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

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 8 (2022). Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us! NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as further services are available on our website, www.vgbe.energy +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich and Tobias Zimmermann Requirements for capacity expansion and fuel supply for a future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany Anforderungen an Kapazitätsausbau und Brennstoffversorgung für eine zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland Axel Pechstein and Jan Münzer Innovative technology for a proven gas turbine – 3D-printed V64.3 turbine inlet guide vane with in-wall cooling Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine – 3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel mit In-Wandkühlung Neil Conway How to get lab equivalent oil analysis 24/7 Ölanalysen im Labor 24/7 Josef Güntner, Andreas Michael, Jens Gerlach and Sven Kalmeier Are large power plants cyber-secure enough? How safety and security succeed without adverse interactions Sind Großkraftwerke cybersicher genug? Wie Safety und Security ohne nachteilige Wechselwirkungen gelingen Malgorzata Wiatros-Motyka and Sarah Lai Methanol production and markets Methanolproduktion und -märkte Stefan Loubichi New dimensions in social engineering Künstliche Intelligenz, Darknet und OSINT im Social Engineering (English version) Solar PV global supply chains Globale Lieferketten für die Photovoltaik Summary of IEA´s special report How can Europe prevent a cold winter, meet REPowerEU targets and reach 2030 goals? Wie kann Europa einen kalten Winter meistern, die REPowerEU-Ziele erfüllen und die Klimaziele für 2030 erreichen? Enlit Europe

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat.
Issue 8 (2022).
Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us!

NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as further services are available on our website, www.vgbe.energy

+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++


Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich and Tobias Zimmermann
Requirements for capacity expansion and fuel supply for a future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
Anforderungen an Kapazitätsausbau und Brennstoffversorgung für eine zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschland

Axel Pechstein and Jan Münzer
Innovative technology for a proven gas turbine – 3D-printed V64.3 turbine inlet guide vane with in-wall cooling
Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine – 3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel mit In-Wandkühlung

Neil Conway
How to get lab equivalent oil analysis 24/7
Ölanalysen im Labor 24/7

Josef Güntner, Andreas Michael, Jens Gerlach and Sven Kalmeier
Are large power plants cyber-secure enough? How safety and security succeed without adverse interactions
Sind Großkraftwerke cybersicher genug? Wie Safety und Security ohne nachteilige Wechselwirkungen gelingen

Malgorzata Wiatros-Motyka and Sarah Lai
Methanol production and markets
Methanolproduktion und -märkte

Stefan Loubichi
New dimensions in social engineering
Künstliche Intelligenz, Darknet und OSINT im Social Engineering (English version)

Solar PV global supply chains
Globale Lieferketten für die Photovoltaik
Summary of IEA´s special report

How can Europe prevent a cold winter, meet REPowerEU targets and reach 2030 goals?
Wie kann Europa einen kalten Winter meistern, die REPowerEU-Ziele erfüllen und die Klimaziele für 2030 erreichen?
Enlit Europe

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

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />

8 · <strong>2022</strong><br />

FOCUS<br />

Security <strong>of</strong> supply<br />

Programm & anmeldung<br />

IT-Sicherheit in<br />

Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

Requirements <strong>for</strong><br />

capacity expansion <strong>and</strong><br />

fuel supply <strong>for</strong> a futurepro<strong>of</strong>,<br />

secure <strong>and</strong> climatefriendly<br />

electricity supply in<br />

Germany<br />

MoErS | DEuTSchlanD | 8. & 9. novEMbEr <strong>2022</strong><br />

Van der Valk Hotel Moers<br />

Innovative technology <strong>for</strong> a<br />

proven gas turbine<br />

Are large power plants<br />

cyber-secure enough?<br />

– “Can we achieve security <strong>of</strong> supply<br />

ation with the existing regulation?”<br />

Methanol production<br />

<strong>and</strong> markets<br />

Regulierung | Angriffserkennung | SIEM-Lösungen |<br />

auditierung | Security operation center<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Ms Angela Langen<br />

t +49 201 8128-310<br />

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

ISSN 1435–3199 · K 43600 | <strong>International</strong> Edition | Publication <strong>of</strong> <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e. V.<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> VS ITSI<strong>2022</strong> ad-cover (A4).indd 1 02.09.<strong>2022</strong> 14:11:27


54. KRAFTWERKSTECHNISCHES<br />

KOLLOQUIUM<br />

18. – 19. 10. <strong>2022</strong> | <strong>International</strong>es Congress Center Dresden<br />

Ob vor Ort oder<br />

digital – in jedem Fall<br />

energetisch vernetzt!<br />

PRÄSENZ<br />

WEB<br />

HYBRID<br />

Die Energiewende beginnt schmerzlich Wirklichkeit zu werden. Versorgungssicherheit, als Thema der Podiumsdiskussion<br />

bereits Ende 2021 gewählt, ist nicht nur aktuell, sondern auch brisant.<br />

Wie kann Deutschl<strong>and</strong>, wie kann West-Europa eine stabile Energieversorgung sicherstellen? Welche Konsequenzen<br />

müssen wir politisch ziehen? Können Kohlekraftwerke die Gaslücke schließen? Welche Rolle<br />

muss die Kernkraft übernehmen und wann wird Wasserst<strong>of</strong>f substantiell zur Energiespeicherung und Versorgung<br />

beitragen können?<br />

Es sind viele Fragen, die Experten in der Podiumsdiskussion und in 93 Plenar- und Fachvorträgen beim<br />

54. Kraftwerkstechnischen Kolloquium in Dresden diskutieren. Darüber hinaus können Sie mit den Ausstellern<br />

(aktuell 81 Anmeldungen) der Firmenmesse Kontakte knüpfen und Erfahrungen austauschen.<br />

Seien Sie eingeladen und dabei!<br />

Programmauszug, 18. Oktober <strong>2022</strong><br />

10:30 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:<br />

18.10. – 19.10.<strong>2022</strong><br />

Firmenmesse<br />

Daniel Muthmann, Open Grid Europe GmbH, Essen<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Michael Beckmann und Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. habil. Antonio Hurtado,<br />

Technische Universität Dresden<br />

Philippe Costes, Senior Advisor World Nuclear Association, London, Engl<strong>and</strong><br />

Dr. Tomáš Ehler, Deputy Minister, Ministry <strong>of</strong> Industry <strong>and</strong> Trade, Prag, Tschechische Republik<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. habil. André Thess, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V., Stuttgart<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Andrea Versteyl, avr – Andrea Versteyl Rechtsanwälte, Berlin<br />

Dr. Hubert Zimmermann, CEO AEW Energie AG, Aarau<br />

Fachvorträge<br />

18.10.<strong>2022</strong> 16:45 Uhr – 18:15 Uhr, 19.10.<strong>2022</strong> 08:30 Uhr – 15:00 Uhr<br />

Themen: Wasserst<strong>of</strong>f, Digitalisierung, Sektorenkopplung, Abgasreinigung, Nukleare Systeme u.v.m.<br />

Ihre Anmeldung & aktuelle Infos unter:<br />

www.kraftwerkskolloquium.de<br />

Juliane Jentschke, M.A.<br />

Tel.: +49 (0)351 463-35308<br />

E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de<br />

Carolin Fiebelkorn<br />

Tel.: +49 (0)351 463-32045<br />

E-Mail: carolin.fiebelkorn@tu-dresden.de


<strong>vgbe</strong> Congress <strong>2022</strong><br />

Antwerp, Belgium, 14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2022</strong><br />

Dear readers,<br />

Despite geopolitical <strong>and</strong> business challenges, it is with<br />

pleasure that we would like to cordially welcome you to the<br />

“<strong>vgbe</strong> Congress <strong>2022</strong>” in the beautiful port city <strong>of</strong> Antwerp.<br />

The issues <strong>and</strong> challenges <strong>for</strong> the <strong>energy</strong> sector have not declined<br />

this year. Russia’s invasion into Ukraine has made it<br />

more than clear that a secure, af<strong>for</strong>dable <strong>and</strong> sustainable<br />

<strong>energy</strong> supply is one <strong>of</strong> the core pillars <strong>of</strong> our society <strong>and</strong> <strong>of</strong><br />

our economy. In recent years, the aspect <strong>of</strong> sustainability/<br />

climate protection had become the dominant factor in <strong>energy</strong><br />

policy <strong>for</strong> good reasons, while economic af<strong>for</strong>dability<br />

seemed within reach <strong>and</strong> security <strong>of</strong> supply was postulated<br />

as a given. In many countries natural gas was the fuel <strong>of</strong><br />

choice to balance the fluctuating renewables <strong>and</strong> to pave<br />

the way to a green hydrogen economy. The increasing <strong>energy</strong><br />

dependency on Russia <strong>for</strong> Europe was accepted because<br />

the availability <strong>of</strong> cheap natural gas from Russia <strong>and</strong> reliability<br />

<strong>of</strong> its supply was not challenged. Latest in February<br />

<strong>of</strong> this year we had all to learn the hard way that we made<br />

some wrong assumptions.<br />

On the opening day, we want to discuss with high-ranking<br />

guests whether European policy has set the right framework<br />

conditions to enable the necessary investments in<br />

the <strong>energy</strong> system <strong>of</strong> the future. The challenges <strong>for</strong> this are<br />

enormous. What is needed is an increased expansion <strong>of</strong> renewables<br />

in power generation, whereby existing barriers<br />

in the area <strong>of</strong> approval procedures should be reduced <strong>and</strong><br />

the market design optimised. Furthermore, an expansion<br />

<strong>of</strong> the necessary additional infrastructure in the area <strong>of</strong> <strong>energy</strong><br />

storage <strong>and</strong> grids <strong>for</strong> gas, hydrogen <strong>and</strong> electricity is<br />

required.<br />

Until this <strong>energy</strong> system <strong>of</strong> the future is in place <strong>and</strong> can provide<br />

a secure <strong>and</strong> independent supply <strong>of</strong> electricity <strong>and</strong> heat,<br />

we need to discuss again, how we want to provide dispatchable<br />

capacity <strong>and</strong> balance the renewables. We still have several<br />

options <strong>for</strong> this, but we need to choose one, or a mix<br />

<strong>of</strong> some <strong>of</strong> the options. What we cannot do, is pretending<br />

that we are already in the future <strong>and</strong> have already available<br />

green gases <strong>and</strong> other dispatchable renewable technologies.<br />

In this context, complex issues have to be clarified in terms<br />

<strong>of</strong> technology, af<strong>for</strong>dability, climate protection <strong>and</strong> licensing<br />

law. It is up to policy makers to decide on the necessary<br />

measures. And we as an operators’ association are called<br />

upon to evaluate the technical options we have <strong>and</strong> support<br />

our member companies in implementing them.<br />

In the technical part <strong>of</strong> the congress, we want to concentrate<br />

on the issues surrounding the topics <strong>of</strong> market <strong>and</strong> regulation,<br />

decarbonisation, renewables <strong>and</strong> <strong>energy</strong> storage <strong>and</strong> repurposing<br />

<strong>of</strong> conventional generation sites with actual contributions<br />

<strong>and</strong> discussions in four sessions.<br />

Networking, which we all missed so painfully during the<br />

recent Corona years, will also not be neglected between the<br />

sections <strong>and</strong> on the two evening events.<br />

We are delighted to welcome you as our guests in the appealing<br />

city <strong>of</strong> Antwerp.<br />

be energised, be inspired, be connected, be in<strong>for</strong>med<br />

With energetic greetings!<br />

Dr Georg Stamatelopoulos<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V. Chairman<br />

Dr Oliver Then<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V. Executive<br />

Managing Director<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 1


<strong>vgbe</strong> Kongress <strong>2022</strong><br />

Antwerpen, Belgien, 14. und 15. September <strong>2022</strong><br />

Sehr geehrte Leserinnen und Leser,<br />

im Lichte geopolitischer und wirtschaftlicher Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

begrüßen wir Sie herzlich zum „<strong>vgbe</strong>-Kongress<br />

<strong>2022</strong>“ in der schönen Hafenstadt Antwerpen.<br />

Die Themen und Heraus<strong>for</strong>derungen für den Energiesektor<br />

sind auch in diesem Jahr nicht weniger geworden. Der<br />

Einmarsch Russl<strong>and</strong>s in der Ukraine hat mehr als deutlich<br />

gemacht, dass eine sichere, erschwingliche und nachhaltige<br />

Energieversorgung eine der zentralen Säulen unserer Gesellschaft<br />

und unserer Wirtschaft ist. In den letzten Jahren<br />

war der Aspekt der Nachhaltigkeit/des Klimaschutzes aus<br />

guten Gründen zum dominierenden Faktor in der Energiepolitik<br />

geworden, während die Bezahlbarkeit in greifbarer<br />

Nähe schien und die Versorgungssicherheit als gegeben<br />

postuliert wurde. In vielen Ländern war Erdgas die Energieressource<br />

der Wahl, um das schwankende Angebot der erneuerbaren<br />

Energien auszugleichen und den Weg zu einer<br />

grünen Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft zu ebnen. Die zunehmende<br />

Energieabhängigkeit Europas von Russl<strong>and</strong> wurde akzeptiert,<br />

weil die Verfügbarkeit von kostengünstigem Erdgas<br />

aus Russl<strong>and</strong> und die Zuverlässigkeit der Versorgung nicht<br />

in Frage gestellt wurden. Spätestens im Februar dieses Jahres<br />

mussten wir erkennen, dass wir einige falsche Annahmen<br />

getr<strong>of</strong>fen hatten.<br />

Am Eröffnungstag des „<strong>vgbe</strong> Kongresses <strong>2022</strong>“ wollen wir<br />

mit hochrangigen Gästen diskutieren, ob die europäische<br />

Politik die richtigen Rahmenbedingungen gesetzt hat, um<br />

die notwendigen Investitionen in das Energiesystem der Zukunft<br />

zu ermöglichen. Die Heraus<strong>for</strong>derungen hierfür sind<br />

enorm. Notwendig ist ein verstärkter Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien in der Stromerzeugung, wobei bestehende<br />

Barrieren im Bereich der Genehmigungsverfahren abgebaut<br />

und das Marktdesign optimiert werden sollten. Darüber<br />

hinaus ist ein Ausbau der notwendigen zusätzlichen<br />

Infrastruktur im Bereich der Energiespeicher und Netze für<br />

Gas, Wasserst<strong>of</strong>f und Strom er<strong>for</strong>derlich.<br />

Bis dieses Energiesystem der Zukunft steht und eine sichere<br />

und unabhängige Versorgung mit Strom und Wärme gewährleisten<br />

kann, müssen wir erneut darüber diskutieren,<br />

wie wir disponible Leistung bereitstellen und die Erzeugung<br />

der erneuerbaren Energien ausbalancieren wollen.<br />

Dafür haben wir noch mehrere Optionen, aber wir müssen<br />

uns für eine oder einen Mix aus mehreren Optionen entscheiden.<br />

Wir können nicht so tun, als befänden wir uns<br />

bereits in der Zukunft und hätten bereits grüne Gase und<br />

<strong>and</strong>ere einsatzfähige erneuerbare Technologien zur Verfügung.<br />

In diesem Zusammenhang müssen komplexe Fragen<br />

in Bezug auf Technologie, Bezahlbarkeit, Klimaschutz und<br />

Genehmigungsrecht geklärt werden. Es liegt an der Politik,<br />

den notwendigen Rahmen zu beschließen. Und wir als Betreiberverb<strong>and</strong><br />

sind ge<strong>for</strong>dert, die technischen Möglichkeiten<br />

zu bewerten und unsere Mitgliedsunternehmen bei der<br />

Umsetzung zu unterstützen.<br />

Im fachlichen Teil des <strong>vgbe</strong> Kongresses <strong>2022</strong> wollen wir uns<br />

auf die Fragen rund um die Themen Markt und Regulierung<br />

konzentrieren, des Weiteren Dekarbonisierung, Erneuerbare<br />

Energien und Energiespeicherung sowie Weiternutzung<br />

konventioneller Erzeugungsst<strong>and</strong>orte mit aktuellen Beiträgen<br />

und Diskussionen in vier Sessions.<br />

Auch das Networking, das wir alle in den letzten Corona-Jahren<br />

so schmerzlich vermisst haben, wird zwischen<br />

den Sektionen und mit den beiden Abendveranstaltungen<br />

nicht zu kurz kommen.<br />

Wir freuen uns, Sie als unsere Gäste in der reizvollen Stadt<br />

Antwerpen begrüßen zu dürfen.<br />

be energised, be inspired, be connected, be in<strong>for</strong>med<br />

Dr. Georg Stamatelopoulos<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V. Vorsitzender<br />

Dr. Oliver Then<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V.<br />

Geschäftsführer<br />

2 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


29 Nov - 1 Dec <strong>2022</strong><br />

Frankfurt, Germany<br />

Let’s build the <strong>energy</strong><br />

future together – leaving<br />

no one behind<br />

From source to generation, from<br />

grid to consumer, the boundaries<br />

<strong>of</strong> the sector are blurring <strong>and</strong><br />

this evolution is being shaped<br />

by established players, external<br />

disruptors, innovative start-ups<br />

<strong>and</strong> the increasingly engaged<br />

end-user.<br />

Enlit brings all <strong>of</strong> these people<br />

together to seize current<br />

opportunities, spotlight future<br />

ones, <strong>and</strong> inspire the next<br />

generation to be part <strong>of</strong> moving<br />

the <strong>energy</strong> transition <strong>for</strong>ward.<br />

Join us<br />

18.000 attendees<br />

1000 exhibitors<br />

500 speakers<br />

www.enlit-europe.com


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

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 8 · <strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong> Congress <strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong> Kongress <strong>2022</strong> 1<br />

Abstracts/Kurzfassungen6<br />

Members‘ News 8<br />

Industry News 17<br />

News from Science & Research 22<br />

Power News 26<br />

Events in brief 28<br />

Requirements <strong>for</strong> capacity expansion <strong>and</strong> fuel<br />

supply <strong>for</strong> a future-pro<strong>of</strong>, secure <strong>and</strong> climate-friendly<br />

electricity supply in Germany<br />

An<strong>for</strong>derungen an Kapazitätsausbau und Brennst<strong>of</strong>fversorgung<br />

für eine zukunftsfeste, sichere und klimagerechte<br />

Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

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

Tobias Zimmermann 30<br />

Innovative technology <strong>for</strong> a proven gas turbine –<br />

3D-printed V64.3 turbine inlet guide vane<br />

with in-wall cooling<br />

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine –<br />

3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel<br />

mit In-W<strong>and</strong>kühlung<br />

Axel Pechstein <strong>and</strong> Jan Münzer 46<br />

How to get lab equivalent oil analysis 24/7<br />

Ölanalysen im Labor 24/7<br />

Neil Conway 54<br />

Are large power plants cyber-secure enough?<br />

How safety <strong>and</strong> security succeed without adverse<br />

interactions<br />

Sind Großkraftwerke cybersicher genug?<br />

Wie Safety und Security ohne nachteilige<br />

Wechselwirkungen gelingen<br />

Josef Güntner, Andreas Michael, Jens Gerlach <strong>and</strong><br />

Sven Kalmeier 60<br />

Methanol production <strong>and</strong> markets<br />

Methanolproduktion und -märkte<br />

Malgorzata Wiatros-Motyka <strong>and</strong> Sarah Lai 65<br />

New dimensions in social engineering<br />

Künstliche Intelligenz, Darknet und OSINT<br />

im Social Engineering (English version)<br />

Stefan Loubichi 74<br />

Solar PV global supply chains<br />

Globale Lieferketten für die Photovoltaik<br />

Summary <strong>of</strong> IEA´s special report 79<br />

How can Europe prevent a cold winter,<br />

meet REPowerEU targets <strong>and</strong> reach 2030 goals?<br />

Wie kann Europa einen kalten Winter meistern,<br />

die REPowerEU-Ziele erfüllen und die Klimaziele<br />

für 2030 erreichen?<br />

Enlit Europe 83<br />

4 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Ms Angela Langen<br />

Content<br />

IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

Programm & anmeldung<br />

<strong>vgbe</strong> Fachtagung mit Firmenpräsentation<br />

Themen:<br />

Update Regulierung und Basics zur IT-Sicherheit<br />

Angriffserkennung, Orientierungshilfe, SIEM-Lösungen<br />

(Security In<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> Event Management)<br />

IT-Sicherheit in<br />

Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

MoErS | DEuTSchlanD | 8. & 9. novEMbEr <strong>2022</strong><br />

Van der Valk Hotel Moers<br />

Auditierung nach IT-Sicherheitskatalog §11 1b EnWG<br />

Security Operation Center (SOC)<br />

Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz<br />

(Branchenst<strong>and</strong>ards)<br />

Plenary session – “Can we achieve security <strong>of</strong> supply<br />

<strong>and</strong> decarbonisation with the existing regulation?”<br />

Regulierung | Angriffserkennung | SIEM-Lösungen |<br />

auditierung | Security operation center<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

t +49 201 8128-310<br />

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

<strong>vgbe</strong> VS ITSI<strong>2022</strong> ad-cover (A4).indd 1 02.09.<strong>2022</strong> 14:11:27<br />

Operating results 85<br />

<strong>vgbe</strong> news<br />

| <strong>vgbe</strong> Summer School <strong>2022</strong><br />

“<strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong>” 90<br />

Personalien91<br />

Bücher93<br />

Inserentenverzeichnis94<br />

Events95<br />

Imprint96<br />

Preview <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 9 | <strong>2022</strong> 96<br />

<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

mit Firmenpräsentation<br />

Programm & Anmeldung<br />

8. und 9. November <strong>2022</strong><br />

Van der Valk Hotel Moers<br />

Moers, Deutschl<strong>and</strong><br />

Weitere In<strong>for</strong>mationen finden Sie online<br />

in unserem Veranstaltungsportal oder rufen<br />

SIe uns an:<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Kontakt<br />

Barbara Bochynski<br />

t +49 201 8128-205<br />

e <strong>vgbe</strong>-it-sicherheit@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Firmenpräsentation<br />

Steffanie Fidorra-Fränz<br />

t +49 201 8128-299<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 5


Abstracts | Kurzfassungen<br />

Requirements <strong>for</strong> capacity expansion<br />

<strong>and</strong> fuel supply <strong>for</strong> a future-pro<strong>of</strong>,<br />

secure <strong>and</strong> climate-friendly<br />

electricity supply in Germany<br />

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

Tobias Zimmermann<br />

The electricity system in Germany faces two<br />

challenges: a significant increase in dem<strong>and</strong> <strong>for</strong><br />

electricity, which is increasingly used <strong>for</strong> heating/cooling<br />

<strong>and</strong> in mobility – <strong>and</strong> a growing<br />

share <strong>of</strong> highly weather-dependent electricity<br />

generation, which leads to a more complex balance<br />

between electricity generation <strong>and</strong> consumption.<br />

As a result, the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> dispatchable<br />

generation will at least not decrease <strong>and</strong><br />

power plant capacity to be shut down will have<br />

to be replaced by new dispatchable generation.<br />

It is needed <strong>for</strong> short-term fluctuations <strong>and</strong> <strong>for</strong><br />

seasonally deployable power, since e.g. the dem<strong>and</strong><br />

<strong>for</strong> electricity <strong>for</strong> heating will rein<strong>for</strong>ce<br />

the previous seasonality. In addition to other<br />

solutions such as load following <strong>and</strong> electricity<br />

storage, hydrogen-fired gas-fired power plants<br />

are increasingly <strong>of</strong>fering themselves as a solution<br />

– in combination with the use <strong>of</strong> gas storage<br />

facilities <strong>and</strong> the international infrastructure <strong>for</strong><br />

importing liquid or gaseous <strong>energy</strong> sources.<br />

Innovative technology <strong>for</strong> a proven<br />

gas turbine - 3D-printed V64.3 turbine<br />

inlet guide vane with in-wall cooling<br />

Axel Pechstein <strong>and</strong> Jan Münzer<br />

As a local <strong>and</strong> regional <strong>energy</strong> supplier,<br />

SachsenEnergie has been operating the Dresden<br />

Nossener Brücke combined-cycle gas turbine<br />

power plant since 1995. As a heat-led cogeneration<br />

plant, it provides 85 % <strong>of</strong> the district<br />

heating supply <strong>for</strong> the city <strong>of</strong> Dresden, with<br />

approx. 2,000 GWh. From 2011 onwards, a successive<br />

comprehensive plant modernization will<br />

take place. Current measures in modernization<br />

phase 2 are aimed at increasing efficiency. In<br />

the area <strong>of</strong> gas turbines in particular, further<br />

measures are being initiated in a joint development<br />

partnership between SachsenEnergie <strong>and</strong><br />

the manufacturer Siemens Energy <strong>and</strong> will also<br />

be implemented after a test phase. The core element<br />

<strong>of</strong> this package <strong>of</strong> measures is the development<br />

<strong>and</strong> testing <strong>of</strong> a gas turbine guide vane<br />

manufactured using the laser powder bed fusion<br />

(LPBF) process or the 3D printing process<br />

under the conditions <strong>of</strong> commercial power plant<br />

operation.<br />

How to get lab equivalent<br />

oil analysis 24/7<br />

Neil Conway<br />

The established process <strong>for</strong> oil condition monitoring<br />

is to periodically take a sample <strong>and</strong> have<br />

it analysed in an oil laboratory. These laboratory<br />

measurements are governed by various<br />

technical st<strong>and</strong>ards (ASTM,DIN etc) <strong>and</strong> customers<br />

rely on this periodic data to react to oil<br />

condition trends <strong>and</strong>/or step functions, to plan<br />

servicing <strong>and</strong> maintenance <strong>and</strong> to reduce asset<br />

downtime from failure. Real-time oil condition<br />

monitoring systems based on dielectric or impedance<br />

analysis <strong>of</strong> the oil have been available<br />

<strong>for</strong> some time but they only provide summary<br />

parameters that are hard to interpretate as they<br />

do not correlate with the laboratory oil analysis.<br />

In this paper we discuss the development <strong>of</strong><br />

Spectrolytic’s Oil Condition Monitoring systems<br />

(FluidInspectIR®) <strong>and</strong> how, by working closely<br />

with our customers, we have developed a robust<br />

<strong>and</strong> af<strong>for</strong>dable range <strong>of</strong> oil condition monitoring<br />

systems that gives our clients meaningful<br />

<strong>and</strong> underst<strong>and</strong>able real time data <strong>of</strong> the same<br />

parameters <strong>and</strong> in the same units as they are<br />

commonly receive it from their oil laboratory<br />

analysis. These systems provide the customer<br />

the com<strong>for</strong>t <strong>of</strong> having quantitative <strong>and</strong> accurate<br />

key oil condition data at the touch <strong>of</strong> a button,<br />

while still utilising their st<strong>and</strong>ard practices<br />

through oil laboratory measurement to validate<br />

the predicted key oil parameters by the inline<br />

system.<br />

Are large power plants<br />

cyber-secure enough?<br />

How safety <strong>and</strong> security succeed<br />

without adverse interactions<br />

Josef Güntner, Andreas Michael, Jens<br />

Gerlach <strong>and</strong> Sven Kalmeier<br />

Most recently, the “Log4Shell” security vulnerability<br />

threatened networked systems in large<br />

power plants. These are confronted with ever<br />

more rapidly changing threat situations. The<br />

IT security catalogue in accordance with the<br />

Energy Industry Act regulates the protection<br />

<strong>of</strong> the associated telecommunications <strong>and</strong> data<br />

processing. TÜV SÜD supports the transmission<br />

system operator ONTRAS Gastransport GmbH<br />

with a combined safety <strong>and</strong> security risk evaluation<br />

based on a new concept. In the process,<br />

the level <strong>of</strong> protection is significantly increased,<br />

<strong>and</strong> any interactions are analysed.l<br />

Methanol production<br />

<strong>and</strong> markets<br />

Malgorzata Wiatros-Motyka <strong>and</strong> Sarah Lai<br />

Methanol production methods <strong>and</strong> markets<br />

worldwide are reviewed. Methanol is a chemical<br />

building block in hundreds <strong>of</strong> common<br />

products but is also an <strong>energy</strong> carrier that can<br />

provide a medium <strong>for</strong> hydrogen storage. Methanol<br />

can be made from different feedstocks,<br />

including natural gas, coal, biomass, waste,<br />

recycled carbon dioxide (CO2) <strong>and</strong> hydrogen<br />

(H2). However, currently over 99 % <strong>of</strong> methanol<br />

is produced from fossil fuels. Methanol use<br />

is growing in the traditional chemical industry<br />

<strong>and</strong> in newer applications, including as a fuel<br />

in road <strong>and</strong> maritime transport, cooking stoves,<br />

boilers, <strong>and</strong> steam generators. Fuel applications<br />

now represent about 40 % <strong>of</strong> methanol consumption.<br />

Dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> methanol has more than<br />

doubled since 2000. Recent changes in international<br />

supply <strong>and</strong> dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> methanol have<br />

resulted in new trade dynamics. Consequently,<br />

determining the future market direction <strong>for</strong><br />

methanol is complex due to competition with<br />

other chemical products <strong>and</strong> frequently changing<br />

national <strong>energy</strong> <strong>and</strong> climate policies. However,<br />

growth in methanol use is certain.<br />

New dimensions in social engineering<br />

Stefan Loubichi (English version)<br />

Social engineering is a method <strong>of</strong> obtaining<br />

security-relevant data by exploiting human behaviour.<br />

In the process, the criminal selects the<br />

person as the weak link in the security chain to<br />

put his criminal intentions into action. Criminals<br />

exploit human characteristics such as<br />

trust, helpfulness, fear, or respect <strong>for</strong> authority<br />

to manipulate these people. In social engineering<br />

attacks, the focus is on the central feature<br />

<strong>of</strong> deception about the identity <strong>and</strong> intention <strong>of</strong><br />

the attacker. Ever since life-threatening orders<br />

were issued by strangers in “deep fake” meetings<br />

during Ukraine war, or the mayor <strong>of</strong> Berlin<br />

only realised after 30 minutes that she was not<br />

talking to Kyiv mayor she knew, it has become<br />

obvious that there are new <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> “social engineering”.<br />

Solar PV global supply chains<br />

Summary <strong>of</strong> IEA´s special report<br />

Solar PV is a crucial pillar <strong>of</strong> clean <strong>energy</strong> transitions<br />

worldwide, underpinning ef<strong>for</strong>ts to<br />

reach international <strong>energy</strong> <strong>and</strong> climate goals.<br />

Over the last decade, the amount <strong>of</strong> solar PV<br />

deployed around the world has increased massively<br />

while its costs have declined drastically.<br />

Putting the world on a path to reaching net zero<br />

emissions requires solar PV to exp<strong>and</strong> globally<br />

on an even greater scale, raising concerns about<br />

security <strong>of</strong> manufacturing supply <strong>for</strong> achieving<br />

such rapid growth rates – but also <strong>of</strong>fering new<br />

opportunities <strong>for</strong> diversification.<br />

This special report examines solar PV supply<br />

chains from raw materials all the way to the finished<br />

product, spanning the five main segments<br />

<strong>of</strong> the manufacturing process: polysilicon, ingots,<br />

wafers, cells <strong>and</strong> modules. The analysis<br />

covers supply, dem<strong>and</strong>, production, <strong>energy</strong><br />

consumption, emissions, employment, production<br />

costs, investment, trade <strong>and</strong> financial<br />

per<strong>for</strong>mance, highlighting key vulnerabilities<br />

<strong>and</strong> risks at each stage. Because diversification<br />

is one <strong>of</strong> the key strategies <strong>for</strong> reducing supply<br />

chain risks, the report assesses the opportunities<br />

<strong>and</strong> challenges <strong>of</strong> developing solar PV supply<br />

chains in terms <strong>of</strong> job creation, investment<br />

requirements, manufacturing costs, emissions<br />

<strong>and</strong> recycling. Finally, the report summarises<br />

policy approaches that governments have taken<br />

to support domestic solar PV manufacturing<br />

<strong>and</strong> provides recommendations based on those.<br />

How can Europe prevent a cold<br />

winter, meet REPowerEU targets <strong>and</strong><br />

reach 2030 goals?<br />

Enlit Europe<br />

Europe is in a very fluid situation, as its shortterm<br />

<strong>energy</strong> framework is very dependent on<br />

development in Central <strong>and</strong> Eastern Europe<br />

<strong>and</strong> the current instability in the region presents<br />

the threat <strong>of</strong> a cold winter. REPowerEU aims to<br />

rapidly reduce dependence on Russian <strong>energy</strong><br />

<strong>and</strong> tackle the climate crisis. The clock is ticking<br />

<strong>and</strong> 2030 is only seven years away. Are the<br />

right ef<strong>for</strong>ts <strong>and</strong> financial frameworks in place<br />

to achieve the 2030 goals? How can the sector<br />

break silos <strong>and</strong> bring industries together to rapidly<br />

deploy a fair <strong>energy</strong> transition <strong>and</strong> reach<br />

the 2030 targets? <br />

l<br />

6 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Abstracts | Kurzfassungen<br />

An<strong>for</strong>derungen an Kapazitätsausbau<br />

und Brennst<strong>of</strong>fversorgung für eine<br />

zukunftsfeste, sichere und<br />

klimagerechte Stromversorgung<br />

in Deutschl<strong>and</strong><br />

Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich und<br />

Tobias Zimmermann<br />

Das Stromsystem in Deutschl<strong>and</strong> steht zwei<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen gegenüber: eine deutliche<br />

Steigerung der Nachfrage nach Strom, der zunehmend<br />

für Wärme/Kälte und in der Mobilität<br />

eingesetzt wird – und einen wachsenden Anteil<br />

stark wetterabhängiger Stromerzeugung, was zu<br />

einem komplexeren Abgleich zwischen Stromerzeugung<br />

und -verbrauch führt. Als Folge wird<br />

der Bedarf nach steuerbarer Leistung zumindest<br />

nicht sinken und stillzulegende Kraftwerkskapazität<br />

muss durch neue steuerbare Leistung<br />

ersetzt werden. Benötigt wird sie für kurzfristige<br />

Schwankungen und für saisonal einsetzbare<br />

Leistung, da z.B. die Stromnachfrage für<br />

Heizungen die bisherige Saisonalität verstärken<br />

wird. Neben <strong>and</strong>eren Lösungen wie Lastfolge<br />

und Stromspeicher, bieten sich zunehmend<br />

wasserst<strong>of</strong>fbefeuerte Gaskraftwerke als Lösung<br />

an – in Kombination mit der Nutzung von Gasspeichern<br />

und der internationalen Infrastruktur<br />

zum Import flüssiger oder gasförmiger Energieträger.<br />

Innovative Technologie für eine<br />

bewährte Gasturbine – 3D-gedruckte<br />

V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel<br />

mit In-W<strong>and</strong>kühlung<br />

Axel Pechstein und Jan Münzer<br />

Als lokaler und regionaler Energieversorger<br />

betreibt die SachsenEnergie seit 1995 das GuD-<br />

HKW Dresden Nossener Brücke, welches als<br />

wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplungsanlage<br />

die Fernwärmeversorgung der Stadt Dresden<br />

mit ca. 2.000 GWh zu 85 % sicherstellt. In den<br />

Jahren ab 2011 f<strong>and</strong> sukzessive eine umfassende<br />

Anlagenmodernisierung statt. In Fortsetzung<br />

der ersten Phase konzentrieren sich die jetzigen<br />

Maßnahmen der Modernisierungsphase 2 auf<br />

die Erhöhung der Effizienz. Speziell im Bereich<br />

der Gasturbine werden in einer gemeinsamen<br />

Entwicklungspartnerschaft zwischen Sachsen-<br />

Energie und dem Hersteller Siemens Energy<br />

weitere Maßnahmen initiiert und nach einer<br />

Testphase auch implementiert. Kernelement<br />

dieses Maßnahmenpakets ist die Entwicklung<br />

und Erprobung einer im Laser Powder Bed<br />

Fusion (LPBF-)Verfahren bzw. dem 3D-Druck-<br />

Verfahren hergestellten Gasturbinenleitschaufel<br />

unter den Bedingungen des kommerziellen<br />

Kraftwerksbetriebes.<br />

Ölanalysen im Labor 24/7<br />

Neil Conway<br />

Das gängige Verfahren zur Überwachung des Ölzust<strong>and</strong>s<br />

besteht darin, regelmäßig eine Probe<br />

zu entnehmen und sie in einem Öllabor analysieren<br />

zu lassen. Diese Labormessungen werden<br />

durch verschiedene technische Normen (ASTM,<br />

DIN usw.) festeglegt und die Kunden verlassen<br />

sich auf solche regelmäßigen Untersuchungen,<br />

um auf Ölzust<strong>and</strong>strends und/oder sprunghafte<br />

Veränderungen zu reagieren, die Wartung und<br />

Inst<strong>and</strong>haltung zu planen und die Ausfallzeiten<br />

von Anlagen zu minimieren. Echtzeit-Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssysteme,<br />

die auf der dielektrischen<br />

Analyse oder der Impedanzanalyse des<br />

Öls basieren, sind seit einiger Zeit verfügbar,<br />

liefern aber nur zusammenfassende Parameter,<br />

die schwer zu interpretieren sind, da sie nicht<br />

mit der Laborölanalyse korrelieren. In diesem<br />

Beitrag gehen wir auf die Entwicklung der Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssysteme<br />

(FluidInspectIR®)<br />

von Spectrolytic ein und erläutern, wie in enger<br />

Zusammenarbeit mit Kunden eine robuste Reihe<br />

von Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssystemen entwickelt<br />

wurde, die aussagekräftige und verständliche<br />

Echtzeitdaten zu denselben Parametern und<br />

in denselben Einheiten liefern, wie sie sie zum<br />

Beispiel auch durch Öl-Laboranalyse erhalten.<br />

Diese Systeme bieten dem Kunden den Kom<strong>for</strong>t,<br />

dass er auf Knopfdruck quantitative und genaue<br />

Ölzust<strong>and</strong>sdaten erhält, während er gleichzeitig<br />

seine St<strong>and</strong>ardverfahren durch Öl-Labormessungen<br />

nutzen kann, um die vom Inline-System<br />

vorhergesagten Schlüsselparameter des Öls zu<br />

validieren.<br />

Sind Großkraftwerke<br />

cybersicher genug?<br />

Wie Safety und Security ohne<br />

nachteilige Wechselwirkungen<br />

gelingen<br />

Josef Güntner, Andreas Michael, Jens<br />

Gerlach und Sven Kalmeier<br />

Zuletzt bedrohte die Sicherheitslücke „Log4Shell“<br />

vernetzte Systeme in Großkraftwerken.<br />

Diese sind mit immer schneller wechselnden<br />

Bedrohungslagen konfrontiert. Der IT-Sicherheitskatalog<br />

nach Energiewirtschaftsgesetz<br />

regelt den Schutz der zugehörigen Telekommunikation<br />

und Datenverarbeitung. TÜV SÜD<br />

unterstützt den Fernleitungsbetreiber ONTRAS<br />

Gastransport GmbH mit einer kombinierten<br />

Safety- und-Security-Risikoevaluation auf Basis<br />

eines neuen Konzepts. Dabei wird das Schutzniveau<br />

signifikant gesteigert und etwaige Wechselwirkungen<br />

werden analysiert.<br />

Methanolproduktion und -märkte<br />

Malgorzata Wiatros-Motyka und Sarah Lai<br />

Die Verfahren der Methanolproduktion sowie<br />

die weltweiten Märkte werden vorgestellt. Methanol<br />

ist ein chemischer Baustein für hunderte<br />

von Produkten, aber auch ein Energieträger, der<br />

ein Medium für die Wasserst<strong>of</strong>fspeicherung darstellen<br />

kann. Methanol kann aus verschiedenen<br />

Rohst<strong>of</strong>fen hergestellt werden, darunter Erdgas,<br />

Kohle, Biomasse, Abfälle, recyceltem Kohlendioxid<br />

(CO2) sowie Wasserst<strong>of</strong>f (H2). Derzeit<br />

werden über 99 % des Methanols aus fossilen<br />

Brennst<strong>of</strong>fen gewonnen. Methanol wird zunehmend<br />

in der traditionellen chemischen Industrie<br />

und in neueren Anwendungen eingesetzt, z.B.<br />

als Kraftst<strong>of</strong>f im Straßen- und Seeverkehr, zum<br />

Kochen, in Heizkesseln und Dampferzeugern.<br />

Etwa 40 % des Methanolverbrauchs entfallen<br />

heute auf Kraftst<strong>of</strong>fanwendungen.<br />

Die Nachfrage nach Methanol hat sich seit 2000<br />

mehr als verdoppelt. Die jüngsten Veränderungen<br />

im internationalen Angebot und in der<br />

Nachfrage nach Methanol haben zu einer neuen<br />

H<strong>and</strong>elsdynamik geführt. Folglich ist die Bestimmung<br />

der künftigen Marktentwicklung für<br />

Methanol aufgrund des Wettbewerbs mit <strong>and</strong>eren<br />

chemischen Produkten und sich ändernder<br />

nationalen Energie- und Klimapolitik komplex.<br />

Das Wachstum des Methanolverbrauchs ist jedoch<br />

sicher. l<br />

Künstliche Intelligenz, Darknet<br />

und OSINT im Social Engineering<br />

Stefan Loubichi (Englische Fassung)<br />

Social Engineering ist eine Methode zur Erlangung<br />

sicherheitsrelevanter Daten durch Ausnutzung<br />

des menschlichen Verhaltens. Dabei sucht<br />

sich der Kriminelle die Person als schwaches<br />

Glied in der Sicherheitskette aus, um seine kriminellen<br />

Absichten in die Tat umzusetzen. Kriminelle<br />

nutzen menschliche Eigenschaften wie<br />

Vertrauen, Hilfsbereitschaft, Angst oder Respekt<br />

vor Autorität aus, um diese Personen zu manipulieren.<br />

Bei Social-Engineering-Angriffen steht<br />

das zentrale Merkmal der Täuschung über die<br />

Identität und die Absichten des Angreifers im<br />

Vordergrund. Seit im Ukraine-Krieg von Fremden<br />

in „Deep Fake“-Treffen lebensbedrohliche<br />

Befehle erteilt wurden oder die Berliner Bürgermeisterin<br />

erst nach 30 Minuten merkte, dass<br />

sie nicht mit dem ihr bekannten Kiewer Bürgermeister<br />

sprach, ist klar, dass es neue Formen des<br />

„Social Engineering“ gibt.<br />

Globale Lieferketten für<br />

die Photovoltaik<br />

Zusammenfassung des IEA-Berichts<br />

Die Photovoltaik ist ein entscheidender Pfeiler<br />

des weltweiten Übergangs zu sauberer Energie<br />

und unterstützt die Bemühungen, die internationalen<br />

Energie- und Klimaziele zu erreichen.<br />

In den letzten zehn Jahren ist die Kapazität der<br />

weltweit installierten PV-Anlagen massiv gestiegen,<br />

während ihre Kosten drastisch gesunken<br />

sind. Um schlussendlich Netto-Null-Emissionen<br />

zu erreichen, muss die Photovoltaik weltweit in<br />

noch größerem Umfang ausgebaut werden als<br />

bisher, was Bedenken hinsichtlich der Sicherheit<br />

der Lieferketten aufwirft, um die avisierten<br />

Wachstumsraten zu erreichen – aber auch neue<br />

Möglichkeiten der Diversifizierung.<br />

Dieser Bericht untersucht die PV-Lieferketten<br />

von den Rohst<strong>of</strong>fen bis hin zum fertigen Produkt<br />

und umfasst die fünf wichtigsten Segmente des<br />

Herstellungsprozesses: Polysilizium, Ingots, Wafer,<br />

Zellen und Module. Die Analyse deckt Angebot,<br />

Nachfrage, Produktion, Energieverbrauch,<br />

Emissionen, Beschäftigung, Produktionskosten,<br />

Investitionen, H<strong>and</strong>el und finanzielle Leistung<br />

ab und zeigt die wichtigsten Schwachstellen und<br />

Risiken in jeder Phase auf. Da die Diversifizierung<br />

eine der wichtigsten Strategien zur Verringerung<br />

der Risiken in der Lieferkette ist, werden<br />

in dem Bericht die Chancen und Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

bei der Entwicklung von Lieferketten für<br />

die Photovoltaik im Hinblick auf die Schaffung<br />

von Arbeitsplätzen, den Investitionsbedarf, die<br />

Herstellungskosten, die Emissionen und das<br />

Recycling bewertet. Abschließend fasst der Bericht<br />

die politischen Ansätze zusammen, die die<br />

Regierungen zur Unterstützung der heimischen<br />

PV-Produktion verfolgt haben, und gibt darauf<br />

basierende Empfehlungen.<br />

Wie kann Europa einen kalten Winter<br />

meistern, die REPowerEU-Ziele<br />

erfüllen und die Klimaziele für<br />

2030 erreichen?<br />

Enlit Europe<br />

Europa befindet sich in einer sehr instabilen<br />

Situation, da seine aktuelle Energieversorgung<br />

stark von der Entwicklung in Mittel- und Osteuropa<br />

abhängt und die derzeitige Instabilität in<br />

der Region die Gefahr eines kalten Versorgungswinters<br />

birgt. REPowerEU zielt darauf ab, die<br />

Abhängigkeit von russischer Energie rasch zu<br />

verringern und die Klimakrise zu bewältigen.<br />

Die Uhr tickt und das Jahr 2030 ist nur noch sieben<br />

Jahre entfernt. Sind die richtigen Anstrengungen<br />

und finanziellen Rahmenbedingungen<br />

vorh<strong>and</strong>en, um die Ziele für 2030 zu erreichen?<br />

Wie kann der Sektor Silos aufbrechen und Branchen<br />

zusammenbringen, um eine faire Energiewende<br />

rasch umzusetzen und die Ziele für 2030<br />

zu erreichen? <br />

l<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 7


Members’ News<br />

Members´<br />

News<br />

engie: Ocean Winds will develop<br />

2 new floating <strong>of</strong>fshore wind<br />

projects (2.3 GW) in Scotl<strong>and</strong><br />

(engie) As part <strong>of</strong> the clearing round process<br />

<strong>for</strong> ScotWind leasing, Crown Estate Scotl<strong>and</strong><br />

awarded Ocean Winds, the 50-50 joint<br />

venture <strong>of</strong> ENGIE <strong>and</strong> EDPR dedicated to<br />

<strong>of</strong>fshore wind, with two additional seabed<br />

leases <strong>for</strong> floating <strong>of</strong>fshore wind projects: a<br />

1.8 GW capacity site with partner Mainstream<br />

Renewable Power, <strong>and</strong> another 500 MW<br />

capacity site.<br />

Ocean Winds (OW) was designated preferred<br />

bidder <strong>for</strong> seabed lease options <strong>for</strong><br />

two adjacent sites reaching a total <strong>of</strong> 2.3 GW<br />

capacity. These projects are located in the<br />

East <strong>of</strong> the Shetl<strong>and</strong> Isl<strong>and</strong>s, in depths that<br />

will require floating technology. As a pioneer<br />

<strong>for</strong> more than 10 years in floating projects<br />

such as WindFloat Atlantic in Portugal,<br />

OW is well placed to support the growth <strong>of</strong><br />

the floating wind sector in Scotl<strong>and</strong>.<br />

The first project is a 1.8 GW site, that was<br />

awarded to a 50-50 JV partnership between<br />

Ocean Winds <strong>and</strong> Mainstream Renewable<br />

Power, located east <strong>of</strong> the Shetl<strong>and</strong> Isl<strong>and</strong>s.<br />

The partners are committed to developing<br />

floating <strong>of</strong>fshore wind on an industrial scale<br />

in Scotl<strong>and</strong>, generating local jobs <strong>and</strong> opportunities<br />

in Scotl<strong>and</strong> <strong>and</strong> the Shetl<strong>and</strong> Isl<strong>and</strong>s.<br />

The site output is expected to power<br />

<strong>for</strong> the equivalent <strong>of</strong> over 2 million homes<br />

<strong>and</strong> save 3 million tons <strong>of</strong> carbon emissions<br />

each year.<br />

The second project is a 500 MW site, also<br />

east <strong>of</strong> Shetl<strong>and</strong> <strong>and</strong> within the NE1 Scot-<br />

Wind Draft Plan Option area.<br />

Commenting on this announcement, Paulo<br />

ALMIRANTE, ENGIE’s Senior Executive<br />

Vice-President, in charge <strong>of</strong> Renewable,<br />

Energy Management <strong>and</strong> Nuclear Activities,<br />

said: „This new success <strong>for</strong> Ocean<br />

Winds strengthening our position in Scotl<strong>and</strong><br />

is based on both OW’s ability to deliver<br />

major projects such as Moray East, the largest<br />

<strong>of</strong>fshore wind farm in operations in the<br />

country, <strong>and</strong> its expertise in floating <strong>of</strong>fshore<br />

wind technology <strong>for</strong> more than 10<br />

years. We, at ENGIE, are very committed to<br />

support projects contributing to local <strong>and</strong><br />

sustainable <strong>energy</strong> production, such as<br />

Scottish ones.”<br />

Onshore Windpark Saros (Quelle: Borusan EnBW Enerji)<br />

In Scotl<strong>and</strong>, OW is currently operating,<br />

building <strong>and</strong> developing three other <strong>of</strong>fshore<br />

wind projects: Moray East (950 MW,<br />

in operations), Moray West (882 MW, late<br />

development) <strong>and</strong> Caledonia (awarded in<br />

January <strong>2022</strong>, <strong>for</strong> a plant up to 2 GW). The<br />

award <strong>of</strong> two additional projects in the Shetl<strong>and</strong><br />

isl<strong>and</strong>s today means that OW has now a<br />

total portfolio <strong>of</strong> 6.1 GW in Scotl<strong>and</strong>, <strong>and</strong><br />

the projects portfolio <strong>of</strong> Ocean Winds up to<br />

14.5 GW globally.<br />

LL<br />

www.engie.com (222471208)<br />

Borusan EnBW Enerji nimmt<br />

138 Megawatt Windpark Saros<br />

in Betrieb<br />

• Joint Venture verfügt damit über erneuerbare<br />

Erzeugungsleistung von insgesamt<br />

rund 720 Megawatt<br />

(enbw) Das deutsch-türkische Gemeinschaftsunternehmen<br />

Borusan EnBW Enerji,<br />

an dem die Partner EnBW und Borusan jeweils<br />

zur Hälfte beteiligt sind, hat den<br />

Onshore Windpark Saros – mit einer Leistung<br />

von 138 MW einer der größten Windparks<br />

in der Türkei – vollständig in Betrieb<br />

genommen.<br />

Nach etwa über einem Jahr Bauzeit wurde<br />

mit der Inbetriebnahme von 27 Windkraftanlagen<br />

des Typs GE Cypress-Turbinen die<br />

vollständige Inbetriebnahme im Juni <strong>2022</strong><br />

abgeschlossen. Mit dem Zubau von 138 MW<br />

wird der Windpark jährlich den Energiebedarf<br />

von 200.000 Haushalten decken und<br />

somit rechnerisch zur Reduktion von<br />

267.000 Tonnen CO 2 beitragen.<br />

Borusan EnBW Enerji mit Sitz in Istanbul<br />

wurde im Sommer 2009 als gemeinsames<br />

Joint Venture von EnBW und dem türkischen<br />

Unternehmen Borusan gegründet.<br />

Ziel des Joint Venture ist es, in der Türkei<br />

Erzeugungskapazitäten im Bereich der erneuerbaren<br />

Energien aufzubauen. Mit der<br />

erfolgten Erweiterung haben EnBW und<br />

Borusan nun in der Türkei Erzeugungsanlagen<br />

von rund 720 Megawatt Leistung in Betrieb,<br />

darunter vor allem Onshore Windanlagen,<br />

aber auch ein Wasserkraftwerk und<br />

zwei Solarparks. Das Joint Venture betreibt<br />

Windparks mit einer Gesamtkapazität von<br />

666 MW und ist damit eines der führenden<br />

Unternehmen im türkischen Markt für<br />

Windkraft an L<strong>and</strong>.<br />

LL<br />

www.enbw.com (222471212)<br />

KELAG installiert größte<br />

Freiflächen-photovoltaikanlage<br />

in Kärnten<br />

(kelag) In der Kirchengasse in Klagenfurt<br />

errichtet die Kelag auf einer Fläche von rund<br />

45.000 Quadratmetern die größte Freiflächen-Photovoltaikanlage<br />

in Kärnten. Sie<br />

wird aus etwa 7.650 PV-Modulen bestehen<br />

und pro Jahr Sonnenstrom für rund 1.400<br />

Haushalte liefern. Das Areal wird zu einer<br />

„Sonnen.Wiese“, einer Biodiversitätsfläche<br />

mit hohem ökologischen Wert für Pflanzen<br />

und Tiere umgestaltet.<br />

8 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Members´News<br />

4,8 Millionen Kilowattstunden<br />

Strom aus Sonnenlicht<br />

„Mit der Konzeption für die ‚Sonnen.Wiese‘<br />

erreichen wir zwei wichtige ökologische<br />

Ziele“, sagt Kelag-Vorst<strong>and</strong>ssprecher Manfred<br />

Freitag. „Wir können pro Jahr rund 4,8<br />

Millionen Kilowattstunden grünen Strom<br />

aus Photovoltaik erzeugen, das entspricht<br />

dem Jahresbedarf von rund 1.400 Haushalten<br />

mit einem durchschnittlichen Verbrauch<br />

und bedeutet eine CO 2 -Einsparung von<br />

rund 3.600 Tonnen pro Jahr. Wir stärken<br />

damit unsere Stromerzeugung aus erneuerbarer<br />

Energie und schaffen gleichzeitig<br />

durch eine Reihe von Maßnahmen eine Biodiversitätsfläche<br />

im Stadtgebiet. Sie wird<br />

Lebensraum für viele Pflanzen- und Tierarten<br />

sein.“<br />

Von der rund 45.000 Quadratmeter großen<br />

Fläche werden etwa 20.000 Quadratmeter<br />

für die Stromerzeugung aus Photovoltaik<br />

genutzt, hier werden die Photovoltaik-Module<br />

in Süd-Ausrichtung installiert. „Es freut<br />

uns, dass unser neues Tochterunternehmen<br />

PVI GmbH (Photovoltaic Installations) die<br />

Paneele für diese Anlage liefert“, betont Freitag.<br />

Dieses Sonnenkraftwerk hat eine Gesamtleistung<br />

von 4.150 kWp. Das entspricht<br />

der Leistung von 830 PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern<br />

mit einer angenommenen<br />

Leistung von jeweils 5 kWp. Die Kelag investiert<br />

rund 4 Millionen Euro in dieses Projekt.<br />

Die „Sonnen.Wiese“ wird im zweiten Quartal<br />

des kommenden Jahres in Betrieb gehen<br />

und Sonnenstrom ins Netz liefern.<br />

Beitrag zur Energiewende<br />

„Die verstärkte Stromerzeugung aus erneuerbarer<br />

Energie ist ein wesentlicher Pfeiler<br />

der Energiewende hin zur nachhaltigen und<br />

umweltfreundlichen Energieversorgung<br />

ohne fossile Energie“, erläutert Danny Güthlein,<br />

Vorst<strong>and</strong> der Kelag. „Dazu gehören<br />

Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik.<br />

Weil das Photovoltaik-Potenzial auf Dächern<br />

nicht ausreicht, brauchen wir zusätzlich<br />

Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen. Deshalb<br />

gehört der Ausbau von Photovoltaik<br />

auch auf Freiflächen zu unserer Unternehmensstrategie.<br />

Mit dem Projekt ‚Sonnen.<br />

Wiese‘ können wir zeigen, dass mit der Erzeugung<br />

von Sonnenstrom ein ökologisch<br />

wertvoller Nebennutzen erzielt werden<br />

kann.“ Die naturverträgliche Photovoltaik-Anlage<br />

„Sonnen.Wiese“ stärkt die Stromerzeugung<br />

aus erneuerbarer Energie, trägt<br />

zur Sicherheit der Stromversorgung und zur<br />

Energie-Unabhängigkeit bei, bedeutet aktiven<br />

Naturschutz und ist ein wichtiger Schritt<br />

zur Erreichung der Klimaziele. „Uns geht es<br />

um die sichere und nachhaltige Versorgung<br />

unserer Kunden mit grüner Energie aus der<br />

Region für die Region. Im Sommer wird die<br />

Photovoltaik einen wesentlichen Beitrag zur<br />

Stromversorgung leisten, im Winter brauchen<br />

wir die Windkraft“, betont Güthlein.<br />

Factbox „Sonnen.Wiese“<br />

• 45.000 m 2 Gesamtfläche<br />

• 20.000 m 2 Fläche für die Installation von<br />

7.650 Photovoltaik-Modulen<br />

• 4.150 kWp Leistung<br />

• 4,8 Millionen kWh Sonnenstrom pro Jahr<br />

(entspricht dem Bedarf von 1.400 Haushalten)<br />

• 3.600 Tonnen CO 2 -Einsparung pro Jahr<br />

• Inbetriebnahme im 2. Quartal 2023<br />

• Kelag investiert 4 Millionen Euro<br />

LL<br />

www.kelag.at (222471138)<br />

Leipziger Stadtwerke, Siemens<br />

Energy und EDF treiben<br />

H 2 -Entwicklung in Leipzig voran<br />

• Partner arbeiten zusammen, um grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f am St<strong>and</strong>ort des HKW Leipzig<br />

Süd zu erzeugen<br />

(l, s-e, edf) Um die Gewinnung von Grünem<br />

Wasserst<strong>of</strong>f direkt am St<strong>and</strong>ort des neuen<br />

Heizkraftwerks (HKW) Leipzig Süd aktiv<br />

voranzutreiben, die vorh<strong>and</strong>ene Infrastruktur<br />

und Netzanbindungen zu nutzen und so<br />

effizient wie möglich zu arbeiten, wurde mit<br />

den Partnern Siemens Energy und EDF<br />

Deutschl<strong>and</strong> das Projekt LOE+WE gestartet.<br />

Eine entsprechende Vereinbarung wurde<br />

jetzt unterzeichnet. Der Projektname<br />

steht für: Leipzig ohne Emission mit Wasserst<strong>of</strong>f-Energie.<br />

Die großen Unternehmenspartner aus der<br />

Industrie und Energiewirtschaft verwirklichen<br />

in Leipzig mit einem kommunalen<br />

Stadtwerk in dieser Form erstmals eine kombinierte<br />

Technologie, um mehrere Sektoren<br />

vollständig zu dekarbonisieren und so am<br />

Ende ein komplett CO 2 -freies Energiesystem<br />

zu schaffen.<br />

Das Besondere: Die bei der Elektrolyse,<br />

also der Aufspaltung von Wasser in Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und Sauerst<strong>of</strong>f, entstehende Wärme<br />

wird nicht in die Umgebung abgegeben, sondern<br />

dank einer innovativen Hochtemperatur-Wärmepumpe<br />

direkt vor Ort ins Fernwärmenetz<br />

eingespeist. Damit können Wirkungsgrade<br />

einer solchen Anlage von über<br />

90 Prozent erreicht werden. Bei Anlagen auf<br />

„der grünen Wiese“ wird die Wärme in der<br />

Regel nicht genutzt. Dadurch haben sie einen<br />

deutlich schlechteren Wirkungsgrad.<br />

„Grüner Wasserst<strong>of</strong>f ist ein Schlüsselthema<br />

für die Industrie und die Mobilität. Darüber<br />

hinaus kann die Dekarbonisierung der<br />

Wärme- und Stromversorgung zukünftig<br />

mit dem kleinsten Molekül gelingen: Im<br />

H2-bereiten Kraftwerk nutzen wir Wasserst<strong>of</strong>f<br />

für grüne Wärme und grünen Strom“,<br />

so Karsten Rogall, Geschäftsführer der Leipziger<br />

Stadtwerke.<br />

„Das LOE+WE-Projekt ist für die EDF sehr<br />

wertvoll, da es sektorübergreifend einen<br />

Weg zur Dekarbonisierung der Wirtschaft<br />

aufzeigt und somit gesamtheitliche Lösungen<br />

für umfassenden Klimaschutz bietet“, so<br />

Christian Güthert, Geschäftsführer EDF<br />

Deutschl<strong>and</strong>.<br />

„Die Anlage ist in Kombination mit regionalen<br />

Wind- und PV-Anlagen geplant. Nur<br />

mit derartigen innovativen Lösungen kann<br />

es gelingen, eine Großstadt wie Leipzig<br />

CO 2 -neutral mit Energie zu versorgen“, so<br />

Thomas Br<strong>and</strong>enburg, Projektleiter<br />

LOE+WE.<br />

Thomas Neuenhahn, zuständiger Projektleiter<br />

im Bereich Dekarbonisierte Energiesysteme<br />

bei Siemens Energy ergänzt: „Mit<br />

dem Projekt in Leipzig zeigen wir gemeinsam<br />

mit unseren Partnern, wie die Energiewende<br />

gelingen kann. Entscheidend für den<br />

Erfolg sind die Kopplung der verschiedenen<br />

Sektoren und das Zusammenspiel unterschiedlicher<br />

Technologien, um die größtmögliche<br />

Energienutzung zu erzielen.“<br />

„Neben der praktischen Heraus<strong>for</strong>derung<br />

stellt uns auch die Kombination aus innovativer<br />

Technik, volatilen Preisen und noch<br />

nicht etablierten Märkten für die Wirtschaft-<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 9


Members´News<br />

lichkeitsbewertung vor einige Heraus<strong>for</strong>derungen,<br />

auf die wir noch Antworten finden<br />

müssen“, sagt Walter Andreß, Leiter Controlling<br />

der Leipziger Stadtwerke.<br />

In diesem Jahr geht das neue HKW Leipzig<br />

Süd der Leipziger Stadtwerke ans Netz. Es<br />

startet zunächst mit Erdgas, soll in Zukunft<br />

aber mit Wasserst<strong>of</strong>f betrieben werden. So<br />

kann in einer zukünftigen CO 2 -freien Wirtschaft<br />

die sogenannte Dunkelflaute überbrückt<br />

werden, also Zeiträume in denen<br />

weder die Sonne scheint, noch Wind weht.<br />

Deshalb wird das Kraftwerk schon jetzt<br />

komplett H2-ready gebaut. Ein Teil des benötigten<br />

Wasserst<strong>of</strong>fs könnte dann aus eigener<br />

Produktion eingesetzt werden. Der hier<br />

produzierte Wasserst<strong>of</strong>f kann aber auch für<br />

Brennst<strong>of</strong>fzellenfahrzeuge oder <strong>and</strong>ere gewerbliche<br />

Zwecke genutzt werden. Projekte<br />

dafür gibt es u.a. mit der Leipziger Stadtreinigung,<br />

die ihre Fahrzeuge sukzessive auf<br />

Wasserst<strong>of</strong>fantrieb umstellen möchte.<br />

LL<br />

www.l.de (222471034)<br />

RWE: DemoSATH-Pilotprojekt:<br />

Erfolgreicher Stapellauf für<br />

schwimmende Windturbine<br />

• DemoSATH-Fundament und Turbine<br />

wurden an L<strong>and</strong> montiert und nun im<br />

Hafen von Bilbao erfolgreich zu Wasser<br />

gelassen<br />

• Schwimmende Turbine wird im Spätsommer<br />

auf dem BiMEP-Testgelände vor der<br />

baskischen Küste installiert<br />

(rwe) Saitec Offshore Technologies und<br />

RWE feiern im Hafen von Bilbao den erfolgreichen<br />

Stapellauf einer schwimmenden<br />

Windkraftanlage und erreichen damit einen<br />

wichtigen Meilenstein im gemeinsamen DemoSATH-Projekt.<br />

Das Pilotprojekt schreitet<br />

zügig voran, sodass die Installation auf hoher<br />

See noch in diesem Sommer erfolgen<br />

kann. In den nächsten Monaten wird das<br />

Unterseekabel verlegt. Dann wird das<br />

schwimmende Fundament samt Windturbine<br />

zum Testgelände vor der baskischen Küste<br />

geschleppt und mit Ankerleinen, die bereits<br />

Ende April installiert wurden, befestigt<br />

und über das Unterseekabel ans Netz angeschlossen.<br />

Zu Wasser gelassen wurde die schwimmende<br />

Windkraftanlage am Kai von Punta<br />

Sollana im Hafen von Bilbao im Norden Spaniens.<br />

Dort war die katamaran-ähnliche<br />

Struktur zuvor aus vorgefertigten Modulen<br />

zusammengesetzt und mit einer Zwei-Megawatt-Turbine<br />

ausgestattet worden.<br />

Für ihren Stapellauf wurde die Demo-<br />

SATH-Struktur auf ein Halbtaucherschiff<br />

versetzt. Durch Fluten der Ballasttanks wurde<br />

das Schiff soweit abgesenkt, dass die DemoSATH-Struktur<br />

frei aufschwimmen<br />

konnte. Dann wurde das schwimmende<br />

Fundament samt installierter Turbine mit<br />

Schleppern an den Kai gebracht und dort<br />

befestigt.<br />

Araceli Martínez, Chief <strong>of</strong> Engineering bei<br />

Saitec Offshore Technologies: „Dies ist ein<br />

großer Schritt für das DemoSATH-Projekt.<br />

Das erfolgreiche Verladen und Zuwasserlassen<br />

haben wir zum ersten Mal mit unserer<br />

SATH-Technologie durchgeführt – ins<strong>of</strong>ern<br />

markiert dies einen entscheidenden<br />

Meilenstein. Jeder einzelne Schritt wurde<br />

von allen Beteiligten sorgfältig geplant und<br />

am Ende hat alles hervorragend geklappt.<br />

Nach dem Aufschwimmen dauerte es weniger<br />

als 45 Minuten, um die Demo-<br />

SATH-Struktur sicher am Kai festzumachen.<br />

Nach dem erfolgreichen Stapellauf<br />

im Hafen von Bilbao können wir mit Stolz<br />

verkünden, dass die Demonstrationsanlage<br />

bereit ist, in den nächsten Monaten in Betrieb<br />

genommen zu werden. Anschließend<br />

wird sie als erste schwimmende Windturbine<br />

dieser Art Strom für das spanische Festl<strong>and</strong><br />

liefern.“<br />

Martin Dörnhöfer, Leiter des Bereichs Floating<br />

Wind bei RWE Renewables: „Wir freuen<br />

uns, dass die Windturbine samt des<br />

schwimmenden DemoSATH-Fundaments<br />

sicher und erfolgreich zu Wasser gelassen<br />

wurde. Dies ist ein weiterer wichtiger Schritt<br />

für die Inbetriebnahme der Anlage im Laufe<br />

dieses Jahres. Für uns bei RWE markiert es<br />

zudem ein wichtigen Meilenstein auf unserem<br />

Weg, das weltweite Potenzial für Floating-Wind<br />

zu erschließen. Insbesondere in<br />

Ländern mit tieferen Küstengewässern wie<br />

den USA, Frankreich, Großbritannien, Norwegen<br />

und – natürlich – Spanien sehen wir<br />

großes Potenzial. Unser Ziel ist es, bis 2030<br />

schwimmende Windkraftanlagen mit einer<br />

Gesamtkapazität von einem Gigawatt in Bau<br />

oder im Betrieb zu haben. Zusammen mit<br />

unseren weiteren Pilotprojekten ermöglicht<br />

uns DemoSATH, frühzeitig Erfahrungen für<br />

unsere zukünftigen Entwicklungen zu sammeln.<br />

Die innovative Platt<strong>for</strong>m auf Betonbasis<br />

erweitert unser Wissen über innovative,<br />

schwimmende Konzepte.“<br />

Seit 2020 treiben Saitec Offshore Technologies<br />

und RWE Renewables gemeinsam das<br />

DemoSATH-Projekt voran. Das schwimmende<br />

Fundament samt der Zwei-Megawatt-Turbine<br />

wird in einem Testfeld (BiMEP) installiert,<br />

das sich rund zwei Meilen vor der<br />

baskischen Küste befindet. Dort ist das Meer<br />

85 Meter tief. Das SATH-Konzept ermöglicht<br />

die Vorfertigung von Betonbauteilen und<br />

verfügt über einen einzigen fixen Verankerungspunkt,<br />

sodass es sich nach Strömung,<br />

Wind und Wellengang ausrichtet. Ziel dieses<br />

Demonstrationsprojekts ist es, die Technologie<br />

im Hinblick auf ihre kommerzielle Nutzung<br />

für Offshore-Windparks in tiefen Gewässern<br />

zu testen.<br />

LL<br />

www.rwe.com (222471156)<br />

RWE: DemoSATH-Pilotprojekt: Erfolgreicher Stapellauf für schwimmende Windturbine<br />

(Bildnachweis: Saitec Offshore Technologies)<br />

10 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Members´News<br />

Repowering-Pilotprojekt im<br />

Emsl<strong>and</strong>: RWE testet Windenergieanlage<br />

mit<br />

Fertigteil-Fundament<br />

• Windpark Lengerich: 1,8 MW-Anlage<br />

wird durch 5,7 MW-Turbine ersetzt<br />

• Erstmals setzt RWE ein Fertigteil-Fundament<br />

ein – neue Bauweise verringert<br />

CO 2 -Fußabdruck<br />

(rwe) Für eine Windenergieanlage im<br />

Emsl<strong>and</strong> hat RWE ein innovatives Repowering-Projekt<br />

beschlossen, das im Bereich<br />

Nachhaltigkeit ein Zeichen setzt. Die<br />

1,8-Megawatt-Anlage, die im Windpark<br />

Lengerich seit 2003 in Betrieb ist, wird<br />

durch eine moderne 5,7-Megawatt-Turbine<br />

ersetzt. Damit kann die deutlich leistungsfähigere<br />

Windenergieanlage künftig rund<br />

4.000 Haushalte mit klimaneutral erzeugtem<br />

Strom versorgen. Bislang hat die bestehende<br />

Turbine ausreichend Grünstrom produziert,<br />

um den Bedarf von 1.000 Haushalten<br />

zu decken.<br />

Die neue Anlage wird sich aber noch aus<br />

einem weiteren Grund positiv auf die Umwelt<br />

auswirken: Denn erstmalig wird RWE<br />

beim Bau der neuen Anlage ein Fertigteilfundament<br />

einsetzen. Das von der Smart &<br />

Green Anker Foundations entwickelte Fundament<br />

besteht zu 100 Prozent aus im Betonwerk<br />

produzierten Fertigteilen. Dabei<br />

wird nur ein Drittel der sonst bei gegossenen<br />

St<strong>and</strong>ardfundamenten üblichen Stahl- und<br />

Betonmenge verwendet. Da alle Teile in einem<br />

Betonwerk vorab produziert werden<br />

können, verringert sich zudem die Bauzeit<br />

erheblich, da der Bau bei nahezu jedem Wetter<br />

stattfinden kann. Auch die Montage verläuft<br />

unkomplizierter, kostengünstiger und<br />

umweltschonender: Anstatt 120 Betonmischer<br />

zu verwenden, werden die Teile per<br />

rund 30 LKW-Fahrten angeliefert und anschließend<br />

vor Ort verschraubt. Sie können<br />

bei einem späteren Rückbau einfach wieder<br />

demontiert werden.<br />

Derzeit läuft der Zertifizierungsprozess<br />

des innovativen Fundaments. Mit diesem<br />

wird für die bereits genehmigte Windenergieanlage<br />

eine Änderungsgenehmigung<br />

beantragt. Der Rückbau der alten Windenergieanlage<br />

ist für Frühjahr nächsten Jahres<br />

geplant. Dann erfolgt auch der Baustart<br />

der neuen Anlage, die im vierten Quartal<br />

2023 ihren Betrieb aufnehmen soll. Die Nabenhöhe<br />

beträgt 118 Meter, das Fundament<br />

wird ein Gewicht von rund 800 Tonnen aufweisen.<br />

13.400 Solarmodule auf einem<br />

See: RWE nimmt ihre erste<br />

schwimmende Photovoltaikanlage<br />

in Betrieb<br />

• Innovatives Floating-Solarprojekt in den<br />

Niederl<strong>and</strong>en mit einer installierten Leistung<br />

von 6,1 Megawatt Peak<br />

• RWE baut ihr niederländisches Erneuerbare-Energien-Portfolio<br />

weiter aus<br />

(rwe) RWE, eines der weltweit führenden<br />

Unternehmen für Erneuerbare Energien,<br />

hat ihr erstes schwimmendes Photovoltaikprojekt<br />

(PV) in Betrieb genommen. Die Anlage<br />

besteht aus rund 13.400 Solarmodulen,<br />

die auf einem See in der Nähe des Kraftwerks<br />

Amer in Geertruidenberg in der niederländischen<br />

Provinz Nordbrabant zu Wasser<br />

gelassen wurden. Die innovative Anlage<br />

hat eine installierte Leistung von 6,1 Megawatt<br />

Peak (MWp). Die schwimmende<br />

PV-Anlage ist die neueste von insgesamt drei<br />

Solaranlagen am Kraftwerk Amer.<br />

Roger Miesen, CEO von RWE <strong>Generation</strong><br />

und Country Chair für die Niederl<strong>and</strong>e: „Mit<br />

dem Solarpark Amer zeigen wir, dass wir<br />

konventionelle Anlagenst<strong>and</strong>orte in wegweisende<br />

Projekte verw<strong>and</strong>eln können, die<br />

innovative Lösungen für ein nachhaltiges<br />

Energiesystem fördern. Die Niederl<strong>and</strong>e<br />

sind einer der strategischen Kernmärkte von<br />

RWE und wir werden weiterhin zur Energiewende<br />

im L<strong>and</strong> durch den Ausbau Erneuerbaren<br />

Energien sowie mit CO 2 -freien, flexiblen<br />

Kapazitäten beitragen.“<br />

Die schwimmende PV-Anlage wurde auf<br />

einem Kühlwassersee realisiert. Da der See<br />

seit vielen Jahrzehnten nicht mehr zu diesem<br />

Zweck genutzt wird und keine direkte<br />

Verbindung mit dem nahe gelegenen Fluss<br />

Amer besteht, ist er ideal geeignet. Um zu<br />

verhindern, dass die Module – etwa bei starkem<br />

Wind – abtreiben, sind sie an 52 Betonblöcken<br />

verankert, die auf dem Grund des<br />

Sees liegen. Jeder Block wiegt 4,6 Tonnen.<br />

Insgesamt wurden 25 Kilometer Kabel verlegt,<br />

um den erzeugten Strom zum Ufer zu<br />

bringen und ins Netz des Kraftwerks einzuspeisen.<br />

Solarpark Amer<br />

Im Jahr 2018 realisierte RWE die erste Phase<br />

des Solarparks Amer und installierte über<br />

2.000 PV-Module mit 0,5 MWp Leistung auf<br />

dem Dach des Kraftwerks. 2021 hat RWE die<br />

Kapazität mit PV-Freiflächenanlagen weiter<br />

erhöht. Die insgesamt 5.760 Module sind<br />

seit letztem Sommer in Betrieb. Mit der Inbetriebnahme<br />

des schwimmenden Projekts<br />

erhöht sich die Gesamtkapazität des Solarparks<br />

Amer von 0,5 auf rund 9 MWp. Der<br />

vom Solarpark Amer erzeugte Ökostrom<br />

entspricht umgerechnet dem jährlichen<br />

Stromverbrauch von etwa 2.300 niederländischen<br />

Haushalten.<br />

Nachhaltiges Wachstum<br />

in den Niederl<strong>and</strong>en<br />

Neben dem Solargeschäft ist RWE in den<br />

Niederl<strong>and</strong>en auch im Bereich Onshore-Wind<br />

gut aufgestellt. Derzeit betreibt das<br />

Unternehmen in den Niederl<strong>and</strong>en Onshore-Windparks<br />

mit einer Gesamtleistung von<br />

mehr als 330 Megawatt (RWE-Anteil). In<br />

den letzten zwei Jahren sind vier neue<br />

Onshore-Windparks mit mehr als 115 Megawatt<br />

Leistung ans Netz gegangen oder befinden<br />

sich kurz vor der vollständigen Inbetriebnahme.<br />

LL<br />

ww.rwe.com (222471152)<br />

LL<br />

www.rwe.com (222471200)<br />

13.400 Solarmodule auf einem See: RWE nimmt ihre erste schwimmende Photovoltaik anlage<br />

in Betrieb<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 11


Members´News<br />

Fit für die Zukunft: Trianel<br />

Gaskraftwerk Hamm wird<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-ready und erhält<br />

Leistungsupgrade<br />

• Große Revision des GuD-Kraftwerks im<br />

September und Oktober<br />

(trianel) Seit 15 Jahren ist das Trianel Gaskraftwerk<br />

Hamm zuverlässig in Betrieb und<br />

erzeugt in zwei Kraftwerksblöcken mit je<br />

420 MW genügend Strom, um 1,8 Mio.<br />

Haushalte zu versorgen. Es ist damit eines<br />

der modernsten Gas- und Dampfturbinenkraftwerke<br />

in Deutschl<strong>and</strong> und zeichnet<br />

sich durch hochflexible und emissionsarme<br />

Stromerzeugung aus.<br />

Damit dies so bleibt, wird das Kraftwerk im<br />

Jubiläumsjahr im Rahmen einer großen Revision<br />

technisch überprüft. Rund 100 Spezialisten<br />

von Trianel und Siemens sind ab<br />

September zwei Monate lang im Schichtbetrieb<br />

im Einsatz und inspizieren genauestens<br />

den aus Dampfturbine, Generator und<br />

Gasturbine bestehenden Turbinenstrang.<br />

Zusätzlich wird jeder Kraftwerksblock so<br />

ertüchtigt, dass die Leistung auf 440 MW<br />

gesteigert wird. Darüber hinaus wird ebenfalls<br />

daran gearbeitet, zukünftig auch Wasserst<strong>of</strong>f<br />

einzusetzen.<br />

„Mit den jetzt vorgesehenen Maßnahmen<br />

bereiten wir das Gaskraftwerk auf die kommenden<br />

Jahre vor“, erklärt Dr. Martin<br />

Buschmeier, Geschäftsführer der Trianel<br />

Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co. KG. „Nach<br />

dem Tausch des Generators und der Ertüchtigung<br />

der Gasturbine kann die Anlage noch<br />

flexibler eingesetzt und die Emissionen weiter<br />

reduziert werden. Das „Advanced Turbine<br />

Efficiency Package (ATEP)“ sorgt dafür,<br />

dass das Kraftwerk ein Hardware-Upgrade<br />

erhält und künftig noch effizienter und<br />

nachhaltiger Strom erzeugen kann“.<br />

Darüber hinaus wird mit der Ertüchtigung<br />

der Gasturbine das Trianel Gaskraftwerk<br />

Hamm für die Wasserst<strong>of</strong>f-Zukunft vorbereitet.<br />

„Wir freuen uns, nicht nur einen wichtigen<br />

Beitrag zur Versorgungssicherheit<br />

leisten zu können, sondern bereits heute die<br />

ersten Schritte hin zur Klimaneutralität im<br />

Jahr 2045 zu gehen“, ergänzt Dr. Buschmeier.<br />

„Gaskraftwerke werden als Brücke zu<br />

den Erneuerbaren Energien noch über Jahre<br />

unverzichtbar sein. Mit den jetzt getr<strong>of</strong>fenen<br />

Maßnahmen wird ein wichtiger Schritt<br />

getan, das Kraftwerk auch mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />

zu betreiben. Das ist ein erster signifikanter<br />

Schritt nach vorn“.<br />

Bereits im August haben vorbereitende<br />

Maßnahmen stattgefunden, die den Transport<br />

der Großkomponenten vom Datteln-Hamm-Kanal<br />

zum Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

ermöglichen. Hierfür ist unter <strong>and</strong>erem am<br />

Kanal in Höhe der Frielinghauser Straße ein<br />

Kranplatz errichtet worden.<br />

Fit für die Zukunft: Trianel Gaskraftwerk Hamm wird Wasserst<strong>of</strong>f-ready<br />

und erhält Leistungsupgrade<br />

Im September und Oktober <strong>2022</strong> werden<br />

im ersten Kraftwerksblock der bestehende<br />

Siemens-Generator gegen einen generalüberholten<br />

Generator derselben Baureihe<br />

getauscht und ein neuer Rotor in die Gasturbine<br />

eingebaut. „Aufgrund ihrer Größe und<br />

ihres Gewichts müssen die einzelnen Komponenten<br />

mit schweren Geräten transportiert<br />

werden,“ fügt Dr. Buschmeier hinzu.<br />

„Dafür werden Schwertransporte – vorwiegend<br />

in den Nachtstunden – nötig. Und dennoch<br />

wird es wohlmöglich Verkehrsstörungen<br />

geben. Hier bitten wir um Unterstützung<br />

der betr<strong>of</strong>fenen Bürgerinnen und Bürger.“<br />

Die im ersten Block ausgebauten Teile werden<br />

anschließend in den Siemens-Werken<br />

generalüberholt und ertüchtigt. Die optimierten<br />

und flexibleren Komponenten erhalten<br />

so einen zweiten Lebenszyklus und<br />

werden im Frühjahr im Zuge der Revision<br />

des zweiten Kraftwerksblocks wieder nach<br />

Hamm transportiert und dann im zweiten<br />

Block zum Einsatz kommen.<br />

LL<br />

www.trianel-hamm.com (222471148)<br />

Erste Trianel Windparks blinken<br />

nur noch nach Bedarf<br />

• Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung<br />

befreit Anwohner von nächtlichen Lichtsignalen<br />

(trianel) „Die Umsetzung der sogenannten<br />

bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ist<br />

mit der ersten Inbetriebnahme der entsprechenden<br />

Transponder-Technologie im Trianel<br />

Windpark Wennerstorf (Niedersachsen)<br />

erfolgreich gestartet. Im Laufe des Jahres<br />

werden elf der 13 Windparks der Trianel<br />

Erneuerbare Energien und alle neun Windparks<br />

der Trianel Onshore Windkraftwerke<br />

und mit der neuen Technik ausgestattet“,<br />

stellt Dr. Markus Hakes, Geschäftsführer der<br />

Trianel Onshore Kraftwerke GmbH & Co. KG<br />

und Trianel Erneuerbaren Energien GmbH<br />

& Co. KG fest.<br />

Bis Ende <strong>2022</strong> müssen alle Windkraftanlagen<br />

in Deutschl<strong>and</strong>, die nicht in unmittelbarer<br />

Nähe von Flughäfen stehen, mit der sogenannten<br />

bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung<br />

(BNK) ausgestattet werden. Mit<br />

Hilfe einer Sensorentechnik kommunizieren<br />

die Windanlagen mit herannahenden Flugzeugen.<br />

Die Windanlagen senden nur noch<br />

optische Signale, wenn Flugzeuge in der<br />

Nähe der Anlagen sind. Dies wird das nächtliche<br />

Dauerleuchten beenden und damit die<br />

<strong>of</strong>t als störend empfundenen Lichtsignale<br />

auf ein Minimum beschränken. „Die Umsetzung<br />

der bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung<br />

kann erheblich zu Akzeptanz der<br />

Windkraft in Deutschl<strong>and</strong> beitragen. Darum<br />

freuen wir uns, erste Nachbarn unserer<br />

Windparks vom Dauerleuchten befreien zu<br />

können und gleichzeitig allen Sicherheitsan<strong>for</strong>derungen<br />

nachzukommen“, so Dr.<br />

Markus Hakes weiter.<br />

Für die Kommunikation zwischen Flugzeug<br />

und Windkraftanlage setzt Trianel<br />

Transponderlösungen der Hersteller Light:-<br />

Guard und Lanthan SafeSky ein. Das System<br />

nutzt die Signale, die die in Luftfahrzeugen<br />

eingebauten Transponder aussenden. Eine<br />

auf dem Maschinenhaus einer Windkraftanlage<br />

im Windpark angebrachte Antenne<br />

empfängt die Transpondersignale und sendet<br />

diese an einen Server. Ein Schnittstellenmodul<br />

steuert die roten Warnsignale der<br />

Windkraftanlage. In den meisten Nächten<br />

werden die Windkraftanlagen in Zukunft<br />

dunkel bleiben, da die Hinderniskennzeichnung<br />

nur noch bei kleinen Luftfahrzeugen<br />

wie Rettungs- oder Polizei-Hubschraubern<br />

oder gegebenenfalls auch bei Passagierflug-<br />

12 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Members´News<br />

zeugen eingeschaltet wird. Die Trianel<br />

Windparks Uckley und Spreeau in Br<strong>and</strong>enburg<br />

können wegen ihrer Nähe Flughafen<br />

Berlin Br<strong>and</strong>enburg BER aus Sicherheitsgründen<br />

die bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung<br />

nicht einführen. Die noch in der<br />

Entwicklung befindlichen Windprojekte der<br />

Trianel Erneuerbare Energien werden direkt<br />

mit der neuen Technik ausgestattet.<br />

„Die bundesweite Umsetzung dieses wichtigen<br />

Vorhabens benötigt allerdings deutlich<br />

mehr Zeit als zunächst geplant. Hintergrund<br />

sind insbesondere Verzögerungen bei der<br />

luftfahrtrechtlichen Zulassung der bedarfsgesteuerten<br />

Nachtkennzeichnung als auch<br />

Materialengpässe. Umso mehr freuen wir<br />

uns, bereits erste Anlagen umgerüstet zu<br />

haben und bei <strong>and</strong>eren Anlagen je nach Genehmigungslage<br />

auch bald nachziehen zu<br />

können“, erläutert Tobias Ru<strong>of</strong>, Technischer<br />

Leiter der Trianel Erneuerbare Energien<br />

GmbH & Co. KG. Bei der Umsetzung der genehmigungsrechtlichen<br />

Fragen und der Koordination<br />

setzt Trianel auf die Zusammenarbeit<br />

mit den Projektentwicklern ABO<br />

Wind AG, JP JOULE GmbH, Ebert Erneuerbare<br />

Energien Wind GmbH & Co. KG, Enertrag<br />

Windstrom GmbH und Fronteris Energie<br />

GmbH, mit denen die Windparks auch<br />

realisiert wurden.<br />

LL<br />

www.trianel-erneuerbare.de<br />

(222471317)<br />

Vattenfall: Weltweit erster<br />

Offshore Wasserst<strong>of</strong>f-Cluster in<br />

den Niederl<strong>and</strong>en geplant<br />

(vattenfall) In der Zukunft wird unser Energiebedarf<br />

immer mehr aus Wind und Sonne<br />

gedeckt werden. Da nichts so veränderlich<br />

ist wie das Wetter, ändert sich auch die Menge<br />

an Strom, die Wind und Sonne liefern<br />

können, ständig. Wie gehen wir damit um?<br />

Wie können wir dafür sorgen, dass Angebot<br />

und Nutzung von Energie so gut wie möglich<br />

aufein<strong>and</strong>er abgestimmt sind? Vattenfall<br />

setzt dabei auf die Produktion von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

auf der Nordsee.<br />

Im Herbst wird bekannt gegeben, welches<br />

Unternehmen das Projekt Holl<strong>and</strong>se Kust<br />

West realisieren darf. BidManager Daan<br />

van Eijkel gab ein Angebot für einen Teil<br />

dieses Windparks, Bauabschnitt VII, ab.<br />

Wenn Vattenfall die Ausschreibung für „seinen“<br />

Bauabschnitt gewinnt, wird das Unternehmen<br />

dort den weltweit ersten Wasserst<strong>of</strong>f-Cluster<br />

als Teil eines Offshore Windparks<br />

aufbauen. Dabei werden drei Windturbinen<br />

mit Elektrolyseuren ausgestattet.<br />

Der von ihnen erzeugte Wasserst<strong>of</strong>f wird<br />

über eine Pipeline in den Hafen von Rotterdam<br />

geleitet und dort in das Wasserst<strong>of</strong>fnetz<br />

eingespeist. Über ein Netzwerk von<br />

Leitungen wird der Wasserst<strong>of</strong>f dann zu den<br />

Verbrauchern transportiert, so wie dies<br />

auch mit Erdgas geschieht.<br />

ACTIVATED<br />

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<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 13


Members´News<br />

Produktion an der Quelle<br />

Zwar gibt es verschiedene Pläne für Wasserst<strong>of</strong>ffabriken<br />

an L<strong>and</strong>, aber für die Offshore-Produktion<br />

ist dies noch nicht der Fall.<br />

Laut Catrin Jung, Head <strong>of</strong> Offshore Wind, ist<br />

genau das eine absolut logische Weiterentwicklung.<br />

„Die Produktion von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

an der Quelle bietet nicht nur finanzielle,<br />

sondern auch praktische Vorteile.“ Jung erwartet,<br />

dass die Offshore-Wasserst<strong>of</strong>fproduktion<br />

umweltfreundlichen Wasserst<strong>of</strong>f zu<br />

wettbewerbsfähigen Preisen liefern wird.<br />

Darüber hinaus wird dadurch der Druck auf<br />

die überlasteten Stromnetze an L<strong>and</strong> verringert.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird ein sehr wichtiger Best<strong>and</strong>teil<br />

des Energiemixes für die fossilfreie<br />

Energieversorgung sein. Dies ist für den weiteren<br />

Übergang zu nachhaltiger Energieversorgung<br />

und im Zuge der zunehmenden<br />

Elektrifizierung absolut unabdingbar.<br />

Autonome Wasserst<strong>of</strong>fturbinen<br />

Zu Beginn dieses Jahres erhielt Vattenfall<br />

von den schottischen Behörden Zuschüsse<br />

für die Entwicklung der weltweit ersten<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Produktionsanlage an einem<br />

Windkraftrad vor der Küste Aberdeens. Bei<br />

Holl<strong>and</strong>se Kust West will Vattenfall den<br />

nächsten Schritt gehen und mehrere Wasserst<strong>of</strong>fturbinen<br />

mitein<strong>and</strong>er verbinden.<br />

Jung sagt: „Wasserst<strong>of</strong>f wird in der Zukunft<br />

eine sehr wichtige Rolle spielen. Die Erfahrungen,<br />

die wir in Schottl<strong>and</strong> mit der Produktion<br />

auf See sammeln, können wir bei<br />

Holl<strong>and</strong>se Kust West in größerem Maßstab<br />

nutzen. Damit ist der Park ein weiterer wichtiger<br />

Schritt auf dem Weg zur kommerziellen<br />

Wasserst<strong>of</strong>fproduktion.“<br />

In dem aus drei Turbinen bestehenden<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Cluster werden Container auf<br />

speziellen Platt<strong>for</strong>men platziert. Diese Container<br />

enthalten Elektrolyseur-Module,<br />

Trans<strong>for</strong>matoren und Batterien. Gemeinsam<br />

ermöglichen die Container die Umw<strong>and</strong>lung<br />

des in den Windenergieanlagen<br />

erzeugten Stroms in Wasserst<strong>of</strong>f. Der Cluster<br />

wird eine Gesamtleistung von 45 MW<br />

haben. „Wir wollen zeigen, dass der nächste<br />

Schritt bereits in Reichweite ist und wir in<br />

großem Umfang Wasserst<strong>of</strong>f auf See erzeugen<br />

können“, sagt van Eijkel. „Mit dem ‚Insel<br />

Modus‘ werden Wasserst<strong>of</strong>fturbinen im Laufe<br />

der Zeit autonom, und wir benötigen dafür<br />

keinen Anschluss an das Stromnetz.“<br />

Wasserst<strong>of</strong>f, Energieträger der Zukunft<br />

Wasserst<strong>of</strong>f ist ein Gas, das sich ohne Kohlendioxidemissionen<br />

in Elektrizität umw<strong>and</strong>eln<br />

lässt und auch in Bereichen eingesetzt<br />

werden kann, in denen Emissionen nur<br />

schwer reduziert werden können, etwa weil<br />

dort mit sehr hohen Temperaturen gearbeitet<br />

wird. Durch Elektrolyse, das heißt, einen<br />

Prozess, bei dem Wasser unter Strom gesetzt<br />

Besuch bei der Großwärmepumpe von Wien Energie am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Simmering.<br />

Foto v.l.n.r.: Peter Weinelt (Stv. Generaldirektor Wiener Stadtwerke), Peter Hanke (Stadtrat),<br />

Robert Habeck (Deutscher Vizekanzler), Leonore Gewessler (Klimaschutzministerin),<br />

Michael Strebl (Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung), Michael Klor-Berchtold<br />

(Deutscher Botschafter in Österreich). Foto: Wien Energie/Christian H<strong>of</strong>er<br />

wird, können Sauerst<strong>of</strong>f und Wasserst<strong>of</strong>f<br />

vonein<strong>and</strong>er getrennt werden. Wenn der<br />

Wasserst<strong>of</strong>f anschließend wieder mit Sauerst<strong>of</strong>f<br />

zusammengebracht wird, wird Energie<br />

freigesetzt. Und dies völlig ohne Emissionen,<br />

denn das einzige Abfallprodukt ist Wasser.<br />

Der große Vorteil von Wasserst<strong>of</strong>f ist,<br />

dass man ihn speichern kann.<br />

Die Speicherung ist derzeit die größte Heraus<strong>for</strong>derung<br />

für die Solar- und die Windenergie:<br />

Diese Energie<strong>for</strong>men müssen nach<br />

ihrer Erzeugung so<strong>for</strong>t genutzt werden. Will<br />

man sie dennoch speichern, werden dazu<br />

sehr teure Batterien benötigt. Grüne Energie<br />

lässt sich allerdings auch in Wasserst<strong>of</strong>f umw<strong>and</strong>eln.<br />

Das entst<strong>and</strong>ene Gas kann dann<br />

transportiert und später wieder mit Sauerst<strong>of</strong>f<br />

in Verbindung gebracht werden und so<br />

Energie erzeugen, wenn sie benötigt wird.<br />

So können Elektrizitätsüberschüsse genutzt<br />

werden und es kann sichergestellt werden,<br />

dass auch in Mangelzeiten ein ausreichendes<br />

Angebot besteht.<br />

Über Holl<strong>and</strong>se Kust West<br />

Vor der Küste der Niederl<strong>and</strong>e entstehen in<br />

den kommenden Jahren mehrere neue<br />

Windparks. Der erste ist Holl<strong>and</strong>se Kust<br />

West. Dieses Projekt besteht aus zwei Teilen,<br />

Bauabschnitt VI und Bauabschnitt VII, wobei<br />

Bauabschnitt VII vor allem hinsichtlich<br />

der Systemintegration beurteilt wird: Dabei<br />

geht es um Pläne das Energiesystem der Zukunft<br />

möglichst optimal aufein<strong>and</strong>er auszurichten.<br />

Vattenfall beteiligt sich an der Ausschreibung<br />

für beide Bauabschnitte. Nach<br />

dem Sommer wird bekannt gegeben, wer<br />

den Zuschlag für den Bau erhält.<br />

LL<br />

www.vattenfall.de (222471142)<br />

Wien Energie: Habeck-Besuch<br />

im Kraftwerk Simmering:<br />

Fachgespräche bei Wiener<br />

Großwärmepumpe<br />

(wien-energie) Im Zuge des Österreich-Aufenthalts<br />

des deutschen Vizekanzlers Robert<br />

Habeck besuchte dieser gemeinsam mit der<br />

Klimaschutzministerin Leonore Gewessler,<br />

Stadtrat Peter Hanke und Wiener Stadtwerke-Generaldirektor-Stv.<br />

Peter Weinelt die<br />

Großwärmepumpe von Wien Energie am<br />

Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Simmering. Die Anlage,<br />

die seit 2019 in Betrieb ist und eine Leistung<br />

von 27 Megawatt thermisch hat, ist die größte<br />

Wärmepumpe Österreichs und eine der<br />

stärksten Großwärmepumpen Mitteleuropas.<br />

Seit Produktionsbeginn hat die hochmoderne<br />

Anlage mehr als 445.000 Megawattstunden<br />

umweltfreundliche Wärme erzeugt und dabei<br />

rund 150.000 Tonnen CO 2 gespart. Das entspricht<br />

dem Wärmebedarf von umgerechnet<br />

mehr als 55.000 Wiener Haushalten.<br />

„Die Großwärmepumpe am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

Simmering ist ein Vorzeigebeispiel<br />

für klimafreundliche Wärmeversorgung. Wir<br />

freuen uns daher besonders, dass der Besuch<br />

dieser Anlage Teil des internationalen Austausches<br />

ist. Nur mit Kooperationen und Dialog<br />

auch über die Ländergrenzen hinweg<br />

schaffen wir es raus aus der Abhängigkeit von<br />

fossilem Erdgas und rein in die Klimaneutralität“,<br />

ist Michael Strebl, Vorsitzender der<br />

Wien Energie-Geschäftsführung, überzeugt.<br />

14 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Members´News<br />

Wien hat Roadmap für „Raus aus Gas“<br />

Wie dieser Weg raus aus der fossilen Abhängigkeit<br />

aussehen kann, hat Wien Energie<br />

vergangenen Herbst mit einer Studie aufgezeigt.<br />

Diese zeichnet den Weg der Bundeshauptstadt<br />

zur Klimaneutralität 2040 vor.<br />

Ein besonderer Fokus liegt dabei auf dem<br />

Wärmesektor, der vor großen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

steht. In den nächsten 18 Jahren<br />

müssen alle Gasthermen sukzessive durch<br />

erneuerbare Alternativen ausgetauscht werden.<br />

In Wien hat die Fernwärme besonders<br />

viel Potenzial: Schon heute versorgt Wien<br />

Energie über 440.000 Haushalte und 7.800<br />

Gewerbekunden mit Fernwärme. Bis 2040<br />

sollen etwa 56 Prozent des Wärmebedarfs in<br />

Wien über Fernwärme gedeckt werden. Dafür<br />

baut Wien Energie die Fernwärme aus<br />

und stellt diese sukzessive auf erneuerbare<br />

Quellen um.<br />

Fernwärme aus Kühlwasser und <strong>and</strong>eren<br />

Abwärmequellen<br />

Um die Fernwärme klimaneutral zu machen,<br />

setzt Wien Energie neben der Müllverbrennung<br />

vor allem Geothermie und Großwärmepumpen<br />

wie jene am Kraftwerkst<strong>and</strong>ort<br />

Simmering. Die Besonderheit dieser<br />

Großwärmepumpe ist, dass sie schon aus<br />

geringen Temperaturen Wärme gewinnen<br />

kann: Schon 6 °C reichen aus, um Wärme<br />

von 95 °C zu erzeugen. Als Wärmequelle<br />

wird bei der Großwärmepumpe in Simmering<br />

das Kühlwasser der Kraftwerksanlagen<br />

genutzt, in das nicht mehr nutzbare<br />

Abwärme aus den Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen<br />

abgeleitet wird. Zusätzlich kann<br />

auch die Umgebungswärme des in unmittelbarer<br />

Nähe liegenden Donaukanals als Wärmequelle<br />

verwendet werden. Wien Energie<br />

baut bereits an der nächsten Großwärmepumpe:<br />

Bei der ebswien Kläranlage in Simmering<br />

entsteht derzeit eine der größten<br />

Großwärmepumpen Europas, die ab 2027<br />

über 100.000 Wiener Haushalte mit grüner<br />

Wärme versorgen kann.<br />

LL<br />

www.wieenergie.at (222471126)<br />

OMV und VERBUND: Inbetriebnahme<br />

PV-Anlage Schönkirchen<br />

(verbund) VERBUND und OMV erweitern<br />

die bestehenden Flächen-Photovoltaikanlage<br />

um 3,898 MWp auf eine Gesamtleistung<br />

von 15,32 MWp und erzielen eine Einsparung<br />

von insgesamt rund 14.000 Tonnen<br />

CO 2 pro Jahr (im Vergleich zu fossiler<br />

Stromproduktion mit Kohle).<br />

Die OMV, das internationale, integrierte<br />

Öl-, Gas- und Chemieunternehmen mit Sitz<br />

in Wien, und VERBUND, Österreichs führendes<br />

Energieunternehmen und einer der<br />

größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in<br />

Europa, haben den weiteren Ausbau der Flächen-Photovoltaikanlage<br />

auf dem OMV Areal<br />

in Schönkirchen/Niederösterreich in Betrieb<br />

genommen. Das Projekt wird zu gleichen<br />

Teilen von OMV und Verbund getragen.<br />

Auf einer OMV eigenen Deponiefläche von<br />

13,3 Hektar (133.200 m²) in Schönkirchen/<br />

Niederösterreich geht nun eine Flächen-Photovoltaikanlage<br />

mit einer Gesamtleistung<br />

von 15,32 MWp in Betrieb. Die somit<br />

jährlich produzierte Menge von 15,84<br />

GWh wird zur Abdeckung des OMV Eigenstrombedarfs<br />

eingesetzt und mittels Solarenergie<br />

klimafreundlich erzeugt.<br />

In der 1. Ausbaustufe erzeugten gesamt<br />

34.600 verbaute PV-Module in einer Ost-<br />

West Ausrichtung 12,10 GWh Sonnenstrom,<br />

was in etwa dem Jahresstromverbrauch von<br />

3.400 Haushalten entspricht und umgerechnet<br />

rund 10.000 Tonnen CO 2 spart. Diese<br />

bestehende Anlage wurde um weitere 8.568<br />

PV-Module ergänzt. Damit steigt die Gesamtleistung<br />

auf 15,32 MWp bei einer Erzeugung<br />

von 15,84 GWh, was dem Jahresstromverbrauch<br />

von rund 5.000 Haushalten<br />

entspricht und zusätzlich 4.000 Tonnen CO 2<br />

pro Jahr einspart.<br />

„Gemeinsam mit VERBUND nehmen wir<br />

nun den Ausbau der Flächen-Photovoltaikanlage<br />

in Schönkirchen/Niederösterreich in<br />

Betrieb. Unserer OMV Strategie 2030 folgend,<br />

unterstützen wir so das Ziel unser Solar-<br />

und Windkraftgeschäft für den Eigenbedarf<br />

auf mindestens 1 TWh auszubauen“,<br />

Wilhelm Sackmaier, Geschäftsführer OMV<br />

Austria Exploration & Production GmbH.<br />

„Die VERBUND-Strategie 2030 sieht ein<br />

deutliches Wachstum im Bereich der erneuerbaren<br />

Energien vor, mit dem Ziel, bis 2030<br />

rund 20-25 % der Gesamterzeugung aus<br />

Photovoltaik und Onshore-Wind zu erreichen“,<br />

so Martin Wagner, Geschäftsführer<br />

VERBUND Energy4Business. „Mit der Inbetriebnahme<br />

der zweiten Ausbaustufe setzen<br />

wir gemeinsam einen weiteren Schritt Richtung<br />

Energiewende!“<br />

LL<br />

www.verbund.com (222471135)<br />

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<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 15


Members´News<br />

Karl Gruber, Managing Director <strong>of</strong> Wien Energie. Austria’s largest power plant is getting<br />

rein<strong>for</strong>cements: Wien Energie is putting a new assistance system <strong>for</strong> power plant tours into<br />

operation at the Simmering power plant. A robot equipped with artificial intelligence,<br />

affectionately called “Energy Dog” by the employees, is now making its rounds around the power<br />

plant site. The Energy Dog is the first robot dog <strong>of</strong> its kind in Europe to be deployed in the<br />

regular operation <strong>of</strong> a power plant, where it will autonomously report malfunctions. Equipped<br />

with numerous special cameras <strong>and</strong> sensors, the robot contributes to the security <strong>of</strong> supply <strong>of</strong><br />

more than 800,000 households in Vienna. (Wien Energie/Max Kropitz)<br />

European premier: High-tech<br />

robotic dog makes power station<br />

work safer<br />

(wien-energie) Rein<strong>for</strong>cement <strong>for</strong> Austria’s<br />

largest power station: Wien Energie has<br />

launched a new support system <strong>for</strong> inspections<br />

at its Simmering power station. A robot<br />

equipped with artificial intelligence, fondly<br />

referred to by personnel as EnergyDog, has<br />

started making inspections on the power<br />

station site. EnergyDog is the first robotic<br />

dog <strong>of</strong> this kind in use in Europe during the<br />

routine operations <strong>of</strong> a power station <strong>and</strong><br />

will in future autonomously report technical<br />

faults. Equipped with numerous special<br />

cameras <strong>and</strong> sensors, this robot will be contributing<br />

to the security <strong>of</strong> supply <strong>for</strong> more<br />

than 800,000 households in Vienna. “Our<br />

EnergyDog provides high-tech support at<br />

the power station <strong>and</strong> highlights the innovative<br />

strength <strong>of</strong> Wien Energie. This special<br />

device will be the first in Europe to be deployed<br />

in routine operations in a power station.<br />

The EnergyDog learns from its human<br />

colleagues, stores important knowledge <strong>and</strong><br />

makes everyday operations <strong>for</strong> our personnel<br />

easier <strong>and</strong> safer. This allows them to focus<br />

all their expertise on complex tasks,”<br />

explains Wien Energy General Manager,<br />

Karl Gruber.<br />

Support on four paws<br />

The pace <strong>of</strong> digitalisation <strong>and</strong> ef<strong>for</strong>ts to<br />

manage the <strong>energy</strong> transition are having a<br />

major impact on pr<strong>of</strong>essional roles in the<br />

<strong>energy</strong> sector. With the aid <strong>of</strong> new technologies,<br />

employees will in future be relieved <strong>of</strong><br />

routine tasks so that the available resources<br />

can be used to tackle more complex tasks<br />

<strong>and</strong> solutions. Automation has also found its<br />

way into the power station sector. The job <strong>of</strong><br />

site inspectors, <strong>for</strong> example, will in the long<br />

term be taken over by this robotic dog with<br />

its sensitive digital ‘nose’. This will take<br />

some <strong>of</strong> the burden <strong>of</strong>f power station personnel,<br />

who are in high dem<strong>and</strong> due to generation<br />

change <strong>and</strong> a potential lack <strong>of</strong> specialists.<br />

The EnergyDog will not however be<br />

replacing any staff. On the contrary, it will<br />

be providing them with high-tech support.<br />

A smart dog never barks<br />

without good reason<br />

The smart robotic dog is the output <strong>of</strong> a<br />

research project financed by the Wiener<br />

Stadtwerke’s Innovation Fund. It was implemented<br />

jointly by Boston Dynamics with the<br />

company Smart Inspection acting as an implementation<br />

partner. The robot is currently<br />

still in training <strong>and</strong> is being fed with knowledge<br />

about operational systems by Wien<br />

Energie experts. Using the data collected by<br />

the robot, mathematical models will be developed<br />

<strong>and</strong> its artificial intelligence will<br />

learn how the systems operate under normal<br />

conditions. This smart dog doesn’t bark<br />

without good cause. It spots any deviations<br />

at an early stage <strong>and</strong> immediately reports<br />

these to the control centre. From spring<br />

2023, EnergyDog will be in use around the<br />

clock per<strong>for</strong>ming the inspection tours <strong>of</strong> the<br />

various systems regularly needed at the site.<br />

EnergyDog as a guard dog <strong>and</strong> pioneer<br />

The EnergyDog robot is equipped with numerous<br />

sensors, including a thermal-imaging<br />

camera as well as acoustic <strong>and</strong> olfactory<br />

sensors. These special sensors not only make<br />

it easier <strong>for</strong> power station personnel to manage<br />

day-to-day work but also improve occupational<br />

safety <strong>and</strong> quality assurance levels<br />

at the power station. In around 90 minutes,<br />

this digital support system checks the site<br />

equipment, identifies at an early stage any<br />

potential sources <strong>of</strong> risk, such as gas leaks,<br />

<strong>and</strong> there<strong>for</strong>e considerably boosts employee<br />

safety It will no longer be necessary <strong>for</strong><br />

them to enter hazardous areas during incidents.<br />

Instead, with the aid <strong>of</strong> EnergyDog,<br />

they can safely <strong>and</strong> precisely localise technical<br />

faults <strong>and</strong> subsequently resolve them.<br />

Wien Energie is Europe’s first power station<br />

operator to routinely deploy a robotic dog in<br />

the operational area <strong>of</strong> a power station.<br />

Innovation <strong>and</strong> good ideas<br />

<strong>for</strong> the future <strong>of</strong> <strong>energy</strong><br />

EnergyDog is not the first digital innovation<br />

at this power station. Augmented reality<br />

is already in use here. Data glasses provide<br />

engineers at Wien Energie’s power stations<br />

with immediate access to relevant real-time<br />

data related to a particular system so<br />

that they can evaluate the current situation.<br />

This means that any data needed, as well as<br />

detailed instructions on operational parameters<br />

or in order to identify faults, can be<br />

accessed, all <strong>of</strong> which dramatically speeds<br />

up the relevant processes.<br />

LL<br />

www.wienenergie.at (222471128)<br />

16 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Industry News<br />

Industry<br />

News<br />

Company<br />

Announcements<br />

ANDRITZ liefert Rauchgasreinigungssystem<br />

mit Trocken- und<br />

Halbtrockenverfahren für eine<br />

Müllverbrennungsanlage in<br />

Schw<strong>and</strong>orf, Deutschl<strong>and</strong><br />

(anritz) Der internationale Technologiekonzern<br />

ANDRITZ erhielt vom Zweckverb<strong>and</strong><br />

Müllverwertung Schw<strong>and</strong>orf (ZMS) den<br />

Auftrag für die Nachrüstung des Rauchgasreinigungssystems<br />

an einer Ofenlinie bei der<br />

kommunalen Müllverbrennungsanlage in<br />

Schw<strong>and</strong>orf, Deutschl<strong>and</strong>. Die Inbetriebnahme<br />

der Anlage ist für Mitte 2024 geplant.<br />

Der Lieferumfang umfasst den Austausch<br />

des gesamten Reaktor- und Filtersystems,<br />

des Lager- und Zufuhrsystems für das Reagens<br />

sowie des Produktaustragsystems.<br />

ANDRITZ wird für Engineering, Lieferung,<br />

Montage und Inbetriebnahme des Turbo-<br />

Sorp Circulating Dry-System (CDS) verantwortlich<br />

sein.<br />

Die Nachrüstung des Rauchgasreinigungssystems<br />

der Linie 4 soll die Verfügbarkeit der<br />

Anlage erhöhen, verlässliche und ausreichende<br />

Energie für Industrie und Haushalte<br />

in der Umgebung liefern und eine sichere<br />

Müllentsorgung für die kommunalen Körperschaften<br />

der Region bei gleichzeitiger<br />

Einhaltung der sehr strengen deutschen<br />

Emissionsgrenzwerte sicherstellen.<br />

Der Zweckverb<strong>and</strong> Müllverwertung<br />

Schw<strong>and</strong>orf (ZMS) betreibt eine kommunale<br />

Müllverbrennungs-anlage, die zurzeit aus<br />

vier Linien besteht und rund 450.000 Jahrestonnen<br />

Abfall aus der Region verwertet.<br />

Als Teil eines großen Neugestaltungsprojekts<br />

namens „Triphönix“ für den gesamten<br />

St<strong>and</strong>ort wird ZMS in einem ersten Schritt<br />

das Rauchgasreinigungssystem in der Verbrennungslinie<br />

4 austauschen.<br />

LL<br />

www.<strong>and</strong>ritz.com (222471043)<br />

ANDRITZ liefert Rauchgasreinigungssystem mit Trocken- und Halbtrockenverfahren für eine<br />

Müllverbrennungsanlage in Schw<strong>and</strong>orf, Deutschl<strong>and</strong> . (Foto: MVA Schw<strong>and</strong>orf)<br />

Siemens Energy <strong>and</strong> Air Liquide<br />

<strong>for</strong>m a joint venture <strong>for</strong> the<br />

European production <strong>of</strong> renewable<br />

hydrogen electrolyzers<br />

(s-e, a-l) Siemens Energy <strong>and</strong> Air Liquide<br />

announce the creation <strong>of</strong> a joint venture<br />

dedicated to the series production <strong>of</strong> industrial<br />

scale renewable hydrogen electrolyzers<br />

in Europe. With two <strong>of</strong> the global leading<br />

companies in their field combining their expertise,<br />

this Franco-German partnership<br />

will enable the emergence <strong>of</strong> a sustainable<br />

hydrogen economy in Europe <strong>and</strong> foster a<br />

European ecosystem <strong>for</strong> electrolysis <strong>and</strong> hydrogen<br />

technology. Production is expected<br />

to begin in the second half <strong>of</strong> 2023 <strong>and</strong><br />

ramp-up to an annual production capacity <strong>of</strong><br />

three gigawatts by 2025.<br />

Air Liquide will take 25.1 percent, <strong>and</strong> Siemens<br />

Energy will hold 74.9 percent <strong>of</strong> the<br />

joint venture, which creation remains subject<br />

to approval <strong>of</strong> the competent authorities.<br />

This joint venture will be headquartered<br />

in Berlin. The joint venture multi-gigawatt<br />

factory that produces electrolysis modules<br />

(“stacks”) would be also located in the<br />

German capital, as announced earlier this<br />

year. This factory will supply stacks to both<br />

Groups <strong>for</strong> their respective broad range <strong>of</strong><br />

customers <strong>and</strong> to serve the rapidly growing<br />

market. Based on proton exchange membrane<br />

(PEM) electrolysis technology, these<br />

stacks will feature a high degree <strong>of</strong> efficiency<br />

<strong>and</strong> are ideally suited to harvest volatile<br />

renewable <strong>energy</strong>. In addition, Air Liquide<br />

<strong>and</strong> Siemens Energy have agreed to dedicate<br />

R&D capacities to the co-development <strong>of</strong> the<br />

next generation <strong>of</strong> electrolyzer technologies<br />

within the framework <strong>of</strong> the partnership.<br />

The strategic partnership will benefit from<br />

a portfolio <strong>of</strong> hydrogen projects combining<br />

both Air Liquide <strong>and</strong> Siemens Energy’s pipelines,<br />

targeting large industrial-scale hydrogen<br />

projects in collaboration with customers.<br />

This will create a solid basis <strong>for</strong> the required<br />

rapid ramp-up <strong>of</strong> electrolysis capacities<br />

<strong>and</strong> thus is expected to make competitive<br />

renewable hydrogen available sooner.<br />

One <strong>of</strong> the first projects is the Air Liquide<br />

Norm<strong>and</strong>’Hy electrolyzer project, with a capacity<br />

<strong>of</strong> 200 megawatts (MW) expected in<br />

the first phase, located in Norm<strong>and</strong>y, France.<br />

The assembly <strong>of</strong> the electrolyzer systems <strong>for</strong><br />

this project is planned to be made in France.<br />

“We want to be a driving <strong>for</strong>ce in hydrogen<br />

technology,” said Christian Bruch,<br />

CEO, <strong>and</strong> President <strong>of</strong> Siemens Energy AG.<br />

“To make green hydrogen competitive, we<br />

need serially produced, low-cost, scalable<br />

electrolyzers. We also need strong partnerships.<br />

Together with Air Liquide as a pioneer<br />

in hydrogen <strong>for</strong> over 50 years, we look<br />

<strong>for</strong>ward to implementing innovative solutions<br />

<strong>and</strong> collaborating to shape this new<br />

hydrogen market.”<br />

François Jackow, Chief Executive Officer <strong>of</strong><br />

Air Liquide, said: “The creation <strong>of</strong> this Franco-German<br />

joint venture is a major step towards<br />

the emergence <strong>of</strong> a leading European<br />

renewable <strong>and</strong> low-carbon hydrogen ecosystem.<br />

By scaling up the production <strong>of</strong> large<br />

scale electrolyzers, Air Liquide <strong>and</strong> Siemens<br />

Energy will be able to provide their customers<br />

with access to large amounts <strong>of</strong> competitive<br />

renewable hydrogen <strong>and</strong> to decarbonize<br />

their activities. In line with its Sustainable<br />

Development strategy, Air Liquide is more<br />

than ever committed to making hydrogen a<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 17


Industry News<br />

driving <strong>for</strong>ce <strong>of</strong> the <strong>energy</strong> transition <strong>and</strong> <strong>of</strong><br />

the fight against global warming.”<br />

The partners have <strong>and</strong> will apply <strong>for</strong> “large<br />

projects” funding under the EU’s Innovation<br />

Fund, Green Deal, <strong>and</strong> Important Project <strong>of</strong><br />

Common European Interest (IPCEI)-scheme<br />

<strong>for</strong> hydrogen, funded by the European Governments.<br />

LL<br />

www.siemens-<strong>energy</strong>.com<br />

www.airliquide.com (222471449)<br />

Windstrom für<br />

1,8 Millionen Menschen:<br />

Siemens Energy erhält<br />

bisher größten<br />

Netzanbindungs-Auftrag<br />

• Schlüsselfertige Errichtung und Service<br />

der Netzanbindungs-Systeme BorWin4<br />

und DolWin4<br />

• Grüner Windstrom für<br />

etwa 1,8 Millionen Menschen<br />

• Größter Auftrag über Offshore-<br />

Netzanbindung in der Geschichte<br />

von Siemens Energy<br />

• Kernkraftwerk Emsl<strong>and</strong> gibt<br />

Netzkapazität für Windenergie frei<br />

(s-e) Zwei neue Stromverbindungen stellen<br />

die Weichen für mehr Windenergie im deutschen<br />

Netz: DolWin4 und BorWin4 werden<br />

bis zu 1,8 Gigawatt (GW) grünen Windstrom<br />

aus mehreren Windparks in der deutschen<br />

Nordsee verlustarm an L<strong>and</strong> transportieren.<br />

Sie werden damit den Bedarf einer<br />

Großstadt wie Hamburg mit 1,8 Millionen<br />

Einwohner*innen decken können. Die Amprion<br />

Offshore GmbH hat nun Siemens Energy<br />

mit der Lieferung der notwendigen Technik<br />

für die Konverterstationen ihrer ersten<br />

Netzanbindungs-Projekte beauftragt. Der<br />

Auftragswert für Siemens Energy bewegt<br />

sich im hohen dreistelligen Millionen-Euro-Bereich<br />

und ist damit der größte Offshore-Netzanbindungs-Auftrag,<br />

den das Unternehmen<br />

bis jetzt erhalten hat.<br />

„Der Anteil erneuerbarer Energien an der<br />

deutschen Stromversorgung soll bis zum<br />

Jahr 2030 auf 80 Prozent steigen. Der Bau<br />

neuer Windkraftanlagen ist wichtig, aber<br />

letztlich sinnlos, wenn die Energie nicht die<br />

Verbraucher erreicht. Wir müssen daher<br />

auch in unser Stromnetz investieren, um das<br />

L<strong>and</strong> zuverlässig mit nachhaltiger Energie<br />

versorgen zu können“, sagt Tim Holt, Mitglied<br />

des Vorst<strong>and</strong>es bei Siemens Energy.<br />

Der Lieferumfang von Siemens Energy besteht<br />

insgesamt aus zwei Konverter-Platt<strong>for</strong>men<br />

auf dem Meer und zwei dazugehörigen<br />

Stationen an L<strong>and</strong>. Die Platt<strong>for</strong>men w<strong>and</strong>eln<br />

den Wechselstrom, wie er von den<br />

Windturbinen produziert wird, in Gleichstrom<br />

um. Anschließend wird der Gleichstrom<br />

für den Transport an ein sog. Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel<br />

(HGÜ-Kabel) übergeben. Eine zweite Konverter-Station<br />

an L<strong>and</strong> w<strong>and</strong>elt den Strom<br />

dann wieder in Wechselstrom zurück. Nur<br />

so können die großen Energiemengen den<br />

Weg von rund 215 km (DolWin4) und 280<br />

km (BorWin4) ohne nennenswerte Verluste<br />

(verlustarm) zurücklegen. Die beiden Anbindungen<br />

werden weitestgehend parallel<br />

zuein<strong>and</strong>er installiert und sollen beide 2028<br />

in Betrieb gehen. BorWin4 würde so sogar<br />

ein Jahr früher als ursprünglich geplant ans<br />

Netz gehen.<br />

Da das Übertragungsnetz in der niedersächsischen<br />

Küstenregion durch zahlreiche<br />

Windparks bereits stark ausgelastet ist, liegen<br />

die Anschlusspunkte für die Verbindungen<br />

weit im Binnenl<strong>and</strong>. Siemens Energy<br />

wird die L<strong>and</strong>-Konverter-Stationen in der<br />

Nähe der Amprion-Umspannanlage Hanekenfähr<br />

in Lingen im südlichen Emsl<strong>and</strong> errichten.<br />

Der Netzknotenpunkt schließt bislang<br />

das Kernkraftwerk Emsl<strong>and</strong> an das<br />

Übertragungsnetz an, welches Ende <strong>2022</strong><br />

abgeschaltet werden soll. DolWin4 und Bor-<br />

Win4 werden die dadurch entfallende Erzeugungskapazität<br />

durch 1,8 GW Offshore-Windenergie<br />

ersetzen.<br />

Siemens Energy wird neben der Lieferung<br />

der Technik auch die komplette Wartung der<br />

Anlage für zunächst zehn Jahre übernehmen.<br />

Sämtliche Hochspannungsbetriebsmittel<br />

für die beiden Anschlusssysteme, wie<br />

etwa die Konverter-Technologie, Trans<strong>for</strong>matoren<br />

oder Schaltanlagen, wird Siemens<br />

Energy in Europa fertigen. Der spanische<br />

Konsortialpartner Dragados Offshore S.A.<br />

verantwortet den Bau sowie die Offshore-Installation<br />

der zugehörigen Platt<strong>for</strong>men. Der<br />

Bau erfolgt in der Werft des Unternehmens<br />

in Cádiz, Spanien.<br />

Neun der derzeit insgesamt 15 HGÜ-Netzanbindungsprojekte<br />

in der deutschen<br />

Nordsee nutzen die Technologie von Siemens<br />

Energy. Großbritannien möchte bis<br />

2030 durch Offshore-Windenergie sogar so<br />

viel grüne Energie erzeugen, dass damit<br />

jeder Haushalt im L<strong>and</strong> mit Strom versorgt<br />

werden kann. Der Länderverbund gab vor<br />

Kurzem in der bisher größten Vergaberunde<br />

von Differenzverträgen den Weg für fünf<br />

weitere Offshore-Windparkprojekte frei.<br />

Vier dieser Projekte sollen nach den derzeitigen<br />

Plänen der Betreiber mit Netzanbindungssystemen<br />

von Siemens Energy ausgestattet<br />

werden. Zuletzt konnte Siemens<br />

Energy im Juli den Auftrag über die Netzanbindung<br />

des Offshore-Windparks East<br />

Anglia Three verbuchen. Nach Inbetriebnahme<br />

soll der 1,4GW-Windpark rund eine<br />

Millionen Haushalte mit grünem Strom<br />

versorgen.<br />

LL<br />

www. siemens-<strong>energy</strong>.com (222471451)<br />

Rolls-Royce commissions test<br />

bench <strong>for</strong> MTU hydrogen<br />

engines <strong>for</strong> climate-neutral<br />

power supply<br />

• Next step towards Net Zero ambition: MTU<br />

gas engines become hydrogen-capable<br />

• 10 million euro invested in test bench<br />

modernization, hydrogen infrastructure<br />

<strong>and</strong> environmental protection measures<br />

at Augsburg site<br />

(r-r-mtu) Rolls-Royce has commissioned its<br />

first in-house test st<strong>and</strong> <strong>for</strong> mtu hydrogen<br />

engines at its Augsburg site. “This marks another<br />

milestone on the road to climate-neutral<br />

products <strong>for</strong> <strong>energy</strong> supply,” explained<br />

Andreas Schell, CEO <strong>of</strong> Rolls-Royce’s Power<br />

Systems division, during the <strong>of</strong>ficial commissioning<br />

in Augsburg. Over the past year<br />

<strong>and</strong> a half, the company has invested around<br />

ten million euros at Rolls-Royce Solutions in<br />

Augsburg in test bench modernization, hydrogen<br />

infrastructure <strong>and</strong> other measures as<br />

part <strong>of</strong> its ‘Net Zero at Power Systems’ climate<br />

protection program.<br />

Rolls-Royce had announced in 2021, as<br />

part <strong>of</strong> its ‘Net Zero at Power Systems’ sustainability<br />

program, that it would realign its<br />

product portfolio so that by 2030, sustainable<br />

fuels <strong>and</strong> new mtu technologies can<br />

achieve greenhouse gas emissions reduction<br />

<strong>of</strong> 35 percent compared to 2019. The company<br />

is now already successfully operating an<br />

mtu fuel cell system, has released its power<br />

generation gensets <strong>for</strong> sustainable fuels such<br />

as HVO (hydrotreated vegetable oils), <strong>and</strong> is<br />

developing electrolyzers to produce green<br />

hydrogen. The mtu gas engine portfolio is<br />

being prepared <strong>for</strong> hydrogen as a fuel, thus<br />

enabling a climate-neutral <strong>energy</strong> supply.<br />

“To reduce CO 2 emissions in electricity<br />

supply, renewable, <strong>of</strong>ten decentralized, <strong>energy</strong><br />

sources are needed to generate electrical<br />

<strong>energy</strong> on a much larger scale than today.<br />

In conjunction with these renewable<br />

sources, we see hydrogen as an essential<br />

<strong>energy</strong> carrier <strong>of</strong> the future. That is why we<br />

are doing everything we can to gradually<br />

bring our mtu gensets <strong>and</strong> CHP units based<br />

on the Series 500 <strong>and</strong> 4000 gas engines to<br />

market <strong>for</strong> operation with a hydrogen blending<br />

<strong>of</strong> 25 % by volume (H2) <strong>and</strong> more <strong>and</strong><br />

<strong>for</strong> operation with up to 100 % by volume,”<br />

said Dr. Otto Preiss, Rolls-Royce Power Systems<br />

Chief Technology Officer <strong>and</strong> COO.<br />

The Power Systems division <strong>of</strong> Rolls-Royce<br />

has set itself strict targets <strong>for</strong> reducing<br />

greenhouse gas emissions in its own operations<br />

as part <strong>of</strong> its climate protection program:<br />

With ambitious interim targets <strong>for</strong><br />

2030, the company aims to be climate neutral<br />

worldwide by 2050, <strong>and</strong> in Germany as<br />

early as 2045. “The environmental protection<br />

measures now implemented at Rolls-<br />

Royce Solutions in Augsburg will benefit<br />

both the company <strong>and</strong> the city <strong>of</strong> Augsburg,”<br />

18 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Industry News<br />

Den aufstrebenden LNG-Sektor hat beispielsweise<br />

Herose seit langem im Fokus –<br />

und er gewinnt nach Erkenntnissen des Unternehmens<br />

an Bedeutung. Allerdings müssen<br />

Armaturen bei Flüssiggas, um den Unternehmen<br />

Erfolg zu bescheren, hohe An<strong>for</strong>derungen<br />

erfüllen. „Transportfahrzeuge für<br />

tiefkalt verflüssigtes Erdgas sind durch häufiges<br />

Befüllen, Transport und Entladung am<br />

Zielort größten Belastungen ausgesetzt“,<br />

erläutert Herose. Außerdem sind bei der<br />

LNG-Lagerung Betriebsdauer und Arbeitsleistung<br />

sowie Sicherheit und Zuverlässigkeit<br />

zentral. Für die Betankung mit LNG<br />

würden ebenfalls leistungsfähige Armaturen<br />

benötigt.<br />

Emerson hat den LNG-Markt ebenfalls im<br />

Blick. Das Unternehmen liefert Automatisierungs-<br />

und Steuerungslösungen für die Gasförderung,<br />

Verflüssigungsanlagen, Transport,<br />

Regasifizierungsterminals sowie Pipelines<br />

und möchte „zu mehr Energieeffizienz,<br />

reduzierten Emissionen, mehr Produktion<br />

und Nutzung erneuerbarer Energien und<br />

saubereren Kraftst<strong>of</strong>fen beitragen“, betont<br />

Emerson Automation Solutions. Das Unternehmen<br />

entwickelt automatisierte Ventile<br />

für den kryogenen Einsatz.<br />

Rolls-Royce has commissioned its first in-house test st<strong>and</strong> <strong>for</strong> mtu hydrogen engines at its<br />

Augsburg site. The company gradually brings mtu gensets <strong>and</strong> CHP units based on the Series<br />

500 <strong>and</strong> 4000 gas engines to market <strong>for</strong> operation with a hydrogen blending <strong>of</strong> 25 percent by<br />

volume (H2) <strong>and</strong> more <strong>and</strong> <strong>for</strong> operation with up to 100 percent by volume.<br />

explained Tobias Schnell, Managing Director<br />

<strong>of</strong> Rolls-Royce Solutions Augsburg<br />

GmbH. These included, <strong>for</strong> example, feeding<br />

residual industrial electricity into the<br />

public grid or using waste heat from the test<br />

st<strong>and</strong>s to air-condition buildings. At the<br />

Augsburg site, (bio-)gas engines <strong>and</strong>, in the<br />

future, hydrogen engines are developed <strong>and</strong><br />

tested, <strong>and</strong> gas engine-based systems are<br />

built <strong>and</strong> maintained, which are used, <strong>for</strong><br />

example, in combined heat <strong>and</strong> power<br />

plants to generate electricity <strong>and</strong> heat.<br />

LL<br />

www.mtu-solutions.com (222471054)<br />

valveworld: LNG als<br />

neuer H<strong>of</strong>fnungsträger<br />

(valeworld) LNG gibt bereits seit Jahren kräftig<br />

Gas und erfährt aktuell einen kräftigen<br />

Boom. Denn der Konflikt mit Russl<strong>and</strong> führt<br />

in den westlichen Industrieländern zu einer<br />

stärkeren Diversifizierung der Energie. Hierbei<br />

wird Flüssiggas als neuer H<strong>of</strong>fnungsträger<br />

eine Schlüsselrolle spielen – und Armaturen<br />

werden eine Hauptrolle übernehmen.<br />

Im Februar <strong>2022</strong> brach eine neue Zeitrechnung<br />

an. „Russl<strong>and</strong>s unprovozierter Angriff<br />

auf die Ukraine ist vor allem eine humanitäre<br />

Katastrophe, hat aber auch eine große<br />

Energieversorgungs- und Sicherheitskrise<br />

ausgelöst“, erklärt Keisuke Sadamori, Director<br />

<strong>for</strong> Energy Markets <strong>and</strong> Security der <strong>International</strong><br />

Energy Agency (IEA). Die Furcht<br />

vor einer Gasknappheit geht in den Industrieländern<br />

um, LNG soll sie lindern.<br />

Neue LNG-Rekorde<br />

sind absehbar<br />

Bereits im Januar <strong>2022</strong> haben die europäischen<br />

Importe von Flüssigerdgas laut ICIS<br />

LNG Edge, Global LNG Hub, mit mindestens<br />

8,1 Mio. Tonnen ein monatliches Rekordhoch<br />

erreicht. Insgesamt gibt es 37 LNG-Terminals<br />

in Europa, davon 26 in der EU. Europaweit<br />

gibt es damit eine Regasifizierungskapazität<br />

von rund 243,6 Mrd. Kubikmetern<br />

pro Jahr.<br />

Nach dem Beginn des Krieges in der Ukraine<br />

werden nun weitere, rund 20 LNG-Projekte<br />

angeschoben – neue Rekorde beim<br />

LNG-Import sind absehbar. Zwei Importterminals<br />

für flüssiges Erdgas sind etwa für<br />

Deutschl<strong>and</strong> angedacht. Sie könnten nach<br />

Angaben des Bundesministeriums für Wirtschaft<br />

und Klimaschutz bis zu 20 Prozent<br />

des jährlichen Gasverbrauchs in Deutschl<strong>and</strong><br />

decken. Die Terminals und entsprechende<br />

Produktionsstätten sollen zur Versorgungssicherheit<br />

beitragen – benötigen<br />

aber hohe Investitionssummen, die auch in<br />

entscheidende Komponenten wie zum Beispiel<br />

Armaturen und Antriebe fließen.<br />

Hohe An<strong>for</strong>derungen bei Armaturen<br />

In technischer Hinsicht er<strong>for</strong>dern Produktions-<br />

und Transportvorgänge in der Regel<br />

präzise Kontrollen von Druck und Temperatur,<br />

eine hohe Anlagenzuverlässigkeit und<br />

Systeme, die Prozessvariabilität und -verluste<br />

minimieren. „Emerson unterstützt<br />

LNG-Produzenten dabei, durch die Anwendung<br />

von Digitalisierung, <strong>for</strong>tschrittlichen<br />

Prozesssteuerungsstrategien und Anlagenleistungslösungen<br />

effizientere Abläufe zu<br />

ermöglichen“, erläutert das Unternehmen.<br />

Explosionsschutz und Zertifizierung<br />

Die Armaturen der müller co-ax ag werden<br />

beispielsweise im Schiffsantrieb und bei der<br />

Rückverflüssigung auf LNG-Tankern eingesetzt.<br />

Die Bedingungen beim LNG sind heraus<strong>for</strong>dernd.<br />

Denn das Erdgas wird bei einer<br />

Temperatur von ca. -162°C flüssig. Zudem<br />

werden hohe An<strong>for</strong>derungen an die Sicherheit<br />

gestellt – wenn das LNG verdampft,<br />

entsteht ein explosives Gas. „Unsere Ventile<br />

erfüllen die Richtlinien zum Explosionsschutz<br />

und sind ATEX-zertifiziert“, erklärt<br />

das Unternehmen.<br />

LNG würde auch als alternativer Kraftst<strong>of</strong>f<br />

für Schifffahrt, Lkw und Schiene besser verfügbar.<br />

Letztendlich ist dieser Weg „eine<br />

Übergangstechnologie, aber auch Wegbereiter<br />

zum Beispiel für die Anwendung von<br />

synthetischem LNG“, sagt Herose. Denn ein<br />

Terminal kann auch als Umschlagsplatz<br />

bzw. Lagerort für synthetisches Erdgas genutzt<br />

werden, wie etwa Power-to-Gas. „Über<br />

den Umweg Erdgas könnte die bestehende<br />

Infrastruktur erhebliche Mengen Windenergie<br />

speichern und verteilen. Ein fossiler<br />

Energieträger wird klimaneutral“, so das<br />

Unternehmen. Kohlenst<strong>of</strong>f im Methan würde<br />

bei der Synthese von Wasserst<strong>of</strong>f der Umgebung<br />

entnommen. „Es gelangt kein weiteres<br />

CO 2 aus den fossilen Speichern in die<br />

Atmosphäre. Erdgasleitungen und -speicher<br />

sind schon da, keine neuen Hochspannungsleitungen<br />

sind notwendig.“<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 19


Industry News<br />

Investitions<strong>of</strong>fensive rechnet sich<br />

Essentiell für LNG-Anlagen sind Sicherheitsventile,<br />

die beispielsweise LESER fertigt.<br />

Das Unternehmen betont die entscheidende<br />

Bedeutung dieser Ventile. Denn bei<br />

LNG wird Erdgas auf -162 Grad Celsius abgekühlt<br />

und verflüssigt. Durch Erwärmung<br />

entstehen aber Überdrücke, die eine Absicherung<br />

nötig machen. „Über die ganze Lieferkette<br />

bestehen unterschiedliche An<strong>for</strong>derungen<br />

an die Überdruckabsicherung, die<br />

durch geeignete Sicherheitsventilausführungen<br />

– zum Beispiel kompakte Gewindeventile<br />

oder aber technologisch heraus<strong>for</strong>dernde<br />

pilotgesteuerte Sicherheitsventile –<br />

abgedeckt werden müssen“, erläutert LE-<br />

SER. Notwendig sei es, auf die Bedarfe und<br />

An<strong>for</strong>derungen der einzelnen Prozessschritte<br />

der LNG-Branche einzugehen und gegebenenfalls<br />

Produkte weiterzuentwickeln.<br />

Sicherheits-, Regel- und Absperrventile<br />

der Armaturenbranche werden also dringend<br />

für den boomenden LNG benötigt. Der<br />

europäische Markt ist hier breit aufgestellt<br />

– fernab jeglicher Abhängigkeiten. Und er ist<br />

mit seinen Qualitätsprodukten bereit für die<br />

massive Investitions<strong>of</strong>fensive im Energiebereich<br />

und im Speziellen bei LNG-Anlagen.<br />

Eine Entwicklung, die sich für die Armaturenunternehmen<br />

rechnen wird.<br />

Vom 29. November bis 1. Dezember <strong>2022</strong><br />

präsentieren sich die Key-Player der Industriearmaturenbranche<br />

auf der VALVE WOR-<br />

LD EXPO mit begleitender Konferenz in<br />

Düsseldorf. Experten aus der ganzen Welt<br />

nutzen das Düsseldorfer Messegelände als<br />

internationalen Armaturengipfel, um hier<br />

ihre Innovationen zu präsentieren und aktuelle<br />

Forschungs- und Produktionsprozesse<br />

zu diskutieren.<br />

LL<br />

www.valveworldexpo.de (222471453)<br />

Voith und Digitalspezialist<br />

Ray Sono bringen digitales<br />

Serviceprodukt zum Anlagenmanagement<br />

in der Kleinwasserkraft<br />

auf den Markt<br />

• Cloudbasierte Lösung „Hydro Pocket“<br />

stellt Echtzeitdaten kleiner und mittelgroßer<br />

Wasserkraftwerke direkt auf mobilem<br />

Endgerät bereit<br />

• Investoren und Betreiber können Per<strong>for</strong>mance<br />

ihrer Anlagen durch intelligente<br />

Digitalisierungslösung steigern<br />

• Erster Kunde in Indonesien bereits überzeugt<br />

von der neuen Lösung<br />

(voith) Die Digitalisierung ist in keinem Bereich<br />

des täglichen Lebens mehr wegzudenken.<br />

Während <strong>and</strong>ere technische Anlagen<br />

bereits vom Smartphone aus steuerbar sind,<br />

war dies in der Wasserkraft bisher nicht<br />

möglich. Nun hat Voith, gemeinsam mit Digitalspezialist<br />

Ray Sono, dafür eine Lösung<br />

entwickelt. Durch Echtzeitdaten und intelligenten<br />

Analysen können mit dieser schnellere<br />

und bessere Entscheidungen getr<strong>of</strong>fen<br />

werden.<br />

Hydro Pocket ist eine smarte All-in-One-<br />

Lösung für kleine und mittelgroße Wasserkraftanlagen,<br />

die Betreibern mehr Effizienz,<br />

Flexibilität und Sicherheit verschafft. Mit<br />

der cloudbasierten Lösung können diese die<br />

Anlagendaten <strong>for</strong>tan „smart” managen.<br />

Durch den transparenten Blick auf die Assets<br />

und die Hilfe intelligenter Analyseverfahren,<br />

können Wartungs- und Reparaturplanung<br />

optimiert und Störungen oder ungeplante<br />

Ausfälle reduziert werden. Das<br />

Management der Anlage wird dadurch vereinfacht<br />

und der Kommunikationsaufw<strong>and</strong><br />

reduziert.<br />

„Die Anwendung lässt sich über ein übersichtlich<br />

gestaltetes Dashboard intuitiv und<br />

einfach bedienen und kann sowohl einzelne<br />

Maschineneinheiten, komplette Anlagen<br />

oder ganze Flotten abbilden. Diese sind<br />

dann auf Computer, Smartphone oder Tablet<br />

einsehbar“, erklärt Dr. Tobias Keitel,<br />

Voith Hydro’s Chief Operations Officer.<br />

Einzigartiger Entwicklungsprozess<br />

Aktuell lassen sich auf dem Wasserkraftmarkt<br />

drei Arten von Anbietern für digitale<br />

Lösungen unterscheiden. Die sogenannten<br />

OEM (Original Equipment Manufacturer)<br />

bieten passend zu ihrer Hardware ergänzende<br />

Produkte an, können zumeist jedoch keine<br />

passgenaue Lösung bieten. Drittanbieter<br />

liefern Retr<strong>of</strong>it-Lösungen, weisen jedoch<br />

keine Fachexpertise vor. Auf die dritte Variante<br />

der Eigenentwicklung können aufgrund<br />

hoher Aufwände und Investitionsvolumina<br />

wiederum <strong>of</strong>t nur sehr große Unternehmen<br />

setzen.<br />

„Bei Hydro Pocket wurden während des<br />

Entwicklungsprozesses all diese Perspektiven<br />

berücksichtigt. Während Voith rund 150<br />

Jahre Erfahrung im Bereich der Wasserkaft<br />

vorweist, konnten wir von Ray Sono unsere<br />

Expertise in der Konzeption und Umsetzung<br />

digitaler Anwendungen einbringen“, beschreibt<br />

Ray Sono Vorst<strong>and</strong>smitglied Sebastian<br />

Krüger den Prozess.<br />

Darüberhinaus wurde direkt am Indonesischen<br />

Pilotprojekt Sion gearbeitet. Die wertvollen<br />

Erkenntnisse daraus trugen maßgeblich<br />

zur Erweiterung und Ausgestaltung der<br />

Funktionen und Features bei. „Auf dem Weg<br />

zur Marktreife wurde auf diese Weise, neben<br />

dem Fokus auf User Experience, User<br />

Interface und technische Stabilität der Anwendung,<br />

auch das Feedback erster Kunden<br />

berücksichtigt“, führt Krüger <strong>for</strong>t.<br />

Einfache Installation<br />

Hydro Pocket lässt sich auf individuelle<br />

Bedürfnisse und Benutzergruppen anpassen,<br />

ist gleichzeitig jedoch schnell zu installieren<br />

und einfach zu konfigurieren. Der<br />

Anwender erhält dazu ein Starterkit und<br />

bringt die darin enthaltene Hardware am<br />

Kraftwerk an. Voith übernimmt anschließend<br />

die Konfiguration des Systems. Der<br />

gesamte Prozess nimmt weniger als vier Wochen<br />

Zeit in Anspruch.<br />

Drei Säulen<br />

Die drei Säulen, die das Produkt umfasst,<br />

sind Überwachung, Analyse und Management<br />

der Anlage. Auf diese Weise bietet es<br />

Betreibern diverse Vorteile: Von der Notwendigkeit,<br />

die Effizienz und Flexibilität zu<br />

steigern, über die optimierte Nutzung der<br />

Arbeitskräfte und den Wissenstransfer bis<br />

hin zur Sicherheit und Modernisierung der<br />

in die Jahre gekommenen Infrastruktur. Hydro<br />

Pocket ist eine gesamtheitliche und zeitgemäße<br />

Lösung, die einen optimalen Betrieb<br />

eines kleinen oder mittelgroßen Wasserkraftwerks<br />

garantiert.<br />

„Neben der 12-MW-Anlage Sion in Indonesien,<br />

die Hydro Pocket bereits seit März<br />

<strong>2022</strong> einsetzt, erproben bereits weitere<br />

sechs Anlagen in Europa und Südostasien<br />

die Lösung,“ so Keitel.<br />

Über Ray Sono<br />

Ray Sono, gegründet 1992, gestaltet die<br />

digitale Welt von Unternehmen und Organisationen<br />

unterschiedlichster Größen und<br />

Branchen. Lokal, national und global. Im<br />

Zusammenspiel von Strategie, Konzept, Design<br />

und Technologie setzt der Digitalexperte<br />

ambitionierte Ideen in greifbare digitale<br />

Inhalte, Produkte und Services um. Diese<br />

entwickelt Ray Sono im digitalen Ökosystem<br />

seiner Kunden laufend weiter und sichert<br />

einen reibungslosen Betrieb. Ray Sono<br />

zählt führende Marken wie Audi, Austrian<br />

Airlines, Bayern Tourismus, BMW, BSH<br />

Hausgeräte, BVG, Deutsche Bahn, E.ON,<br />

MAN, McDonald’s, Paul Hartmann, Telefónica,<br />

Voith, WMF, Zeppelin u.v.m. zu<br />

seinen Kunden.<br />

L L www.voith.com (222471104)<br />

20 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Industry News<br />

Products <strong>and</strong><br />

Services<br />

Sicherer Rohrverschluss im<br />

KKW Gundremmingen<br />

Der Rückbau der deutschen Kernkraftwerke<br />

bleibt ein Jahrhundertprojekt, auch wenn<br />

jetzt aufgrund der aktuellen Lage der Energiebranche<br />

über eine möglichen Laufzeitverlängerung<br />

der 3 noch bis zum Jahresende<br />

laufenden KKW nachgedacht wird.<br />

Ein Großteil der nötigen Arbeiten entspricht<br />

weitgehend dem Rückbau von herkömmlichen<br />

Industrieanlagen, mit viel Bauschutt<br />

und Metallen als Endprodukt. Interessanter<br />

wird es aber beim Rückbau des sogenannten<br />

Kontrollbereiches in einem KKW,<br />

wo aufgrund der Strahlenbelastung besondere<br />

Sicherheitsvorkehrungen gelten. Alle<br />

dort im Rückbau tätigen Personen müssen<br />

sicherheitsüberprüft sein und einen gültigen<br />

Strahlenpass haben, der nachweist, dass<br />

ihre zulässige Jahresstrahlendosis nicht<br />

überschritten wird.<br />

Als KTA zertifiziertes Unternehmen verfügt<br />

Bardenhagen Horneburg über Techniker,<br />

die diese Voraussetzungen erfüllen, und<br />

gelegentlich ergeben sich im Rückbau kleine,<br />

aber schwierige Spezialprojekte, die von<br />

Bardenhagen übernommen werden.<br />

So haben Bardenhagen-Techniker schon<br />

mehrfach bei Rohren, in denen kontaminierte<br />

Medien waren, durch Rohrfrosten<br />

den Austritt dieser Medien verhindert, so<br />

dass die Rohre sicher abgetrennt und dann<br />

entsorgt bzw. dekontaminiert werden konnten<br />

(siehe hierzu Rohrfrosten im Rückbau<br />

des KKW Brunsbüttel). Allerdings waren<br />

diese Rohre vollständig gefüllt, denn ansonsten<br />

ist ein Frosten mit Flüssigstickst<strong>of</strong>f<br />

nicht möglich.<br />

Beim laufenden Rückbau des KKW Gundremmingen<br />

in Bayern ging es um das zuverlässige<br />

Abdichten der senkrechten Gehäuserohre<br />

der Lanzen der Kerninneninstrumentierung,<br />

die in die Bodenkalotte des Reaktordruckbehälters<br />

eingeschweißt sind und<br />

damit zum Herzstück des KKW gehören. Die<br />

Gehäuserohre enden im Steuerstabsantriebsraum<br />

und sollen im Rahmen des Rückbaus<br />

vorbereitend ca. 1,5 m unterhalb der<br />

Bodenkalotte abgedichtet und anschließend<br />

abgetrennt werden. Hier schied der Rohrverschluss<br />

durch Rohrfrosten aus, da die<br />

Gehäuserohre an der vorgesehenen Trennstelle<br />

von außen nicht erreichbar sind. Eine<br />

weitere Heraus<strong>for</strong>derung best<strong>and</strong> darin,<br />

dass ein unkontrolliertes Austreten des kontaminierten<br />

Wassers aus dem Reaktor von<br />

bis zu 25 Liter pro Minute während des Abdichtprozesses<br />

verhindert werden musste.<br />

Bei einem Innendurchmesser von max. 40<br />

mm der Lanzenrohre boten sich zum sicheren<br />

Verschluss die bewährten Pop-A-Plug<br />

Rohrstopfen der EST Group an, die in<br />

Deutschl<strong>and</strong> exklusiv von Bardenhagen vertrieben<br />

werden, zumal die Vorgabe des Betreibers,<br />

den Rohrverschluss möglichst weit<br />

oben durchzuführen, durch Zugstangen und<br />

Verlängerungen bis zu 8 Meter ins Rohr hinein<br />

umsetzbar war. Die Lanzenrohre sind<br />

aus 1.4550 rost- und säurebeständigem<br />

Stahl gefertigt – ein St<strong>and</strong>ardmaterial der<br />

Pop-A-Plugs, so dass ein sicherer Verschluss<br />

z.B. auch bei Temperaturschwankungen gewährleistet<br />

werden kann. Das Setzen der<br />

Pop-A-Plugs erfolgte dabei „über Kopf“, d.h.<br />

Setzwerkzeug und -gestänge werden von<br />

unten nach oben in das Lanzenabschlussrohr<br />

eingeführt und der Stopfen ca. 5 m<br />

„tief“ im Rohr gesetzt.<br />

Pop-A-Plug Rohrstopfen ist fertig vormontiert<br />

am Setzgestänge (222470956)<br />

Die Aufgabenstellung wurde zusätzlich<br />

dadurch erschwert, dass auch während des<br />

Setzvorgangs vor Ort kontaminiertes Medium<br />

aus dem Lanzenrohr austreten kann<br />

und damit die Gefahr einer unkontrollierten<br />

Kontamination des Arbeitsbereiches<br />

best<strong>and</strong>en hätte.<br />

Die Lösung, die Bardenhagen Spezialisten<br />

aus dem Bereich Wärmetauscherservice<br />

vorschlugen, best<strong>and</strong> aus einer zusätzlichen<br />

Abdichtung, die einen Austritt des Mediums<br />

während des Setzvorganges weitestgehend<br />

verhinderte, nämlich einer zusätzlichen auf<br />

dem Stopfen montierten Kolbendichtung,<br />

die das Medium „vor dem Stopfen her“ nach<br />

oben schiebt.<br />

Die Montage der Pop-A-Plug Rohrstopfen<br />

wurde aufgrund der hohen Strahlenbelastung<br />

von erfahrenen und speziell qualifizierten<br />

Technikern der Framatome GmbH<br />

durchgeführt, nach einer eingehenden Unterweisung<br />

vor Ort in Gundremmingen<br />

durch den Projektleiter von Bardenhagen.<br />

Das ganze Projekt wurde überwacht von<br />

Gutachtern des TÜV Süd sowie dem betriebszuständigen<br />

Personal des KKW Gundremmingen,<br />

so dass die Pop-A-Plugs jetzt auch<br />

im Rahmen des Rückbau in <strong>and</strong>eren Kernkraftwerken<br />

von RWE eingesetzt werden<br />

können.<br />

LL<br />

www.bardenhagen.de (222470956)<br />

ProPack: Eine Hybridpackung<br />

als Problemlöser bei<br />

der Armaturen-Abdichtung<br />

Armaturen Packungen werden derzeit<br />

überwiegend aus PTFE oder exp<strong>and</strong>iertem<br />

Grafit eingesetzt.<br />

PTFE Packungen werden entweder aus geschältem<br />

sPTFE-, das zur Vergrößerung der<br />

Oberfläche gekämmt wird, oder aus ePTFE<br />

Garnen geflochten. Der Werkst<strong>of</strong>f zeichnet<br />

sich allgemein durch hohe Dichtleistung,<br />

außergewöhnliche chemische Beständigkeit<br />

und geringe Reibwerte aus.<br />

Bekannt sind aber auch die Nachteile. Geringe<br />

Rückfederrate und starke Neigung zur<br />

Spaltextrusion. Ebenso negativ ist ein mehrfacher<br />

thermischer Expansionswert in Relation<br />

zum Gehäuse-, Spindel- und Bolzenwerkst<strong>of</strong>f<br />

der Armatur. Beim Temperaturwechsel<br />

in der Stopfbuchse, verändert sich<br />

dadurch die aufgebrachte Kompression der<br />

Packung durch die Stopfbuchsbrille sowohl<br />

in eine Überlast bei Erwärmung, was zu Extrusion<br />

führen kann, ebenso zu einem Nachlassen<br />

der Kompression beim Abkühlen, was<br />

zu Leckage führen kann. Wobei erstere Erscheinung<br />

irreversibel ist, denn die Packung<br />

wird, wenn sie einmal extrudiert ist, nicht<br />

mehr in das Stopfbuchsgehäuse zurückkehren.<br />

Bei Kälteanwendungen wird vermehrt<br />

Leckage auftreten. Wenn die Packung bei<br />

Aufwärmen sich wieder ausdehnt, kann sie<br />

bei Raumtemperatur wieder dicht sein.<br />

Ebenso häufig wird zur Abdichtung von<br />

Armaturen exp<strong>and</strong>ierter Grafit verwendet.<br />

In einem Kal<strong>and</strong>erverfahren wird dazu eine<br />

Graphitfolie aus Graphitflocken erzeugt.<br />

Diese werden dann in Streifen mit einer bestimmten<br />

Länge zugeschnitten, axial aufgewickelt<br />

und in einer Press<strong>for</strong>m zu Ringen<br />

verdichtet. Die Liefer<strong>for</strong>m ist überwiegend<br />

ein endloser Ring, der über die Spindel<br />

montiert wird.<br />

Nachdem meist keinerlei Verstärkungen<br />

im Querschnitt eingebaut sind, ist der Ring<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 21


News from Science & Research<br />

ProPack: Eine Hybridpackung als Problemlöser bei der Armaturen Abdichtung<br />

Diagramm thermische Ausdehnkoeffizienten<br />

Um das Ziel der Klimaneutralität in Europa<br />

bis 2050 zu erreichen, ist ein erheblicher<br />

Ausbau der variablen erneuerbaren Stromerzeugung<br />

er<strong>for</strong>derlich. Daher stehen die<br />

europäischen Strom- und Energiesysteme<br />

vor mehreren grenz- und sektorenübergreifenden<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen, insbesondere<br />

um diesen Übergang effektiv und effizient<br />

zu ermöglichen. HydroConnect analysiert<br />

dazu die Auswirkungen der Nutzung norwegischer<br />

Wasserkraft und wie diese zum Ausgleich<br />

variabler erneuerbarer Energiequellen<br />

eingesetzt werden kann.<br />

gegen Extrusion und Ausblasen weitestgehend<br />

ungeschützt und <strong>for</strong>dert minimale<br />

Spaltweiten und präzise Oberflächen der<br />

Stopfbuchse. Die Dichtigkeit ist gering, wie<br />

man auch aus dem Querschnittsbild ersehen<br />

kann. Die Demontage des weichen Materials<br />

ist aufwändig, weil der Ring wie bereits erwähnt<br />

unverstärkt hergestellt wird.<br />

Exp<strong>and</strong>ierter Grafit wird auch als Flechtgarn<br />

zu Packung verarbeitet. Es hat Verstärkungsfäden<br />

aus Baumwolle, Glas, Kohlefasern<br />

oder dünnen Inconeldrähten. Die Packung<br />

wird in üblichen Querschnitten als<br />

Spulenware, aber auch vorgepresst als einbaufertiger<br />

Packungsring, mit Schrägschnitt<br />

zur leichteren Montage, hergestellt.<br />

Exp<strong>and</strong>ierter Grafit hat einen thermischen<br />

Ausdehnkoeffizient nahe dem der Werkst<strong>of</strong>fe<br />

von Stopfbuchsgehäusen. Das Material ist<br />

fast ähnlich chemisch beständig wie PTFE.<br />

Hervorragend ist die Elastizität und Rückstellfähigkeit<br />

dieses Werkst<strong>of</strong>fes.<br />

Die Extrusionsfestigkeit der geflochtenen<br />

eGrafit Packung hängt vom Verstärkungsmaterial<br />

ab. Baumwolle dient als Beispiel in<br />

erster Linie dazu das Garn auf Flechtmaschinen<br />

verarbeitbar zu machen und geht bei<br />

thermischer oder chemischer Belastung mit<br />

einem beträchtlichen Volumenverlust verloren.<br />

Als wirklicher Extrusionsschutz ist am<br />

besten eine feine Inconeldrahtmatrix geeignet,<br />

die das exp<strong>and</strong>ierte Grafitgarn engmaschig<br />

umschließt und sich im weichen Grafit<br />

einbettet.<br />

Der Packungstyp A37 vereint die Vorteile<br />

beider Materialien. Die Basis für das Flechtgarn<br />

bildet ein dünner, rundlich ge<strong>for</strong>mter,<br />

exp<strong>and</strong>ierter Graphitstrang, extrusionsgeschützt<br />

durch eine Inconelmatrix. Eine<br />

PTFE Imprägnierung und zusätzliche Ummantelung<br />

erhöht die Dichtigkeit und senkt<br />

den Reibwert.<br />

verhindert den unerwünschten SlipStick<br />

Effekt und erhöht die Dichtigkeit. Ein hoher<br />

Grafitanteil trägt zu einem neutralen thermischen<br />

Verhalten bei. Ebenso bleibt Grafit<br />

flexibel und verhärtet nicht. Dadurch bleibt<br />

die Packung über ihre Einsatzdauer mit geringer<br />

Brillenkraft nachstellbar.<br />

LL<br />

www.propack.ag (222471001)<br />

News from<br />

Science &<br />

Research<br />

Norwegische Wasserkraft im<br />

treibhausgasneutralen Europa:<br />

Das Projekt HydroConnect<br />

(iee-fhg) Wasserkraft ist ein wesentlicher<br />

Best<strong>and</strong>teil des norwegischen Energiesystems.<br />

Im Rahmen des HydroConnect-Projekts<br />

wird untersucht, ob und wie die norwegische<br />

Wasserkraft einen Beitrag zum<br />

Klimaschutz in Europa leisten kann. Hydro-<br />

Connect ist ein Verbundprojekt vom Fraunh<strong>of</strong>er-Institut<br />

für Energiewirtschaft und<br />

Energiesystemtechnik IEE, der norwegischen<br />

Forschungsorganisation SINTEF<br />

Energy Research, der Norwegian University<br />

<strong>of</strong> Science <strong>and</strong> Technology (NTNU) und<br />

der University <strong>of</strong> Trento. HydroConnect<br />

wird vom Norwegian Research Council<br />

mitfinanziert.<br />

Die Rolle norwegischer Wasserkraft<br />

für den Klimaschutz<br />

Die norwegischen Wasserkraftsysteme<br />

verfügen über eine große Speicherkapazität<br />

in bestehenden Wasserreservoiren. Basierend<br />

auf den Ergebnissen des Projekts HydroBalance<br />

und den Szenarien zum Energiesystem<br />

aus dem Projekt openENTRANCE<br />

bewertet HydroConnect die Auswirkungen<br />

der norwegischen Wasserkraftsysteme auf<br />

die Bereitstellung von Flexibilität für das<br />

europäische Stromsystem. Ein besonderer<br />

Fokus liegt hierbei auf den Treibhausgasemissionen<br />

in Europa, den Strompreisen in<br />

Norwegen und Europa sowie den Umweltauswirkungen<br />

auf norwegische Stauseen<br />

und Flüsse. Anh<strong>and</strong> verschiedener Szenarien<br />

für die Entwicklung des Stromnetzes und<br />

insbesondere der Interkonnektoren wird so<br />

untersucht, ob norwegische Wasserkraft einen<br />

wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz<br />

in Europa leisten kann.<br />

Das Fraunh<strong>of</strong>er IEE setzt hierfür Modellierungs-<br />

und Optimierungswerkzeuge für die<br />

mittel- bis langfristigen Szenarioentwicklungen<br />

ein. „Konkret haben wir unser Energiesystemmodell<br />

SCOPE Scenario Development<br />

(SCOPE SD) genutzt, um relevante<br />

europäische Energieszenarien für die norwegische<br />

Wasserkraft zu entwickeln. Hierbei<br />

verwenden wir unter <strong>and</strong>erem ein detailliertes<br />

Wasserkraftmodell und untersuchen verschiedene<br />

Szenariovarianten, um die Rolle<br />

der Wasserkraft in zukünftigen europäischen<br />

Energieszenarien zu analysieren und die<br />

prägenden Unsicherheiten der Zukunft widerzuspiegeln“,<br />

so Dr. Philipp Härtel, Leiter<br />

des Projektes am Fraunh<strong>of</strong>er IEE.<br />

Insgesamt hat das Projektteam 15 verschiedene<br />

Szenarien analysiert. In einem<br />

Die Verbindung beider Werkst<strong>of</strong>fe ergibt<br />

eine Packung, die hervorragend in cryogenen-<br />

wie auch Temperaturen am Limit von<br />

PTFE abdichtet. Emissionstests nach VDI<br />

2440 und unter Temperaturwechsel nach<br />

EN15848 haben dies bestätigt. Der PTFE<br />

Anteil reduziert den Reibwert von Grafit,<br />

Überblick über den Aufbau der Szenariovarianten im HydroConnect-Projekt. (222471031)<br />

22 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


mittelfristigen Szenario, das für 2030 entwickelt<br />

wurde, werden die Treibhausgasemissionen<br />

im Vergleich zu 1990 um 55 Prozent<br />

reduziert. In den langfristigen Szenarien für<br />

2050 wird Europa als treibhausgasneutrales<br />

System modelliert, sodass weniger Treibhausgase<br />

produziert als vom System absorbiert<br />

werden.<br />

Die Abbildung von Multireservoir-Wasserkraftsystemen<br />

in Europa basiert auf der internen<br />

Datenbank des Fraunh<strong>of</strong>er IEE. Diese<br />

umfasst die Wasserkraftwerks- und Reservoirparameter<br />

von über 850 Wasserkraftsystemen<br />

in Europa. Neben anlagen- und speicherspezifischen<br />

Daten enthält die Datenbank<br />

auch komplexe hydraulische Verbindungen<br />

und Kopplungen individueller Becken<br />

sowie In<strong>for</strong>mationen über die grenzüberschreitende<br />

Marktteilnahme. Die Parameter<br />

der Wasserkraftsysteme in Norwegen<br />

wurden in enger Abstimmung mit SIN-<br />

TEF und auf Basis der vorh<strong>and</strong>enen detaillierten<br />

Modelle aktualisiert.<br />

Ergebnisse bieten Raum für weiterführende<br />

Forschung<br />

Eine der nächsten unmittelbaren Schritte<br />

ist der Transfer der Ergebnisdaten aus dem<br />

Energiesystemmodell SCOPE SD zu den<br />

nachgelagerten Modellen bei SINTEF und<br />

NTNU über die openENTRANCE-Nomenklatur.<br />

Insbesondere werden die Ergebnisdaten<br />

von SCOPE SD genutzt, um den Einsatz der<br />

norwegischen Wasserkraft mit dem Modell<br />

FanSI noch detaillierter zu analysieren.<br />

Mit dem etablierten Modellaufbau und der<br />

geschaffenen Modell-Verknüpfung ist es<br />

möglich, neue Sensitivitäten auf Basis der<br />

betrachteten Referenzfälle zu untersuchen.<br />

In Anbetracht der aktuellen politischen Debatte<br />

könnten zusätzliche Sensitivitäten in<br />

Bezug auf Offshore-Energie-Inseln oder<br />

künftige Wasserst<strong>of</strong>f- und E-Fuel-Importpreisunsicherheiten<br />

neue Erkenntnisse liefern.<br />

LL<br />

www.<strong>for</strong>skningsradet.no/en/<br />

www.iee.fraunh<strong>of</strong>er.de/de/projekte/suche/<strong>2022</strong>/hydroconnect.html<br />

blog.sintef.com/sintef<strong>energy</strong>/hydropower/hydroconnect-the-role-<strong>of</strong>-norwegian-hydropower-in-net-neutral-europe/<br />

www.iee.fraunh<strong>of</strong>er.de/ (222471031)<br />

GeoLaB: Zukunft<br />

mit Geothermie<br />

(kit-gfz) Lokal, emissionsfrei und grundlastfähig:<br />

Die Geothermie gilt als ein essenzieller<br />

Baustein der Energiewende. Mit GeoLaB,<br />

einer neuen und einzigartigen Forschungsinfrastruktur<br />

direkt im Untergrund wollen<br />

das Karlsruher Institut für Technologie<br />

(KIT), das Deutsche GeoForschungsZentrum<br />

GFZ und das Helmholtz-Zentrum für<br />

Umwelt<strong>for</strong>schung UFZ nun die Forschung<br />

beschleunigen und die Technologie für einen<br />

breiten Einsatz vorbereiten. Das Projekt<br />

soll entweder im Schwarzwald oder Odenwald<br />

realisiert werden, die Helmholtz-Gemeinschaft<br />

fördert mit 35 Millionen Euro.<br />

Um Klimaneutralität zu erreichen und<br />

gleichzeitig unabhängiger von Energieimporten<br />

zu werden, eignet sich in den meisten<br />

Regionen Deutschl<strong>and</strong>s der Einsatz von<br />

Tiefengeothermie. Wärme aus dem Untergrund<br />

steht unabhängig von Jahres- und<br />

Tageszeiten zur Verfügung, was die Geothermie<br />

grundlastfähig macht. Zudem ist sie<br />

erneuerbar, denn aufgrund der Temperaturverhältnisse<br />

und der Transportprozesse<br />

fließt Wärme in das Reservoir nach.<br />

„Die Geothermie hat ein riesiges Potenzial.<br />

Alleine in Deutschl<strong>and</strong> könnten wir damit<br />

ein Drittel des Gasbedarfs für unsere Wärme<br />

ersetzen – und angesichts der Klimakatastrophe<br />

und der geopolitischen Weltlage können<br />

wir darauf nicht mehr verzichten“, sagt<br />

Pr<strong>of</strong>essor Holger Hanselka, Präsident des<br />

KIT und Vizepräsident für den Forschungsbereich<br />

Energie der Helmholtz-Gemeinschaft.<br />

„Damit wir die dafür notwendigen<br />

Technologien aber auch sicher nutzen können<br />

und die Umweltauswirkungen minimal<br />

bleiben, werden wir die Geothermie nun<br />

mithilfe von GeoLaB entsprechend weiterentwickeln.“<br />

Experimente direkt im Untergrund<br />

Mit der neuartigen Groß<strong>for</strong>schungsinfrastruktur,<br />

dem Geothermal Laboratory in the<br />

Crystalline Basement, kurz GeoLaB, sollen<br />

grundlegende Fragen der Reservoirtechnologie<br />

und Bohrlochsicherheit von Geothermieanlagen<br />

direkt im Untergrund er<strong>for</strong>scht<br />

werden. Dazu fahren die Projektpartner der<br />

Helmholtz-Gemeinschaft gemeinsam mit<br />

externen Partnern unter Führung des KIT<br />

ein neues Bergwerk im Schwarzwald oder<br />

Odenwald auf. Nach dem Ausbau wird ein<br />

etwa ein Kilometer langer Stollen zu Kavernen<br />

führen. Vor dort aus werden in diesem<br />

weltersten Untertage-Forschungslabor für<br />

Tiefengeothermie kontrollierte Hochfluss-Experimente,<br />

also Strömungsversuche<br />

im Gestein mit für die Geothermie relevanten<br />

Fließraten, unter einer möglichst dicken<br />

Gesteinsschicht von circa 400 Metern<br />

durchgeführt.<br />

News from Science & Research<br />

MEORGA<br />

MSR-Spezialmessen<br />

Prozess- u. Fabrikautomation<br />

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Prozess- und Fabrikautomation<br />

Messtechnik<br />

Steuerungstechnik<br />

Regeltechnik<br />

Automatisierungstechnik<br />

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Der Eintritt zur Messe<br />

und die Teilnahme an den<br />

Fachvorträgen ist für die<br />

Besucher kostenlos.<br />

Wirtschaftsregion Rhein-Ruhr<br />

Bochum<br />

26.10.<strong>2022</strong><br />

8.00 bis 16.00 Uhr<br />

RuhrCongress Bochum<br />

Stadionring 20<br />

44791 Bochum<br />

BESUCHER-<br />

REGISTRIERUNG<br />

er<strong>for</strong>derlich für Einlass-Code<br />

Meorga<br />

Messen<br />

2023:<br />

Leverkusen<br />

Hamburg<br />

Ludwigshafen<br />

L<strong>and</strong>shut<br />

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26.04.2023<br />

21.06.2023<br />

13.09.2023<br />

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Telefon <strong>vgbe</strong> 06838 <strong>energy</strong> 8960035 <strong>journal</strong> - info@meorga.de<br />

8 · <strong>2022</strong> | 23


News from Science & Research<br />

Als gemeinsame Forschungsinfrastruktur<br />

der Forschungsbereiche Energie sowie Erde<br />

und Umwelt investiert die Helmholtz-Gemeinschaft<br />

35 Millionen Euro in GeoLaB als<br />

strategische Ausbauinvestition. Zur Errichtung<br />

von GeoLaB geht das KIT (als koordinierendes<br />

Helmholtz-Zentrum und stellvertretend<br />

für die Partner GFZ und UFZ) mit<br />

der Bundesgesellschaft für Endlagerung<br />

GmbH (BGE) eine Kooperation ein.<br />

Mit der Beteiligung der BGE sollen Synergien<br />

zwischen den beiden großen gesellschaftlichen<br />

Aufgaben, Energiewende und<br />

nukleare Endlagerung, genutzt werden. Die<br />

bergbaulichen Kompetenzen zur Errichtung<br />

des GeoLaB sollen auch der BGE zugänglich<br />

gemacht werden. Es wird am St<strong>and</strong>ort aber<br />

kein Endlager errichtet, dafür wäre eine unruhige<br />

Geologie wie im oder am Oberrheingraben<br />

auch nicht geeignet. Die BGE möchte<br />

vielmehr grundsätzliche Erfahrungen und<br />

Kompetenzen beim Auffahren eines Bergwerkes<br />

im kristallinen Gestein aufbauen.<br />

Grundlagen<strong>for</strong>schung und<br />

ein rascher Wissenstransfer<br />

„Mit dem Untertage-Labor betreten wir<br />

wissenschaftliches Neul<strong>and</strong> und bringen die<br />

Geothermie<strong>for</strong>schung weltweit einen entscheidenden<br />

Schritt weiter“, sagt Pr<strong>of</strong>essor<br />

Oliver Kraft, Vizepräsident für Forschung<br />

des KIT. „Durch modernste Methoden sind<br />

wir in der Lage, thermische, hydraulische,<br />

chemische und mechanische Parameter zu<br />

erfassen. Auf diese Weise erlangen wir ein<br />

grundlegendes Verständnis der geothermischen<br />

Transportprozesse und werden auch<br />

einen wesentlichen Beitrag zur Sicherheits<strong>for</strong>schung<br />

für die Geothermie leisten.“<br />

Mit Hinblick auf einen raschen Transfer<br />

der Forschungsergebnisse in die praktische<br />

Anwendung fügt die wissenschaftliche Vorständin<br />

des Deutschen GeoForschungsZentrum<br />

GFZ, Pr<strong>of</strong>essorin Susanne Buiter, hinzu:<br />

„Die Hitze aus der Tiefe ist ein Bodenschatz,<br />

den wir noch nicht ausreichend er<strong>for</strong>scht,<br />

geschweige denn in eine Nutzung<br />

gebracht haben. Wir brauchen hierfür aber<br />

nicht nur die Daten, sondern auch rasche<br />

Genehmigungsverfahren und einen <strong>of</strong>fenen<br />

Dialog mit Bürgerinnen und Bürgern. Auch<br />

hier wird die Forschung in GeoLaB wichtige<br />

Beiträge leisten und ein wissensbasiertes<br />

Vorgehen ermöglichen. So könnten unterschiedliche<br />

Formen der Geothermie bald in<br />

vielen städtischen Räumen einen großen<br />

Beitrag zur Wärmewende leisten.“<br />

Forschung hilft Risiken zu minimieren<br />

Dass die Geothermie in Deutschl<strong>and</strong> bislang<br />

nur punktuell zum Einsatz kommt, liegt<br />

unter <strong>and</strong>erem an der Sorge von Bürgerinnen<br />

und Bürgern vor künstlich verursachten<br />

Erdbeben. „Diese treten vor allem bei einer<br />

unsachgemäßen Injektion von Fluiden in<br />

ein Reservoir auf“, sagt Pr<strong>of</strong>essor Thomas<br />

Kohl vom Institut für Angew<strong>and</strong>te Geowissenschaften<br />

(AGW) des KIT und wissenschaftlicher<br />

Koordinator des Projekts.<br />

Grundsätzlich sei die Anwendung von solchen<br />

Enhanced Geothermal Systems (EGS)<br />

aber notwendig, um das große Potenzial der<br />

Geothermie st<strong>and</strong>ortunabhängig auch in<br />

Regionen mit kristallinem Grundgebirge<br />

wirtschaftlich nutzbar zu machen. Diese Gesteinsschichten<br />

besitzen das größte Potenzial<br />

für die Geothermie und sind für die zukünftige<br />

Energiesicherheit elementar.<br />

Meistens könne die notwendigen Fließraten<br />

dort aber nur durch entsprechende Ertüchtigungsmaßnahmen<br />

erreicht werden,<br />

erläutert der Experte. „Eine entscheidende<br />

Aufgabe der Forschung mit dem GeoLaB<br />

wird es deshalb sein, das Verständnis induzierter<br />

Seismizität zu verbessern und Maßnahmen<br />

zur Verhinderung experimentell zu<br />

demonstrieren“, so Kohl. Er erwarte, dass<br />

die Experimente im GeoLaB das Wissen<br />

über die komplexen Prozesse im Kristallingestein<br />

unter erhöhten Fließraten wesentlich<br />

erweitern. Die Erkenntnisse wären dann<br />

auch auf <strong>and</strong>ere kristalline Reservoire weltweilt<br />

übertragbar.<br />

Anwendungsnahe Forschung<br />

mit modernen Methoden<br />

GeoLaB werde auch deshalb gezielt im<br />

kristallinen Untergrund errichtet, so Pr<strong>of</strong>essor<br />

Ingo Sass, Leiter der Sektion Geoenergie<br />

am GFZ und Pr<strong>of</strong>essor für Angew<strong>and</strong>te Geothermie<br />

an der TU Darmstadt:, „Weil wir<br />

wissen, dass die überwiegende Anzahl der<br />

deutschen Großstädte diesen Gesteinstyp in<br />

mit Bohrungen erreichbarer Tiefe haben.<br />

Die Transferwirkung von GeoLaB kann daher<br />

von enormer Bedeutung für die Wärmewende<br />

in den Ballungsräumen sein.“<br />

„Mit GeoLaB wollen wir auch neue Maßstäbe<br />

für die Digitalisierung von Untertagelaboren<br />

setzen“, sagt Pr<strong>of</strong>essor Olaf Kolditz<br />

vom Helmholtz-Zentrum für Umwelt<strong>for</strong>schung<br />

– UFZ. „Mit einem digitalen Zwilling<br />

(Virtual GeoLaB) wird es eine moderne Datenhaltung<br />

kombiniert mit integrierten Prozessmodellen<br />

geben, um Experimente besser<br />

planen, auswerten und in die Zukunft<br />

schauen zu können. Dabei kommen auch<br />

Methoden der virtuellen Realitäten zum<br />

Einsatz, die sich schon in <strong>and</strong>eren Untertagelaboren<br />

bewährt haben – auch damit die<br />

komplexen Vorgänge untertage sichtbar und<br />

verständlich werden.“<br />

GeoLaB als Investition in die Zukunft<br />

„Der Einsatz und die Entwicklung modernster<br />

Beobachtungs- und Auswertemethoden<br />

mit dem GeoLaB wird die sichere<br />

und ökologisch nachhaltige Nutzung der<br />

Geothermie und des unterirdischen Raumes<br />

für <strong>Generation</strong>en prägen“, sagt die technische<br />

Koordinatorin von GeoLaB, Pr<strong>of</strong>essorin<br />

Eva Schill, die das Geoenergie-Cluster am<br />

Institut für Nukleare Entsorgung (INE) des<br />

KIT leitet und sich auch mit der TU<br />

Darmstadt in GeoLaB engagiert. „Als interdisziplinäre<br />

und internationale Forschungsplatt<strong>for</strong>m<br />

wird GeoLaB in Kooperation mit<br />

unseren Forschungspartnern, der Industrie<br />

und den Fachbehörden Synergien erzeugen<br />

und Maßstäbe in der Forschung setzen.“<br />

Mit GeoLaB wird außerdem die Ausbildung<br />

einer neuen <strong>Generation</strong> von Forschenden<br />

sowie Technikerinnen und Technikern<br />

sichergestellt, w<strong>of</strong>ür bereits unterschiedliche<br />

Maßnahmen in Planung sind. Außerdem<br />

werden umfangreiche Partizipationsmöglichkeiten<br />

für Bürgerinnen und Bürger<br />

geschaffen. Diese können beispielsweise<br />

gemeinsam mit den Bürgerinnen und Bürgern<br />

sowie Interessengruppen der Region in<br />

einem Co-Design Prozess erarbeitet und umgesetzt<br />

werden.<br />

Als „Die Forschungsuniversität in der<br />

Helmholtz-Gemeinschaft“ schafft und vermittelt<br />

das KIT Wissen für Gesellschaft und<br />

Umwelt. Ziel ist es, zu den globalen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

maßgebliche Beiträge in den<br />

Feldern Energie, Mobilität und In<strong>for</strong>mation<br />

zu leisten. Dazu arbeiten rund 9 800 Mitarbeiterinnen<br />

und Mitarbeiter auf einer breiten<br />

disziplinären Basis in Natur-, Ingenieur-,<br />

Wirtschafts- sowie Geistes- und Sozialwissenschaften<br />

zusammen. Seine 22 300 Studierenden<br />

bereitet das KIT durch ein <strong>for</strong>schungsorientiertes<br />

universitäres Studium<br />

auf verantwortungsvolle Aufgaben in Gesellschaft,<br />

Wirtschaft und Wissenschaft vor.<br />

Die Innovationstätigkeit am KIT schlägt die<br />

Brücke zwischen Erkenntnis und Anwendung<br />

zum gesellschaftlichen Nutzen, wirtschaftlichen<br />

Wohlst<strong>and</strong> und Erhalt unserer<br />

natürlichen Lebensgrundlagen. Das KIT ist<br />

eine der deutschen Exzellenzuniversitäten.<br />

LL<br />

www.geolab.kit.edu (222471504)<br />

24 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


News from Science & Research<br />

Anmeldung & Programm<br />

LIKAT-Forscher und APEX entwickeln<br />

eine Wasserst<strong>of</strong>f-Batterie<br />

(l-ik) Chemiker am Leibniz-Institut für Katalyse,<br />

LIKAT, entwickelten gemeinsam mit<br />

der Firma Apex ein katalytisches System,<br />

das Wasserst<strong>of</strong>f chemisch speichert und in<br />

hochreiner Form beliebig wieder abgeben<br />

kann. Auf dieser Basis könnten in Zukunft<br />

Anlagen nach dem Prinzip einer Batterie jederzeit<br />

und überall Wasserst<strong>of</strong>f spenden,<br />

z.B. um Brennst<strong>of</strong>fzellen zu betreiben. Die<br />

Forschungsgruppe von Dr. Henrik Junge<br />

veröffentlichte ihre Erkenntnisse im Fach<strong>journal</strong><br />

NATURE ENERGY. Die Rede ist dort<br />

u.a. von einer „bemerkenswerten Aktivität“<br />

des Katalysators sowie von einer „außergewöhnlichen“<br />

Effizienz der chemischen Reaktionen.<br />

Tatsächlich kann diese Arbeit das weltweite<br />

Bemühen, Öl und Gas als Energierohst<strong>of</strong>fe<br />

abzulösen und CO 2 -neutrale Prozesse zu<br />

nutzen, einen guten Schritt voranbringen.<br />

Denn Wasserst<strong>of</strong>f ist als künftige Basis für<br />

den Energiesektor zwar mittlerweile akzeptiert,<br />

wie Dr. Henrik Junge erläutert, allerdings<br />

ist seine Speicherung immer noch<br />

problematisch. Wasserst<strong>of</strong>f ist in Gegenwart<br />

von Sauerst<strong>of</strong>f explosiv und als Gas unter<br />

normalen Bedingungen flüchtig und von<br />

geringer Dichte, weshalb führende Forschungslabore<br />

vor allem chemische Wege<br />

seiner Speicherung erkunden.<br />

Workshop<br />

Öl im Kraftwerk <strong>2022</strong><br />

10. und 11. November <strong>2022</strong><br />

Bedburg<br />

Ameisensäure als Speichermedium<br />

Dr. Duo Wei, Postdoktor<strong>and</strong> am LIKAT in<br />

Rostock, verwendete als Speichermedium<br />

für Wasserst<strong>of</strong>f Ameisensäure und ihre Salze,<br />

sogenannte Formiate. Bereits vor einem Jahr<br />

beschrieben die Rostocker Chemiker im<br />

Fach<strong>journal</strong> CHEMICAL SCIENCE, wie sie<br />

mittels Kohlendioxid aus der Luft und der<br />

Aminosäure CONTACT L-Lysin & katalytisch REGISTRATION Wasserst<strong>of</strong>f<br />

in Formiaten<br />

FACHLICHE<br />

speichern.<br />

KOORDINATION<br />

Dr. Junge: „Natürlich<br />

wäre es elegant, wenn wir im selben System<br />

den Stephanie Wasserst<strong>of</strong>f Wilmsen<br />

bei Bedarf wieder freisetzen<br />

können, t +49 201 um 8128 ihn zu 244 nutzen.“ Genau<br />

das ist mit<br />

e kissy@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

der aktuellen Arbeit gelungen.<br />

Den Katalysator, der all die notwendigen<br />

chemischen TEILNEHMER<br />

Reaktionen ermöglicht, entwickelten<br />

die Chemiker auf der Basis eines<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

Mangan-Komplexes, er kommt also, <strong>and</strong>ers<br />

als bei t den +49 meisten 201 8128 bisherigen 232 Hydrierungen<br />

üblich, e <strong>vgbe</strong>-dampfturb@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

ohne Edelmetall aus. Es gibt<br />

weitere Vorzüge, wie der Direktor des LI-<br />

KAT, Pr<strong>of</strong>. AUSSTELLUNG<br />

Dr. Matthias Beller, erläutert.<br />

Normalerweise wird bei der Rückgewinnung<br />

von Angela Wasserst<strong>of</strong>f Langen aus Formiaten das zur<br />

Speicherung t +49 verwendete 201 8128 Kohlendioxid 310 wieder<br />

frei. e „Wir angela.langen@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

hingegen halten das CO 2 dauerhaft<br />

in unserem Reaktionssystem fest.“<br />

Der Trick besteht darin, dass die Forscher<br />

das CO<strong>vgbe</strong> 2 an eine <strong>energy</strong> gewöhnliche e. V. Aminosäure<br />

binden, Deilbachtal die in der Natur 173 und | 45257 in uns selber Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

vorkommt.<br />

WEBSITE<br />

w https://t1p.de/<strong>vgbe</strong>-OEKW<strong>2022</strong><br />

FACHLICHE KOORDINATION<br />

Anna-Maria Mika<br />

t +49 201 8128 268<br />

e <strong>vgbe</strong>-oil-pp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

ANMELDUNG & INFORMATIONEN<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

t +49 201 8128 232<br />

e <strong>vgbe</strong>-oil-pp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 25


Power News<br />

Hohe Ausbeuten von<br />

90 bzw. 80 Prozent<br />

Das neu entwickelte Reaktionssystem folgt<br />

dem Prinzip einer elektrischen Batterie, mit<br />

dem Unterschied, dass anstelle von elektrischem<br />

Strom Wasserst<strong>of</strong>f genutzt wird. Eine<br />

solche Batterie wird also einmal zu Beginn<br />

mit CO 2 aus der Luft befüllt. Sie kann dann<br />

den Zyklus der Hydrierung (H2-Speicherung)<br />

und Dehydrierung (H2-Freisetzung)<br />

mehrmals durchlaufen, wobei stets neuer<br />

Wasserst<strong>of</strong>f in den Speicher geladen wird.<br />

Unter <strong>and</strong>erem die hohen Ausbeuten dieses<br />

Prozesses – mehr als 90 Prozent für die<br />

H2-Speicherung und 80 Prozent H2-Freisetzung<br />

– hebt ein Kommentar hervor, mit dem<br />

das <strong>Journal</strong> NATURE ENERGY solche bahnbrechenden<br />

Entwicklungen üblicherweise<br />

bewerten lässt. Die Kommentatorin Sheri<br />

Lense beeindruckte an dem Resultat ihrer<br />

Rostocker Kollegen die „bemerkenswerte<br />

Aktivität“ des Katalysators und eine „außergewöhnlich<br />

hohe Gesamt-TON“ (TON =<br />

turnover number, Umsatzzahl) noch nach<br />

zehn Ladungszyklen.<br />

Ein Verfahren auf dieser Basis wird seinen<br />

vollen Charme künftig vor allem dann entfalten,<br />

wenn der zu speichernde Wasserst<strong>of</strong>f<br />

aus erneuerbaren Quellen der Region<br />

kommt, etwa Windkraft oder Photovoltaik.<br />

Henrik Junge: „Solche Quellen sprudeln ja<br />

nicht kontinuierlich. Deshalb braucht die<br />

Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft auf grüner Basis große<br />

Speicherkapazitäten, vorzugsweise chemischer<br />

Art, auch lokal vor Ort.“<br />

Patentantrag mit APEX Group<br />

Das alles ist Grundlagen<strong>for</strong>schung, wie Dr.<br />

Junge betont, doch in hohem Maße geeignet,<br />

Wirtschaft und Energiesektor mit klimaneutralen<br />

Verfahren trans<strong>for</strong>mieren zu<br />

helfen. Hinzu kommt, dass die Chemie Kohlendioxid<br />

in der Atmosphäre zunehmend als<br />

Rohst<strong>of</strong>fquelle erkennt, Ausgangsst<strong>of</strong>f für<br />

vielfältige nützliche Produkte, wie Henrik<br />

Junge sagt.<br />

Für die praktische Nutzung ihrer Erkenntnisse<br />

wird die Kooperation des LIKAT mit<br />

der APEX Group sorgen. Dr. Peter Sponholz,<br />

Leiter für Forschung und Entwicklung bei<br />

APEX zählt zum fünfköpfigen Autoren-Team<br />

des NATURE ENERGY-Papers. Der Antrag zu<br />

einem gemeinsamen Patent, das von APEX<br />

angemeldet wurde, läuft gerade.<br />

LL<br />

www.catalysis.de (222471506)<br />

Power<br />

News<br />

eurelectric Why electricity is key<br />

to solving the current climate<br />

<strong>and</strong> <strong>energy</strong> crises<br />

(eurelectric) Electrification is the solution to<br />

the biggest crises facing us today – climate<br />

change <strong>and</strong> <strong>energy</strong> security.<br />

This was the key takeaway from the recent<br />

Game Changers report, an in-depth look at<br />

how an accelerated <strong>energy</strong> transition <strong>and</strong><br />

electrification can help Europe overcome<br />

these twin crises.<br />

The report outlined how Europe’s <strong>energy</strong><br />

transition urgently needs to enter a phase <strong>of</strong><br />

unprecedented acceleration to combat the<br />

growing threats from a warming planet <strong>and</strong><br />

a changing geopolitical l<strong>and</strong>scape.<br />

Rapid decarbonisation is the solution to<br />

limiting warming <strong>and</strong> preventing the worst<br />

impacts <strong>of</strong> climate change. Moreover,<br />

achieving this goal through the mass rollout<br />

<strong>of</strong> renewables <strong>and</strong> electrification can also<br />

increase Europe’s <strong>energy</strong> security amid high<br />

gas prices <strong>and</strong> Russia’s war in Ukraine.<br />

At the launch <strong>of</strong> the Game Changers report,<br />

Jean-Bernard Lévy, Eurelectric’s President,<br />

said: “We must accelerate the electrification<br />

<strong>of</strong> our economy to regain independence,<br />

enhance <strong>energy</strong> security <strong>and</strong> fight climate<br />

change.”<br />

However, at the current deployment rate,<br />

the EU will have just 780 GW <strong>of</strong> installed<br />

hydropower, solar <strong>and</strong> wind capacities by<br />

2030, the Game Changers report shows.<br />

But we need to go 2.6 times faster to deliver<br />

the over 1200 GW <strong>of</strong> clean <strong>energy</strong> that the<br />

REPowerEU estimates necessary to ensure a<br />

carbon-neutral, independent, <strong>and</strong> secure<br />

<strong>energy</strong> supply by the end <strong>of</strong> the decade.<br />

To ensure this transition, permitting <strong>for</strong><br />

renewables must be fast-tracked while a<br />

skilled work<strong>for</strong>ce is essential. These are the<br />

main points <strong>of</strong> the first <strong>of</strong> our five<br />

game-changing policy actions <strong>and</strong> recommendations.<br />

Clean <strong>energy</strong>: Raise the game on clean<br />

<strong>and</strong> renewable power generation<br />

This calls on policymakers to:<br />

• Recognise the planning, construction,<br />

<strong>and</strong> operation <strong>of</strong> renewable power<br />

plants, as well as their connection to the<br />

grid <strong>and</strong> the grid itself, as being in the<br />

overriding public interest <strong>and</strong> interest <strong>of</strong><br />

public safety.<br />

• Accelerate permitting <strong>for</strong> clean <strong>and</strong> renewables<br />

capacity, to enable the deployment<br />

<strong>of</strong> at least 550 GW <strong>of</strong> green <strong>energy</strong><br />

by 2030. Europe needs simpler <strong>and</strong> digitalised<br />

procedures, <strong>and</strong> more resources<br />

given to permitting authorities.<br />

• Anticipate the skill gaps <strong>and</strong> provide workers<br />

with skilling <strong>and</strong> upskilling training<br />

in decarbonisation <strong>and</strong> electrification solutions,<br />

while providing clear European<br />

<strong>and</strong> national guidelines <strong>for</strong> the adaptation<br />

<strong>of</strong> workplaces to climate change.<br />

Jobs, jobs, <strong>and</strong> more jobs<br />

The Game Changers report showed that<br />

the <strong>energy</strong> transition could lead to millions<br />

<strong>of</strong> new jobs. For instance, 7.4 million roles<br />

could be created in grids, networks, variable<br />

renewable <strong>energy</strong>, <strong>and</strong> future power markets.<br />

Approximately 489,000 potential job<br />

openings could be available in efficiency<br />

<strong>and</strong> dem<strong>and</strong> optimisation; 340,000 employment<br />

opportunities could open up in green<br />

hydrogen, while the electrification <strong>of</strong> transport<br />

could provide 199,000 new jobs.<br />

The full report as well as additional publications<br />

are available on eurelectric´s website:<br />

www.eurelectric.org/gamechangers/<br />

LL<br />

www.eurelectric.org (222471518)<br />

26 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Power News<br />

Zubau Windenergie an L<strong>and</strong>:<br />

Erstes Halbjahr <strong>2022</strong> unter<br />

den Erwartungen<br />

• Zubau sinkt gegenüber dem Vorjahreszeitraum<br />

um 0,2 Prozent auf 238 WEA<br />

und 977 MW<br />

• Im Vergleich zum Vorjahr stagniert die<br />

Zahl der neuen Genehmigungen bei 306<br />

WEA und 1.536 MW<br />

• Kernhindernisse beim Ausbau: Flächenverfügbarkeit,<br />

Dauer der Genehmigungsverfahren,<br />

Störungen der Lieferketten<br />

• Branche sieht stark wachsende Beschäftigungspotenziale<br />

(vdma, bwe) Von Januar bis Juni <strong>2022</strong> wurden<br />

238 neue Windenergieanlagen (WEA)<br />

an L<strong>and</strong> mit einer Leistung von zusammen<br />

977 Megawatt (MW) in Deutschl<strong>and</strong> installiert.<br />

Der Zubau bewegt sich damit auf einem<br />

fast identischen Niveau wie im Vergleichszeitraum<br />

2021. Eine neue Analyse<br />

der Deutschen WindGuard, durchgeführt im<br />

Auftrag der Branchenverbände BWE und<br />

VDMA Power Systems, beleuchtet die aktuelle<br />

Entwicklung.<br />

„Im ersten Halbjahr <strong>2022</strong> hält der Zubau<br />

der Windenergie an L<strong>and</strong> in Deutschl<strong>and</strong><br />

lediglich sein Niveau und geht noch nicht in<br />

die zum Erreichen der Ziele notwendige<br />

Richtung. Dafür wird das fünffache Volumen<br />

benötigt. Die Bundesregierung hat mit<br />

den in der vergangenen Woche verabschiedeten<br />

Gesetzen das ambitionierteste Paket<br />

zur Klimagesetzgebung vorgelegt, das es in<br />

Deutschl<strong>and</strong> je gab. Die Ausbauziele für die<br />

Erneuerbaren sind ebenso ehrgeizig wie<br />

notwendig und bieten der Branche Orientierung<br />

und Planungssicherheit. Einige der<br />

neuen Regelungen sind in der Tat bahnbrechend;<br />

so gibt es zum ersten Mal ein gesetzlich<br />

verankertes Ziel zur Bereitstellung von<br />

Flächen. Um den Ausbau auf das notwendige<br />

Niveau anzuheben, kommt es darauf an,<br />

dass die beschlossenen Maßnahmen möglichst<br />

schnell ihre Wirkung entfalten können“,<br />

kommentieren die Verbände.<br />

„Die altbekannten Hindernisse bestehen<br />

jedoch weiterhin <strong>for</strong>t. Die durchschnittliche<br />

Dauer der Genehmigungsverfahren hat sich<br />

in den vergangenen fünf Jahren um fast 60<br />

Prozent erhöht. Zudem muss die Rechtssicherheit<br />

nach Genehmigungserteilung weiter<br />

verbessert werden. Die leicht erhöhte<br />

Aktivität bei den Genehmigungseinreichungen<br />

muss in einen deutlichen Anstieg überführt<br />

werden. Die Bereitstellung von Flächen<br />

für den Ausbau der Windenergie läuft<br />

noch immer nicht mit der gebotenen Dringlichkeit.<br />

Das Flächenziel von mindestens<br />

zwei Prozent hat nun zwar eine gesetzliche<br />

Grundlage, ist jedoch in der Erreichung auf<br />

die nächste Legislaturperiode vertagt. Dabei<br />

hat der BWE in seiner aktuellen Studie zu<br />

Flächenpotenzialen deutlich gemacht, dass<br />

es in allen Bundesländern verfügbare Flächen<br />

gibt. Sogar für die Situation in den<br />

Stadtstaaten liegt ein gangbarer Lösungsvorschlag<br />

vor. Auch das deutliche<br />

Nord-Süd-Gefälle besteht weiterhin“, so<br />

Hermann Albers, Präsident des Branchenverb<strong>and</strong>s<br />

BWE.<br />

„Der politische Wille ist da, die Ausbauziele<br />

wurden angepasst, aber es hakt weiterhin<br />

an den für den Zubau so wichtigen richtigen<br />

Rahmenbedingungen und deren konsequenter<br />

Anwendung. Wir erwarten dringend<br />

weitere Gesetzesvorlagen zur Verstärkung<br />

und Beschleunigung für mehr Flächen<br />

und Genehmigungen. Die europäischen<br />

Hersteller von Windenergieanlagen und<br />

ihre Zulieferer stehen durch Kostensteigerungen<br />

und unzureichende Marktdynamik<br />

unter erheblichem wirtschaftlichem Druck.<br />

Bei zu geringem Marktvolumen besteht die<br />

Gefahr des Verlusts von Know-how, Wertschöpfung<br />

und Beschäftigung. Dies wiederum<br />

gefährdet die Energiesouveränität<br />

Deutschl<strong>and</strong>s und Europas – ein Aspekt, der<br />

im Zusammenhang mit dem Ukraine-Konflikt<br />

eine neue Dringlichkeit bekommen hat.<br />

Der Zubau der Windenergie kann nicht<br />

mehr warten - dafür müssen alle Hürden<br />

schnellstmöglich aus dem Weg geräumt und<br />

eine langfristige industriepolitische Strategie<br />

für die europäische Windindustrie geschaffen<br />

werden. Ansätze dafür haben wir<br />

seitens der Hersteller und Zulieferer kürzlich<br />

in einem Positionspapier zur Wertschöpfung<br />

in der Windindustrie veröffentlicht“,<br />

sagt Dr. Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer<br />

von VDMA Power Systems.<br />

Lösungsansätze<br />

Beim zwei-Prozent-Flächenziel ist der Gesetzgeber<br />

deutlich hinter den gestalterischen<br />

Möglichkeiten zurückgeblieben. Die<br />

Erreichung des Ziels muss vor dem Jahr<br />

2032 festgelegt werden, schnellstmögliche<br />

Flächenverfügbarkeit ist er<strong>for</strong>derlich. Hier<br />

bleibt das Flächenbedarfsgesetz hinter seinen<br />

An<strong>for</strong>derungen zurück. Wie die noch<br />

immer bestehenden Konflikte bei Arten- und<br />

Naturschutz aufgelöst werden können, haben<br />

BWE und VDMA gemeinsam mit den<br />

Verbänden BEE, BDEW, BNE und VKU in einem<br />

Branchenappell dargelegt. Auch hier<br />

sind zwar noch Ansätze wie etwa beim Repowering<br />

eingeflossen, eine Entfesslung bedarf<br />

jedoch weiterer Änderungen. Die Genehmigungen<br />

der Projekte müssen dringend<br />

vereinfacht werden. Auch die im Koalitionsvertrag<br />

angekündigten Erleichterungen für<br />

das Repowering älterer durch moderne Anlagen<br />

gilt es schnellstmöglich durch weitere<br />

Maßnahmen umzusetzen. Zur Realisierung<br />

der Ziele müssen sich Verfahren nicht nur<br />

für die Planung der Projekte verschnellern,<br />

auch Schwerlasttransportgenehmigungen<br />

müssen in Deutschl<strong>and</strong> massiv beschleunigt<br />

werden. Ohne eine Verbesserung der Transportinfrastruktur<br />

und schnellere Schwerlasttransportgenehmigungen<br />

sind Lieferketten<br />

und Ausbauziele gefährdet. Zu Transportgenehmigungen<br />

hat der VDMA bereits<br />

Vorschläge unterbreitet. Mit belastbaren<br />

und planbaren Rahmenbedingungen lassen<br />

sich die für den Ausbau notwendigen Kapazitäten<br />

in der gesamten Wertschöpfungskette<br />

schaffen.<br />

Ausblick<br />

Derzeit befinden sich noch Windenergieprojekte<br />

mit einer Gesamtleistung von rund<br />

10.000 MW im Genehmigungsverfahren,<br />

rund 2.250 MW daraus aus dem ersten<br />

Halbjahr <strong>2022</strong>. Dies stellt das Potenzial für<br />

die hohen Ausschreibungsvolumen des<br />

kommenden Jahres dar. Zuschläge in einem<br />

Volumen von 6,6 Gigawatt (GW) warten auf<br />

die Umsetzung.<br />

Gleichzeitig werden bis zum Jahr 2025 voraussichtlich<br />

Windenergieanlagen mit einer<br />

kumulierten Leistung von rund 15 GW aus<br />

der EEG-Förderung fallen. Repowering bietet<br />

hier die Chance, kurz- bis mittelfristig<br />

einen Zubau von bis zu 45 GW zu erreichen.<br />

Repowering kann damit als wichtige Brücke<br />

dienen, bis <strong>and</strong>ere gesetzliche Regelungen<br />

aus Osterpaket und ergänzenden Gesetzen<br />

ihre Wirkung voll entfalten können. Dafür<br />

benötigt es dann aber auch deutliche Vereinfachungen<br />

– beispielsweise durch beschleunigte<br />

Genehmigungsverfahren für<br />

Repowering-Projekte.<br />

Als Folge der politischen Fehlentscheidungen<br />

der vergangenen Jahre gingen in der<br />

Branche über die gesamte Wertschöpfungskette<br />

hinweg bis zum Jahr 2020 rund 50.000<br />

Arbeitsplätze verloren. Jetzt stellen die Unternehmen<br />

wieder ein. Neue Beschäftigungsmöglichkeiten<br />

können bei tatsächlicher<br />

Umsetzung der politischen Ziele dauerhaft<br />

entstehen und zu einem nachhaltigen<br />

Wertschöpfungseffekt führen.<br />

Prognose für das Gesamtjahr <strong>2022</strong><br />

Im Januar <strong>2022</strong> hatten die Verbände auf<br />

Basis bezuschlagter Projekte einen Ausbau<br />

der Windenergiekapazitäten an L<strong>and</strong> von<br />

2,3 – 2,7 GW für das Jahr <strong>2022</strong> prognostiziert.<br />

Die aktuelle Prognose der WindGuard<br />

ergibt bei gleichbleibender durchschnittlicher<br />

Realisierungsgeschwindigkeit ein<br />

leicht angehobenes Ergebnis von 2,4 - 3 GW<br />

für <strong>2022</strong>. In der Vergangenheit gewann der<br />

Zubau in der zweiten Jahreshälfte <strong>of</strong>tmals<br />

nochmal an Fahrt.<br />

China und Europa führend<br />

beim prognostizierten Zubau<br />

Gemäß dem Global Wind Energy Council<br />

(GWEC) liegt die jährliche Wachstumsrate<br />

für Onshore-Windenergie in den nächsten<br />

fünf Jahren bei 6,1 %. Die erwartete durchschnittliche<br />

jährliche Installation beträgt<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 27


Power News<br />

93,3 GW. Insgesamt werden voraussichtlich<br />

466 GW in den Jahren <strong>2022</strong>-2026 errichtet.<br />

In diesem Zeitraum wird in China ein Zubau<br />

von 249 GW prognostiziert, gefolgt von Europa<br />

mit knapp 88 GW, Nordamerika mit<br />

rund 47 GW und Lateinamerika mit 27 GW.<br />

Die Zahlen im Überblick<br />

Status des Windenergieausbaus an L<strong>and</strong><br />

Leistung Anzahl Anlagen<br />

• Brutto-Zubau 1. Halbjahr <strong>2022</strong><br />

977 MW 238 WEA<br />

• Davon Repowering<br />

133 MW 35 WEA<br />

• Stilllegungen 1. Halbjahr <strong>2022</strong><br />

99 MW 82 WEA<br />

• Netto-Zubau 1. Halbjahr <strong>2022</strong><br />

878 MW 156 WEA<br />

• Kumulierter Anlagenbest<strong>and</strong> 1. Hbj <strong>2022</strong><br />

56.848 MW 28.287 WEA<br />

LL<br />

www.vdma.org (222471513)<br />

BDEW: Gasverbrauch: Fast ein<br />

Viertel weniger Gas … als im<br />

Vorjahresmonat wurde<br />

im Juni <strong>2022</strong> verbraucht.<br />

(bdew) Insgesamt wurden im ersten Halbjahr<br />

<strong>2022</strong> mit 497 Milliarden Kilowattstunden<br />

(Mrd. kWh) 14,7 Prozent weniger Erdgas<br />

verbraucht als im Vorjahreszeitraum.<br />

Das zeigen vorläufige Zahlen des BDEW. Ein<br />

Grund hierfür ist die deutlich mildere Witterung<br />

als im Frühjahr 2021, da Gas vorwiegend<br />

zum Heizen eingesetzt wird. Aber auch<br />

bereinigt um Temperatureinflüsse lag der<br />

Erdgasverbrauch im ersten Halbjahr noch<br />

um rund acht Prozent unter dem Wert des<br />

ersten Halbjahres 2021. Vor allem das hohe<br />

Preisniveau senkte die Nachfrage. Aber auch<br />

die wirtschaftliche Eintrübung oder persönlich<br />

motivierte Einspareffekte können beigetragen<br />

haben. Besonders deutlich war der<br />

Rückgang im Monat Juni. Hier lag der bereinigte<br />

Gasverbrauch 22,6 Prozent und damit<br />

fast ein Viertel unter dem des Vorjahresmonats.<br />

Die Stromerzeugung aus Gas ist bereits<br />

seit Mitte des Jahres 2021 rückläufig. Im<br />

ersten Halbjahr <strong>2022</strong> ist in Gaskraftwerken<br />

rund zwölf Prozent weniger Strom erzeugt<br />

worden als im Vorjahreszeitraum. Welchen<br />

Beitrag <strong>and</strong>ere Verbrauchsgruppen zum geringeren<br />

Gasverbrauch leisten, lässt sich<br />

derzeit noch nicht im Einzelnen sagen.<br />

„Um gut durch den Winter zu kommen, ist<br />

es wichtig, den Gasverbrauch weiter zu senken<br />

und den restlichen Sommer über die<br />

Gasspeicher so weit wie möglich zu füllen“,<br />

sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der<br />

BDEW-Hauptgeschäftsführung. Hierbei<br />

kann und muss jeder mithelfen – vom Industriebetrieb<br />

bis zum einzelnen Haushalt. In<br />

fast jedem Haushalt und bei öffentlichen<br />

Gebäuden gibt es noch Möglichkeiten Energie<br />

einzusparen – zum Beispiel die Badewanne<br />

vermeiden, kürzer Duschen oder ein<br />

pr<strong>of</strong>essioneller Heizungscheck. Zu Beginn<br />

der Heizsaison sollte sich zudem jeder überlegen,<br />

ob ein oder zwei Grad weniger<br />

Raumtemperatur nicht auch ausreichend<br />

sind. Jede eingesparte Kilowattstunde<br />

schont auch den eigenen Geldbeutel.“<br />

Aktuell verzeichnet der H<strong>and</strong>el eine stark<br />

gestiegene Nachfrage nach steckerfertigen<br />

Direktheizgeräten, insbesondere Heizlüftern.<br />

„Solche Geräte sind nicht dafür gemacht,<br />

eine Heizung zu ersetzen und sollten<br />

daher nur mit Bedacht eingesetzt werden“,<br />

erklärt Andreae. Aufgrund ihres sehr hohen<br />

Strombedarfs könnten sie den Stromverbrauch<br />

eines Haushalts sehr stark erhöhen.<br />

„Das führt angesichts der hohen Strompreise<br />

nicht nur zu hohen Kosten, sondern kann<br />

auch die Stromnetze überlasten, die nicht<br />

für einen solchen Anstieg des Stromverbrauchs<br />

ausgelegt sind. Schalten beispielsweise<br />

an einem kalten Winterabend gleichzeitig<br />

viele Haushalte in einem Stadtviertel<br />

ihre Heizlüfter an, könnte das die Netze<br />

schnell über<strong>for</strong>dern.<br />

Klar ist, dass Haushaltkunden und Einrichtungen<br />

wie beispielsweise Krankenhäuser<br />

durch gesetzliche Bestimmungen besonders<br />

geschützt sind. Sie gehören zu den sogenannten<br />

geschützten Kunden, bei denen die<br />

Gasversorgung zuletzt gekürzt wird.“<br />

LL<br />

www.bdew.de (222480857)<br />

Events in brief<br />

Industriearmaturenbranche<br />

freut sich auf ihre Leitmesse im<br />

November <strong>2022</strong> in Düsseldorf<br />

Aufbruchstimmung innerhalb der Industrie:<br />

Die Unternehmen der Industriearmaturenbranche<br />

sehnen sich nach vierjähriger<br />

Pause wieder nach realen Begegnungen,<br />

lebhaftem In<strong>for</strong>mationsaustausch und technologischen<br />

Innovationen zum Anfassen an<br />

den Messeständen.<br />

Industriearmaturen und Ventile spielen in<br />

nahezu allen Industrien eine unverzichtbare<br />

Rolle, regeln Durchflüsse, trennen verschiedene<br />

Medien und verhindern so Flüssigkeits-<br />

und Gasübertritte. Wie innovativ die<br />

Branche ist, zeigen die Aussteller zur VALVE<br />

WORLD EXPO live vom 29. 11. bis 1.12.<strong>2022</strong><br />

in den Hallen 1 und 3 des Düsseldorfer Messegeländes.<br />

Die Resonanz der Branche ist entsprechend<br />

groß. Key-Player wie MRC Global,<br />

KITZ, Emerson, Samson, AUMA, Omal/Actuatech,<br />

Zwick Armaturen, Pekos Valves,<br />

Böhmer, Ari Armaturen, Effebi, Hoerbiger,<br />

Galperti, Neles/metso, Neway und Crane<br />

stehen fest hinter der Leitmesse. Auch der<br />

Mittelst<strong>and</strong> zeigt deutlich Flagge in Düsseldorf.<br />

Noch können interessierte Unternehmen<br />

sich zur Messeteilnahme anmelden.<br />

Für einen ausgewogenen Know-how-<br />

Transfer zwischen Theorie und Praxis sorgen<br />

die begleitende Valve World Conference<br />

in Halle 1 und das Valve World Expo-Forum<br />

in Halle 3. Die Valve World Conference feiert<br />

Premiere in der neuen Messehalle 1, die architektonisch<br />

und technisch weltweit zu den<br />

Trendsettern im Bereich Kongresse und<br />

Events zählt. Die Organisation der Conference<br />

liegt wieder in den pr<strong>of</strong>essionellen<br />

Händen von KCI. Ergänzend schließt sich<br />

das Valve World Expo-Forum mit freiem<br />

Vortragsprogramm am ersten Messelauftag<br />

an. Hier organisiert der Vulkan-Verlag ein<br />

eintägiges, deutschsprachiges Programm.<br />

Dass Themen wie Nachhaltigkeit, Energieeffizienz<br />

und Ressourcenschonung gerade<br />

in energieintensiven Branchen eine zentrale<br />

Rolle spielen, zeigt die ecoMetals-Kampagne<br />

zur VALVE WORLD EXPO <strong>2022</strong>.<br />

Geführte Touren (ecoMetals-trails) zu<br />

Ständen von Ausstellern, die ganz bewusst<br />

nachhaltig produzieren, stehen täglich auf<br />

dem Messeprogramm.<br />

LL<br />

www.valveworldexpo.de (222471524)<br />

28 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Braunkohlentag <strong>2022</strong><br />

• Braunkohle bleibt ein verlässlicher<br />

Partner für den Industriest<strong>and</strong>ort<br />

Deutschl<strong>and</strong><br />

(debriv) n „Die heimische Braunkohle wird<br />

im Energiemix benötigt, bis erneuerbare<br />

Energien zusammen mit Stromnetzen und<br />

–speichern eine sichere Stromversorgung<br />

leisten können“, betonte Dr.-Ing. Philipp<br />

Nellessen, neuer Vorsitzender des Deutschen<br />

Braunkohlen-Industrie-Vereins (DE-<br />

BRIV), auf dem diesjährigen Braunkohlentag.<br />

Dieser f<strong>and</strong> am Donnerstag in Radebeul<br />

statt. Nellessen begrüßte zudem die Debatte<br />

über eine weitgehend von Energieimporten<br />

unabhängige Energieversorgung Deutschl<strong>and</strong>s.<br />

Sollte die Politik entscheiden, dass<br />

nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />

(KVBG) stillzulegende Anlagen doch<br />

verfügbar sein sollen, so sehe sich die Braunkohle<br />

als Teil der kritischen Infrastruktur<br />

und werde ihrer Verantwortung nachkommen.<br />

Sachsens Ministerpräsident Michael<br />

Kretschmer stellte in seiner Ansprache heraus,<br />

dass die Braunkohle für die deutsche<br />

Energieversorgung weiterhin eine bedeutende<br />

Rolle spielt: „Zeitenwende bedeutet<br />

für die Energieversorgung eine Neuausrichtung.<br />

Da Wind und Sonne nicht immer verfügbar<br />

sind, braucht ein regeneratives Energiesystem<br />

eine Backupsicherung. Erdgas<br />

aus Russl<strong>and</strong> kommt dafür nicht mehr in<br />

Frage. Damit verbietet sich ein vorgezogener<br />

Ausstieg aus der Braunkohleverstromung in<br />

Anbetracht der dramatischen Stromlücken.“<br />

Gleichzeitig dankte der Ministerpräsident<br />

den Unternehmen für ihr Engagement in der<br />

Strukturentwicklung der Braunkohlereviere.<br />

Nellessen erklärte: „Wir stellen uns nicht<br />

gegen den Kohleausstieg. Wir gestalten ihn<br />

aktiv mit. Gemeinsam mit den Regionen investieren<br />

wir in erneuerbare Energien. Das<br />

rheinische CONTACT Revier, das & Lausitzer REGISTRATION Revier und<br />

das Revier in Mitteldeutschl<strong>and</strong> sollen auch<br />

in Zukunft FACHLICHE starke Wirtschaftsregionen KOORDINATION mit<br />

guten Arbeitsplätzen und einem Schwerpunkt<br />

auf der Energiewirtschaft bleiben.“<br />

Stephanie Wilmsen<br />

t +49 201 8128 244<br />

Als erfolgreiche e kissy@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Entwicklungen hob Nellessen<br />

unter <strong>and</strong>erem das „BigBattery Lausitz“-Projekt<br />

der LEAG, das RWE-Innovationszentrum<br />

TEILNEHMER<br />

Niederaußem, sowie das MI-<br />

BRAG-Projekt „Erneuerung MIBRAG im Revier“<br />

(EMIR)<br />

Diana<br />

in<br />

Ringh<strong>of</strong>f<br />

Mitteldeutschl<strong>and</strong> hervor.<br />

Klar, so t Nellessen, +49 201 sei 8128 jedoch, 232 dass ein guter<br />

Strukturw<strong>and</strong>el e <strong>vgbe</strong>-dampfturb@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

nicht über Nacht gelinge.<br />

„Er benötigt Zeit und ist mühsam. Wir gestalten<br />

diesen W<strong>and</strong>el bereits aktiv, dürfen<br />

AUSSTELLUNG<br />

die Menschen in den betr<strong>of</strong>fenen Regionen<br />

dabei aber Angela keinen Langen vermeidbaren ökonomischen<br />

und sozialen Belastungen aussetzen.<br />

t +49 201 8128 310<br />

LL<br />

www.braunkohle.de e angela.langen@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

(222471051)<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

Registration*<br />

& Programme<br />

Workshop<br />

2 nd KISSY<br />

Provider Day <strong>2022</strong><br />

27 September <strong>2022</strong><br />

Online Webinar<br />

WEBSITE<br />

w https://t1p.de/<strong>vgbe</strong>-kissy<strong>2022</strong>sep<br />

CONTACT & REGISTRATION<br />

Stephanie Wilmsen<br />

t +49 201 8128 244<br />

e kissy@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

* Participation is free,<br />

Registration is required!<br />

Power News<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 29


An<strong>for</strong>derungen an Kapazitätsausbau<br />

und Brennst<strong>of</strong>fversorgung für<br />

eine zukunftsfeste, sichere und<br />

klimagerechte Stromversorgung<br />

in Deutschl<strong>and</strong><br />

Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich und Tobias Zimmermann<br />

Abstract<br />

Requirements <strong>for</strong> capacity expansion<br />

<strong>and</strong> fuel supply <strong>for</strong> a future-pro<strong>of</strong>,<br />

secure <strong>and</strong> climate-friendly<br />

electricity supply in Germany<br />

The electricity system in Germany faces two<br />

challenges: a significant increase in dem<strong>and</strong><br />

<strong>for</strong> electricity, which is increasingly used <strong>for</strong><br />

heating/cooling <strong>and</strong> in mobility – <strong>and</strong> a growing<br />

share <strong>of</strong> highly weather-dependent electricity<br />

generation, which leads to a more complex<br />

balance between electricity generation<br />

<strong>and</strong> consumption. As a result, the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong><br />

dispatchable generation will at least not de-<br />

Autoren<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer<br />

Lehrbeauftragter an der<br />

RWTH Aachen<br />

Aachen, Deutschl<strong>and</strong><br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Stefan Ulreich<br />

Hochschule Biberach<br />

Biberach, Deutschl<strong>and</strong><br />

Dr. Tobias Zimmermann<br />

RWE Supply & Trading<br />

Leiter Strategische<br />

Marktanalyse<br />

Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

crease <strong>and</strong> power plant capacity to be shut<br />

down will have to be replaced by new dispatchable<br />

generation. It is needed <strong>for</strong> short-term<br />

fluctuations <strong>and</strong> <strong>for</strong> seasonally deployable<br />

power, since e.g. the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> electricity <strong>for</strong><br />

heating will rein<strong>for</strong>ce the previous seasonality.<br />

In addition to other solutions such as load following<br />

<strong>and</strong> electricity storage, hydrogen-fired<br />

gas power plants are increasingly <strong>of</strong>fering<br />

themselves as a solution – in combination with<br />

the use <strong>of</strong> gas storage facilities <strong>and</strong> the international<br />

infrastructure <strong>for</strong> importing liquid<br />

or gaseous <strong>energy</strong> sources. <br />

l<br />

Einleitung<br />

In traditionellen Stromsystemen, die in vielen<br />

Ländern Europas, Teilen der USA und<br />

auch in Wachstumsmärkten wie China oder<br />

Indien vorherrschen, dominieren thermische<br />

Kraftwerke (inklusive Kernenergie)<br />

den Erzeugungsmix. Thermische Kraftwerke<br />

haben den Vorteil, gleichzeitig Energie<br />

als auch gesicherte Leistung, also Kapazität,<br />

bereitzustellen. Dazu muss ‚lediglich‘ die<br />

technische Verfügbarkeit der Anlagen hoch<br />

sein und der im Kraftwerk verwendete<br />

Brennst<strong>of</strong>f bzw. Energieträger zuverlässig<br />

und in ausreichender Menge jederzeit zur<br />

Verfügung stehen.<br />

Die zeitliche Struktur der Nachfragekurve<br />

bestimmt den optimalen Mix zwischen eher<br />

Grundlast orientierten Kraftwerken (hohe<br />

CAPEX 1 , niedrige SRMC 2 ) und Spitzenlastkraftwerken<br />

(niedrige CAPEX, hohe SRMC).<br />

Es gibt in Wissenschaft und Praxis eine bisher<br />

ungelöste Debatte, ob ein Energy-Only<br />

Markt ausreichende Kraftwerkskapazitäten<br />

refinanzieren kann oder zusätzliche Kapazitätsmechanismen<br />

nötig sind. Ohne diese<br />

Frage hier grundsätzlich beantworten zu<br />

können oder zu wollen, lässt sich zumindest<br />

festhalten, dass zusätzliche, kapazitätsbezogene<br />

Einnahmen in traditionellen Stromsystemen<br />

nur moderat sein müssen. 3<br />

Um die selbst gesteckten Klimaziele in<br />

Deutschl<strong>and</strong> und Europa zu erreichen, ist<br />

schon heute klar, dass die Verbrennung fossiler<br />

Brennst<strong>of</strong>fe in naher Zukunft sehr stark<br />

zu reduzieren ist und ein Großteil der<br />

Stromproduktion daher auf erneuerbaren<br />

Quellen beruhen muss. Diese erneuerbaren<br />

Quellen sind – St<strong>and</strong> heute – größtenteils<br />

nicht steuerbar und stellen daher zwar sehr<br />

preiswerte elektrische Energie aber eben<br />

deutlich weniger bis gar keine gesicherte<br />

Leistung bereit.<br />

In diesem Artikel soll allgemein – aber auch<br />

spezifisch für die Situation in Deutschl<strong>and</strong><br />

– beleuchtet werden, ob ein Widerspruch<br />

zwischen Klimaneutralität und Versorgungssicherheit<br />

existiert und wenn ja, wie<br />

dieser gelöst werden kann. Auch wenn vieles<br />

noch unsicher ist – und bestenfalls auch<br />

über Marktpreise optimiert und gesteuert<br />

werden sollte – lassen sich schon jetzt belastbare<br />

Aussagen treffen, welche Technologien<br />

nach heutigem St<strong>and</strong> in den nächsten<br />

Jahren zur Verfügung stehen werden und<br />

auch nötig sein werden. Neben grundsätzlichen<br />

Überlegungen zur Versorgungssicherheit,<br />

während und nach dem Umbau des<br />

Strom- und Energiesystems in ein CO 2 freies<br />

System, wollen wir analysieren, wie die aktuelle<br />

Gasversorgungskrise einzuordnen ist<br />

und welche Änderungen sich ggfls. daraus<br />

ergeben.<br />

1<br />

CAPEX = Capital Expenditures (Investitionsausgaben)<br />

2<br />

SRMC = Short-Run Marginal Cost: kurzfristige<br />

Grenzkosten<br />

3<br />

Siehe auch Beispielrechnung in Abschnitt zum<br />

‚Future Picture‘<br />

30 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

1 Aktuelle Situation bei<br />

Nachfrage und deren<br />

Deckung – Krisen und<br />

außergewöhnliche Effekte<br />

prägen die Entwicklung<br />

seit 2019<br />

Der Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> wurde<br />

in den Jahren 2020 und 2021 stark durch<br />

die Auswirkungen der Corona-P<strong>and</strong>emie<br />

beeinflusst. Insbesondere für das Gesamtjahr<br />

2020 weisen die Statistiken einen Rückgang<br />

des Primärenergieverbrauchs aus, und<br />

zwar um 7,1 % im Vergleich zu 2019. Diese<br />

Tendenz war für fast alle Energieträger und<br />

Sektoren zu verzeichnen; im Verkehrssektor<br />

und bei Ölprodukten waren die Corona-Effekte<br />

durch reduzierte Pendel- und Reisetätigkeit<br />

besonders zu spüren. Auch die Industrie<br />

fragte weniger Energie nach. Der Energieverbrauch<br />

der privaten Haushalte<br />

stagnierte. Der Brutto-Stromverbrauch verminderte<br />

sich – vor allem aufgrund Coronabedingter<br />

Einbußen bei der Industrieproduktion<br />

– um 3,5 % von 575 TWh auf 555 TWh. 4<br />

Corona-bedingten Rückgängen bei der<br />

Nachfrage ist es auch zu verdanken, dass<br />

Deutschl<strong>and</strong> seine Klimaziele für 2020 erreichen<br />

konnte. Die Treibhausgas-Emissionen<br />

sanken gegenüber 2019 um 4,8 % auf<br />

729 Mio. t CO 2 -Äquivalente. Damit lagen die<br />

Treibhausgas-Emissionen 2020 um 41,3 %<br />

unter dem vergleichbaren St<strong>and</strong> des Jahres<br />

1990 von 1.242 Mio. t CO 2 -Äquivalenten. 5<br />

Aktuell verfügbare Statistiken für 2021 zeigen<br />

eine deutliche Wiederbelebung des<br />

Energieverbrauchs. Ähnlich wie der Einbruch<br />

durch Corona vollzieht sich die Erholung<br />

über alle Energieträger und Branchen.<br />

Für das Gesamtjahr 2021 stieg der Brutto-<br />

Stromverbrauch um 2,4 % auf 569 TWh. 6<br />

Das Nachfrageniveau vor der Corona-Krise<br />

von 575 TWh im Jahr 2019 wurde also im<br />

Jahr 2021 fast wieder erreicht. Eine vergleichbare<br />

Tendenz gilt leider auch für die<br />

Treibhausgas-Emissionen, welche mit<br />

762 Mio. t CO 2 -Äquivalenten um 4,5 % gegenüber<br />

2020 anstiegen, aber trotzdem<br />

noch um 4,8 % unter dem Niveau von 2019<br />

(800 Mio. t CO 2 -Äquivalente) blieben. 5<br />

Der Erdgasverbrauch erhöhte sich 2021 um<br />

sogar 4,9 % und übertraf mit 3.288 PJ<br />

(112,2 Mio. t SKE) das Niveau von 2019 um<br />

2,3 %. Am gesamten Primärenergieverbrauch<br />

erreichte Erdgas damit einen leicht<br />

gestiegenen Anteil von 26,8 % (2020:<br />

26,4 %). 6 Der stärkere Gasverbrauch war<br />

bedingt durch im ersten Halbjahr 2021 kühle<br />

und <strong>of</strong>t windarme Witterung: Gas wurde<br />

dadurch sowohl für das Heizen als auch in<br />

der Stromerzeugung stärker benötigt.<br />

4<br />

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Datenst<strong>and</strong><br />

April <strong>2022</strong><br />

5<br />

Umweltbundesamt, Pressemitteilung vom 15.<br />

März <strong>2022</strong><br />

6<br />

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Energieverbrauch<br />

in Deutschl<strong>and</strong> im Jahr 2021<br />

DK/GB/Sonstige<br />

22 %<br />

Niederl<strong>and</strong>e<br />

2011 2021<br />

6 %<br />

27 %<br />

Norwegen<br />

13 %<br />

Inl<strong>and</strong>sförderung<br />

Russl<strong>and</strong><br />

32 %<br />

Quelle: H.-W. Schiffer (Datenbasis: BAFA, Bruegel und eigene Schätzung)<br />

Mit Ausbruch des Ukraine-Krieges und tatsächlichen<br />

und/oder drohenden Lieferstopps<br />

aus Russl<strong>and</strong> erhält Erdgas aktuell<br />

und für die nächsten Jahre eine besondere<br />

Aufmerksamkeit. Gegenüber ‚normalen‘<br />

Zeiten hat Russl<strong>and</strong> seine Lieferungen aktuell<br />

stark reduziert. So ist der Anteil der Lieferungen<br />

aus Russl<strong>and</strong> auf 35 % (Januar<br />

<strong>2022</strong>) bis 26 % (Juni <strong>2022</strong>) zurückgegangen<br />

und hatte im Juli sowie im August <strong>2022</strong> nur<br />

noch mit 10 % zur Deckung des Erdgasverbrauchs<br />

in Deutschl<strong>and</strong> beigetragen. 7 Die<br />

letztgenannte Zahl erklärt sich auch durch<br />

den revisionsbedingten zeitweisen vollständigen<br />

Stopp von Lieferungen über Nord<br />

Stream 1.<br />

Der Erdgasverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> hat<br />

sich im ersten Halbjahr <strong>2022</strong> um 14,7 % im<br />

Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum<br />

auf 497 Mrd. kWh vermindert. Zu<br />

den Gründen zählen die deutlich mildere<br />

Witterung im Vergleich zum Frühjahr 2021,<br />

das stark gestiegene Preisniveau und das<br />

spürbar abgeschwächte Wirtschaftswachstum.<br />

Diese Faktoren haben zu einer Senkung<br />

des gesamten Energieverbrauchs im<br />

1. Halbjahr <strong>2022</strong> im Vergleich zu den ersten<br />

sechs Monaten 2021 um 3,5 % geführt. Der<br />

Beitrag der erneuerbaren Energien zur Deckung<br />

des Primärenergieverbrauchs stieg<br />

im 1. Halbjahr <strong>2022</strong> um 4,7 %. Bei außergewöhnlich<br />

guten Windverhältnissen insbesondere<br />

im Februar erhöhte sich die Stromerzeugung<br />

aus Wind im 1. Halbjahr <strong>2022</strong><br />

um 18 %. Die Solarenergie konnte um 20 %<br />

zulegen. Die Stromerzeugung aus Erdgas ist<br />

bereits seit Mitte des Jahres 2021 rückläufig.<br />

Im 1. Halbjahr <strong>2022</strong> ist in Gaskraftwerken<br />

rund 12 % weniger Strom erzeugt worden<br />

als im entsprechenden Vorjahreszeitraum. 8<br />

Zwar gab es in der Vergangenheit ebenfalls<br />

Probleme mit der Brennst<strong>of</strong>fversorgung bei<br />

einzelnen Energieträgern und Transportwegen.<br />

Beispielsweise erlaubten es im Winter<br />

2021/22 – ebenso wie im Sommer <strong>2022</strong> –<br />

niedrige Pegelstände am Rhein nicht, die<br />

Kohlefrachter völlig zu beladen. Allerdings<br />

Niederl<strong>and</strong>e<br />

8 %<br />

30 %<br />

Norwegen<br />

Inl<strong>and</strong>sförderung<br />

5 %<br />

LNG 5 %<br />

Russl<strong>and</strong><br />

52 %<br />

Bild 1. Erdgasaufkommen zur Versorgung in Deutschl<strong>and</strong> nach der Herkunft 2011 und 2021<br />

im Vergleich.<br />

konnten in dieser Zeit die Kohlelager bei den<br />

Kraftwerken genutzt werden. Solche vorübergehenden<br />

Ausfälle oder Engpässe bei der<br />

Versorgung mit fossilen Brennst<strong>of</strong>fen können<br />

durch die bei allen fossilen Primärenergieträgern<br />

vorh<strong>and</strong>ene Speicherfähigkeit in<br />

der Regel ohne größere Probleme für die<br />

Versorgungssicherheit überbrückt werden.<br />

Ein kompletter oder fast kompletter Ausfall<br />

des Erdgaslieferanten Russl<strong>and</strong>s ist in der<br />

Dimension und Schwere mit früheren Versorgungskrisen<br />

nicht zu vergleichen. Erstens<br />

ist Deutschl<strong>and</strong> zu sehr großen Teilen<br />

auf russisches Erdgas angewiesen. Der Anteil<br />

russischer Importe am Erdgasverbrauch<br />

Deutschl<strong>and</strong>s betrug vor dem Ukraine-Krieg<br />

gut 50 % (B i l d 1 ). 9 Zweitens sind russische<br />

Erdgaslieferungen nach Deutschl<strong>and</strong><br />

fast ausschließlich Pipeline gebunden. Dies<br />

bedeutet, dass die hierfür verwendete Importinfrastruktur<br />

nicht von <strong>and</strong>eren potentiellen<br />

Gaslieferanten genutzt werden kann.<br />

Drittens hat ‚billiges‘ Erdgas in Deutschl<strong>and</strong><br />

eine hohe Bedeutung bei der Deckung der<br />

Raumwärme und als wichtiger Energieträger<br />

oder chemischer Rohst<strong>of</strong>f für die deutsche<br />

Industrie.<br />

Im Bereich der Stromerzeugung lassen sich<br />

Probleme bei der Versorgung mit Gas aktuell<br />

noch am besten kompensieren, solange<br />

ausreichend Kohle- oder Kernkraftwerke<br />

einspringen können. Diese Kraftwerkskapazitäten<br />

werden in mittlerer Zukunft aus Klimaschutzgründen<br />

oder <strong>and</strong>eren politischen<br />

Gründen aber allenfalls als Reserve für wenige<br />

Stunden im Jahr zur Verfügung stehen.<br />

Die Bundesregierung muss die Probleme<br />

mit der Gasversorgung kurzfristig also vor<br />

allem mit Blick auf Gebäude und Industrie<br />

lösen, wird aber mittelfristig dafür sorgen<br />

müssen, dass Erdgas auch dem Stromsektor<br />

7<br />

BDEW, Erdgasdaten aktuell, St<strong>and</strong> 15.8.<strong>2022</strong><br />

8<br />

BDEW, Pressein<strong>for</strong>mation vom 16.8.<strong>2022</strong> und<br />

AGEB, Pressein<strong>for</strong>mation vom 2.8.<strong>2022</strong><br />

9<br />

BDEW, Erdgasdaten aktuell, St<strong>and</strong> 15.8.<strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 31


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

wieder zur Verfügung steht. Wie groß oder<br />

lang diese Brücke sein muss, hängt von Fortschritten<br />

bei der Energieeffizienz, Ausbau<br />

der Erneuerbaren und Aufbau der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

ab.<br />

Der Großh<strong>and</strong>elsmarktpreis (St<strong>and</strong> der Entwicklung:<br />

im August <strong>2022</strong>) für Strom hat<br />

sich in den letzten Monaten – und das schon<br />

vor dem Krieg zwischen Russl<strong>and</strong> und der<br />

Ukraine – deutlich erhöht. Sah man an der<br />

EPEX SPOT im Jahresmittel 2019 für Base-<br />

Lieferungen einen Wert von 37,67 €/MWh<br />

(2020: 30,47 €/MWh), so waren es 2021<br />

dann schon 96,85 €/MWh. Haupttreiber<br />

hierfür war ein Anstieg der CO 2 -Preise von<br />

24,71 €/t im Jahresmittel 2020 auf 53,68 €/t<br />

im Jahresmittel 2021. Aber auch eine Verknappung<br />

von Kraftwerkskapazitäten und<br />

Preissteigerungen bei den fossilen Energieträgern<br />

trugen hierzu bei. Diese Preisentwicklungen,<br />

insbesondere in Bezug auf CO 2<br />

lassen sich durchaus als eine Art Normalisierung<br />

bezeichnen, da nun das europäische<br />

CO 2 -H<strong>and</strong>elssystem seine Wirkung entfalten<br />

kann und sich die nötigen Investitionen<br />

in Erneuerbare, Stromspeicher und saubere<br />

Back-up Erzeugung rechnen.<br />

Der nun (drohende) permanente Ausfall des<br />

aus europäischer Sicht wichtigsten Erdgaslieferanten<br />

Russl<strong>and</strong> hat an den europäischen<br />

Energiemärkten zu nie da gewesenen<br />

Preisniveaus geführt. Die Spotpreise für Gas<br />

am wichtigsten europäischen H<strong>and</strong>elspunkt<br />

TTF stiegen im Durchschnitt der ersten sieben<br />

Monate des Jahres <strong>2022</strong> (einschließlich<br />

erste zwei Augustwochen) im Vergleich zum<br />

Jahresdurchschnitt 2021 um nochmals<br />

153 % auf 117,81 €/MWh, und dies nach einem<br />

bereits 2021 verzeichneten starken Zuwachs.<br />

So war der Preis für Erdgas am EEX-<br />

Spotmarkt im Jahr 2021 im Mittel mit<br />

46,51 €/MWh notiert worden – gegenüber<br />

9,55 €/MWh im Jahr 2020 und 13,74 €/<br />

MWh im Jahr 2019.<br />

Ähnliches gilt für (importierte) Steinkohle<br />

und Öl. So lag der ARA-Preis für importierte<br />

Kesselkohle im Durchschnitt der ersten sieben<br />

Monate <strong>2022</strong> (einschließlich erste zwei<br />

Augustwochen) bei 278 €/t gegenüber<br />

97 €/t im Jahr 2021, 42 €/t im Jahr 2020<br />

und 50 €/t im Jahr 2019. Der CO 2 -Preis verharrt<br />

hingegen weiter auf hohem Niveau<br />

(83 €/t), welches schon vor dem Ukraine<br />

Krieg erreicht wurde.<br />

Aufgrund des ‚marginal pricings‘ in liberalisierten<br />

Strommärkten steigen Strompreise<br />

insbesondere mit den Gas- und CO 2 -Preisen.<br />

‚Marginal pricing‘ bedeutet, dass in jeder<br />

H<strong>and</strong>elsperiode (im Day-Ahead Markt üblicherweise<br />

Stunden) das teuerste Kraftwerk,<br />

welches benötigt wird, die Nachfrage in dieser<br />

Stunde zu decken, den Preis setzt. Dieser<br />

Preis gilt dann aber nicht nur für das jeweils<br />

teuerste, preissetzende Kraftwerk, sondern<br />

für alle geh<strong>and</strong>elten Strommengen und Erzeuger,<br />

die in der entsprechenden Stunde<br />

Strom an der Strombörse kaufen oder verkaufen.<br />

Die B i l d e r 2 , 3 , 4 und 5 verdeutlichen<br />

den Merit Order Effekt der gestiegenen<br />

CO 2 - und Brennst<strong>of</strong>fpreise. Mit<br />

Brennst<strong>of</strong>fpreisen von 2020 wäre die deutsche<br />

Merit Order recht flach und ‚gut gemischt‘.<br />

Je nach stündlicher Nachfrage und<br />

Angebot von Erneuerbaren würden sich<br />

stündliche Strompreise von maximal ca. 100<br />

SRMC in €/MWh<br />

120<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

Öl und <strong>and</strong>ere fossile ET<br />

Gas<br />

Steinkohle<br />

Braunkohle<br />

Kernenergie<br />

Erneuerbare Energien<br />

Installierte Leistung in GW<br />

SRMC = Short run marginal costs<br />

Bei erneuerbaren Energien im Durchschnitt verfügbare Leistung angesetzt<br />

Quelle für Preisdaten: BAFA, EEX und NEP Strom 2017<br />

Bild 2. Illustration einer Merit Order für Deutschl<strong>and</strong> im Jahr 2020.<br />

bis 150 €/MWh und der historisch beobachtete<br />

Jahresdurchschnittspreis von ca. 30 €/<br />

MWh ergeben. Führt man die gleiche Analyse<br />

mit Brennst<strong>of</strong>fpreisen von <strong>2022</strong> durch,<br />

ergibt sich das in B i l d 4 ausgewiesene<br />

Bild. Im Vergleich zu 2020 ist die Merit Order<br />

nun deutlich höher, steiler und – auf-<br />

0<br />

0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7<br />

Technologie/ Wirkungsgrad CO 2 -Intensität SRMC Leistung<br />

Energieträger von bis von bis von bis jeweils kumuliert<br />

% kg/MWh €/MWh GW<br />

Erneuerbare Energien - - 0 0 2,5 2,5 33 33<br />

Kernenergie - - 0 0 5 5 4 37<br />

Braunkohle neu 43 41 947 1.001 86 91 3 40<br />

Braunkohle alt 38 33 1.080 1.243 98 113 13 53<br />

Steinkohle neu 47 44 731 776 146 155 8 61<br />

Steinkohle alt 40 36 854 949 170 189 7 68<br />

Erdgas neu 58 45 345 448 249 324 13 81<br />

Erdgas alt 42 25 474 806 343 582 15 96<br />

Öl und <strong>and</strong>ere fossile ET - - - - 750 800 7 103<br />

Zugrunde gelegte Annahmen zu Preisen:<br />

Ansätze für erneuerbare Energien<br />

Preis Steinkohle: 277 €/t (6.000 kcal/kg)<br />

Technologie Leistung Kapazitätsfaktor Verfügbare<br />

Leistung<br />

Preis Erdgas: 116 €/MWh th<br />

GW h/a % GW<br />

Kosten Braunkohle: 3 €/MWh th Wind <strong>of</strong>fshore 8 3.500 40,0 3,20<br />

Preis CO 2 :<br />

83 €/t<br />

Wind onshore 56 2.250 25,7 14,38<br />

Photovoltaik 59 900 10,3 6,06<br />

Biomasse 10 8.000 91,3 9,13<br />

Basis: BAFA, EEX und NEP Strom 2017<br />

Summe 133 - - 32,77<br />

Bild 3. Zugrunde gelegte Ansätze zur Erstellung einer Merit Order für Deutschl<strong>and</strong> für das<br />

Jahr 2020.<br />

SRMC in €/MWh<br />

750<br />

650<br />

550<br />

450<br />

350<br />

250<br />

150<br />

50<br />

Öl und <strong>and</strong>ere fossile ET<br />

Gas<br />

Steinkohle<br />

Braunkohle<br />

Kernenergie<br />

Erneuerbare Energien<br />

-50 0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7<br />

Installierte Leistung in GW<br />

SRMC = Short run marginal costs<br />

Bei erneuerbaren Energien im Durchschnitt verfügbare Leistung angesetzt<br />

Quelle für Preisdaten: BAFA, EEX und NEP Strom 2017<br />

Bild 4. Illustration einer Merit Order für Deutschl<strong>and</strong> für das Jahr <strong>2022</strong>.<br />

32 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Technologie/ Wirkungsgrad CO 2 -Intensität SRMC Leistung<br />

Energieträger von bis von bis von bis jeweils kumuliert<br />

% kg/MWh €/MWh GW<br />

Erneuerbare Energien - - 0 0 2,5 2,5 33 33<br />

Kernenergie - - 0 0 5 5 4 37<br />

Braunkohle neu 43 41 947 1.001 86 91 3 40<br />

Braunkohle alt 38 33 1.080 1.243 98 113 13 53<br />

Steinkohle neu 47 44 731 776 146 155 8 61<br />

Steinkohle alt 40 36 854 949 170 189 7 68<br />

Erdgas neu 58 45 345 448 249 324 13 81<br />

Erdgas alt 42 25 474 806 343 582 15 96<br />

Öl und <strong>and</strong>ere fossile ET - - - - 750 800 7 103<br />

Zugrunde gelegte Annahmen zu Preisen:<br />

Ansätze für erneuerbare Energien<br />

Preis Steinkohle: 277 €/t (6.000 kcal/kg)<br />

Technologie Leistung Kapazitätsfaktor Verfügbare<br />

Leistung<br />

Preis Erdgas: 116 €/MWh th<br />

GW h/a % GW<br />

Kosten Braunkohle: 3 €/MWh th Wind <strong>of</strong>fshore 8 3.500 40,0 3,20<br />

Preis CO 2 :<br />

83 €/t<br />

Wind onshore 56 2.250 25,7 14,38<br />

Photovoltaik 59 900 10,3 6,06<br />

Biomasse 10 8.000 91,3 9,13<br />

Basis: BAFA, EEX und NEP Strom 2017<br />

Summe 133 - - 32,77<br />

Bild 5. Zugrunde gelegte Ansätze zur Erstellung einer Merit Order für Deutschl<strong>and</strong> für das<br />

Jahr <strong>2022</strong>.<br />

Tatsächlich sind die Großh<strong>and</strong>elspreise für<br />

Strom kräftig gestiegen. Die ersten sieben<br />

Monate <strong>2022</strong> (einschließlich erste zwei Augustwochen)<br />

zeigen an der EPEX SPOT mit<br />

einem Mittelwert von 217,82 €/MWh für<br />

Base-Lieferungen nochmals einen kräftigen<br />

Anstieg. Auch die künftige Preisentwicklung<br />

kann man beobachten – zumindest so, wie<br />

der Markt sie sieht: Die Terminpreiskurve<br />

zeigte zwischen Juli und August <strong>2022</strong> ebenso<br />

einen starken Anstieg. Zudem befindet sie<br />

sich in einer sehr eindeutigen „backwardation“,<br />

d.h. der Preis für Stromlieferungen base<br />

im nächsten Jahr 2023 ist (St<strong>and</strong> Mitte August<br />

<strong>2022</strong>) mit 512 €/MWh am höchsten<br />

und sinkt dann Jahr für Jahr auf 321 €/MWh<br />

im Jahr 2024 und 218 €/MWh im Jahr 2025.<br />

Der Markt rechnet also im Verlaufe des Jahres<br />

2024 mit einer gewissen Entspannung<br />

der Situation. Aber auch das ‚Ende‘ der Terminkurve<br />

ist im Vergleich zu den Preisen vor<br />

2021 deutlich erhöht, da eine sehr starke<br />

Abkehr vom Pipelinegas erwartet wird, womit<br />

sich ein höheres Preisniveau auch in den<br />

weiter entfernteren Lieferjahren ergeben<br />

wird (Bild 6 und Bild 7).<br />

Zusätzlich zu den hohen Gaspreisen kommen<br />

noch Risikoprämien – große Verbraucher<br />

von Energie sind aktuell bereit, Prämien<br />

zu bezahlen, um einen garantierten Preis<br />

für die nächsten Jahre zu haben. Daher sieht<br />

das Bild in Bezug auf Forwardpreise für die<br />

nächsten Jahre noch extremer aus: Diese<br />

lagen (St<strong>and</strong> Mitte August <strong>2022</strong>) bei<br />

213 €/MWh für 2023, bei 143 €/MWh für<br />

2024 und bei 88 €/MWh für das Lieferjahr<br />

2025 – und damit deutlich höher als Mitte<br />

Juli. Die Terminpreise sind für große Verbraucher<br />

und Stadtwerke relevant, da sie<br />

ihre Mengen im Regelfall einige Jahre im<br />

Voraus auf Termin kaufen. Energieverbraucher<br />

sollten sich also auf ein deutlich erhöh-<br />

grund des extrem gestiegenen Gas- und<br />

Kohlepreises – nicht mehr ‚gemischt‘. Auch<br />

hier kann der Strompreis grafisch nicht direkt<br />

abgeleitet werden, da stündlich geh<strong>and</strong>elt<br />

wird und in der Grafik nur durchschnittliche<br />

Brennst<strong>of</strong>f- und CO 2 -Preise sowie die<br />

durchschnittliche Verfügbarkeit der (erneuerbaren)<br />

Erzeugungsanlagen dargestellt<br />

werden. Wendet man das marginal pricing<br />

aber an einem Punkt (auf der rechten Hälfte)<br />

der Merit Order an, erkennt man, dass<br />

Strompreise und Einnahmen für alle Erzeuger<br />

deutlich höher sind als in B i l d 2 . Diese<br />

Mehreinnahmen sind umso größer, je weiter<br />

links das entsprechende Kraftwerk in der Merit<br />

Order steht – d.h. wie tief es im Geld ist‘.<br />

Die größten Mehreinnahmen haben demzufolge<br />

Erneuerbare, Kernenergie und Kohlekraftwerke.<br />

Gaskraftwerke, insbesondere<br />

wenn sie in der entsprechenden Stunde preissetzend<br />

sind, also genau am Schnittpunkt<br />

zwischen Nachfrage und Merit Order stehen,<br />

machen hingegen gemäß des Merit Order<br />

Prinzips weiterhin keine Gewinne, da der Anstieg<br />

der Einnahmen nur den Anstieg der<br />

Brennst<strong>of</strong>f- und CO 2 -kosten kompensiert.<br />

1.000<br />

900<br />

800<br />

700<br />

600<br />

500<br />

400<br />

300<br />

200<br />

100<br />

-<br />

August<br />

September<br />

Oktober<br />

Terminpreise<br />

Monat<br />

November<br />

Dezember<br />

Januar<br />

Februar<br />

März<br />

April<br />

4Q22<br />

1Q23<br />

2Q23<br />

3Q23<br />

4Q23<br />

1Q24<br />

2Q24<br />

3Q24<br />

4Q24<br />

Terminpreise<br />

Quartale<br />

1Q25<br />

2Q25<br />

2023<br />

2024<br />

2025<br />

2026<br />

2027<br />

2028<br />

2029<br />

Base (20.7.) Peak (20.7.) Base (17.8.) Peak (17.8.)<br />

Bild 6. Terminpreiskurve Strom Deutschl<strong>and</strong><br />

EEX (20 Juli und 17. August <strong>2022</strong>) – in €/MWh.<br />

700<br />

Terminpreise<br />

Jahre<br />

Monat Quartal Jahr<br />

2030<br />

2031<br />

2032<br />

600<br />

500<br />

400<br />

300<br />

200<br />

100<br />

-<br />

Januar<br />

März<br />

Mai<br />

Juli<br />

September<br />

November<br />

Januar<br />

März<br />

2Q21<br />

EPEX SPOT<br />

4Q21<br />

2Q22<br />

4Q22<br />

2Q23<br />

4Q23<br />

EEX<br />

2Q24<br />

4Q24<br />

2Q25<br />

2018<br />

Bild 7. Strom Deutschl<strong>and</strong> Mittelwerte Spotbörse EPEX SPOT und Terminpreise EEX<br />

(17. August <strong>2022</strong>) – in €/MWh.<br />

2020<br />

2024<br />

2026<br />

2028<br />

2030<br />

2032<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 33


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

250<br />

200<br />

250<br />

100<br />

50<br />

0<br />

August<br />

September<br />

Lieferung Monat Lieferung Quartale Lieferung Jahre<br />

Oktober<br />

November<br />

4Q22<br />

1Q23<br />

tes Energiepreisniveau einstellen, sowohl<br />

bei Erdgas als auch bei Strom (B i l d 8 ).<br />

Politisch wird aktuell intensiv diskutiert, ob<br />

das marginal pricing beibehalten werden<br />

soll oder wegen der stark gestiegenen Gewinne<br />

für bestimmte Erzeuger und den stark<br />

gestiegenen Kosten für die Verbraucher<br />

durch <strong>and</strong>ere Konzepte ersetzt werden sollte.<br />

Auch diese Frage soll und kann in diesem<br />

Artikel nicht umfangreich und abschließend<br />

diskutiert werden. Es macht aber auf jeden<br />

Fall Sinn, die Prinzipien und Vorteile des<br />

marginal pricings etwas genauer zu betrachten.<br />

Erstens, erscheint es auf den ersten<br />

Blick nicht logisch, dass alle Erzeuger mit<br />

den Kosten des teuersten Kraftwerks entlohnt<br />

werden, auch wenn ihre eigenen Kosten<br />

deutlich niedriger sind. Hierbei muss<br />

aber berücksichtigt werden, dass im marginal<br />

pricing immer nur kurzfristige, variable<br />

Kosten berücksichtigt werden, da nur diese<br />

für die Entscheidung relevant sind, ein<br />

Kraftwerk hochzufahren oder nicht. Die Einbeziehung<br />

<strong>and</strong>erer Kosten in den Gebotspreis<br />

wird üblicherweise sogar als ein Missbrauch<br />

von Marktmacht interpretiert und<br />

vom Regulator sanktioniert. Dies bedeutet<br />

aber, dass alle stromerzeugenden Anlagen<br />

im Laufe Ihrer Lebensdauer gewisse Gewinne<br />

aus dem marginal pricing machen müssen,<br />

um ihre Fixkosten (insbesondere Kapitalkosten)<br />

zu decken. Zwar scheint dies in<br />

der aktuellen (Brennst<strong>of</strong>fpreis-)Situation<br />

mehr als der Fall zu sein. In Zeiten niedrigerer<br />

Brennst<strong>of</strong>fpreise ist eine ausreichende<br />

Fixkostendeckung aber nicht garantiert und<br />

war in der Vergangenheit auch nicht immer<br />

gegeben. Deshalb sind bestimmte Phasen<br />

mit erhöhten Gewinnen aus dem marginal<br />

pricing nötig, um schlechtere Phasen mit<br />

nicht ausreichender Fixkostendeckung auszugleichen.<br />

Für den Verbraucher bedeutet<br />

das marginal cost pricing über einen längeren<br />

Zeitraum gesehen somit keinen Nachteil<br />

und keine erhöhten Stromkosten. Zweites<br />

lohnt ein Blick darauf, welche Anlagen besonders<br />

von hohen Brennst<strong>of</strong>fpreisen pr<strong>of</strong>itieren.<br />

Grundsätzlich treten über- und unter<br />

2Q23<br />

20.7. 17.8.<br />

Bild 8. Terminmarktpreise Erdgas Deutschl<strong>and</strong> THE EEX (20. Juli und 17. August <strong>2022</strong>) – in €/MWh.<br />

3Q23<br />

2023<br />

2024<br />

2025<br />

2026<br />

Renditen im marginal pricing immer dann<br />

auf, wenn der Kraftwerkspark nicht optimal<br />

zu den energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen,<br />

also z.B. zu den Brennst<strong>of</strong>fpreisen<br />

passt; das System ist ökonomisch nicht<br />

im Gleichgewicht. Hätte das System die<br />

Möglichkeit, schnell und ohne Friktionen<br />

auf die aktuelle Situation zu reagieren, würde<br />

es deutlich mehr Erneuerbare bauen, um<br />

Brennst<strong>of</strong>fkosten einzusparen. Diese Erneuerbaren<br />

sind es aber genau, die aktuell gemäß<br />

der Darstellung in B i l d 4 die höchsten<br />

Mehreinnahmen im Vergleich zu 2020<br />

generieren. Das marginal pricing sorgt also<br />

dafür, die höchsten Gewinne bei den Erzeugern<br />

zu generieren, die für eine effizientere<br />

und kostengünstigere Stromproduktion am<br />

dringlichsten gebraucht werden und schafft<br />

damit die höchsten Anreize, genau in diese<br />

Technologien zu investieren.<br />

Die Preissteigerungen in den letzten Wochen<br />

und Monaten führten bereits zu diversen<br />

Reaktionen. Im Privatkundenbereich<br />

gab es erste Lieferantenausfälle; Kunden<br />

wechseln auf einmal bevorzugt in den<br />

Grundversorgungstarif, da dieser preislich<br />

attraktiv wird und umgekehrt passen<br />

Grundversorger ihre Tarife deutlich an. Industriekunden,<br />

die sich langfristig mit<br />

Strom eingedeckt haben, befinden sich in<br />

einer vergleichsweise günstigen Situation,<br />

sehen aber auch nach vorne und wissen, sie<br />

müssen sich weiterhin absichern. Und es<br />

gibt auch Unternehmen, welche den richtigen<br />

Einstieg in die Absicherung immer wieder<br />

verpasst haben und nun kräftig in den<br />

Spotmarkt einzahlen. Laut einer DIHK-Umfrage<br />

10 mussten auch im Juli noch erhebliche<br />

Mengen Gas für <strong>2022</strong> beschafft werden.<br />

Rund die Hälfte der Industriebetriebe hat<br />

ihren Gasbedarf bereits abgesichert. Aber<br />

über ein Drittel mussten (St<strong>and</strong> Juli <strong>2022</strong>)<br />

noch mehr als 30 % ihres Jahresbedarfes für<br />

<strong>2022</strong> einkaufen. Das entspricht rund<br />

50 TWh Gas. Industrieunternehmen haben<br />

jedoch auch <strong>of</strong>t außerordentlich schnell reagiert:<br />

Evonik ersetzt bis zu 40 % des Erdgasbedarfs<br />

an den deutschen St<strong>and</strong>orten<br />

durch LPG (Liquefied Petroleum Gas) u.a.<br />

auch in einem Erdgaskraftwerk. 11<br />

Sollte Russl<strong>and</strong> weiter deutlich weniger<br />

oder gar kein Gas mehr liefern, ist schon<br />

jetzt klar, dass die Nachfrageseite in der<br />

nächsten Zeit einen relativ großen Beitrag<br />

leisten muss, um Angebot und Nachfrage<br />

auszugleichen. Es muss also je nach Witterung<br />

in den kommenden Wintern mehr oder<br />

weniger Gas eingespart werden. Alternative<br />

Lösungsmöglichkeiten wie ‚echte‘ Effizienzgewinne<br />

(also gleicher Output bei weniger<br />

Energieverbrauch), Aufbau alternativer<br />

Gaslieferrouten und Infrastruktur sowie der<br />

Ausbau erneuerbarer Energien brauchen<br />

eine gewisse Zeit. Inwieweit die hohen Energie-<br />

und Strompreise und die damit verbundenen<br />

Einsparungen beim Energieverbrauch<br />

ohne eine umfassende Rezession<br />

oder Härten bei der Verteilung knapper Gasmengen<br />

möglich sind bzw. stattfinden, ist<br />

aktuell noch nicht absehbar.<br />

Insbesondere für Investoren und Betreiber<br />

erneuerbarer Energien hat sich die Situation<br />

binnen sehr kurzer Zeit stark ins Positive gedreht.<br />

Vor der Covid-19-Krise wurde in Expertenkreisen<br />

darüber nachgedacht, dass<br />

aus dem EEG fallende Anlagen beim zu erwartenden<br />

Strompreisniveau nicht mehr<br />

weiterbetrieben werden können 12 . Inzwischen<br />

wird die Nutzung der sogenannten<br />

„Ü-20“-Anlagen sehr gerne mittels Corporate<br />

PPA auf zwei bis drei Jahre <strong>for</strong>tgesetzt.<br />

Ebenso finden <strong>and</strong>ere Kraftwerke auf einmal<br />

ein deutlich besseres Auskommen.<br />

2 Aktuelle Situation bei der<br />

Stromerzeugungsleistung<br />

zur Deckung des Bedarfs<br />

in Deutschl<strong>and</strong><br />

Zum 31. Mai <strong>2022</strong> existierte in Deutschl<strong>and</strong><br />

eine installierte Stromerzeugungsleistung<br />

von netto 232,0 Gigawatt (GW). 13 Davon<br />

entfielen mit 138,6 GW rund 60 % auf Erneuerbare-Energien<br />

– und mit 93,4 GW zirka<br />

40 % auf konventionelle Anlagen. Von<br />

der insgesamt installierten Leistung befinden<br />

sich 12,5 GW Kraftwerke außerhalb des<br />

Strommarktes. Das sind Braunkohlenblöcke<br />

10<br />

DIHK, Pressemitteilung: Stark gestiegene<br />

Energiepreise gefährden Produktion in<br />

Deutschl<strong>and</strong>, 25.7.<strong>2022</strong><br />

11<br />

Evonik, Pressemitteilung: Evonik substituiert<br />

an deutschen St<strong>and</strong>orten bis zu 40 % Erdgas,<br />

8.8.<strong>2022</strong><br />

12<br />

B. Glensk, R. Madlener, Energiewende @<br />

Risk: On the Continuation <strong>of</strong> Renewable Power<br />

<strong>Generation</strong> at the End <strong>of</strong> Public Policy Support,<br />

FCN Working Paper No. 05/2019 (May<br />

2019)<br />

13<br />

Beinhaltet Offshore-Windleistung in der Ausschließlichen<br />

Wirtschaftszone (Offshore);<br />

außerdem sind in den ausgewiesenen Angaben<br />

zur Stromerzeugungsleistung am Strommarkt<br />

Anlagen enthalten, die zwar in den<br />

Ländern Österreich, Luxemburg, der Schweiz<br />

oder Dänemark installiert sind, allerdings direkt<br />

ins deutsche Netz einspeisen.<br />

34 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

in Sicherheitsbereitschaft, systemrelevante<br />

Anlagen auf Basis Steinkohle, Erdgas und<br />

Mineralölprodukte, die nur auf An<strong>for</strong>derung<br />

der Übertragungsnetzbetreiber zu<br />

Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit<br />

betrieben werden (Netzreserve),<br />

vorläufig stillgelegte Anlagen auf Basis von<br />

Erdgas und Mineralölprodukten sowie Erdgas-Leistung<br />

in der Kapazitätsreserve.<br />

Die Netto-Leistung der Stromerzeugungsanlagen<br />

am Strommarkt betrug mit St<strong>and</strong><br />

31. Mai <strong>2022</strong> entsprechend 219,5 GW. Davon<br />

entfallen 81,0 GW auf konventionelle<br />

und 138,6 GW auf Erneuerbare-Energien-<br />

Anlagen (Tabelle 1, Bild 9).<br />

Die in Deutschl<strong>and</strong> in den letzten Jahren erreichte,<br />

von den Übertragungsnetzbetreibern<br />

gemessene höchste Last, die in der Regel<br />

am frühen Abend eines Wintermonats<br />

(und außerhalb der Feiertagssaison) auftritt,<br />

beträgt etwa 80 GW. Nach Angaben der<br />

Bundesnetzagentur wurde die Höchstlast im<br />

Jahr 2021 am 30. November im Zeitraum<br />

von 11:45 – 12:00 mit insgesamt 81.368 MW<br />

erreicht. Im Jahr 2020 lag die Höchstlast bei<br />

79.480 MW am 3. Dezember um 17:45 –<br />

18:00. Diese ‚Lastmessung‘ auf Basis von<br />

stündlichen Produktionsdaten der TSOs ist<br />

für Deutschl<strong>and</strong> aber nicht komplett. Grund<br />

dafür sind Industriekraftwerke, deren Produktion<br />

nicht in das öffentliche Netz eingespeist<br />

wird. Schätzungen beziffern die fehlenden<br />

Mengen auf 5 bis 10 % der stündlich<br />

gemessenen Nachfrage, so dass die tatsächliche<br />

Spitzenlast aktuell bei ca. 85 GW liegen<br />

dürfte.<br />

Für die Sicherheit der Versorgung ist maßgeblich,<br />

in welchem Umfang Stromerzeugungsleistung<br />

zum Zeitpunkt der Höchstlast<br />

als sicher verfügbar unterstellt werden kann.<br />

Der Anteil der gesicherten Leistung an der<br />

installierten Leistung ist bei den verschiedenen<br />

Technologien unterschiedlich hoch. Bei<br />

Anlagen auf Basis von Kernenergie, Steinkohle,<br />

Braunkohle und Erdgas können mehr<br />

als 90 % der installierten Leistung als gesichert<br />

eingestuft werden 14 . Am <strong>and</strong>eren<br />

Ende der B<strong>and</strong>breite rangiert die Photovoltaik<br />

(PV). Die zum Zeitpunkt der zu erwartenden<br />

Höchstlast verfügbare PV-Leistung<br />

ist mit Null anzusetzen, da in Deutschl<strong>and</strong><br />

die Höchstlast typischerweise zu einem Zeitpunkt<br />

auftritt, an dem es dunkel ist. Bei<br />

Windenergie – dies gilt insbesondere für<br />

Offshore-Anlagen – stellt sich die Situation<br />

günstiger dar. Allerdings ist nicht ausgeschlossen,<br />

dass zum Zeitpunkt der höchsten<br />

Last eine Windflaute herrscht (B i l d 10 ).<br />

Deshalb setzt etwa der Verb<strong>and</strong> der Europäischen<br />

Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-<br />

E) den Anteil der gesicherten Leistung an<br />

der installierten Kapazität mit


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Lauf- und Speicherwasser<br />

Biomasse<br />

Solare Strahlungsenergie<br />

Wind <strong>of</strong>fshore<br />

Wind onshore<br />

Sonstige Energie<br />

Pumpspeicher<br />

Mineralöl<br />

Erdgas<br />

Steinkohle<br />

Braunkohle<br />

Kernenergie<br />

Nettoleistung der<br />

Anlagen am Strommarkt<br />

in MW zum<br />

Anfang <strong>2022</strong>*<br />

219.536<br />

4.878<br />

9.492<br />

59.297<br />

7.774<br />

56.080<br />

5.927<br />

2.907 9.778<br />

27.883<br />

14.746<br />

16.718<br />

4.056<br />

Gesicherte Leistung<br />

in MW<br />

Anfang <strong>2022</strong>**<br />

80.431<br />

1.366 311<br />

0 5.695 561<br />

2.704 7.822<br />

3.556<br />

25.931<br />

13.419<br />

15.213 3.853<br />

Die gesicherte Leistung<br />

verringert sich aufgrund<br />

des Kernenergieausstiegs<br />

und der Regelungen<br />

gemäß Kohleausstiegsgesetz<br />

bis 2025 auf<br />

< 75.000 MW<br />

Die Übertragungsnetzbetreiber<br />

gehen für 2021<br />

und <strong>2022</strong> von einer<br />

Spitzenlast von 82.600 MW<br />

und von 81.100 MW unter<br />

Berücksichtigung der<br />

Lastminderungspotentiale<br />

aus.<br />

* Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am Strommarkt gemäß Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, St<strong>and</strong> 31.05.<strong>2022</strong><br />

(Erneuerbare Energien-Anlagen zum 31.12.2021 erfasst). Zusätzlich hat die Bundesnetzagentur 12.489 MW-Anlagen außerhalb des<br />

Strommarktes erfasst. Dazu zählen u. a. die Anlagen in Sicherheitsbereitschaft und Netzreservekraftwerke.<br />

** Rechnerische Ermittlung unter Ansatz der durchschnittlichen Ausfallraten bei konventionellen Kraftwerken bzw. Nichtverfügbarkeitsraten<br />

bei Erneuerbare Energien-Anlagen. Die betragen laut Angabe der Übertragungsnetzbetreiber und von ENTSO-E 5 % bei Kernenergie,<br />

9 % bei Braunkohle und Steinkohle, 7 % bei Erdgas, 72 % bei Laufwasser, 40 %, bei Biomasse, 20 % bei Pumpspeichern, 99 % bei Wind<br />

onshore, 96 % bei Wind <strong>of</strong>fshore und 100 % bei Photovoltaik.<br />

Bild 9. Ableitung der gesicherten Leistung von der Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am<br />

deutschen Strommarkt<br />

Installierte Leistung (in MW)<br />

Gesicherte Leistung (in %)<br />

4.056<br />

95 %<br />

Kernenergie<br />

18.898* 19.045**<br />

Braunkohle<br />

91 % 91 %<br />

Steinkohle<br />

32.085***<br />

93 %<br />

Erdgas<br />

Als gesicherte Leistung oder auch Leistungskredit wird der prozentuale Anteil der Nennleistung eines Kraftwerks<br />

bezeichnet, welcher statistisch gesehen zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast zuverlässig zur Verfügung steht.<br />

* davon 1.886 MW in Sicherheitsbereitschaft und 294 MW<br />

vorläufig stillgelegt<br />

** davon 4.299 außerhalb des Strommarktes (Netzreserve)<br />

Wasser<br />

56.080<br />

4.878<br />

28 % 1 %<br />

Wind Onshore<br />

wind Offshore<br />

59.297<br />

Photovoltaik<br />

Biomasse<br />

Pumpspeicher<br />

*** davon 4.202 MW außerhalb des Strommarktes<br />

1.382 MW Netzreserve und 1.557 MW vorläufig stillgelegte Anlagen<br />

und 1.263 MW Kapazitätsreserve)<br />

Quellen: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste St<strong>and</strong> 31.05.<strong>2022</strong> (EEG-Anlagen ausgewertet zum 31.12.2021); ÜNB (Ausfallraten bei konventionellen Kraftwerken<br />

bzw. Nichtverfügbarkeitsraten bei erneuerbaren Energien laut Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017 - 2021,<br />

23. Januar 2019 sowie Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018 - <strong>2022</strong>, St<strong>and</strong> 18.02.2020), ENTSO-E (laut ENTSO-E<br />

variieren die Nichtverfügbarkeiten bei Wind zwischen 96 und 98 %)<br />

Bild 10. Installierte und gesicherte Leistung (31.05.<strong>2022</strong>)<br />

7.774<br />

9.492 9.778<br />

4 % 0 % 60 % 80 %<br />

4,0 GW aus. Damit errechnet sich mit St<strong>and</strong><br />

2025 eine gesamte installierte konventionelle<br />

Kraftwerksleistung von 86,2 GW<br />

(B i l d 11 ). Bis 2030 verbleiben würden gemäß<br />

dem gesetzlich vorgegebenen Kohleausstiegspfad<br />

nach KVBG noch Kapazitäten<br />

in Höhe von 8 GW Steinkohle und 9 GW<br />

Braunkohle. Das wäre fast eine Halbierung<br />

im Vergleich zum St<strong>and</strong> 31. Mai <strong>2022</strong>.<br />

Bei einem auf 2030 vorgezogenen kompletten<br />

Kohleausstieg würden von der gegenwärtig<br />

installierten fossil gefeuerten Kraftwerkskapazität<br />

nur noch 41,7 GW – darunter<br />

32,1 GW auf Basis Erdgas – verbleiben<br />

(4,7 GW Mineralölprodukte und 4,9 GW<br />

sonstige Nicht-Erneuerbare Energien), soweit<br />

bis dahin nicht auch Stilllegungen im<br />

Bereich dieser Anlagen erfolgen. Weitere<br />

Kapazitäten, die nicht auf erneuerbaren<br />

Energien basieren, bilden die Pumpspeicherkraftwerke.<br />

Deren gesamte Leistung<br />

wird zum 31. Mai <strong>2022</strong> einschließlich der<br />

Anlagen, die im Ausl<strong>and</strong> installiert sind aber<br />

direkt ins deutsche Netz einspeisen, auf<br />

9,8 GW beziffert. Das wäre fast eine Halbierung<br />

im Vergleich zum St<strong>and</strong> 31. Mai <strong>2022</strong>,<br />

für den die installierte Leistung an konventioneller<br />

Kapazität auf 93,5 GW beziffert<br />

wird.<br />

Der Kraftwerkspark ändert sich auch in<br />

<strong>and</strong>eren europäischen Ländern<br />

Die gegenwärtig auch in unseren Nachbarstaaten<br />

teilweise noch reichlich verfügbare<br />

steuerbare Kapazität wird sich verringern.<br />

Es ist damit zu rechnen, dass die Kapazität<br />

der Kohlekraftwerke nicht nur in Deutschl<strong>and</strong>,<br />

sondern auch in einer Reihe weiterer<br />

Staaten bis 2030 deutlich niedriger ausfällt<br />

als heute. Das gilt für Polen, Tschechien,<br />

Slowakei, Ungarn, Rumänien, Griechenl<strong>and</strong>,<br />

Niederl<strong>and</strong>e, Italien, Großbritannien,<br />

Irl<strong>and</strong>, Frankreich, Spanien, Finnl<strong>and</strong> und<br />

Dänemark. In diesen Staaten ist – mit Ausnahme<br />

von Polen – eine Beendigung der<br />

Kohleverstromung bis 2030 beschlossen<br />

worden (B i l d 1 2 ). Die <strong>International</strong>e<br />

Bei Stilllegung der noch verbliebenen Kernkraftwerks-Blöcke<br />

Neckarwestheim II, Emsl<strong>and</strong><br />

und Isar 2 zum Ende des Jahres <strong>2022</strong><br />

vermindert sich die steuerbare Leistung um<br />

4,1 GW im Vergleich zum St<strong>and</strong> 31. Mai<br />

<strong>2022</strong>. Die endgültige Stilllegung der gegenwärtig<br />

noch in Sicherheitsbereitschaft befindlichen<br />

Braunkohlekraftwerke mit zusammen<br />

1,8 GW war bis Frühjahr <strong>2022</strong> noch<br />

zum 1. Oktober <strong>2022</strong> bzw. 1. Oktober 2023<br />

geplant. Darüber hinaus war nach Angaben<br />

der Bundesnetzagentur vorgesehen, bis<br />

2025 Steinkohle- und Braunkohlekraftwerks-Leistung<br />

gemäß KVBG 15 in Höhe von<br />

5,4 GW außer Betrieb zu setzen. Die Bundesnetzagentur<br />

geht bis 2025 von der Inbetriebnahme<br />

neuer konventioneller Kapazitäten,<br />

insbesondere Erdgas, in Höhe von<br />

in Gigawatt<br />

100<br />

93,5*<br />

Kernenergieausstieg: - 4,1 GW<br />

Sicherheitsbereitschaft: - 1,8 GW<br />

Kohleausstieg**: - 5,4 GW<br />

Neubau: + 4,0 GW<br />

86,2<br />

<strong>2022</strong> 2025<br />

Höchste<br />

Netzlast<br />

2021<br />

* Installierte Nettoleistung einschließlich der Kraftwerke außerhalb des Strommarktes von 12,5 GW<br />

** Gesetzliche Stilllegungen (KVBG): Ausstiegspfad Braunkohle: 1.652 MW; Ausschreibung der dritten, vierten und fünfen Runde: 3.681 MW<br />

Quelle: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste, St<strong>and</strong> 31.05.<strong>2022</strong><br />

15<br />

Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />

Bild 11. Entwicklung der konventionellen Stromerzeugungskapazitäten in Deutschl<strong>and</strong> bis 2025.<br />

36 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Keine Nutzung der Kohle<br />

zur Stromerzeugung<br />

Kohleausstieg<br />

beschlossen<br />

Kohleausstiegsdiskussion<br />

noch nicht begonnen<br />

Anteil Kohle an der<br />

gesamten Stromerzeugung<br />

2021 in %<br />

EU-27: 15,2 %<br />

Quelle: Europe Beyond Coal (<strong>2022</strong>). Europe‘s Coal Exit, Overview <strong>of</strong> National Coal Phase out Commitments. Updated 2 June <strong>2022</strong>;<br />

https://beyond-coal.eu/europes-coal-exit/<br />

Bild 12. Nationale Zusagen zum Kohleausstieg in Europa unter Angabe des Termins für den<br />

Kohleausstieg.<br />

Energie Agentur (IEA) kommt in Abhängigkeit<br />

der verschiedenen modellierten Szenarien<br />

zu Ergebnissen, die diesen Trend bestätigen<br />

(Ta b e l l e 2 ). Für die gesamte EU-27<br />

wird – einschließlich Deutschl<strong>and</strong> – von einem<br />

Rückgang der Kohlekraftwerkskapazität<br />

bis 2030 auf 43,4 GW im Stated Policy<br />

Scenario (SPS) und auf 23,7 GW in den Szenarien<br />

Announced Pledges (APS) sowie Sustainable<br />

Development (SDS) ausgegangen.<br />

Das wäre ein Abbau zwischen 92,5 und<br />

112,2 GW im Vergleich zum St<strong>and</strong> des Jahres<br />

2020. Hinzu kommt ein Abbau der Leistung<br />

von Kernkraftwerken, der trotz der für<br />

Finnl<strong>and</strong> erwarteten Kapazitätsaufstockung<br />

und der unveränderten Leistung in Tschekraftwerken<br />

und zur Reduzierung des Gasverbrauchs<br />

im Stromsektor angenommen.<br />

Ziel des sogenannten Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes<br />

(EKBG) ist es, dem<br />

Strommarkt für einen befristeten Zeitraum<br />

zusätzliche Erzeugungskapazitäten mit den<br />

Energieträgern Stein- und Braunkohle sowie<br />

Mineralöl zur Verfügung zu stellen. Dazu<br />

sollen Kraftwerke genutzt werden, die gegenwärtig<br />

nur eingeschränkt verfügbar sind,<br />

demnächst stillgelegt würden oder sich in<br />

einer Reserve befinden. Da davon auszugehen<br />

ist, dass es sich um eine vorübergehende<br />

Lage h<strong>and</strong>elt, werden die Maßnahmen befristet.<br />

Außerdem kehren die Kraftwerke nur<br />

dann in den Strommarkt zurück, wenn dies<br />

er<strong>for</strong>derlich ist, um eine Gefährdung des<br />

Gasversorgungssystems abzuwenden. Dazu<br />

gehört unter <strong>and</strong>erem, dass die derzeit in der<br />

Sicherheitsbereitschaft nach § 13g EnWG<br />

stehenden Braunkohlen- Kraftwerksblöcke<br />

Niederaußem E + F, Neurath C sowie<br />

Jänschwalde E + F ab dem 1.10.<strong>2022</strong> bis<br />

zum 31.03.2024 in eine Versorgungsreserve<br />

überführt werden und bei Bedarf wieder am<br />

Strommarkt teilnehmen können, um Erdgas<br />

Tab. 2. Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in der EU-27 gemäß Szenarien des World Energy Outlook 2021 der<br />

<strong>International</strong> Energy Agency.<br />

Jahr<br />

Erneuerbare<br />

Energien<br />

Fossil<br />

mit<br />

CCS<br />

Kohle<br />

ohne<br />

CCS<br />

GW<br />

Stated Policy Scenario<br />

Erdgas<br />

ohne<br />

CCS<br />

Kernenergie<br />

Wasserst<strong>of</strong>f<br />

Ölprodukte<br />

Batteriespeicher<br />

Gesamt<br />

2020 510,1 109,1 0 0 135,9 182,8 34,7 2,5 975,1<br />

2030 893,8 92,6 0 0 43,4 206,4 18,1 14,9 1.269,2<br />

2035 1.010,6 84,4 0 0 20,6 212,3 14,3 40,4 1.382,6<br />

2040 1.061,6 82,5 0 0 12,6 215,6 10,2 75,7 1.458,2<br />

2045 1.086,6 82,5 0 0 12,3 194,8 7,8 99,8 1.483,7<br />

2050 1.106,1 82,5 0 0 10,8 161,9 6,3 130,0 1.497,6<br />

Announced Pledges und Sustainable Development Scenario<br />

2020 510,1 109,1 0 0 135,9 182,8 34,7 2,5 975,1<br />

2030 1.069,4 98,2 0 0,3 23,7 163,7 10,8 49,9 1.416,0<br />

2035 1.317,2 94,6 0 4,0 1,4 137,0 0,9 92,7 1.647,7<br />

2040 1.489,5 98,6 32,7 7,9 0,4 87,4 0 137,3 1.853,9<br />

2045 1.588,1 99,4 71,2 10,7 0,0 26,2 0 170,6 1.966,3<br />

2050 1.647,1 99,4 73,3 12,7 0 23,9 0 193,9 2.050,3<br />

Quelle: <strong>International</strong> Energy Agency, World Energy Outlook 2021, Paris, Oktober 2021<br />

16<br />

<strong>International</strong> Energy Agency (2021)<br />

chien bis 2030 für die EU-27 auf 16,5 GW<br />

(SPS) bzw. 10,9 GW (APS und SDS) im Vergleich<br />

zum Jahr 2020 beziffert wird. 16 Davon<br />

sind 8,1 GW Deutschl<strong>and</strong> zuzurechnen.<br />

Ein Teil dieses erwarteten Kapazitätsabbaus<br />

bei Kohle und Kernenergie wird durch einen<br />

Brutto-Zubau an Erdgas befeuerten KWK-<br />

Anlagen im europäischen Ausl<strong>and</strong> bis 2030<br />

kompensiert.<br />

Um die angespannte Lage auf den Energiemärkten<br />

zu entlasten, haben Bundestag und<br />

Bundesrat am 7. bzw. 8 Juli <strong>2022</strong> einen Gesetzentwurf<br />

zur Bereithaltung von Ersatzin<br />

der Stromerzeugung zu ersetzen. Dies bedeutet<br />

in Konsequenz aber nicht nur längeres<br />

Vorhalten von Kohlekraftwerken für Extremsituationen,<br />

sondern auch signifikant<br />

höhere Stromproduktion aus Kohle und damit<br />

verbundene CO 2 -Emissionen.<br />

Neue Optionen für kurzfristige<br />

Flexibilität werden zunehmend<br />

implementiert<br />

Die Kapazität von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken<br />

wird für Deutschl<strong>and</strong> bis<br />

2030 als konstant angenommen. 17 Pump-<br />

17<br />

r2b <strong>energy</strong> consulting/Consentec/Fraunh<strong>of</strong>er<br />

ISI/TEP Energy (2021)<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 37


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

speicher liefern den Löwenanteil an Leistung<br />

und Energie: 6,2 GW sind in Deutschl<strong>and</strong><br />

installiert mit einem Speichervolumen<br />

von rund 40 GWh. Die Batteriespeicherkapazität<br />

belief sich Ende 2021 auf rund<br />

4,5 GWh. Bei den stationären Batteriespeichern<br />

dominieren die Heimspeichersysteme<br />

mit einer Kapazität von bis zu 30 kWh. Insgesamt<br />

wird für Ende 2021 von einem Best<strong>and</strong><br />

von 430.000 Heimspeichern in<br />

Deutschl<strong>and</strong> ausgegangen. Zu diesem Zeitpunkt<br />

waren insgesamt 3,54 GWh Batteriespeicherkapazität<br />

mit 1.940 MW Leistung<br />

an Heimspeichern in Deutschl<strong>and</strong> installiert<br />

18 . Gewerbespeicher werden als Speichersysteme<br />

zwischen 30 kWh und 1 MWh<br />

definiert. Die Zahl der Großspeicher (Anlagenklasse<br />

ab 1 MWh) beläuft sich mit St<strong>and</strong><br />

Ende 2021 auf 97. Der Best<strong>and</strong> an Elektr<strong>of</strong>ahrzeugen<br />

wird zum Jahresende 2021 auf<br />

1,27 Millionen veranschlagt (39,59 GWh<br />

mit Gleichstrom von 51,84 GW und Wechselstrom<br />

von 7,71 GW). Diese EV-Kapazitäten<br />

stehen aber nur bedingt für Flexibilität<br />

zur Verfügung: erstens ist deren Nutzung<br />

nur dann möglich, wenn das Elektroauto<br />

auch gerade an das Netz angeschlossen ist<br />

und die technischen Steuerungen dafür eingerichtet<br />

sind. Zweitens muss dies auch vertraglich<br />

geregelt sein. Das Potential ist aber<br />

<strong>of</strong>fenbar erheblich.<br />

Als weitere Flexibilitätsoptionen kommen<br />

Netzersatzanlagen (NEA), Dem<strong>and</strong> Side<br />

Management (DSM) und Großbatteriespeicher<br />

in Betracht. NEA, die zur Notstromversorgung<br />

(bei lokalen Versorgungsunterbrechungen)<br />

genutzt werden können, bestehen<br />

üblicherweise aus einem mit Diesel oder<br />

Erdgas betriebenen Motor und einem Generator.<br />

In einem dem Bundesministerium für<br />

Wirtschaft und Energie im April 2021 vorgelegten<br />

Projektbericht wird die dadurch in<br />

Deutschl<strong>and</strong> wirtschaftlich erschließbare<br />

installierte Leistung in einer Größenordnung<br />

von 4,5 GW angenommen. Das in<br />

Deutschl<strong>and</strong> über das verfügbare Potenzial<br />

hinausgehende wirtschaftlich erschließbare<br />

Lastreduktionspotenzial der Industrie (freiwilliger<br />

Lastverzicht der Industrie gegen<br />

Vergütung – DSM) wird in der gleichen Studie<br />

für 2030 auf 15,6 GW hochgerechnet.<br />

Bezüglich der Entwicklung von Großbatteriespeichern<br />

wird in diesem Projektbericht<br />

für Deutschl<strong>and</strong> von einem Kapazitätsanstieg<br />

von 0,6 GW im Jahr 2021 auf 2 GW im<br />

Jahr 2030 ausgegangen. 19<br />

3 Aktuelle Situation bei der<br />

Brennst<strong>of</strong>fversorgung<br />

18<br />

E.ON ERC / RWTH Aachen, The development<br />

<strong>of</strong> battery storage systems in Germany – A<br />

market review (status <strong>2022</strong>), Jan Figgener et<br />

al. https://arxiv.org/abs/2203.06762<br />

19<br />

r2b <strong>energy</strong> consulting/Consentec/Fraunh<strong>of</strong>er<br />

ISI/TEP Energy (2021)<br />

Die im obigen Abschnitt vorgenommene Betrachtung<br />

zur Versorgungssicherheit fokussiert<br />

(wie traditionell üblich) auf die Verfügbarkeit<br />

von elektrischer Leistung in Zeiten<br />

der Spitzenlast oder Spitzen-Residuallast.<br />

Durch die komplexe Interaktion von fluktuierender<br />

Erneuerbaren-Einspeisung und<br />

Stromspeichern werden zumindest probabilistische<br />

Verfahren und Simulationstechniken<br />

eingesetzt, um den Bedarf an gesicherter<br />

thermischer Leistung zu ermitteln. Dies<br />

ändert jedoch nichts an der genannten Fokussierung<br />

auf elektrische Leistung.<br />

Seit dem russischen Einmarsch in die Ukraine<br />

ist die ausreichende Versorgung (der<br />

Kraftwerke) mit Brennst<strong>of</strong>fen in den Fokus<br />

gerückt. Denn die implizit unterstellte garantierte<br />

Versorgung der Kraftwerke mit<br />

Brennst<strong>of</strong>fen bedeutet gerade den Vorteil<br />

dieser Anlagen z.B. gegenüber Stromspeichern.<br />

In Texas hatte die Vereisung der Gasinfrastruktur<br />

zu Problemen bei der Stromversorgung<br />

in der Kältewelle im März 2021<br />

geführt. Auch hier (natürlich aus <strong>and</strong>eren<br />

Gründen) konnten die Gaskraftwerke nicht<br />

mit Brennst<strong>of</strong>f versorgt werden, so dass die<br />

Sicherheit der Versorgung mit Strom trotz<br />

zu diesem Zeitpunkt ausreichender gesicherter<br />

elektrischer Leistung gefährdet wurde.<br />

Als ein weiteres Beispiel kann die Versorgung<br />

der Steinkohle-Kraftwerke entlang der<br />

Rheinschiene genannt werden. Im Sommer<br />

<strong>2022</strong> haben Trockenheit und hohe Temperaturen<br />

den Wasserst<strong>and</strong> stark sinken lassen.<br />

Folge war, dass die Belieferung der Kraftwerke<br />

insbesondere in Hessen und Baden-<br />

Württemberg aus den Importhäfen Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen<br />

(ARA) eingeschränkt<br />

war. Aufgrund der niedrigen<br />

Pegelstände konnten die Binnenschiffe<br />

nicht mehr entsprechend ihrer vollen Kapazität<br />

beladen werden.<br />

Diese Beispiele verdeutlichen den Vorteil<br />

heimischer Energieträger – dies gilt insbesondere<br />

für Erneuerbare und Braunkohle,<br />

die vergleichbaren Beeinträchtigungen<br />

nicht unterliegen. Wesentlich ist ferner die<br />

Lagerbarkeit der Brennst<strong>of</strong>fe zur Deckung<br />

des saisonalen Bedarfs. Dies gilt z.B. für<br />

Steinkohle oder Erdgas.<br />

Besonders günstig stellt sich die Brennst<strong>of</strong>fversorgung<br />

der Kraftwerke mit Braunkohle<br />

unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit der<br />

Versorgung dar. Aus den in Deutschl<strong>and</strong> bestehenden<br />

Tagebauen wurden zwischen den<br />

Jahren 2000 und 2020 bis zu 183 Millionen<br />

Tonnen jährlich gefördert und überwiegend<br />

verstromt. Im Jahr 2021 belief sich die in<br />

den drei Revieren Rheinl<strong>and</strong>, Lausitz und<br />

Mitteldeutschl<strong>and</strong> realisierte Fördermenge<br />

auf 126,3 Millionen Tonnen entsprechend<br />

einem Heizwert von 39,3 Millionen Tonnen<br />

Steinkohleneinheiten. Davon waren mit<br />

113,6 Millionen Tonnen rund 90 % zur<br />

Strom- und Wärmeerzeugung in Kraftwerken<br />

eingesetzt worden. Die Kraftwerke befinden<br />

sich überwiegend in unmittelbarer<br />

Nähe der Tagebaue. Ihre Belieferung mit<br />

Rohbraunkohle erfolgt über B<strong>and</strong>anlagen<br />

oder im Zugbetrieb. Zum großen Teil sind<br />

Bergbau, Stromerzeugungsanlagen und die<br />

zugehörige Infrastruktur in jeweils einem<br />

Unternehmen gebündelt. Das gilt insbesondere<br />

für das Rheinische Revier. Die Tagebaue<br />

stellen im Prinzip den Speicher dar, auf<br />

den mittels Förderung zur Versorgung der<br />

Kraftwerke zugegriffen wird. Zur Überbrückung<br />

kurzfristiger Schwankungen zwischen<br />

Gewinnung der Braunkohle und Bedarf<br />

der Kraftwerke werden Vorratsmengen<br />

in Bunkern vorgehalten. Auch in Kälte- oder<br />

in Hitzeperioden hat sich dieses System stets<br />

als resilient erwiesen. Zur Kühlung kann bei<br />

Braunkohlenkraftwerken, statt Wasser aus<br />

Oberflächengewässern zu entnehmen, direkt<br />

auf das gehobene und beh<strong>and</strong>elte Grubenwasser<br />

zurückgegriffen werden. Damit<br />

braucht auch bei großer Hitze und Trockenheit<br />

keine Einschränkung in der Fahrweise<br />

der Anlagen vorgenommen zu werden.<br />

Bei Kernenergie besteht zwar eine Brennst<strong>of</strong>f-Abhängigkeit<br />

von 100 %. Angesichts<br />

der vorgehaltenen Brennst<strong>of</strong>fvorräte mit<br />

mehrjähriger Reichweite kann der Kernenergie<br />

unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit<br />

der Versorgung jedoch der gleiche<br />

Stellenwert beigemessen werden wie heimischen<br />

Energieträgern. Entsprechend wird<br />

die Kernenergie in internationalen Statistiken<br />

auch bei Versorgung mit Brennstäben<br />

aus dem Ausl<strong>and</strong> regelmäßig den heimischen<br />

Energien zugerechnet.<br />

Bei Steinkohle ist Deutschl<strong>and</strong> seit Stilllegung<br />

der letzten Zechen Ende 2018 zu 100 %<br />

auf Importe angewiesen. Im Jahr 2021 waren<br />

41,1 Millionen Tonnen Steinkohle nach<br />

Deutschl<strong>and</strong> eingeführt worden. Davon entfielen<br />

25,8 Millionen Tonnen auf Kesselkohlen,<br />

die vor allem zur Stromerzeugung genutzt<br />

werden. Mit einem Anteil von 70,5 %<br />

war die Russische Föderation 2021 der für<br />

Deutschl<strong>and</strong> wichtigste Lieferant von Kesselkohle.<br />

Das Sanktionspaket der EU vom 8.<br />

April <strong>2022</strong> sieht ein Importverbot von russischer<br />

Kohle vor. Danach ist der Abschluss<br />

neuer Kohle-Importverträge untersagt. Alle<br />

bestehenden Verträge mit russischen Lieferanten<br />

mussten binnen vier Monaten seit<br />

Inkrafttreten der Regelungen gekündigt<br />

werden. Damit endete am 10. August <strong>2022</strong><br />

die Übergangsfrist für das Wirksamwerden<br />

des Embargos auf russische Kohle. Trotz dieser<br />

Situation haben sich keine Lieferprobleme<br />

bei Steinkohle zur Versorgung der Kraftwerke<br />

eingestellt. Der Weltmarkt ist ausreichend<br />

liquide. Die Lieferungen aus Russl<strong>and</strong><br />

können aus Staaten wie vor allem Kolumbien,<br />

USA und Südafrika ersetzt werden. Allerdings<br />

hat die insgesamt angespannte Situation<br />

auf den internationalen Energie-<br />

Beschaffungsmärkten zu historischen<br />

Höchstständen bei den Preisen auch für<br />

Steinkohle geführt. Zur Sicherheit der Versorgung<br />

trägt auch bei, dass die Betreiber<br />

von Steinkohle-Kraftwerken Brennst<strong>of</strong>fvorräte<br />

für in der Regel mehrere Wochen vorhalten.<br />

Zur Vermeidung von Einschränkungen<br />

im Binnentransport von Steinkohle hat<br />

die Bundesregierung eine Verordnung erlassen,<br />

die darauf abzielt, Energietransporte<br />

38 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

gegenüber <strong>and</strong>eren Lieferungen zu priorisieren.<br />

Während im Jahr 2021 vom gesamten Verbrauch<br />

in Deutschl<strong>and</strong> bei Braunkohle rund<br />

90 % und bei Steinkohle fast die Hälfte in<br />

Kraftwerken eingesetzt wurden, belief sich<br />

der Anteil des zur Stromerzeugung genutzten<br />

Erdgases auf 13 %. Die inländische Förderung<br />

an Erdgas hat 2021 lediglich mit 5 %<br />

zum gesamten Aufkommen beigetragen.<br />

95 % mussten durch Importe bereitgestellt<br />

werden. Dabei h<strong>and</strong>elt es sich zum ganz<br />

überwiegenden Teil – mehr als 95 % – um<br />

Pipelinegas. Wichtigste Lieferanten sind<br />

Russl<strong>and</strong>, Norwegen und Niederl<strong>and</strong>e. Der<br />

Anteil Russl<strong>and</strong>s an der Deckung des Bedarfs<br />

in Deutschl<strong>and</strong> hatte sich von rund einem<br />

Drittel im Jahr 2011 auf gut die Hälfte<br />

im Jahr 2021 erhöht. In Deutschl<strong>and</strong> hat<br />

man sich in der Vergangenheit auf die Versorgung<br />

des im Vergleich zu LNG kostengünstigeren<br />

Pipeline-Gases verlassen. Die<br />

Errichtung von LNG-Einfuhrterminals hatte<br />

sich nicht als wirtschaftliche Alternative<br />

dargestellt. Versorgungssicherheit wurde –<br />

trotz mangelnder Diversifizierung der Bezugsquellen<br />

– als gegeben angesehen.<br />

Der Einmarsch russischer Truppen in die<br />

Ukraine am 24. Februar <strong>2022</strong> hat die Situation<br />

komplett verändert. Die Bemühungen<br />

sind jetzt darauf gerichtet, zum einen den<br />

Anteil russischer Lieferungen auf allenfalls<br />

noch 10 % bis 2024 zu begrenzen und zum<br />

<strong>and</strong>eren die Infrastruktur für den direkten<br />

Import von LNG nach Deutschl<strong>and</strong> zu schaffen.<br />

Außerdem sind inzwischen gesetzliche<br />

Regelungen getr<strong>of</strong>fen worden, die sicherstellen<br />

sollen, dass im Einzelnen konkretisierte<br />

stichtagsscharfe Vorgaben für die Füllstände<br />

der bestehenden Gasspeicher eingehalten<br />

werden.<br />

Noch innerhalb des ersten Halbjahres <strong>2022</strong><br />

wurden vier schwimmende Flüssigerdgas-<br />

Terminals (FSRU) angemietet. Zwei der Regasifizierungsschiffe<br />

sollen noch im Jahr<br />

<strong>2022</strong> in Brunsbüttel und Wilhelmshaven zur<br />

Verfügung stehen und zum Jahreswechsel<br />

<strong>2022</strong>/2023 einsatzbereit sein. Vorgesehen<br />

ist, dass in Wilhelmshaven dann bis zu 5 Milliarden<br />

m 3 /Jahr ins Gasnetz eingespeist<br />

werden können. Für die FRSU in Brunsbüttel<br />

wird ebenso eine Regasifizierungskapazität<br />

von 5 Milliarden m 3 jährlich erwartet.<br />

Aufgrund von Restriktionen im Gasnetz<br />

wird der maximale Wert erst für den Winter<br />

2023 erwartet. Die FSRU-Schiffe für die<br />

St<strong>and</strong>orte in Stade und Lubmin werden voraussichtlich<br />

ab Mai 2023 verfügbar sein. Die<br />

Betriebsbereitschaft beider St<strong>and</strong>orte könnte<br />

bis Ende 2023 hergestellt sein. In Lubmin<br />

soll bis Ende des Jahres <strong>2022</strong> noch ein weiteres<br />

und damit insgesamt fünftes LNG-Terminal<br />

in Deutschl<strong>and</strong> entstehen, realisiert<br />

von einem privaten Konsortium. Bereits im<br />

Dezember <strong>2022</strong> soll das Terminal 4,5 Milliarden<br />

m 3 in das deutsche Ferngasleitungsnetz<br />

einspeisen können. Langfristig wird<br />

auch eine Diversifizierung durch weitere<br />

Pipeline-Verbindungen zwischen Lieferländern<br />

und Deutschl<strong>and</strong> angestrebt. Unter der<br />

Annahme, dass die FSRUs in Stade und Lubmin<br />

ebenso 5 Milliarden m 3 Kapazität haben,<br />

erhält man eine Gesamtkapazität von<br />

24,5 Milliarden m³. Zum Vergleich: Nord<br />

Stream 1 hat eine nominelle Kapazität von<br />

55 Milliarden m³.<br />

Mit der Schaffung dieser Kapazitäten allein<br />

ist die Versorgung mit Erdgas aus alternativen<br />

Quellen aber noch nicht sichergestellt.<br />

Vielmehr müssen die er<strong>for</strong>derlichen Mengen<br />

auf den internationalen Märkten beschafft<br />

werden. Als Lieferanten kommen die<br />

USA, mittelfristig auch Kanada, sowie insbesondere<br />

Staaten des Mittleren Ostens und<br />

des afrikanischen Kontinents in Betracht.<br />

Auch Australien gehört – neben USA und<br />

Katar – zu den drei größten Anbietern von<br />

LNG und kommt grundsätzlich ebenfalls als<br />

Lieferant für Deutschl<strong>and</strong> in Betracht. Russl<strong>and</strong><br />

st<strong>and</strong> 2021 an vierter Stelle in der<br />

Rangliste der größten LNG-Exporteure. Zu<br />

den wichtigsten LNG-Exporteuren gehörten<br />

2021 ferner Länder in Asien, wie Indonesien,<br />

Malaysia, Papua Neu-Guinea und Brunei<br />

sowie Trinidad & Tobago und Peru in Mittelund<br />

Südamerika 20 . Insgesamt zählte man<br />

2021 19 Exportländer.<br />

Die Verträge zur Belieferung mit LNG sind<br />

<strong>of</strong>t langfristig ausgelegt: rund 30 % werden<br />

auf Spot-Basis geh<strong>and</strong>elt (Laufzeit der Verträge<br />

kleiner vier Jahre) – die volumengewichtete<br />

Vertragslaufzeit der länger laufenden<br />

Verträge lag bei 15,3 Jahre im Jahr<br />

<strong>2022</strong>. Zudem hat Deutschl<strong>and</strong> und auch die<br />

EU eine klare Klimaagenda, d.h. eine langfristig<br />

gesicherte Abnahme von LNG ist nicht<br />

zu erwarten. Konsequenterweise gibt es für<br />

potentielle Exporteure von LNG attraktivere<br />

Abnehmer bzw. der Vertragspreis für LNG<br />

muss die Nachteile für Exporteure nach<br />

Deutschl<strong>and</strong> kompensieren. Die höhere<br />

Zahlungsbereitschaft deutscher LNG-Abnehmer<br />

führt allerdings auch zu Mangel an<br />

<strong>and</strong>eren Orten, an welchen diese Preise<br />

nicht mehr gezahlt werden können 21 .<br />

Als weiterer wichtiger Schritt zur Verbesserung<br />

der Versorgungssicherheit hatte der<br />

Deutsche Bundestag Ende April <strong>2022</strong> eine<br />

Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes<br />

zur Einführung von Füllst<strong>and</strong>svorgaben für<br />

Gasspeicheranlagen („Gasspeichergesetz“)<br />

beschlossen. Mit dem am 30. April <strong>2022</strong> in<br />

Kraft getretenen Gesetz soll gewährleistet<br />

werden, dass die Gasspeicher in Deutschl<strong>and</strong><br />

– im Rahmen des tatsächlichen Gasangebots<br />

– zu Beginn des Winters ausreichend<br />

befüllt sind. Die Verantwortung dafür tragen<br />

primär die Marktakteure. Mit Ministerverordnung<br />

vom 29. Juli <strong>2022</strong> wurden die<br />

20<br />

<strong>International</strong> Group <strong>of</strong> LNG Importers, GI-<br />

IGNL <strong>2022</strong> Annual Report<br />

21<br />

Matthias Peer, Klaus Ehringfeld, Wolfgang<br />

Drechsler, Europa kauft gigantische Mengen<br />

Flüssiggas – „Das stürzt Millionen Menschen<br />

in die Dunkelheit“, H<strong>and</strong>elsblatt, 30.7.<strong>2022</strong><br />

Füllst<strong>and</strong>svorgaben gegenüber den im Speichergesetz<br />

<strong>for</strong>mulierten An<strong>for</strong>derungen erhöht.<br />

So müssen zum 1. Oktober die Speicher<br />

zu 85 % (statt 80 %), zum 1. November<br />

zu 95 % (statt 90 %) und zum 1. Februar<br />

immer noch zu 40 % befüllt sein 22 . Ein neues<br />

Zwischenziel von 75 % zum 1. September,<br />

das bereits Mitte August <strong>2022</strong> erreicht wurde,<br />

soll zu einem beschleunigten Einspeisen<br />

führen. In der Praxis wird die Trading<br />

Hub Europe GmbH (THE) – die THE<br />

kümmert sich operativ um Ein-, Ausspeisung<br />

und Transport von Erdgas im deutschen<br />

Hochdruckleitungssystem – verpflichtet,<br />

die Gasspeicher schrittweise zu füllen.<br />

Die THE erhält dafür einen umfassenden<br />

Instrumentenkasten, um vor allem für den<br />

Winter die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.<br />

Langfristig wird angestrebt, Erdgas zunehmend<br />

durch „grünen“ Wasserst<strong>of</strong>f zu ersetzen<br />

und dabei möglichst die für Erdgas aufgebaute<br />

Infrastruktur zu nutzen. Dabei wird<br />

Deutschl<strong>and</strong> aber ebenfalls überwiegend<br />

auf Importe angewiesen sein. Auch hier gilt<br />

deshalb, dass eine möglichst breite Diversifizierung<br />

der Lieferanten angestrebt werden<br />

sollte. Da die Produktion von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

aber weniger stark von natürlichen Ressourcen<br />

abhängig ist im Vergleich zu Erdgas,<br />

kann hier mit einer größeren Breite an Exporteuren<br />

gerechnet werden.<br />

Neben der Gewährleistung einer breiten Palette<br />

von Lieferanten – so weit wie möglich<br />

aus politisch stabilen Staaten – gehört zu<br />

einer auf Sicherheit der Versorgung angelegten<br />

Strategie ein möglichst weitgehender<br />

Einsatz heimischer Energien, Technologie-<br />

Offenheit sowie Anlegung von Vorräten, wie<br />

das beispielsweise im Falle von Öl bereits<br />

seit Jahrzehnten gesetzlich geregelt ist. In<br />

der Vergangenheit st<strong>and</strong> Deutschl<strong>and</strong> bei<br />

den zur Stromerzeugung eingesetzten Energieträgern<br />

traditionell nicht schlecht da.<br />

Sämtliche international üblichen Primärenergieträger<br />

wurden genutzt (Braunkohle,<br />

Steinkohle, Öl (allerdings nur in geringem<br />

Umfang), Gas, Kernenergie, Wind, Sonne,<br />

Bioenergie und Wasserkraft).<br />

Für die Zukunft gilt allerdings, dass Braunkohle<br />

und Steinkohle und mit Abstrichen<br />

auch Öl aus Klimaschutzgründen nicht<br />

mehr oder nur stark eingeschränkt nutzbar<br />

sind und Kernenergie politisch nicht gewollt<br />

ist. Somit ist klar, dass Erdgas in mittlerer<br />

Frist eine noch zentralere Rolle<br />

als Back-up und Ergänzung zu den Erneuerbaren<br />

zukommen muss. Diese klimaschonende<br />

Brücke kann eigentlich nur dann<br />

wegfallen, wenn mit dem Aufbau einer Wasserst<strong>of</strong>f-Infrastruktur<br />

eine Alternative geschaffen<br />

ist.<br />

22<br />

Der Branchenverb<strong>and</strong> der Gasspeicherbetreiber<br />

INES schätzt, dass zu 100 % gefüllte Gasspeicher<br />

für zwei bis drei kalte Wintermonate<br />

reichen.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 39


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

4 Längerfristiger Ausblick –<br />

Versorgungssicherheit in<br />

einem dekarbonisierten<br />

Stromsystem und<br />

Trans<strong>for</strong>mation auf eine<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-basierte<br />

thermische Erzeugung<br />

Auch wenn der Blick in der aktuellen Situation<br />

verständlicherweise auf die kommenden<br />

Winter und die sichere Versorgung<br />

Deutschl<strong>and</strong>s mit Energie gerichtet ist, wollen<br />

wir in diesem Artikel den Blick etwas<br />

weiter nach vorne richten, auch um zu analysieren,<br />

welche langfristigen Trends und<br />

Vorhersagen trotz, oder gerade wegen des<br />

Ukraine-Krieges noch sinnvoll sind.<br />

Klar ist, dass die Treibhausgas-Emissionen<br />

bis zum Jahr 2030 stark reduziert werden<br />

müssen, um die deutschen Klimaziele zu erreichen.<br />

So ist eine Senkung der Treibhausgas-Emissionen<br />

bis 2030 um 46 % im Vergleich<br />

zum Jahr 2019 (–43 % gegenüber<br />

2021) auf 438 Mio. t CO 2 -Äquivalente im<br />

Jahr 2030 er<strong>for</strong>derlich. Die Minderungsvorgabe<br />

für den Sektor Energiewirtschaft lautet<br />

sogar –58 % gegenüber 2019 bzw. –56 % gegenüber<br />

2021 auf 108 Mio. t CO 2 -Äquivalente<br />

im Jahr 2030.<br />

Nachdem Energiewirtschaft und Stromsektor<br />

– von hohem Niveau startend – in der<br />

Vergangenheit schon signifikante Beiträge<br />

zur Emissionssenkung geleistet haben und<br />

dies auch weiter tun müssen, treten nun <strong>and</strong>ere<br />

Sektoren wie Verkehr, Industrie und<br />

Gebäude in den Fokus. Nur wenn alle diese<br />

Sektoren substantielle Beiträge liefern, sind<br />

die zukünftigen Emissionsziele Deutschl<strong>and</strong>s<br />

erreichbar. Neben einer generellen<br />

Verringerung des Energiebedarfs (z.B. durch<br />

Gebäudedämmung) wird es in Zukunft darauf<br />

ankommen, CO 2 -intensive Energieträger<br />

durch CO 2 -ärmere zu ersetzen.<br />

Einen besonders starken Effekt erzielt man,<br />

wenn man fossile Energieträger mit relativ<br />

hohem CO 2 -Gehalt, wie z.B. alte Öl- und<br />

Gasheizungen oder Autos mit hohem Verbrauch,<br />

durch moderne, strombetriebene<br />

Anwendungen ersetzt. Sowohl durch den<br />

Austausch fossiler Heizsysteme mit Wärmepumpen<br />

als auch durch die Nutzung eines<br />

Elektroautos lassen sich im Vergleich zu ihren<br />

fossilen Pendants aufgrund der höheren<br />

Energieeffizienz dieser Anlagen bis zu 75 %<br />

des fossilen Energieverbrauchs sparen. Dies<br />

bedeutet, dass die zusätzliche Stromnachfrage<br />

je nach Anwendung beim Endverbraucher<br />

energetisch die bis zu vierfache Menge<br />

an Öl, Kohle und Gas ersetzt. 23<br />

Stromverbrauch in kWh<br />

Mehrverbrauch im Monat<br />

durch Sektorkopplung<br />

1600<br />

1400<br />

1200<br />

1000<br />

800<br />

600<br />

400<br />

200<br />

0<br />

223 %<br />

Januar<br />

223 %<br />

Februar<br />

175 %<br />

März<br />

155 %<br />

April<br />

116 %<br />

114 %<br />

S<strong>of</strong>ern der zusätzlich benötigte Strom zu<br />

100 % erneuerbar hergestellt wird, fallen<br />

keine weiteren Emissionen an und die Effekte<br />

auf Energieverbrauch und Emissionen<br />

sind besonders hoch. Anderenfalls müssen<br />

die zur Stromerzeugung benötigten Energieträger<br />

und ihre Emissionen mit betrachtet<br />

werden. Die Emissionsbilanz der Elektrifizierung<br />

bleibt in der Regel aber positiv, selbst<br />

wenn die zusätzliche Stromnachfrage nicht<br />

zu 100 % durch Erneuerbare gedeckt werden<br />

kann. Die zusätzlich für die Stromerzeugung<br />

benötigten Gasmengen werden den Einspareffekt<br />

in den <strong>and</strong>eren Sektoren also dämpfen,<br />

aber keinesfalls überkompensieren.<br />

Somit sollten die mittel- und langfristigen<br />

Pläne zur Elektrifizierung und Sektorkopplung<br />

auch vor dem Hintergrund des Ukraine-<br />

Krieges weiter vorangetrieben werden; und<br />

zwar auch dann, wenn Kohlekraftwerke aus<br />

Versorgungssicherheitsgründen etwas länger<br />

betrieben werden müssen. Entscheidend<br />

ist, dass Deutschl<strong>and</strong> beim Ausbau der Erneuerbaren<br />

schneller vorankommt und der<br />

Einstieg in die Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft gelingt.<br />

Mai<br />

Juni<br />

86 %<br />

Juli<br />

August<br />

95 %<br />

September<br />

93 %<br />

Oktober<br />

Auto Wärme St<strong>and</strong>ard PV mit 10 kWp<br />

149 %<br />

November<br />

163 %<br />

Dezember<br />

179 %<br />

1600<br />

1400<br />

1200<br />

1000<br />

800<br />

600<br />

400<br />

200<br />

0<br />

Größenordnungen: Tesla S (90 kWh) SonnenBatterie 10 per<strong>for</strong>mance (55 kWh)<br />

Quelle: pv-magazine, Warum 20 kW pro Haus das neue Paradigma wird? (30. Oktober 2019);<br />

Rolle von Wärmepumpen – ewi/e-cube, 2030 Peak Power Dem<strong>and</strong> in North-West Europe (September 2020)<br />

Bild 13. Saisonalität bei Verbrauch und Erzeugung eines Einfamilienhauses<br />

23<br />

Energieverbrauch für Produktion von Batterien<br />

etc. nicht betrachtet. Beispiel Verkehr:<br />

Treibst<strong>of</strong>fverbrauch Verbrenner ~7.5 l/100<br />

km oder ~75 kWh/100 km vs. Stromverbrauch<br />

Elektroauto ~20kWh/100km. Beispiel<br />

Wärme: Effizienz moderne Gasheizung<br />

mit Brennwerttechnik >90 % vs. ~350 % Effizienz<br />

moderne Wärmepumpe abhängig von<br />

technischen Gegebenheiten, Wärmequelle<br />

und Vorlauftemperatur. Der theoretische Carnotsche<br />

Wirkungsgrad des Wärmepumpenprozesses<br />

beträgt sogar über 6, wird in der<br />

Praxis aber nicht erreicht.<br />

24<br />

pv-magazine.de, Warum 20 Kilowatt pro<br />

Haus das neue Paradigma wird (30. Oktober<br />

2019), Ralf Ossenbrink<br />

Monatliche PV-Strom<br />

produktion +in 10 kW p<br />

Eine Heraus<strong>for</strong>derung hierbei ist, dass eine<br />

rein erneuerbare Stromversorgung als Basis<br />

für die Sektorkopplung auf zwei Weisen von<br />

Saisonalität betr<strong>of</strong>fen ist: Erstens ist der<br />

Wärmebedarf vor allem im Winter hoch<br />

(Nachfrage), zweitens ist die Stromproduktion<br />

aus PV im Sommer hoch (Angebot). Wir<br />

betrachten zur Erläuterung einen typischen<br />

Haushalt im Einfamilienhaus. Für einen<br />

Vier-Personen-Haushalt in einem Haus mit<br />

230 m² Wohnfläche werden folgende Daten<br />

angenommen 24 : Jahresverbrauch Strom für<br />

bisherige Anwendungen 4.077 kWh, Wärmepumpe<br />

3.361 kWh, Elektromobilität<br />

2.700 kWh. Die Elektrifizierung von Heizung<br />

und Transport geht sicherlich mit Effizienzgewinnen<br />

einher – allerdings erhöht<br />

sich dadurch der Stromverbrauch des betrachteten<br />

Haushalts deutlich um knapp<br />

150 % (+6.061 kWh). Mit einer PV-Anlage<br />

von 10 kW Leistung und angenommenen<br />

1.000 Vbh, kann der jährliche Energiebedarf<br />

von 10.138 kWh zwar bereitgestellt werden<br />

– dabei muss jedoch auch die Saisonalität<br />

von Verbrauch und Produktion beachtet<br />

werden. PV-Strom ist vor allem dann in hohem<br />

Maße vorh<strong>and</strong>en, wenn er für Heizzwecke<br />

am wenigsten benötigt wird: saisonale<br />

Speicherung spielt also eine Schlüsselrolle<br />

(B i l d 1 3 ). Die Überdeckung im Sommer<br />

liegt bei rund 3.300 kWh und würde im<br />

Winter auch vollständig benötigt werden.<br />

Elektrospeicher sind hierzu nur bedingt geeignet:<br />

technisch gesehen verlieren sie im<br />

Verlauf der Zeit gespeicherte Energie und<br />

sind daher für den saisonalen Ausgleich<br />

nicht die erste Wahl 25 . Auch die gespeicherten<br />

Mengen sind beträchtlich: bei einem<br />

Tesla S geht von man von 90 kWh aus, d.h.<br />

die saisonale Speicherung würde knapp 40<br />

Elektroautos benötigen – oder zumindest<br />

deren Speicherkapazität.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f als Energieträger wäre hier die<br />

realistischere Wahl zur saisonalen Speicherung,<br />

vor allem wenn diese Speicher allgemein<br />

genutzt werden können und nicht nur<br />

von den Bewohnern autarker Häuser. Darüber<br />

hinaus wäre man bei Wasserst<strong>of</strong>f nicht<br />

nur auf lokale Produktion angewiesen, sondern<br />

kann auch den Mehrbedarf für den<br />

Winter importieren. Dazu könnte Wasserst<strong>of</strong>f<br />

auch in zentralen Einheiten zur Stromerzeugung<br />

genutzt werden, womit Strom<br />

25<br />

In Deutschl<strong>and</strong> werden aktuell pro Jahr rund<br />

5 TWh erneuerbare Energie abgeregelt, das<br />

sind rund 1 % des aktuellen Stromverbrauchs.<br />

Es ist also nicht zu erwarten, dass<br />

hier ausreichend Wasserst<strong>of</strong>f für den deutschen<br />

Energiebedarf hergestellt werden<br />

kann. Siehe auch: Sebastian Drünert, Ulf<br />

Neuling, Sebastian Timmerberg, Martin Kaltschmitt,<br />

Power-to-X (PtX) aus „Überschussstrom“<br />

in Deutschl<strong>and</strong> – Ökonomische Analyse,<br />

Zeitschrift für Energiewirtschaft | Ausgabe<br />

3/2019<br />

40 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

auch den Haushalten zur Verfügung gestellt<br />

werden kann, die nicht auf eigene PV-Module<br />

zurückgreifen können. Damit kann letztlich<br />

der Allgemeinheit eine Energieinfrastruktur<br />

zur Verfügung gestellt werden, welche<br />

eine sichere Versorgung erlaubt – und<br />

die Kosten auf eine breitere Basis verteilt<br />

und damit für alle bezahlbar macht. Die Frage<br />

ist also nicht, ob es Beispiele für energieautarke<br />

Häuser gibt – sondern, ob es diese<br />

energieautarken Häuser für alle gibt.<br />

Wenn das nicht der Fall sein sollte, brauchen<br />

wir zusätzliche Lösungen.<br />

Kapazitätsmechanismen:<br />

Wird gesicherte Leistung<br />

ausreichend finanziert?<br />

Mit dem starken Zubau der fluktuierenden<br />

erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung<br />

(dezentral oder zentral spielt eigentlich<br />

keine Rolle) ist verbunden, dass den<br />

steuerbaren Kraftwerken – <strong>and</strong>ers als in der<br />

Vergangenheit – nur noch die Funktion zukommt,<br />

eine von saisonalen oder sogar<br />

überjährigen Schwankungen betr<strong>of</strong>fene Residuallast<br />

zu decken. Dies wirkt sich negativ<br />

auf die Auslastung dieser Anlagen aus. In<br />

einer Reihe europäischer Staaten wurde als<br />

Reaktion darauf ein verändertes Marktdesign<br />

konzipiert bzw. ist in Planung. Danach<br />

erfolgen Zahlungen für das Vorhalten von<br />

gesicherter Leistung – in Ergänzung zu den<br />

am Strommarkt und am Regelenergiemarkt<br />

erzielten Erlösen. Zu den gewählten Mechanismen<br />

zählen Kapazitätsmärkte bzw. strategische<br />

Reserven (B i l d 14 ).<br />

Die Kapazitätsmärkte können zentral oder<br />

alternativ dezentral ausgestaltet sein. Zentrale<br />

Kapazitätsmärkte existieren in Großbritannien<br />

und Polen. Das Funktionsprinzip<br />

besteht darin, dass eine staatliche Stelle eine<br />

für notwendig gehaltene gesicherte Leistung<br />

festlegt und in Auktionen die Vergütung<br />

am Markt ermittelt. Bei dezentralen<br />

Kapazitätsmärkten werden die Stromanbieter<br />

durch regulatorische Vorgaben verpflichtet,<br />

eine jeweils der Höhe nach festgelegte<br />

gesicherte Leistung zu beschaffen. Dies ist in<br />

Frankreich der Fall.<br />

In Belgien, Schweden und Finnl<strong>and</strong> wird<br />

das Instrument der strategischen Reserven<br />

genutzt. Dabei wird eine ex ante festgelegte<br />

Leistung über Ausschreibungen vom ÜNB<br />

beschafft, wobei die bezuschlagten Kapazitäten<br />

– dies können auch flexible Verbrauchslasten<br />

sein – für einen definierten<br />

Zeitraum Zahlungen für das Vorhalten von<br />

Kapazität außerhalb des Strommarktes erhalten.<br />

In Deutschl<strong>and</strong> wurden bisher keine Kapazitätsmechanismen<br />

eingeführt. Vielmehr beruht<br />

das Konzept der Bundesregierung, eine<br />

mögliche Knappheit an elektrischer Energie<br />

und gesicherter Leistung zu verhindern, auf<br />

zwei Säulen (EOM 26 2.0):<br />

Säule 1: Starker Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien, der die höhere Nachfrage<br />

nach Elektrizität decken und die rückläufige<br />

Produktion aus Kohle und Kernenergie<br />

möglichst zu 100 % ersetzen<br />

soll.<br />

Gemäß dem Koalitionsvertrag von SPD,<br />

Bündnis 90/DIE GRÜNEN und FDP vom November<br />

2021 wird das verschärfte Erneuerbare-Energien-Ziel<br />

von 80 % des Brutto-<br />

Stromverbrauchs im Jahr 2030 auf einen<br />

höheren Brutto-Stromverbrauch von 680 bis<br />

750 TWh im Jahr 2030 ausgerichtet. Zum<br />

Vergleich: Im Jahr 2021 belief sich der Brutto-Stromverbrauch<br />

in Deutschl<strong>and</strong> auf rund<br />

570 TWh. Das Energiewirtschaftliche Institut<br />

an der Universität zu Köln (EWI) beziffert<br />

die Brutto-Stromnachfrage 2030 unter<br />

Berücksichtigung der Ziele des Koalitionsvertrages<br />

auf 725 TWh. Dieser Wert liegt<br />

somit im oberen Bereich der im Koalitionsvertrag<br />

für 2030 ausgewiesenen B<strong>and</strong>breite.<br />

Begründet wird dieser Anstieg mit der zu<br />

erwartenden erhöhten Stromnachfrage in<br />

den Sektoren Verkehr, Gebäude und Industrie<br />

sowie zur Erzeugung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

unter Ansatz der gemäß Koalitionsvertrag<br />

angestrebten Elektrolyse-Kapazität von<br />

10 GW im Jahr 2030. 27<br />

Um einen Erneuerbare-Energien-Anteil an<br />

der Brutto-Stromnachfrage von 80 % im Jahr<br />

2030 zu erreichen, sind nach Berechnungen<br />

des EWI – neben dem gemäß Koalitionsvertrag<br />

angestrebten Ausbau der PV-Kapazität<br />

auf 200 GW und der Offshore-Wind-Leistung<br />

auf 30 GW – Wind-Onshore-Anlagen mit einer<br />

Leistung von 94 GW er<strong>for</strong>derlich.<br />

Säule 2: Stärkung und Ausbau von thermischen<br />

Kraftwerksreserven außerhalb<br />

des Strommarktes.<br />

Um Versorgungssicherheit auch in Zeiten<br />

einer längeren Dunkelflaute sicherstellen zu<br />

können, hält Deutschl<strong>and</strong> wie erwähnt signifikante<br />

Kraftwerkskapazitäten als Reserven<br />

vor. Die Bundesnetzagentur ist in<br />

Deutschl<strong>and</strong> für die Versorgungssicherheit<br />

verantwortlich und könnte diese Reserven<br />

weiter erhöhen, wenn sie dies für nötig erachtet.<br />

Dazu wurden Braunkohlenblöcke in<br />

eine zeitlich befristete Sicherheitsbereitschaft<br />

überführt. Außerdem wurde eine<br />

Netzreserve aus Kraftwerken außerhalb des<br />

Strommarktes gebildet, die nur auf An<strong>for</strong>derung<br />

der Übertragungsnetzbetreiber zu<br />

Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit<br />

betrieben werden.<br />

Energy-Only-Markt<br />

Dezentraler Kapazitätsmarkt<br />

Zentraler Kapazitätsmarkt<br />

(Strategische) Reserve<br />

Brauchen wir eine Änderung des<br />

Marktdesigns und einen Neubau<br />

thermischer (Gas-) Kraftwerke in den<br />

nächsten Jahren?<br />

Aus physikalischer Sicht spricht zunächst<br />

trotzdem nichts gegen eine weitere Erhöhung<br />

der Reservekapazitäten. Im Extremfall<br />

wäre es vorstellbar, dass der überwiegende<br />

Teil der jetzt noch am Markt aktiven Kohlekraftwerke<br />

dauerhaft als Reserve vorgehalten<br />

wird. Die verfügbare gesicherte Leistung<br />

würde sich kaum verändern und das System<br />

könnte vermutlich in jeder Situation physikalisch<br />

stabil gehalten werden. Durch das<br />

Vermarktungsverbot dieser Anlagen am<br />

Strommarkt würden Emissionen des Strom-<br />

Quelle: r2b <strong>energy</strong> consulting/Consentec/Fraunh<strong>of</strong>er ISI/TEP Energy (2021)<br />

Bild 14. Übersicht über implementierte Kapazitätsmechanismen in den 14 betrachteten<br />

Europäischen Ländern<br />

26<br />

Energy Only Market<br />

27<br />

EWI (2021)<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 41


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Strom Gas<br />

Gasanschluss<br />

Neu<br />

GuD<br />

„Brownfield“<br />

oGT/Gasmoto<br />

r „Brownfield“<br />

<strong>2022</strong> 2023 2024 2025 2026 2027<br />

Bebauungsplan<br />

EPC<br />

Bebauungsplan<br />

EPC<br />

Planfeststellungsverfahren<br />

(zwei bis drei Jahre)<br />

Genehmi<br />

gung<br />

Genehmi<br />

gung<br />

sektors unabhängig von CO 2 und Brennst<strong>of</strong>fpreisen<br />

reduziert werden. Die Verknappung<br />

am Strommarkt würde den dann noch<br />

verbleibenden Gaskraftwerken (endlich)<br />

helfen, ihre Fixkosten zurück zu verdienen<br />

und dauerhaft am Markt zu überleben. Aufgrund<br />

dieser Argumente wurde dieses Konzept<br />

in der Vergangenheit häufig als kosteneffizienteste<br />

Lösung angesehen.<br />

Durch die nun angepassten Annahmen in<br />

Bezug auf Stromnachfrage (deutliche Erhöhung)<br />

und verfügbare gesicherte Leistung<br />

am Strommarkt (deutliche Reduzierung, da<br />

Kohleausstieg „idealerweise“ bis 2030 angestrebt),<br />

beinhaltet dieses Konzept nun aber<br />

große ökonomische Risiken. Denn das dauerhafte<br />

Vorhalten und häufige Aktivieren<br />

von Reserven, bestehend aus relativ alten<br />

Kohlekraftwerken, ist letztlich eine sehr teure<br />

Lösung, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten.<br />

Insbesondere je mehr sich der<br />

angestrebte Ausbau der Erneuerbaren verzögert,<br />

desto höher ist die Gefahr einer wetterabhängigen<br />

‚Energielücke‘, welche dann<br />

zu häufigen und längeren Aktivierungsphasen<br />

der Kraftwerksreserven und sehr hohen<br />

Strompreisen führen würde. Letztlich könnte<br />

es sogar so sein, dass genauso viel Kohlestrom<br />

produziert wird wie in einem Szenario<br />

ohne Vermarktungsverbot der Kohlekraftwerke<br />

am Strommarkt und/oder<br />

entsprechende Emissionen einfach ins benachbarte<br />

Ausl<strong>and</strong> verlagert werden.<br />

Somit ist absehbar, dass ein Neubau von effizienten<br />

Gaskraftwerken (und Sicherung<br />

der Brennst<strong>of</strong>fversorgung) in den nächsten<br />

Jahren aus physikalisch-technischer Perspektive<br />

zwar nicht unbedingt er<strong>for</strong>derlich,<br />

ökonomisch aber dringend geboten ist.<br />

Denn nur durch den Bau solcher Gaskraftwerke<br />

lässt sich gleichzeitig sicherstellen,<br />

dass<br />

––<br />

Emissionsziele aller Sektoren erreicht<br />

werden,<br />

––<br />

Strompreise und Kosten für Verbraucher<br />

nicht explodieren und<br />

––<br />

Versorgungssicherheit jederzeit gegeben<br />

ist.<br />

Lösungen und Szenarien, welche ohne Gaskraftwerksneubau<br />

in den nächsten 5-10 Jahren<br />

auskommen, sind für Deutschl<strong>and</strong> zwar<br />

technisch denkbar und möglich, stehen aber<br />

im Widerspruch zu mindestens einer <strong>and</strong>eren<br />

Dimension des energiewirtschaftlichen<br />

Zieldreiecks (Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit,<br />

Umwelt- bzw. Klimaschutz).<br />

Diese Widersprüche werden umso größer, je<br />

mehr sich der Erneuerbare-Energien-Ausbau<br />

verzögert und die Stromnachfrage<br />

steigt.<br />

Diese stark ökonomisch geprägte Argumentation<br />

und der Ruf nach neuen, effizienten<br />

Gaskraftwerken klingt im Zuge des Ukraine-<br />

Krieges und der damit verbundenen tatsächlichen<br />

und befürchteten Versorgungsengpässe<br />

bei der Gasversorgung auf den ersten<br />

Blick unplausibel, ist es aus folgenden Gründen<br />

aber nicht: Erstens wird sich der Gaspreis<br />

gemäß aktueller Terminkontrakte in<br />

den nächsten Jahren deutlich verbilligen<br />

und die Investitionen, z.B. in neue LNG-Terminals<br />

dürften die Gefahr einer Versorgungskrise<br />

in den nächsten Jahren auf ein<br />

akzeptables Maß reduzieren. Eine längere<br />

Nutzung und höhere Auslastung von Kohlekraftwerken<br />

ist ökonomisch nach wie vor<br />

keine Alternative, da das europäische CO 2 -<br />

H<strong>and</strong>elssystem einen Fuel switch zu Gas<br />

mittelfristig wieder erzwingen wird. Auch<br />

diesen Effekt sieht man in aktuellen Terminkontrakten<br />

für die späteren Jahre. Preisund<br />

kostensenkend wirken in diesem Rahmen<br />

langfristig nur eine Reduzierung des<br />

Energieverbrauchs und ein verstärkter Ausbau<br />

der Erneuerbaren. Nimmt man wiederum<br />

aktuelle Terminkontrakte als Maßstab,<br />

ändern die Ukraine-Krise und die damit verbundenen<br />

Energiepreise nichts an den langfristigen<br />

Szenarien und Analysen, da der<br />

Preis für saubere, CO 2 -freie Energieträger<br />

(insbesondere Wasserst<strong>of</strong>f) noch höher liegen<br />

dürfte als der aktuell geh<strong>and</strong>elte Gaspreis<br />

für die mittlere First.<br />

Die im Jahr 2030 notwendige steuerbare<br />

Leistung beläuft sich nach den Analysen des<br />

EWI auf 71 GW. Im Falle eines Ausstiegs aus<br />

der Kohleverstromung bis 2030 müsste bis<br />

2030 ein Nettozubau von 23 GW wasserst<strong>of</strong>ffähiger<br />

Gaskraftwerke erfolgen. Neben<br />

der gegenwärtig installierten Gas-Leistung<br />

von 31,7 GW werden vom EWI 8 GW Leistung<br />

auf Basis Biomasse, 5 GW auf Basis<br />

Wasserkraft und 3 GW auf Basis sonstiger<br />

konventioneller Energien ausgewiesen. Der<br />

mit einem Zubau von 23 GW wasserst<strong>of</strong>ffähiger<br />

Gaskraftwerkskapazität gewährleisteten<br />

steuerbaren Leistung von insgesamt<br />

71 GW stünde eine Nachfragespitze von<br />

95 GW im Jahr 2030 gegenüber. 28<br />

FID<br />

Bau<br />

Bau der Pipeline<br />

(ca. 1 Jahr)<br />

Bau<br />

Inbetriebnahme<br />

Inbetriebnahme<br />

Bebauungsplan (verbindlicher Bauleitplan): Instrument der Raumplanung in Deutschl<strong>and</strong><br />

EPC: Engineering, Procurement <strong>and</strong> Construction, kurz EPC, (zu Deutsch: Detail-Planung und Kontrolle,<br />

Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- und Montagearbeiten)<br />

BImSchG: Bundes-Immissionsschutzgesetz (Lang<strong>for</strong>m: Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch<br />

Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge)<br />

FID: Final Investment Decision (endgültige Investitionsentscheidung)<br />

GuD: Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk<br />

oGT: <strong>of</strong>fenes Gasturbinen-Kraftwerk<br />

Bild 15. Typischer Zeitplan für ein gasbefeuertes Kraftwerk<br />

28<br />

EWI (2021), Auswirkungen des Koalitionsvertrags<br />

auf den Stromsektor 2030<br />

Dies wurde mittlerweile auch von der Politik<br />

erkannt. Die Umsetzung eines beschleunigten<br />

Kohleausstiegs und die Einhaltung der<br />

verschärften Klimaziele er<strong>for</strong>dert laut Koalitionsvertrag<br />

von SPD, Bündnis 90/DIE GRÜ-<br />

NEN und FDP – neben dem massiven Ausbau<br />

der erneuerbaren Energien – „die Errichtung<br />

moderner Gaskraftwerke, um den<br />

im Laufe der nächsten Jahre steigenden<br />

Strom- und Energiebedarf zu wettbewerbsfähigen<br />

Preisen zu decken.“ Zur Gewährleistung<br />

dieses Ausbaus bedarf es ausreichender<br />

Investitionsanreize, damit ein marktgetriebener<br />

Prozess von Planung, Genehmigung<br />

und Bau entsprechender Anlagen in<br />

Gang kommt. Es bestehen allerdings Zweifel,<br />

dass dies über das gegenwärtig in<br />

Deutschl<strong>and</strong> bestehende Marktdesign erreicht<br />

werden kann. 29 Hinzu kommt das unsichere<br />

regulatorische Umfeld. Aktuell ist<br />

nicht klar, ob und unter welchen Bedingungen<br />

Investitionen in Gas-Infrastruktur als<br />

nachhaltige Investments klassifiziert werden<br />

können. Hinzu kommen weitere Unsicherheiten<br />

in Bezug auf die zukünftige Verfügbarkeit<br />

von grünen Gasen oder Wasserst<strong>of</strong>f.<br />

Daraus ergibt sich die Notwendigkeit für<br />

eine wettbewerblich organisierte Steuerung<br />

des Ausbaus gesicherter Leistung auf Basis<br />

Gas mittels eines Kapazitätsmarktes.<br />

Zur Sicherstellung der Errichtung einer als<br />

ausreichend angesehenen Leistung auf Gasbasis<br />

bis 2030 sind die Weichen für eine<br />

Neugestaltung des Strommarkt-Designs bereits<br />

<strong>2022</strong> zu stellen. Planung, Genehmigungsverfahren<br />

und Bau von Gaskraftwerken<br />

er<strong>for</strong>dern nämlich einen Zeitrahmen<br />

von mindestens sechs Jahren (B i l d 1 5 ).<br />

Dies gilt im optimalen Fall, der nicht durch<br />

Verzögerungen beeinträchtigt ist. Dabei<br />

sind Gaskraftwerke auch wesentlich, um die<br />

saisonalen Schwankungen bei der Stromnachfrage<br />

zwischen Sommer und Winter<br />

bzw. längere, bis zu überjährlichen Schwankungen<br />

im Grünstromangebot zu kompensieren.<br />

29<br />

Energate messenger (2021)<br />

42 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Zukunftsfeste, sichere und klimagerechte Stromversorgung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Die Einführung eines Kapazitätsmarktes<br />

wird die Kosten für die Verbraucher gegenüber<br />

einem ‚<strong>energy</strong>-only-Markt‘ nur unwesentlich<br />

erhöhen. Dies lässt sich mit einem<br />

einfachen Zahlenbeispiel verdeutlichen:<br />

Multipliziert man den durchschnittlichen<br />

day-ahead Spot Preis für Strom (2021) mit<br />

der deutschen Stromnachfrage erhält<br />

man: ~ 100 EUR/MWh/Jahr × 550 TWh =<br />

55 Mrd. EUR/Jahr. Gäbe es in Deutschl<strong>and</strong><br />

einen Kapazitätsmarkt, in dem neue <strong>of</strong>fene<br />

Gasturbinen, ohne nennenswerte Einnahmen<br />

am day-ahead Markt, benötigt und<br />

preissetzend wären, ergäben sich Zusatzkosten<br />

von: ~ 85 GW × ~ 50 EUR/kW/Jahr =<br />

4,25 Mrd. EUR/Jahr 30 . Zusätzliche Kosten<br />

für einen Kapazitätsmarkt beliefen sich aktuell<br />

also auf weniger als 10 % der aktuellen<br />

Stromentstehungskosten und wären für den<br />

Bau neuer Gaskraftwerke ausreichend. Tatsächlich<br />

dürften die zusätzlichen Kosten für<br />

die Verbraucher vermutlich noch niedriger<br />

sein, da <strong>and</strong>ere Kosten, z.B. Fixkosten für die<br />

Bereithaltung von (Kohle-)Kapazitäten als<br />

Reserven, eingespart und Wholesale Strompreise<br />

niedriger wären.<br />

5 Fazit<br />

30<br />

Der unterstellte Kapazitätspreis von 50 EUR/<br />

kW/Jahr entspricht etwa der Annuität für<br />

eine Gasturbine (CAPEX = 450 EUR/kW,<br />

OPEX = 5 EUR/kW/Jahr, ökonomische Lebensdauer<br />

= 20 Jahre, Kapitalkosten = 8 %)<br />

31<br />

Batteriespeicher bieten sich vor allem für<br />

Speicherung über kürzere Zeiträume an. Für<br />

Energiespeicherung über Wochen und Monate<br />

hinweg bietet sich die Umw<strong>and</strong>lung von<br />

Strom in Chemikalien an (PtX) wie z.B. Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

Ammoniak oder Methanol, die dann<br />

gespeichert werden können.<br />

Treibhausgasneutralität er<strong>for</strong>dert die verstärkte<br />

Nutzung klimaneutral erzeugten<br />

Stromes: der Ersatz fossiler Brennst<strong>of</strong>fe im<br />

Bereich Wärme/Kälte als auch der Treibst<strong>of</strong>fe<br />

im Mobilitätsbereich durch Strom – sei es<br />

direkt oder über strombasierte Energieträger<br />

– führt zu einem deutlichen Anstieg der<br />

Nachfrage nach Strom. Versorgungssicherheit<br />

bei Strom bedeutet damit auch automatisch<br />

eine sichere Wärmeversorgung im<br />

Winter und jederzeit verfügbare Energie für<br />

individuelle Mobilität.<br />

Neben der kurzfristigen Versorgungssicherheit<br />

– welche vor allem Antworten auf täglich<br />

oder wöchentlich wiederkehrende Muster<br />

(Tag-Nacht, Werktag-Wochenende) finden<br />

wird – müssen in zunehmenden Maße<br />

auch saisonale oder sogar überjährige<br />

Schwankungen des verfügbaren Stroms aus<br />

Wind und Sonne ausgeglichen werden.<br />

Dazu wird weiterhin kontrollierbare Leistung<br />

in ausreichender Menge benötigt, mit<br />

dessen Hilfe man chemisch gespeicherte<br />

Energie 31 in Strom umw<strong>and</strong>eln kann. Aus<br />

jetziger Sicht bieten sich hier vor allem konventionelle<br />

Kraftwerke auf Basis von Energieträgern<br />

an, die mit klimaneutralem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

betrieben werden, d.h. direkt mit<br />

Wasserst<strong>of</strong>f oder e-Methan oder e-Ammoniak.<br />

Da diese Kraftwerke sehr gut steuerbar<br />

sind, aber ebenso die Brennst<strong>of</strong>fe sehr gut<br />

gelagert werden können, stellen sie hier<br />

technisch und ökonomisch interessante Lösungen<br />

dar. Gaskraftwerke sind damit auch<br />

keine „str<strong>and</strong>ed investments“ oder ein „lock<br />

in“ für THG-Emissionen – wenn sie Wasserst<strong>of</strong>f-ready<br />

sind.<br />

Der europaweite Ausgleich von Strom durch<br />

H<strong>and</strong>elsgeschäfte – verstärkt auch intra-day<br />

– wird helfen, die vorh<strong>and</strong>enen gesicherten<br />

Kapazitäten so kostengünstig wie möglich<br />

einzusetzen und den europaweiten Bedarf<br />

zu minimieren. Der globale H<strong>and</strong>el<br />

mit Wasserst<strong>of</strong>f und daraus produzierten<br />

Energieträgern sichert die Versorgung mit<br />

den benötigen Energiemengen auch in den<br />

Heizperioden und bei längeren Dunkelflauten<br />

ab. Die dezentrale klimaneutrale Lösung<br />

vor Ort hat also eine Verbindung mit<br />

dem europäischen und dem globalen Energiesystem.<br />

Referenzen<br />

Agora Energiewende <strong>and</strong> enervis (2021): Phasing<br />

out coal in the EU’s power system by<br />

2030. A policy action plan. URL: www.agora-energiewende.org<br />

Amprion (2021): Auswirkungen eins Kohleausstiegs<br />

2030 – Kurzuntersuchung. Dortmund,<br />

November 2021. URL: https://www.amprion.net/Dokumente/Presse/Stellungnahmen/2021/Amprion_Kurzuntersuchung_<br />

Kohleausstieg_2030.pdf<br />

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (<strong>2022</strong>):<br />

Energieverbrauch im Jahr 2021. URL: https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/<br />

uploads/<strong>2022</strong>/04/AGEB_Jahresbericht<br />

2021_<strong>2022</strong>0524_dt_Web.pdf<br />

Aurora Energy Research (2021): The Impact <strong>of</strong><br />

Weather in a high Renewables Power System.<br />

March 2021. URL: https://auroraer.com/<br />

insight/the-impact-<strong>of</strong>-weather-in-a-highrenewables-power-system-march-2021/<br />

BDEW (<strong>2022</strong>): Die Energieversorgung 2021 – Jahresbericht<br />

2021, 19. Januar <strong>2022</strong>. URL: https://www.bdew.de/media/documents/Jahresbericht_2021_korrigiert_19Jan<strong>2022</strong>.pdf<br />

BMWi (2020): Die Nationale Wasserst<strong>of</strong>fstrategie.<br />

Bundesministerium für Wirtschaft und<br />

Energie. URL: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/dienationale-wasserst<strong>of</strong>fstrategie.pdf?__<br />

blob=publicationFile&v=20<br />

BNetzA (<strong>2022</strong>): Bedarfsermittlung 2021-2035.<br />

Bestätigung des Netzentwicklungsplans Strom<br />

für das Zieljahr 2035. Bonn, Januar <strong>2022</strong>.<br />

URL: https://data.netzausbau.de/2035-<br />

2021/NEP2035_Bestaetigung.pdf<br />

BNetzA (2021): Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur.<br />

St<strong>and</strong>: 31. Mai <strong>2022</strong>. URL: https://<br />

www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html<br />

dena (2016): Analyse: Momentanreserve 2030,<br />

Berlin, 16.02.2016<br />

Die Bundesregierung (2020): Die Nationale Wasserst<strong>of</strong>fstrategie.<br />

Juni 2020. URL: https://<br />

www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserst<strong>of</strong>fstrategie.pdf?__blob=publicationFile<br />

Energate messenger (2021): Versorgungssicherheit:<br />

50 Hertz bringt Kapazitätsmärkte ins<br />

Spiel. 12. Dezember 2021. URL: https://<br />

www.energate-messenger.de/<br />

news/213096/versorgungssicherheit-<br />

50-hertz-bringt-kapazitaetsmaerkte-insspiel<br />

ENTSO-E (2021a): European Resource Adequacy<br />

Assessment (ERAA). 2021 Edition. Brüssel,<br />

2021. URL: https://preview.entsoe.eu/outlooks/eraa/<br />

ENTSO-E (2021): The Role <strong>of</strong> Hydrogen – Facts<br />

about System Integration. Brüssel, November<br />

2021. URL: https://eepublicdownloads.<br />

azureedge.net/clean-documents/sdc-documents/entso-e_hydrogen_key_messages_211125.pdf<br />

E.ON ERC / RWTH Aachen, The development <strong>of</strong><br />

battery storage systems in Germany – A market<br />

review (status <strong>2022</strong>), Jan Figgener et al.<br />

https://arxiv.org/abs/2203.06762<br />

EWI (2021): Auswirkungen des Koalitionsvertrags<br />

auf den Stromsektor 2030. Köln,<br />

6.12.2021. URL: https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/auswirkungendes-koalitionsvertrags-auf-den-stromsektor-2030/<br />

IEA (2021): World Energy Outlook 2021. Paris,<br />

2021. URL: https://www.iea.org/reports/<br />

world-<strong>energy</strong>-outlook-2021<br />

Lubenow, M. und Voß, H. (2021): Zusätzlicher<br />

Bedarf an grünem Strom zur Erreichung der<br />

deutschen Klimaschutzziele. Energiewirtschaftliche<br />

Tagesfragen. 12/2021. URL: https://www.energie.de/et/aktuell/alle-beitraege<br />

Ludwig-Bölkow-Systemtechnik und Weltenergierat<br />

– Deutschl<strong>and</strong> (2020): <strong>International</strong>e<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategien, Juni 2020. URL: https://www.weltenergierat.de/wp-content/<br />

uploads/2020/11/WEC_H2-Strategie_Executive-Summary_DE_final.pdf<br />

Prognos, Öko-Institut, Wuppertal-Institut<br />

(2021): Klimaneutrales Deutschl<strong>and</strong> 2045.<br />

Wie Deutschl<strong>and</strong> seine Klimaziele schon vor<br />

2050 erreichen kann. Zusammenfassung im<br />

Auftrag von Stiftung Klimaneutralität, Agora<br />

Energiewende und Agora Verkehrswende.<br />

URL: www.agora-energiewende.de<br />

r2b <strong>energy</strong> consulting/Consentec/Fraunh<strong>of</strong>er-<br />

Institut für System- und Innovations<strong>for</strong>schung<br />

ISI/TEP Energy (2021): Monitoring<br />

der Angemessenheit der Ressourcen an den<br />

europäischen Strommärkten. Projektbericht<br />

im Auftrag des Bundesministeriums für<br />

Wirtschaft und Energie. Projekt Nr. 047/16.<br />

Köln, 26. April 2021. URL: https://www.<br />

bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/<br />

Studien/angemessenheit-der-ressourcenan-den-europaeischen-strommaerkten.<br />

pdf?__blob=publicationFile&v=30<br />

Ready4H2 (2021): Europe´s Local Hydrogen<br />

Networks. Dezember 2021. URL: https://<br />

www.ready4h2.com/_files/ugd/597932_<br />

bcbe101b84834beab52da207aa89d5e6.pdf<br />

SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN, FDP (2021):<br />

Mehr Fortschritt wagen – Bündnis für Freiheit,<br />

Gerechtigkeit und Nachhaltigkeit. Koalitionsvertrag.<br />

URL: https://www.bundesregierung.de/resource/blob/974430/199081<br />

2/4ceb7591c8d9058b402f0a655f730<br />

5b/2021-12-10-koav2021-data.<br />

pdf?download=1<br />

Umweltbundesamt (<strong>2022</strong>): Pressemitteilung<br />

vom 15. März <strong>2022</strong><br />

l<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 43


<strong>vgbe</strong>/VERBUND Expert Event<br />

Digitalisation in Hydropower<br />

Focus on Digital Data Management<br />

17 <strong>and</strong> 18 November <strong>2022</strong><br />

Vienna with the opportunity to participate online<br />

<strong>vgbe</strong>/VERBUND Expert Event<br />

Digitalisation in Hydropower<br />

The 5 th international <strong>vgbe</strong>/VERBUND Expert Event<br />

“Digitalisation in Hydropower” will provide again a comprehensive<br />

overview <strong>of</strong> important topics regarding digitalization<br />

in hydropower dealing mainly with the results<br />

<strong>of</strong> newly developed <strong>and</strong> implemented innovative digital<br />

measures, products <strong>and</strong> tools from the view <strong>of</strong> the operators.<br />

Topics <strong>of</strong> the lecturers are:<br />

• Asset Management<br />

• Work<strong>for</strong>ce Management<br />

• Advanced Data Analytics<br />

• Plat<strong>for</strong>m Solutions<br />

• Digital Twins<br />

• Inspection & Measurement<br />

• Visualization (VR, AR, 3D GIS …)<br />

Based on practical examples, you will gain insights on<br />

how to implement <strong>and</strong> apply digital solutions successfully.<br />

CONFERENCE VENUE<br />

VERBUND Hydro Power GmbH<br />

Europaplatz 2, 5 th floor<br />

1150 Vienna/Austria<br />

CONFERENCE LANGUAGE<br />

English<br />

EVENING EVENT<br />

On Thursday, 17 November <strong>2022</strong>, starting at 7:00 p.m.,<br />

all conference participants are invited to a get-together<br />

at the oldest wine tavern in Vienna:<br />

Heuriger 10er Marie<br />

Ottakringerstraße 222-224<br />

1160 Vienna/Austria<br />

CONFERENCE TICKET<br />

Digitalisation in Hydropower<br />

Expert Event | Programme<br />

On-site<br />

Online<br />

<strong>vgbe</strong> non-members CET 17 NOVEMBER € 890.-- <strong>2022</strong> € 690.--<br />

<strong>vgbe</strong> members 10:30 Welcome € <strong>and</strong> 690.-- opening € 490.--<br />

Dr Karl Heinz Gruber, VERBUND Hydro <strong>and</strong><br />

Universities Chair <strong>of</strong> <strong>vgbe</strong> € 350.-- Steering Forum “Hydro € 250.-- Power”<br />

Current Participation activities <strong>of</strong> fee <strong>vgbe</strong> plus Austrian VAT.<br />

The participation fees in digitalisation include the on conference hydropower presentations<br />

(after the conference), Dr Mario Bachhiesl, c<strong>of</strong>fee breaks, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> lunch <strong>and</strong> participation<br />

11:00 in the evening KEYNOTE event.<br />

Austrian VAT will be shown in the invoice.<br />

Creating a more resilient future with<br />

the power <strong>of</strong> storytelling<br />

All participants <strong>of</strong> the conference are requested to register<br />

online. It is not possible to accept credit cards or cur-<br />

Markus Mooslechner, Terra Mater Studios<br />

rency at 11:30 the conference SESSION <strong>of</strong>fice. 1<br />

Lecture 1<br />

ONLINE REGISTRATION Digitalization at a glance in Kelag hydropower<br />

Dr Stefan Golja, Kelag<br />

https://t1p.de/digi<strong>2022</strong><br />

Lecture 2<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V. Continuous improvement in digitalization<br />

Deilbachtal 173 @ Uniper Hydro Power<br />

45257 Essen/Germany Dr Christian Kunze, Uniper Hydro Power<br />

Eva Silberer<br />

12:30 Lunch<br />

t +49 201 8128 – 202<br />

Have direct access<br />

e <strong>vgbe</strong>-digi-hpp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

14:00 SESSION 2<br />

to the event website.<br />

Lecture 3<br />

PRIVACY POLICY & AI-assisted GENERAL inspection TERMS <strong>of</strong> concrete surfaces<br />

at dams<br />

Detailed in<strong>for</strong>mation on data protection as well as the<br />

Ephraim Friedli, Axpo,<br />

general terms <strong>and</strong><br />

Stefan<br />

conditions<br />

Schuhbäck,<br />

can<br />

VERBUND<br />

be found<br />

Hydro<br />

at<br />

https://t1p.de/<strong>vgbe</strong>-vsAGBen (shortlink)<br />

Lecture 4<br />

Robot Spot meets hydro power plant<br />

CONFERENCE OFFICE<br />

Anja Fürst, illwerke vkw<br />

The conference <strong>of</strong>fice<br />

Lecture<br />

will<br />

5<br />

be located on<br />

the 5 th floor <strong>and</strong> will Data be analysis open from <strong>for</strong> generator 09.00 a.m. maintenance on. -<br />

optimization <strong>of</strong> windings controls<br />

IN COOPERATION Nicolas WITH Debernes, EDF Hydro DTG<br />

15:30 C<strong>of</strong>fee Break<br />

<strong>vgbe</strong>/V<br />

CET<br />

16:00<br />

Digita<br />

Focus<br />

Con<br />

t<br />

17:00<br />

19:00<br />

CET<br />

09:00<br />

10:30<br />

1<br />

Außen – Seite 1 Außen Innen – Seite – Seite 2 1<br />

Titelseite Innen – Sei – S<br />

Online Registration<br />

Contact<br />

https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/30622/<br />

Eva Silberer | t +49 201 8128-202 |<br />

e <strong>vgbe</strong>-digi-hpp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>


er<br />

e<br />

CET CET 17 NOVEMBER 17 NOVEMBER <strong>2022</strong> <strong>2022</strong><br />

16:00 16:00 SESSION SESSION 3 3<br />

Lecture Lecture 6 6<br />

O&M digitalization O&M digitalization - return - <strong>of</strong> return experience <strong>of</strong> experience<br />

Martin Unterkreuter, Martin Unterkreuter, ANDRITZ ANDRITZ Hydro Hydro<br />

Lecture Lecture 7 7<br />

The value The <strong>of</strong> value a condition <strong>of</strong> a condition monitoring monitoring<br />

<strong>and</strong> data <strong>and</strong> diagnosis data diagnosis in hydropower in hydropower<br />

Jörg Lochschmidt, Jörg Lochschmidt, Voith Hydro Voith Hydro<br />

17:00 17:00 Closing Closing words words<br />

19:00 19:00 Dinner Dinner <strong>and</strong> get-together <strong>and</strong> get-together at at<br />

“Heuriger “Heuriger 10er Marie” 10er Marie”<br />

CET CET 18 NOVEMBER 18 NOVEMBER <strong>2022</strong> <strong>2022</strong><br />

11:30 11:30 SESSION SESSION 5 5<br />

Lecture Lecture 11 11<br />

Digitizing Digitizing hydropower hydropower plants: a plants: real world a real world<br />

example example addressing addressing remaining remaining useful life useful (RUL) life (RUL)<br />

<strong>of</strong> turbines <strong>of</strong> turbines <strong>and</strong> <strong>and</strong> multi-factorial-anomalies with AI with AI<br />

Dr Günther Dr Günther H<strong>of</strong>fmann, H<strong>of</strong>fmann, AvailabilityPlus AvailabilityPlus<br />

Lecture Lecture 12 12<br />

Fatigue Fatigue analysis analysis <strong>of</strong> a prototype <strong>of</strong> a prototype Francis Francis<br />

turbine turbine based on based strain on gauge strain measurements<br />

gauge measurements<br />

<strong>and</strong> numerical <strong>and</strong> numerical simulations simulations<br />

Eduard Eduard Doujak, Doujak, TU Wien TU Wien<br />

Lecture Lecture 13 13<br />

Detecting Detecting new defects new defects the first the time first time<br />

Mathias Mathias Pawlowsky, Pawlowsky, Axpo Axpo<br />

ropower r<br />

tion<br />

r<br />

nch Lunch<br />

faces<br />

nce -<br />

eak ffee Break<br />

CET CET 18 NOVEMBER 18 NOVEMBER <strong>2022</strong> <strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong>/VERBUND Expert Event<br />

09:00 Digitalisation 09:00 SESSION SESSION in 4 Hydropower 4<br />

13:00 13:00 Closing Closing words words<br />

CONFERENCE TICKET<br />

On-site<br />

The 5<br />

<strong>vgbe</strong>/VERBUND Lecture th international <strong>vgbe</strong>/VERBUND Expert Event<br />

Lecture 8 Expert 8 Event<br />

CONFERENCE TICKET<br />

“Digitalisation Why is Why the in digital is Hydropower” the project digital project twin/twin will provide twin/twin becoming again becoming a com-<br />

In<strong>for</strong>mation <strong>vgbe</strong> non-members about about our our € 890.-- € 690.--<br />

prehensive more <strong>and</strong> overview more more <strong>and</strong> important <strong>of</strong> more important in project topics in project regarding digi-<br />

Hydropower Industry Industry Guide Guide 2021/22 2021/22<br />

The 5management th <strong>vgbe</strong> members On-site € 690.-- € Online 490.--<br />

international management (<strong>energy</strong>) <strong>vgbe</strong>/VERBUND in (<strong>energy</strong>) plant construction?<br />

plant construction? Expert Event<br />

talization in hydropower dealing mainly with the results<br />

“Digitalisation Examples Examples in Hydropower” will provide again a com-Geprehensive overview <strong>of</strong> important topics regarding digi-leading leading companies companies in the in the<br />

an Get overview <strong>vgbe</strong> Universities an non-members overview <strong>of</strong> the <strong>of</strong> the<br />

€ 890.-- 350.-- € 690.-- 250.--<br />

<strong>of</strong> newly Timur developed Ripke, Timur COMAN Ripke, <strong>and</strong> COMAN S<strong>of</strong>tware implemented S<strong>of</strong>tware innovative digital<br />

<strong>vgbe</strong> members Participation € 690.-- fee plus Austrian € 490.-- VAT.<br />

measures, products <strong>and</strong> tools from the view <strong>of</strong> the ope-hydropowerators. Topics <strong>of</strong> the lecturers are:<br />

find out find Universities about about the many the many € 350.-- € 250.--<br />

hydropower industry industry <strong>and</strong> <strong>and</strong><br />

talization Lecture in hydropower Lecture 9 9 dealing mainly with the results The participation fees include the conference presentations<br />

(after the conference), c<strong>of</strong>fee breaks, lunch <strong>and</strong> par-<br />

<strong>of</strong> newly Per<strong>for</strong>mance developed Per<strong>for</strong>mance analytics <strong>and</strong> analytics implemented innovative digital<br />

<strong>of</strong> run-<strong>of</strong>-river run-<strong>of</strong>-river power plants power plants<br />

topic-specific topic-specific <strong>of</strong>fers <strong>of</strong>fers <strong>of</strong><br />

measures,<br />

• Asset<br />

products<br />

Management<br />

Participation fee plus Austrian VAT.<br />

<strong>and</strong> tools from the view <strong>of</strong> the operators.<br />

Chair Topics <strong>of</strong> Chair this <strong>of</strong> the <strong>vgbe</strong> <strong>of</strong> this lecturers Working <strong>vgbe</strong> Working Group are: Group<br />

Austrian VAT will be shown in the invoice.<br />

Mirjam Mirjam Sick, Expert Sick, in Expert hydropower in hydropower <strong>and</strong> <strong>and</strong> our media our<br />

ticipation<br />

media partners.<br />

in<br />

partners.<br />

the evening event.<br />

• Work<strong>for</strong>ce Management<br />

The participation fees include the conference presentations<br />

download (after here: the conference), here: c<strong>of</strong>fee breaks, lunch <strong>and</strong> par-<br />

• Asset Management<br />

• Advanced Data Analytics<br />

Free download Free<br />

Lecture Plat<strong>for</strong>m Lecture 10 Solutions 10<br />

https://www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/en/hydropower<br />

ticipation All participants in the <strong>of</strong> evening the conference event. are requested to regis-<br />

• OT Work<strong>for</strong>ce Digital Cyber OT Security Cyber Twins Management<br />

Security<br />

Austrian ter online. VAT It is will not be possible shown in to the accept invoice. credit cards or cur-<br />

• Christoph Advanced Inspection Christoph Kukovic, Data & Kukovic, Measurement<br />

VERBUND Analytics VERBUND AG AG<br />

rency at the conference <strong>of</strong>fice.<br />

• Plat<strong>for</strong>m Visualization Solutions (VR, AR, 3D GIS …)<br />

All participants <strong>of</strong> the conference are requested to register<br />

online. It is not possible to accept credit cards or cur-<br />

10:30 10:30 • Digital Twins<br />

C<strong>of</strong>fee C<strong>of</strong>fee Break Break <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> | Hydro | Hydro Power Power<br />

Based on practical examples, you will gain insights on ONLINE REGISTRATION<br />

• Inspection & Measurement<br />

Essen, Essen, rency in August at in the August <strong>2022</strong> conference <strong>2022</strong> <strong>of</strong>fice.<br />

how • to implement Visualization <strong>and</strong> (VR, apply AR, 3D digital GIS …) solutions successfully.<br />

https://t1p.de/digi<strong>2022</strong><br />

Based on practical examples, you will gain insights on ONLINE <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> REGISTRATION<br />

e.V.<br />

how to implement <strong>and</strong> apply digital solutions successfully.<br />

45257 Essen/Germany<br />

Deilbachtal 173<br />

CONFERENCE VENUE<br />

https://t1p.de/digi<strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V.<br />

Innen Innen – VERBUND Seite – 2 Seite Hydro 2 Power GmbH<br />

Innen Innen – Eva Seite Silberer – 3 Seite 3<br />

Deilbachtal 173<br />

CONFERENCE Europaplatz 2, VENUE 5 th floor<br />

t +49 201 8128 – 202<br />

Have direct access<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V.<br />

be in<strong>for</strong>med<br />

45257 Essen/Germany<br />

1150 Vienna/Austria<br />

e <strong>vgbe</strong>-digi-hpp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong> to the event website.<br />

VERBUND Hydro Power GmbH<br />

Eva Silberer<br />

Deilbachtal 173<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Europaplatz 2, 5 th floor<br />

t PRIVACY +49 201 POLICY 8128 – 202 & GENERAL TERMS Have direct access<br />

45257 CONFERENCE Essen LANGUAGE<br />

to the event website.<br />

1150 Vienna/Austria<br />

e <strong>vgbe</strong>-digi-hpp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Detailed in<strong>for</strong>mation on data protection as well as the<br />

English<br />

general terms <strong>and</strong> conditions can be found at<br />

PRIVACY POLICY & GENERAL TERMS<br />

Online<br />

v<br />

D<br />

v<br />

D


Innovative Technologie für<br />

eine bewährte Gasturbine –<br />

3D-gedruckte V64.3<br />

Turbineneintrittsleitschaufel<br />

mit In-W<strong>and</strong>kühlung<br />

Axel Pechstein und Jan Münzer<br />

Abstract<br />

Innovative technology <strong>for</strong> a proven gas<br />

turbine - 3D-printed V64.3 turbine inlet<br />

guide vane with in-wall cooling<br />

As a local <strong>and</strong> regional <strong>energy</strong> supplier,<br />

SachsenEnergie has been operating the Dresden<br />

Nossener Brücke combined-cycle gas turbine<br />

power plant since 1995. As a heat-led cogeneration<br />

plant, it provides 85 % <strong>of</strong> the district<br />

heating supply <strong>for</strong> the city <strong>of</strong> Dresden,<br />

with approx. 2,000 GWh. From 2011 onwards,<br />

a successive comprehensive plant mod-<br />

Autoren<br />

Dipl.-Ing. Axel Pechstein<br />

Kraftwerksleiter<br />

DREWAG – Stadtwerke Dresden<br />

GmbH<br />

HA Kraft- und Heizwerke HKW<br />

Dresden-Nossener Brücke<br />

Dresden, Deutschl<strong>and</strong><br />

Jan Münzer<br />

Siemens Energy Global<br />

GmbH & Co. KG<br />

Berlin, Deutschl<strong>and</strong><br />

ernization will take place. Current measures<br />

in modernization phase 2 are aimed at increasing<br />

efficiency. In the area <strong>of</strong> gas turbines<br />

in particular, further measures are being initiated<br />

in a joint development partnership between<br />

SachsenEnergie <strong>and</strong> the manufacturer<br />

Siemens Energy <strong>and</strong> will also be implemented<br />

after a test phase. The core element <strong>of</strong> this<br />

package <strong>of</strong> measures is the development <strong>and</strong><br />

testing <strong>of</strong> a gas turbine guide vane manufactured<br />

using the laser powder bed fusion<br />

(LPBF) process or the 3D printing process under<br />

the conditions <strong>of</strong> commercial power plant<br />

operation. l<br />

1 Einleitung<br />

Als lokaler und regionaler Energieversorger<br />

betreibt die SachsenEnergie seit 1995 das<br />

GuD-HKW Dresden Nossener Brücke, welches<br />

als wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplungsanlage<br />

die Fernwärmeversorgung der<br />

Stadt Dresden mit ca. 2.000 GWh zu 85 %<br />

sicherstellt.<br />

Neben der Aufgabe zur Wärmeversorgung<br />

besteht die grundlegende An<strong>for</strong>derung,<br />

ganzjährig durch Flexibilität und Effizienz<br />

die Chancen des Strommarktes zu nutzen<br />

und daraus einen Beitrag zum wirtschaftlichen<br />

Gesamtergebnis zu generieren.<br />

In diesem Anliegen f<strong>and</strong> in den Jahren ab<br />

2011 sukzessive eine umfassende Anlagenmodernisierung<br />

statt. Die Maßnahmen dieser<br />

ersten Modernisierungsphase hatten die<br />

Lebensdauerverlängerung und die Erhöhung<br />

der Flexibilität der Gesamtanlage zum<br />

Ziel. [1].<br />

In Fortsetzung dieser Phase konzentrieren<br />

sich die jetzigen Maßnahmen der Modernisierungsphase<br />

2 auf die Erhöhung der Effizienz.<br />

Speziell im Bereich der Gasturbine werden<br />

in einer gemeinsamen Entwicklungspartnerschaft<br />

zwischen SachsenEnergie und<br />

dem Hersteller Siemens Energy weitere<br />

Maßnahmen initiiert und nach einer Testphase<br />

auch implementiert. Kernelement dieses<br />

Maßnahmenpakets ist die Entwicklung<br />

und Erprobung einer im Laser Powder Bed<br />

Fusion (LPBF-)Verfahren bzw. dem 3D-<br />

Druck- Verfahren hergestellten Gasturbinenleitschaufel<br />

unter den Bedingungen des<br />

kommerziellen Kraftwerksbetriebes.<br />

Der vorliegende Beitrag beleuchtet ausgehend<br />

von den An<strong>for</strong>derungen des Marktes<br />

die gemeinsame Ziel<strong>for</strong>mulierung für die<br />

Entwicklungspartnerschaft. In diesem Zusammenhang<br />

werden auch betriebliche Belange,<br />

die wesentlich für die Entscheidung<br />

zur Projektpartnerschaft waren, diskutiert.<br />

Die Möglichkeiten, welche die additive Fertigung<br />

bei der Modernisierung von Produkten<br />

der Turboindustrie bietet, werden in ihrer<br />

B<strong>and</strong>breite von der konstruktiven Auslegung<br />

über die Fertigung und Qualitätssicherung<br />

bis hin zur Ersatzteillogistik und<br />

dem Einsatznutzen beleuchtet.<br />

2 Anlagenkonfiguration,<br />

An<strong>for</strong>derungen und<br />

Zielsetzung<br />

Anlagenkonzept<br />

Das HKW Nossener Brücke wurde in den<br />

Jahren 1993 bis 1996 als schlüsselfertige<br />

Anlage durch die Firma Siemens errichtet.<br />

Die Anlage besteht aus drei Gasturbinen des<br />

Typs V64.3 mit nachgeschalteten Abhitzedampferzeugern<br />

(B i l d 1 ). Der erzeugte<br />

Frischdampf (500 °C, 48 bar bis 80 bar) wird<br />

einer Gegendruck-Dampfturbine zugeführt.<br />

Der entspannte Dampf wird in nachgeschalteten<br />

Heizkondensatoren zur Erwärmung<br />

des Fernwärmerücklaufs genutzt. Über<br />

46 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine<br />

W<strong>and</strong>eranzapfungen der Dampfturbine<br />

werden in- und externe Abnehmer mit Prozessdampf<br />

versorgt. Dem Dampfteil eines<br />

jeden Abhitzedampferzeugers ist eine Fernwärmetauscherschleife<br />

nachgeschaltet,<br />

welche die Abkühlung der Gasturbinenabgase<br />

bis auf 95 °C gewährleistet. Die erzeugte<br />

Fernwärme der Heizkondensatoren und<br />

der Fernwärmetauscher wird in das Zentrale<br />

Fernwärmenetz der Stadt Dresden eingespeist.<br />

Im Bedarfsfall können zwei Zusatzfeuerungen<br />

in Betrieb genommen werden,<br />

um wahlweise die Dampf- und/oder Fernwärmeerzeugung<br />

zu steigern.<br />

Marktsituation<br />

Erdgas<br />

Heizöl<br />

Generatoren<br />

Heizöl (falls Erdgas ausfällt)<br />

Erdgas<br />

Gasturbinen<br />

el. gesamt: 260 MW (T a = 0 o C)<br />

th. gesamt: 480 MW<br />

Brennst.-Nutzungsgrad: ca. 85 %<br />

Bild 1. Anlagenschema.<br />

Das Gesamtbetriebskonzept des GT-HKW<br />

Nossener Brücke ist bestimmt durch:<br />

––<br />

die ganzjährige Funktion als Wärmegrundlastanlage<br />

für das ZFHN der Stadt<br />

Dresden mit ca. 5.000 Vollbenutzungsstunden/a,<br />

––<br />

den Er<strong>for</strong>dernissen der Stromvermarktung,<br />

wobei hier eine immer weiter wachsende<br />

Volatilität und Flexibilität in Lastlagen<br />

und Anlagenzust<strong>and</strong> ge<strong>for</strong>dert ist<br />

(B i l d 2 ) [2] sowie den<br />

––<br />

notwendigen Zeiträumen für Inst<strong>and</strong>haltungsarbeiten.<br />

Gesamtanlagenstillstände<br />

Stromerzeugung und -verbrauch in GW<br />

120<br />

105<br />

90<br />

75<br />

60<br />

45<br />

30<br />

15<br />

0<br />

Kühlturm<br />

Heizölspeichertank<br />

Abgaswärmeüberträger<br />

zum Kamin<br />

Fernwärme<br />

Dampfturbine<br />

Dampf<br />

Trans<strong>for</strong>mator<br />

Generator<br />

Strom<br />

Trans<strong>for</strong>mator<br />

Fernwärme für<br />

Haushalte<br />

Fernwärme und Prozessdampf<br />

für Industrie<br />

sind nur langfristig planbar, außerplanmäßige<br />

Stillstände durch Störungen etc.<br />

führen unmittelbar zu Erlösausfällen. Die<br />

An<strong>for</strong>derungen an Verfügbarkeit, Effizienz<br />

und Flexibilität sind in dieser Situation<br />

hoch.<br />

Zielfunktion des Gesamtprojektes<br />

Vor dem Hintergrund des ganzjährig kommerziellen<br />

Betriebes war die Frage der Mitwirkung<br />

als Energieversorger an diesem<br />

Entwicklungsprojekt aus betrieblicher Sicht<br />

nur im Komplex zu beantworten. Deshalb<br />

f<strong>and</strong>en im Vorfeld der Entscheidung zur<br />

Teilnahme am Projekt umfangreiche Versuche<br />

und Risikobetrachtungen statt, in die<br />

unter <strong>and</strong>erem auch die Kompetenzen des<br />

Maschinenversicherers einbezogen wurden.<br />

Fragen der Risikotragung waren ebenso zu<br />

beantworten wie auch die Frage einer möglichen<br />

Besicherung bei unplanmäßigen Ausfall<br />

einer Anlage bzw. der Reversibilität der<br />

Umbaumaßnahmen bei einem möglichen<br />

Projektabbruch.<br />

Am Ende dieses Klärungsprozesses zwischen<br />

Hersteller, Betreiber und Versicherer<br />

wurde ein Stufenplan für die Einführung der<br />

neuen Technologie und des Produkts entwickelt.<br />

200 €<br />

150 €<br />

100 €<br />

50 €<br />

0 €<br />

- 50 €<br />

- 100 €<br />

- 150 €<br />

- 200 €<br />

2. Mai 4. Mai 6. Mai 8. Mai 10. Mai 12. Mai 14. Mai 16. Mai 18. Mai 20. Mai 22. Mai 24. Mai 26. Mai 28. Mai 30. Mai<br />

Bild 2. Preisvolatilität am Strommarkt.<br />

Konv. Kraftwerke Regenerative Erzeugung Strompreis Stromverbrauch<br />

Strompreis in MW<br />

Besonderen Raum nahm die Frage nach der<br />

Zielfunktion für die gemeinsame Entwicklungspartnerschaft<br />

ein. Es galt, die betrieblich-wirtschaftlichen<br />

R<strong>and</strong>bedingungen<br />

für Produktentwicklung zu <strong>for</strong>mulieren.<br />

Schnell wurde klar, dass kein Einzelkriterium<br />

isoliert betrachtet werden konnte. Zum<br />

Beispiel hätte ein Produkt mit höchster Effizienz,<br />

jedoch nicht mit der durch Produktions-<br />

und Inst<strong>and</strong>haltungszyklus vorgegebenen<br />

St<strong>and</strong>zeit, keinen Einsatzfall.<br />

Im Ergebnis der Abwägung der sich zum<br />

Teil widersprechenden Teil-Entwicklungsziele<br />

––<br />

Wirkungsgrad- oder Leistungssteigerungspotenzial<br />

––<br />

Beibehaltung der bisherigen Lebensdauer<br />

––<br />

Auslegung für flexible Fahrweise der GT<br />

––<br />

Refurbishment-Konzept im Einklang mit<br />

dem gesamten Maintenance-Konzept der<br />

GT<br />

––<br />

Verringerung der Emissionen<br />

––<br />

vergleichbarer Bauteilpreis<br />

––<br />

Verfügbarkeit mit verkürzter Bestelldauer<br />

––<br />

keine negativen Einflüsse auf Nebenanlagen<br />

der Gasturbine<br />

wurden die life cycle costs der Gesamtanlage,<br />

welche alle o.g. Aspekte berücksichtigen,<br />

als Zielfunktion vereinbart. D.h., es<br />

sollte ein Produkt höherer Leistungsfähigkeit<br />

mit den Vorteilen des neuen Produktionsverfahrens<br />

kombiniert werden, ohne<br />

dass sich negative Auswirkungen auf Produktions-<br />

und Inst<strong>and</strong>haltungsregimes ergeben,<br />

wie z.B. verkürzte St<strong>and</strong>zeiten mit<br />

häufigeren Außerbetriebnahmen oder notwendigen<br />

Umbauten in den Nebenanlagen<br />

des Kühlluftsystems.<br />

Bedeutsam ist, dass die Turbinenbeschaufelung<br />

in der Regel der Taktgeber für die Inst<strong>and</strong>haltungszyklen<br />

des gesamten Blockes<br />

mit Gasturbine und Abhitzekessel ist. Das<br />

heißt, eine Änderung der St<strong>and</strong>zeiten der<br />

neuen Beschaufelung hätte weitreichende<br />

Auswirkungen auf das Inst<strong>and</strong>haltungskonzept<br />

der gesamten Anlage.<br />

3 Realisierte Lösung<br />

3.1 Ausgangssituation<br />

Die Ausgangssituation zur Lösung dieser<br />

Konstruktionsaufgabe stellt ein häufiges<br />

und heraus<strong>for</strong>derndes Szenario im Service<br />

älterer Gasturbinen mit kleiner Flottengröße<br />

dar. Eine bis zu mehreren Jahrzehnten<br />

alte Grundkonstruktion, in diesem Fall über<br />

25 Jahre, von der kaum digitale Daten existieren<br />

und deren Entwicklung von der Vorgängergeneration<br />

der Ingenieure mit älteren<br />

Auslegungswerkzeugen erfolgte, soll<br />

nun sicher, ökonomisch und in kurzer Zeit in<br />

eine deutlich verbesserte Neukonstruktion<br />

überführt werden, die in allen Aspekten<br />

kompatibel mit der existieren Gasturbinenflotte<br />

des entsprechenden Typs und deren<br />

teilweise in Varianten ausgeführten Hilfssystemen<br />

ist.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 47


Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine<br />

Dies er<strong>for</strong>derte zuerst ein grundlegendes<br />

Reverse Engineering und die Schaffung eines<br />

dreidimensionalen Datensatzes der im<br />

Einsatz befindlichen Turbinenleitschaufel,<br />

der angrenzenden Bauteile sowie der Einsatzr<strong>and</strong>bedingungen,<br />

um eine effiziente<br />

Bearbeitung der Konstruktionsaufgabe in<br />

einer durchgehenden digitalen Prozesskette<br />

von der Auslegung, über die Konstruktion<br />

bis zur Fertigungsautomatisierung zu ermöglichen.<br />

Von der V64.3 Turbinenleitschaufel<br />

der 1. Stufe (TLe1) wurde anh<strong>and</strong><br />

bestehender Konstruktionszeichnungen ein<br />

3D-Modell erstellt und mit Computertompographiescans<br />

von realen Bauteilen abgeglichen,<br />

um sicher zu gehen, dass auch kleinste<br />

Abweichungen von der ursprünglich dokumentierten<br />

Produktspezifikation im Rahmen<br />

der späteren Fertigungsentwicklung<br />

und Lieferantenqualifizierung erfasst und in<br />

der Ausgangsreferenz abgebildet werden.<br />

Mit diesem CAD-Modell der ursprünglichen<br />

Konstruktion konnte dann der Nachbau einiger<br />

Dutzend Bauteile mittels LPBF in der<br />

ursprünglichen Legierung IN939 erfolgen<br />

(B i l d 3 ), um sowohl Erfahrungen bei der<br />

Additiven Fertigung und den nachgelagerten<br />

Bearbeitungs-, Beschichtungs- und<br />

Montageprozessen zu sammeln als auch im<br />

kommerziellen Einsatz im Gasturbinenbetrieb<br />

in einer Grundlastanlage und in einem<br />

Spitzenlastkraftwerk. Diese Phase I des Projekts<br />

diente der Validierung des Grundmaterials,<br />

der Integrität der Beschichtung darauf<br />

sowie der dreidimensionalen Auslegung.<br />

Bild 3. V64.3 Turbinenleitschaufel Stufe 1 im<br />

alten Design additiv gefertigt;<br />

beschichtet (Phase I).<br />

3.2 Schaufelkühlsystem<br />

Von zentraler Bedeutung zur Erreichung der<br />

eingangs genannten Ziele war die Auslegung<br />

und die konstruktive Umsetzung eines<br />

Bild 4. V64.3 Turbinenleitschaufel Stufe 1 mit<br />

In-W<strong>and</strong>-Kühlung (Phase II).<br />

sehr leistungsfähigen Kühlsystems mittels<br />

In-W<strong>and</strong>-Kühlung bei der Neukonstruktion<br />

(B i l d 4 ). Dabei werden die heißgasführenden<br />

Bauteilbereiche von in den entsprechenden<br />

Bauteilwänden konturnah verlaufenden<br />

Kanälen, die von gekühlter Verdichterluft<br />

durchströmt werden, konvektiv<br />

gekühlt, welche aufgrund der Fähigkeiten<br />

des 3D-Drucks sehr flexibel gestaltet und genau<br />

an die lokalen Verhältnisse angepasst<br />

werden können. Der Durchmesser der Kühlkanäle,<br />

ihr Abst<strong>and</strong> zuein<strong>and</strong>er bzw. ihre<br />

Teilung, der Abst<strong>and</strong> zum Heißgaskanal<br />

oder ihre Form sind in Grenzen frei wählbare<br />

Auslegungsparameter, deren fertigungstechnische<br />

Umsetzung mittels additiver Fertigung<br />

erstmals in dieser Form möglich ist.<br />

Damit lassen sich der Wärmeübergang optimieren,<br />

die Bauteiltemperaturen verringern,<br />

die Temperaturverteilung homogenisieren<br />

und Spannungsgradienten verringern.<br />

Im konkreten Fall wurde eine<br />

Reduzierung des Kühlluftbedarfs der Turbinenleitschaufel<br />

von mehr als 25 % bei<br />

gleichzeitiger Verringerung der Bauteilmetalltemperaturen<br />

um ca. 100 °C in weiten<br />

Bereichen und um mehr als 250 °C an den<br />

heißesten Stellen erreicht. Auf die Realisierung<br />

weiteren Potenzials wurde verzichtet,<br />

um die Neukonstruktion möglichst robust<br />

auszuführen und darüber hinaus Reparaturaufw<strong>and</strong><br />

und Ausschussraten im Refurbishment<br />

zu minimieren, da die Optimierung<br />

der Lebenszykluskosten gleichgewichtet mit<br />

der Verbesserung der Per<strong>for</strong>mance (Wirkungsgrad,<br />

Leistung, Emissionen der GT)<br />

im Lastenheft st<strong>and</strong>.<br />

3.3 Produktoptimierung und<br />

fertigungstechnische<br />

Umsetzung<br />

Es wurde eine detaillierte Funktionsanalyse<br />

des Originalbauteils mit dem Ziel durchgeführt,<br />

bei der Neukonstruktion alle notwendigen<br />

Funktionen mit einem hohen Grad an<br />

Funktionsintegration bereits im 3D-Druckteil<br />

zu erfüllen, um die nachfolgenden Fertigungsabläufe<br />

zu vereinfachen und die Komplexität<br />

des Bauteils zu verringern.<br />

Die Erfüllung der Funktionen zur Kühlung<br />

der Heißgasplatt<strong>for</strong>men und des Schaufelblatts<br />

wurde im originalen Design durch<br />

zwei Prallkühlbleche für die Schaufelplatt<strong>for</strong>men<br />

sowie einen Prallkühleinsatz und<br />

ein Verschlussblech für das Schaufelblatt<br />

realisiert. Somit wird das einbaufertige Originalbauteil<br />

in Summe mit dem Schaufelkörper<br />

selbst aus insgesamt fünf Einzelteilen<br />

gebildet. Zusätzlich mussten noch Kühlluftbohrungen<br />

mittels Funkenerosion in das<br />

Bauteil eingebracht werden.<br />

Die Neukonstruktion mit lokal optimal angepassten<br />

und integrierten In-W<strong>and</strong>kühlkanälen<br />

beinhaltet alle zur Kühlung notwendigen<br />

Features bereits im additiv gefertigten Bauteil,<br />

d.h., es gibt nur noch ein einziges Bauteil,<br />

dessen maschinelle Bearbeitung auch<br />

noch weitestgehend vereinfacht wurde. So<br />

gelang es auch, einen Teil der vorher maschinell<br />

bearbeiteten Geometrien, z.B. eine<br />

Platt<strong>for</strong>mseitenfläche und Dichtflächen, nun<br />

direkt auf Endmaß innerhalb der nötigen Toleranzen<br />

zu drucken, was eine nachträgliche<br />

Bearbeitung dieser Flächen nicht mehr notwendig<br />

macht. Auch durch die Vereinfachung<br />

<strong>and</strong>erer Funktionsträger, wie z.B. den<br />

Dichtungen zum Sekundärluftsystem, konnte<br />

der Aufw<strong>and</strong> für die maschinelle Bearbeitung<br />

weiter verringert werden. In Summe<br />

um etwa 50 %. Der Wegfall von einzelnen<br />

Fertigungsschritten wie zum Beispiel dem<br />

Erodieren von Kühlluftbohrungen oder dem<br />

Einschweißen des Prallkühleinsatzes und<br />

der Verschlusskappe führten zu einer deutlichen<br />

Verkürzung der Fertigungskette und<br />

Durchlaufzeit. Die Neukonstruktion kann in<br />

etwa 35 % der ursprünglich notwendigen<br />

Zeit beschafft werden. Dies erleichtert die<br />

Ersatzteilbeschaffung bei schwankender<br />

und schlecht vorhersagbarer Nachfrage aufgrund<br />

von energiepreisabhängiger oder witterungsbedingter<br />

Fahrweise der Kraftwerksbetreiber.<br />

Kurzfristige Beschaffung reduziert<br />

die Kapitalkosten und -bindung.<br />

Die neue Turbinenleitschaufel wird auf der<br />

Maschine M400-4 des Herstellers Electro<br />

Optical Systems GmbH (EOS) hergestellt.<br />

Dabei werden jeweils acht Bauteile von vier<br />

Lasern in einem Bauprozess gefertigt.<br />

Im Vergleich zum Vakuumfeinguss sind die<br />

Kosten für die komplexeren additiv gefertigten<br />

Ausgangsbauteile momentan <strong>of</strong>t noch<br />

höher, was jedoch bereits zu einem großen<br />

Teil durch die o.g. positiven Effekte auf die<br />

gesamte Fertigung kette kompensiert werden<br />

kann. Beim eigenen Hersteller für additiv<br />

gefertigte Produkte Materials Solutions<br />

Ltd. in Worcester im Vereinigten Königreich<br />

(B i l d 5 ) treibt Siemens Energy die Industrialisierung<br />

der Technologie auf breiter<br />

Front voran, um die additive Fertigung zum<br />

Verfahren der Wahl für eine Vielzahl von<br />

Produkten der Turboindustrie und <strong>and</strong>eren<br />

Anwendungen zu etablieren. Bei Neuentwicklungen<br />

wird so <strong>of</strong>t bereits jetzt schon<br />

ein Kosten- und erheblicher Zeitvorteil gegenüber<br />

dem Vakuumfeinguss erreicht, da<br />

48 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine<br />

Neben St<strong>and</strong>ardprüfverfahren für Turbinenbauteile<br />

wie der fluoreszierenden Farbeindringprüfung<br />

zur Detektion von Rissen und<br />

der Messung der Kühlluftmassenströme<br />

kam auch die Thermographie zum Einsatz,<br />

um die einw<strong>and</strong>freie Durchströmung aller<br />

Kühlluftkanäle sicherzustellen. Dabei werden<br />

die Kühlkanäle mit heißer Luft beaufschlagt<br />

und ihre korrekte Durchströmung<br />

mit Wärmebildkameras überprüft (B i l d 7 ).<br />

Bild 5. Additive Fertigung bei Materials Solutions Ltd. a Siemens Energy business in Worcester, UK.<br />

Bild 6. Prüfung der 3D-Druck-Bauteile mittels Computertomographie.<br />

nicht mehr langwierig teure Guss- und Kern<strong>for</strong>men<br />

beschafft werden müssen.<br />

3.4 Qualitätssicherung<br />

Die noch junge Technologie der Additiven<br />

Fertigung und die neuartigen Designs mit<br />

komplexen Kühlstrukturen im Inneren der<br />

Bauteile er<strong>for</strong>dern darauf abgestimmte Verfahren<br />

in der Qualitätsprüfung, um sicherzustellen,<br />

dass die zum Teil kleinen Hohlräume<br />

geometrisch korrekt abgebildet und<br />

frei von Metallpulver oder Rückständen aus<br />

<strong>and</strong>eren Fertigungsschritten, zum Beispiel<br />

Strahlprozessen zur Oberflächenbeh<strong>and</strong>lung,<br />

sind. Darüber hinaus wird die metallurgische<br />

Qualität der Bauteile zerstörungsfrei<br />

geprüft. Der Einsatz von Computertomographie<br />

hat sich dabei bewährt. Für die<br />

Prüfung der Turbinenleitschaufel (B i l d 6 )<br />

kam eine Mikr<strong>of</strong>okusröntgenröhre mit einer<br />

Beschleunigungsspannung von 300 keV<br />

zum Einsatz, die in einem industriellen<br />

Computertomographieprüfsystem des Herstellers<br />

YXLON integriert ist.<br />

Bild 7. Prüfung der Kühlkanäle im 3D-Druckbauteil<br />

mittels Thermographie.<br />

4 Implementierung und<br />

erste Betriebserfahrungen<br />

Zur schnellen Verfügbarkeit der additiv gefertigten<br />

Neukonstruktion der Turbinenleitschaufel<br />

für den kommerziellen Kraftwerksbetrieb<br />

wurde gemeinsam mit der Sachsen-<br />

Energie, ihrem Versicherer und Siemens<br />

Energy ein zweistufiger Ansatz gewählt, um<br />

Risiken bei der Einführung der neuen Technologie<br />

(Phase I) und des neuartigen Designs<br />

(Phase II) zu minimieren.<br />

4.1 Phase I – Grundlegende<br />

Validierung des Materials<br />

Bereits ab 2019 befinden sich acht additiv<br />

gefertigte Bauteile im Originaldesign in der<br />

GT12 des GuD HKW Nossener Brücke zur<br />

Validierung des Materials und der Auslegung<br />

im Grundlastbetrieb. Die Testkonfiguration<br />

im Turbinenleitring zeigt B i l d 8 .<br />

Jährlich finden zwei Inspektionen der Validierungsbauteile<br />

in einem Abst<strong>and</strong> von ca.<br />

2.500 bis 5.000 Betriebsstunden statt. Bis<br />

einschließlich der letzten Inspektion Ende<br />

April 2021 nach ca. 14.000 Betriebsstunden<br />

und 43 Starts zeigten die gedruckten Turbinenleitschaufeln<br />

keinerlei Befunde (Schutzschichtdegradation,<br />

Risse, Ver<strong>for</strong>mung,<br />

Oxidation etc.) oder Auffälligkeiten im Vergleich<br />

zu den St<strong>and</strong>ardbauteilen aus dem<br />

Vakuumfeinguss (B i l d 9 ). Der Betrieb dieser<br />

Bauteile wird bis zur planmäßigen Revision<br />

im Sommer 2023 <strong>for</strong>tgesetzt.<br />

Weitere zehn Bauteile dieser Art wurden in<br />

der Zeit von 2019 bis 2020 in einer Gasturbine<br />

bei Helsinki im Spitzenlastbetrieb erfolgreich<br />

über ca. 4.000 Betriebsstunden und 40<br />

Starts bis zu einer planmäßigen Revision<br />

ohne Probleme getestet und im Anschluss<br />

bei Siemens Energy untersucht. Die Laboruntersuchungen<br />

zeigten keinerlei Auffälligkeiten.<br />

Der erfolgreiche Betrieb der Bauteile über<br />

bereits zwei Jahre in der Phase I war eine<br />

Voraussetzung für die Implementierung der<br />

Neukonstruktion in Phase II des Projekts.<br />

4.2 Phase II – Implementierung der<br />

Neukonstruktion<br />

Im Juli 2021 wird ein kompletter Satz mit 90<br />

Stück der neu konstruierten und additiv gefertigten<br />

Turbinenleitschaufeln im Rahmen<br />

einer Revision in die GT11 des HKW Nossener<br />

Brücke eingebaut. An instrumentierten<br />

Bauteilen sind ca. 30 Thermoelemente ins-<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 49


Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine<br />

Die modifizierten Betriebspunkte der Hilfssysteme<br />

(Kühlluftkühler und Kühlluftbooster)<br />

werden dabei geprüft und im Rahmen<br />

der Inbetriebsetzung korrekt eingestellt.<br />

5 Zusammenfassung und<br />

Ausblick<br />

Zebra-<br />

Konfiguration<br />

4er Block<br />

Bild 8. Testkonfiguration der 8 Phase I-Turbinenleitschaufeln in der V64.3 GT12 Nossener Brücke.<br />

Bild 9. 3D-Druck-Schaufeln im Zebra in der GT12 Nossener Brücke nach zwei Jahren<br />

Grundlastbetrieb.<br />

talliert, die zur Validierung der Schaufelkühlung<br />

und der bei der Auslegung angesetzten<br />

R<strong>and</strong>bedingungen dienen.<br />

Zu Beginn des kommerziellen Betriebs werden<br />

unter <strong>and</strong>erem die Betriebspunkte zur<br />

Maximierung der GT-Leistung, des Wirkungsgrads<br />

und der Minimierung der Stickoxidemission<br />

angefahren und zum Vergleich<br />

mit der Referenz vermessen. Der Kühlluftverbrauch<br />

wird dabei mithilfe eines Ultraschallverfahrens<br />

ermittelt und mit dem Verbrauch<br />

der alten Konfiguration verglichen.<br />

Die Additive Fertigung bietet vielfältige<br />

Möglichkeiten, die Modernisierung älterer<br />

Turbomaschinen wirtschaftlich attraktiv für<br />

Betreiber und Hersteller zu gestalten. Die<br />

neue konstruktive Freiheit ermöglicht Bauteile,<br />

die einerseits wichtige Betriebsparameter<br />

wie Leistung, Wirkungsgrad, Emissionen<br />

und Betriebsflexibilität verbessern und<br />

<strong>and</strong>ererseits Vorteile bei den Lebenszykluskosten<br />

und dem Ersatzteilmanagement bieten<br />

können.<br />

Das Kooperationsprojekt der additiv gefertigten<br />

Neukonstruktion einer V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel<br />

zeigt, wie in kurzer<br />

Zeit mit minimiertem Risiko im Rahmen des<br />

planmäßigen Inst<strong>and</strong>haltungs- und Wartungsplans<br />

eine neue Technologie erfolgreich<br />

im kommerziellen Anlagenbetrieb eingeführt<br />

und für die beteiligten Partner wirtschaftlich<br />

erfolgreich gestaltet werden kann.<br />

Damit zeigt es einen Weg auf, fossil befeuerte<br />

Anlagen in den nächsten Jahrzehnten bedarfsgerecht<br />

und individuell hinsichtlich ihrer<br />

Effizienz, Emissionen und Flexibilität sowohl<br />

für den Wettbewerb unter geänderten<br />

Marktbedingungen als auch hinsichtlich ihrer<br />

Umweltverträglichkeit zu verbessern.<br />

Quellen<br />

[1] Vortrag Kraftwerkstechnisches Kolloquium:<br />

GUD HKW Nossener Brücke modernisiert für<br />

Systemdienstleistungen.<br />

[2] https://www.agora-energiewende.de/service/agorameter/chart/power_generation_<br />

price (Letzter Abruf: 02.08.2021)<br />

VGB-St<strong>and</strong>ard<br />

Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen<br />

(Aktualisierung der Ausgabe 2019-07, vormals VGB-R 540)<br />

Ausgabe 2020 – VGB-S-540-00-2020-07-DE<br />

DIN A4, Print/eBook, 226 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver s<strong>and</strong> und USt.<br />

Der vorliegende St<strong>and</strong>ard soll für Besteller und Lieferer ein Leitfaden für den Liefer- und Leistungsumfang<br />

bei Einspritzungen sein. Eine vollständige oder auszugsweise Anwendung muss zwischen<br />

Besteller und Lieferer vereinbart werden.<br />

Dieser St<strong>and</strong>ard gilt für die Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen.<br />

Zu Einspritzarmaturen bzw. Einspritzanlagen gehören neben der eigentlichen Armatur und Rohrleitung<br />

auch die zugehörigen Mess-, Steuer-, Regel- und Stelleinrichtungen für eine einw<strong>and</strong>freie funktionierende<br />

Einspritzung.<br />

S<strong>of</strong>ern Heizflächen einer Einspritzung nachgeschaltet sind und die Temperaturmessung für die geregelte<br />

Dampftemperatur hinter der Heizfläche angeordnet ist (z. B. Kesselanlagen) sind über diesen<br />

St<strong>and</strong>ard hinaus gesonderte Vereinbarungen zu treffen (siehe hierzu VDI/VDE 3503 – Dampftemperaturregelung<br />

bei Dampferzeugern).<br />

Der St<strong>and</strong>ard kann auch in Ferndampfnetzen und thermischen Verwertungsanlagen verwendet werden.<br />

In Kernkraftwerken und chemischen Anlagen sind gegebenenfalls zusätzliche An<strong>for</strong>derungen zu berücksichtigen.<br />

Gegenüber der früheren Ausgabe wurde u. a. folgendes geändert:<br />

– Konstruktion des Hemdes<br />

– Nomogramm zur Ermittlung des Abst<strong>and</strong>es der Temperaturmessstellen<br />

– Ergänzung der Berechnung des Abst<strong>and</strong>es der Temperaturmessstellen<br />

VGB-St<strong>and</strong>ard<br />

Dampfkühlung in<br />

Wärmekraftanlagen<br />

Korrigendum der Ausgabe 2019-07<br />

VGB-S-540-00-2020-07-DE<br />

50 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

8. und 9. November <strong>2022</strong><br />

in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung<br />

IT-Sicherheit<br />

in Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

Die Aktivitäten der <strong>vgbe</strong>-Mitgliedsunternehmen, die unter dem<br />

Begriff „IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen<br />

Jahren fester Best<strong>and</strong>teil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.<br />

Die <strong>vgbe</strong>-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung<br />

bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische<br />

Dienstleistungen erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit<br />

sehr ernst.<br />

Der IT-Sicherheit wurde mit dem „Gesetz zur Erhöhung der<br />

Sicherheit in<strong>for</strong>mationstechnischer Systeme (IT-Sicherheits gesetz)“<br />

ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen<br />

und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig weiterentwickelt<br />

wird; aktuell mit dem IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und der<br />

aktualisierten KRITIS-Verordnung.<br />

Die im Jahr 2021 durchgeführte 1. Fachtagung „IT-Sicherheit<br />

in Energieanlagen“ zeigte großes Interesse der Betreiber und den<br />

Bedarf, den Erfahrungsaustausch weiterhin kontinuierlich in einer<br />

eigenen Fachtagung zu beh<strong>and</strong>eln.<br />

Auf der 2. Fachtagung „IT-Sicherheit in Energieanlagen“<br />

Anfang November <strong>2022</strong> steht die konkrete Umsetzung der<br />

gesetzlichen und regulatorischen An<strong>for</strong>derungen aus Sicht der<br />

Anlagenbetreiber im Vordergrund. Neben Vorträgen der Anlagenbetreiber<br />

werden das BSI (Bundesamt für Sicherheit in der In<strong>for</strong>mationstechnik),<br />

der BDEW (Bundesverb<strong>and</strong> der Energie- und<br />

Wasserwirtschaft), Auditoren und Fachexperten sowie Dienstleister<br />

und Hersteller aktive Beiträge leisten und für umfangreiche<br />

Gespräche zur Verfügung stehen, die bei der Abendveranstaltung<br />

vertieft werden können.<br />

In konkreten Vortragsblöcken werden insbesondere nachfolgende<br />

Themen beh<strong>and</strong>elt:<br />

| Update Regulierung und Basics zur IT-Sicherheit<br />

| Angriffserkennung, Orientierungshilfe, SIEM-Lösungen<br />

(Security In<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> Event Management)<br />

| Auditierung nach IT-Sicherheitskatalog §11 1b EnWG<br />

| Security Operation Center (SOC)<br />

| Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (Branchenst<strong>and</strong>ards)<br />

Eine begleitende Fachausstellung wird angeboten.<br />

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V., Tagungsteam<br />

Tagungsprogramm<br />

Änderungen vorbehalten<br />

DIENSTAG, 8. NOVEMBER <strong>2022</strong><br />

ab 09:30<br />

10:45 –<br />

11:00<br />

V0.1<br />

Moderation: Andreas Jambor<br />

RWE <strong>Generation</strong> SE, Essen<br />

Registrierung und Kaffee<br />

Begrüßung, Einführung<br />

Dr. Thomas Eck, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V., Essen<br />

V1 BLOCK 1 –<br />

Update Regulierung, Basics zur IT-Sicherheit<br />

(jeweils inkl. 5 Min. Diskussion)<br />

11:00 –<br />

11:20<br />

V1.1<br />

11:20 –<br />

11:40<br />

V1.2<br />

11:40 –<br />

12:00<br />

V1.3<br />

12:00 –<br />

12:30<br />

V1.4<br />

12:30 –<br />

13:30<br />

Update Regulierung in Deutschl<strong>and</strong><br />

Mathias Böswetter, BDEW Bundesverb<strong>and</strong><br />

der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., Berlin<br />

Typische IT- und OT-Risiken<br />

Daniel Jedecke, HiSolutions AG, Bonn<br />

Die AHACL-Regeln für Ihre IT-Sicherheit!<br />

Robert Grey, ABB AG, Mannheim<br />

Basiswissen Implementierung<br />

eines ISMS (ISO 27001)<br />

Andreas Jambor, RWE <strong>Generation</strong> SE, Essen<br />

Mittagspause<br />

V2 BLOCK 2 –<br />

Angriffserkennung, SIEM-Lösungen<br />

13:30 –<br />

13:50<br />

V2.1<br />

13:50 –<br />

14:25<br />

V2.2<br />

Impulsvortrag 1:<br />

Warum Angriffserkennung für KRITIS-<br />

Unternehmen immer wichtiger wird<br />

Stefan Donath, Bundesamt für Sicherheit<br />

in der In<strong>for</strong>mationstechnik, Bonn<br />

Impulsvortrag 2:<br />

Risiko Cybercrime<br />

– Was tun bei einem „Hackerangriff“<br />

Holger Bajohr-May,<br />

Technische Werke Ludwigshafen am Rhein AG<br />

Online-Anmeldung<br />

https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/23322/<br />

Kontakt (Teilnahme)<br />

Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |<br />

e <strong>vgbe</strong>-it-sicherheit@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>


<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

8. und 9. November <strong>2022</strong><br />

in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung<br />

MITTWOCH, 9. NOVEMBER <strong>2022</strong><br />

11:45 – Impulsvortrag 3:<br />

12:05 Erfahrungsbeitrag eines Betreibers zur<br />

DIENSTAG, V5.3 Nachweisführung 8. NOVEMBER nach <strong>2022</strong> §8a BSI-Gesetz (B3S)<br />

Tarkan Yavas, Vattenfall BU <strong>Heat</strong>, Berlin<br />

12:05 14:25 – –<br />

Impulsvortrag 4: 3:<br />

12:25 14:45 Vorgaben Angriffserkennung und Nachweispflichten gemäß ITSicherheitsgesetz zur<br />

2.0<br />

V5.4 V2.3 Cyber-Security Dominique Petersen, im Rahmen der BetrSichV<br />

Katrin secunet Juliane Security Gadow, Networks Vattenfall AG, Wärme Berlin Berlin AG<br />

14:45 –<br />

Gemeinsame Diskussion Diskussion der Vorträge V2V5<br />

12:45 15:15 – Mittagspause<br />

13:30 15:15 – Kommunikationspause,<br />

15:45 Gespräche in der Ausstellung<br />

V6 BLOCK 6 –<br />

V3 Ausblick BLOCK und 3 – Abschluss<br />

13:30 – IT-Sicherheit Auditierung in nach allen IT-Sicherheitskatalog<br />

Lebenszyklen<br />

13:50 von §11 Energieanlagen<br />

1b EnWG<br />

V6.1 15:45 – Dr. Impulsvortrag Karl Waedt, Framatome 1: GmbH, Erlangen<br />

13:50 16:15 – Cyber Sichtweise Security eines Compliance Auditors–<br />

14:10 V3.1 Neueste Dr. Stefan Entwicklungen Herz, TWS Netz im GmbH, Europäischen TÜV Rheinl<strong>and</strong> Kontext<br />

V6.2 16:15 – Dr. Impulsvortrag Swantje Westpfahl, 2: TU Br<strong>and</strong>enburg<br />

16:35 Sichtweise und Rolle des Fachexperten<br />

14:10 V3.2 – Abschlussdiskussion, Matthias Heckenberger, Verabschiedung<br />

14:30 Andreas EnBW Jambor, AG, datenschutz RWE <strong>Generation</strong> cert GmbH SE, Essen, und<br />

16:35 – Jörg Impulsvortrag Kaiser, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> 3: e.V., Essen<br />

16:55 Vorbereitung der Auditierung<br />

V3.3 – Erfahrungsbericht eines Betreibers<br />

Mirco Bode, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus<br />

16:55 –<br />

17:30<br />

ab 18.00<br />

Gemeinsame Diskussion Vorträge V3<br />

(unter Hinzuziehung eines Vertreters<br />

der Bundesnetzagentur)<br />

Abendveranstaltung<br />

Am Dienstag, 8. November <strong>2022</strong> sind alle Teilnehmer zu<br />

einem geselligen Beisammensein ab 18:00 Uhr im<br />

Restaurant des Van der Valk Hotel Moers eingeladen.<br />

Organisatorische Hinweise<br />

VERANSTALTUNGSWEBSEITE<br />

w https://t1p.de/<strong>vgbe</strong>-itsi<strong>2022</strong> (Kurzlink)<br />

MITTWOCH, 9. NOVEMBER <strong>2022</strong><br />

VERANSTALTUNGSORT<br />

Van der Valk Hotel Moers<br />

Moderation: Andreas Jambor<br />

Krefelder Str.<br />

RWE<br />

169<br />

<strong>Generation</strong> SE, Essen<br />

47447 Moers<br />

e moers@v<strong>and</strong>ervalk.de<br />

V4 BLOCK 4 -<br />

Security Operation Center (SOC)<br />

w www.v<strong>and</strong>ervalk.de<br />

09:00 – Impulsvortrag 1:<br />

09:30 CSOC im täglichen Einsatz<br />

ONLINE-ANMELDUNG<br />

V4.1 (Incident Response & Incident Management)<br />

w https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/23322/<br />

Benjamin Mejri, Evolution Security GmbH, Kassel<br />

09:30 – Impulsvortrag 2:<br />

ANMELDUNG<br />

09:50 Security Operation Center (SOC) als Dienstleistung<br />

Die V4.2 Anmeldung Manuel wird Ifl<strong>and</strong>, online oder via E-Mail bis zum<br />

18. Oktober Siemens <strong>2022</strong> Energy erbeten. Global GmbH & Co. KG, Erlangen<br />

Eine 09:50 spätere – Impulsvortrag Anmeldung 3: ist möglich, falls die maximale<br />

Teilnehmerzahl 10:10 Aufbau nicht eines überschritten eigenen SOC durch ist. einen Betreiber<br />

V4.3 Dirk Meyer, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf<br />

TEILNAHMEBEDINGUNGEN<br />

10:10 – Gemeinsame Diskussion Vorträge V4<br />

<strong>vgbe</strong>-Mitglieder 10:30<br />

750,- €<br />

Nichtmitglieder 950,- €<br />

10:30 – Kommunikationspause, Gespräche in der Ausstellung<br />

Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €<br />

11:00<br />

Studierende<br />

frei mit Nachweis<br />

FIRMENPRÄSENTATION<br />

V5 BLOCK 5 –<br />

Um Ihre Dienstleistungen Weitere An<strong>for</strong>derungen und Produkte zu Nachweisen in den Fokus<br />

zu 11:00 rücken, – Impulsvortrag bieten wir Ihnen 1: auf der Fachtagung die<br />

Gelegenheit 11:15 Nachweise zur Firmenpräsentation:<br />

nach B3S<br />

| Paket V5.1 P für Mathias Böswetter, BDEW – Bundesverb<strong>and</strong> der Energie-<br />

400,00 € und + USt. Wasserwirtschaft (<strong>vgbe</strong>-Mitglieder) e.V., Berlin<br />

11:15 500,00 – € Impulsvortrag + USt. (Nicht-Mitglieder*)<br />

2:<br />

Kontakt: 11:45 Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (B3S)<br />

Steffanie V5.2 Fidorra-Fränz<br />

im Vergleich zum §11 1b EnWG (ITSiKat)<br />

t +49 201<br />

– Sichtweise<br />

8128-299<br />

der Berater<br />

Kent Andersson, ausecus, und<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Jordan Rahlwes, ENGIE Laborelec<br />

* Gerne In<strong>for</strong>mieren wir Sie auch über Konditionen<br />

und Leistungen einer <strong>vgbe</strong>-Mitgliedschaft.<br />

Online-Anmeldung<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V.<br />

https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/23322/<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

be in<strong>for</strong>med<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Kontakt (Teilnahme)<br />

Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |<br />

e <strong>vgbe</strong>-it-sicherheit@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>


<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2022</strong><br />

8. und 9. November <strong>2022</strong><br />

in Moers | Van der Valk Hotel Moers | mit Fachausstellung<br />

MITTWOCH, 9. NOVEMBER <strong>2022</strong><br />

11:45 – Impulsvortrag 3:<br />

12:05 Erfahrungsbeitrag eines Betreibers zur<br />

DIENSTAG, V5.3 Nachweisführung 8. NOVEMBER nach <strong>2022</strong> §8a BSI-Gesetz (B3S)<br />

Tarkan Yavas, Vattenfall BU <strong>Heat</strong>, Berlin<br />

12:05 14:25 – – Impulsvortrag 4: 3:<br />

12:25 14:45 Vorgaben Angriffserkennung und Nachweispflichten gemäß ITSicherheitsgesetz zur<br />

2.0<br />

V5.4 V2.3 Cyber-Security Dominique Petersen, im Rahmen der BetrSichV<br />

Katrin secunet Juliane Security Gadow, Networks Vattenfall AG, Wärme Berlin Berlin AG<br />

14:45 – Gemeinsame Diskussion Diskussion der Vorträge V2V5<br />

12:45 15:15 – Mittagspause<br />

13:30 15:15 – Kommunikationspause,<br />

15:45 Gespräche in der Ausstellung<br />

V6 BLOCK 6 –<br />

V3 Ausblick BLOCK und 3 – Abschluss<br />

13:30 – IT-Sicherheit Auditierung in nach allen IT-Sicherheitskatalog<br />

Lebenszyklen<br />

13:50 von §11 Energieanlagen<br />

1b EnWG<br />

V6.1 15:45 – Dr. Impulsvortrag Karl Waedt, Framatome 1: GmbH, Erlangen<br />

13:50 16:15 – Cyber Sichtweise Security eines Compliance Auditors–<br />

14:10 V3.1 Neueste Dr. Stefan Entwicklungen Herz, TWS Netz im GmbH, Europäischen TÜV Rheinl<strong>and</strong> Kontext<br />

V6.2 16:15 –<br />

16:35<br />

14:10 V3.2 –<br />

14:30<br />

16:35 –<br />

16:55<br />

V3.3<br />

16:55 –<br />

17:30<br />

ab 18.00<br />

Dr. Impulsvortrag Swantje Westpfahl, 2: TU Br<strong>and</strong>enburg<br />

Sichtweise und Rolle des Fachexperten<br />

Abschlussdiskussion, Matthias Heckenberger, Verabschiedung<br />

EnBW AG, datenschutz cert GmbH<br />

Andreas Jambor, RWE <strong>Generation</strong> SE, Essen, und<br />

Jörg Impulsvortrag Kaiser, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> 3: e.V., Essen<br />

Vorbereitung der Auditierung<br />

– Erfahrungsbericht eines Betreibers<br />

Mirco Bode, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus<br />

Gemeinsame Diskussion Vorträge V3<br />

(unter Hinzuziehung eines Vertreters<br />

der Bundesnetzagentur)<br />

Abendveranstaltung<br />

Am Dienstag, 8. November <strong>2022</strong> sind alle Teilnehmer zu<br />

einem geselligen Beisammensein ab 18:00 Uhr im<br />

Restaurant des Van der Valk Hotel Moers eingeladen.<br />

Organisatorische Hinweise<br />

VERANSTALTUNGSWEBSEITE<br />

w https://t1p.de/<strong>vgbe</strong>-itsi<strong>2022</strong> (Kurzlink)<br />

MITTWOCH, 9. NOVEMBER <strong>2022</strong><br />

VERANSTALTUNGSORT<br />

Van der Valk Hotel Moers<br />

Moderation: Andreas Jambor<br />

Krefelder Str.<br />

RWE<br />

169<br />

<strong>Generation</strong> SE, Essen<br />

47447 Moers<br />

e moers@v<strong>and</strong>ervalk.de<br />

V4 BLOCK 4 -<br />

Security Operation Center (SOC)<br />

w www.v<strong>and</strong>ervalk.de<br />

09:00 – Impulsvortrag 1:<br />

09:30 CSOC im täglichen Einsatz<br />

ONLINE-ANMELDUNG<br />

V4.1 (Incident Response & Incident Management)<br />

w https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/23322/<br />

Benjamin Mejri, Evolution Security GmbH, Kassel<br />

09:30 – Impulsvortrag 2:<br />

ANMELDUNG<br />

09:50 Security Operation Center (SOC) als Dienstleistung<br />

Die V4.2 Anmeldung Manuel wird Ifl<strong>and</strong>, online oder via E-Mail bis zum<br />

18. Oktober Siemens <strong>2022</strong> Energy erbeten. Global GmbH & Co. KG, Erlangen<br />

Eine 09:50 spätere – Impulsvortrag Anmeldung 3: ist möglich, falls die maximale<br />

Teilnehmerzahl 10:10 Aufbau nicht eines überschritten eigenen SOC durch ist. einen Betreiber<br />

V4.3 Dirk Meyer, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf<br />

TEILNAHMEBEDINGUNGEN<br />

10:10 – Gemeinsame Diskussion Vorträge V4<br />

<strong>vgbe</strong>-Mitglieder 10:30<br />

750,- €<br />

Nichtmitglieder 950,- €<br />

10:30 – Kommunikationspause, Gespräche in der Ausstellung<br />

Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €<br />

11:00<br />

Studierende<br />

frei mit Nachweis<br />

FIRMENPRÄSENTATION<br />

V5 BLOCK 5 –<br />

Um Ihre Dienstleistungen Weitere An<strong>for</strong>derungen und Produkte zu Nachweisen in den Fokus<br />

zu 11:00 rücken, – Impulsvortrag bieten wir Ihnen 1: auf der Fachtagung die<br />

Gelegenheit 11:15 Nachweise zur Firmenpräsentation:<br />

nach B3S<br />

| Paket V5.1 P für Mathias Böswetter, BDEW – Bundesverb<strong>and</strong> der Energie-<br />

400,00 € und + USt. Wasserwirtschaft (<strong>vgbe</strong>-Mitglieder) e.V., Berlin<br />

11:15 500,00 – € Impulsvortrag + USt. (Nicht-Mitglieder*)<br />

2:<br />

Kontakt: 11:45 Nachweisführung nach §8a BSI-Gesetz (B3S)<br />

Steffanie V5.2 Fidorra-Fränz<br />

im Vergleich zum §11 1b EnWG (ITSiKat)<br />

t +49 201<br />

– Sichtweise<br />

8128-299<br />

der Berater<br />

Kent Andersson, ausecus, und<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Jordan Rahlwes, ENGIE Laborelec<br />

* Gerne In<strong>for</strong>mieren wir Sie auch über Konditionen<br />

und Leistungen einer <strong>vgbe</strong>-Mitgliedschaft.<br />

Online-Anmeldung<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> e.V.<br />

https://register.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/23322/<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

be in<strong>for</strong>med<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Kontakt (Teilnahme)<br />

Barbara Bochynski | t +49 201 8128-205 |<br />

e <strong>vgbe</strong>-it-sicherheit@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>


How to get lab equivalent<br />

oil analysis 24/7<br />

Neil Conway<br />

Abstract<br />

Ölanalysen im Labor 24/7<br />

Das gängige Verfahren zur Überwachung des<br />

Ölzust<strong>and</strong>s besteht darin, regelmäßig eine<br />

Probe zu entnehmen und sie in einem Öllabor<br />

analysieren zu lassen. Diese Labormessungen<br />

werden durch verschiedene technische Normen<br />

(ASTM, DIN usw.) festeglegt und die Kunden<br />

verlassen sich auf solche regelmäßigen<br />

Untersuchungen, um auf Ölzust<strong>and</strong>strends<br />

und/oder sprunghafte Veränderungen zu reagieren,<br />

die Wartung und Inst<strong>and</strong>haltung zu<br />

planen und die Ausfallzeiten von Anlagen zu<br />

minimieren.<br />

Echtzeit-Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssysteme, die<br />

auf der dielektrischen Analyse oder der Impedanzanalyse<br />

des Öls basieren, sind seit einiger<br />

Zeit verfügbar, liefern aber nur zusammenfassende<br />

Parameter, die schwer zu interpretieren<br />

sind, da sie nicht mit der Laborölanalyse korrelieren.<br />

Autor<br />

Neil Conway<br />

Spectrolytic<br />

Edinburgh, Scotl<strong>and</strong>, UK<br />

In diesem Beitrag gehen wir auf die Entwicklung<br />

der Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssysteme<br />

(FluidInspectIR®) von Spectrolytic ein und erläutern,<br />

wie in enger Zusammenarbeit mit<br />

Kunden eine robuste Reihe von Ölzust<strong>and</strong>süberwachungssystemen<br />

entwickelt wurde, die<br />

aussagekräftige und verständliche Echtzeitdaten<br />

zu denselben Parametern und in denselben<br />

Einheiten liefern, wie sie sie zum Beispiel auch<br />

durch Öl-Laboranalyse erhalten. Diese Systeme<br />

bieten dem Kunden den Kom<strong>for</strong>t, dass er<br />

auf Knopfdruck quantitative und genaue Ölzust<strong>and</strong>sdaten<br />

erhält, während er gleichzeitig<br />

seine St<strong>and</strong>ardverfahren durch Öl-Labormessungen<br />

nutzen kann, um die vom Inline-System<br />

vorhergesagten Schlüsselparameter des<br />

Öls zu validieren. <br />

l<br />

The established process <strong>for</strong> oil condition monitoring<br />

is to periodically take a sample <strong>and</strong><br />

have it analysed in an oil laboratory. These<br />

laboratory measurements are governed by<br />

various technical st<strong>and</strong>ards (ASTM,DIN etc)<br />

<strong>and</strong> customers rely on this periodic data to react<br />

to oil condition trends <strong>and</strong>/or step functions,<br />

to plan servicing <strong>and</strong> maintenance <strong>and</strong><br />

to reduce asset downtime from failure.<br />

Real-time oil condition monitoring systems<br />

based on dielectric or impedance analysis <strong>of</strong><br />

the oil have been available <strong>for</strong> some time but<br />

they only provide summary parameters that<br />

are hard to interpretate as they do not correlate<br />

with the laboratory oil analysis.<br />

In this paper we discuss the development <strong>of</strong><br />

Spectrolytic’s Oil Condition Monitoring systems<br />

(FluidInspectIR®) <strong>and</strong> how, by working<br />

closely with our customers, we have developed<br />

a robust <strong>and</strong> af<strong>for</strong>dable range <strong>of</strong> oil condition<br />

monitoring systems that gives our clients<br />

meaningful <strong>and</strong> underst<strong>and</strong>able real time<br />

data <strong>of</strong> the same parameters <strong>and</strong> in the same<br />

units as they are commonly receive it from<br />

their oil laboratory analysis. These systems<br />

provide the customer the com<strong>for</strong>t <strong>of</strong> having<br />

quantitative <strong>and</strong> accurate key oil condition<br />

data at the touch <strong>of</strong> a button, while still utilising<br />

their st<strong>and</strong>ard practices through oil laboratory<br />

measurement to validate the predicted<br />

key oil parameters by the inline system.<br />

1 Introduction<br />

Oils <strong>and</strong> lubricants play a critical role in industry<br />

<strong>and</strong> in the operation <strong>of</strong> plant equipment<br />

such as gas engines, <strong>and</strong> turbines<br />

(steam, gas, hydro) <strong>for</strong> power generation,<br />

large gas compressors, gearboxes (on wind<br />

turbines <strong>for</strong> example), hydraulic systems,<br />

steel <strong>and</strong> metal working applications <strong>and</strong><br />

industrial automotive engines like excavators,<br />

diggers <strong>and</strong> large trucks.<br />

Oil condition monitoring <strong>for</strong>ms a critical<br />

part <strong>of</strong> the lubrication management <strong>and</strong><br />

maintenance programme <strong>and</strong> it provides<br />

important in<strong>for</strong>mation to ensure that the asset<br />

is operated correctly.<br />

Conventionally, plant engineers operating<br />

<strong>and</strong> maintaining high value assets rely on<br />

taking oil samples periodically <strong>and</strong> sending<br />

them to a laboratory <strong>for</strong> analysis. It can take<br />

up to 5 days from sampling to receiving the<br />

oil report <strong>and</strong> introduces a large time lag in<br />

the reporting <strong>of</strong> the oil condition. This process<br />

is shown in F i g u r e 1 .<br />

The benefit <strong>of</strong> having real-time monitoring<br />

<strong>of</strong> the oil condition is vast. Customers will<br />

not only have the satisfaction <strong>of</strong> being in<br />

complete control <strong>of</strong> their asset, but the Cost<br />

<strong>of</strong> Ownership (COO) will also decrease as:<br />

––<br />

potential failure modes can be spotted in<br />

the data <strong>and</strong> can be corrected immediately.<br />

––<br />

a more effective maintenance <strong>and</strong> service<br />

process can be established as the status <strong>of</strong><br />

the oil/engine will be known at the time<br />

<strong>of</strong> sending out an engineer.<br />

––<br />

oil change intervals can be confidently extended<br />

<strong>and</strong> moved from time based to<br />

condition-based intervals.<br />

Obviously, real time oil condition monitoring<br />

is not new <strong>and</strong> over recent years a number<br />

<strong>of</strong> different sensor technologies have<br />

been used <strong>and</strong> tested, namely inline dielectric<br />

or impedance sensors. These sensors<br />

measure physical properties <strong>of</strong> the oil sample,<br />

such as the dielectric constant or impedance<br />

<strong>of</strong> the oil, but these types <strong>of</strong> parameters<br />

are never found in any oil analysis report<br />

<strong>and</strong> are there<strong>for</strong>e very difficult to interpret<br />

54 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


How to get lab equivalent oil analysis 24/7<br />

Sampling point<br />

Technician takes<br />

sample<br />

Samples shipped<br />

to a lab<br />

without having expert knowledge. In general,<br />

these sensors work well in controlled<br />

environments. In real world applications<br />

where the oil undergoes many changes in<br />

parallel (base number reduction, oxidation,<br />

water, soot, additive depletion etc:) <strong>and</strong> not<br />

to <strong>for</strong>get temperature changes, all these individual<br />

parameters will have an influence<br />

on the sensor output, <strong>and</strong> it is impossible to<br />

extract the root cause <strong>of</strong> the observed sensor<br />

changes.<br />

Based on customer feedback <strong>and</strong> the<br />

clear need <strong>for</strong> a real time sensor that provides<br />

meaningful data, Spectrolytic developed<br />

a unique range <strong>of</strong> oil analysers that<br />

measures the most relevant oil degradation<br />

<strong>and</strong> contamination parameters like oxidation,<br />

nitration, sulphation, water, soot,<br />

additives. The systems also use advanced<br />

chemometrics to extract TAN (total Acid<br />

Number), TBN (Total Base Number), ipH,<br />

viscosity <strong>and</strong> other chemical changes from<br />

the data.<br />

For the inline analyser additional modules<br />

can be added to house a particle or wear sensor<br />

or any sensor that the customer wishes<br />

to use to merge with the data stream.<br />

A short overview <strong>of</strong> the next generation <strong>of</strong><br />

FluidInspectIR® inline <strong>and</strong> portable analysers<br />

are shown in F i g u r e 2 .<br />

Lab analysis<br />

Real-time<br />

5 days<br />

5<br />

minutes<br />

2 Oil condition sensor<br />

plat<strong>for</strong>m<br />

Result report<br />

Fig. 1. Typical oil analysis process in an industrial environment <strong>and</strong> the positive effects <strong>of</strong> at-line or<br />

real time oil analysis.<br />

L<strong>and</strong>fill gas engine<br />

FluidInspect IR ® inline:<br />

• TAN, TBN, ipH, oxidation, nitration,<br />

sulphation, water & viscosity<br />

• Oil pumped from engine sump<br />

The sensor plat<strong>for</strong>m developed by Spectrolytic<br />

utilises the powerful analytical technique<br />

<strong>of</strong> mid-infrared spectroscopy to measure<br />

a variety <strong>of</strong> relevant degradation parameters<br />

in an oil sample. With each<br />

measurement the sensor determines the<br />

changes <strong>of</strong> the oil at a molecular level using<br />

the same analytical technique <strong>and</strong> data extraction<br />

as employed by oil laboratories<br />

around the world. The laboratories carry out<br />

an oil analysis on customer samples by applying<br />

various ASTM <strong>and</strong>/or DIN st<strong>and</strong>ards<br />

to determine Oxidation, Nitration, Sulphation,<br />

additive changes <strong>and</strong> contamination<br />

levels <strong>of</strong> the oil.<br />

This common baseline <strong>of</strong> using mid-infrared<br />

spectroscopy as the analytical tool not only<br />

allows our sensor to provide real time data<br />

with the same units <strong>and</strong> accuracy as the oil<br />

laboratories, but it also provides the option,<br />

by employing sophisticated mathematical<br />

algorithms, to predict more complex oil parameters<br />

such as Total Acid Numbers (TAN),<br />

Total Base numbers (TBN) or ipH.<br />

Another factor that should not be underestimated<br />

is the simplicity <strong>of</strong> generating calibration<br />

files <strong>for</strong> any given oil/application.<br />

We have developed <strong>and</strong> designed the systems<br />

in such a way that allows the customer<br />

to monitor most parametric data from the<br />

day <strong>of</strong> install. There is no need <strong>for</strong> having<br />

Natural gas engine<br />

FluidInspect IR ® inline:<br />

• TAN, TBN, ipH , oxidation, nitration,<br />

water & viscosity<br />

• Directly integrated in main oil line<br />

Industrial vehicle – Diesel engine<br />

Fluidlnspect IR ® Inline as MIRS8-T:<br />

• Oxidation, TBN , sulphation,<br />

water, soot<br />

• LTE streamed data<br />

to cloud dashboard<br />

Fig. 2. FluidInspectIR® Inline <strong>and</strong> Portable Oil<br />

Condition Analysers.<br />

Fig. 3. Installations <strong>of</strong> <strong>Generation</strong> 1 Inline Analyser on gas engines.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 55


How to get lab equivalent oil analysis 24/7<br />

old oil samples, shipping oil samples<br />

around the world or having to artificially<br />

age the oils.<br />

3 Analyser hardware<br />

Spectrolytic’s FluidInspectIR® Inline oil condition<br />

monitoring system allows seamless<br />

inline installation. The kit installation is<br />

plug <strong>and</strong> play <strong>and</strong> can be carried out remotely<br />

with the support <strong>of</strong> our Field Service Engineers.<br />

The Inline Analyser can be integrated into<br />

the main oil flow <strong>of</strong> the asset via a bypass or<br />

alternatively oil can be extracted from an oil<br />

sump or oil tank using an integrated pump.<br />

If required <strong>for</strong> the application the analyser<br />

can be configured to include particle <strong>and</strong><br />

wear sensors, viscosity sensors or other sensor<br />

that might provide additional in<strong>for</strong>mation.<br />

The generation 2 system as seen in<br />

F i g u r e 2 has a much smaller footprint <strong>and</strong><br />

has functionality improvements. The installation<br />

below refer to the <strong>Generation</strong> 1 system.<br />

Housed inside the kit, amongst other hardware,<br />

is an innovative inline mid infrared<br />

(MIRS8-T) sensor that extracts the relevant<br />

oil condition in<strong>for</strong>mation from chemical<br />

changes in the oils’ infra-red absorbance signature.<br />

Measurable parameters Correlates to st<strong>and</strong>ard Unit<br />

Group HV oils including PAO<br />

(PolyAiphaOiefins)<br />

Base oil changes<br />

Properties<br />

Additives<br />

Oxidation ASTM E2412, DIN 51453 A/cm or A/0.1mm<br />

Nitration ASTM E2412, DIN 51453 A/cm or A/0.1mm<br />

Sulphation ASTM E2412, D7415 A/cm or A/0.1mm<br />

TBN ASTM 0664 mg KOH/g<br />

TAN ASTM D2896 mg KOH/g<br />

ipH<br />

Viscosity ASTM 0445 mm 2 / s<br />

ZDDP AW ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm<br />

Phenol / Amine AO / %<br />

Others upon request<br />

Contaminants<br />

Group V polyolester <strong>and</strong><br />

phosphate ester<br />

Correlates to reference<br />

analysis<br />

A/cm, A/0.1mm, mgfkg or %<br />

Soot ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%<br />

Water ASTM E2412 A/cm or A/O.lmm, wt% or ppm<br />

Ethylene Glycol ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%<br />

Diesel ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%<br />

Gasoline ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, wt%<br />

Ester breakdown 1 ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm<br />

Water ASTM E2412 A/cm or A/0.1mm, ppm<br />

Phenol AD / %<br />

Amine AO / %<br />

TAN ASTM D2896 mg KOH/g<br />

Fig. 5. Summary <strong>of</strong> relevant oil degradation parameters that have been measured with our<br />

in-line or at-line oil analysers.<br />

Fig. 4. MIRS8-T sensor used <strong>for</strong> inline oil measurements<br />

in transmission mode.<br />

The MIRS device contains a multi-level array<br />

<strong>of</strong> infrared emitters, sensors <strong>and</strong> a transmission<br />

flow-cell (see F i g u r e 3 ). The customer<br />

can choose the number <strong>of</strong> pay-load<br />

channels depending on the number <strong>of</strong> parameters<br />

that need to be measured. The emitters<br />

<strong>and</strong> sensors are orientated in such a way<br />

to avoid any undesired interference effects<br />

caused by certain microcavity effects but at<br />

the same time to provide the best possible<br />

Signal to Noise ratio. Typically the SNR ratios<br />

<strong>for</strong> these system are 10000:1 but it all depends<br />

on the sample type, film thickness etc.<br />

4 Application analysis<br />

The sensor extracts, in real time, multiple<br />

parameters from the chemical changes in<br />

the oils’ infra-red absorption using the same<br />

analytical technique as employed in an oil<br />

laboratory. The sensor is configured <strong>and</strong> setup<br />

in such a way that it applies ASTM <strong>and</strong><br />

DIN st<strong>and</strong>ards to determine oxidation, nitration,<br />

sulphation etc in real time so that<br />

the sensor output is directly proportional to<br />

these oil degradation parameters.<br />

The table in F i g u r e 5 provides a good<br />

summary <strong>of</strong> the parameters that have been<br />

measured <strong>and</strong> analysis with our oil analyser<br />

systems. The table not only lists the parameters<br />

but also provides the units in which the<br />

parameters are reported which correspond<br />

exactly to those reported by the oil analysis<br />

laboratories. Field Application Engineers<br />

are well versed in analysing <strong>and</strong> interpreting<br />

reference reports <strong>of</strong> oil samples <strong>and</strong> having<br />

the sensor data presented in the same <strong>for</strong>mat<br />

as in the oil reference report significantly<br />

lowers the barrier <strong>for</strong> adapting real time<br />

<strong>and</strong>/or at line oil condition monitoring sensor<br />

technologies.<br />

Today’s oil <strong>for</strong>mulations are complex <strong>and</strong><br />

depend largely on the application (engine,<br />

hydraulic, gearbox etc) as regards to the<br />

base oil <strong>and</strong> additive package.<br />

Base oils from Group I-III are predominately<br />

mineral oils (some Group III base oils<br />

are classed in terminology as ‘synthetic’)<br />

<strong>and</strong> Group IV (PolyAlphaOelfins) <strong>and</strong><br />

Group V (PolyAlkyGylcol, Polyolesters,<br />

Phosphate Ester, siloxanes) are classed as<br />

synthetic oils.<br />

Recent advancements in the sensor technology<br />

has opened up the industrial markets <strong>for</strong><br />

disruptive measurements. The inline systems<br />

can measure the chemical degradation involved<br />

in polyolester <strong>and</strong> phosphate ester oils<br />

<strong>and</strong> key parameters in steel plants <strong>and</strong> metal<br />

working industry (aluminium sheet milling)<br />

56 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong>


How to get lab equivalent oil analysis 24/7<br />

TBN (mgKOH/g)<br />

Oxidation (abs/cm)<br />

Soot (wt %)<br />

Sulphation (abs/cm)<br />

Oil oxidation vrs engine hours – Gas engine<br />

Ref. analysis sensor<br />

20<br />

18<br />

16<br />

14<br />

12<br />

10<br />

8<br />

1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600<br />

Engine Hours<br />

Oil total base number (TBN) vrs engine hours – Gas engine<br />

Ref. analysis sensor<br />

3.75<br />

3.5<br />

3.25<br />

3<br />

2.75<br />

2.5<br />

1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600<br />

Engine hours<br />

Fig. 6. Sensor vrs Oil Lab data <strong>for</strong> gas engine installation.<br />

Sulphation<br />

18<br />

16<br />

14<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

0<br />

200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560<br />

Running hours<br />

Sulphation<br />

Soot<br />

0.8<br />

0.6<br />

0.4<br />

0.2<br />

0<br />

200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560<br />

Running hours<br />

Soot<br />

Fig. 7. Dashboard viewer example <strong>of</strong> oil parameters.<br />

5 Sensor accuracy<br />

There is an excellent agreement between<br />

predicted sensor data <strong>and</strong> reference analysis<br />

as shown in plot below. The plot also displays<br />

‘rogue’ measurements from reference<br />

analysis that the sensor does not display.<br />

This is likely some error in sample taking or<br />

sample measurement. The sensor there<strong>for</strong>e<br />

removes all human involvement from the oil<br />

analysis process as there is no sample taking<br />

process, no storage/shipment required or no<br />

lab technician carrying out measurements.<br />

The results are reliable <strong>and</strong> consistent reference<br />

analysis with minimum ef<strong>for</strong>t. The sensor<br />

provides customers with accurate, underst<strong>and</strong>able<br />

<strong>and</strong> actionable oil analysis<br />

data 24/7.<br />

6 Real time sensor data<br />

As we move more <strong>and</strong> more towards the<br />

realms <strong>of</strong> Industry 4.0, it’s critical that the<br />

plant asset user has access to the full data<br />

stream at the touch <strong>of</strong> a button.<br />

For the Inline system, the Data can be sent to<br />

Spectrolytic’s cloud <strong>and</strong> there is an option to<br />

view/download data via a dashboard. We<br />

support customer’s cloud (Azure, AWS) via<br />

MQTT or Web API protocols<br />

Direct integration available with on-site<br />

controller systems<br />

From the cloud web portal (example in F i g -<br />

u r e 7 ) , the user can access the process<br />

control charts from all the sensors to get a<br />

complete picture <strong>of</strong> the oil condition. The<br />

user can define <strong>and</strong> set the limits <strong>for</strong> each<br />

parameter to flag any trends or step changes<br />

in the behaviour <strong>of</strong> the oil condition.<br />

7 Conclusion<br />

In this paper we have outlined the working<br />

principles <strong>and</strong> the benefits <strong>of</strong> a real time oil<br />

condition monitoring sensor that provides<br />

customers with easy to underst<strong>and</strong> <strong>and</strong><br />

meaningful data. The sensor output data are<br />

presented to the user in the same, familiar<br />

units that they know from laboratory oil<br />

analysis reports <strong>and</strong> are there<strong>for</strong>e easy to<br />

underst<strong>and</strong> <strong>and</strong> to interpret.<br />

Moreover, our virtual sensor enables the<br />

customer to first test the device per<strong>for</strong>mance<br />

<strong>and</strong> the usefulness <strong>of</strong> the sensor in<br />

their specific application without having to<br />

spend any money on hardware or design-in<br />

activities.<br />

The sensors can be customised <strong>for</strong> oil type<br />

<strong>and</strong> application <strong>and</strong> easily installed with<br />

several options <strong>for</strong> streaming data. l<br />

Experten gesucht, Experten gefunden | Das <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> Jobportal ...<br />

https://www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong>/powerjobs/<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 8 · <strong>2022</strong> | 57


<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

Brennst<strong>of</strong>fe, Feuerungen und Abgasreinigung <strong>2022</strong><br />

28. und 29. September <strong>2022</strong><br />

in Hamburg | Hotel Gastwerk mit Fachausstellung<br />

Brennst<strong>of</strong>fe, Feuerungen<br />

und Abgasreinigung <strong>2022</strong><br />

Mit der Fachtagung „Brennst<strong>of</strong>fe, Feuerungen und Abgasreinigung<br />

<strong>2022</strong>“ am 28. und 29. September <strong>2022</strong><br />

im Hotel Gastwerk in Hamburg starten wir in diesem<br />

Jahr ein neues Format, das die wesentlichen Aspekte<br />

und Auswirkungen des Einsatzes unterschiedlicher<br />

Brennst<strong>of</strong>fe auf die Feuerung und Abgasreinigung berücksichtigt.<br />

Kohle war die treibende Kraft hinter der industriellen<br />

Revolution und veränderte den Kurs der ganzen Welt.<br />

Heute befinden wir uns wieder in einem dramatischen<br />

Kurswechsel und ersetzen Kohle durch alternative<br />

Brennst<strong>of</strong>fe oder alternative Stromerzeugungsverfahren.<br />

In dieser Übergangsphase ist es wichtig, sowohl<br />

der auslaufenden Kohlenutzung weiterhin eine Platt<strong>for</strong>m<br />

zu bieten, als auch die integrale Auswirkung alternativer<br />

Brennst<strong>of</strong>fe oder Verfahren zu betrachten.<br />

Die Fachtagung „Brennst<strong>of</strong>fe, Feuerungen und Abgasreinigung<br />

<strong>2022</strong>“ bietet Betreibern, Herstellern, Planern,<br />

Genehmigungsbehörden und Forschungsinstituten<br />

eine Platt<strong>for</strong>m die aktuellen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

der Energiepolitik zu diskutieren.<br />

Wir freuen uns auf ihre Teilnahme an der <strong>vgbe</strong>-Fachtagung<br />

im September in Hamburg.<br />

In die Veranstaltung ist eine begleitende Fachausstellung<br />

inte griert, die zusätzliche In<strong>for</strong>mationsmöglichkeiten<br />

bietet.<br />

Auf Wiedersehen in Hamburg!<br />

Ihr <strong>vgbe</strong>-Team<br />

Tagungsprogramm<br />

Änderungen vorbehalten<br />

MITTWOCH, 28. SEPTEMBER <strong>2022</strong><br />

ab 18:00<br />

Get-Together im Hotel<br />

DONNERSTAG, 29. SEPTEMBER <strong>2022</strong><br />

ab 08:00<br />

08:30-<br />

08:40<br />

08:40 –<br />

09:00<br />

V1<br />

09:00 –<br />

09:30<br />

V2<br />

09:30 –<br />

10:00<br />

V3<br />

10:00 –<br />

10:30<br />

V4<br />

10:30 –<br />

11:00<br />

11:00 –<br />

11:30<br />

V5<br />

11:30 –<br />

12:00<br />

V6<br />

Registrierung und Welcome-Kaffee<br />

Begrüßung<br />

Zukunft der konventionellen Kraftwerke<br />

aus Sicht des <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong><br />

Dr. Thomas Eck, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>, Essen<br />

Lagerschäden an Schüsselmühlen – Ergebnisse<br />

der Schadensanalyse und daraus abgeleitete<br />

Condition Monitoring Maßnahmen<br />

Dr. Gereon Lüdenbach, Patrick Gehlmann,<br />

St<strong>and</strong>Zeit GmbH, Coesfeld,<br />