), die den klingenden 

Namen „Alesja“ trägt und kürzlich 

offiziell angedreht wurde, also den Vortrieb 

aufgenommen hat. 

Akronym der Vornamen 

„Die Tunnelbohrmaschine wird sich in den 

kommenden Jahren vom Kühtai aus bis ins 

hintere Stubaital in einem Stück vorarbeiten 

und dabei nicht nur den Beileitungsstollen 

herstellen. Nachläufer und Förderbänder 

transportieren das Ausbruchsmaterial 

ins Kühtai, wo es auf der Hauptbaustelle 

weiterverwertet wird“, erklärt TIWAG-Vorstandsdirektor 

Johann Herdina: „Auch 

freut es uns, dass wir in der Namensgebung 

der Maschine die auf der Baustelle aktiven 

Damen verewigen konnten. In diesem Sinne 

wünschen wir Alesja und der Vortriebsmannschaft 

‚Glück auf‘ in den kommenden 

Jahren.“ 

Der Name der Maschine „Alesja“ ist ein 

Akronym, bestehend aus den Anfangsbuchstaben 

der Vornamen der am Bau des Erweiterungsprojekts 

beteiligten MitarbeiterInnen, 

die beispielsweise sowohl im Tunnel als 

auch im Baustellenmanagement im Einsatz 

sind. 


MembersŃews 

TBM wird elektrisch betrieben 

Die Maße und Leistungsdaten der TBM, 

die vollständig elektrisch betrieben wird, 

sind beeindruckend: Die Gesamtlänge der 

Maschine beläuft sich auf 334 Meter (Vortriebselement 

plus zugehörige Nachläufer, 

also Antriebe, Steuerungs- und Fertigungseinrichtungen) 

und sie bringt ein Gesamtgewicht 

von über 800 Tonnen auf die Waage. 

Am Bohrkopf, der sich mit bis zu zehn Umdrehungen 

pro Minute vorwärts arbeitet, 

befinden sich 28 Schneidrollen, die etwa 

handgroße Gesteinsstücke ausbrechen. So 

können pro Tag – abhängig von den geologischen 

Verhältnissen – bis zu 40 Meter Vortrieb 

geleistet werden. 

Hinter dem Bohrkopf werden Sohltübbinge 

(ein Betonfertigteil) eingebaut, um 

schnell eine ebene Fahrbahn zur Verfügung 

zu haben. Ein Förderband transportiert das 

Ausbruchsmaterial ins Kühtai, Spezialfahrzeuge 

ermöglichen die Versorgung und den 

Transport der Tunnelbauarbeiter. Inklusive 

eingeplanter Unterbrechungen für Wartungsarbeiten 

an der Maschine wird der 

Vortrieb des Beileitungsstollens ca. drei bis 

vier Jahre dauern. 

GE and Uniper Collaborate on 

Decarbonisation Roadmap to 

Lower Emissions at Grain Power 

Plant in UK 

• GE continues to collaborate with Uniper 

to lower the carbon footprint of its power 

generation operations in Europe 

• GE’s hydrogen plant readiness assessment 

represents a significant step in Uniper’s 

Grain gas-fired power plant’s decarbonisation 

roadmap 

• Project will explore solutions to enable 

operations using blends of natural gas 

and hydrogen, with hydrogen accounting 

for up to 40% by volume, targeting the 

decarbonisation of Grain’s 1,365 megawatts 

gas-fired power plant with GE technology 

in the next decade 

GE announced it has commenced its hydrogen 

plant readiness assessment of Grain 

power station in Kent, England, which is the 

newest combined-cycle gas turbine (CCGT) 

power station in Uniper’s UK portfolio. Since 

the signing of their cooperation agreement, 

Uniper and GE have been collaborating 

closely on the long-term decarbonisation of 

Uniper‘s gas-fired power plants and natural 

gas storage facilities. This could also play a 

part in helping the UK reach its target of 

achieving net-zero greenhouse gas emissions 

by 2050. To support this effort, GE’s 

plant assessment at Grain will seek to develop 

detailed solutions to enable the 1,365 

megawatts (MW) CCGT plant to use blends 

of hydrogen up to 40% by volume, which 

could lower its carbon emissions and help 

achieve Uniper’s decarbonisation target. 

“Investigating lower carbon options for 

gas turbines could help the power generation 

industry reduce its carbon emissions 

over the next decade and blending hydrogen 

with natural gas to lower carbon emissions 

is one of the options we’re exploring. 

Uniper set the strategic goal of carbon-neutrality 

in its European generation by 2035, 

and this project marks a tangible step toward 

the decarbonisation of our gas assets,” 

said Ian Rogers, Uniper Head of Asset 

Improvement and Making Net Zero Possible 

project. “The assessment will provide us 

with the scope of the upgrade needed to 

support operation of up to 40% hydrogen 

by volume, while maintaining both plant 

economics and reliability.” 

This project will define the plant equipment 

modifications necessary for the existing 

GT26 gas turbines to accommodate hydrogen 

fuel blends of significant volumes. 

Multiple engineering and consulting teams 

located across GE’s sites worldwide will support 

the assessment in a cross-functional 

effort. Hydrogen use forms part of the hybrid 

decarbonisation strategy being developed 

for the site. 

“GE is continuing to advance our gas power 

technologies towards near zero-carbon 

power generation and part of this evolution 

involves the modernisation of existing combined-cycle 

power plants through the increasing 

use of emissions-friendly hydrogen 

in GE gas turbines,” said Martin O’Neill, VP 

Strategy, GE Gas Power. “Our collaboration 

with Uniper in support of their efforts in 

achieving carbon neutrality across their European 

generation will also bring us closer 

to the UK’s net-zero target and help us support 

the energy transition.” 

EINE BRANCHE. 

EIN NETZWERK. 

Finden Sie neue Projekte, Ideen 

und die richtigen Ansprechpartner 

der europäischen Energiebranche. 

GE’s gas turbine technology builds on decades 

of experience and leadership in the use 

of hydrogen as a gas turbine fuel. More than 

100 GE gas turbines have already accumulated 

greater than 8 million operating hours 

burning hydrogen and have produced ~530 

terawatt hours of electricity. 

LL 

www.uniper.energy (221301028) 

Uniper puts natural gas storage 

facility Krummhörn to the test 

for storing hydrogen 

• Project to store 100% hydrogen in the 

former Krummhörn natural gas storage 

facility 

• Construction and operation implemented 

on a large scale for the first time 

• Commissioning of the demonstration 

plant with a storage volume of up to 

250,000 m³ of hydrogen planned by 

2024 

(uniper) Large-volume hydrogen storage is 

an essential element of the energy transition 

and the development of a hydrogen economy 

in Germany. It is only this way market 

participants are able to respond to fluctuations 

in supply and demand in a flexible 

manner. 

Electricity from renewable energies can be 

converted into hydrogen - so-called green 

hydrogen - by means of electrolysis and 

stored in underground gas storage facilities. 

The existing gas storage facilities are designed 

for natural gas and need to be converted 

for the use of hydrogen. Uniper will 

test this on a large scale and in a real environment 

at the former salt cavern storage 

facility in Krummhörn in northern Germacommunity.e-world-essen.com 


MembersŃews 

ny, which has not been used commercially 

since 2017. For this purpose, a new cavern 

will be sunk using an existing well. The storage 

facility will be one of the first of its kind 

and is expected to be operational by 2024. 

Uniper will invest around €10 million in the 

green future project with a storage volume 

of up to 250,000 m3 hydrogen. 

Doug Waters, Managing Director Uniper 

Energy Storage, says: „Uniper has decided to 

move forward with this project independent 

of other funded projects in order to test the 

technology and processes as quickly as possible. 

Our goal is to develop a storage solution 

for green hydrogen on a commercial 

scale and later offer it on the market. The 

storage capability of green electricity is one 

of the core issues of the energy transition 

and an essential building block for a CO 2 - 

free future.“ 

The proximity to Wilhelmshaven enables 

the connection to the Uniper project „Green 

Wilhelmshaven“. There, Uniper is developing 

two projects for green hydrogen at the 

same time: Firstly, an import terminal for 

ammonia is planned, which will be able to 

convert the ammonia back into hydrogen. 

Secondly, Uniper envisages a large-scale 

electrolysis plant with a capacity of up to 

1,000 MW to produce green hydrogen. 

With decades of experience and a pioneering 

spirit, Uniper is driving forward the energy 

transition and enabling a secure energy 

supply in the future through the storage of 

natural gas, hydrogen and other green gases. 

LL 

www.uniper.energy (221301030) 

Vattenfall: Zweites Leben 

für Rotorblätter von 

Windkraftanlagen 

(vattenfall) Zahlreiche Komponenten von 

Windkraftanlagen, die nach dem Ende ihrer 

Laufzeit zurückgebaut werden, können bereits 

heute wiederverwertet werden. Eine 

Herausforderung bilden jedoch die Rotorblätter, 

die aus Verbundwerkstoffen gefertigt 

sind. Vattenfall hat sich deshalb zum Ziel 

gesetzt, bis 2030 eine Recyclingquote von 

100 Prozent für ausgemusterte Rotorblätter 

zu erreichen. Jetzt steht der erste Praxistest 

an: die Rotorblätter des im Rückbau befindlichen 

niederländischen Windparks „Irene 

Vorrink“ sollen zu Sportgeräten, Dämmstoffen 

oder Komponenten für Solarparks verarbeitet 

werden. Vattenfall kooperiert deshalb 

mit verschiedenen Projekten, um neue Kreislauflösungen 

zu finden. 

Hierzu sagt Eva Philipp, Head of Environment 

and Sustainability im Geschäftsbereich 

Wind bei Vattenfall: „Da die Windindustrie 

weiter wächst, um fossilfreie Energie 

auf der ganzen Welt bereitzustellen, engagiert 

sich Vattenfall für eine Kreislaufwirtschaft, 

die die Umweltauswirkungen während 

des gesamten Produktlebenszyklus reduziert.“ 

Um die Blätter vom Windpark Irene Vorrink 

zu recyceln, wurden zwei Partner unter 

Vertrag genommen, die die Blätter verarbeiten 

und Optionen für das Recycling prüfen: 

die norwegische Gjenkraft AS sowie das 

LIFE CarbonGreen-Konsortium. Das niederländische 

Bildungsinstitut ROCvA erhält 

zudem zwei Rotorblätter, die als Trainingsgerät 

für zukünftige Windturbinenmechaniker 

verwendet werden sollen. 

Die norwegische Gjenkraft AS wird die Rotorblätter 

zur Herstellung von recycelten 

Fasern, synthetischen Ölen und Gasen nutzen, 

die unter anderem zur Herstellung von 

Sportgeräten wie Skiern und Snowboards 

oder Dämmstoffen verwendet werden. LIFE 

CarbonGreen ist ein Forschungsprojekt, das 

neue Verfahren für die Verarbeitung der 

Blätter entwickelt hat und hieraus auch 

Komponenten für Solarparks produzieren 

will. 

Windkraftanlagen haben bereits eine 

Recyclingquote von 90 Prozent, denn zahlreiche 

Komponenten einer Windkraftanlage 

– das Fundament, der Turm, die Komponenten 

des Getriebes und des Generators – 

sind recycelbar. Die Rotorblätter stellen jedoch 

aufgrund der Verbundwerkstoffe, aus 

denen sie bestehen, eine besondere Herausforderung 

dar. Derzeit gibt es hierfür noch 

keine nachhaltigen Lösungen im industriellen 

Maßstab. Aus diesem Grund beschäftigt 

sich Vattenfall mit der Erforschung und Erprobung 

fortschrittlicherer Recyclingtechnologien. 

In den kommenden Wochen werden die 

ausgemusterten Rotorblätter so zerlegt, dass 

sie für den weiteren Transport und die vorgesehenen 

Recyclingtechnologien geeignet 

sind. Die Pläne sind Teil des Bestrebens von 

Vattenfall, bis 2030 eine Recyclingquote von 

100% zu erzielen. Bereits heute verzichtet 

Vattenfall komplett auf das Deponieren von 

ausgemusterten Rotorblättern aus eigenen 

Windparks. 

LL 

www.vattenfall.de (221301033) 

Vattenfall: Sturmtiefs: 

Flexibler Energiespeicher 

durch Wasserkraft 

(vattenfall) In Deutschland betreibt Vattenfall 

insgesamt zwölf Wasserkraftwerke, 

maßgeblich Pumpspeicherwerke, mit einer 

installierten Leistung von rund 3.000 Megawatt 

(MW). Neben der Speicherung und 

Nutzbarmachung von erneuerbarem Strom 

liefern sie einen Beitrag zur Netzstabilität. 

Die Sturmtiefs haben in Deutschland im 

Februar 2022 für eine sehr hohe Stromproduktion 

aus Windkraftanlagen gesorgt. So 

überstieg die Stromerzeugung durch erneuerbare 

Energien am Wochenende für viele 

Stunden den Stromverbrauch. 

Wenn in Deutschland mehr Strom produziert 

wird als in diesem Moment gebraucht 

wird, dann wird dieser entweder exportiert 

oder gespeichert. So haben unter anderem 

auch Vattenfalls Pumpspeicherwerke erneuerbaren 

Strom verwertet. Dies zeigt sich in 

den Strommarktdaten des vergangenen Wochenendes. 

Diese Grafik der Bundesnetzagentur zeigt, 

dass am vergangenen Wochenende die 

Stromaufnahme durch Pumpspeicher in den 

Stunden stieg, in denen eine hohe Einspeisung 

vor allem durch Windenergie vorlag 

(weißer Bereich). Als diese abflachte, stieg 

wiederum die Stromerzeugung durch 

Pumpspeicher (dunkelblauer Bereich). 

„Die starken Schwankungen bei der Windenergieerzeugung 

in den letzten Tagen 

haben gezeigt, wie sinnvoll ergänzend ein 

großer flexibler Energiespeicher durch Wasserkraft 

ist“, sagt Peter Apel, Geschäftsführer 

der Vattenfall Wasserkraft GmbH. „Denn 

Pumpspeicherwerke können diese Schwankungen 

teilweise ausgleichen.“ 

Moderne Anlagen wie die Vattenfall Pumpspeicherkraftwerke 

– Goldisthal und – Markersbach 

speichern überschüssigen Strom, 

indem sie Wasser in ein höher gelegenes 

Becken pumpen. Steigt dagegen der Strombedarf 

oder fällt die Wind- oder Solarstromerzeugung, 

wird das Wasser wieder abgelassen 

und treibt über eine Turbine einen 

Generator an. Binnen Sekunden wird Strom 

erzeugt, der dann zur Deckung von Spitzenlast 

und zum Ausgleich von Schwankungen 

ins Netz eingespeist wird. 

In Deutschland betreibt Vattenfall insgesamt 

zwölf Wasserkraftwerke, maßgeblich 

Pumpspeicherwerke, mit einer installierten 

Leistung von rund 3.000 Megawatt (MW). 

Das Besondere an diesen Kraftwerken ist 

ihre Vielseitigkeit. Neben der Speicherung 

und Nutzbarmachung von erneuerbarem 

Strom liefern sie einen Beitrag zur Netzstabilität. 

„Die Anlagen sind schnell steuerbar, 

sodass sie im Auftrag der Netzbetreiber zur 

Stabilisierung des Stromnetzes beitragen, 

zudem Versorgungssicherheit garantieren 

und geringe CO 2 -Emissionen verursachen“, 

sagt Apel. 

L L www.vattenfall.de (221301038) 


MembersŃews 

Vattenfall: Britische Regierung 

genehmigt Vattenfalls Offshore-Windpark 

Norfolk Vanguard 

(vattenfall) Die britische Regierung hat die 

Baugenehmigung für den Offshore-Windpark 

Norfolk Vanguard von Vattenfall erteilt. 

Die Zustimmung für Norfolk Vanguard 

folgt der bereits erteilten Zustimmung für 

das Schwesterprojekt Norfolk Boreas. 

Mit dieser Entscheidung ist die Genehmigung 

für das gesamte Offshore-Windgebiet 

Norfolk abgeschlossen. 

Das 3,6-GW-Offshore-Windgebiet Norfolk 

stärkt die Pläne der britischen Regierung, 

Offshore-Wind bis 2030 auf 40 GW auszubauen. 

Beide Projekte in der von Vattenfall 

geplanten Offshore-Windzone Norfolk wurden 

nun genehmigt. 

Das Gebiet wird jährlich soviel Strom erzeugen, 

wie es rechnerisch dem Bedarf von 3,9 

Millionen britischen Haushalten entspricht. 

Norfolk Vanguard und Norfolk Boreas werden 

nach Inbetriebnahme über bis zu 3,6 GW 

erneuerbare Stromkapazität verfügen. 

Helene Biström, Head of Business Area 

Wind von Vattenfall, erklärt: „Norfolk Vanguard 

und Norfolk Boreas sind branchenweit 

führende Projekte, deren Entwürfe so aufeinander 

abgestimmt sind, dass die Auswirkungen 

auf die Umwelt und die Gemeinden 

minimiert werden. Wir freuen uns sehr, dass 

wir die Genehmigung für Norfolk Vanguard 

erhalten haben. Obwohl die Entscheidung 

leider zu spät getroffen wurde, um das Projekt 

in der aktuellen CfD-Auktionsrunde 4 zu 

versteigern, werden wir nun in enger Zusammenarbeit 

mit der Zuliefererkette und den 

örtlichen Gemeinden nach Möglichkeiten 

suchen, das Projekt voranzutreiben.“ 

VERBUND Energiezukunft grenzüberschreitend 

planen 

(verbund) Der Bayerische Energie-Staatsminister 

Hubert Aiwanger traf Vertreterinnen 

und Vertreter von VERBUND zu einem „Bayerisch-Österreichischen 

Energiedialog“ in 

Wien. Dabei wurde nicht nur das Engagement 

des Unternehmens im Bereich der 

Wasserkraft gewürdigt, sondern auch die 

Zusammenarbeit für die nachhaltige, sichere 

und leistbare Gestaltung der Energiezukunft 

vertieft: VERBUND trat dem Wasserstoffbündnis 

Bayern bei. 

Neben einem allgemeinen Austausch zur 

Energiepolitik in dem aktuell sehr herausfordernden 

Umfeld bildete das Thema grüner 

Wasserstoff einen der Schwerpunkte des 

Termins. Staatsminister Hubert Aiwanger 

und VERBUND-CEO Michael Strugl waren 

einig, dass in einem machbaren Zeitrahmen 

die immer noch bestehende Abhängigkeit 

von fossilen Energieträgern erheblich reduziert 

werden muss. 

Michael Strugl: „Die heimische Produktion 

von grünem Wasserstoff ist ein wichtiger 

Baustein für den Umbau der Energielandschaft. 

Um den mittel- bis langfristig erwarteten 

Bedarfshochlauf adäquat decken zu 

können, ist es erforderlich, zusätzlich zur 

heimischen Produktion von grünem Wasserstoff, 

Routen zu entwickeln, über die grüner 

Wasserstoff in unsere Heimmärkte importiert 

werden kann. Hierzu gilt es, die Wasserstoffwirtschaft 

der Zukunft entlang der 

gesamten Wertschöpfungskette auch in Allianzen 

zu gestalten. Wir als Unternehmen 

haben unseren Willen, dazu auch grenzüberschreitend 

zusammenzuarbeiten, heute 

mit unserem Beitritt zum Wasserstoffbündnis 

Bayern unterstrichen.“ 

Der Bayerische Staatsminister Huber Aiwanger 

begrüßte diesen Schritt: „Der 

Beitritt von VERBUND zeigt die große Attraktivität 

des Bündnisses über unsere Landesgrenzen 

hinaus. Bayern und Österreich 

sind Vorreiter bei Wasserstoff. Unsere Länder 

haben dessen Schlüsselfunktion für die 

Klimaneutralität in Industrie und Mobilität 

früh erkannt. Dank bestehender Erdgasnetze 

und Speicher haben wir ideale Voraussetzung 

für grenzüberschreitende Zusammenarbeit. 

Österreich könnte dank seiner zentralen 

Lage im europäischen Erdgasnetz 

langfristig zum Wasserstoff-Hub werden. 

Das würde auch Bayerns Position stärken.“ 

Grüner Wasserstoff gilt als wichtiger Baustein 

der CO 2 -freien Energiezukunft: Er ist 

einer der Hebel zur Erreichung der ambitionierten 

Klimaziele, und wird vor allem dort 

gebraucht werden, wo Grünstrom nicht direkt 

und unmittelbar eingesetzt werden 

kann. Beispiele finden sich unter anderem in 

der Metallindustrie oder in Raffinerien. 

Das Wasserstoffbündnis Bayern ist eine 

Vernetzungs-, Wissens- und Interessensplattform 

von über 240 Wasserstoff-Akteuren 

aus Wirtschaft, Wissenschaft und Politik, 

die durch das Zentrum Wasserstoff. 

Bayern (H2.B) koordiniert wird. Das H2.B 

ist die vom Freistaat Bayern initiierte Strategie- 

und Koordinierungsstelle für wasserstoffbezogene 

Themen und Aktivitäten mit 

Sitz in Nürnberg. Das Zentrum agiert dabei 

an der Schnittstelle zwischen Wirtschaft, 

Wissenschaft, Politik und Öffentlichkeit im 

nationalen und zunehmend auch im internationalen 

Kontext. 

Prof. Peter Wasserscheid, Co-Vorstand des 

H2.B, zeigte sich begeistert über den Beitritt 

Über das Norfolk Offshore-Gebiet 

• 3,6 GW installierte Leistung 

• £ 15 Millionen gemeinnütziger Fonds 

• Ein Teil der Industrie plant, bis 2026 

70.000 Arbeitsplätze zu schaffen, davon 

10% im Osten Englands 

• Erste Leistung erwartet: Mitte der 2020er 

Jahre 

• Haushalte, die rechnerisch die jährlich 

erzeugte Strommenge verbrauchen: 3,9 

Millionen 

• Eingesparte CO 2 -Menge: 6 Millionen 

Tonnen pro Jahr 

• Offshore-Standortfläche: 1.307 km2 

• Entfernung der nächsten Turbine vom 

Ufer: 47 km 

• Länge der Verkabelung an Land: 60 km 

• Anzahl der Turbinen: Zwischen 180 und 

312 

LL 

www.vattenfall.de (221301040) 

Beim Bayerisch-österreichischen Energie-Round-Table tauschten sich der Bayerische 

Staatsminister Hubert Aiwanger, VERBUND-Vorstandsvorsitzender Michael Strugl sowie 

Vertreterinnen und Vertreter aus Wirtschaft und Verwaltung über Zukuftsfragen der sicheren, 

erneuerbaren Energieversorgung aus. Bei diesem Treffen erfolgte auch der Beitritt von 

VERBUND zur Wasserstoffallianz Bayern.CopyrightVERBUND 


MembersŃews 

von VERBUND: „VERBUND betreibt nicht 

nur eine große Anzahl bayerischer Wasserkraftwerke 

sondern ist auch ein Vorreiter in 

Sachen Wasserstofftechnologien und Wasserstoffwirtschaft. 

Gemeinsam wollen wir 

entlang der Donau Wasserstoffwertschöpfungsketten 

aufbauen, um für Österreich 

und Bayern weitere Zugänge zu kostengünstigem 

grünen Wasserstoff zu erschließen.“ 

Hamead Ahrary, Bereichsleiter Wasserstoff 

bei VERBUND ergänzte: „Für den Aufbau 

einer grenzüberschreitenden Wasserstoffwirtschaft 

ist es wesentlich, gemeinsam 

mit den richtigen Partnern die Herausforderungen 

anzugehen. Deshalb freuen uns sehr, 

mit dem Wasserstoffbündnis Bayern die 

Transformation der Energielandschaft voranzutreiben.“ 

VERBUND Wasserkraft in Bayern 

VERBUND ist in Bayern vor allem als Betreiber 

der Wasserkraftwerke am bayerischen 

Inn und an den Grenzstrecken von Inn 

und Donau bekannt. In 21 großen Kraftwerken 

erzeugt das Unternehmen rund 5,8 

Mrd. Kilowattstunden Strom, davon rd. 4 

Mrd. Kilowattstunden für Bayern. Mit der 

Erneuerung und Erweiterung des Innkraftwerks 

Jettenbach-Töging, in das VERBUND 

rund 250 Mio. Euro investiert, befindet sich 

nicht nur das derzeit größte Wasserkraftprojekt 

Deutschlands in Umsetzung. Mit einer 

Steigerung der Jahreserzeugung um 25 % 

auf rund 700 Mio. Kilowattstunden wird das 

neue Kraftwerk rund 14 % des in Bayern geplanten 

Wasserkraftausbaus von 1 Terawattstunde 

bewerkstelligen – zusätzlicher Strom 

aus Wasserkraft für insgesamt rund 200.000 

bayerische Haushalte. 

„Wenn wir das technisch mögliche Effizienzpotenzial 

bei unseren Bestandsanlagen 

zusammenrechnen und mögliche innovative 

Wasserkraftnutzungen bei Gewässersanierungen 

dazu rechnen, könnten wir für 

Bayern knapp 400 Mio. Kilowattstunden 

mehr an Wasserkrafterzeugung beisteuern“ 

schildert Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer 

der bayerischen VERBUND Wasserkraft. 

„Dazu haben wir mit dem Energiespeicher 

Riedl die einmalige Chance, für Bayern 300 

MW Flexibilität und Speicherkapazität für 

die Integration der volatilen Energieformen 

wind und Photovoltaik beizustellen. Passende 

Rahmenbedingungen bei den Genehmigungen 

sowie Anreize würden diese Investitionen 

unterstützen“. 

LL 

www.verbund.com (221301044) 

Events in brief 

E-WORLD ENERGY & WATER: 

Neuheiten in den Messehallen 

• Premiere für Wasserstoff-Gemeinschaftsstand 

und digitalen Prototype Club 

(eworld) Die Vorbereitungen für Europas 

Leitmesse der Energiewirtschaft laufen auf 

Hochtouren. Der Zuspruch der Branche für 

die E-world energy & water, die vom 21. bis 

zum 23. Juni in der Messe Essen stattfindet, 

ist groß. Bislang haben sich rund 640 Aussteller 

angemeldet. In diesem Jahr punktet 

die Messe mit zahlreichen Neuheiten. So 

wird die E-world erstmals im Sommer veranstaltet. 

Begleitet wird sie von innovativen 

Programm-Elementen, die den Fachbesuchern 

und Ausstellern informativen Mehrwert 

bieten. Neu sind der Wasserstoff-Gemeinschaftsstand 

„Hydrogen Solutions“ 

und der digitale Prototype Club. Beide Formate 

rücken Zukunftsthemen in den Fokus. 

„Auf der E-world wird die Energieversorgung 

neu gedacht. Experten, Wissenschaftler 

und Wirtschaftsgrößen entwickeln und 

diskutieren hier seit über 20 Jahren erfolgreich 

Strategien und Maßnahmen. Unter 

dem Leitmotiv ‚Solutions for a sustainable 

future‘ werden auch in diesem Jahr wieder 

wichtige Impulse in Politik und Wirtschaft 

ausgehen“, so Stefanie Hamm, Geschäftsführerin 

der E-world GmbH. Ihre Geschäftsführungskollegin 

Sabina Großkreuz ergänzt: 

„Vor allem nachhaltige Technologien 

und intelligente Energiesysteme sind wichtig, 

um die Zukunft der europäischen Energieversorgung 

zu gestalten.“. 

Gemeinschaftsstand Wasserstoff ist 

Anlaufstelle rund um wichtigen Energieträger 

Wasserstoff gilt als zentraler Stützpfeiler 

der Energiewende. Das Element hat eine 

enorme Relevanz für die Branche; Nachfrage 

und Einsatz steigen stetig. Die E-world 

bietet Unternehmen und interessierten 

Fachbesuchern mit dem Gemeinschaftsstand 

Wasserstoff unter dem Namen „Hydrogen 

Solutions“ in diesem Jahr erstmals 

die Möglichkeit, sich an einer zentralen Stelle 

auf dem Messegelände über diesen wichtigen 

Energieträger und die damit verbundene 

Projektvielfalt zu informieren und 

auszutauschen. 

Karriereforum erstmals 

in hybrider Form 

Darüber hinaus hat die E-world das bestehende 

Format des Karriereforums weiterentwickelt. 

LL 

www.e-world-essen.com (221301108) 

Enlit Europe 

• 29 Novembr - 1 December 2022 

• Frankfort, Germany 

Enlit vows to light the spark that will fuel 

the change we need to ensure our industry 

– and our planet – have the brightest possible 

future. 

Enlit is a series of energy events unlike any 

other – because they are more than just energy 

events. Enlit is a community that for 

365-days a year will collaborate and innovate 

to solve the most pressing energy-related 

issues. 

At the European edition, the Enlit community 

will come together for three days in 

Frankfurt from 29 November through to 1 

December 2022, to meet and inspire each 

other and to develop their discussions and 

actions to take steps forward in the energy 

transition. 

And so the Enlit circle begins: a constantly 

growing, inclusive and end-to-end forum 

that addresses every aspect of Europe’s energy 

transition. 

Our Promise 

The boundaries of the sector are blurring 

and this evolution is being shaped by established 

players, external disruptors, innovative 

start-ups and the increasingly engaged 

end-user. 

We believe in an equitable energy transition 

that leaves no one behind. From corporates 

to consumers, investors to entrepreneurs, 

and engineers to activists – we promise 

to welcome you all and to give you the 

ability to seize all of the opportunities that 

the energy transition has to offer. Energy is 

evolving. So are we – so are you. Together 

we will make a difference. Get Involved! 

Our 365 Offer 

The Enlit Europe 365 digital platform provides 

essential industry content and is a 

great way to promote your products and 

services and network within the power and 

electricity sector. 

From source to generation, from grid to 

consumer, the boundaries of the sector are 

blurring and this evolution is being shaped 

by established players, external disruptors, 

innovative start-ups and the increasingly 

engaged end-user. 

Enlit Europe brings all of these people together 

to seize current opportunities, spotlight 

future ones, and inspire the next generation 

to participate in the journey. 

LL 

www.enlit-europe.com (221300831) 


The Ukraine war will not derail Europe’s energy transition 

The Ukraine war will not derail 

Europe’s energy transition 

Sverre Alvik 

Abstract 

Der Ukraine-Krieg wird Europas 

Energiewende nicht gefährden 

Eine aktuelle Analyse von DNV zeigt, dass der 

Krieg in der Ukraine die europäische Energiewende 

nicht gefährdet. Durch den Verzicht auf 

russisches Erdgas wird sich die europaweite 

Energiewende beschleunigen – mit weniger 

fossilen Brennstoffen im Energiemix und geringeren 

Treibhausgasemissionen. Der Kohlenstoffanteil 

im Energiemix wird sich europaweit 

schneller verringern und der Trend zu 

erneuerbaren Energien sorgt dafür, dass allein 

der Gasverbrauch im Jahr 2024 um 9 % geringer 

sein wird. Die Treibhausgasemissionen in 

Europa im Zeitraum 2022 bis 2030 werden 

sich um 610 Mt (bzw. 2,3 %) verringern. Europa 

wird bis 2030 12 % mehr Gas produzieren 

und Russland wird weniger Gas exportieren, 

da der asiatische Markt den europäischen 

nicht ersetzen kann. Rohstoffknappheit wird 

längerfristig für hohe Stromkosten sowie für 

einen Preisanstieg bei Batterien sorgen. l 

Author 

Sverre Alvik 

Director of Energy Transition 

Research 

DNV 

Oslo, Norway 

As Europe struggles to build energy security in 

response to Russia’s invasion of Ukraine, uncertainty 

looms on many fronts. By turning its 

back on Russian oil and gas, will Europe speed 

or slow down its response to the more global 

crisis – climate change? 

That is a complicated question, and hinges 

on the extent and duration of the war. But, 

as things stand, our conclusion is that improved 

energy security does not come at the 

cost of decarbonization and there is likely to 

be a small acceleration in Europe’s energy 

transition. 

This article outlines DNV’s provisional view 

on how the ongoing war is likely to impact 

Europe’s energy transition in the short, medium, 

and long term. Our emphasis here is 

on the consequences of the unfolding developments 

and not on making policy recommendations. 

The present commentary 

–– 

is confined to the implications of current 

developments in Europe. Elsewhere, in 

our Pathway to Net Zero Emissions (DNV, 

2021), DNV sets out what we believe to be 

a feasible way for the world to achieve the 

Paris ambitions. The results from DNV’s 

energy transition model underpin the 

conclusions we present here, but we underline 

the uncertainty in 

–– 

the quantification. We also acknowledge 

that the small acceleration of progress towards 

the Paris Agreement in a geographically 

limited part of the world, comes at 

the cost of a profound humanitarian crisis. 

Energy security 

Roughly one third of European gas demand 

is used for buildings heating and cooking, 

and another third for electricity production. 

Almost twenty percent is used by the manufacturing 

industry, and the remaining in petrochemical 

industry and by the gas industry 

itself during production. 

European policymakers are determined to 

slash the EU’s Russian gas dependence by 

two-thirds this year. The replacement will 

be painful and costly, with increased import 

of LNG taking centre stage. However, there 

is currently insufficient regasification capacity 

in Europe, and production in places 

linked to the European gas pipeline networks 

in Norway, Algeria and Azerbaijan 

can only inch their output upwards. Replacing 

two thirds of Russian gas by year-end 

looks like a tall order, and the European energy 

security ambition therefore hinges on 

additional policies, such as those outlined 

by the IEA in its 10-point plan (IEA, 2022). 

Beyond nudging consumer behaviour towards 

lower energy use, there is scope for a 

concerted policy push for energy efficiency, 

a postponement of nuclear retirements, and 

an extensive renewable energy buildout. Europe 

is working hard to remove regulatory 

barriers, ensuring that scaling can happen 

early to improve energy security, and to help 

reaching the longer term net zero goal. 

European policymakers are determined 

to slash the EU’s Russian 

gas dependence by two-thirds this 

year. The replacement will be 

painful and costly, with increased 

import of LNG taking centre stage. 

There is certainly opportunity for acceleration 

on these fronts: Belgian nuclear, French 

heat pumps, German solar and pan- European 

wind will all contribute to a lower dependence 

on imported Russian energy. 

Some of these options can make 

a difference this year; others will need multiple 

years to take meaningful effect. Behavioural 

changes in travel and domestic heating, 

both due to governmental push and due 

consumer awareness, can have effect immediately. 

So far the impact is believed to be 

modest, but there is a potential upside we 

will watch carefully. 

While non-fossil supply and energy efficiency 

can and will be accelerated, there are 

counterforces at work with respect to the 

energy transition. These include burning 

more coal to replace natural gas and increasing 

costs of EV batteries and PV panels due 

to higher commodity prices. To this extent, 

the push for energy security works against 

the transition. Other effects of the war that 

are not linked to energy security like reduced 

global trade and cooperation, such as 

the realignment of global logistics to address 

a mounting food crisis, and a shortfall 

35 | vgbe energy journal 



of critical minerals, could also slow down 

the energy transition. 

Modelling the transition 

DNV’s system dynamics energy transition 

model provides insight on how economics, 

technologies, sectors, geographies, and policies 

influence each other. The next edition of 

our annual Energy Transition Outlook is due 

in October, but we have run the model now 

to assess how the changes we have seen 

since 24th February this year are likely to 

influence the energy transition in Europe. 

The largest uncertainties have to do with the 

war itself – its duration and possible escalation, 

and whether strengthened countermeasures 

bring the export of Russian oil and 

gas to Europe to complete stop. While it is 

likely that Europe’s commitment to its Fit for 

55 climate plan will endure, public reaction to 

energy affordability may challenge its momentum 

in the short term. There are many 

other imponderables, like whether the war 

will give rise to a new cold war, or end in a 

calmer détente. With all these uncertainties 

in mind, we have chosen to model a scenario 

where the European energy system discontinues 

the importation of Russian gas, with zero 

Russian gas imported from 2025 onwards. 

Higher energy prices 

Russia produces about 17 % of global natural 

gas and import from Russia met 33 % of 

Europe’s overall natural gas consumption in 

2020. When we let our model choke Russian 

gas supply to Europe by 80 % in 2023 and 

100 % in 2025, and factor in the higher gas 

prices that result, we see a spillover to other 

areas, like electricity prices. For example, for 

2024, the electricity price is 12 % higher 

than a model run with no change in Russian 

energy import. Globally, the war leads to 

3 % lower energy demand within two years, 

compared with our pre-war model run, 

mainly because of lower GDP. 

Alternatives to gas 

To account for a gradual independence of 

Russian gas in the coming few years, we let 

the model reduce Russian gas export to Europe 

by 40 % as an average figure for 2022, 

80 % in 2023, 90 % in 2024 and 100 % from 

2025 onwards. 

As illustrated in F i g u r e 1 , we find that 

within 2 years, in 2024, Europe, including 

Norway and UK, manage to increase domestic 

production with 420 PJ, while the import, 

mainly LNG from Middle East and US, increase 

with 4100 PJ. That leaves a gas deficit 

or reduced consumption of 1740 PJ. Most of 

that will be replaced by other energy sources, 

but there will also be some net reduction 

– meaning overall decline in energy use – 

due to GDP decline, higher energy prices 

and increased energy efficiency. 

Ease and means of gas replacement depend 

on which sector is it used. Growth and 

Units: PJ/yr 

0 

-1000 

-2000 

-3000 

-4000 

-5000 

-6000 

-7000 -6251 +4090 

Gas from 

Russia 

Gas from other 

regions 

+422 

Europe gas 

production 

-197 

greening of electricity, and hence the decarbonization 

of end uses in the transport, 

building and manufacturing sectors, is 

the most important means to decarbonize 

European energy use. Renewables and 

nuclear have low operating costs and are 

at the top of a cost merit order in our analysis, 

producing whatever quantities available. 

These quantities are not sufficient in 

the short term to cope with the entire shortfall 

in gas – that is when gas needs to be replaced 

by coal, which also has higher costs 

as a result of the war. The switch to coal is 

temporary. Being the fuel of the last resort, 

we find that, by 2024 only 6 % of the reduction 

in natural gas supply will be taken up by 

coal. 

The postponement of nuclear retirements 

and higher utilization of existing nuclear assets 

together produce an important shortterm 

effect and these developments are 

likely to happen in several countries, but 

notably not Germany. Nuclear production 

makes up for one-third of the shortfall in 

natural gas supply in 2024. 

Unlike most other energy sources, bioenergy 

costs have not grown due to the war, and it 

is possible to slightly grow bioenergy – 

mainly from sewage and waste – over the 

coming few years. We find that bioenergy 

makes up for 20 % of the shortfall in natural 

gas supply in 2024. 

By contrast, the main energy independence 

measure advanced by European politicians – 

a bigger and faster renewable energy buildout 

– has a much slower initial effect. It 

will take two years, for example, for this 

faster buildout to make up 10 % of the shortfall 

resulting from an absence of Russian 

gas. However, while there may be a small impact 

in 2023, it becomes more meaningful 

with each passing year. Over a five-year period, 

we see the renewable buildout matching 

the 20 % increase the EU aims for, and by 

2030, solar PV and wind will make up for 

more than half of the shortfall in natural gas 

supply. 

Nothing has lower costs and footprint 

than the energy not used, 

and Europe is putting more effort 

into energy efficiency to ensure 

energy independence 

Oil 

+109 

Coal 

+543 +131 

Nuclear 

Hydropower 

+362 +164 +183 

Bioenergy 

Fig. 1. Impact of the Ukraine war on European primary energy mix in 2024, 

compared with a pre-war model. 

Solar 

Higher commodity prices will inflate battery 

costs. EV uptake will suffer, such that the 

timing of the milestone where 50 % of new 

car sales in Europe occurs is delayed by almost 

one year – 2028 rather than 2027. This 

has further implications for long- term decarbonization 

and delays the decline in oil 

somewhat. Countries with ambitious 2030 

decarbonization targets will need to review 

and possibly strengthen incentives for EV 

uptake. 

If we look at percentage changes, overall gas 

use is down 1700 PJ or 9 % in 2024 compared 

with our pre-war model run. The biggest 

percentage increase is in solar, which is 

up 9 %. The overall effect on the energy mix 

is limited, bearing in mind Europe’s overall 

primary energy demand is 70 EJ or 

70,000 PJ. As a result of the decline in gas, 

the decarbonization of the energy mix increases 

to 34 % non-fossil energy sources in 

2024, 2 % higher than our pre-war model 

run. This small acceleration endures, such 

that by 2030, the overall change in the share 

of non-fossil energy sources in the energy 

mix continues to be 2 % higher than the prewar 

prediction. 

Nothing has lower costs and footprint than 

the energy not used, and Europe is putting 

more effort into energy efficiency to ensure 

energy independence. The standout action 

here is support for heat pumps, and, as a result, 

we expect the overall energy demand in 

the building sector to decline a further 4 % 

towards 2030, with efficient electricity use 

for heat pumps replacing some of the gas. 

Overall energy efficiency improvement is a 

key lever for limiting energy consumption, 

and due to this, European primary energy 

consumption peaked already 15 years ago, 

while globally we expect primary energy demand 

to peak around 2030. 

(Green) hydrogen push 

-455 

Natural gas 

Other energy resources 

Total decline in energx 

use 

Wind 

Total 

Hydrogen is an(other) important pillar in 

securing both Europe’s energy independence 

and the sustainability of its energy mix. 

But its main challenge is affordability. 

There are signals from Germany that the energy 

crisis is reducing the opposition towards 

blue hydrogen (Recharge, 2022). 

However, when Europe is in dire need of gas 



to replace the phase-out of Russian gas, it is 

unlikely that significant amounts of surplus 

natural gas will be available for producing 

blue hydrogen. Furthermore, gas prices are 

high, and that makes blue hydrogen, with its 

additional carbon sequestration and storage 

costs, less competitive. Even if blue hydrogen 

remains cheaper than green hydrogen 

(produced from renewables by electrolysis) 

for the next few years, we find blue hydrogen 

uptake low in Europe towards 2030 and 

decreasing rather than increasing as a consequence 

of the war. 

Europe has limited capacity for producing 

sufficient renewable electricity to simultaneously 

phase out fossil fuels from the power 

mix and produce meaningful amounts of 

green hydrogen. Nevertheless, policymakers 

continue to prioritize both objectives. 

Consequently, we anticipate higher support 

for green hydrogen as part of the new push 

for renewables and have factored a 12 % 

lower hydrogen price into our model, compared 

with our base case for 2030. In spite of 

increased support, green hydrogen use in 

Europe will remain modest by 2030, albeit 

25 % higher compared with our pre-war 

model output. 

As things currently stand, we forecast 

a small acceleration of the energy 

transition in Europe as the 

most likely energy-related outcome 

of the Ukraine war. 

Gas demand shifts 

Russia will be looking to the East to replace 

its energy export revenue, but export capacity 

to China and neighbours is currently limited 

and new transmission pipelines and 

LNG export terminals take a long time to 

build. Hence, we find that gas production in 

North East Eurasia, which includes Russia, 

Ukraine and other former Soviet Union 

countries, will decline by 24 % in 2024, as 

there is not sufficient infrastructure to export 

the gas. 

In contrast, we estimate that Europe itself 

will produce 12% more gas between now 

and 2030, reflecting the industry’s reaction 

to higher oil and gas prices in the short term 

and responses to the pledge from EU to deliver 

more gas. High oil and gas prices will 

stimulate new developments globally, but in 

the wake of this initial rush to new production, 

over the next decade global demand 

will likely reduce rather than increase, as 

GDP growth and globalization reduce, and 

Units: MtCO 2 /yr 

40 

20 

0 

-20 

-40 

both oil and gas production and transport 

hence inch a little lower. Thus, we anticipate 

that over-investments will result in lower oil 

and gas prices in the second half of this decade 

and our model suggests that this will 

lead to a small increase in global oil use later 

in the 2030s relative to our pre-war forecast. 

A small acceleration of 

decarbonization and emission 

reduction 

Oil 

Natural 

gas 

Coal 

Bioenergy 

CCS 

Total 

-60 

Positive values 

for CCS indicate 

-80 

a reduction in 

emissions 

-100 

2022 2024 2026 2028 

captured 

2030 

Fig. 2. Impact of the Ukraine war an European energy-related CO 2 emissions, 

compared with a pre-war model. 

The ultimate metric for decarbonization is 

reduction in GHG emissions, and the net effect 

of the invasion in Ukraine will be a small 

acceleration of decarbonization and emissions 

reduction towards 2030. The main 

reasons for the difference are postponed nuclear 

retirements in the short term and, in 

the medium term, a faster renewables buildout, 

and increased energy efficiency and 

lower economic growth. The overall effect 

is, however, limited, amounting to a 580 Mt 

or 2.3 % reduction in emissions in Europe in 

the period 2022-2030, compared with a 

case without a Ukraine war. I n F i g u r e 2 , 

we show that the total emissions change is 

almost entirely due to reduced gas consumption; 

the changes in the other energy sources 

and in Carbon Capture and Storage (CCS) 

are minor in comparison. 

We emphasize that there are significant uncertainties 

in our forecast. These relate primarily 

to the duration and outcome of the 

war itself, and the strength and duration of 

the policy measures enforced by the European 

nations to improve energy security and 

sustainability. 

However, as things currently stand, we forecast 

a small acceleration of the energy transition 

in Europe as the most likely energyrelated 

outcome of the Ukraine war. As with 

COVID-19, we see a Europe that manages to 

cope with a short-term crisis without harming 

its ability to deal with the long-term climate 

crisis. 

At a global level, the net effect of the war on 

the energy transition is minor. The DNV system 

dynamics model captures some of 

the emerging global complexities, including 

changes in energy trade and the effect of increased 

commodity prices. It also takes account 

of how regionalization and energy 

security boost more short-term coal use 

in e.g. China, and how the renewables buildout 

is slowed down by higher commodity 

prices and at the same time accelerated 

by the push for energy independence. We 

will comment on these developments 

more fully in our forthcoming Energy Transition 

Outlook 2022 towards the end of this 

year. 

References 

DNV, 2021 Pathway to net zero emissions, Energy, 

Transition Outlook, 2021, www.dnv.com/ 

eto 

IEA, 2022 A 10 point plan to reduce the European 

Unions Reliance on Russian Gas, https:// 

www.iea.org/reports/a-10-point- plan-toreduce-the-european-unions-reliance-onrussian-natural-gas 

Recharge, 2022 Germany and Norway mull pipeline 

for massive hydrogen imports in wake of 

Russian war, https://www.rechargenews. 

com/energy-transition/ germany-and-norway-mull-pipeline-for-massive- 

hydrogenimports-in-wake-of-russianwar/2-1-1186196 

This report is available on the website of 

DNV, www.dnv.com, a German translation 

here: https://www.dnv.de/feature/ukrainekrieg.html 

l 


vgbe Expert Event 

River Ecology and Environment 

European Regulations | River Management| Hydropower 

1 and 2 June 2022 | Web Conference 

vgbe EXPERT EVENT 

River Ecology and Environment 

CEST WEDNESDAY, 1 JUNE 2022 

13:00 Welcome and opening of the expert event 

SESS 

Dr Mario Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power) 

stra 

European Regulations | River Management | Hydropower 

with 

vgbe EXPERT as 

SESSION 1: European R&I on hydropower 

vgbe EXPERT 

EVENT 


CEST THU 

EVENT 


13:00 CEST DWA 

WEB CONFERENCE 

13:30 Goals of European Hydropower R&I Funding 

Dr M 

River Ecology 

River Ecology 

and Environment 

13:00 Welcome 

and Environment 

13:00 Dr Thomas 

and 

Welcome Schleker 

opening 

(European 

of the expert 

and opening Commission 

event 

of the expert – 

SESS 

event 

European Regulations | River Management | Hydropower 

DG 

Dr Mario 

Research 

Bachhiesl 

Dr & Mario Innovation) 

(vgbe energy | Hydro Power) 

Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power) 13:30 Curr 

stra 

The international European event Regulations will bring | River together Management experts | from Hydropower 

sedi 

with 

as 

SESSION 1: European R&I on hydropower 

leading operators, manufacturers as and suppliers, 14:00 Tapping hidden SESSION and 1: sustainable European hydropower R&I on hydropower in 

Dr C 

Europe: micro hydropower and hydropower 

13:00 DWA 

authorities, scientists WEB as CONFERENCE 

well as related stakeholders to 13:30 Goals of European Hydropower R&I Funding 

13:0 Reso 

WEB CONFERENCE 

13:30 modernization Goals of European Hydropower R&I Funding 

Dr M 

discuss important issues in the field of ecology and 

Dr Thomas Schleker (European Commission – 

Dr Emanuele Dr Thomas Quaranta Schleker (European (European Commission Commission – – 

SESS 

environment in rivers. 

DG Research & Innovation) 

13:30 Curr 

DG Research & Innovation) 

13:3 

The international event will bring together experts from 

Joint Research Centre) 


sedi 


Environmental leading operators, protection manufacturers and preservation and of suppliers, nature is 14:00 Tapping hidden and sustainable hydropower in 

leading operators, manufacturers and suppliers, 14:30 14:00 INADAR – Tapping Innovative hidden Approach and sustainable hydropower in 14:00 Auto 

Dr C 

one authorities, of the scientists many important as well as challenges related stakeholders not only for 


to 


authorities, scientists as well as related stakeholders to 

for Dam Restoration 

Reso 

cam 

hydropower, discuss important but for issues society in as the a whole. field of As ecology one of and the 

modernization 

Tobias Kipp modernization 

(LEW Wasserkraft GmbH) 

Dr Er 

discuss important issues in the field of ecology and Dr Emanuele Quaranta (European Commission – 

SESS 

most environment environmentally in rivers. and climate-friendly forms of 

Dr Emanuele Quaranta (European Commission – 

environment in rivers. 

Joint Research Centre) 


energy generation, hydropower plays an important part 15:00 Break or visit Joint the Research breakout Centre) rooms 

14:30 Usin 

Environmental protection and preservation of nature is 

for e 

in the current Environmental energy system protection and that and of preservation the future. For of nature is 14:30 INADAR 

one of the many important challenges not only for 

14:30 SESSION 

– 

2: 

Innovative 

INADAR European 

Approach 

– Innovative framework 

14:00 Auto 

Approach 

14:0 Fran 

this, balancing one of hydropower the many important and ecology challenges in the best not only for for 


Dam 

regulation 

Restoration 

hydropower, but for society as a whole. As one of the 

for Dam in Restoration hydropower 

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Tobias Kipp (LEW Wasserkraft GmbH) 

15:00 Brea 

Dr Er 

most environmentally and climate-friendly forms of 

expansion most of hydropower, environmentally while also and maintaining climate-friendly existing forms of 15:30 Suggested methods for reporting technical 

energy generation, hydropower plays an important part 15:00 Break or visit the breakout rooms 

14:30 Usin 

plants to energy meet responsibilities generation, hydropower and ameliorate plays the an public important part 15:00 screening Break criteria or for visit the the EU breakout Taxonomy rooms 

15:30 14:3 Enab 

in the current energy system and that of the future. For 

Atle Harby (SINTEF Energy Research) 

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perception. in the Due current to the large energy number system of and influences that of on the the future. For SESSION 2: European framework 

this, balancing hydropower and ecology in the best 

SESSION 2: European framework 

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Bern 

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Experiences 

regulation in hydropower 

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and with regulation the implementation in hydropower of the WFD 

it is advisable 15:00 Brea 

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16:00 15:0 Evalu 

expansion of hydropower, while also maintaining existing 15:30 Suggested methods for reporting technical 

impact and expansion cost efficiency. of hydropower, while also maintaining existing 15:30 Timo Torvinen Suggested (Kemijoki methods Oy) for reporting technical 

telem 

plants to meet responsibilities and ameliorate the public 

screening criteria for the EU Taxonomy 

15:30 Enab 

plants to meet responsibilities and ameliorate the public 

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15:3 Dam 

Atle Harby (SINTEF Energy Research) 

– firs 

perception. Due to the large number of influences on the 16:30 GEP in high-alpine Atle Harby residual (SINTEF flow Energy stretches Research) and in 

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Bern 

fish population and the condition of the bodies of water, 

rivers affected by hydropeaking 

16:30 Rese 

fish population and the condition of the bodies of water, 16:00 Experiences with the implementation of the WFD 

16:00 Experiences with the implementation of the WFD 

it is advisable to consider the entire spectrum in terms of 

Martin Schönberg (VUM Verfahren Umwelt 

desi 

in Finland, Case river Kemijoki 

16:00 Evalu 

it is advisable to consider the entire spectrum in terms of Management in Finland, GmbH), Case river Kemijoki 

16:0 Anne 

impact and cost efficiency. 

Timo Torvinen (Kemijoki Oy) 

telem 

impact and cost efficiency. 

Franz Greimel Timo (BOKU Torvinen – University (Kemijoki of Oy) Natural 

Rese 

Dam 

16:30 GEP Resources in high-alpine and Life Sciences, residual Vienna) flow stretches and in 

Fede 

16:30 GEP in high-alpine residual flow stretches and in 

rivers affected by hydropeaking 

16:30 Rese 

17:00 Visit the breakout rivers affected rooms by hydropeaking 

17:00 16:3 Clos 

vgbe energy | Hydro Power 


desi 


Dr M 

Management GmbH), 

Anne 

Essen, in March 2022 

17:30 Closing of Management the webinar GmbH), 

Franz Greimel (BOKU – University of Natural 

Rese 

Franz Greimel (BOKU – University of Natural 17:05 Visit 

Resources and Life Sciences, Vienna) 

Fede 


17:30 Clos 

17:00 Visit the breakout rooms 

17:00 Clos 


17:00 Visit the breakout rooms 

17:0 


Dr M 


17:30 Closing of the webinar 


17:30 Closing of the webinar 

* vgbe energy has been the new name of 

17:05 Visit 

17:0 

the VGB PowerTech association since April 2022. 

Innen – Seite 1 Innen – Seite 2 Innen – Seite 3 

17:30 Clos 

Cover photo: © VERBUND 

17:3 

Vermeiden bis in diesen Bereich zu schreiben. 

CEST 

THU 

Innen – Seite 1 





Innen – 

Online-Registration 

Contact 

https://register.vgbe.energy/32022/ 

Vermeiden 

Vermeiden 

bis in diesen 

bis in diesen 

Bereich 

Bereich 

zu schreiben. 

zu schreiben. 

Eva Silberer | t +49 201 8128-202 | 

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

RSDAY, 2 JUNE 2022 

ION 3: 

tegies an 

hydr 

RSDAY, 2 JUNE 2022 

guide THURSDAY, 2 CEST JUNE 2022 THURSDAY, 2 JUNE 2022 

ichael 

ION 3: 

t SE 

SESSION 3: Sediment management 

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an 

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strategies and approaches for operating 

ment 

hydr 

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with hydropeaking 

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0 urces and 13:00 DWA guideline on hydropeaking mitigation measures 

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Dr Michael Müller (IUB Engineering AG) 

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13:30 Current challenges and innovative approaches in 

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sediment management at hydropower plants 

hristoph wer matic in Dr 

Dr Christoph Hauer (BOKU – University of Natural 

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Resources 


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SESSION 4: Lessons learned from fish migration 

g 

monito 

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and monitoring systems 

fficien 

matic 

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14:00 Automatic counting of anguilliform fish on acoustic 

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Olivera 

Dr 

Dr Eric de Olivera (EDF – R&D) 

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14:30 Using fish behavioural aspects 

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for efficient fish migration 

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Franz Mayrhof 

Franz Geiger (Hycor Ecohydraulic Consulting) 

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15:00 Break or visit the breakout rooms 

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0 ien Sonny 15:30 Enabling fish migration and energy generation 

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– 

– first results of the new fish pass “Fishcon-lock” 

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Mayrhof 

Bernhard 

Bernhard Mayrhofer (FISHCON GmbH) 

gn he gui WFD 

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0 Kampk 

16:00 Evaluation of the silver eel escapement success by 

etry a 

arch Institut t 

telemetry at the basin scale of the River Meuse 

ien Sonny 

ral Institute Damien 

Damien Sonny (Profish Technology) 

and in 

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0 ing wo 

16:30 Research on ecological connectivity and transfer to 

gn gui 

ario Bachhiesl d 

design guidelines for German Federal Waterways 

Kampk 

Anne 

Anne Kampker (Federal Waterways Engineering and 

arch 

the break 

Institut 

Research 

Research Institute), Dr Nicole Scheifhacken (German 

ral Institute 

Federal 

Federal Institute of Hydrology) 

ing of 

ing wo 

0 C 

17:00 Closing words 

ario Bachhiesl 

Dr 

Dr Mario Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power) 

the break 

5 Visit 17:05 Visit the breakout rooms 

ing of 

0 Closin 17:30 Closing of the webinar 

vgbe EXPERT EVENT 

RIVER ECOLOGY AND ENVIRONMENT 

European Regulations | River Management | 

Hydropower 

THE WEB CONFERENCE CONSISTS OF 

• a webinar with 13 lectures and 

• breakout rooms after each session 

with the opportunity to meet the experts. 


leading operators, manufacturers and suppliers, 

authorities, scientists as well as related stakeholders to 

discuss important issues in the field of ecology and 

environment in rivers with session on: 

• European R&I on hydropower 

• European framework and regulation 

in hydropower 

• Sediment management strategies and 

approaches for operating with hydropeaking 

• Lessons learned from fish migration and 

monitoring systems 

The web conference language is English. 

WEB CONFERENCE TICKET 

vgbe non-member ………..………………………….. € 470.- 

vgbe members ………………………………….……... € 370.- 

Universities …….……………………..………………….. € 200.- 

The fees of the ticket are free of VAT. 

REG 

All p 

regis 

Plea 

conf 

men 

nece 

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Seite 3 Innen – Seite 3 

vgbe energy e.V. 

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Deilbachtal 173 

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be informed 


Außen – Seite 1 

Auße 

Verme

Visibility and cybersecurity in 

energy companies from control 



Abstract 

Sichtbarkeit und Cybersicherheit 

in Energieunternehmen von der 

Leitwarte bis zum Umspannwerk 

Die Digitalisierung von kritischen Infrastrukturen 

im Allgemeinen und von Energieversorgern, 

einschließlich Energieerzeugern, Betreibern 

erneuerbarer Energiequellen, Übertragungsnetzbetreibern 

und Ver teiler netzbetreibern im 

Besonderen, hat die industrielle Infrastruktur, 

die gemeinhin als Betriebstechnik (OT) und industrielles 

Kontrollsystem (ICS) bekannt ist, 

dramatisch verändert. Trends wie Smart Grid, 

Advanced Metering Infrastructure (AMI) und 

das Internet der Energie haben die Öffnung der 

ehemals autarken OT-Systeme für den Fernzugriff 

und die Vernetzung sowie die Integration 

der OT- und Remote-(I)IoT-Geräte ((Industrial) 

Internet of Things) in die Unternehmens-IT 

vorangetrieben. Heute ist es nicht unüblich, 

Author 


CEO 

Rhebo GmbH 

Leipzig, Germany 

dass IoT-Gateways Sensordaten an die in die 

Unternehmens-IT integrierte Cloud melden. 

Fernsteuerung und Prozessautomatisierung 

haben (I)IoT-Geräte in die Industrienetze eingeführt 

und die Interkonnektivität erhöht. 

Moderne Energieversorgungsnetze bestehen 

aus einer Vielzahl von einzelnen Umspannwerken 

wie Trafostationen, Schaltanlagen 

und Anlagen für erneuerbare Energien. Die 

Digitalisierung ermöglicht es, die oft über weite 

Strecken verteilten Umspannwerke zentral 

über die Leitwarte fernzusteuern. Der Zugriff 

erfolgt über Standleitungen oder VPN-Verbindungen. 

Selbst die Wartung wird teilweise rein 

digital durchgeführt. Externe und interne 

Wartungsmitarbeiter schließen ihre Technik- 

Laptops an lokale Switches an oder nutzen 

den Fernzugriff zur Analyse und Konfiguration 

der lokalen Stationsausrüstung. Die Umsetzung 

der Norm IEC 61850 soll die Interoperabilität 

der Systemintegration über Anlagen, 

Unternehmen und in manchen Fällen auch 

Länder hinweg ermöglichen. Die Norm macht 

jedoch keine Angaben dazu, wie dies auf sichere 

Weise geschehen kann. 

l 

The challenge of digitalization 

to OT cybersecurity in critical 

infrastructure 

The digitalization of critical infrastructure 

in general, and energy providers incl. utilities, 

energy producers, renewable energy 

resources operators, transmission system 

operators and distribution system operators 

in particular, has dramatically changed the 

industrial infrastructure commonly known 

as operational technology (OT) and industrial 

control system (ICS). Trends like Smart 

Grid, Advanced Metering Infrastructure 

(AMI) and the Internet of Energy have driven 

the opening of the formerly autarchic OT 

systems to remote access and networking as 

well as the integration of the OT and remote 

(I)IoT ((Industrial) Internet of Things) devices 

into enterprise IT. Today, it is not uncommon 

for IoT gateways to report sensor 

data to the cloud integrated with enterprise 

IT. Remote control and process automation 

have introduced (I)IoT devices to the 

industrial networks and increased interconnectivity. 

Modern energy supply networks (F i g - 

u r e 1 ) consist of a large number of individual 

substations such as transformer stations, 

switchgear and renewable energy 

plants. Digitalization enables the remote 

control of substations, which are often distributed 

over long distances, centrally via 

the control room. Access is provided via 

dedicated lines or VPN connections. Even 

maintenance is sometimes carried out in a 

purely digital fashion. External and internal 

maintenance staff connect their engineering 

laptops to local switches or use 

remote access to analyze and configure 

the local substation equipment. The implementation 

of the IEC 61850 standard is intended 

to enable interoperability of system 

integration across plants, companies 

and, in some cases, countries. However, the 

standard does not provide any specifications 

as to how this can be done in a secure 

manner. 

The OT risk exposure has many 

dimensions 

At first glance, the ICS at energy providers 

might still appear to be well isolated from 

the outside world, in particular since direct 

connection to the Internet or Wifi networks 

is rarely used. In OT security projects with 

customers, cybersecurity concerns have 

largely remained unaddressed in central ICS 

as well as substation ICS. At best, a firewall 

is used as perimeter security. But even 

though many ICS are reasonably difficult to 

reach directly via the Internet, there are sufficiently 

effective ways for hackers to gain 

control: 

–– 

vulnerable devices with outdated software 

are not uncommon in infrastructures 

whose device life cycle is designed 

for 25 years [1]. 

–– 

physical intrusions are especially effective 

in substations located far from the central 

office. Before an employee can verify the 

40 | vgbe energy journal

MITRE ATT&CK ® for ICS 

Attack Tactic 

Techniques 

MITRE ATT&CK ® for ICS 


been confirmed not only by multiple experimental 

tests [2], [3], [4]. Man-in-the-middle 

attacks in particular pose a high potential 

risk because they can be implemented 

independently of the vendor of the exploited 

device. In theory, additional standards like 

means to establish a minimum security for 

some of those protocols. Though they seldomly 

are implemented in central or substation 

level OT networks. Underlying reasons 

for this include the necessity for time-sensitive 

and real-time communication that are 

compromised by active protocol security 

measures. 

CENTRALIZED GENERATION DISTRIBUTION & TRANSMISSION AMI / GRID EDGE INTELLIGENCE 

Fig. 1. Electrical infrastructure has become complex and strongly connected across all levels which 

makes it necessary to follow a holistic approach to cybersecurity that includes the industrial 

infrastructure as much as the customer-faced infrastructure like AMI (source: Rhebo). 

alarm on site, the attackers have long 

since created the disruption. 

–– 

accessing the network and taking over authorized 

computers and accounts via: 

–– 

phishing campaigns; 

–– 

remote access (both of the company‘s 

own employees and of service providers); 

–– 

third-party devices and services (e.g., 

from maintenance technicians, vendors, 

service providers). 

The prevailing security gaps in 

IEC 61850 infrastructures 

Over the last decade the IEC 61850 protocol 

standard has become the modus operandi 

for integrated, connected networks in the 

energy sector. The standard provides the 

framework for transparency and interoperability. 

Though, it contains no security criteria 

or mechanisms. Consequently, the core 

protocols of the standard – GOOSE, SV and 

MMS – are vulnerable to attacks. This has 

OT threats are just as serious 

(and sophisticated) as IT threats 

In recent years the research on compromising 

ICS and OT has shed some light on the 

vulnerabilities and possibilities hackers can 

use. They form a complex architecture of 

multi-phase attacks with a myriad of techniques 

to impact the infrastructure. The 

most prominent and comprehensive framework 

giving an overview on ICS attack paths 

was developed by Mitre Att&ck ® . The organization 

has developed attack matrices 

for both, enterprise IT and ICS. In the matrices, 

the columns represent the different tactics 

(or phases) of an attack, while the rows 

list the techniques respectively used in each 

phase. For ICS Mitre Att&ck ® identified 12 

tactics and 90 techniques [5]. Taking into 

account the initial phases of reconnaissance 

Attack Phases & Techniques in OT According To MITRA ATT&CK ® For ICS Matrix 

Fig. 2. Examples of techniques for ICS compromise according to Mitre Att&ck® (extended perspective including reconnaissance 

and resource development). 



and resource development which are only 

included in the enterprise IT matrix [6], the 

ICS framework increases to 14 tactics and 

107 techniques [7] (F i g u r e 2 ). 

The Mitre Att&ck ® frameworks highlight 

that ICS and OT attacks can be just as complex 

and subtle as attacks on enterprise IT. 

With that in mind, OT security becomes 

paramount for critical infrastructure operation 

and should be treated as important and 

serious as IT security. 

Cyber disruptions hit critical 

infrastructure 

Since 2010, the year the first ICS malware 

Stuxnet was introduced to the world of industrial 

cybersecurity, companies and critical 

infrastructure have seen a growing number 

of reported cyberattacks on industrial 

infrastructure and processes. Major incidents 

in critical infrastructure sectors energy 

and water that disrupted processes and 

operation and made the news increased 

from 13 in 2017 to 33 in 2020. In the same 

time, major incidents in manufacturing 

companies that were covered in the news 

quadrupled from 24 to 97 [8]. Manufacturing 

is important to take into account since 

under the updated German IT Security Act 

large companies are also considered critical 

infrastructure [9]. It is likely that other 

countries will amend their security laws accordingly 

in the future. Additionally, the 

Federal Office for Security in Information 

Systems (Bundesamt für Sicherheit in der 

Informationstechnik, BSI) estimates that 

approximately 322,000 new malware versions 

are released per day 1 . According to the 

same study, officially reported incidents by 

critical infrastructure in Germany increased 

from 145 in 2018 to 419 in 2020 1 . 

Even though it can be expected that not all 

incidents have been reported for public relation 

and security reasons, some have been 

studied in detail and made the headlines. 

The following list showcases a selection of 

notable attacks and disruptions. 

2015 BlackEnergy3, Ukraine: On December 

23, 2015, cybercriminals had induced a 

partial blackout in the west-Ukrainian region 

Ivano-Frankiwsk. They were able to 

shut down seven 110 kV and twenty-three 35 

kV substations via remote access points. 

225.000 people were affected. [10] 

2016 Ukrenergo, Ukraine: On December 

17, 2016 attackers caused another blackout 

in the city of Kiev affecting 20 % of its inhabitants. 

In contrast to the 2015 attack, the attackers 

had started their attack from the IT 

network of the Distribution System Operator 

Ukrenergo. Using a phishing campaign 

the attackers had gained access to the enterprise 

IT as early as January 2016. From there 

they moved on to the ICS by taking over authorized 

accounts. This allowed them to 

move relatively stealthily and unnoticed. 

The malware framework dubbed CRASHO- 

VERIDE was specifically written to disrupt 

industrial processes. It was deployed to the 

ICS of a 330 kV substation in December 

2016 and triggered by a timer. [11] 

2017 Aramco, Saudi Arabia: In August 

2017 a malware attack disrupted the safety 

systems at Saudi Aramco, the world’s largest 

oil producers. Attackers had used the malware 

family Triton specifically designed for 

ICS. They had gained remote access to a 

Safety Instrumented Systems (SIS) engineering 

workstation where they deployed 

the TRITON attack framework to reprogram 

the SIS controllers. As a result some SIS controllers 

entered a failed safe state. This led to 

an automated shutdown of the industrial 

network. [12] 

2020 SolarWinds, worldwide: In December 

2020, the world witnessed a so-called 

Supply Chain Compromise as described by 

the Mitre Att&ck framework. As early as 

March 2020, hackers had broken into the 

systems of the software company Solar- 

Winds. The company’s product Orion serves 

as a network management platform and is 

used by thousands of companies and organizations 

worldwide. The hackers added a 

backdoor to the Orion software code which 

was delivered to SolarWinds clients with the 

next update. This way the hackers gained 

access to the clients’ networks and systems. 

Among others, critical technology companies 

such as Microsoft and CrowdStrike, as 

well as several government agencies were 

affected. In the case of Microsoft, the hackers 

gained access to the source code of some 

of the company’s products. [13] 

2021 Oldsmar, USA: In early February 

2021, the control system of the water utility 

in Oldsmar, USA, fell victim to an external 

manipulation attempt using remote access. 

The water utility serves about 15,000 residents 

in the county as well as local stores 

and businesses. A hacker had gained access 

to the central control system, took control of 

the screen and increased the addition of sodium 

hydroxide by a factor of hundreds. The 

incident was thwarted by the operator who 

happened to be in the control room and saw 

the tampering live. Though the operator 

later stated that he first thought it was his 

supervisor using the remote access [14], so 

the attack’s effects might as well have remained 

unmitigated. 

2021 Colonial Pipelines: In May 2021, US 

pipeline operator Colonial Pipelines was hit 

by a ransomware attack. The hackers had 

gained access by a single compromised password 

leaked in the dark web. Even though 

the malware was not designed for industrial 

networks, the company was forced to shut 

down one of its largest pipelines to prevent 

damage. It was the first time Colonial had 

shut down the entirety of its gasoline pipeline 

system in its 57-year history. [15] 

2021 Log4Shell: The zero-day vulnerability 

of the Log4j library, which became known in 

December 2021, gave attackers easy access 

to countless corporate IT systems worldwide. 

The vulnerability has been existing for 

about a year before it was identified and several 

updates for Log4j were released. It gave 

adversaries ample time to penetrate the network, 

install backdoors, or take over accounts, 

which they could use in the future 

to laterally move to the OT. The threat prevails 

(and probably will for months to come) 

because IT and OT operators need to patch 

every single application in their infrastructure 

since no a global security patch is not 

sufficient. [16] Log4Shell thus provides 

the big bang, so to speak, for the IT and 

OT cybersecurity attacks of the next few 

years. 

Lack of visibility prevails any attack 

The reported major incidents outlined above 

lead to the assumption of one common 

theme in OT: the lack of visibility. This lack 

has at least two dimensions. 

–– 

Companies lack visibility into their OT: In 

many companies, we have found that the 

OT network is still a black box. A basic asset 

detection and inventory is rarely in 

place. And typically there is no visibility in 

terms of connections, communication 

patterns, used protocols, system properties 

(incl. vulnerabilities) and misconfigurations. 

–– 

Companies lack visibility (or knowledge) 

into all possible threats: An attack on energy 

companies is less about purely financially 

driven ransomware campaigns. 

Rather, security of supply, societal peace, 

and state security are the targets. In this 

context, it must be taken into account – in 

comparison to large-scale cyber attacks – 

that the attackers of critical infrastructures 

usually have remarkable know-how 

as well as high resources in terms of time, 

finances and skill. Therefore, targeted attacks 

on critical infrastructure are less 

likely to follow known signatures and attack 

patterns. They build up over multiple 

phases, using a variety of techniques to 

achieve the ultimate goal. Most likely, tailored 

malware or a long-term stealth approach 

are implemented. Even though 

critical infrastructure companies still have 

to fend off the odd ransomware or DDoS 

attack, they are more likely to be seriously 

disrupted by novel attack patterns without 

known signatures. 

As we have learned from risk and vulnerability 

audits as well as OT monitoring projects 

at critical infrastructures, both dimensions 

are commonplace. Plus, the lack of visibility 

into OT reinforces the lack of visibility into 

threat exposure. 

Creating visibility in OT 

Methodology of finding threats in OT 

Over the last years we have worked with 

dozens of critical infrastructure companies 

to access their OT risk exposure and ensure 

OT security and stability. The findings 



Fig. 3. Establishing visibility via OT monitoring is fundamental to securing the infrastructure (source: Rhebo). 

presented here are based on the results from 

two main methods which generally work in 

sequence. 

–– 

The OT risk and vulnerability analysis 

installs OT monitoring sensors at pivotal 

communication nodes in the OT. The OT 

monitoring system records the entire 

communication for at least 14 days and 

generates metadata from the raw network 

data, with the raw data itself being recorded 

for suspicious events. Afterwards, 

OT security experts analyze this metadata 

and raw data in order to: 

–– 

create a comprehensive network map 

incl. devices, firmware, connections 

and communication behavior for asset 

inventory, network risks and network 

performance (F i g u r e 3 ); 

–– 

identify any suspicious communication 

behavior that could compromise security; 

–– 

identify communication events that 

could indicate technical error states; 

–– 

identify known vulnerabilities on devices 

or systems. 

–– 

Continuous OT monitoring with threat 

and intrusion detection (i.e. anomaly detection) 

installed during the initial analysis 

continues to monitor the entire OT 

communication down to the functional 

and value level. The monitoring system 

learns the authorized communication 

which serves as the basis to detect any 

anomalies. An anomaly is any change in 

communication behavior or system properties. 

Anomalies get reported to the operators 

who decide on how to proceed 

(F i g u r e 4 ). Since not all anomalies endanger 

the critical operation – and since 

automated blocking of communication 

might actually endanger the sensitive industrial 

processes – the anomaly detection 

works in a passive and non-intrusive 

way. Operators and security engineers 

maintain their authority on how to react 

to the identified anomalies. To support 

the assessment of the anomalies, the system 

provides all anomaly details as raw 

Fig. 4. The OT threat and intrusion detection identifies and reports anomalies in the OT with all details in real-time (source: Rhebo). 



PCAP files and prioritizes anomalies with 

a risk level on a scale of 1 to 10. 

Findings in OT: From broken 

communication to vulnerabilities. 

The number of anomalies we identified in OT 

and ICS of critical infrastructure and industrial 

companies varied between 10 and 43. It 

is highly dependent on the company’s security 

maturity as well as OT complexity and 

size. Though there was no significant difference 

between critical infrastructure (mainly 

from the energy sector) and industry. On average, 

we have identified 24 anomalies within 

the first 14 days of OT monitoring. 

–– 

Two types of anomalies can be distinguished: 

–– 

Security anomalies: Communication, system 

properties and configurations that 

pose a clear security threat and could be 

used by or originated from malicious actors 

(Ta b l e 1 ). 

Stability anomalies: Communication, system 

properties and configurations that can 

negatively affect or disrupt the industrial 

processes and / or be a sign of network degradation 

(Ta b l e 2 ). 

On average the ratio between security and 

stability anomalies is 2:1. Ta b l e s 1 and 2 

list the most common anomalies we identified. 

For the audited and / or monitored companies 

this was most often the first time they 

got a clear view of their OT risk exposure and 

existing anomalies. Sometimes, they had observed 

the effects of an anomaly prior to the 

audit but had not been able to locate its cause 

due to the lack of visibility into their OT network. 

In all audits that have been conducted 

so far, multiple issues have been identified 

that the operator was not aware of. 

Besides the comprehensive understanding 

on the risk exposure of their OT, operators 

also gained full visibility of their network 

Tab. 1. Top 7 security anomalies find in Rhebo Industry 4.0 Stability and Security Audits as well as 

long-term OT monitoring projects. 

Security anomalies 

Unnecessary protocols 

Possible malware 

Insecure authentication 

methods 

Vulnerable software 

Vulnerable operating 

systems 

Internet communication 

Unencrypted FTP or HTTP 

communication 

Why is it a problem? 

Unneeded protocols pose attack vectors that a malicious actor could 

exploit. In many cases, those protocols are automatically enabled by 

the standard configuration of certain devices, and some have a bad 

track record when it comes to protocol security. 

An obvious problem: An attacker might already have control over 

parts of the network. 

The method might leak credentials to an attacker sniffing in the network, 

or it might make forced authentication without actual credentials 

easier. 

Increases the potential attack surface, facilitating initial entry into 

the network as well as lateral movement. 

Like vulnerable software, but with even higher implications on device 

and network security: If compromised on the operating system 

level, an attack can be harder to detect and more persistent. Vulnerabilities 

in operating systems also tend to be more well-known, with 

more exploits being readily available. 

Sometimes desired, but in many cases operators are unaware that 

devices are e.g. contacting update servers on the Internet. If those 

servers are compromised, it can lead to a malware infection within 

the network (attack by Supply Chain Compromise). In any case, 

routes from and to the Internet open up a potential attack vector 

and in many cases enable an attack in the first place. 

An attacker in the local network may be able to sniff the credentials 

and use them to log into a system. Man-in-the-middle attacks are 

also possible. 

Tab. 2. Top 5 stability anomalies find in Rhebo Industry 4.0 Stability and Security Audits as well as 

long-term OT monitoring projects. 

Stability anomalies 

Repeated TCP 

transmission 

Anomalies in cyclical 

communication 

TCP traffic after end of 

connection 

Unreachable hosts 

TCP window size 0 

Why is it a problem? 

This can be quite normal in many networks in principle, but times 

where an increase in retransmissions occurs can often be correlated 

to other network or physical events, pointing to a root cause that 

could be mitigated. 

Cyclical communication that often occurs at a fixed frequency may 

display typical errors such as delayed or missing packets, or packets 

out of order. This is often indicative of either deteriorating network 

quality or device malfunction or resource exhaustion. 

A typical indicator of deteriorating network quality: The other host 

has not received the end message and continues to keep the connection 

open. 

A network host may be down or certain services on the host may be 

temporarily unavailable. This usually has a negative impact on the 

network’s function but can go unnoticed if it happens sporadically. 

Indicator of a host being out of resources and possible indicator of a 

software bug, e.g. an endless loop. 

structure and communication patterns. This 

was the basis for asset management and 

consolidation projects. 

Defense-in-Depth: Securing OT 

networks like a modern city 

state 

Our findings support what the listed incidents 

and the Mitre Att&ck framework hint at: 

There is no 100 % security in any OT (or IT) 

environment. “A cyberattack cannot be prevented. 

Therefore, the objective must be a fast 

identification, isolation, mitigation and impact 

reduction of any compromise (resilience)“, 

as the Swiss Energy Companies Association 

(VSE) rightfully states. [17] With 

322,000 (known) new malware variants each 

day1, there is no chance to have all signatures 

in a firewall or other active mitigation tool. 

For that reason, industrial standards like the 

IEC 62443, NIST framework and national 

sector-specific guidelines [18] promote a 

defense-in-depth approach to OT (and IT) 

cybersecurity. 

The basic structure of a defense-in-depth 

strategy consists of a multi-layered defense 

architecture. It combines different components 

that include active to passive measures, 

behavioral analysis and reasoning, 

segmentation and organizational measures. 

The goal in particular is to detect, contain 

and defend against unknown threat vectors 

and possible breaches of a line of defense. 

The latter commonly is made up by firewalls 

that provide perimeter protection. While 

they are sufficient to block known malware 

signatures and the most common attack patterns 

they are blind against: 

–– 

Advanced Persistent Threats (i.e. sophisticated, 

professional attackers with outstanding 

resources), 

–– 

exploitation of unknown vulnerabilities, 

–– 

authorized access (i.e. through valid passwords) 

–– 

any malicious activities within the networks. 

In particular the lack of visibility into the ICS 

and OT creates a large risk exposure. Once 

attackers have sidelined the firewalls and 

got access to the network they can move 

relatively freely. The Ukrenergo case outlined 

above has proven this impressively. 

Over more than 10 months the attackers 

moved within the network undetected, and 

built up a mesh of authorized accounts. 

Their move from enterprise IT to the substation’s 

ICS went unnoticed, as did their relatively 

noisy actions within the ICS 11 . 

Therefore, the defense-in-depth approach 

adds several defense lines behind the firewalls 

of the OT network. The main idea of 

this is – based on the real-world experience 

that 100 % security does not exist – that even 

if a compromise or access is successful, a 

company should be able to detect this as fast 

as possible to take action. Metaphorically 



Authentication 

Rhebo OT monitoring and anomaly detection 

Firewall 

Bild 5. Defense-in-depth provides several security levels that enable companies to stay actionable 

even when a successful network penetration occurs (source: Rhebo). 

speaking, a state-of-the-art, strongly connected 

OT and IIoT network must be secured 

like a modern nation state or city state (F i g - 

u r e 5 ). Firewalls, data diodes and authentication 

form the city wall and the gatekeepers 

that prevent known threats from entering, 

while ISMS compliance guidelines 

provide the users within the company with a 

clear code of conduct. However, they can do 

nothing against the now very likely case of 

attackers bypassing classic security measures 

– whether through gaps in the firewall, 

brute force, unknown vulnerabilities (zero 

day exploits), backdoors or via stolen credentials. 

To prevent attacks from within and identify 

intruders, companies like city states need a 

strong internal police force to keep up the 

internal security. That is to say, they need to 

establish visibility and detection capabilities 

within OT networks. Here is where a dedicated 

OT security monitoring with threat 

and intrusion detection (or anomaly detection) 

comes into game. The system monitors 

all movements within the OT and reports 

suspicious behavior, even if it occurs via authorized 

channels. Intruders are detected in 

real time and the homeland security of industrial 

processes is preserved. 

Detecting the undetectable: 

OT monitoring & anomaly detection 

One of the most important tools in industrial 

environments to detect attacks which firewalls 

overlook is an OT monitoring solution 

with anomaly detection. As outlined in the 

findings chapter, the system provides two 

capabilities which are key to asset management, 

continuous risk analysis, and early 

threat detection: 

–– 

Full visibility into the structure, security 

level and communication within the OT 

–– 

Full visibility and therefore knowledge of 

untypical, suspicious changes in communication 

behavior that could indicate malicious 

behavior or technical error states 

Anomaly detection offers the capability to 

detect the previously undetectable by learning 

the communication pattern to be expected 

in the respective OT network. In general, 

the Stability and Security Audit is used to 

establish a clean blueprint of the authorized 

/ allowed communication. 

In operation the anomaly detection analyzes 

every communication in the OT down to 

value level. It compares the results with the 

established blueprint and notifies the operator 

or security engineer about any occurring 

anomaly. Authorized changes in the communication 

pattern can be added to the 

blueprint. 

Any anomaly is reported with a first assessment 

of its risk to operation, an indication 

for security or stability issues as well as the 

full documentation in PCAP to allow forensic 

analysis. This enables fast prioritization 

and in-depth analysis of any anomaly and a 

fast reaction to an OT incident. 

The findings of the anomaly detection can 

also be integrated into a Security Information 

and Event Management System 

(SIEMS) to aggregate and cross-analyze incident 

reports for trends and patterns on 

enterprise level. 

Summary 

The digitalization of industrial processes increases 

operational efficiency but also risk 

exposure. The OT must be thoroughly protected 

to ensure stable operation and supply. 

Lack of visibility is the most common challenge 

security engineers and operators face 

to ensure a high level of OT security. The 

findings presented in this paper highlight 

the necessity for monitoring and anomaly 

detection to overcome the challenge and 

build capabilities for early threat detection 

and mitigation. 

The critical infrastructure companies involved 

in the audit and monitoring projects 

were enabled to thoroughly test their OT for 

the first time and cleanse it of existing security 

and efficiency gaps. The permanent integration 

of anomaly detection into the OT 

subsequently allowed them to continuously 

assess risk exposure and the secure, stable 

operation of the critical infrastructure. 

References 

[1] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik: 

Die Lage der IT-Sicherheit in 

Deutschland 2020, BSI, Bonn, Germany 

(2016). 

[2] V.S. Rajkumar, et al Cyber Attacks on Protective 

Relays in Digital Substations and Impact 

Analysis, EasyChair, March 2020. 

[3] B. Kang, et al Investigating Cyber-Physical 

Attacks against IEC 61850 Photovoltaic Inverter 

Installations, Queen’s University Belfast, 

IEEE, 2015. 

[4] Khaled, et al Analysis of Secure TCP/IP Profile 

in 61850 Based Substation Automation 

System for Smart Grids, Int Journal of Distributed 

Sensor Networks, vol. 12, no. 4, 

pp. 1–11, April 2016. 

[5] Mitre Att&ck: https://collaborate.mitre. 

org/attackics/index.php/Main_Page, last 

accessed 2022/1/31. 

[6] Mitre Att&ck: https://attack.mitre.org/ 

matrices/enterprise/, last accessed 

2021/7/31. 

[7] Rhebo GmbH: Substation Level Monitoring. 

2021-04. p. 5. Rhebo, Leipzig, Germany. 

2021. 

[8] Hackmageddon website, https://www. 

hackmageddon.com/, last accessed 

2022/1/31. 

[9] Zweites Gesetz zur Erhöhung der Sicherheit 

informationstechnischer Systeme, BSI, 

27.05.2021. 

[10] Eduard Kovacs: BlackEnergy Malware Used 

in Ukraine Power Grid Attacks, Security 

Week, https://www.securityweek.com/ 

blackenergy-group-uses-destructive-plugin-ukraine-attacks, 

last accessed 


[11] Joe Slowik Anatomy of an Attack: Detecting 

and Defeating CRASHOVERRIDE, 2018, 

Dragos Inc. 

[12] Elias Groll: Cyberattack targets safety system 

at Saudi Aramco, https://foreignpolicy.com/2017/12/21/cyber-attack-targetssafety-system-at-saudi-aramco/, 

last accessed 


[13] Alexander Culafi: SolarWinds CEO: Supply 

chain attack began in January 2019, Tech- 

Target https://www.techtarget.com/ 

searchsecurity/news/252501108/Solar- 

Winds-CEO-Supply-chain-attack-beganin-January-2019, 

last accessed 2022/1/31. 

[14] Jack Evans: Someone tried to poison Oldsmar’s 

water supply during hack, sheriff 

says, Tampa Bay, https://www.tampabay. 

com/news/pinellas/2021/02/08/someone-tried-to-poison-oldsmars-water-supply-during-hack-sheriff-says/, 

last accessed 


[15] William Turton, Kartikay Mehrotra: Hackers 

breached Colonial Pipeline Using Compromised 

Password, Bloomberg News, https://www.bloomberg.com/news/articles/2021-06-04/ 

hackers-breached-colonial-pipeline-usingcompromised-password, 

last accessed 


[16] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik 

(BSI): Arbeitspapier Detektion 

und Reaktion Log4j Schwachstelle, Version 

1.4, Dec. 2021. 

[17] Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen: 

Handbuch Grundschutz für 

Operational Technology in der Stromversorgung, 

p. 16. Aarau, Switzerland (July 

2018). 

[18] i.e. the BDEW white paper in German, the 

VSE Handbuch Grundschutz für Operational 

Technology in der Stromversorgung in 

Switzerland. 

l 



Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2022 

14. und 15. Juni 2022 in Köln 

mit Fachausstellung 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2022 

Um zu dem eigentlichen 2-Jahres-Rhythmus zurück zu gelangen – 

der Corona-bedingt nicht eingehalten werden konnte – findet die 

vgbe-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb“ bereits 

wieder am 14./15. Juni 2022 – statt. Veranstaltungsort: 

Maritim Hotel in Köln. 

Die Veranstaltung richtet sich an Hersteller, Planer, Betreiber, Versicherer 

und alle an der Technik und deren Umfeld interessierten 

Fachleute, Forscher und Verantwortungsträger. 

Ziel dieser Fachtagung ist, mit Hilfe des Erfahrungsaustausches den 

Dampfturbinenbetrieb auch in Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit 

und guten Wirkungsgraden zu gewährleisten. 

Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt damit 

verbundene Änderungen des Marktes bedingen ent sprechende Anpassungen 

auf der Hersteller- und Betreiber seite sowie im gesamten 

Servicebereich. 

Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Vor diesem Hintergrund 

kann der Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um 

die vor uns stehenden Aufgaben zu meistern. 

Die Inhaltsschwerpunkte liegen unter anderem bei: 

| Betriebserfahrungen mit neuen Technologien 

| Betrieb und Revision von Industriedampfturbinen 

| Neue Konzepte zur Wartung und Instandhaltung 

| Digitalisierung in der Instandhaltung 

| Einsatz von Condition Monitoring, SPC, KI für 

den Betrieb und die IH von Turbinen in Kraftwerken 

| Anlagenverbesserung 

| Rotoren und Turbinenbauteile verunreinigt 

mit Speisewasserinhaltsstoffen 

• Gegenmaßnahmen/Empfehlungen 

Wie auch in den früheren Jahren präsentieren sich unsere Aussteller 

in einer begleitenden Fachausstellung. Sowohl bei Standgesprächen 

als auch im Rahmenprogramm haben alle Teilnehmer die Möglichkeit, 

mit den anwesenden Kolleginnen und Kollegen regen Gedankenaustausch 

und geschäftliche Kontakte zu pflegen und zu vertiefen. 

Diese Fachtagung bietet weitere Aspekte und Chancen – auch über 

den Dampfturbinenbetrieb hinaus – sich fachlich auszutauschen. 

Der vgbe energy freut sich, Sie auf der Fachtagung „Dampfturbinen 

und Dampfturbinenbetrieb 2022“ in Köln zu begrüßen. 

Tagungsprogramm 

Conference programme 

Änderungen vorbehalten 

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch 

Simultanübersetzung ist vorgesehen 

Subject to change 

Conference languages: English and German 

Simultaneous translation intended 

DIENSTAG, 14. JUNI 2022 

TUESDAY, 14 JUNE 2022 

Tagungsleitung / Conference chair: 

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld, 

RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf; and 

Dipl.-Ing. Anna-Maria Mika, vgbe energy, Essen 

Moderation: 

Dr.-Ing. Bernhard Leidinger, 

leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr 

08:00 vgbe energy und Aussteller laden zu 

einem Stehempfang ein / Registrierung 

vgbe energy and the exhibitors invite you 

to a standing reception / Registration 

09:15 Eröffnung der Fachtagung 

Opening of the conference 


RWE Power AG, Grevenbroich 

09:30 

V01 

10:00 

V02 

In-situ repair & upgrade 

of LP steam turbine blades 

In-situ Reparatur & Modifikation 

von ND-Dampfturbinenschaufeln 

Jon Twiggs, Facility Operations Director, EthosEnergy, UK 

Innovative Reparaturlösungen an Turbomaschinen 

mit mobiler Lasertechnologie – 

Anwendungsbeispiele mit Technologieausblick 

Innovative repair solutions on turbo machinery 

with mobile laser technology – 

application examples with technology outlook 

Dr. Jens Göhler, Siemens Energy, Nürnberg; and 

Christian Frank, DSI Laser-Service GmbH, Maulbronn 

11:00 Diskussion der Vorträge 1 und 2 

Discussion of lectures 1 and 2 

Online-Anmeldung 

https://register.vgbe.energy/21822/ 

Kontakt 

Diana Ringhoff | t +49 201 8128-232 | 

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy

11:30 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

Einladung zum persönlichen Erfahrungsaustausch 

mit der vgbe-Fachgruppe „Dampfturbinen“ 

im Saal Heumarkt. 

12:30 

V03 

13:00 

V04 

Lunch break and visit of the exhibition 

Invitation for individual exchange of experience 

with the vgbe Technical Group “Steam Turbines” 

in the Heumarkt Hall. 

Reverse-Engineering von Dampfturbinenbauteilen 

inkl. numerischen Analysen 

Reverse-engineering of steam turbine parts 

incl. numerical analysis 

Dr.-Ing. Stephan Schwab and Dominic Gilardone, 

TST-Turbo Service & Trading GmbH, Moers 

Sealed Services – Infrastruktur zur Realisierung 

industrieller Dienstleistungen 

Sealed services – Infrastructure for the realisation 

of industrial services 

Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler; and 

Dr.-Ing. Julian Graefenstein, 

Weldotherm WTD GmbH, Essen 



13:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause 




14:15 

V05 

14:45 

V06 

Visit of the exhibit including coffee break 




Einige Beispiele der Fehlerursachenanalysen von 

hochbeanspruchten Kraftwerkskomponenten 

Some examples of failure root cause analysis of 

heavy-duty power plant equipment 

Dr.-Ing. Albert Bagaviev and Dipl.-Ing. Alex Karpunow, 

TÜV Rheinland Industrie Service GmbH, Köln 

Automatisierung am Turbosatz – Gedanken zur 

passenden Modernisierungslösung 

Considerations on turbine generator 

automation retrofits 

Bernhard Walter, Stork Technical Services GmbH, Essen 



15:45 Bericht aus der Gremienarbeit der 

vgbe-Technical Group „Dampfturbinen“ 

Report on the committee work of the 

vgbe Technical Group “Steam Turbines” 

16:15 Ende des 1. Vortragstages 

End of the 1st day of lectures 

18:30 Abendveranstaltung (Schifffahrt) 

Informationen werden vor Ort bekannt gegeben 

Evening event (Boat trip) 

Information will be announced on site 

MITTWOCH, 15. JUNI 2022 

WEDNESDAY, 15 JUNE 2022 

09:00 

V07 

09:30 

V08 

Tagungsleitung / Conference chair: 


RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf; and 

Dipl.-Ing. Anna-Maria Mika, vgbe energy, Essen 

Moderation: 

Dr.-Ing. Bernhard Leidinger, 

leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr 

Betriebserfahrungen und Schäden an 1100-MW- 

Dampfturbinen nach 70.000 Betriebsstunden 

Operational experiences and damages at 

1100-MW-turbines after 70,000 operational hours 

Dipl.-Ing. Huascar Lorini and Dipl.-Ing. Christian Kühne, 

GE Power GmbH, Mannheim; 

Jörg van Gansewinkel and Dipl.-Ing. Roland Krüger, 

RWE Power AG, Grevenbroich 

Schäden durch Spannungsrisskorrosion an 

Turbinen und Kompressoren 

Stress corrosion cracking 

on turbomachinery equipment 

Dr.-Ing. Christian Ullrich and Peter Körner, 

VGB PowerTech Service GmbH, Essen 



10:15 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause 




Visit of the exhibit including coffee break 






45257 Essen 


www.vgbe.energy


Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2022 

14. und 15. Juni 2022 in Köln 

mit Fachausstellung 

10:45 

V09 

11:15 

V10 

11:45 

V11 

Ursachen für eine unzureichende Dampfreinheit 

und erforderliche Maßnahmen 

Reasons for insufficient steam purity 

and required countermeasures 

Michael Rziha, PPCHEM AG, Hinwil/Switzerland 

Wasserdampf Analytik und einfache 

Werteinterpretation für Leittechnik und 

Betriebspersonal am praktischen Beispiel der 

Wasser-Dampf-Kreislauf-Überwachung in einer 

GuD-Anlage 

Steam analytics and simple value interpretation 

for control technology and operating personnel 

using the practical example of water-steam-circuit 

monitoring in a combined cycle power plant 

Lars Dittmar, 

Swan Analytische Instrumente GmbH, Illmenau; and 

Katja Krohn, Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Mainz 

CSR-Berichte, EnergieStG, 13.BImSchV 

– mit Dampf nachhaltige Changen nutzen! 

CSR-Reports, EnergieStG, 13.BImSchV 

– steam ahead to sustainable opportunities! 

M.Sc. Söhnke Salzmann, BfU AG – 

Betreuungsgesellschaft für Umweltfragen Dr. Poppe AG, 

Kassel; and 

Dipl.-Ing. Stefan Hüsemann, Energon AG, Kassel 

12:15 Diskussion der Vorträge 9, 10 und 11 

Discussion of lectures 9, 10 and 11 

12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

inklusive Kaffeepause 




13:45 

V12 

14:15 

V13 

14:45 

V14 

Erfahrungen mit Netzanschlussrichtlinien und 

der Zertifizierung von Howden/KK&K-Industriedampfturbinen 

nach EU2016/631 RfG bzw. 

VDE4105-4120 

Experience with grid code and certification of 

Howden/KK&K industrial steam turbines according 

to EU2016/631 RfG or VDE4105-4120 

Dr.-Ing. Simon Stummann, 

Dr. sc. techn. Matthias Schleer and 

Dipl.-Ing. Cornelia Liebmann, 

Howden Turbo GmbH, Frankenthal 

„Kleine Masse, große Wirkung“ 

Betriebsauswuchten als Maßnahme zur 

Optimierung des Dampfturbinenbetriebes 

“Small mass, great effect“. Balancing as a method 

of optimizing the operation of steam turbines 

Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren, 

Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer and Dipl.-Ing. Dirk Balbach, 

Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft mbH, Essen 

Moderne Dampfturbinenbegleitheizsysteme 

für kürzeren Betriebsstart und effizientere 

Verfügbarkeit 

Modern steam turbine trace heating systems for 

shorter start-up times and more efficient 

availability 

Werner Arnold and Pierre Ansmann, 

Eugen Arnold GmbH, Filderstadt 

15:15 Diskussion der Vorträge 12, 13 und 14 

Discussion of lectures 12, 13 and 14 

15:45 Ende der Fachtagung 

End of the conference 

Lunch break and visit of the exhibition 

including coffee break 




Online-Anmeldung 


Kontakt | Fachausstellung 

Angela Langen | t +49 201 8128-310 | 

e angela.langen@vgbe.energy

Organisatorische Hinweise 

VERANSTALTUNGSWEBSEITE 

https://t1p.de/09qct 

VERANSTALTUNGSORT 

Maritim Hotel Köln 

Heumarkt 20 

50667 Köln 

t +49 221 2027-0 

w https://t1p.de/npdc 

ONLINE-ANMELDUNG 


ANMELDUNG 

Die Anmeldung wird bis zum 18. Mai 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 840,- € 

Nichtmitglieder 1.200,- € 

Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- € 

Studierende 

frei mit Nachweis 

Die Teilnahmegebühren schließen das Tagungsprogramm 

sowie Teilnehmerverzeichnis, Vorträge, Pausengetränke 

und Mittagsimbiss während der Tagung, sowie die Teilnahme 

an der Abendveranstaltung am Dienstag, 14. Juni 

2022 ein. Der Bewirtungskostenanteil wird in der Rechnung 

mit Mehrwertsteuer ausgewiesen. 

TAGUNGSUNTERLAGEN/VERÖFFENTLICHUNGEN 

Ein Tagungsprogramm inklusive Teilnehmerverzeichnis 

wird den Teilnehmenden ausgehändigt. Die Vorträge stehen 

den Teilnehmenden im Anschluss an die 

Veranstaltung zum Download zur Verfügung. 

Der Hinweis hierzu erfolgt mit separater E-Mail. 

ABENDVERANSTALTUNG AM 14. JUNI 2022 

(Änderung vorbehalten!) 

Alle Teilnehmer sind herzlich zu einem gemeinsamen 

Abend auf dem Schiff eingeladen. 

Informationen werden vor Ort bekannt gegeben. 

Bitte tragen Sie an diesem Abend das 

vgbe-Namensschild. 

CORONA-REGELN 

Zusammen mit dem Maritim Hotel werden wir mit 

Hygiene- und Sicherheitskonzepten die im Juni gültigen 

Auflagen der ortsansässigen Behörden Folge leisten und 

Sie rechtzeitig per E-Mail informieren. Weitere 

Informationen finden Sie hier: https://t1p.de/7tr4h 

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 und seit April 2022 neuer Verbandsname. 

Fotonachweis: M+M Turbinen-Technik GmbH 



45257 Essen 


www.vgbe.energy

Ein neues Konzept zur Verbesserung 

des Wirkungsgrades von Gasturbinen 

für Kraftwerksbetrieb und 

Flugzeugtriebwerke 


Abstract 

A new concept for improving the 

efficiency of gas turbines for power 

plant operation and aircraft engines 

The aim of the concept proposed here is to increase 

the efficiency and power of existing stationary 

gas turbines considerably. It is based 

on increasing the overall pressure ratio. For 

this purpose, the air mass flow after the lowpressure 

compressor is divided into several 

parallel partial flows and fed to free-running 

high-pressure gas generators, whose exhaust 

gas flow is fed directly into the low-pressure 

turbine. The concept can be applied to both 

new gas turbine designs and retrofits. With the 

latter, the resulting additional power is released 

from the system to the outside, e.g. via 

an air expander. The concept can also be applied 

to aircraft engines and aims to significantly 

reduce their fuel consumption during 

cruise. 

l 

1 Anwendung an 

Gasturbinen für 

Kraftwerksbetrieb 

Das hier vorgestellte Konzept (Patent angemeldet) 

erhöht Wirkungsgrad und Leistung 

bestehender stationärer und aeroderivativer 

Gasturbinen. Es basiert darauf, dass das Gesamtdruckverhältnis 

erhöht wird. Hierzu 

wird der Luftmassenstrom nach dem Niederdruckverdichter 

in mehrere parallele 

Teilströme aufgeteilt und freilaufenden 

a3 

b3 

b2 

a13 

c3 

1 

a2 

c2 

a12 

b1 

a1 

c1 

2 

a11 

Autor 

d 

a 

c 


Envita Management & 

Development GmbH 

Baden – Dättwil, Schweiz 

a Verdichter 

a1, a2, a3,… Hochdruckverdichter 

a11, a12, a13, …. Bypassventil 

b1, b2, b3,… Hochdruckbrennkammer 

Bild 1. Thermodynamisches Flussdiagramm. 

c1, c2, c3,… Hochdruckturbine 

c Turbine 

d Generator 

1, 2 Anschluss Expander 

50 | vgbe energy journal

Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen 

Hochdruckgaserzeugern zugeführt, deren 

Abgasstrom direkt in die Niederdruckturbine 

geführt wird. Das Konzept kann sowohl 

für neue Gasturbinenkonstruktionen angewendet 

werden, als auch für Nachrüstungen. 

Bei letzteren wird die resultierende 

Mehrleistung aus dem System nach aussen 

abgegeben, z.B. über einen Luftexpander. 

Hochdruckgaserzeuger anstelle der 

bisherigen Brenner: 

Die Hochdruckgaserzeuger (B i l d 2 ) bringen 

den Gasturbinenprozess auf ein höheres 

Druckverhältnis, wodurch der Wirkungsgrad 

steigt und mehr mechanische Energie abgegeben 

wird. Die Hochdruckgaserzeuger werden 

im folgenden Text auch individuell als 

„Oberstufen“ bezeichnet, obwohl sie alle zusammen 

wie eine einzige Oberstufe wirken. 

Modellrechnungen nach Methode Energiebilanz 

ergeben für Nachrüstungen folgende 

Werte (siehe Tabelle unten). 

Das Konzept kann unmittelbar angewendet 

werden als Schritt Richtung „Net-Zero- 

Emission“ und bringt große Einsparungen 

bei relativ wenig Investitionsaufwand. 

Geschichte und gegenwärtige 

Situation 

Die hochaktuelle CO 2 -Problematik und die 

gegenwärtig hohen Brennstoffpreise rücken 

Resultate für diverse Gasturbinentypen: 

die Wirkungsgradverbesserung von bestehenden 

Gasturbinen vermehrt in den Fokus. 

Vorrangigste Maßnahmen zur Verbesserung 

des Wirkungsgrades sind die Erhöhung des 

Druckverhältnisses und damit verbunden 

die Erhöhung der Eintrittstemperatur in die 

Gasturbine. Das hier vorgestellte Konzept 

realisiert beides mittels zusätzlicher Komponenten, 

für die der neueste Stand der Technik 

betreffend Kühlung und Werkstofftechnik 

angewendet werden kann, ohne dass die 

wesentlichen Komponenten (Verdichter, 

Turbine, Generator) der bestehenden, nachzurüstenden 

Maschine geändert werden 

müssen. 

Schon in den 1950er-Jahren hat man Gasturbinen 

gebaut, bei welchen das Druckverhältnis 

mittels einer zweiten, parallel angeordneten 

frei laufenden Maschine, bestehend 

aus einem Hochdruckverdichter und 

einer Hochdruckturbine, erhöht wurde. Ein 

Beispiel dafür ist die Gasturbine Typ 12/8 

von BBC. 

Diese Maschine, Kraftwerk Bremen Vahr, 

die mit Zwischenkühlung und sequentieller 

Verbrennung arbeitete, ist im Artikel der 

ETH Zürich beschrieben, publiziert in der 

Schweiz. Bauzeitung, 78. Jahrgang Heft 45, 

10. November 1960. [2] 

Das vom Typ 12/8 bekannte Verfahren hat 

zu dem hier vorgestellten neuen Konzept geführt, 

bei dem bestehende Gasturbinen mit 

mehreren Oberstufen nachgerüstet werden. 

Deren kleine Dimensionen erlauben es, sie 

einfach an bestehende Brennerflansche – 

oder Brennkammerflansche zu montieren, 

ohne dass grosse Umbauten an der bestehenden 

Maschine nötig werden. 

Mit Blick auf die Klimaziele befindet sich die 

Weltwirtschaft im Umbau der Stromerzeugung 

auf erneuerbare Energien. Erdgasbetriebene 

Gasturbinenkraftwerke sind als 

Übergangstechnik und zur Spitzendeckung 

gefragt, und längerfristig ist der Einsatz von 

Wasserstoff für Gasturbinen zu erwarten. 

Ein möglichst hoher Wirkungsgrad hat neue 

Dringlichkeit. 

Hier dazu der Verweis auf die veröffentlichte 

Position von Siemens Energy, Exec. VP 

Karim Amin hinsichtlich notwendige Wirkungsgradverbesserung 

der in Betrieb befindlichen 

Gasturbinen: 

Different paths to de-carbonize: Step 1, 

„low-hanging fruits“ [3]. 

„Improving the existing fleet“ [4]. 

Mit dem vorgestellten Konzept lässt sich in 

bedeutendem Masse Brennstoff einsparen 

und CO 2 vermeiden, nachdem es für praktisch 

alle Gasturbinentypen geeignet ist. 

Darüber hinaus können die Hochdruckgaserzeuger 

für Wasserstoffbetrieb weiterentwi- 

Typ Gasturbine 

GE(ABB) 

11D5 

GE(ABB) 

11N2 

Siemens 

Ansaldo 94.2 

GE Frame 

6B.03 

Siemens 

SGT6-5000F 

Siemens 

SGT6-5000F 

Vor der Nachrüstung: 

η (%) 32,0 34,9 33,3 33,5 39,5 39,5 

Generatorleistung (MWel) 71,3 111,7 173,1 42,5 226,8 226,8 

Nach der Nachrüstung: 

Eintrittstemperatur Oberstufenturbine hoch, TIT‘ °C 1432 1432 1432 1432 1432 1432 

η (%) 41,2 42,5 41,3 41,0 44,9 43,8 

Generatorleistung (MW el ) 111,3 161,5 219,5 61,1 272,9 * 282,6 ** 

Erhöhung η (%), additiv 9,2 7,6 8,0 7,5 5,4 4,3 

Erhöhung Generatorleistung (MW el ) 40,1 49,8 46,4 18,6 46,1 55,8 

Erhöhung Generatorleistung (%) additiv 56,2 44,6 26,8 43,8 20,3 24,6 

Reduktion Brennstoffkosten, Mio. USD, pro 100 MW 

Volllastbetrieb d.h. 8760 Std. 1 Jahr *** 

31,2 22,9 26,0 24,4 13,6 11,1 

CO 2 -Reduktion: (t/a), pro 100 MW Volllastbetrieb d.h. 

8760 Std. = 1 Jahr 

119.231 87.548 99.390 93.300 52.023 42.466 


Eintrittstemperatur Oberstufenturbine moderat, TIT‘ °C 1221 1297 1241 1295 

η (%) 37,0 40,2 37,7 38,4 

Generatorleistung (MW el ) 91,3 144,2 184,1 53,7 

Erhöhung η (%), additiv 5,0 5,3 4,4 4,9 

Erhöhung Generatorleistung (MW el ) 20,1 32,5 11,0 11,2 

Erhöhung Generatorleistung (%) additiv 28,2 29,1 6,4 26,4 

Reduktion Brennstoffkosten, Mio. USD, pro 100 MW 

Volllastbetrieb d.h. 8760 Std. = 1 Jahr *** 

18,9 16,9 15,7 17,0 

CO 2 -Reduktion: (t/a), pro 100 MW Volllastbetrieb d.h. 

8760 Std. = 1 Jahr 

72.155 64.547 59.885 65.083 

*... Turbine Unterstufe nicht auf Volllast 

**… Turbine Unterstufe auf Volllast, sequentielle Verbrennung (= zusätzliche Verbrennung zwischen Oberstufe und Turbine Unterstufe) 

***… Gaspreis USD 0.051/kWh, (vgl. [1]) 



ckelt werden. So könnten sehr rasch viele 

Anlagen auf Wasserstoff umgerüstet werden, 

weil die weiterentwickelten Hochdruckgaserzeuger 

für die verschiedensten Gasturbinentypen 

eingesetzt werden könnten. 

Dass CO 2 ein Thema höchster Wichtigkeit 

und Dringlichkeit ist, zeigen auch die Versuche, 

CO 2 aus den Abgasen erdgasgefeuerter 

Kombianlagen zu entfernen und separat zu 

lagern. Zu CO 2 Capture and Storage s. Artikel 

veröffentlicht in Powergen [5]. 

Weltweit gibt es 2800 Gasturbinenkraftwerke* 

mit 1.2 Millionen Megawatt insgesamt 

installierter Leistung. Bei einer angenommenen 

Einheitsleistung von 100 MW wären 

dies 12.000 Maschinen. Die Gesamtzahl Maschinen 

dürfte wesentlich größer sein, weil 

in der Globalenergyobservatory-Liste nur 

eigentliche Kraftwerksmaschinen aufgeführt 

sind, es daneben aber viele kleinere 

industrielle oder kommunale Kraft-Wärme 

Anlagen gibt. 

Beschreibung 

* Anmerkung zur Anzahl Gasturbinenkraftwerweltweit: 

Eine Liste der weltweiten Gasturbinenkraftwerke 

findet sich unter: Quelle: http:// 

globalenergyobservatory.org/list.php?db=Power 

Plants&type=Gas 

a1 

Das vorgestellte Konzept erhöht den Wirkungsgrad 

bestehender stationärer Gasturbinen 

wesentlich. Dafür wird der Luftmassenstrom 

nach dem Niederdruckverdichter 

in mehrere parallele Teilströme aufgeteilt, 

welche Hochdruckgaserzeugern zugeführt 

werden. Es ist geeignet sowohl für neue Gasturbinen, 

als auch für die Nachrüstung bestehender 

Gasturbinenkraftwerke und Kombianlagen, 

gleich welcher Größe. 

Die Hochdruckgaserzeuger übernehmen 

Platz und Funktion der bestehenden Brenner. 

Sie bestehen aus Verdichter (in den 

meisten Fällen wird ein 1-stufiger Zentrifugalverdichter 

genügen), Brennkammer und 

Turbine und können optimal an die Gegebenheiten 

der Unterstufe angepasst werden, 

da sie physisch sehr klein sind. (B i l d 2 ) 

Neben den Teilströmen durch die Oberstufen 

sind Luft-Bypass-Teilströme vorgesehen, 

die die Oberstufen umgehen und direkt der 

Turbine c zugeführt werden. Dadurch entspricht 

der gesamte Luft- Massenstrom dem 

erforderlichen Wert, der durch den Unterstufenverdichter 

vorgegeben ist. Der Unterstufenverdichter 

läuft somit immer im stabilen 

Strömungsbereich, auch wenn die Summe 

der Teilmassenströme, die durch die 

Oberstufen gehen, reduziert ist, beispielsweise 

im Leerlauf, bei Teillast, oder beim 

Abstellen der Anlage. Aus thermodynamischen 

Gesetzmäßigkeiten bewirkt ein höheres 

Druckverhältnis sowohl einen höheren 

Wirkungsgrad als auch eine höhere Leistung 

der Gasturbinenanlage. Die Überschussleistung 

wird aus den Oberstufen ausgekoppelt. 

Das B i l d 3 zeigt beispielhaft das thermodynamische 

Flussdiagramm für die Nachrüstung 

einer Gasturbine. Die Beschaufelungen 

des Verdichters a und der Turbine c 

bleiben unverändert. Der Einfachheit halber 

ist nur eine von mehreren Oberstufen gezeichnet. 

Bild 3 zeigt die Leistungsauskopplung 

aus der Oberstufe via Luftexpanderturbine 

e und davon angetriebenem Generator 

d1. Dieser Generator kann neben der bestehenden 

Gasturbine platziert werden. Die 

Verdichter a1, etc. der Oberstufe sind um die 

Mehrmenge, die die Luftexpanderturbine e 

benötigt, grösser ausgeführt. Die Luftexpanderturbine 

kann in der Art angeschlossen 

werden, dass alle oder mehrere Zuleitungen 

von den Oberstufenverdichtern zusammengefasst 

werden, und so an die Luftexpanderturbine 

e angeschlossen werden. Möglich 

ist auch eine Schaltung mit mehreren Luftexpanderturbinen 

und mehreren Generatoren 

d1. 

Bemerkungen: 

Die Lage der Achsen der Oberstufen im 

Raum ist beliebig, sodass sie optimal in die 

Konstruktion der Unterstufe integriert werden 

können. 

b1 

a11 

6 

4 

5 

a1 Hochdruckverdichter; b1 Hochdruckbrennkammer; c1 Hochdruckturbine; a11 Bypassventil 

1 Luftstrom von Niederdruckverdichter, 2 Bypassstrom, 3 Gasstrom zur Niederdruckturbine, 

4 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine, 5 Luftstrom von Luftexpanderturbine, 6 Starterluft 

Bild 2. Prinzipielle Skizze eines Hochdruckgaserzeugers („Oberstufe“). 

d1 

d 

1 

Bild 3. Auskopplung der Mehrleistung. 

e 

a 

a1 

c1 

b1 

1 

a11 

a Verdichter; a1 Hochdruckverdichter 

a11 Bypassventil; b1 Hochdruckbrennkammer 

c1 Hochdruckturbine; c Turbine 

d Generator; e Luftexpanderturbine; d1 Generator 

c1 

Die Oberstufen können sehr einfach an die 

bestehenden Brennkammerflansche montiert 

werden, wie in B i l d 4 und B i l d 5 gezeigt. 

Die Auslegung der Oberstufen kann so gewählt 

werden, mit oder ohne sequentielle 

Verbrennung, dass die Eintritts- und Austrittstemperaturen 

an der Niederdruck-Entspannungsturbine 

nicht geändert werden. 

Dadurch – und weil auch die gesamte 

Durchflussmenge gleich bleibt – kann bei 

Kombianlagen die nachgerüstete Gasturbinenanlage 

weiterhin mit dem bestehenden 

Abhitzekessel betrieben werden, ohne Änderungen 

an diesem. 

Die Wartungsintervalle der Unterstufe können, 

wenn gewünscht, verlängert werden. 

Grund: Die wesentliche Erhöhung des Gesamtwirkungsgrades 

erlaubt eine Verringerung 

der Eintrittstemperatur an der Niederdruck-Entspannungsturbine, 

bei immer noch 

beträchtlich höherem Gesamtwirkungsgrad. 

Die Regelung der Oberstufen und Bypässe 

kann modern digital ausgeführt und als 

Nachrüstpaket konzipiert werden. Die be- 

3 

2 

c 



4 

4 

5 

6 

c 

3 3 

stehende Gasturbinenregulierung müsste 

nicht komplett ersetzt werden. 

Es besteht die Möglichkeit, bei Teillast nur 

einen Teil der Oberstufen zu betreiben. Die 

Bypass- Ströme können entsprechend eingestellt 

werden. Für Betriebszustände mit verringertem 

Massenfluss durch die Unterstufe, 

d.h. bei Turndown, können die Oberstufen 

so konzipiert werden, dass diese – oder einige 

derselben – Volllast laufen, bei minimalster 

Gesamtleistung der Gasturbinenanlage. 

Dadurch ergibt sich ein sehr geringer Gesamt-Brennstoffverbrauch 

im Turndown. 

b 

2 2 

a 

c 

a Verdichter-Turbinenblock 

b Nachrüstsatz 

c Oberstufe(n): hier mit beispielsweise 6 Oberstufen 

1 Lufteinströmung in Niederdruckverdichter; 2 Luftstrom von Niederdruckverdichter; 

3 Heissgas nach Hochdruckturbine; 4 Abgas Niederdruckturbine; 

5 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine; 6 Luftstrom von Luftexpanderturbine. 

Bild 4. Ausführungsbeispiel von Nachrüstungen: Gasturbine mit oben angebrachter 

Silobrennkammer. 

1 

1 

b 5 6 7 

c 

b 5 6 

2 

a 

3 

6 

a Verdichter-Turbinenblock 

b Nachrüstsätze 

c Oberstufe(n) 

1 Lufteinströmung in Niederdruckverdichter, 2 Luftstrom von Niederdruckverdichter, 

3 Heissgas nach Hochdruckturbine, 4 Abgas Niederdruckturbine, 

5 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine, 6 Luftstrom von Luftexpanderturbine, 

7 an dieser Flanschverbindung werden die Nachrüstsätze an die Brennkammerflansche 

geschraubt, anstelle der früheren Rohrbrenner 

Bild 5. Ausführungsbeispiel von Nachrüstungen: Gasturbine mit multiplen Brennkammern (Rohrbrennkammern, 

Can Combustors) mit eingebauten Oberstufen. 

5 

2 Anwendung an 

Flugzeugtriebwerken 

Das Konzept ist auch bei Flugzeugtriebwerken 

anwendbar (Patent angemeldet) und 

reduziert den Treibstoffverbrauch im Reiseflug 

erheblich (B i l d 6 ). 

Ausführungsbeispiel 

4 

4 

1 

1 

Bei dem hier vorgestellten Gasturbinentriebwerk 

B i l d 6 und Ausführungsbeispiel 

B i l d 7 wird der Kernmassenstrom zwischen 

dem Austritt des Hochdruckverdichters 

b und dem Eintritt der Hochdruckturbine 

d 2 in parallele Teilströme geführt und 

der thermodynamische Prozess dieser Teilströme 

auf höheren Druck angehoben. 

Hierfür werden, zwischen dem Austritt des 

Hochdruckverdichters b und dem Eintritt 

der Hochdruckturbine d2, zusätzliche 

Hochdruckgaserzeuger angeordnet, welche 

für den Betrieb auf hohem Druckniveau ausgelegt 

sind. Diese sind ähnlich aufgebaut 

wie in B i l d 2 weiter oben. 

Die Luftexpansionsturbine e wird auf Reiseflughöhe 

mit Druckluft aus dem Verdichter 

der Oberstufen angetrieben und dient dazu, 

die mechanische Überschussleistung, die 

sich aus dem in der Oberstufe OS erzeugten 

höheren Druckverhältnis des thermischen 

Gasturbinenprozesses ergibt, in die zentrale 

Welle g abzuführen. Die Leistung der Luftturbine 

e wird nur während des Reiseflugs 

in die zentrale Welle g eingeleitet. In allen 

übrigen Flugphasen ist die Kraftübertragung 

zwischen e und g unterbrochen, in diesem 

Beispiel mittels eines Zwischenrades 

und den Kupplungen j und k. 

Die Oberstufen können so positioniert werden, 

dass sie optimal an die Platzverhältnisse 

im Triebwerk angepasst sind. 

Die Neuheit dieses Konzepts liegt darin, 

dass der thermodynamische Gasturbinenprozess 

im Reiseflug gegenüber demjenigen 

in den übrigen Flugphasen ein höheres 

Druckverhältnis aufweist. Beim Start, im 

Steigflug, im Sinkflug, im Landeanflug und 

bei der Landung sind die Oberstufen ausser 

Betrieb. 

Berechnungsresultate: 

Basis ist ein einfaches Datenmodell, angelehnt 

an die Thermodynamik der z.Zt. hochmodernen 

Triebwerke GENX1B70 bzw. LE- 

AP1A. Nach Energiebilanzrechnung ergibt 

sich: 

Betrieb auf Reiseflughöhe: 

Vor der Nachrüstung: 

Kerosinverbrauch 100 %. 


GENX1B70, π Oberstufe = 3.4, Eintrittstemperatur 

Turbine Oberstufe TIT‘ = 1400 °C: 

Kerosinverbrauch 93.58 % = Reduktion Kerosinverbrauch: 

4.32 % 

LEAP1A, π Oberstufe = 3.3, Eintrittstemperatur 

Turbine Oberstufe TIT‘ = 1400 °C: 

Kerosinverbrauch 94.9 % = Reduktion Kerosinverbrauch: 

5.06 % 

Bei Turbofan-Triebwerken mit Getriebe wird 

das Konzept in gleicher Weise wirken. 

Eine grosse Airline verbraucht pro Jahr z.B. 

10 Mio. Tonnen Kerosin [6]. 

5 % Treibstoffeinsparung/a entsprechen 

(mit dem Kerosinpreis von April 2022 von 

USD 1152.-/t [7] 



1 

2 

f 

a 

8 

g 

3 6 

e 

9 

a Niederdruckverdichter; b Hochdruckverdichter; b1 Verdichter der Oberstufe; c Brennkammer(n); 

c1 Brennkammer(n) der Oberstufe; d1 Turbine der Oberstufe; d2 Hochdruckturbine; 

d3 Niederdruckturbine; e Luftexpanderturbine; f Fan; g zentrale Welle; 

1 Bypassstrom des Mantelstromtriebwerks, 2 Luftstrom zum Niederdruckverdichter, 

3 Luftstrom zum Hochdruckverdichter, 4 Luftstrom nach Hochdruckverdichter, 

5 Heissgasstrom zur Hochdruckturbine, 6 Heissgasstrom zur Niederdruckturbine, 

7 Abgas Triebwerk 

Bild 6. Thermodynamisches Flussdiagramm eines Mantelstromtriebwerks mit Oberstufen. 

b 

b1 

f a h i d2 d3 

g 

b 

4 

c1 

c 

c 

d1 

5 

d2 

d3 

7 

einer Kostenersparnis von ca. 576 Mio. 

USD/a und einer CO 2 -Reduktion von 

1,35 Mio. t/a. Die Kerosineinsparung wird 

aller Voraussicht nach künftig finanziell 

noch wichtiger werden, besonders mit der 

Einführung teurer synthetischer Treibstoffe. 

Bei Triebwerken würde das Konzept nicht 

als Nachrüstung installiert, sondern es wäre 

eine neue Triebwerksentwicklung mit Detailkonstruktion 

nötig. Dabei kann man 

sich, was die Unterstufe betrifft (Fan, Niederdruck- 

und Hochdruckverdichter, Hochdruck- 

und Niederdruckturbine) am besten 

an einen aktuellen Triebwerkstyp anlehnen. 

Mit anderen Worten, das Konzept würde in 

einen bestehenden Triebwerkstyp konstruktiv 

integriert. 

Quellen 

[1] https://www.globalpetrolprices.com/natural_gas_prices/ 

, Juni 2021, Germany 

[2] https://www.e-periodica.ch/cntmng?pid= 

sbz-002%3A1960%3A78%3A%3A672 

[3] https://www.powerengineeringint.com/ 

renewables/strategic-development/managing-change-to-reach-a-decarbonised-energy-system/ 

[4] https://assets.siemens-energy.com/siemens/ 

assets/api/uuid:16622065-30ea-4b4b-a072- 

e8c9bb8b4221/power-articlekarim-p16-17. 

pdf 

[5] https://www.powerengineeringint.com/ 

gas-oil-fired/emissions-control/doe-selectscormetech-to-develop-carbon-capture-techfor-natural-gas-plants/ 

[6] https://www.lufthansagroup.com/media/ 

downloads/de/verantwortung/LH-Factsheet-Nachhaltigkeit-2020.pdf 

(Seite 5, 

2019) 

[7] https://www.iata.org/en/publications/ 

economics/fuel-monitor/ ) 

l 

k e j 

a Niederdruckverdichter; b Hochdruckverdichter; c Brennkammer(n); d2 Hochdruckturbine; 

d3 Niederdruckturbine; e Luftexpanderturbine; f Fan; g zentrale Welle; h Oberstufe(n); 

i Übergangsstück; j Kupplung Zwischenrad-Gehäuse; k Kupplung Zwischenrad-Rotor 

Niederdruckkompressor 

Bild 7. Mantelstromtriebwerk mit Oberstufen. 


Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“ 

Herstellerunabhängiges 

Instandhaltungskonzept für 

Großgeneratoren 

– ein „3-Säulen-Modell“ 

Sascha Urban 

Abstract 

Manufacturer-independent 

maintenance concept for large 


At KELI 2020 – Online the results of the dissertation, 

which was completed in 2019, on 

the topic of “forecasting of the determined 

lifespan of large generators as part of revision 

projects by evaluation of outcome-based 

maintenance, including any findings and with 

the look at monitoring systems” were presented. 

The resulting “3-pillar-model” for manufacturer-independent 

maintenance of large 

generators represents a practical and triedand-tested 

procedure for analyzing and evaluating 

findings on generators. It enables standardization 

and operationalization of mainte- 

Autor 

Dr.-Ing. Sascha Urban 

Vattenfall Wärme Berlin AG 

Berlin, Deutschland 

nance measures within the framework of 

corresponding generator revisions. The study 

on which the work is based was carried out in 

order to permit practical predictions about the 

lifespan, influences and revision cycles. This 

results in measures to be taken shall benefit 

both the company in the context of customer 

acquisition, support and project design as well 

as the customer. 

l 

Auf der KELI 2020 – Online wurden die Ergebnisse 

der 2019 abgeschlossenen Dissertation 

zum Thema „Prognosenerstellung im Rahmen 

von Revisionsprojekten an Großgeneratoren 

zur Bestimmung derer Lebensdauer durch 

Auswertung ereignisbasierter Wartungsmaßnahmen 

unter Berücksichtigung von Befunden 

und Monitoringsystemen“ vorgestellt. Das 

entstandene „3-Säulen-Modell“ für herstellerunabhängige 

Instandhaltung von Großgeneratoren 

stellt eine praxistaugliche und praxiserprobte 

Vorgehensweise zur Analyse und Bewertung 

von Befunden an Generatoren dar. 

Sie ermöglicht eine Standardisierung und 

Operationalisierung von Instandhaltungsmaßnahmen 

im Rahmen von entsprechenden 

Generatorrevisionen. Die der Arbeit zugrunde 

liegende Untersuchung erfolgte, um in der 

Praxis anwendbare Prognosen über Lebensdauer, 

Einflüsse und Revisionszyklen zuzulassen. 

Daraus ergeben sich zu ergreifende Maßnahmen, 

die sowohl dem Unternehmen im 

Rahmen der Kundenakquise, Betreuung und 

Projektgestaltung, als auch dem Kunden zugutekommen. 

1 Einleitung 

Gegenstand dieses Artikels ist das Ergebnis 

einer Dissertation, die sich mit der herstellerunabhängigen 

Auswertung von über 350 

durchgeführten Serviceeinsätzen an mehr 

als 120 verschiedenen Generatoren mit einer 

Scheinleistung von bis zu 588 Mega Volt 

Ampere (MVA) von knapp über 20 unterschiedlichen 

Fabrikaten unter Berücksichtigung 

von Befunden und Betriebsschäden 

befasst hat. An praktischen Beispielen wurden 

entstandene Schäden an den Hauptkomponenten 

von Generatoren, deren Ursachen 

und die resultierenden Folgen ausgewertet. 

Aufgrund des Fehlens von normierten 

Grenzwerten für die Interpretation von Teilentladungsmessungen 

an Ständerisolationen 

von Generatoren wurde ein besonderer 

Schwerpunkt auf die Analyse derartiger 

Messergebnisse und die daraus resultierende 

Aufstellung von Richtwerten gelegt. In 

Kombination mit einem sogenannten „Gesundheitsindex“ 

wurde im Ergebnis eine 

Empfehlung für zu ergreifende Maßnahmen 

gegeben. Bei einer entsprechenden Anwendung 

eines resultierenden „Drei-Säulen-Modells“ 

soll eine maximale Lebensdauer und 

Verfügbarkeit der begutachteten Generatoren 

gewährleistet werden. Im Gegensatz zu 

modernen Big Data Ansätzen ist die hier untersuchte 

Datenbasis geringer, sodass deren 

Auswertung die Entwicklung entsprechender 

Analyseverfahren erforderte. 

Generatoren erzeugen über 99 % der elektrischen 

Energie durch Umwandlung von mechanischer 

in elektrische Energie. Sie bilden 

die Basis unserer Energieversorgung. Während 

des Betriebs von Hochspannungsmaschinen 

verschlechtert sich deren Gesamtzustand 

aufgrund von thermischer Alterung, 

elektrischen Entladungen, mechanischen 

Schwingungen, den Gegebenheiten am Aufstellungsort 

und insbesondere auch der 

Überlagerung dieser Erscheinungen. Der Rotor 

als der sich drehende Teil des Generators 

wird zudem durch Flieh- und Zentrifugalkräfte 

beansprucht, welche zu Beschädigungen 

in seinem Aufbau beitragen können. 

Um ungeplante Betriebsausfälle der Generatoren 

zu vermeiden und einen möglichst 

reibungslosen Betrieb zu gewährleisten, 

sollten in regelmäßigen Zeitintervallen Instandhaltungsmaßnahmen 

geplant, veranlasst 

und durchgeführt werden. 

55 | vgbe energy journal 


Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“ 

2 Eine Bewertungsmethode 

für optimale Generatorinstandhaltung 

In [1], die sich mit den Grundlagen der Instandhaltung 

befasst, ist der Alterungsvorrat 

einer Maschine als die wichtigste Steuergröße 

der zustandsorientierten Instandhaltung 

definiert als: Vorrat der möglichen 

Funktionserfüllung unter festgelegten Bedingungen, 

der einer Betrachtungseinheit aufgrund 

der Herstellung oder aufgrund der Wiederherstellung 

durch Instandsetzung innewohnt. 

Den optimalen Zeitpunkt für die Instandsetzung 

zu bestimmen, ist für die zustandsorientierte 

Instandhaltungsstrategie die 

Hauptaufgabe. Dadurch kann zwar keine 

exakte Lebensdauer des betrachteten Generators 

vorhergesagt, aber die längsmögliche 

Betriebsbereitschaft der Maschine gewährleistet 

werden. 

Es war das Ziel des Autors, auf Basis der Maschinenbelastung, 

der Messergebnisse und 

der vorliegenden Befunde optimale und einheitliche 

Empfehlungen für Instandhaltungsintervalle 

und zu ergreifende Maßnahmen 

abzugeben. Zu diesem Zweck wird 

im Anschluss ein „Drei-Säulen-Modell“ vorgestellt, 

welches sich wie folgt zusammensetzt: 

1. Säule: Empfehlungen auf Grundlage der 

äquivalenten Betriebsstunden 

2. Säule: Empfehlungen auf Grundlage 

von Richtwerten aus TE-Messungen 

3. Säule: Empfehlungen auf Grundlage eines 

„visuellen Gesundheitsindexes“ 

Je nach durchgeführtem beziehungsweise 

beauftragten Revisionsumfang können und 

müssen einzelne Säulen separat oder gemeinsam 

als Empfehlungsinstrument herangezogen 

werden. Idealerweise sollen alle 

drei Ergebnisse zu einer optimalen Empfehlung 

zusammengefasst werden. 

Im Vorfeld fand eine umfangreiche Schadensanalyse 

und Maßnahmenauswertung 

aus den Erfahrungen eines Generator-Serviceunternehmens 

über einen Zeitraum von 

zwölf Jahren statt. Demnach stellen allgemeine 

mechanische Schädigungen an den 

verschiedenen Anbauteilen des Generators 

und Ölleckagen die am häufigsten befundeten 

Schäden dar. Sie führten aber in keinem 

Fall zum Ausfall eines Generators. Die am 

wenigsten häufig aufgetretenen elektrischen 

Schädigungen an Statoren und Rotoren 

wurden mit nur 7 % und 5 % diagnostiziert. 

Zu einem tatsächlichen und sofortigen Totalausfall 

von Generatoren kam es lediglich 

in 5 % aller untersuchten Einsätze. Davon 

entfielen 3 % auf elektrische Schäden am 

Stator, beispielsweise verursacht durch einen 

Ständererdschluss. Elektrisch bedingte 

Schäden am Rotor bildeten bei 1 % der Fälle 

den Grund für einen plötzlichen Generatorausfall. 

Mit jeweils 0,5 % stellen mechanische 

Schädigungen am Stator oder Rotor 

den Grund für einen Totalausfall dar. 

Die hier gewonnenen Erkenntnisse aus den 

Schadenshäufigkeiten stellen die Grundlage 

für die im Folgenden zu erarbeitende Instandhaltungsoptimierung 

für Großgeneratoren 

dar. Da die Schäden an den Statorwicklungsisolationen 

als besonders kritisch 

einzustufen sind, wird die Analyse von Teilentladungsmessungen 

einen besonderen 

Schwerpunkt bilden. 

3 Die erste Säule 

Der in der Praxis übliche Ansatz zur Bestimmung 

von idealen Revisionszyklen und 

-zeitpunkten wird von der überwiegenden 

Anzahl der Hersteller und Betreiber über die 

Bestimmung der äquivalenten Betriebsstunden 

definiert. Diese Kenngröße berücksichtigt 

neben der tatsächlichen Betriebszeit des 

Generators auch die Belastung im Drehwerk, 

die Anzahl der durchgeführten Starts 

und die oftmals durch die Einspeisung ins 

Netz vorgegebenen Lastwechsel. 

Der VGB PowerTech e.V. (VGB) hat im Jahr 

2010 in [2] folgende Formel zur Bestimmung 

der äquivalenten Betriebsstunden 

ausgegeben: 

T ä = (T 1 *K 1 ) + (T 2 *K 2 ) + (K 3 *n)(1) 

–– 

T ä = äquivalente Betriebszeit in Stunden 

–– 

T 1 = Betriebszeit des Generators in 

Stunden 

–– 

K 1 = Beanspruchungsfaktor während 

des Betriebs 

–– 

T 2 = Drehwerksbetriebszeit in Stunden 

–– 

K 2 = Beanspruchungsfaktor während 

des Drehwerkbetriebs 

–– 

K 3 = Bewertungsfaktor für die Zeit pro 

Start in Stunden 

–– 

n = Anzahl der Starts 

Während T 1 , T 2 und n von den tatsächlich 

angefallenen Betriebsstunden abhängen, 

bilden K 1 , K 2 und K 3 Variablen, die von der 

jeweiligen Leistungsgröße des Generators 

abhängen. Für die Leistungsklasse SN < 

50 MVA gibt die Empfehlung beispielsweise 

Werte von K 1 = 0,7, K 2 = 0,1 und K 3 = 5 vor. 

Im Vergleich dazu sind die Werte für die 

Leistungsklasse 50 < SN < 250 MVA bei K 1 

= 0,8, K 2 = 0,1 und K 3 = 10. Demnach wird 

zum Beispiel ein Anfahrprozess bei größeren 

Generatoren gemäß Faktor K 3 als doppelt 

so „belastend“ für die Maschine bewertet, 

als bei Generatoren der niedrigeren Leistungsklasse. 

In diesem Zusammenhang wird das Ergebnis 

T ä aus (1) als Ausgangswert zur Bestimmung 

der nächsten planmäßigen Revisionszeit 

und -art zugrunde gelegt. Die verschiedenen 

Hersteller geben dabei in den jeweiligen 

Generatorhandbüchern maschinenspezifische 

Empfehlungen ab. 

Die für diese Untersuchung abgegebenen, 

herstellerunabhängigen Empfehlungen aus 

den Serviceerfahrungen und den Auswertungen 

lauten wie folgt: 

–– 

Erstrevision nach 10.000 bis 20.000 äquivalenten 

Betriebsstunden, maximal 2 Jahre 

nach Inbetriebsetzung des Generators 

–– 

Kurzrevision nach 10.000 äquivalenten 

Betriebsstunden, oder 2 Jahren nach der 

letzten Instandhaltungsmaßnahme 

–– 

Zwischenrevision nach 20.000 äquivalenten 

Betriebsstunden, oder 5 Jahren nach 

der letzten Instandhaltungsmaßnahme 

–– 

Hauptrevision nach 45.000 äquivalenten 

Betriebsstunden, oder 10 Jahren nach der 

letzten Instandhaltungsmaßnahme 

Diese Einschätzungen basieren zum einen 

auf gemittelten Werten der unterschiedlichen 

Herstellerhandbücher, zum anderen 

auf den Serviceerfahrungen der letzten 

zwölf Jahre, welche in den einzelnen Lebenslaufakten 

einer eigens hierfür entwickelten 

Datenbank protokolliert wurden. 

Insbesondere in den Fällen, in denen die 

einzelnen Generatoren über einen längeren 

Zeitraum regelmäßig befundet wurden, 

zeigte sich in der Vergangenheit die Praktikabilität 

dieser Vorgaben. Vergleichbare 

Einschätzungen finden sich unter anderem 

in [2, 3, 4]. 

4 Die zweite Säule 

Die im Folgenden aufgeführten Richtwerte 

für die Nutentladungen (d) und Oberflächenentladungen 

(a) ergeben sich aus den 

im Betrachtungszeitraum durchgeführten 

Offline Teilentladungsmessungen in Verbindung 

mit den entsprechenden visuellen Begutachtungen 

der untersuchten Wicklungen. 

Je nachdem, in welche der weiter unten 

genannten Mengenbereiche ein Generator 

im Zuge einer TE-Messung eingestuft wird, 

fällt die Empfehlung für zukünftige oder 

schlimmstenfalls sofort zu ergreifenden 

Maßnahmen aus. Folgende Kategorisierungen 

ergeben sich: 

–– 

C 1 – Die Wicklung befindet sich in einem 

für den Dauerbetrieb uneingeschränkt 

nutzbaren Bereich. Dann soll eine Wiederholungsmessung 

nach zwei Jahren 

stattfinden. Die zyklische Diagnose kann 

Schwachstellen und Unregelmäßigkeiten 

der Ständerwicklungsisolation schon im 

Anfangsstadium aufzeigen, bevor ein 

Schaden eintritt. Folglich sollte die nächste 

planmäßige Revision gemäß der in Abschnitt 

3 genannten Empfehlungen anhand 

der äquivalenten Betriebsstunden 

festgelegt werden.

vgbe energy journal 4 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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