VGB POWERTECH 6 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
6 2021
Programme out !
Focus
• IT management
• Flexibility
VGB CONGRESS 2021
100 PLUS
ESSEN, GERMANY
22 AND 23 SEPTEMBER 2021
PLUS
Current aspects
of electrical
supply security
l Recent and interesting information on energy supply.
l 100+ years of VGB. Future challenges and their solutions.
l Benefit from expertise and exchange with the community.
Risk analyses:
Identifying and
managing the risks of
new energy projects
Secure IT-/OT-devices
according to
IEC 62443-4-2:
A worldwide solution
Photos ©: Grand Hall
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
vgb-kongress2021 std-sponsoren ENG (A4 2021-05-01).indd 3 28.06.2021 15:42:03
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

53. KRAFTWERKSTECHNISCHES
KOLLOQUIUM
5. – 6.10.2021 | Internationales Congress Center Dresden
Ob vor Ort oder
digital – in jedem Fall
energetisch vernetzt!
PRÄSENZ
WEB
HYBRID
Die Energiebranche ist im Wandel und erfordert eine Profilierung der Ausrichtung von
Unternehmen und Forschungseinrichtungen sowie das Knüpfen von Kontakten und Bilden
von Netzwerken.
Mit dem Kraftwerkstechnischen Kolloquium und der dazugehörigen Firmenmesse bieten sich für
Sie hervorragende Möglichkeiten zur Wahrnehmung und Beurteilung von Trends sowie für persönliche
Treffen. Das im letzten Jahr begonnene Format einer hybriden Veranstaltung behalten
wir bei, sodass wir uns sowohl vor Ort als auch digital in jedem Fall energetisch vernetzen!
Programmauszug, 5. Oktober 2021
10:30 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:
5.10. – 6.10.2021
Firmenmesse
▪ Dr. Gerd Lippold, Staatssekretär für Energie, Klimaschutz, Umwelt und Landwirtschaft, Dresden
▪ Professor Dr.-Ing. Georg Unland, Staatsminister der Finanzen a.D. Freistaat Sachsen, Dresden
und Rektor a.D. TU Bergakademie Freiberg
▪ Gunda Röstel, Geschäftsführerin Stadtentwässerung Dresden GmbH
▪ Professor Dr. Andrea Versteyl, avr – Andrea Versteyl Rechtsanwälte, Berlin
▪ Dipl.-Ing. Jürgen Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung der BASF Schwarzheide GmbH
▪ Kurt-Christoph von Knobelsdorff, Geschäftsführer NOW GmbH, Berlin
▪ Arne Schönbohm, Präsident des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik, Berlin
5.10.2021 16:45 Uhr – 18:15 Uhr und
6.10.2021 08:30 Uhr – 15:00 Uhr Fachvorträge
(Themen: Wasserstoff, Digitalisierung,
Sektorenkopplung, Dampferzeuger, u.v.m.)
Weitere Informationen finden Sie auch auf unserer Internetseite
www.kraftwerkskolloquium.de
Gern nehmen wir Ihre Anmeldung entgegen und freuen uns schon
sehr darauf, Sie formatunabhängig zum 53. Kraftwerkstechnischen
Kolloquium begrüßen zu dürfen!
Juliane Jentschke, M.A.
Tel.: +49 (0)351 463-35308
E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de
Carolin Fiebelkorn
Tel.: +49 (0)351 463-32045
E-Mail: carolin.fiebelkorn@tu-dresden.de

VGB PowerTech 6 l 2021
Editorial
Digitalization as a technological
enabler for the future energy system
Dear Ladies and Gentlemen,
At the beginning of this year,
Clearly you have heard them
before, the key terms of
the digital world: big data,
data mining and data lakes,
smart meters and predictive
maintenance, AI and cyber
security, to name just a few.
Some of the technologies behind
them are already part
of everyday life for many of
us in the energy industry as
concrete applications; for
other technologies, the industry
is still at the beginning of their use. What all technologies
have in common is that they will play a decisive
role in the future energy system.
In our White Paper “Being Part of the Future Energy System”
published in September 2020, we described how VGB
PowerTech and its member companies envision the energy
system of the future, what contributions we as operators
of energy plants can make to shaping it, and what technological
and regulatory framework conditions we believe are
necessary to achieve this. One of the eight strategic fields of
action was digitalization in the energy supply system.
The energy system of the future is characterized by the interaction
of a wide variety of technologies and actors. Digitalization
– that is information technology networking in
the entire energy value creation process – makes it possible
to efficiently manage this complex system. Data exchange
forms the basis for networking energy systems with one another
and organizing system operation holistically. Highly
automated individual systems, with transparent operating
data and intelligent information processes, are required.
Energy supply plants are classified as critical infrastructure
and are therefore subject to special security requirements.
The topic of IT security plays a particularly crucial role. The
ongoing connection of control systems for plant instrumentation
& control with corporate IT business processes is one
of the main drivers for increasing demands being placed on
IT security. Automation and control technology are coming
more and more into the focus of cyber security. This is
shown by a rising number of discovered security vulnerabilities
and the appearance of specialized malware. The industry’s
special requirements are specified in Europe, for example,
in the corresponding Cyber Security Act. This contains
the minimum standards for IT security as well as guidelines
for risk assessment and the implementation of measures.
The VGB-Standard “IT Security for Power Plants” supports
operators to secure their plants against digital threats.
Digitalization is a key instrument for optimizing plant
operations. The use of highly complex modeling, e.g. for
weather forecasts or for combustion optimization – or artificial
intelligence – e.g. for evaluating a plant fleet’s operating
data– makes it possible to implement flexible operating
concepts as well as predictive maintenance and repair.
Systematic and uniform labelling of energy systems is the
basis for efficient data management – VGB´s reference designation
system for power plants RDS-PP and KKS offer the
perfect basis for this.
The merging of many smaller, decentralized plants into a
virtual power plant is another example of digitalization in
the energy industry. Such systems can generate electricity
from biogas, wind power, photovoltaic or hydropower
plants, but also electricity consumers, electricity storage or
Power-to-X plants.
In addition, digitalization is a prerequisite to the smoothly
integration of different flexibility options in the energy system
in order to to balance electricity supply and demand at
any time. Flexibility is essentially guaranteed by the four
options dispatchable generation, energy storage, power
grids and demand side management (DSM). The more flexible
an energy system, the better the integration of increasing
shares of photovoltaic and wind. For example, certain
technical requirements must be met to realize the potential
of DSM, including the accurate measurement of electricity
consumption and digitalized infrastructure for remotely
controlling loads.
For VGB and its members, digitalization is the focus of their
actions – above all because it is an important engine for
technological developments and system optimization. VGB
members, as plant operators, are aware of the responsibilities
of operating system-critical infrastructure. Therefore,
they take the topic of IT security very seriously. The future
competitiveness of VGB members will depend all the more
on their ability to generate added business value from the
extensive data they have. This applies both to the efficiency
of plant operation and to interaction with customers and
other players in the energy sector.
Dr. Oliver Then
Executive General Manager, VGB PowerTech, Essen
P.S. Please allow me to add a note on my own behalf:
On the topic of digitization, we have recently developed several
very successful event formats that have started the next round this
year. These include, for example, the VGB digi-Day, the digitalization
workshops for wind energy and hydropower (14 September
2021) as well as the series of events on IT security for energy plants
(28 and 29 September 2021).
1

Editorial VGB PowerTech 6 l 2021
Digitalisierung als technologischer Wegbereiter
für das Energiesystem der Zukunft
Liebe Leserinnen und Leser,
Wer hat Sie nicht schon gehört,
die Schlüsselbegriffe
der digitalen Welt: Big Data,
Data Mining und Data Lakes,
Smart Meter und Predictive
Maintenance, KI und Cybersecurity,
um nur einige
zu nennen. Manche der dahinter
steckenden Technologien
gehören für viele von
uns in der Energiewirtschaft
bereits als konkrete Anwendung
zum Alltag, bei anderen
Technologien steht die
Branche noch am Beginn der
Nutzung. Allen Technologien ist gemein, dass sie in der zukünftigen
Energieversorgung die entscheidende Rolle spielen
werden.
In unserem im September 2020 veröffentlichten White Paper
„Being Part of the Future Energy System“ haben wir beschrieben,
wie sich VGB PowerTech und seine Mitgliedsunternehmen
das Energiesystem der Zukunft vorstellen, welche
Beiträge wir als Betreiber von Energieanlagen zu dessen
Gestaltung leisten können und welche technologischen und
regulatorischen Rahmenbedingungen unseres Erachtens dafür
erforderlich sind. Eines der acht strategischer Handlungsfelder
war die Digitalisierung in der Energieversorgung.
Das Energiesystem der Zukunft ist durch ein Zusammenspiel
verschiedenster Technologien und Akteure gekennzeichnet.
Die Digitalisierung – also die informationstechnische Vernetzung
im gesamten Energiewertschöpfungsprozess – macht es
möglich, dieses komplexe System effizient zu managen. Der
Datenaustausch bildet das Fundament dafür, Energieanlagen
miteinander zu vernetzen und den Systembetrieb ganzheitlich
zu organisieren. Dafür braucht es hochautomatisierte
Einzelanlagen, in denen Betriebsdaten transparent sind und
die über eine intelligente Informationsverarbeitung verfügen.
Energieversorgungsanlagen zählen zur kritischen Infrastruktur
und unterliegen daher besonderen Sicherheitsvorgaben.
Daher spielt das Thema IT-Sicherheit eine besonders
wichtige Rolle. Die fortschreitende Verbindung der leittechnischen
Systeme zur Anlagensteuerung mit den in der Unternehmens-IT
abgebildeten Geschäftsprozessen ist einer
der wesentlichen Treiber für die stetig steigenden Anforderungen
an die IT-Sicherheit. In Hacker-Kreisen gerät die Automatisierungs-
und Leittechnik zunehmend in den Fokus.
Dies zeigt sich durch eine ansteigende Zahl von entdeckten
Sicherheitslücken sowie das Auftreten von spezialisierter
Malware. Den besonderen Anforderungen für die Branche
werden beispielsweise in Europa mit dem Cybersecurity Act
und in Deutschland mit dem IT-Sicherheitsgesetz Rechnung
getragen. Das Gesetz enthält Mindeststandards für die IT-Sicherheit
von Anlagen der kritischen Infrastruktur sowie Vorgaben
zur Risikoeinschätzung und zur Umsetzung von Maßnahmen.
Der VGB-Standard „IT Security for Power Plants“
unterstützt die Betreiber dabei, ihre Anlagen vor digitalen
Gefahren zu schützen.
Die Digitalisierung ist ein zentrales Instrument für die Optimierung
des Anlagenbetriebs. Der Einsatz hochkomplexer
Modellierungen – z.B. für Wetterprognosen oder für die Verbrennungsoptimierung
– oder der Künstlichen Intelligenz
– z.B. für die Auswertung von Betriebsdaten einer Anlagenflotte
– macht die Umsetzung flexibler Betriebskonzepte
sowie eine vorausschauende Wartung und Instandhaltung
möglich. Eine systematische und einheitliche Kennzeichnung
von Energieanlagen ist die Grundlage für ein effizientes
Datenmanagement – das Referenzkennzeichensystem
für Kraftwerke RDS-PP bzw. KKS vom VGB bietet dafür die
perfekte Basis.
Der Zusammenschluss vieler kleinerer dezentraler Anlagen
zu einem virtuellen Kraftwerk ist ein weiteres Beispiel für
die Digitalisierung in der Energiewirtschaft. Solche Anlagen
können Stromerzeuger wie z.B. Biogas-, Windkraft-, PVoder
Wasserkraftanlagen sein, aber auch Stromverbraucher,
Stromspeicher oder Power-to-X-Anlagen.
Zudem ist die Digitalisierung eine Voraussetzung dafür,
dass die verschiedenen dringend benötigten Flexibilitätsoptionen
im Energiesystem zusammenwirken können, um
Stromangebot und -nachfrage jederzeit auszugleichen.
Flexibilität wird im Wesentlichen durch die vier Optionen
regelbare Erzeugung, Energiespeicher, Stromnetze und
Demand Side Management gewährleistet. Je flexibler ein
Energiesystem ist, desto besser gelingt die Integration zunehmender
Anteile von PV und Wind. Um zum Beispiel das
DSM-Potenzial auszuschöpfen, müssen bestimmte technische
Voraussetzungen erfüllt sein, z.B. eine genaue Messung
des Stromverbrauchs und eine digitalisierte Infrastruktur
zur Fernsteuerung von Lasten.
Für den VGB und seine Mitglieder steht die Digitalisierung
im Fokus ihres Handelns – vor allem, weil sie einen wichtigen
Motor für technologische Weiterentwicklungen und die
Anlagenoptimierung darstellt. Die VGB-Mitglieder sind sich
ihrer Verantwortung bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische
Infrastrukturen betreiben. Daher nehmen sie
das Thema IT-Sicherheit sehr ernst. Die Wettbewerbsfähigkeit
der VGB-Mitglieder wird zukünftig umso mehr von ihrer
Fähigkeit abhängen, aus dem reichhaltigen Datenfundus unternehmerische
Mehrwerte zu generieren. Dies gilt sowohl
für die Effizienz des Anlagenbetriebs als auch für die Interaktion
mit Kunden und anderen Akteuren des Energiesektors.
Dr. Oliver Then
Geschäftsführer, VGB PowerTech, Essen
P.S. Gestatten Sie mir bitte noch einen Hinweis in eigener Sache:
Zum Thema Digitalisierung haben wir in letzter Zeit mehrere sehr
erfolgreiche Veranstaltungsformate entwickelt, die in diesem Jahr
in die nächste Runde gestartet sind. Dazu gehören z.B. der VGB digi-Tag,
die Digitalisierungsworkshops für Windenergie und Wasserkraft
(14. September 2021) sowie die Veranstaltungsreihe zur IT-Sicherheit
für Energieanlagen (28. und 29. September 2021).
2

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Contents VGB PowerTech 6 l 2021
VGB Congress 2021 | VGB100 PLUS
| 22 and 23 September 2021
Grand Hall Zollverein
Essen, Germany
• Recent and interesting information on energy supply.
• Future challenges and their solutions.
• Benefit from expertise and
exchange with the community.
| Programme out now.
Registration open.
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 6 l 2021
Digitalization as a technological enabler for
the future energy system
Digitalisierung als technologischer Wegbereiter
für das Energiesystem der Zukunft
Oliver Then 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Events in Brief 34
System separation as a warning shot? –
Current aspects of electrical supply security
Systemtrennung als Warnschuss? –
Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit
Marc Oliver Bettzüge 36
Risk analyses: Identifying and managing the risks
of new energy projects
Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte
erkennen und beherrschen
Thorsten Weidl 43
What does an industrial metallurgical power plant
do with a simulator?
Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator?
Peter Lasch 47
Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2:
A worldwide solution
Sichere IT-/OT-Geräte nach IEC 62443-4-2: eine weltweite Lösung
Stefan Loubichi 51
Methods for the flexibilization of thermal power plants:
A literature review
Flexibilisierung thermischer Kraftwerken: Eine Literaturübersicht
Silas Heim and Lars Komogowski 57
KKS and RDS-PP® – VGB speaks the language
of power plant technology
KKS und RDS-PP® – VGB spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik
Andreas Böser and Sabine Kuhlmann 67
Advances in non-energy products from coal
Fortschritte bei nicht-energetischen Produkten aus Kohle
Ian Reid 71
Increasing efficiency of pulverised coal-fired power plants
Steigerung des Wirkungsgrades von Kohlestaubkraftwerken
Malgorzata Wiatros-Motyka 73
4

VGB PowerTech 6 l 2021
Contents
Programme out !
For more information please contact us:
| Participation
Ines Moors
Tel.: +49 201 8128-274
E-mail: vgb-congress@vgb.org
Technical Exhibition and Sponsoring
| Angela Langen
Tel.: +49 201 8128-310
E-mail: angela.langen@vgb.org
VGB CONGRESS 2021
100 PLUS
ESSEN, GERMANY
22 AND 23 SEPTEMBER 2021
PLUS
l Recent and interesting information on energy supply.
l 100+ years of VGB. Future challenges and their solutions.
l Benefit from expertise and exchange with the community.
www.vgb.org
Photos ©: Grand Hall
vgb-kongress2021 std-sponsoren ENG (A4 2021-05-01).indd 3 28.06.2021 15:42:03
A technology roadmap for high efficiency,
low emissions coal power plant
Technologie-Roadmap für hocheffiziente,
emissionsarme Kohlekraftwerke
Toby Lockwood 75
VGB Congress 2021 – VGB100PLUS. Programme
VGB-Kongress 2021 – VGB100PLUS. Programm
VGB PowerTech 77
VGB – 100 PLUS
Firewall Systeme zum Schutz der Datenkommunikation
in Kraftwerken
P. Schönfeld 82
Operating results 89
VGB News 93
Personalien 93
Inserentenverzeichnis 94
Events 95
Imprint 96
Preview VGB PowerTech 7|2021 96
Zentrale oder dezentrale Anordnung der Elektro- und
Leittechnik-Einrichtungen
J. Seidel and M. Kastning 85
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous
volumes, are available for free download at
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020
der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
VGB POWERTECH online
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our
free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
VGB POWERTECH online
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.
Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
5

Abstracts VGB PowerTech 6 l 2021
System separation as a warning shot? -
Current aspects of electrical supply security
Marc Oliver Bettzüge
The system split in the European electricity interconnected
grid on 8 January 2021 has shown
which supra-regional efforts may currently
already be necessary to ensure the security of
supply with electricity in case of emergency.
The challenges for supply security continue to
increase due to the transformation of the energy
system, not least driven by the (German) coal
phase-out and the European Clean Energy Package,
especially since the power system will remain
the decisive area for transformation in the
medium term. Therefore, the challenge in the
next years will be to identify and implement in a
timely manner those measures among the available
ones that can best support security of supply.
In addition to the promotion of renewable
energies, targeted investments in technologies
that make a high contribution to supply security
are therefore necessary. However, the question
remains to what extent the current institutional
and market framework can ensure such an adaptation
of the power system to maintain security
of supply
Risk analyses: Identifying and managing the
risks of new energy projects
Thorsten Weidl
New developments in energy technology are
not always adequately described by standards
and technical rules. For large special projects,
standardized procedures are sometimes not applicable.
To ensure a safe product or process,
manufacturers and operators must identify
its risks. Four examples show how diverse the
application possibilities and advantages are
for companies. The actual risk must therefore
be assessed according to a standard in order
to make it more concrete and translate it into
understandable quantities. In doing so, it has
proven useful to make an objective comparison
to already known and accepted techniques with
similar utility. This proof of equal safety has become
the standard for the introduction of new
technologies in Germany.
What does an industrial metallurgical power
plant do with a simulator?
Peter Lasch
A much-heard buzzword these days is the Digital
Twin, which brings numerous benefits to the operation
of power plant components. So why has
the concept of a dynamic simulator as the digital
twin of an entire plant not yet spread to the wide
circle of industrial customers? Industrial power
plants in particular are currently under a lot of
pressure. Companies want to decarbonize their
production, but at the same time they have to
ensure that downstream processes are reliably
supplied with energy and process steam or that
supply contracts for district heating are honored.
A dynamic high-fidelity simulator of the overall
process, which takes all aspects into account in
the modeling, provides a building block for optimization.
Due to a modular approach of such
a simulator, it can be adapted to new boundary
conditions of the reference plant again and
again and thus serves not only as a training tool,
but can also be used as an engineering tool.
Based on the project of voestalpine for the creation
of a simulator for their latest power plant
unit at the Linz site, details and implementation
are presented.
Secure IT-/OT-devices according to IEC
62443-4-2: a worldwide solution
Stefan Loubichi
Due to the increase in cyber-attacks on critical
infrastructures and the debate about the extent
to which IT/OT devices pose a disproportionate
threat, a solution is being sought worldwide on
how to assess the security of critical components
according to the same criteria. The political
rather than scientific thesis that a manufacturer’s
equipment is insecure only because it is
made in a particular country is too easy to see
through as economic protectionism and will not
stand up in the long run. The IEC 62443 series of
standards offers a way out by certifying products
according to IEC 62443-4-2 in conjunction with
IEC 62443-4-1. If this is followed by a black box
penetration test, this provides proof of secure
functionality without manufacturers having to
disclose their source code. This paper shows
how the challenges of the European NIS Directive
2.0 or the German IT Security Act 2.0 can be
solved relatively easily using proven normative
methods.
Methods for the flexibilization of thermal
power plants: A literature review
Silas Heim and Lars Komogowski
The course of the energy transition in industrialized
countries poses new challenges to convention-al
thermal power plants. The plants are
designed to operate in steady-state operation
mode. Due to renewable energy’s unforeseeable
and unsteady power supply, the demand in
conventional power supply changes from steady
supply to dynamic, flexible supply for which conventional
plants were not designed. To account
for these new operation modes, power plants
must be “flexibilized” by both structural and
process changes. This paper gives an overview
of the various flexibilization methods as a literature
review and categorizes these methods by
three differing main categories. This is to give a
foundation for discussion among fellow experts
on this topic as this subject is going to be drastically
increasing in popularity and importance.
Also, this may be used as a reference guide for
power plant operators as to which flexibilization
methods there might still be left to be performed.
KKS and RDS-PP ® – VGB speaks the
language of power plant technology
Andreas Böser and Sabine Kuhlmann
Regardless of the degree of industrialization,
power generation is undoubtedly one of the
most important and complex tasks of any society.
The reliable supply of energy and thus the
successful operation of each individual power
plant – regardless of the primary energy used
– requires an identification system for the consistent
identification of plant components and
processes. KKS and RDS-PP ® provide these capabilities
from planning to orderly dismantling.
Starting with project planning, through operation
of the plant and up to the planned end of operation,
all process participants speak the same
“VGB language” and can thus communicate
with each other nationally and also internationally
without any problems. Thanks to this VGB
power plant language, data can be exchanged
irrespective of manufacturer and operator and
enable power plant operators to operate and
maintain their plants independently and, in the
end, to dismantle them in compliance with laws
and standards.
Advances in non-energy products from coal
Ian Reid
The global drive to net zero carbon is leading to
fundamental changes in the way fossil fuels are
used and regarded. New industries are emerging
that would have been unthinkable only a few
years ago. Vehicles with internal combustion engines
will soon be banned in many countries as
there is a global shift towards renewable power
and electrification of energy. What do these momentous
changes mean for the future for coal?
The demand for coal as a fuel supply is set to fall
and so it is a resource that will be both plentiful
and inexpensive, increasing its potential as an
attractive feedstock. For instance, coal contains
fragments of nanomaterials that are increasingly
seen as the future of materials science. Every
electric motor and battery require components
that can be obtained from coal. Increasingly
there is a shift in perspective towards coal as a
feedstock, to supply our new industries, whether
in sustainable agriculture, addressing shortages
in critical elements, or as a source of transformative
carbon-rich materials. Coal’s growth prospects
are as a feedstock rather than a fuel.
Increasing efficiency of pulverised coal-fired
power plants
Malgorzata Wiatros-Motyka
Increasing coal power plant efficiency means
burning less coal for the same amount of electricity
generated. Thus it is a way to reduce
fuel costs and to make significant cuts to CO 2
emissions. Coal-fired power plant efficiency
across different fleets varies widely; the current
global average is 37.5 %, whereas state-of-theart
plants such as RDK8 in Germany achieve efficiencies
of over 47 %. This means that around
2 GtCO 2 /y emissions could be saved if the gap
between the average and the state-of-the-art
was closed. Such a reduction would amount to
around 5 % of total global annual CO 2 emissions
or about 20 % of total annual emissions from
coal power plants. This report reviews technological
developments and options for increasing
the efficiency of both new and existing coal-fired
units.
A technology roadmap for high efficiency,
low emissions coal power plant
Toby Lockwood
Coal power is the world’s single largest source of
electricity and has remained at around 37 % of
global generation since 1990, even as total demand
has more than doubled. With the strengthening
of international efforts to reduce carbon
dioxide (CO 2 ) emissions, coal’s dominance over
power generation is expected to gradually decline,
but it will retain a major role in the sector
for the coming decades – particularly for emerging
economies with growing demand. However,
coal power contributes around a third of global
energy-related CO 2 emissions and is also a major
source of harmful atmospheric pollutants including
particulates, sulphur dioxide (SO 2 ), nitrogen
oxides (NOx), and heavy metals. High efficiency,
low emissions (HELE) technologies describe the
suite of state-of-the-art and emerging solutions
for generating power at lower carbon intensity
and effectively removing pollutants from flue
gas. As long as coal continues to be present in the
power sector, it is vital to maximise the uptake
and development of these technologies, which
can also pave the way for the more cost-effective
application of carbon capture.
6

VGB PowerTech 6 l 2021
Kurzfassungen
Systemtrennung als Warnschuss? –
Aktuelle Aspekte der elektrischen
Versorgungssicherheit
Marc Oliver Bettzüge
Der System-Split am 8. Januar 2021 hat gezeigt,
welche überregionalen Anstrengungen für die
Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit
Strom im Notfall aktuell bereits notwendig sein
können. Die Herausforderungen für die Versorgungssicherheit
nehmen durch die Transformation
des Energiesystems, nicht zuletzt vorangetrieben
durch den (deutschen) Kohleausstieg
und das europäische Clean Energy Package,
weiter zu, zumal das Stromsystem mittelfristig
der entscheidende Bereich für die Transformation
bleiben wird. Daher besteht die Aufgabe
in den folgenden Jahren darin, unter den verfügbaren
Maßnahmen rechtzeitig diejenigen zu
identifizieren und umzusetzen, welche die Versorgungssicherheit
bestmöglich stützen können.
Neben der Förderung der erneuerbaren Energien
sind daher gezielte Investitionen in Technologien
notwendig, die einen hohen Beitrag zur
Versorgungssicherheit leisten. Es bleibt allerdings
die Frage, inwieweit der aktuelle institutionelle
und marktliche Rahmen eine derartige
Anpassung des Stromsystems zur Wahrung der
Versorgungssicherheit gewährleisten kann.
Risikoanalysen: Gefahren neuer
Energieprojekte erkennen und beherrschen
Thorsten Weidl
Neue Entwicklungen in der Energietechnik sind
nicht immer ausreichend durch Normen und
Technische Regeln beschrieben. Bei großen
Sonderprojekten sind standardisierte Verfahren
mitunter nicht anwendbar. Damit Hersteller
und Betreiber ein sicheres Produkt oder Verfahren
gewährleisten können, müssen sie dessen
Risiken ermitteln. Vier Beispiele zeigen, wie
vielfältig die Anwendungsmöglichkeiten und
Vorteile für Unternehmen sind. Entwickler neuer
Technologien und Hersteller innovativer Systeme
haben es oft schwer, die volle Akzeptanz
der Öffentlichkeit für ihre Produkte zu finden,
so lange keine Erfahrungswerte existieren und
die Technik grundsätzlich als kritisch eingestuft
wird. Das tatsächliche Risiko muss daher nach
einem Standard bewertet werden. Dabei hat es
sich bewährt, einen objektiven Vergleich herzustellen
zu bereits bekannten und akzeptierten
Techniken mit ähnlichem Nutzwert. Dieser
Nachweis der gleichen Sicherheit wurde zum
Standard bei der Einführung neuer Technologien
in Deutschland.
Was macht ein Hüttenkraftwerk
mit einem Simulator?
Peter Lasch
Ein viel gehörtes Buzzword heutzutage ist der
Digitale Zwilling, der zahlreiche Vorteile für den
Betrieb von Kraftwerkskomponenten bringt.
Warum hat sich also das Konzept eines dynamischen
Simulators als Digitaler Zwilling einer
ganzen Anlage noch nicht bis auf den großen
Kreis der Industriekunden ausgeweitet? Gerade
Industriekraftwerke stehen derzeit unter hohem
Druck. Die Unternehmen wollen Ihre Produktion
dekarbonisieren, müssen aber gleichzeitig
sicherstellen, dass die nachgelagerten Prozesse
sicher mit Energie und Prozessdampf versorgt
werden oder die Lieferverträge für Fernwärme
eingehalten werden. Einen Baustein zu Optimierung
liefert ein dynamischer high-fidelity Simulator
des Gesamtprozesses, welcher alle Aspekte
in der Modellierung berücksichtigt. Anhand
des Projektes von voestalpine für die Erstellung
eines Simulators für deren neusten Kraftwerksblock
am Standort Linz werden Details und Umsetzung
vorgestellt.
Sichere IT-/OT-Geräte nach IEC 62443-4-2:
eine weltweite Lösung
Stefan Loubichi
Aufgrund der sehr großen Zunahme von Cyberattacken
auf Kritische Infrastrukturen und
der Debatte darüber, inwieweit IT-/OT-Geräte
eine unverhältnismäßig große Gefahr darstellen,
wird weltweit nach einer Lösung gesucht,
wie die Sicherheit von kritischen Komponenten
nach gleichen Kriterien bewertet werden kann.
Die eher politisch denn wissenschaftlich- belegte
These, dass die Geräte eines Herstellers
nur deshalb unsicher sind, weil diese in einem
bestimmten Land hergestellt werden, ist zu
leicht als wirtschaftlicher Protektionismus zu
durchschauen und wird auf lange Sicht keinen
Bestand haben. Die Normenreihe der IEC 62443
bietet hier einen Ausweg über eine Produktzertifizierung
nach IEC 62443-4-2 in Verbindung mit
der IEC 62443-4-1. Schließt man hieran noch
einen Black-Box-Penetrationstest an, so hat man
hierdurch den Nachweis der sicheren Funktionalität,
ohne dass Hersteller ihren Quellcode offenlegen
müssen. Dieser Aufsatz zeigt, wie man
die Herausforderungen der europäischen NIS
Direktive 2.0 oder des deutschen IT-Sicherheitsgesetz
2.0 relativ einfach mit bewährten normativen
Wegen lösen kann.
Flexibilisierung thermischer Kraftwerken:
Eine Literaturübersicht
Silas Heim und Lars Komogowski
Die „Energiewende“ in den Industrieländern
stellt neue Herausforderungen an konventionelle,
thermische Kraftwerke. Die Anlagen
sind ursprünglich für den Betrieb bei vorrangig
gleichbleibender Leistung ausgelegt. Mit dem
fortschreitenden Zubau erneuerbarer Energien
ändert sich aufgrund der volatilen Einspeisung
der erneuerbaren Energien der Bedarf an konventioneller
Leistung von einer gleichbleibenden
hin zu einer dynamischen, flexiblen Einspeisung.
Um diesen neuen Betriebsarten Rechnung
zu tragen, müssen Kraftwerke sowohl durch
bauliche als auch durch verfahrenstechnische
Änderungen „flexibilisiert“ werden. Dieser Beitrag
gibt einen Überblick über die verschiedenen
Flexibilisierungsmethoden als Literaturübersicht
und kategorisiert diese Methoden in drei
unterschiedliche Hauptkategorien. Damit soll
eine Grundlage zu diesem Thema geschaffen
werden, da dieses in Zukunft an Popularität und
Bedeutung gewinnen wird.
KKS und RDS-PP® – VGB spricht die Sprache
der Kraftwerkstechnik
Andreas Böser and Sabine Kuhlmann
Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,
zählt die Stromerzeugung zweifellos zu den
wichtigsten und komplexesten Aufgaben einer
Gesellschaft. Die zuverlässige Energieversorgung
und damit der erfolgreiche Betrieb eines
jeden einzelnen Kraftwerks – unabhängig von
der eingesetzten Primärenergie – benötigt ein
Kennzeichnungssystem zur konsistenten Identifikation
von Anlagenteilen und Prozessen.
KKS und RDS-PP® bieten diese Möglichkeiten
von der Planung bis zum geordneten Rückbau.
Angefangen bei der Projektierung, über
den Betrieb der Anlage und bis zum geplanten
Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten
dieselbe „VGB-Sprache“ und können so national
und auch international problemlos miteinander
kommunizieren. Dank dieser VGB-Kraftwerks-Sprache
können hersteller- und betreiberunabhängig
Daten ausgetauscht werden und
versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage, ihre
Anlagen selbstständig zu betreiben, zu warten
und am Ende auch gesetzes- und normenkonform
zu demontieren.
Fortschritte bei nicht-energetischen
Produkten aus Kohle
Ian Reid
Das weltweite Ziel einer kohlenstofffreien Energieversorgung
führt zu grundlegenden Veränderungen
in der Art und Weise, wie fossile
Brennstoffe genutzt und eingesetzt werden. Was
bedeuten diese folgenschweren Veränderungen
für die Zukunft der Kohle? Die Nachfrage nach
Kohle als Brennstoff wird sinken, so dass sie
eine Ressource sein wird, die sowohl reichlich
vorhanden als auch preiswert ist, was ihr Potenzial
als einen attraktiven Rohstoff erhöht.
Zum Beispiel enthält Kohle Fragmente von Nanomaterialien,
die zunehmend als die Zukunft
in den Materialwissenschaften angesehen werden.
Jeder Elektromotor und jede Batterie benötigen
Komponenten, die aus Kohle gewonnen
werden können. Zunehmend verschiebt sich
die Perspektive auf Kohle als Rohstoff, um neuen
Industriezweige zu versorgen, sei es in der
nachhaltigen Landwirtschaft, bei der Behebung
von Engpässen bei kritischen Rohstoffen oder
als Quelle für transformative kohlenstoffreiche
Materialien. Die Wachstumsperspektiven von
Kohle liegen daher eher in der Verwendung als
Rohstoff denn als Brennstoff.
Steigerung des Wirkungsgrades von
Kohlestaubkraftwerken
Malgorzata Wiatros-Motyka
Die Steigerung des Wirkungsgrads von Kohlekraftwerken
bedeutet, dass weniger Kohle für
die gleiche Menge an erzeugtem Strom eingesetzt
wird. Damit ist dies eine Möglichkeit, die
Brennstoffkosten zu senken und die CO 2 -Emissionen
deutlich zu reduzieren. Der Wirkungsgrad
von Kohlekraftwerken in verschiedenen Flotten
variiert stark; der derzeitige weltweite Durchschnitt
liegt bei ca. 37,5 %, während modernste
Anlagen wie RDK8 in Deutschland Wirkungsgrade
von über 47 % erreichen. Dies bedeutet,
dass etwa 2 GtCO 2 /Jahr eingespart würden,
wenn die Lücke zwischen dem Durchschnitt und
dem Stand der Technik geschlossen würde. Eine
solche Reduktion würde etwa 5 % der gesamten
globalen jährlichen CO 2 -Emissionen oder etwa
20 % der gesamten jährlichen Emissionen von
Kohlekraftwerken entsprechen. Aufgezeigt werden
technologische Entwicklungen und Optionen
zur Steigerung der Effizienz von neuen und
bestehenden Kohlekraftwerken.
Technologie-Roadmap für hocheffiziente,
emissionsarme Kohlekraftwerke
Toby Lockwood
Kohle trägt weltweit mit dem größten Anteil zur
Stromerzeugung bei und hat seit 1990 einen Anteil
von etwa 37 % an der globalen Stromerzeugung
obwohl sich die Gesamtnachfrage mehr
als verdoppelt hat. Mit der Verstärkung der internationalen
Bemühungen zur Reduzierung
der Kohlendioxid(CO 2 )-Emissionen wird die
Dominanz der Kohle bei der Stromerzeugung
voraussichtlich allmählich abnehmen, aber sie
wird auch in den kommenden Jahrzehnten eine
wichtige Rolle in diesem Sektor spielen – vor
allem für die Schwellenländer mit wachsendem
Bedarf. HELE-Technologien (High Efficiency,
Low Emissions) beschreiben eine Reihe von modernen
und neu in der Entwicklung befindlichen
Lösungen zur Stromerzeugung mit geringerer
Kohlenstoffintensität und mit effektiver Entfernung
von Schadstoffen aus dem Rauchgas. Solange
es Kohle im Energiesektor gibt, ist es von
entscheidender Bedeutung, die Einführung und
Entwicklung solcher Technologien zu maximieren,
die auch den Weg für die kostengünstigere
Anwendung der Kohlenstoffabscheidung ebnen
können.l
7

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Members´ News VGB PowerTech 6 l 2021
Members´
News
Alpiq: Ein ausgewogenes
Verhältnis zwischen Wasserkraftproduktion
und Naturschutz
(alpiq) Nach mehr als zehn Jahren fruchtbarer
Zusammenarbeit ziehen die Nant de
Drance SA, der WWF und Pro Natura eine
positive Bilanz: Die 15 Umweltkompensationsmassnahmen,
die im Rahmen des Baus
des Pumpspeicherkraftwerks Nant de
Drance vorgesehen sind, sorgen für einen
wirksamen Ausgleich der Auswirkungen
auf die Umwelt durch den Bau des Kraftwerks
und dessen Anschluss an das europäische
Stromnetz. Die beispielhafte Zusammenarbeit
und der konstruktive Dialog
zwischen der Wasserkraftgesellschaft und
den Umweltorganisationen ermöglichen,
dass Stromproduktion und Naturschutz im
Gleichgewicht sind.
Seit Projektbeginn arbeiten die Gesellschaft
Nant de Drance SA, der WWF und
Pro Natura eng zusammen, um die Umweltauswirkungen,
die mit dem Bau des Pumpspeicherkraftwerks
Nant de Drance und
dessen Anschluss an das Höchstspannungsnetz
verbunden sind, zu minimieren. Um
die ökologischen Auswirkungen auszugleichen,
realisiert die Nant de Drance SA 15
Umweltkompensationsmaßnahmen und
investiert dafür 22 Mio. CHF. Der WWF und
Pro Natura gehören zu einer Begleitgruppe,
in der zudem die betroffenen Gemeinden,
der Kanton Wallis und das Bundesamt für
Energie vertreten sind. Diese Begleitgruppe
erörtert die verschiedenen geplanten Massnahmen
und überwacht deren Umsetzung.
Jeder Teilnehmer bringt Ideen ein, wie die
Interessen der Natur bestmöglich gewahrt
werden können.
Die meisten der 15 Maßnahmen zur ökologischen
Aufwertung zielen darauf ab, in der
Region wertvolle Biotope wiederherzustellen,
insbesondere Feuchtbiotope. Dies soll
die Wiederbesiedelung durch Tier- und
Pflanzenarten, die in der Schweiz selten
vorkommen oder vom Aussterben bedroht
sind, begünstigen. Darüber hinaus kommen
die Investitionen der lokalen Wirtschaft zugute:
Denn Nant de Drance beauftragt für
diese Arbeiten – unter Einhaltung des gesetzlichen
Rahmens für das öffentliche Beschaffungswesen
– regionale Anbieter.
Schwerpunkt Feuchtbiotope
Einige der 15 Umweltkompensationsmaßnahmen
sind bereits abgeschlossen,
andere befinden sich derzeit in der Umsetzung
oder werden in Kürze ausgeführt. In
Vernayaz beispielsweise wurde der Canal
de la Lantze auf einem Abschnitt von 580 m
renaturiert. Die Fische erhalten dadurch
bessere Bedingungen für das saisonale Laichen
oder allgemein einen verbesserten
Lebensraum. An den neu geschaffenen
Ufern breiten sich bereits wieder Pflanzenarten
aus, die vorzugsweise auf zeitweise
überschwemmten Gebieten gedeihen, wie
Seggen, Simsen und Weidenröschen. In
unmittelbarer Nähe sind die Wurzeln des
Schwarzerlenwalds von Fond du Mont wieder
tief im Wasser; die vorübergehenden
Tümpel werden bereits von der Gelbbauchunke,
einem im Wallis seltenen
Froschlurch, bewohnt.
In Dorénaz, im Auslauf des Wildbachs
Alesse, wurde mit zwei Gewässern eine
neue Wasserlandschaft angelegt. Da der
Wasserstand dieser Gewässer je nach Pegelstand
der nahen Rhone schwankt, steht
das Ufer teilweise unter Wasser, teilweise
ist es trocken. Diese Uferbeschaffenheit ermöglicht
es einer für diese Art von Lebensraum
typischen Flora und Fauna sich dort
anzusiedeln.
Maßnahmen in sieben Gemeinden, vom
Flachland bis in die Berge
Wasser steht im Mittelpunkt der Kompensationsmaßnahmen.
Aber auch trockene
landwirtschaftliche Lebensräume gingen
nicht vergessen: In Salvan wurden Wiesen
und Weiden wieder freigegeben, um deren
Bewirtschaftung zu erleichtern und Brachflächen
entgegen zu wirken.
Insgesamt verteilen sich die 15 Kompensationsmaßnahmen
von der Ebene bis in
die Berge. Neben den bereits erwähnten
Gemeinden Vernayaz, Dorénaz und Salvan,
werden auch in den Gemeinden Finhaut,
Martigny, Saxon und Trient Maßnahmen
ausgeführt.
LL
www.nant-de-drance.ch
www.wwf-valaisromand.ch
www.pronatura-vs.ch
www.alpiq.com (211801435)
Alpiq erwirbt erstmals
Photovoltaik-Projekte in Spanien
(alpiq) Alpiq und ABO Wind haben einen
Vertrag über den Erwerb eines sich in Entwicklung
befindlichen 18-MW-Photovoltaikportfolios
in Toledo, Zentralspanien,
unterzeichnet. Damit übernimmt Alpiq
erstmals ein Portfolio im Bereich der erneuerbaren
Energien auf dem spanischen Festland.
Die Projekte stehen im Einklang mit
den ehrgeizigen Klimazielen des Landes.
Der Vertrag umfasst die Übernahme
sämtlicher Projektrechte von ABO Wind
durch Alpiq und sieht die Entwicklung
zweier Photovoltaikanlagen vor, welche
auf dieselbe Verbundnetz-Infrastruktur zurückgreifen.
Die beiden Projekte verfügen
über eine installierte Gesamtleistung von
18 MW und sollen Mitte 2022 in Betrieb
gehen. Sie befinden sich in Madridejos, einer
Gemeinde in der spanischen Provinz
Toledo innerhalb der Region Castilla-La
Mancha.
Experten von Alpiq in Spanien verhandelten
und unterzeichneten den Vertrag mit
ABO Wind, der Abschluss der Transaktion
erfolgte im Mai 2021. Über die Transaktionssumme
wurde beidseitiges Stillschweigen
vereinbart. Beide Projekte befinden
sich aktuell in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium,
ABO Wind wird sie bis
zur Baureife entwickeln.
Erstes Portfolio im Bereich
erneuerbare Energien in Spanien
Mit Abschluss dieses Vertrags übernimmt
Alpiq erstmals ein Portfolio im Bereich der
erneuerbaren Energien in Spanien. Das
Unternehmen setzt seine Strategie um, einen
Beitrag zur CO 2 -freien Stromversorgung
zu leisten und nutzt seine Kompetenzen
bei der Portfolioentwicklung und -verwaltung
für erneuerbare Energien in betrieblicher
wie in kommerzieller Hinsicht.
Im Rahmen der fortschreitenden Energiewende
ergänzen einander erneuerbare
Energien und thermische Anlagen ideal.
Alpiq will ihr Portfolio im Bereich der erneuerbaren
Energien in Spanien künftig
weiter ausbauen, dies über eigene Anlagen
oder über Anlagen Dritter. Aktuell verwaltet
Alpiq auf dem spanischen Markt ein
Portfolio mit einer Gesamtleistung von
1,5 GW. Darin enthalten ist auch das eigene,
flexible 400-MW-Gas-Kombikraftwerk
Plana del Vent in Tarragona, rund 100 km
südlich von Barcelona gelegen.
Darüber hinaus versorgt das Unternehmen
Industriekunden mit mehr als 4 TWh
Gas und über 1 TWh Strom. Künftig will Alpiq
diese Mengen weiter steigern und ihre
Position im Flüssiggas-Markt ausbauen.
Beitrag zum Klimaschutz
Die Photovoltaik-Projekte stehen im Einklang
mit den ehrgeizigen Klimazielen des
Landes und sollen zu deren künftigen Umsetzung
beitragen. Im Kampf gegen den
Klimawandel verabschiedete Spanien im
Mai 2021 ein Gesetz, mit dessen Hilfe das
Land bis spätestens 2050 klimaneutral
werden soll. Das Gesetz sieht unter anderem
vor, die CO 2 -Emissionen bis 2030 um
23 % gegenüber 1990 zu verringern und
dass mindestens 42 %des Endverbrauchs
an Energie aus erneuerbaren Ressourcen
stammen sollen. Bis 2050 soll die gesamte
Energieerzeugung des Landes aus erneuerbaren
Quellen stammen, bereits 2030 soll
dieser Anteil auf 74 % steigen.
LL
www.alpiq.com (211801436)
8

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Axpo Iberia und Grupo Enhol
unterzeichnen PPA für
Windpark in Navarra
(axpo) Axpo Iberia baut ihr Geschäft mit
langfristigen Stromabnahmeverträgen
(Power Purchase Agreements, PPA) für erneuerbare
Energien in Spanien weiter aus:
Mit Grupo Enhol hat die spanische Tochtergesellschaft
von Axpo ein PPA mit einer
Laufzeit von fünf Jahren vereinbart. Im
Rahmen des PPA nimmt Axpo Iberia den
Strom aus einem neuen 50-MW-Windpark
in Buñuel (Ribera de Navarra) ab, der seit
dieser Woche in Bau ist und im Juli 2022 in
Betrieb genommen werden soll.
Die Vereinbarung mit Grupo Enhol sieht
vor, dass Axpo Iberia während der gesamten
Laufzeit des PPA für die Vermarktung
des Stroms der Anlage verantwortlich ist.
Damit unterstreicht Axpo ihre langfristige
Strategie auf dem spanischen Markt für erneuerbare
Energien und PPAs und festigt
darüber hinaus ihre seit mehr als einem
Jahrzehnt bestehende Geschäftsbeziehung
zu Grupo Enhol.
Ignacio Soneira, Managing Director Axpo
Iberia, kommentiert: „Wir arbeiten seit
2006 eng mit Grupo Enhol zusammen und
erbringen Dienstleistungen in den Bereichen
Stromverkauf, Dispatching und Ertragssicherung.
Mit diesem neuen Windpark
gehen wir einen Schritt weiter und
unterstützen ein spannendes Projekt.“
Axpo Iberia bietet ihren Kunden ein breites
Lösungsportfolio für ein langfristiges
Energiemanagement im Bereich der erneuerbaren
Energien an. Dadurch konnte die
spanische Tochtergesellschaft von Axpo
seit Anfang 2021 langfristige Verträge für
die Lieferung von mehr als 7 TWh Strom
aus erneuerbaren Quellen abschließen.
Erneuerbare Energien sind auch der
wichtigste Geschäftsbereich von Grupo
Enhol. Das Unternehmen mit Hauptsitz in
Navarra wurde in den 1930er Jahren gegründet
und befindet sich zu 100 % in Familienbesitz.
Grupo Enhol bietet umfassende
Dienstleistungen im Bereich der erneuerbaren
Energien an, von der Projektierung
über den Bau und Betrieb bis zur
Wartung und Optimierung der eigenen
Anlagen und der Anlagen von Dritten. Aktuell
betreibt das Unternehmen mehr als
700 MW an Windkraftanlagen in Spanien
und im Zuge seiner Internationalisierungsstrategie
auch in anderen Ländern
wie Bulgarien und Mexiko.
Diego Oliver Gimeno und Gonzalo Oliver
Amatriain, gemeinsame Geschäftsführer
von Grupo Enhol, freuen sich: „Der Bau eines
neuen Windprojekts in unserer Heimatregion
ist eine großartige Gelegenheit, um
sicherzustellen, dass Ribera de Navarra
weiterhin eine führende Rolle beim Übergang
zu einer grünen Wirtschaft durch die
Erzeugung von sauberer Energie spielt. Gemeinsam
mit Axpo wollen wir unsere langjährige
und nachhaltige Zusammenarbeit
weiter stärken.“
Die langfristigen Stromabnahmeverträge
sind ein wichtiges Wachstumsfeld im Energiesektor.
PPAs haben sich durch Kürzungen
oder Wegfall staatlicher Förderungen
für erneuerbare Energien und den stark
gesunkenen Gestehungskosten für Neuanlagen
in ganz Europa zu einem Megatrend
entwickelt. Die Nachfrage nach PPAs und
innovativen Energiedienstleistungen wird
im Zuge des raschen Ausbaus der erneuerbaren
Energien weiter zunehmen. Axpo
verfügt über fundierte Expertise im Bereich
der PPA und begleitet zahlreiche Firmenkunden
in rund 40 Märkten auf dem
Weg zu einem tieferen CO 2 -Ausstoss.
LL
www.axpo.com (211801455)
www.rohrdorfer.eu/karriere
AUF MORGEN BAUEN.
ROHRDORFER ist ein starker Baustoffpartner in der Region. An 140 Standorten mit 2.000 Mitarbeitern in Deutschland, Österreich, Italien und Ungarn
werden hochwertige Baustoffe aus den Bereichen Zement, Transportbeton, Fertigteile und Betonwaren hergestellt sowie Sand und Kies gewonnen.
Für unser ZEMENTWERK IN ROHRDORF suchen wir zum nächstmöglichen Zeitpunkt folgende Position:
LEITER INSTANDHALTUNG (M/W/D)
IHRE AUFGABEN:
• Disziplinarische u. fachliche Führung, Koordination und Förderung
der betrieblichen Instandhaltungsabteilung im Zementwerk
• Sicherstellung der Anlagenverfügbarkeit und -zuverlässigkeit
• Planung des Instandhaltungsbudgets inkl. Überwachung der
Ausgaben
• Gezielte Weiterentwicklung der Instandhaltungsorganisation
• Potenzialidentifizierung zur Verbesserung des Produktionsprozesses
• Systematischer Ausbau von Instandhaltungsarbeiten
• Verantwortung im Bereich Arbeitssicherheit und Umweltschutz
IHR PROFIL:
• Studium im Bereich Maschinenbau mit Schwerpunkt
Produktionstechnik bzw. Verfahrenstechnik o. ä.
• Erste Berufserfahrung in vergleichbarer Position
• Idealerweise SAP-Kenntnisse
• Kenntnisse in Bereich Instandhaltung, Anlagenbau, Hydraulik
• Hohes Maß an Belastbarkeit, Flexibilität, Teamgeist und
Einsatzbereitschaft
• Selbständige, prozessorientierte und strukturierte Arbeitsweise
• Verbindliche Kommunikation und Durchsetzungsstärke
WIR BIETEN:
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9

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
BKW: Saisonstart ganz im Zeichen
des Neubeginns
(bkw) Am 5. und 6. Juni 2021 eröffneten
Espace découverte Energie (EdE), Tourismus
Berner Jura, die BKW sowie die Sternwarte
Mont-Soleil die Tourismussaison
2021 unter dem Motto „Neubeginn“. Nach
einem von der Covid-Pandemie geprägten
Jahr 2020 freut sich Richard Habegger, Gemeindepräsident
von Villeret und Präsident
von Espace découverte Energie, darauf, die
Saison 2021 zu eröffnen und symbolisch
die Gemeinden Sonvilier, Mont-Tramelan,
Cortébert und Corgémont zu begrüssen,
die EdE beigetreten sind. Dank eines entsprechenden
Covid-19-Schutzkonzepts
kann das Besucherzentrum Mont-Soleil
eine breite Palette an kostenlosen Aktivitäten
zum Thema Energie anbieten.
2020 war für Espace découverte Energie
ein besonderes Jahr, waren doch der Sentier
des Monts und der Sentier du Vallon
sehr beliebt bei Besuchern, die etwas im
Freien erleben wollten. Gleichzeitig erzielten
das Windkraftwerk und das Solarkraftwerk
mit 1.274 Reservationen im vergangenen
Jahr einen Negativrekord bei den Besucherzahlen,
der stark von den 10.000 Besuchen
abwich, die sonst pro Jahr im Durchschnitt
verzeichnet werden. Für 2021
stehen alle Zeichen auf Grün, und die Tage
der offenen Tür läuten symbolisch die Wiederaufnahme
der Aktivitäten von EdE ein.
Einschliesslich der vier Neumitglieder engagieren
sich nun neun Gemeinden für erneuerbare
Energien und den Tourismus.
Im Verbund soll das Angebot für die Besucherinnen
und Besucher ausgebaut werden:
Neue Grillplätze, ein neues Planetarium
in der Sternwarte, der „Savurando“ –
ein kulinarischer Spaziergang, ein Reisetagebuch,
das letztes Jahr eingeführt wurde,
um den Tourismus in der Region zu fördern,
und ein neues Fernrohr sind nur einige
Beispiele.
Des Weiteren finden am 5. und 6. Juni
2021 geführte Rundgänge durch die Sonnen-
und Windkraftwerke und durch die
Sternwarte statt. Hier, an diesem vom Regierungsrat
des Kantons Bern als „Kompetenzzentrum
für neue erneuerbare Energien“
anerkannten Ort, kann sich jeder und
jeder selbst von der zunehmend wichtigeren
Rolle der erneuerbaren Energien überzeugen.
Zudem werden zahlreiche weitere
Aktivitäten angeboten, um die regionalen
Besonderheiten kennenzulernen und mehr
über energiebezogene Themen zu erfahren.
Ausfahrten mit dem Pferdewagen,
Kinderanimation, Herdenschutzhunde,
Musik, „Go-Gy“-Workshops für die Kinder:
Hier kommen alle auf ihre Kosten. Schliesslich
wird ein grosses Gewinnspiel veranstaltet,
bei dem es eine Longines-Uhr im
Wert von 2‘800 Franken zu gewinnen gibt.
LL
www.espacedecouverte.ch/home
(211801515)
ČEZ presents clean energy of to morrow:
Its production portfolio is to
be rebuilt to low emissions by 2030
(čez) ČEZ has intensified its transition to
future emission-free energy. This is in line
with its strategy that primarily aims at
transforming its production portfolio to
low emissions by 2030, becoming carbon
neutral by 2050, and offering the best
energy solutions and customs experience
in the market. Vision 2030, referred to as
the Clean Energy of Tomorrow, confirms
CEZ Group’s ambition to be a leader in sustainable
development in the Czech Republic
as well as in the entire Central Europe.
In its accelerated VISION 2030 strategy,
CEZ Group commits to fulfilling its specific
environmental, social and corporate governance
targets by 2025 and 2030. “It is our
obligation toward our customers, employees
and society as a whole to reduce the
amount of power generated from coal and
substitute it with production from clean
sources. Therefore, we are going to increase
the capacity of emission-free sources to
6,000 MW by 2030,” says Daniel Beneš, CEZ
Group’s Chief Executive Officer and Chairman
of the Board of Directors. “It is a global
priority to try and prevent climate change
and, thereby, the social and political pressure
on the energy sector has been growing.
Decarbonization goals have not only become
stricter in Europe, but also in other
parts of the world. That is also why we have
accelerated our strategy and continue to
adapt our corporate governance to a rapidly
changing environment in order to continue
creating long-term sustainable values that
are key for the entire society,” Daniel Beneš
explains. This also relates to the company’s
approach to its social responsibility policy in
accordance with the current demands for its
ESG performance, which is today evaluated
by numerous rating agencies not just within
the energy sector.
By 2030, CEZ Group is going to reduce its
emissions by 55 % compared to 2019. In
2025, ČEZ plans to only generate 25% of its
total generated power from coal, and only
12.5 % in 2030. At the same time, the company
will focus on building new capacities
of renewable sources (RES), specifically 1.5
GW of RES installed capacity by 2025 and a
total of 6 GW in RES by 2030. Nuclear power
plants will remain a part of the carbon
neutral and stable portfolio. The company is
going to enhance their efficiency and, thus,
improve the energy security and self-sufficiency
of the Czech Republic. For this reason,
the plan also retains the construction of
a new nuclear unit in Dukovany.
Emission reduction will be supported by a
continued development of the currently
most extensive electromobile charging network
in the country. By 2025, ČEZ will operate
at least 800 public charging stations.
“We also expect to invest significantly in
smart grids and products that will allow
households to save energy and reduce
emissions,” added Pavel Cyrani, Vice-Chairman
of the Board of Directors and Sales
and Strategy Division Director.
VISION 2030 also emphasizes digitalization
and employee care in view of the
changing qualification requirements and
structure of production sources and services
provided by CEZ Group. “We are going
to support employee requalification and
transition of regions from coal-based energy
to new technologies. Employee loyalty
and satisfaction as well as customer satisfaction
are key for us. We want to be a leader
in energy services and clean decentralized
power generation and heating. All key
customer care processes will gradually become
available online by 2025,” added
Pavel Cyrani, Vice-Chairman of the Board
of Directors of CEZ Group.
BKW: Espace découverte Energie. Saisonstart ganz im Zeichen des Neubeginns
Mont-Soleil © madelinedewatteville
10

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
EZ Group has significantly reduced its
power generation from coal during the
1990s when it shut down nearly 2,000 MW
of coal power plant capacity, which represented
a total of 19 obsolete coal units.
Presently, the group has been purposefully
reducing power generation from coal since
2016. Over the past year and a half, coal
units with a total capacity of some
1,000 MW were shut down. On the other
hand, ČEZ’s portfolio of renewable sources
accounts for 1,700 MW of the installed capacity
of RES, of which 1,000 MW is in the
Czech Republic (800 MW hydro, 125 MW
FVE, 118 biomass, 8 MW wind).
At the same time, ČEZ is the leading player
in modern ESCO energy services in the
region, developing its presence in the
Czech Republic, Slovakia, Germany, Italy,
Poland, and Romania. By means of its subsidiary
INVEN Capital, ČEZ has been developing
modern energy technologies across
Europe and on a global scale as well.
LL
www.cez.com (211801518)
EEW: Genehmigungsbehörde
erteilt EEW Stapelfeld die
„Zulassung vorzeitigen Beginns“
(eew) Das Landesamt für Landwirtschaft,
Umwelt und ländliche Räume (LLUR) hat
der EEW Energy from Waste Stapelfeld
GmbH (EEW) die Zulassung vorzeitigen
Beginns erteilt. Gleichzeitig hat die Behörde
die sofortige Vollziehung angeordnet.
Das Vorhaben für einen Ersatzneubau der
MVA Stapelfeld sowie den Bau einer Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage
(KVA)
liegt pandemiebedingt, aber auch wegen
notwendig gewordener Ergänzungen der
Antragsunterlagen, ein Jahr hinter dem
Zeitplan. Mit der jetzt vorliegenden behördlichen
Zulassung vorzeitigen Beginns
können insbesondere die wichtigen Gründungsarbeiten
beginnen.
Die zur EEW-Gruppe gehörende Zirkulierende Wirbelschichtfeuerungs-Anlage im Industriepark
Premnitz. Sie wird außer Betrieb genommen und durch die neu errichtete zweite
Rostfeuerungslinie am Standort ersetzt.
„Wir haben für die beschleunigte Umsetzung
unserer Vorhaben die Zulassung vorzeitigen
Beginns für die ersten Gründungsarbeiten
erhalten“, beschreibt Morten Holpert,
Technischer Geschäftsführer von
EEW Stapelfeld, das Ziel der jetzt beginnenden
Arbeiten. Im Zentrum stünden die
Pfahlgründungen, für die bereits zwei Spezialbohrgeräte
auf dem Baufeld vorgehalten
würden. „Die circa 20 Meter tiefen
Bohrlöcher benötigen wir für die Gründungspfähle,
die später das Fundament
der Anlagen tragen“, erklärt EEW-Projektleiter
Dr. Jens Meinhold.
Nach der erfolgten Freimachung und Nivellierung
des Baufelds hat EEW bereits die
dritte Zulassung vorläufigen Beginns erhalten.
Einen vorzeitigen Beginn kann eine
Genehmigungsbehörde etwa dann zulassen,
wenn eine Genehmigungserteilung in
der Hauptsache zu prognostizieren ist und
ein öffentliches Interesse oder ein berechtigtes
Interesse des Antragstellers vorliegt.
Morten Holpert: „Wir gehen weiter davon
aus, dass wir im Sommer 2021 die Genehmigung
vom LLUR erhalten.“ Dies setze
allerdings voraus, dass coronabedingte
Einschränkungen diese Zeitplanung nicht
verzögern.
EEW Stapelfeld ist Teil der EEW Energy
from Waste-Gruppe. EEW Energy from
Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der Thermischen Abfallund
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen
energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt
das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 18 Anlagen der
EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten
Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für das energetische
Recycling von jährlich bis zu 5 Millionen
Tonnen Abfall Verantwortung. EEW
wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf
für Industriebetriebe, Fernwärme für
Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese energetische
Verwertung der in den EEW-Anlagen
eingesetzten Abfälle werden natürliche
Ressourcen geschont, wertvolle Rohstoffe
zurückgewonnen und die CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(211801520)
EEW Premnitz: 2.
Rostfeuerungslinie übernimmt für
Wirbelschichtkessel –
Außerbetriebsetzung nach 20
Jahren erfolgreichem
Anlagenbetrieb
(eew) Die EEW Energy from Waste Premnitz
GmbH (EEW) hat ihre im Industriepark
Premnitz betriebene Zirkulierende
Wirbelschichtfeuerung (ZWSF) bei der zuständigen
Aufsichtsbehörde mit Wirkung
zum 1. Juli 2021 zur Außerbetriebnahme
angemeldet. „20 Jahre hat die Wirbelschicht
aufbereitete Abfälle thermisch verwertet
und damit ihren Beitrag für die
Energieversorgung des Industrieparks
Premnitz geleistet“, sagt der Technische
Geschäftsführer von EEW Premnitz Dr.
Klaus Piefke. Die wegfallende Verwertungskapazität
der ZWSF von 120.000
Tonnen pro Jahr wird die zweite Rostfeuerungslinie
kompensieren. Die 2018 als Ersatzinvestition
für die Wirbelschicht angekündigte
neue Linie befindet sich nach einer
Bauzeit von 27 Monaten aktuell im
Testbetrieb. Sie wird voraussichtlich im
Herbst den Regelbetrieb aufnehmen.
Mit Inbetriebnahme der zweiten Rostfeuerungslinie
am Standort wird die Behandlungskapazität
von EEW Premnitz für
Haus- und Gewerbeabfälle von derzeit
noch 270.000 Tonnen pro Jahr um 30.000
Tonnen ansteigen. „Der Kapazitätszuwachs
am Standort ist notwendig, um die Entsorgungslücke
zur wegfallenden Abfallmitverbrennung
in der Braunkohleverstromung
zu schließen“, sagt Rüdiger Bösing,
Kaufmännischer Geschäftsführer von EEW
Premnitz.
Bislang werden Abfälle in Kohlekraftwerken
mitverbrannt. Der beschlossene Ausstieg
aus der Kohleverstromung bedeutet
auch, diesen Entsorgungsweg zu schließen.
„Mit unserer Ersatzinvestition stärken
wir die regionale Entsorgungssicherheit“,
so Bösing weiter. In Premnitz verwertet
EEW unter anderem die Abfälle aus Haushalten
von fünf brandenburgischen Landkreisen.
11

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
„Am 30 Juni wird die Ära Zirkulierende
Wirbelschicht im Industriepark Premnitz
enden“, sagt Dr. Klaus Piefke und ergänzt:
„Wir haben Wort gehalten.“ Künftig würden
Strom, Fernwärme und Prozessdampf
aus der Energie des Abfalls von einem
Kraftwerk mit zwei Linien gewonnen.
EEW Premnitz ist Teil der EEW Energy
from Waste-Gruppe. EEW Energy from
Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der thermischen Abfallund
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen
energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt
das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 18 Anlagen der
EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten
Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für die energetische
Verwertung von jährlich bis zu 5 Millionen
Tonnen Abfall Verantwortung. EEW
wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf
für Industriebetriebe, Fernwärme für
Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese energetische
Verwertung der in den EEW-Anlagen
eingesetzten Abfälle werden natürliche
Ressourcen geschont, wertvolle Rohstoffe
zurückgewonnen und die CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com/
(211801522)
Energie aus Abfall als Beitrag
einer erfolgreichen Energie- und
Wärmewende:
Ministerpräsident Hans informierte
sich über Potentiale des
AHKW Neunkirchen
(eew) Ministerpräsident Tobias Hans hat
heute, 21. Mai, das zur EEW Energy from
Waste-Gruppe (EEW) gehörende Abfallheizkraftwerk
(AHKW) Neunkirchen besucht
und sich über Zukunftsprojekte zur
effizienteren energetischen Nutzung der
Ressource Abfall informiert. Im Zentrum
stand der Beitrag der Anlage zur Energieversorgung.
Mit einer größeren, innovativen
Turbine wird die Energieausbeute in
Form von Strom und Fernwärme künftig
um mehr als 25 Prozent zunehmen.
„Das AHKW Neunkirchen ist mit einer Betriebszeit
von mehr als 50 Jahren größter
Know-how-Träger innerhalb der EEW-Anlagenflotte
und steht beispielhaft für die
Innovationsfähigkeit thermischer Abfallbehandlungsanlagen
unserer Unternehmensgruppe“,
sagt Bernard M. Kemper,
Vorsitzender der Geschäftsführung von
EEW. Das AHKW sei seit seiner Inbetriebnahme
kontinuierlich modernisiert und
weiterentwickelt worden, für seine hohe
Energieeffizienz ausgezeichnet und werde
Blick auf die Dampfverteilung in der Turbinenhalle des Abfallheizkraftwerkes Neunkirchen (v.l.n.r.):
Ministerpräsident Tobias Hans informiert sich bei Gerhard Hans, Werkleiter AHKW Neunkirchen
(Mi.) und Axel Köhler, Kaufmännischer Geschäftsführer des AHKW Neunkirchen, über die
Nutzung von Dampf für die Strom und Fernwärmeerzeugung. Im Hintergrund die Turbine. Sie soll
ersetzt werden. Das 9,3 Mio. Euro teure Projekt wird künftig einen bis zu 25 Prozent höheren
Beitrag für die Fernwärme- und Stromerzeugung ermöglichen.
seinen Beitrag für die Energieversorgung
des Saarlandes künftig noch einmal steigern.
„Für mich liegt in der immer effizienteren
energetischen Nutzung der Ressource
Abfall auch ein Schlüssel zum Erfolg der
Energiewende“, betont Kemper.
Das Hauptaugenmerk müsse dabei auf
dem Wärmemarkt liegen, weil Deutschland
mehr als die Hälfte seiner Endenergie für
die Wärmeerzeugung verbraucht, bekräftigt
Dr. Joachim Manns, EEW-Technikchef
und Mitglied der Geschäftsführung. Positiv
sei dabei aus seiner Sicht zu werten, dass
Abfall als vorwiegend grüne Energiequelle
schon heute immer mehr fossile Energieträger
in deutschen Fernwärmenetzen ersetzt
und hinter dem fossilen Erdgas die zweitwichtigste
Wärmequelle ist. Die Potentiale
aus der thermischen Abfallverwertung seien
aber bei weitem nicht ausgeschöpft –
weder in Neunkirchen noch in Deutschland.
Die Politik fordern Kemper und
Manns auf, Energie aus Abfall verstärkt als
Chance für den Erfolg einer Energiewende
und als wichtigen Partner auf dem Weg zur
Klimaneutralität zu verstehen.
Ministerpräsident Tobias Hans: „Das Abfallheizkraftwerk
Neunkirchen ist seit Jahren
ein zuverlässiger Energielieferant für
Fernwärme in Neunkirchen. Damit ist es
ein hervorragendes Beispiel für eine vor
Ort gesicherte regionale Energieversorgung,
die energieeffizient arbeitet. Die Produktion
klimafreundlicher Energie ist ein
wichtiger Baustein im Kampf gegen den
Klimawandel. Mit der Erweiterung der Anlage
können zudem noch mehr Haushalte
in Neunkirchen und Umgebung versorgt
werden.“
„Wir im AHKW Neunkirchen stehen in
den Startlöchern, mehr grüne Energie für
Neunkirchen und das Saarland zu liefern“,
sagt Werkleiter Gerhard Hans. „Blickfang
unseres Zukunftsbildes wird die neue Turbine“,
so Gerhard Hans weiter. Sie werde
bei gleichbleibender Menge thermisch zu
verwertender Abfälle eine bis zu 25 Prozent
höhere Energieausbeute ermöglichen.
„Wir stärken damit die regionale Stromversorgung
und entlasten die CO 2 -Bilanz“, ergänzt
Axel Köhler, Kaufmännischer Geschäftsführer
des AHKW Neunkirchen. Das
künftige Potential für die Fernwärmeversorgung
steige dann von aktuell 2.400 auf
3.000 Haushalte und beim Strom um rund
6.000 auf mehr als 27.000 Haushalte.
Das AHKW Neunkirchen ist Teil der EEW
Energy from Waste-Gruppe. EEW Energy
from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der Thermischen Abfall-
und Klärschlammverwertung. Zur
nachhaltigen energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und
betreibt das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer
geschlossenen und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 18 Anlagen
der EEW-Gruppe in Deutschland und im
benachbarten Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für das energetische
Recycling von jährlich bis zu 5
Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.
EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf
für Industriebetriebe, Fernwärme
für Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese
energetische Verwertung der in den
EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden
natürliche Ressourcen geschont, wertvolle
Rohstoffe zurückgewonnen und die
CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(211801523)
12

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
EDF submits to the Indian nuclear
operator NPCIL the French binding
techno-commercial offer to build
six EPRs at the Jaitapur site
(edf) EDF submitted to NPCIL the French
binding techno-commercial offer to supply
engineering studies and equipment for the
construction of six (6) EPR reactors at the
Jaitapur site, Maharashtra, India. This major
milestone for EDF, its partners and the
French nuclear industry will enable discussions
aimed at converging towards a binding
framework agreement in the coming
months.
The offer is the culmination of the work
carried out jointly with NPCIL further to
the signature of the Industrial Way Forward
Agreement on 10 March 2018 in Delhi
in the presence of the Prime Minister of
the Republic of India and of the President
of the French Republic, and to the submission
of EDF‘s non-binding proposal at the
end of 2018. On that basis, the offer from
EDF and its partners includes:
• the detailed technical configuration of
the reactors, taking into account the information
provided by NPCIL on the Jaitapur
site conditions and the joint comprehensive
work performed by EDF and
NPCIL;
• the associated comprehensive commercial
terms and conditions for the supply
of engineering studies and equipment
for six (6) EPR reactors.
The offer is based on the complementary
skills of EDF and NPCIL, and aims to build
a long-term partnership between the
French and Indian nuclear industries. Its
main principles are as follows:
• EDF provides the EPR technology: as
such, the Group supplies engineering
studies and equipment for the construction
of six (6) reactors. The Group relies
on the know-how of its subsidiary Framatome
to supply the engineering studies
and equipment for the six (6) nuclear
steam supply systems, and partners
with its historical partner GE Steam
Power for the supply of the engineering
studies and equipment of the six (6)
conventional islands, all of which are to
be equipped with the French ArabelleTM
steam turbine; EDF guarantees
the performance of each of the 6 EPR
units under specific conditions and for a
predefined period of time; finally, EDF
offers training services for NPCIL‘s future
operating teams. EDF is neither an
investor in the project nor in charge of
the construction.
• NPCIL is responsible for the construction
and the commissioning of each of
the six (6) units of the Jaitapur Nuclear
Power Plant, as well as for obtaining all
necessary permits and consents in India,
including the certification of the
EPR technology by the Indian safety
regulator, as the owner and future operator
of the plant; during the construction
phase, NPCIL may benefit from EDF
and its partners’ assistance, notably regarding
the sharing of other EPR project-related
lessons learned.
In line with the “Make in India” and “Skill
India” national initiatives and for the industrial
benefit of the project, EDF and its
partners also aim to encourage the involvement
of India’s industrial sector. In this
spirit, the EDF Group is deploying a strategy
based on:
• in-depth work to identify Indian companies
that could be selected as suppliers
of the project; to date, some 200 companies
have already been pre-qualified;
• the setup of an engineering platform in
India, in particular to carry out part of
the detailed engineering studies and all
execution plans;
• the launch of a pre-feasibility study,
conducted by EDF, I2EN (International
Institute of Nuclear Energy) and VJTI
(Veermata Jijabai Technological Institute),
for the establishment of a centre
of excellence in India aiming to train engineers
and technicians, and to support
the development of the necessary set of
skills for the project.
The socio-economic benefits of the project
for India would be significant, with the
creation of around 25,000 local jobs during
the construction phase for a pair of EPR
units, not to mention tens of thousands of
indirect and induced jobs. Moreover the
operation of the 6 EPR units would create
around 2,700 permanent jobs. The project
would also generate significant economic
benefits for the French nuclear industry
over the entire duration of the project (approximately
15 years), with tens of thousands
of jobs in the hundred or so involved
French companies.
The Jaitapur Nuclear Power Plant project
is a cornerstone of the bilateral cooperation
between France and India: with an
installed capacity of 9.6 GWe, the plant
would be the most powerful in the world;
it would generate up to 75 TWh per year
and cover the annual consumption of 70
million Indian households while avoiding
the emission of 80 million tons of CO 2 per
year*.
Jean-Bernard Lévy, Chairman and CEO of
the EDF Group, said: “The submission of
EDF‘s binding techno-commercial offer for
the Jaitapur project is a major step forward
for the Group and the French nuclear industry.
This key milestone has been
achieved thanks to the trust-based relationship
built over time with our Indian
partner, and the excellent collaboration
and continuous efforts of the EDF and NP-
CIL teams. This is yet another significant
step towards the materialization of this
flagship project for our great nations, and
the establishment of a long-term partner-
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Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
ship in the civil nuclear field between both
our leading nuclear industries. As a leader
in low-carbon energy solutions and the
world‘s largest nuclear operator, we are
proud to support India in this major project,
which illustrates the Indian government‘s
determination to achieve 40% CO 2 -
free energy in its mix by 2030, and which
resonates perfectly with the Group‘s company
purpose.”
*Estimate based on a typical carbon dioxide
emission for a coal-fired plant,
equivalent to 1000g CO 2 /kWh. Based on
the average Indian energy mix AIE 2017,
the emissions avoided would be equal to
53 Mt CO 2 /year.
LL
www.edf.com (211801525)
EDP: PivotBuoy floating wind
platform prepares the start of
production tests
EDP: PivotBuoy floating wind platform prepares the start of production tests (Image: EDP).
(edp) EDP participates in a European consortium
that is promoting an innovative
project for the production of clean energy.
Platform will be tested on the high seas, off
the Canary Islands.
The PivotBuoy floating wind platform has
already arrived in the Canaries, after having
successfully completed the assembly
phase, and is now preparing to leave for the
high seas, where it will start testing energy
production. EDP is one of the partner companies
of the European consortium that is
developing this pilot project, led by X1
Wind, and which also has the participation
of DNV, INTECSEA, ESM and DEGIMA and
with the involvement of the research
centers WavEC, PLOCAN and DTU.
With the main objectives of testing and
dimensioning, in a real environment, an
innovative floating structure for the offshore
production of wind power, PivotBuoy
intends to demonstrate that it is possible to
reduce the energy production cost by up to
50%. To this purpose, a system was created
on a 1: 3 scale, to be tested in the Atlantic
Ocean, in the offshore testing center of
PLOCAN, the Canary Ocean Platform.
Like WindFloat, the floating wind farm off
the coast of Viana do Castelo (which came
into operation last year), PivotBuoy aims to
develop a technology that enables offshore
wind production in deep waters, using a
floating solution. In these two cases, the
systems are substantially different, but both
rely on semi-submersible technology on
their platform. On the other hand, this new
solution has the peculiarity of being totally
passive, running around a single mooring
point (the so-called single-point mooring
system) and positioning itself in the direction
of the strongest wind direction.
The PivotBuoy project also seeks to simplify
the logistics chain associated with the
transport and installation of devices at sea,
using smaller and less expensive vessels
and betting on maximizing the number of
operations on land. This innovative solution
also aims to substantially reduce the
quantities of materials to be used on these
platforms, reinforcing the environmental
advantages of these solutions for the production
of clean energy. In addition, by reducing
the weight per installed capacity
(tons per MW), it reinforces the cost reduction
potential of this technology.
The NEW vision for future technology
EDP, through NEW, the research and development
center of the EDP group, focuses
its participation in the project, leading the
work package related to the evaluation of
the cost of energy production of this technology,
the socio-economic impact and the
exploitation plan. Applying the perspective
of a possible end user to the project as a
whole, NEW seeks to assess the technical
and economic viability of PivotBuoy, on a
commercial scale, in the emerging floating
wind power market. This work contributes
to reinforcing the company‘s commitment
as a leader in the energy transition, investing
in renewable generation technologies,
contributing to achieving the carbon neutrality
goals and fulfilling the ambition of
being a 100% green company by 2030.
The choice of the Canary Islands Ocean
Platform to test this technology, is mainly
due to the characteristics of the ocean floor
that are the most appropriate for the type
of anchorage that will be made in this
demonstration project (anchoring by gravity).
The platform is also equipped with
infrastructures that allow for the energy
transport cable to be directly connected
here, which is another factor that contributed
to this choice.
The PivotBuoy concept, developed by X1
Wind, was tested in the laboratory - When
testing in a real environment, the project
will also validate more critical issues related
to assembly, installation, operation and
maintenance techniques.
PivotBuoy is an innovation project financed
at four million euros by the European
Commission‘s H2020 Program.
LL
www.pivotbuoy.eu
www.edp.com (211801531)
EDP collaborates in the world‘s
first best practice guide for
floating solar projects
• International working group brought
together 24 major energy companies,
including EDP. The goal is to define the
most efficient and sustainable practices
for floating solar parks.
(edp) EDP is the only Portuguese company
in the international working group that has
defined the first global guide to best
practices for the creation and development
of floating photo-voltaic solar projects. The
group - led by DNV, a consultant specialized
in energy and active in more than 100
countries - has 24 major organizations working
in this energy area, among which are
companies such as EDF, Total, RWE, Acciona,
Equinor and Statkraft.
The energy produced from solar panels
installed in floating structures, such as reservoirs
or lakes, is a developing technology
in several countries and with strong potential
for the production of clean energy,
mainly in areas where there is a shortage of
land available to install. Although it is a
promising technology, there are still a
number of complexities associated with its
installation, development and management
that motivated the creation of this
document of “good practices.”
14

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Using the knowledge and experience that
companies like EDP hold in this area, several
recommendations were then defined that
help the promoters of floating solar parks to
develop their projects with maximum efficiency
and minimal environmental impact.
The guide, published this week, recommends
best practices to follow at all stages
of a project, from the location and design of
a solar plant, to technical issues such as
electrical safety, anchoring and mooring of
floating platforms, water quality monitoring
and environmental activities.
EDP is one of the world‘s pioneers in the
floating solar, having developed a pilot project
in Europe at the Alto Rabagão reservoir
in Montalegre, in a location chosen to
test the production of energy in the most
adverse conditions (as a deep vale with
rocky ground and significant variations at
the river levels). With 840 photo-voltaic
panels (about 220 kW), which occupy
2,500 m2 of the water mirror, this pilot
unit was built in 2016 and has successfully
tested the complementarity between solar
energy and water, as well as the environmental
advantages of this new technology.
Given the good results of the project in
the north of the country, EDP is now planning
the installation of a new floating solar
plant at Alqueva‘s reservoir in Alentejo,
with close to 12,000 panels (about 4000
kW). Once again, the objective is to ensure
the production of renewable energy, combining
solar with hydro-power, and reuse
existing infrastructure (such as connection
to the distribution network), always in line
with environmental and sustainability
standards.
On a global scale, this technology is gaining
in size. In 2015, the capacity of floating
solar energy was of only 10 MW, but it accelerated
significantly in recent years - by
the end of 2020, it already totaled 2 GW
and, by 2025, the estimate is that solar projects
could reach a total capacity of 10 GW.
LL
www.edp.com (211801533)
EDP presents investment of
470 million in Asturias for the
energy transition
• The plan includes the first floating wind
farm in Spain for Asturias and Soto de
Ribera as the green battery of the
region. It also promotes projects related
to green hydrogen and energy storage.
(edp) EDP accelerates the energy transition.
The company, which aims to be 100%
green in 2030, announces the first floating
wind farm in Spain for Asturias and promotes
projects related to green hydrogen
and energy storage in the Principality.
These are EDP‘s plans for the autonomous
community, where it wants to contribute
decisively to promoting the generation of
100% renewable energy and favoring industrial
decarbonization.
The plans of the company, which has its
main center for all Spain in Asturias, have
been presented to the President of the Government
of the Principality of Asturias,
Adrián Barbón, by the top managers of energy
in Spain, its president, Manuel Menéndez,
and its CEO, Rui Teixeira.
The directors of the company have presented
to the Asturian president EDP‘s commitment
to the region, where it has been
developing its activity for 20 years, boosting
the economy and generating quality
employment. Now, in the midst of the energy
transition, the company wants to reinforce
its leadership with ambitious projects
related to this transition, associated with
million-dollar investments in which the
support of the administration is key.
EDP has ambitious energy transformation
plans for Asturias, where it could develop
projects worth 470 million euros,
mainly at its Soto de Ribera and Aboño
sites, as well as at the first floating wind
farm in Spain.
Soto de Ribera, the green battery
of Asturias
EDP‘s plans in Soto de Ribera, for which
group 3 has already requested closure authorization,
also involve renewable energies.
The company could turn this site into a
reference center for the storage of renewable
energy and new uses of green hydrogen.
With regard to renewable generation,
EDP has already started the processing of a
mini-hydraulic power plant with hydroscrews
that would take advantage of the
waters of the Nalón, as it passes through
the plant. This installation will be added to
a photo-voltaic park that the company
plans to start on the site‘s grounds.
The renewable energy generated by both
facilities would be poured into the grid to
meet demand. It would allow the production
and storage of green hydrogen, and
the surplus would be stored in two types of
batteries: Lithium Ion and a combination
of RedOx and second-hand batteries - for
example, of vehicles. In addition, EDP is
working on various other projects for the
storage of liquid air to generate electricity.
As for the new uses of green hydrogen,
the company proposes different projects. It
plans to build a hydrogeneration station
-hydrogen gas station- with the aim of contributing
to the decarbonization of passenger
and freight transport; it will promote
the decarbonization of the surrounding
industries; and it will carry out tests in
combined cycles, in a scenario that would
facilitate the replacement of natural gas
currently used by green hydrogen.
Aboño, valley of green hydrogen
The Aboño thermal power plant has been,
for almost 50 years, a guarantee for the stability
of the electricity supply of Asturian
industry. EDP‘s plans include maintaining
this role in the energy transition.
The company, which has announced that
it will stop producing with coal in 2025,
plans to convert this strategic location into
the Asturian valley of green hydrogen. The
technical and market knowledge and the
privileged geographical location of the facility
would guarantee the production and
supply for the Asturian electricity and
green hydrogen industry necessary in its
manufacturing processes.
EDP contemplates the start-up of a photovoltaic
park in the current Aboño facilities,
which, added to the floating offshore wind
farm that the company projects on the Asturian
coast and together with easy access
to water, electrical infrastructures and the
port of El Musel, would allow the necessary
production and storage of green hydrogen
in Aboño.
This green hydrogen could also replace
fossil fuels that are currently used to support
the energy use of iron and steel gases,
a waste that would otherwise be burned in
a flare and be emitted directly into the atmosphere.
Thanks to green hydrogen, this
condition of circular economy and energy
revaluation would be maintained.
LL
www.edp.com (211801530)
enercity: Einigungsvorschlag zum
Kohleausstieg in Hannover
• Stadt Hannover will bis 2035 möglichst
klimaneutral werden und rund 800.000
Tonnen Kohlenstoffdioxid einsparen
• enercity unterstützt Vorhaben und
strebt schnellstmögliche Stilllegung des
Kohlekraftwerks Stöcken an
• Stadt und enercity stellen allein bis
2023 insgesamt 35 Millionen Euro für
CO 2 -mindernde Maßnahmen zur
Verfügung
• enercity-Chefin Zapreva: „Wollen die
Wärmewende nicht nur für, sondern
auch mit den Menschen gestalten“
(enercity) Raus aus der Kohle: Die Stadt
Hannover will die Energiewende vorantreiben
und bis 2035 möglichst klimaneutral
sein. Dem Kohlekraftwerk Stöcken kommt
dabei eine Schlüsselrolle zu. Deshalb soll
es so schnell wie möglich vom Netz gehen
− dieses Ziel strebt auch Betreiber enercity
an. In der aktuellen Diskussion über die
Abschaltung des Kraftwerks liegt nun ein
Vorschlag für eine Vereinbarung auf dem
Tisch, der den Ratsgremien und den Mitgliedern
des Bürger*innenbegehrens „hannover
erneuerbar“ zur Beratung vorgelegt
wird. Das teilt Oberbürgermeister Belit
Onay mit.
Demnach erklärt sich Energiedienstleister
enercity bereit, nachprüfbar so früh wie
möglich das Kohlekraftwerk stillzulegen –
angestrebt wird das Jahr 2026. Ein weiterer
Kernpunkt des Vorschlags ist, dass die
Stadt und enercity für die Jahre 2021 bis
2023 den Menschen in Hannover insgesamt
35 Millionen Euro zur Verfügung stel-
15

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
len, um CO 2 -mindernde Maßnahmen zu
finanzieren. Dazu zählen eine Initiative
zum Ölheizungstausch, eine Anschlusspflicht
für bisher fossile Heizanlagen ans
Fernwärmenetz (bei Neubauten oder Anlagentausch
bei Bestandsbauten), eine
Heizungseffizienz-Offensive sowie der
Plan, den ersten Block im Kohlekraftwerk
nach Möglichkeit ein Jahr früher als geplant,
also 2024, stillzulegen. Mit diesem
Bündel an Maßnahmen soll es gelingen,
bis 2035 rund 800.000 Tonnen Kohlendioxid
einzusparen. Dies entspricht mehr als
der Hälfte des CO 2 -Ausstoßes für das Kohlekraftwerk
in seiner bisher geplanten
Laufzeit bis 2030. Die Vereinbarung sieht
ferner vor, dass der Oberbürgermeister einen
Beirat mit Teilnehmer*innen vom Bürger*innenbegehren,
der Stadtverwaltung
und von enercity einberuft, um für alle Beteiligte
Transparenz über die Umsetzung
vereinbarter Maßnahmen herzustellen.
„Intensive und konstruktive Beratungen“
Für die Landeshauptstadt haben neben
dem Oberbürgermeister die Wirtschaftsund
Umweltdezernentin Sabine Tegtmeyer-Dette
sowie Finanzdezernent Dr.
Axel von der Ohe den Einigungsvorschlag
mit der enercity AG sowie mit Vertreter*innen
des Bürger*innenbegehrens
„hannover erneuerbar“ verhandelt. „Die
Beratungen waren intensiv und sehr konstruktiv“,
wie Belit Onay betont. „Alle Beteiligten
einte das gemeinsame Ziel, den
Kohleausstieg so schnell wie möglich zu
vollziehen, um einen wirksamen Beitrag
für mehr Klimaschutz zu leisten. Dieser
Kompromissvorschlag verbindet das Notwendige
mit dem Machbaren. Die Landeshauptstadt
macht vor, wie der Kohleausstieg
und eine klimafreundliche Wärmeversorgung
auf kommunaler Ebene gelingen
können. Wir schlagen vor, dafür die
erforderliche Anschubfinanzierung zu
leisten. Ich setze darauf, dass dieser Kompromiss
tragfähig ist.“
„Von dem Bündel an Maßnahmen profitieren
unsere Kundinnen und Kunden heute,
aber vor allem die Generationen von
morgen. Diese tragfähige Lösung war möglich
durch offenen und konstruktiven Dialog
und genau diesen wünsche ich mir
auch mit den Bürgerinnen und Bürgern in
Hannover im Rahmen der Genehmigungsprozesse
für die 10 bis 14 neuen Anlagen,
die in den kommenden Jahren gebaut werden.
Für uns ist und bleibt wichtig, die
Wärmewende nicht nur für die Menschen,
sondern auch mit den Menschen zu gestalten
− und zwar nachhaltig, leistbar und
zuverlässig“, sagt enercity-Vorsitzende Dr.
Susanna Zapreva.
Die vorgelegten Maßnahmen sind auch
deshalb für die Bürger*innen der Landeshauptstadt
von hoher Bedeutung, weil
durch den CO 2 -Preis die Kosten für Heizöl
und Erdgas kontinuierlich steigen werden.
Die Orientierung auf Fernwärme und
Wärmepumpen als Alternativen fördert damit
genau die Wärmeträger, die in Zukunft
für die Verbraucher*innen preiswerter sein
werden.
„Finanzielle Unterstützung von Bund
und Land notwendig“
Wenn alle Beteiligten dem Kompromiss
zustimmen, wird er durch einen Beschluss
des Rates sowie durch einen Vertrag zwischen
enercity und der Landeshauptstadt
in einen rechtsverbindlichen Rahmen
überführt. Nach dem Ratsbeschluss wird
das Bürger*innenbegehren „hannover erneuerbar“
keine weiteren Unterschriften
mehr sammeln und bei der Landeshauptstadt
einreichen. Die Initiative hatte sich
im Januar 2021 mit der Forderung gegründet,
in der Satzung von enercity verbindlich
festzulegen, dass das Kohlekraftwerk
in Stöcken schon 2026 abzuschalten ist
und möglichst bald auch auf Gas zu verzichten.
„Wir freuen uns sehr darüber, dass ein
Einigungsvorschlag erreicht wurde, mit
dem der Ausstieg aus der Kohleverbrennung
nun blockweise für 2024 und 2026
angestrebt wird und zugleich noch weitere
Maßnahmen anderer Bereiche der Wärmewende
voranbringen sollen. Es ist
großartig, dass dieses Ziel nun mit aller
Kraft vorangetrieben werden könnte –
und zwar gemeinsam. Es wäre ein großer
Erfolg für den Klimaschutz in Hannover,
wenn es gelingen würde, eine so breite Basis
zu schmieden für diese wichtige Weichenstellung
auf dem Weg Richtung Klimaneutralität
der Landeshauptstadt in
2035“, sagt Johanna Gefäller von hannover
erneuerbar.
„Wie schnell die Landeshauptstadt aus
der Kohle aussteigt, hängt auch davon ab,
wie aufwändig die Grundstückssuche und
die Genehmigungsverfahren für Ersatzanlagen
sind und ob es absehbar finanzielle
Unterstützung vom Bund oder vom Land
für die Umstellung auf alternative Energien
gibt“, erklärt Belit Onay. Der Kohleausstieg
in Hannover kostet einen dreistelligen
Millionenbetrag, allein enercity investiert
mehr als 500 Millionen Euro.
Erst vor wenigen Tagen hatte Hannovers
OB ein Schreiben an das Bundeskanzleramt
mit der Forderung gerichtet, der Bund
müsse die Kommunen bei der Energiewende
stärker unterstützen.
LL
www.enercity.de (211801542)
eine: Meilenstein der
Energiewende in Chemnitz:
Motoren für neue eins-
Heizkraftwerke sind da
(eins) Die Umgestaltung der Energieerzeugung
in Chemnitz durch eins hat bereits
seit einigen Jahren Fahrt aufgenommen –
in den letzten Wochen sogar im wahrsten
Sinne. Seit Anfang März 2021 wurden die
im Bau befindlichen Motorenheizkraftwerke
(MHKWs) in Altchemnitz auf der Südstraße
und am Standort Nord auf der Blankenburgstraße
mit hochmodernen Gasmotorenmodulen
bestückt.
„Wir sind sehr glücklich, dass nun alle
zwölf Module angeliefert sind. Für uns ist
das ein wahrer Meilenstein in der Chemnitzer
Energiewende“, freut sich Roland Warner,
Vorsitzender der eins-Geschäftsleitung,
beim Pressetermin am 18. Mai. Dort
wurde auf dem Kraftwerksgelände Nord
der letzte Motor von MAN Energy Solutions,
die als Generalunternehmer für Planung,
Errichtung und Inbetriebnahme der
beiden Motorheizkraftwerke verantwortlich
sind, vor das Gebäude gerollt. Alle anderen
Module wurden bereits in ihren Bestimmungsort
eingebracht.
Bis Ende 2022 sollen die beiden neuen
Motorenheizkraftwerke in Betrieb gehen
und damit die Voraussetzung für den Kohleausstieg
schaffen. Mit den beiden MH-
KWs gestaltet eins die Energieerzeugung
zukünftig noch umweltschonender und
deutlich flexibler. Die mit Methan betriebenen
MHKWs können Erdgas, Biogas, synthetisches
Gas und bis zu 20 Prozent Wasserstoff
im Gasgemisch verbrennen.
„Wir freuen uns sehr, dass wir zur emissionsarmen
Strom- und Wärmeversorgung
der Stadt Chemnitz beitragen können“,
sagt Dr. Uwe Lauber, Vorstandsvorsitzender
bei MAN Energy Solutions. Und weiter:
„Gasbetriebene Kraftwärmekopplungs-Anlagen
sind eine wichtige Brückentechnologie
für eine erfolgreiche Energiewende.
Denn Gasmotoren-Kraftwerke sind mit Gesamtwirkungsgraden
jenseits der 90 Prozent
hocheffizient und emissionsarm. Die
Motoren können zudem perspektivisch für
den Betrieb mit klimaneutralem, synthetischen
Erdgas aus Wasserstoff ertüchtigt
werden, sobald dieses zur Verfügung
steht.“
Am Standort Heizkraftwerk Chemnitz
Nord entsteht ein Motorenheizkraftwerk
mit insgesamt sieben Motormodulen, einer
thermischen Leistung von circa 80 MW
und einer elektrischen Leistung von circa
88 MW. Das typgleiche Motorenheizkraftwerk
in Altchemnitz wird aus fünf Modulen
bestehen und erreicht eine thermische
Leistung in Höhe von mindestens 55 Megawatt
und eine elektrische Leistung von
etwa 63 MW.
16

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Herzstück der Anlagen sind 12 riesige
Motorenmodule bestehend aus Motor, Generator
und Turbolader. Allein die Motoren
wiegen jeweils 100 Tonnen und haben
Maße von 8,6 Metern Länge, 3,60 Metern
Breite und 4,20 Metern Höhe. Geliefert
wurden sie logistisch herausfordernd einzeln
auf Schwerlasttransportern, deren Gesamtlänge
bei fast 38 Metern, einer Breite
von 3,60 Metern und 4,40 Metern Höhe
lag. Bei einer einzelnen Motoranlieferung
rollten sage und schreibe 179 Tonnen über
die Straßen.
LL
www.eins.de (211801549)
EnBW: Maschinenrevision im
Wasserkraftwerk Hirschhorn steht
kurz vor ihrem Abschluss
• Neue Turbine in Kürze einsatzbereit
(enbw) Die Neckar-AG hat ihre Revisionsarbeiten
im Wasserkraftwerk Hirschhorn
so gut wie abgeschlossen. Damit geht ein
vierjähriges Projekt zu Ende, in dessen Verlauf
die beiden Turbinen mitsamt Getriebe
und Generator komplett demontiert, überholt
und wieder eingebaut wurden. Bei der
Gelegenheit war die zweite Maschine beim
Hersteller in Herbrechtingen so umgebaut
worden, dass das Gefahrenpotenzial für Fische
erheblich reduziert ist. Außerdem
wurde im Zuge der Arbeiten die Elektround
Leittechnik erneuert.
Blick aus dem Saugschlauch auf das Herzstück
der Turbine, das neue Laufrad mit ca. 3 m
Durchmesser (Bild: EnBW/C. Schnabel)
Aufmerksame Beobachter werden bemerkt
haben, dass die Einlaufschütze der
wehrseitigen Turbine in den zurückliegenden
Tagen zeitweise wieder geöffnet waren
und Wasser in die Turbinenkammer einließen.
Seit Ende April ist dort die so genannte
nasse Inbetriebnahme der zweiten Turbine
durchgeführt worden. So bezeichnen
die Fachleute die Inbetriebnahme unter
realen Bedingungen zur Kontrolle des korrekten
technischen Betriebs. Dabei wird
die neu überholte Maschine zum ersten
Mal mit Wasser betrieben. Der Test ist insgesamt
erfolgreich verlaufen. In den kommenden
Tagen werden jetzt nur noch letzte
Feinjustierungen vorgenommen. Die Arbeiten
sollen noch im Laufe dieses Monats
abgeschlossen werden.
Technisch ist dann alles bereit für die
Wiederaufnahme einer treibhausgasfreien
und regenerativen, dezentralen Stromerzeugung.
Fehlt nur noch das Okay
vom Regierungspräsidium Darmstadt. Die
bisherige Betriebserlaubnis für das Wasserkraftwerk
Hirschhorn war zum Jahresende
2020 ausgelaufen. Aktuell arbeiten
die Ingenieure der EnBW gemeinsam mit
dem Umweltbereich des Unternehmens
und externen Fischökologen mit Hochdruck
an der Beantwortung zusätzlicher
Detailfragen, welche die Behörde zur abschließenden
Beurteilung des Hauptantrags
von Oktober 2020 ergänzend gestellt
hat. Es dürfte aber unwahrscheinlich
sein, dass eine Betriebserlaubnis noch im
ersten Halbjahr dieses Jahres erteilt wird.
Solange steht das Kraftwerk noch – quasi
in den Startlöchern.
Das Wasserkraftwerk Hirschhorn wird von
der Neckar AG, einem 82-prozentigen Tochterunternehmen
der EnBW, betrieben und
unterhalten. Die Anlage stammt aus den
1930er Jahren und verfügt über zwei Maschinen.
Eine Erneuerung der Maschinensätze
in der Wasserkraftanlage wurde in den
1990er Jahren durchgeführt. Mit einer installierten
Leistung von fünf Megawatt liefert
die Anlage Strom aus erneuerbarer Energie
für rund 7.000 Haushalte jährlich.
LL
www.enbw.com (211801553)
ENGIE puts forward a decarbonization
metric and makes it public,
innovating in the service of
companies and the public sector
(engie) ENGIE has developed a robust methodology
to objectively measure the
decarbonization of both the private and
public sector. Fulfilling a need for standardization
and shared in the public domain,
this innovation will boost and develop the
market for decarbonization products and
services.
ENGIE offers products and services that
allow its clients to reduce their carbon footprint.
Today, carbon performance has an
economic and environmental value, and
this initiative aims to quantify it objectively.
To this end, the Group has developed a
methodology based on its experience in
the decarbonization of its clients, both
public and private. This tool complements
and goes beyond the concept of carbon
footprint. ENGIE’s aim is for this metric to
be directly usable by the widest possible
range of players. By providing quality information,
it will help to boost the emerging
decarbonization market. By clearly
demonstrating the creation of economic
and environmental value, it will be a factor
in increasing investment and innovation.
To meet this need, ENGIE has identified 6
major guiding principles for such a measurement
system and has produced a detailed
guide. The Group – supported by
experts from the business world and civil
society, such as SUEZ, Entreprises pour
l’Environnement (EpE), the Solar Impulse
Foundation, the World Business Council
for Sustainable Development (WBCSD) – is
now sharing this tool in the public domain
so that it can serve as a starting point for a
future international standard, intended to
become the common measurement system
for decarbonization.
“With this jointly-developed tool, we are
laying the foundation for a common measurement
system that will, I hope, become a
cross-sectoral and international standard.
We are now calling on other companies
and organizations that share our conviction
to join this initiative. In 2020, ENGIE
already contributed to avoiding the emission
of around 20 million tons[1] of CO 2
through the application of its main decarbonization
products and solutions,” said
Cécile Prévieu, ENGIE’s Executive Vice
President in charge of client solutions.
To build on this initial work with experience
from other industries and civil society,
ENGIE is inviting all interested companies
and organizations to join this initiative. A
working group, named “Climate Value Accounting
for products, technologies and
services” co-founded by ENGIE, is being set
up within the WBCSD to broaden and scale
up the initiative through a collaborative
approach within different sectors.
LL
www.engie.com (211801559)
ESB and dCarbonX to partner on
green hydrogen storage
development
(esb) ESB and dCarbonX have signed a
Memorandum of Understanding for the
joint assessment and development of Irish
offshore green hydrogen subsurface storage.
This partnership represents another
milestone in Ireland’s emerging hydrogen
economy as part of its transition to a
low-carbon future.
Under this agreement, ESB and dCarbonX
will work together on licensing, environmental
studies, site selection, project
sanctioning, offshore infrastructure development,
commissioning and operations in
areas that are adjacent to ESB’s existing
and planned future infrastructure.
This partnership covers all subsea energy
storage offshore in Ireland and will also
support the creation of a proposed new
‘Green Hydrogen Valley’ centred around
the Poolbeg peninsula in Dublin, which
will enable green hydrogen production and
storage that can be used to decarbonise
heavy transport, shipping, industry and
power generation.
17

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
Padraig O’Hiceadha, ESB Strategy Manager,
Generation and Trading, said: “ESB
recognises that hydrogen produced from
renewable electricity will play a significant
role in the decarbonisation of many sectors.
To that end, we plan to use our existing
capabilities and future renewable
growth to become a leading player in large
scale renewable hydrogen production,
thereby enabling renewable electricity, in
the form of electrons or green molecules,
to meet the energy requirements of Ireland’s
future zero-carbon economy. We are
proud to partner with dCarbonX to develop
the many opportunities in this emerging
industry.”
Ireland’s clean energy transition requires
a balance of solutions which includes the
production of green hydrogen. When wind
farms produce more electricity than can be
used, the excess renewable electricity can
be converted into green hydrogen - without
producing greenhouse gas emissions -
and stored as a fuel to be later used for
when the wind isn’t blowing.
Tony O’Reilly, dCarbonX CEO, said: “The
large-scale underground storage of green
hydrogen is the critical element to Ireland
fully exploiting its significant indigenous
wind energy resources both for domestic
consumption and overseas export. Our
partnership with ESB leverages on our core
subsurface capabilities, offshore operating
expertise and project management skills to
deliver the required subsurface energy
storage solutions. We are excited to be
working with a company of the calibre of
ESB on this significant energy transition
project which is of Irish and European strategic
importance.”
The large-scale storage of green hydrogen
is a cornerstone of future low carbon, resilient
and reliable energy sectors. Storing
green hydrogen at scale in subsurface offshore
caverns is a safe and cost-effective
solution, enabling the large-scale deployment
of intermittent renewable energy
whilst also improving national security of
supply and reducing system energy losses.
LL
www.esb.ie (211801608)
www.dcarbonx.com
Eskom: Kusile Unit 3 achieves
commercial operation, bringing
half the project to completion
(eskom) Eskom is pleased to announce
that this week Unit 3 of the Kusile Power
Station achieved commercial operation
status. This brings to three the number of
generation units that have achieved commercial
status at the project, generating a
maximum 2 400MW to support the South
African power grid. Bringing the 800MW
unit to commercial status means construction
activity has come to an end on half the
eMalahleni, Mpumalanga project.
The achievement of this milestone follows
two years of rigorous testing and optimisation
since the unit was first synchronised
into the national grid in April 2019.
This significant milestone marks the contractual
handover of the unit from the principal
contractors under the Group Capital
Build project unit to the Generation division.
“Bringing this unit to commercial operation
is a major milestone for Eskom and the
employees involved in the project, who are
working hard to ensure Eskom fulfils its
promise of bringing stability to the power
system,” said Bheki Nxumalo, Eskom’s
Group Executive for Capital Projects.
The construction, testing and optimisation
activities on the remaining three units,
some of which are currently providing intermittent
power to support the grid, are
progressing well.
Commercial Operation status is conferred
on generation units that have met
the requirements for full technical, statutory,
safety and legal compliance.
Eskom is proud of its team at Kusile who
have delivered this third unit with extreme
dedication, and working under challenging
conditions during periods of loadshedding
and the COVID-19 restrictions. Over the
years, the team has worked hard for long
hours together with execution partners to
ensure that testing activities are done thoroughly
and successfully.
Kusile is the first power station in South
Africa and Africa to use wet flue gas desulphurisation
(WFGD) technology. WFGD is
the current state-of-the-art technology
used to remove oxides of sulphur (SOx),
for example, sulphur dioxide (SO2), from
the exhaust flue gas in power plants that
burn coal or oil. Eskom is fitting WFGD to
the Kusile plant as an atmospheric emission
abatement technology, in line with
current international practice, to ensure
compliance with air quality standards and
its commitments to some of the funders of
the project.
LL
www.eskom.co.za (211801614)
EVN: Kleinwasserkraftwerk
Aspang – bewährte Tradition
seit 120 Jahren
• Seit 120 Jahren erzeugen die zwei
Francis Spiralturbinen
umweltfreundlichen und sauberen
Strom für rund 150 Haushalte in der
Region
(evn) Ein perfektes Beispiel für die lange
Lebensdauer von Wasserkraftwerken ist
das 1901 in Betrieb genommene Kleinwasserkraftwerk
Aspang. Seit 120 Jahren erzeugen
die zwei Francis Spiralturbinen
umweltfreundlichen und sauberen Strom
für rund 150 Haushalte in der Region – und
das rund um die Uhr.
Das Krafthaus – das Herzstuck des
Kleinwasserkraftwerks © EVN Veith
Niederösterreich hat eine große Tradition
in der Nutzung der Wasserkraft. Durch die
topografischen Gegebenheiten und die
Größe der niederösterreichischen Fließgewässer
sind in Niederösterreich hauptsächlich
Kleinwasserkraftwerke im Einsatz.
Diese sind eine wichtige Energiequelle für
Niederösterreich. „Kleinwasserkraftwerke
wie hier in Aspang leisten einen wichtigen
Beitrag zur regionalen Stromerzeugung
und den Klimaschutz“, erzählt EVN Sprecher
Stefan Zach. „Wenn man sich die historischen
Fotos des Kraftwerks ansieht und
mit den heutigen Aufnahmen vergleicht
erkennt man nur wenig Unterschiede. Ein
Beweis für die Beständigkeit dieser Form
der Energiegewinnung.“
LL
www.evn.at (211801625)
Bild 4: Die zwei Francis Spiralturbinen
erzeugen seit 1901 Strom aus
umweltfreundlicher Wasserkraft © EVN Archiv
18

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Fortum installs innovative battery
solution at Landafors hydropower
plant in Sweden
(fortum) In development collaboration,
Fortum, Volvo Cars and Comsys have created
an innovative battery solution that is
now being installed at Fortum’s Landafors
hydropower plant on the river Ljusnan in
Sweden. The solution will also use batteries
from plug-in hybrid cars and other batteries
to extend the life of the hydropower
turbines and the batteries themselves.
The purpose is to improve the ability to
offer fast frequency reserve regulation to
the power markets. The pilot also aims to
find out how much capacity the batteries
need to have left to function in this new
“second life” role, where response time is
so important.
Today the Nordic electricity market is primarily
balanced with CO 2 -free hydropower
production, which has the ability to regulate
electricity over the course of a few seconds
to several months. However, there is
sometimes a need in the power system for
faster and more flexible regulation than
what the hydropower plant’s turbines can
handle. This need will become more common
as more weather-dependent production,
primarily wind power, enters the system.
Using batteries that can react in milliseconds,
followed up by the turbines’ slower
build-up, will improve the hydropower
plant’s ability to meet these future demands
in the electric grid.
This is Fortum’s second pilot project using
batteries as energy storage at its hydropower
plant. In Landafors, a number of out-ofservice
batteries from Volvo Cars plug-in
hybrids are used. Even if the batteries no
longer have enough capacity to function in
a vehicle, they can still be useful in electrical
storage. A total of 48 batteries will be
connected with a combined storage capacity
and power of 1 MW/250 kWh. The solution
is developed and built by the power
electronics specialist Comsys, a cleantech
company in Lund, Sweden.
“Our goal is to use and test a variety of
modern battery solutions to improve the
functionality of our energy system. It is a
high priority for us,” says Toni Kekkinen,
Vice President, Hydropower at Fortum’s
Generation division.
“This solution of using batteries that no
longer serve their original purpose is an
important opportunity. Extending the life
of these batteries before their material is
recycled has major positive effects on both
the environment and the economy. It
strengthens renewable hydropower’s role
in the energy system.”
“Volvo Cars has big ambitions with regards
to the circular economy and we are
putting great effort in finding new business
models that enable us to maximise battery
usage over the course of their entire life cycle.
This project is in line with those objectives
and will offer us new insight about the
batteries’ lifespan and how they can be
used outside of our cars,” says Susanne
Hägglund, Head of Volvo Car Service Business.
To contribute to a sustainable battery value
chain and to lower the environmental
impact of batteries, Fortum also offers the
possibility to recycle lithium-ion batteries
and recover the scarce metals by applying
low-CO 2 recycling technology.
LL
www.fortum.com (211810836)
Fortum involved in testing valve
produced using 3D printing
technology in Olkiluoto
(fortum) Fortum and Teollisuuden Voima
Oy (TVO) carry out a joint test of the first
valve featuring a 3D printed housing at the
Olkiluoto nuclear power plant. The supplier
of the valve housing is Neles Finland
Oy. The valve is installed by TVO.
The 3D printed valve housing, as well as
any other 3D components available in the
future, provides us with an alternative in a
situation where the number of suppliers for
nuclear power plants is being reduced. This
gives us the possibility to produce a unique
component by printing it ourselves, explains
Life Cycle Management Engineer
Dino Nerweyi from TVO.
Fortum, for its part, wishes to contribute
to the possibility of utilising 3D printing in
the manufacture of safety-classified components
for nuclear power plants, in particular.
When a component no longer is directly
available from manufacturers, 3D
printing may offer significant cost savings,
says Design Engineer Tomi Räihä from Fortum.
According to Nerweyi and Räihä, both the
technology and knowledge of 3D materials
have evolved to a sufficient degree to allow
the use of 3D printing also in the nuclear
power industry. Field tests provide a lot of
valuable information on whether 3D printing
could be used in the future to produce
components with considerably shorter delivery
times.
The size of the valve housing 3D printed
for the project is 20 x 40 centimetres. The
printer itself is the size of an SUV.
LL
www.fortum.com (211810835)
HELEN: Gigantic heat caverns in
Mustikkamaa have now been
filled with water
• The filling of underground heat caverns
in Mustikkamaa with water has been
completed,.
(helen) Helen started to fill the heat caverns
with tap water in early December.
The filling of the caverns took more than
three months due to their enormous total
volume of 320 million litres. The caverns
have such a large capacity that filling them
from an ordinary kitchen tap would have
taken more than 50 years.
The current estimated temperature of the
water storage facility is about +30 degrees.
Slow heating of the bedrock has started,
and actual heating of water in the heat cavern
will start in April. The aim is to connect
the heat caverns into the current district
heating system of Helsinki in July.
The heat caverns balance the consumption
peaks in the district heating network
throughout the year. For example, waste
heat from waste waters and properties can
be stored in the heat cavern and released
for use as and when required. In future, the
temperature of the water in the heat cavern
will vary between +45 and +100 degrees
according to usage situation.
Helen is proceeding fast towards a carbon-neutral
future, and the underground
heat caverns are an important step on this
path. The use of old oil caverns as an energy
storage facility is a good example of
Finnish innovation that is unique even on a
global scale. The emission-free energy system
of the future is made up of many pieces,
and storage is an important element in
the system. The heat caverns support all
heat production forms, says Helen’s Director
Timo Aaltonen.
Carbon-neutral production is also currently
built at Helen’s heating and cooling
plant in Sörnäinen with the arrival of two
new heat pumps. A seawater heat pump
and a bioenergy heating plant are being
built in Vuosaari. The construction of the
geothermal heating plant in Ruskeasuo
will start this spring. Helen is also investigating,
for example, waste heat from the
Kilpilahti industrial area and extensive utilisation
of seawater heat pumps.
Facts
The heat contained in the water in the
Mustikkamaa cavern heat storage facility
corresponds to the heating of 25,000
one-bedroom apartments all year round.
Heat will not escape from the heat caverns
because the bedrock that is tens of metres
deep acts as an excellent insulator.
The rock caverns will decrease Helen’s
carbon dioxide emissions by 21,000 tonnes
per year.
LL
www.helen.fi (211801629)
19

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
Helen’s new wind power farm will
be built together with clients
(helen) As a result of an agreement signed
by the real estate asset management company
Sponda and Helen, 100% of the electricity
consumption of Sponda’s properties
will be covered with emission-free wind
power. The agreement supports Sponda’s
objective of carbon neutrality.
It is great that together with Sponda, we
can promote a carbon-neutral future. We
want to offer our customers services that
renew the energy sector. The Lakiakangas
3 wind farm is a good example of a solution
in which customers can buy wind power
also in larger shares of the power plant‘s
production. The model is already in use
when selling solar power; now we are also
bringing it into wind power, says Anu-Elina
Hintsa, Director of Sales and Customer
Service at Helen.
Wind power is one of the most
environmentally friendly way
to generate electricity
From 2022 onwards, the wind power
used by Sponda will be generated at Helen’s
new Lakiakangas wind farm, which
will be constructed in Ostrobothnia. The
agreement between Sponda and Helen
covers 50% of Sponda’s total electricity
consumption. The rest of the required electricity
will be obtained from other Nordic
wind farms. The electricity is ensured to be
generated by wind power through guarantees
of origin, which are issued to electricity
that is produced from renewable energy
sources.
Wind power is renewable and emission-free
energy, and it plays an important
role in the achievement of climate targets.
In addition, it contributes to domestic energy
self-sufficiency. As a major operator in
the real estate sector, we have the opportunity
and duty to support the work to mitigate
climate change. It is great that we can
advance the achievement of our sustainability
targets together with Helen, says
Pirkko Airaksinen, Sustainability Manager
at Sponda.
The new wind power agreement supports
Sponda’s goal of emission-free electricity
supply.
Facts
• Lakiakangas 3 will consist of 20 wind
turbines, with a power output of 86
MW.
• The foundation work started in summer
2020.
• Energy generated by the new wind farm
will be available to Helen’s customers in
2022.
LL
www.helen.fi (211801631)
Hauptversammlung: Mainova
investiert nachhaltig in die Zukunft
• Gutes Geschäftsergebnis 2020 in einem
außergewöhnlichen Jahr
• Sondereffekte wirken Auswirkungen
der Covid-19-Pandemie entgegen
• Mainova investiert bis 2025 eine
Milliarde Euro für ihre Kunden, die
Stadt Frankfurt und den Klimaschutz
• Oberbürgermeister Feldmann und
Vorstandsvorsitzender Dr. Alsheimer:
„Anspruch, erste Wahl für
Energielösungen zu sein“
(mainova) Anlässlich der virtuellen Hauptversammlung
der Mainova AG betonte der
Mainova-Aufsichtsratsvorsitzende und
Frankfurts Oberbürgermeister Peter Feldmann
die Leistungsfähigkeit des regionalen
Energieversorgers: „Mainova hat im
letzten Jahr trotz der großen Herausforderungen
durch die Covid-19-Pandemie mit
einem bereinigten Ergebnis (EBT) von 160
Millionen Euro ein historisch hohes Geschäftsergebnis
erzielen können. Der erneut
hohe Wertbeitrag für die Stadt Frankfurt
und die hohen Investitionen in die
Energieinfrastruktur kommen nicht zuletzt
den Bürgerinnen und Bürger zugute. Diese
außerordentliche Leistung des Frankfurter
Energieversorgers wurde ermöglicht durch
das große Engagement der mehr als 2.850
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, die rund
um die Uhr die Energie- und Wasserversorgung
über das mehr als 14.000 Kilometer
umfassende Leitungsnetz sicherstellen.
Die zuverlässige Versorgung Frankfurts mit
Energie und Wasser gewährleistet das dynamische
Wachstum unserer Metropolregion“,
sagte er bei seiner Begrüßung. „Unternehmen,
Anteilseignerinnen und Anteilseigner
und alle Bürgerinnen und Bürger
können sich auf Mainova verlassen.
Dies ist gerade in der aktuell schwierigen
Zeit von enormer Bedeutung.“
Mainova blickt auf ein außergewöhnliches
Geschäftsjahr 2020 mit großen Herausforderungen
zurück. Dieses schloss das
Unternehmen mit einem bereinigten Ergebnis
(EBT) von 160 Millionen Euro ab.
Belastungen aufgrund der Auswirkungen
der Covid-19-Pandemie und einer wärmeren
Witterung wirkten dabei vor allem
zwei positive Sondereffekte entgegen: der
Verkauf der Anteile an der Gas-Union
GmbH sowie die Neubewertung der Gaskraftwerke,
nachdem das Gaskraftwerk Irsching
im vergangenen Jahr wieder für den
Strommarkt produzieren konnte.
In seiner Rede hob der Mainova-Vorstandsvorsitzende
Dr. Constantin H. Alsheimer
das Engagement des Unternehmens
für seine Kunden, die Stadt Frankfurt
und den Klimaschutz hervor. Bis 2025 investiert
Mainova demnach eine Milliarde
Euro „für die Zukunftssicherheit, die Lebensqualität
und die Versorgungssicherheit
des Lebens- und Wirtschaftsraums
Frankfurt Rhein-Main. Das ist ein starkes
Bekenntnis zur Region und unterstreicht
unseren Anspruch, erste Wahl für Energielösungen
zu sein“, sagte Dr. Alsheimer.
Rund 300 Millionen Euro investiert das
Unternehmen allein für den Umbau des
Heizkraftwerks West von Kohle- auf Gasbetrieb,
der bis 2026 abgeschlossen sein soll.
Dr. Alsheimer: „Dabei wird nicht nur ein
mustergültiges und hocheffizientes Kraftwerk
entstehen, sondern es wird auch auf
den Einsatz von CO 2 -freien Gasen wie beispielsweise
klimaneutral erzeugtem Wasserstoff
vorbereitet sein. Wir vollziehen
damit den Ausstieg aus der Steinkohle
rund zwölf Jahre früher als aktuell von der
Bundesregierung vorgesehen“. Infolge der
Umrüstung können dann jährlich rund
400.000 Tonnen CO 2 gegenüber einem
Durchschnittsjahr eingespart werden.
Gleichzeitig kündigte Dr. Alsheimer an,
die zuverlässige und umweltschonende
Fernwärme vor allem im Frankfurter Osten
entlang der Hanauer Landstraße bis zum
Biomassekraftwerk Fechenheim weiter
auszubauen. Mit der künftigen Einbeziehung
von Biomasse, aber auch von Wasserstoff,
erneuerbaren Energien und Abwärme
in das Fernwärmesystem setze Mainova
„nicht nur technologisch, sondern auch
bezüglich des Klimaschutzes neue Wegmarken.“
Darüber hinaus kündigte der Vorstandsvorsitzende
an, die erneuerbaren Energien
weiterhin stark auszubauen. Für die Windund
Solarparks der Mainova war bereits
2020 ein besonders gutes Jahr mit dem bisher
besten Ergebnis in dem entsprechenden
Segment.
In diesem Zusammenhang verwies Dr. Alsheimer
auch auf die Wiederinbetriebnahme
des Gaskraftwerks Irsching, das er als „eines
der effizientesten Kraftwerke Europas und
herausragender Ermöglicher der Energiewende“
bezeichnete. „Von Beginn an haben
wir an dessen nachhaltigen Markterfolg geglaubt“,
erklärte Dr. Alsheimer.
Vor dem Hintergrund erneuerte Dr. Alsheimer
seine Kritik an der Fusion von RWE
und E.ON, gegen die Mainova vor dem Europäischen
Gericht klagt: „Mit dem RWE-E.
ON-Deal entsteht ein anorganisch gewachsenes
Oligopol aus nationalen Champions
mit marktdominanter Stellung. Dadurch
wird der faire Wettbewerb konterkariert –
verbunden mit erheblichen Nachteilen für
die lokalen und regionalen Energieversorger
und den Verbraucher“, betonte Dr. Alsheimer.
Als gutes und wichtiges Instrument lobte
er die Einführung des CO 2 -Zertifikatehandels
sowie das auf politischer Seite inzwischen
„sehr viel höhere Maß an Offenheit
für sämtliche Technologien zur Bewältigung
der Energiewende“. Dies zeige sich
zum Beispiel an der Förderung von Wasserstoff,
der für zahlreiche Einsatzbereiche
und als einer der wirtschaftlichsten Ener-
20

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
giespeicher prädestiniert sei. „Die Marktteilnehmer
sollten frei sein, die jeweils beste
und günstigste Technologie zur Erreichung
der energiepolitischen Ziele zu nutzen.
Wir sind überzeugt, dass dies zu
größtmöglicher Effizienz, Akzeptanz und
Geschwindigkeit bei der Reduktion der
Treibhausgase führt“, betonte Dr. Alsheimer
in diesem Kontext.
Ausblick
Insgesamt blickt der Vorstand der Mainova
positiv nach vorn, plant aber auch vor
dem Hintergrund der nicht absehbaren
Auswirkungen der Covid-19-Pandemie für
das laufende Geschäftsjahr mit einem bereinigten
EBT, das unter dem Niveau des
Vorjahres liegt.
Abschließend betonte Dr. Alsheimer:
„Wie auch immer sich die Pandemie entwickelt:
Die Mainova AG bleibt ein starker
Partner: für unsere Kundinnen und Kunden,
für unsere Anteilseignerinnen und
Anteilseigner, für die Region Frankfurt
Rhein-Main und für unsere Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter.“
Die Rede des Mainova-Vorstandsvorsitzenden
Dr. Constantin H. Alsheimer findet
sich im Internet unter
LL
www.mainova.de/
www.youtube.com/mainova.
(211801636)
Perspektiven für die Lausitz:
Energieunternehmen E.DIS,
enviaM und LEAG arbeiten künftig
bei Aus- und Weiterbildung in der
Region zusammen
(leag) Die Energieunternehmen E.DIS, enviaM
und LEAG stärken die Lausitz. Die
drei Gesellschaften haben eine Zusammenarbeit
bei der industriellen Aus- und Weiterbildung
in der Region beschlossen. Ziel
ist es, den notwendigen Bedarf an Fachkräften
gemeinsam in der Lausitz und für
die Lausitz zu sichern. Auf diese Weise wollen
die drei Partner einen wichtigen Beitrag
zur Stärkung und zum Erhalt des Industrie-
und Energiestandortes leisten und
die Weichen für eine attraktive und zukunftsfähige
Wirtschaftsstruktur stellen.
Die vereinbarte Kooperation hat drei
Handlungsschwerpunkte: erstens eine gemeinsame
berufliche Erstausbildung junger
Menschen, zweitens eine gemeinsame
Qualifizierung, Weiterbildung und Umschulung
von Mitarbeitern für den Einsatz
in neuen Beschäftigungsfeldern und drittens
eine gemeinsame mittel- und langfristige
Personalplanung.
Das Bündnis ist ausdrücklich offen für
weitere Partner. Unternehmen, die sich
dem Aus- und Weiterbildungspakt für die
Lausitz anschließen möchten, sind herzlich
eingeladen mitzuwirken.
Berufliche Erstausbildung
junger Menschen
Bei der beruflichen Erstausbildung junger
Menschen soll die vorhandene Ausbildungsinfrastruktur
künftig gemeinsam genutzt
werden. E.DIS verfügt in Brandenburg
an der Havel; enviaM in Falkenberg/
Elster und LEAG in Jänschwalde und
Schwarze Pumpe über eigene Ausbildungsstätten
in Brandenburg, die für die anderen
Unternehmen geöffnet werden. Im ersten
Schritt ist im Ausbildungsjahr 2021/2022
eine gemeinsame Ausbildungsklasse für
angehende Mechatroniker am Ausbildungsstandort
Jänschwalde der LEAG vorgesehen.
„Junge Menschen sind heute sehr viel heimatverbundener
als früher. Sie wollen in
ihrer Region leben und arbeiten und hier
etwas bewegen. Wir wollen ihnen als Energiewirtschaft
künftig gemeinsam noch attraktivere
Ausbildungsperspektiven in Berufen
bieten, mit denen sie die Energiewende
und den Klimaschutz vor Ort voranbringen“,
betont der scheidende enviaM-Personalvorstand
und Arbeitsdirektor
Ralf Hiltenkamp.
Eine wichtige Rolle spielt dabei die gemeinsame
Anpassung von Ausbildungsberufen
an die künftigen Bedürfnisse der
Energieversorgung insbesondere mit Blick
auf den jetzt verstärkt einsetzenden Strukturwandel
im Zuge des Kohleausstiegs bis
2038. Sie sollen noch besser an die Weiterentwicklung
der Energiewende von einer
Strom- zu einer Wärme- und Verkehrswende
und die dafür notwendige Digitalisierung
angeglichen werden.
„Die jungen Menschen von heute sind die
erste Generation der sogenannten Digital
Natives. Sie sind mit der Digitalisierung
groß geworden und wollen diese gestalten.
Sie sind damit wie geschaffen, den Wandel
der Energieversorgung voranzutreiben.
Denn hier ist Digitalkompetenz besonders
gefragt. Diese wollen wir durch die gemeinsame
Neuausrichtung unserer Ausbildungsberufe
gezielt fördern. Unser Anliegen
ist es, ein Lernumfeld zu schaffen, in
der unsere Fach- und Führungskräfte von
morgen ihre digitalen Fähigkeiten voll ausspielen
und so die Energiewelt von morgen
mitgestalten können“, unterstreicht die
künftige enviaM-Personalvorständin und
Arbeitsdirektorin Sigrid Nagl.
Qualifikation, Weiterbildung
und Umschulung
Der vereinbarte Kernenergie- und Kohleausstieg
führt zu einem grundlegenden
Wandel der Energiewirtschaft. Er verlangt
neue Qualifikationen und eine damit einhergehende
Weiterbildung und Umschulung
von Mitarbeitern für den Einsatz in
neuen Beschäftigungsfeldern. Auch dem
wollen die drei Energieunternehmen Rechnung
tragen. Die bestehende Weiterbildungsinfrastruktur
soll künftig verstärkt
gemeinsam genutzt und weiterentwickelt
werden. „Lebenslanges Lernen ist für die
Beschäftigten der Energiewirtschaft mehr
denn je ein Muss. Die Neuausrichtung der
Energieversorgung durch die Energiewende
zwingt jeden Einzelnen, sich ständig
weiterzubilden und sich bei Bedarf auch
umschulen zu lassen. Wir verfügen über
umfangreiche Qualifizierungsmöglichkeiten,
die wir gemeinsam allen Mitarbeitern
unserer Unternehmen zur Verfügung stellen
wollen, um sie so noch besser für die
Energiezukunft zu rüsten“, verdeutlicht
die E.DIS Personalvorständin Daniela
Zieglmayer.
Mittel- und langfristige Personalplanung
Die Neuausrichtung der Energiewirtschaft
macht außerdem eine mittel- und
langfristige strategische Personalplanung
erforderlich, welche die drei Energieunternehmen
künftig miteinander abstimmen
wollen. Unter anderem ist es das Ziel, für
die vom Kohleausstieg betroffenen Mitarbeiter
der LEAG neue Perspektiven und
eine Anschlussbeschäftigung im eigenen
Unternehmen oder in einem der Partner-Unternehmen
zu schaffen.
„Die LEAG ist ein modernes Energieunternehmen
im Umbau. Wir werden uns in
den nächsten Jahren mit einem wachsenden
Anteil erneuerbarer Energien, der digitalen
Steuerung und Vermarktung von
Energieerzeugungsanlagen sowie mit Infrastruktur-
und Servicedienstleistungen
breiter aufstellen. Dafür brauchen wir
hoch qualifizierte Mitarbeiter mit neuen
Spezialisierungen“, sagt der Personalvorstand
und Arbeitsdirektor der LEAG Jörg
Waniek.
„Unsere Ausbildung, der erst vor wenigen
Wochen von der IHK Cottbus erneut eine
exzellente Qualität bescheinigt wurde, ist
gut darauf vorbereitet, junge Menschen fit
für die Zukunft der Energiebranche zu machen.
Die Kooperation mit E.DIS und enviaM,
über die wir uns sehr freuen, ist aber
mehr als nur ein Ausbildungsverbund. Im
Zuge des Kohleausstiegs werden wir bei
LEAG zunehmend Beschäftigungsmöglichkeiten
in neu entstehenden Geschäftsfeldern
bieten. Durch die Partnerschaft mit
E.DIS und enviaM wird sich unseren jungen
Kollegen darüber hinaus die Chance
eröffnen, später hier in der Lausitz eine
Zukunft bei Unternehmen zu finden, die
ebenso wie wir bei LEAG für gute Arbeit
stehen“, so Waniek weiter.
Lob der Landesregierung
Die Zusammenarbeit der drei Energieunternehmen
bei der industriellen Aus- und
Weiterbildung in der Region wird auch von
der Brandenburger Landesregierung begrüßt.
„Das ist ein gutes Signal“, freut sich
Wirtschaftsminister Prof. Dr.-Ing. Jörg
Steinbach. „Die Zusammenarbeit hilft den
drei Unternehmen, vorhandene Synergien
effektiv zu nutzen. Die ungewöhnliche Kooperation
befördert zudem die Strukturentwicklung
in der Lausitz. Mit E.DIS, envi-
21

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
aM und LEAG schmieden Unternehmen ein
Bündnis für die Zukunft, die alle über umfangreiche
Kompetenzen und Erfahrungen
bei der Aus- und Weiterbildung verfügen
und in hohem Maße Verantwortung für
ihre Beschäftigten übernehmen.“
Positiv bewertet Steinbach zudem, dass
die drei Energieunternehmen gezielt Ausbildungsberufe
an die Bedürfnisse der zukünftigen
Energieversorgung anpassen
wollen. „Wenn die Energiewende ein Erfolg
werden soll, brauchen wir über die bisherige
Stromwende hinaus endlich auch
eine echte Sektorenkopplung mit den Bereichen
Wärme und Mobilität. Gut ausgebildete
Fachkräfte sind die Voraussetzung
dafür, dass dies gelingen kann. Mit der gemeinsamen
Neuausrichtung der Ausbildung
und gezielter Weiterbildung legen
die drei Unternehmen das Fundament für
die Gestaltung der Energieversorgung von
morgen.“
Großes Beschäftigungs- und
Ausbildungspotenzial
E.DIS, enviaM und LEAG beschäftigen aktuell
insgesamt rund 13.000 Mitarbeiter
und knapp 1.100 Auszubildende. E.DiS bietet
drei Ausbildungsberufe und fünf duale
Studiengänge; enviaM sieben Ausbildungsberufe
und vier duale Studiengänge
und LEAG acht Ausbildungsberufe und
zwei duale Studiengänge an. In vielen Ausbildungsberufen
und Studiengängen in
Brandenburg sind noch Plätze frei. Jugendliche,
die sich für eine berufliche Karriere
in der regionalen Energiewirtschaft
interessieren, können sich jederzeit bewerben.
Weiterführende Informationen sind
auf den Internetseiten der drei Energieunternehmen
zu finden.
E.DIS, enviaM und LEAG spielen für die
Energieversorgung in Brandenburg eine
wichtige Rolle. Sie sind an zahlreichen
Standorten angesiedelt und ein bedeutender
Wirtschafts- und Wertschöpfungsfaktor.
LEAG unterhält in der Region Braunkohlekraftwerke
und -tagebaue sowie Solaranlagen.
Mit der BigBattery Lausitz verfügt
der Konzern in Schwarze Pumpe über
den bislang größten Batteriespeicher Europas.
E.DIS und enviaM betreiben Strom-,
Gas- und Fernwärmenetze. enviaM ist darüber
hinaus für den Vertrieb von Energie
zuständig.
LL
www.leag.de (211801638)
LEAG setzt auf widerstandsfähigen
Waldmix in der Lausitz
• Frühjahrsaufforstung auf 141 Hektar
Reku-Flächen planmäßig abgeschlossen
(leag) Die seit Ende Februar laufende
Frühjahrsaufforstung der LEAG-Rekultivierung
in allen vier Lausitzer Tagebauen
sowie dem ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord
und künftigen Cottbuser Ostsee
kann wie geplant bei idealem feucht-kühlen
Wetter bis Ende April abgeschlossen
werden. Insgesamt wurden dabei 141 Hektar
mit insgesamt ca. 900.000 Bäumen bepflanzt,
davon etwa 30 Hektar im ehemaligen
Tagebau Cottbus-Nord, 12 Hektar in
Jänschwalde, 20 Hektar in Nochten, 49
Hektar in Reichwalde und 30 Hektar in
Welzow-Süd. Unterstützt werden die Rekultivierer
der LEAG dabei von regionalen
Landwirten und Partnerunternehmen, die
mit Pflanzmaschinen die Setzlinge in die
Erde bringen – immerhin etwa 6000 Pflanzen
pro Hektar.
Die Auswahl und die Verteilung der jungen
Bäume erfolgt nach einem genauen
Plan. Bodenkundler haben zunächst kartiert
und farblich dokumentiert, wie sich,
je nach Herkunft der Böden, deren unterschiedliche
Qualität verteilt. Entsprechend
der Bodenbeschaffenheit wird die Aufwertung
der Standorte durch Kalkung (Ziel ist
ein pH-Wert von 5,5), Düngung und Melioration
angepasst. Der Pflanzplan wird
schließlich mit der jeweiligen Forstbehörde
abgestimmt.
„Wir haben es hier oft mit Kippenböden
zu tun, die arm an Nährstoffen sind und
schlecht Wasser halten“, erklärt LEAG-Revierförster
Swen Andrick, der die Aufforstung
im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord
leitet. „Am besten kommen damit
Baumarten wie Kiefer, Birke und Aspe
zurecht. Die Aspe, also die Zitterpappel,
hat zudem den Vorteil, dass sie schnell aufwächst
und den anderen Bäumen als
Windschutz dient. Ihre Blätter reichern zudem
den Boden zusätzlich mit Humus an.“
Auf den etwas nährstoffreicheren Standorten
lassen sich auch gut Trauben-, Stielund
Roteiche ansiedeln. Auch die Hainbuche
oder die Linde können hier einen Platz
finden. Die Waldränder werden mit
Straucharten wie Haselnuss und Hundsrose
oder kleinwüchsigeren Bäumen wie der
Eberesche bepflanzt, unter anderem, damit
der Wind nicht frontal auf die späteren
Waldbestände trifft, sondern stufenweise
nach oben abgleitet und somit die werdenden
Waldbestände sturmsicherer macht.
„Weitere Pflanzungen in ähnlicher Größenordnung
werden wir im Herbst und im
kommenden Frühjahr auf den Rekultivierungsflächen
der Tagebaue wiederholen“,
erklärt Swen Andrick. „Wir setzen dabei
auf eine gesunde widerstandsfähige Mischung
gebietsheimischer Pflanzen mit
den besten Voraussetzungen, sich an dem
jeweiligen Standort gut zu etablieren.
Auch den Einfluss des Klimawandels auf
die Standorte haben wir berücksichtigt,
denn wenn wir heute einen Wald pflanzen,
tun wir das nicht für uns, sondern für die
Generationen, die nach uns kommen.“
Mit etwa 7.500 Hektar gehört die LEAG
zu den großen Waldbesitzern in Brandenburg
und Sachsen. Auf den Rekultivierungsflächen
der LEAG-Tagebaue wurden
bislang insgesamt 31 Millionen Bäume gepflanzt.
LL
www.leag.de (211801639)
Pflanzmaschine der Agrargenossenschaft Heinersbrück e.G. im Einsatz auf der
Rekultivierungsfläche im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord.
22

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
LEAG: 100 Tage Ostseeflutung ohne
Unterbrechung
(leag) In der aktuellen Flutungsphase des Cottbuser Ostsees
konnte dem See seit 100 Tagen unterbrechungsfrei Spreewasser
zugeführt werden. Dies ist damit die längste Flutungsdauer
am Stück für den Bergbaufolgesee, dessen Flutung am 13. April
2019 erstmalig startete. Zuvor konnte der Cottbuser Ostsee bereits
während drei Phasen geflutet werden. Die bislang längste
Flutungsphase dauerte 99 Tage und erstreckte sich vom 19. Dezember
2019 bis zum 26. März 2020. In der jetzigen vierten
Flutungsphase, die am 27. Januar 2021 begann, wurden bislang
rund 12,4 Millionen Kubikmeter Spreewasser eingeleitet.
Die Entscheidung über die wöchentliche Flutungserlaubnis
und das maximale Flutungswasserbudget trifft die Flutungszentrale
Lausitz, die dabei die vielfältigen Zusammenhänge
und Wechselwirkungen zwischen den Niederschlagsmengen,
dem für die Flutung nutzbaren Wasserdargebot in den Lausitzer
Flusseinzugsgebieten sowie den Sanierungs- und Baumaßnahmen
an den zukünftigen Seen im Lausitzer Seenland im
Blick hat.
VGB Workshop
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Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit
Schwerpunktthema Ölsystem und
Reinigung, Schwingungsanalyse
während des Dampfturbinenbetriebes
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1. und 2. September 2021
Bedburg
C
M
Y
CM
MY
CY
Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.
Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern
Möglichkeiten einer Analyse zu
Schwingungsereignissen – verursacht durch
Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und
Ölqualität – aufzuzeigen.
CMY
Spreewasser fließt am Einlaufbauwerk in Lakoma in den Cottbuser
Ostsee, Foto: LEAG
K
Der Wasserstand im Nordrandschlauch des Cottbuser Ostsees
betrug zum 30. April 2021 + 50,28 Meter NHN, der Zielwasserstand
des künftig 19 Quadratkilometer großen Ostsees liegt bei
+62,5 Metern NHN. Mitte der 2020er Jahre soll die Flutung
beendet sein. Dann wird das Wasservolumen im See 126 Millionen
Kubikmeter betragen. Neben Spreewasser füllt sich der
See zudem auch über das ihm zufließende Grundwasser. Das
Verhältnis wird mit Ende der Flutung bei etwa 80 Prozent
Spreewasser und 20 Prozent Grundwasser liegen.
LL
www.leag.de (211801640)
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-oil-pp@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-321
www.vgb.org
23
Neuer Termin!

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
EU-gefördertes Pilotprojekt
„INADAR“ zur ökologischen
Dammsanierung erfolgreich
abgeschlossen
Mehr Fisch- und Pflanzenarten an der Donau:
ODK, LEW Wasserkraft und weitere
Partner schließen das Pilotprojekt „IN-
ADAR“ zur ökologischen Dammsanierung
erfolgreich ab.
• Monitoring-Bericht bestätigt positive
Auswirkungen auf Flora und Fauna
• Projekt ist für LIFE-Awards der EU
nominiert
(lew) Den Hochwasserschutz verbessern
und gleichzeitig ökologisch wertvolle Lebensräume
für Tiere und Pflanzen schaffen
– dass diese beiden Ziele miteinander vereinbart
werden können, zeigt ein EU-gefördertes
Pilotprojekt an den Standorten der
Obere Donau Kraftwerke AG (ODK), unter
Koordination der LEW Wasserkraft GmbH
als Betriebsführer. Im Rahmen des Projekts
INADAR (Innovative approach for dam
restoration) hat LEW Wasserkraft zusammen
mit dem Kraftwerkseigentümer ODK
und weiteren Projektpartnern an der Donau
umweltfreundliche Alternativen für
die Dammsanierung und -erhöhung erprobt
und gleichzeitig Lebensräume für
Flora und Fauna geschaffen. Dazu wurden
an den Staustufen Oberelchingen und Offingen
auf einer Strecke von insgesamt einem
Kilometer sogenannte Öko-Bermen
eingebaut. Die Bilanz nach vier Jahren Projektlaufzeit
fällt positiv aus: Die Maßnahmen
haben den Lebensraum der dort heimischen
Tier- und Pflanzenwelt aufgewertet
und sorgen dafür, dass wieder mehr
Fisch- und Pflanzenarten im Fluss vorkommen.
Projekt für LIFE-Awards der EU nominiert
INADAR wurde von der Europäischen
Union im Rahmen des Programms LIFE gefördert.
Mit diesem Förderprogramm unterstützt
die EU Maßnahmen in den Bereichen
Biodiversität, Umwelt- und Klimaschutz.
Das Projekt INADAR hat damit
Vorbildfunktion für ähnliche Vorhaben in
Europa. Eine Fachjury wählte das Pilotprojekt
nun unter die 15 besten Projekte des
Jahres 2021 und nominierte es für die diesjährigen
LIFE-Awards der EU. INADAR ist
in der Kategorie Umwelt nominiert sowie
für den „Citizen‘s Award“, bei dem sich jeder
Interessierte an der Abstimmung beteiligen
kann.
www.lifeawards.eu/life-inadar/
Innovative Art der Dammsanierung
mit Öko-Bermen
Bisher war die Sanierung von Dämmen
mit erheblichen Eingriffen in die Natur verbunden.
Genau hier setzte das Projekt IN-
ADAR mit einer innovativen Art der
Dammsanierung an: Der Platz für den
Hochwasserschutz entsteht dabei nicht auf
der Landseite, sondern direkt am Ufer. Auf
diese Weise werden die angrenzenden Donauauwälder
geschont, der Flächenverbrauch
reduziert und der Uferbereich
gleichzeitig ökologisch aufgewertet.
Mehr Fisch- und Pflanzenarten
nachgewiesen
Bis Mitte letzten Jahres haben die Universität
Innsbruck und das Aueninstitut Neuburg
das Projekt evaluiert und dokumentiert.
Dabei haben die Wissenschaftler die
Auswirkungen auf die Umwelt ebenso untersucht
wie die Auswirkungen auf die
Dammstabilität und die Wirtschaftlichkeit
des Verfahrens. Die Bilanz des Projekts fällt
positiv aus:
Insgesamt haben die Projektpartner bei
der Umsetzung des Pilotprojekts zwei Hektar
neuen Lebensraum für Pflanzen und
Tiere geschaffen. Die Zahl der Fischarten
ist von acht auf 17 gestiegen – die Gesamtgröße
der Fischpopulation hat sich insgesamt
sogar verachtfacht. Bei Stichprobenuntersuchungen
im Stauraum Offingen
stieg die Anzahl der Fische von rund 170
vor dem Einbau der Öko-Bermen auf mehr
als 1.300 nach dem Einbau. Das zeigt, dass
die Strukturen der Öko-Bermen insbesondere
als Laich- und Rückzugsgebiete für
Jungfische die Strukturen genutzt werden.
Weiterhin konnten nach Abschluss des Projekts
unter anderem vier gefährdete Spezies
in den Öko-Bermen entdeckt werden:
Rapfen, Bachneunauge, Barbe und Bitterling.
Auch die Zahl der Pflanzenarten ist von
rund 15 auf bis zu 37 gestiegen, wobei die
Entwicklung noch nicht auf allen Flächen
abgeschlossen ist. Auch hier haben die Wissenschaftler
gefährdete Arten wie den Schmalblättrigen
Rohrkolben oder den Frühlings-Wasserstern
nachgewiesen, die vorher
kaum mehr vorkamen. Darüber hinaus
hat der Fluss durch die ökologische Ufergestaltung
auch an Attraktivität für Besucher
gewonnen, die jetzt wieder direkt am Uferbereich
verweilen können.
Effizienzsteigerungen
im baulichen Prozess
Die innovative Art der Dammsanierung
hat auch in der Bauphase ökologische Vorteile:
LEW Wasserkraft gestaltete die Dämme
beispielsweise mit eigenem Totholzund
Wurzel-Material, das sie aus früheren
Ausholzmaßnahmen gewonnen hatten.
Der Transport von zusätzlichem Material
entfiel größtenteils. Außerdem kam nur
wenig Beton zum Einsatz, der in der Herstellung
sehr energieintensiv ist. So war
der CO 2 -Ausstoß rund 45 Prozent geringer
als bei herkömmlichen Verfahren. Da
Dammsanierung und -erhöhung gleichzeitig
umgesetzt werden, ist das Verfahren
zudem besonders effizient. Dammstabilität
und Hochwasserschutz werden im selben
Maße gewährleistet wie bei herkömmlichen
Methoden.
Projekt mit europaweitem Vorbildcharakter
„Die enge wissenschaftliche Begleitung
war ein Kernelement des Projekts INADAR
und soll den Vorbildcharakter der Maßnahme
unterstreichen. Ziel des Projektes
ist schließlich auch, das Verfahren auf vergleichbare
Flüsse in Europa zu übertragen
und die Genehmigungsverfahren für solche
Maßnahmen zu vereinfachen. Mit den
positiven Erfahrungen und Ergebnissen
aus dem Pilotprojekt können wir Impulse
für eine nachhaltige Entwicklung der Wasserkraft
geben – weit über die Region hinaus“,
sagt Prof. Dr. Frank Pöhler, Geschäftsführer
von LEW Wasserkraft.
Europaweit eignen sich mehrere 1.000
Kilometer Flussstrecke für das ökologische
Dammsanierungsverfahren. Klassische Anwendungsgebiete
sind Staubereiche von
Kraftwerken, Schleusen oder Wasserstraßen.
Ablauf des Projekts und der
Baumaßnahmen
Bereits vor dem Start des Projekts IN-
ADAR wurde das Prinzip der Öko-Bermen
im Bereich der ODK getestet: Die Experten
haben zunächst an drei etwa 30 Meter langen
Musterstrecken an der Donau ökologische
Dämme angelegt und anschließend
eine mehrere hundert Meter lange Musterstrecke
bei Günzburg gebaut. Ab 2016 entstanden
dann die zwei Pilotstrecken von je
500 Metern Länge in den Staubereichen
der Donaukraftwerke Oberelchingen und
Offingen. In Oberelchingen wurde neben
der Sanierung auch die Dammerhöhung
mit der neuen Methode erprobt.
Die Baumaßnahmen gliederten sich im
Wesentlichen in zwei Abschnitte: In einem
ersten – technischen – Schritt wurde der
Damm verbreitert und auf der Wasserseite
mit Wurzelschutzmatten ausgestattet. Die
speziellen Matten haben eine Dichtungsfunktion
und schützen so die Dämme der
Staustufe. Anschließend wurden Kies und
Sedimente aufgeschüttet. Im zweiten
Schritt hat LEW Wasserkraft die ökologischen
Maßnahmen in Angriff genommen
und die Uferbereiche neugestaltet. Mit Hilfe
von Totholz, Kies und Wasserbausteinen
entstanden auf den Sedimenten naturnahe
Strukturen und damit wertvolle neue Lebensräume
für Tiere und Pflanzen. Nachdem
sich die Verbreiterung des Damms
gesetzt hatte, konnte der Damm erhöht
werden.
Öko-Bermen bereits in weiteren
Staubereichen umgesetzt
Nach den positiven Erfahrungen im Rahmen
des Projekts INADAR hat LEW Wasserkraft
das Verfahren bereits in anderen
Staubereichen an Donau und Lech eingesetzt.
Weitere Maßnahmen sind in Planung.
24

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Finanzierung und Projektpartner
Die Gesamtkosten für das Projekt IN-
ADAR betrugen rund 1,4 Millionen Euro.
Die EU unterstützte den ökologischen Teil
des Gesamt-Projekts INADAR mit 600.000
Euro. Die restlichen Kosten von rund
800.000 Euro trägt die Obere Donau Kraftwerke
AG (ODK), die Eigentümerin der
Kraftwerke in Offingen und Oberelchingen.
„Wasserkraft ist eine tragende Säule
der Energiewende. Sie ist umweltfreundlich,
ressourcenschonend, emissionsfrei
und vor allem sicher verfügbar. Die Dämme
und Deiche sind darüber hinaus wichtiger
Teil des Hochwasserschutzes“, sagt Dr.
Jörg Franke, Technischer Vorstand der
Obere Donau Kraftwerke AG und bei der
EnBW AG für die Stauanlagen zuständig.
„Um die Wasserkraft fit für die Zukunft zu
machen, sind Projekte wie INADAR ganz
entscheidend. Als Eigentümerin der Wasserkraftwerke
in Oberelchingen und Offingen
haben wir mit diesem Projekt Anlagensicherheit
und Ökologie optimal verknüpft.“
Am Projekt beteiligt waren neben LEW
Wasserkraft, der ODK, der Universität
Innsbruck und dem Auenistitut Neuburg
außerdem die Technische Universität München
und der VGB Powertech e.V. (Fachverband
der Strom- und Wärmeerzeuger).
LL
www.inadar.eu
cinea.ec.europa.eu
www.lew.de (211811622)
KKL: KKL geht für seine
Jahresrevision für gut fünf Monate
vom Netz
(kkl) Während der Jahreshauptrevision
2021 erneuert das Kernkraftwerk Leibstadt
den Kondensator und das Reaktorumwälzsystem.
Die Arbeiten werden voraussichtlich
155 Tage dauern.
Am Montag, 24. Mai 2021, ging das Kernkraftwerk
Leibstadt (KKL) in seine Jahresrevision.
Grund für die lange Abstellung ist
der Ersatz sowohl des Kondensators als
auch des Reaktorumwälzsystems.
Neuer Kondensator mit effizienteren
Komponenten
Der Kondensator ist der grösste Wärmetauscher
im KKL und im Maschinenhaus
direkt unter den drei Niederdruckturbinen
angeordnet. Er leitet die Wärme vom inneren
Reaktorkreislauf auf den äusseren
Kühlkreislauf mit dem Kühlturm. Mit einer
Länge von 22 Metern, einer Breite von 13,5
Metern und einer Höhe von 4,5 Metern ist
er so gross wie ein Ferienbungalow. Entsprechend
aufwändig sind die Demontageund
Montagearbeiten.
Dank der neuen, effizienteren Komponenten
steigt der Wirkungsgrad des Kondensators
und somit die elektrische Leistung
des Kraftwerks – bei gleichbleibender
Reaktorleistung – um rund 10 Megawatt.
Neue, drehzahlgeregelte
Reaktorumwälzung
Das zweite Modernisierungsprojekt betrifft
das Reaktorumwälzsystem, welches
die Zirkulation des Reaktorwassers im
Kern regelt. Anstelle der bisherigen Umwälzregelung
mit Regelventilen wird das
Umwälzsystem neu mit per Frequenzumrichter
betriebenen Motoren gesteuert.
Dieses neue System erlaubt eine hydraulisch
optimierte, effizientere Steuerung der
Umwälzung im Betrieb und vereinfacht das
An- und Abfahren der Anlage. Die zwei
neuen Motoren wiegen je rund 30 Tonnen
und die beiden Pumpen je rund 18 Tonnen.
Die beiden Frequenzumrichter sind jeweils
18 Meter lang und je 35 Tonnen schwer.
Im Rahmen der Jahreshauptrevision wird
das KKL 80 frische Brennelemente in den
insgesamt 648 Brennelemente fassenden
Reaktorkern einsetzen. Geplant ist zudem
die Fortführung von Erneuerungsarbeiten
an der Sicherheits- und Leittechnik. Weitere
Schwerpunkte der Revision sind Instandhaltungs-
und Inspektionsarbeiten
sowie wiederkehrende Prüfungen an Systemen
und Komponenten.
Über den gesamten Revisionszeitraum
von fünf Monaten verteilt werden bis zu
1000 externe Fachkräfte pro Tag auf dem
Kraftwerksareal anwesend sein. Um den
Abstand insbesondere beim Zutritt sicherzustellen,
arbeiten die Montageteams in 16
zeitversetzt startenden Schichten. Es gelten
wie schon im Vorjahr strenge Corona-Schutzmassnahmen
mit Abstandsvorschriften,
Maskenpflicht und Hygieneregeln.
Ergänzend werden dieses Jahr auch
Massentests durchgeführt.
LL
www.kkl.ch (211801644)
Ørsted and HOFOR enter into
agreement on green power for
groundbreaking hydrogen project
(orsted) Ørsted and HOFOR (Greater
Copenhagen Utility) entered into an agreement
that will secure green power for part
of the potential 1.3 GW Green Fuels for
Denmark project to produce sustainable
fuels in the Greater Copenhagen area.
As part of the agreement, Ørsted and HO-
FOR will work towards enabling Ørsted to
offtake the power produced at Aflandshage,
which is HOFOR‘s 250 MW offshore
wind farm project in the Oresund Strait. At
the same time, it has been agreed that HO-
FOR may place the offshore wind farm‘s
substation at the premises of Avedøre Power
Station. Together, Ørsted and HOFOR
will seek to realise both technical and trading-related
synergies between the two projects.
The future cooperation and the concrete
design of the link between the wind
farm and the PtX plant is subject to all regulatory
as well as grid connection matters
falling into place.
Provided that a framework is established
in Denmark promoting the development of
sustainable fuels, the power from Aflandshage
could enable parts of Green Fuels for
Denmark‘s second phase of 250 MW and
meet the power demand for the project‘s
first phase.
In addition to Green Fuels for Denmark,
the agreement on Aflandshage could potentially
also cover the power demand of
the electrolysis plant that will supply hydrogen
to DFDS‘s proposed hydrogen-powered
ferry between Copenhagen and Oslo,
if this project is realised.
Aflandshage is being developed, and subject
to regulatory approvals, HOFOR expects
the project to deliver first power in
2024/2025. The power can be brought onshore
at Avedøre Power Station, which is
owned by Ørsted, and where Green Fuels
for Denmark could be located.
Anders Nordstrøm, Head of Ørsted‘s hydrogen
activities, says: “The European ambitions
for renewable hydrogen and sustainable
fuels have increased dramatically
over the past year, mainly outside of Denmark,
but as a country, we can still play a
significant role in this part of the global
green transformation. Green Fuels for Denmark
is a large-scale flagship project ideally
suited to realising Denmark‘s great potential
as a producer of sustainable fuels
for heavy transport. The agreement with
HOFOR underlines the partnership‘s firm
belief that Green Fuels for Denmark can
contribute significantly to reducing greenhouse
gas emissions and create a new industrial
stronghold for Denmark.”
Jan Kauffmann, CFO of HOFOR, agrees.
He emphasises that the determining factors
for HOFOR have been the broad collaboration
on the green energy of the future
and the visionary coupling of sectors.
“If we‘re to succeed with the green transformation
of our combined energy supply,
it‘s important that major Danish players
work together on shared solutions. Not
least when it makes a lot of sense for both
parties. That‘s why we also see great potential
in this long-term agreement,” Jan Kauffmann
says, continuing:
“In my view, the next step will be to investigate
how the excess heat generated by
Power-to-X production can be incorporated
into the heating system in the Greater Copenhagen
area. At HOFOR, we see a strong
possibility for creating a stable supply of
district heating at a competitive price. Our
district heating system needs this, and at
the same time, we enter into a cooperation
with the largest possible impact on our climate
targets.”
The production of renewable hydrogen
and sustainable fuels has enormous potential
and can reduce carbon emissions from
the heavy transport sector significantly.
Sustainable fuels are more expensive to
produce than fossil-based fuels. To reduce
25

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
Avedøre Power Station, where the power from Aflandshage can be brought onshore.
the price, the production of sustainable fuels
must be matured and build-out at industrial
scale, and the costs must be reduced
- just as we have seen with renewable
energy technologies, such as offshore
wind, onshore wind, and solar PV over the
past decade. For this to be feasible, the industry
must join forces with governments
to create a framework that provides incentives
for private investments in large-scale
sustainable fuel production.
About Green Fuels for Denmark
Green Fuels for Denmark is Denmark‘s
most ambitious vision for the large-scale
production of sustainable fuels and has a
decarbonisation potential of 850,000
tonnes. Behind the project is a partnership
consisting of A.P. Moller - Maersk, DSV
Panalpina, DFDS, SAS, Copenhagen Airports,
and Ørsted.
Nel, Haldor Topsøe, and Everfuel have
partnered up on the first phase of GFDK
and on developing the second phase. In addition,
COWI is a knowledge partner on the
project. The project is backed by Molslinjen,
the City of Copenhagen, and the Capital
Region of Denmark.
The vision for the partnership is that
Green Fuels for Denmark will be built in
three phases with approximately 10 MW,
250 MW, and 1,300 MW in total electrolysis
capacity, respectively.
Ørsted will continue to pursue opportunities
to secure green power from additional
sources for Green Fuels for Denmark towards
the commissioning of the planned
energy hub at the Danish island Bornholm.
LL
www.orsted.dk (211801645)
www.hofor.dk
Ørsted and POSCO sign MoU to
strengthen collaboration on
offshore wind and renewable
hydrogen in Korea
(orsted) Ørsted, the world‘s most sustainable
energy company, and POSCO Group,
one of the largest conglomerates in Korea,
today announced the signing of a Memorandum
of Understanding (MoU) to expand
their relationship. POSCO and its affiliates
will apply the group‘s joint capabilities
to support the development of Ørsted‘s
1.6 GW offshore wind projects off the coast
of Incheon City. Moreover, Ørsted and
POSCO will conduct feasibility studies on
potential collaboration on renewable hydrogen.
Korea has set an ambitious target of installing
12 GW offshore wind capacity by
2030. In September 2020, Korean President
Moon Jae-in further announced the
Green New Deal which targets net zero
emissions by 2050. With this MoU, Ørsted
takes another significant step, in addition
to the company‘s flagship Incheon projects,
in pioneering renewable energy development
in Korea and supporting Korea in the
country‘s transition to clean energy.
Ørsted has a well-established relationship
with POSCO, whose steel business has
been one of the strategic global suppliers
and a trusted partner supplying over
100,000 tons of steel for Ørsted‘s Hornsea
1 and three other offshore wind farms. In
December 2020, POSCO Group joined the
Korean government‘s decarbonisation declaration,
announcing its ambition to become
a leading renewable hydrogen company
and reaching carbon neutrality by
2050.
Jung-son Chon, POSCO Group Senior Executive
Vice President, said, “POSCO has
placed its hydrogen business as one of our
growth engines for the group and is working
to discover renewable hydrogen business
opportunities. We hope to see our renewable
hydrogen business pick up speed
through this business collaboration with
Ørsted. Combining the operational knowhows
of Ørsted, a global company in the
field of offshore wind and renewable hydrogen,
with the business capabilities of
POSCO Group, which includes construction
and energy, both companies will be
able to create synergies for a win-win collaboration.”
Mads Nipper, Group President and CEO
of Ørsted, says: “With a vision of creating a
world that runs entirely on green energy,
Ørsted transformed from a fossil-fuel intensive
utility to the world‘s most sustainable
energy company. We are determined to
be a global catalyst for systemic change
and to help countries and companies undertake
their green transformation
through scaling existing green energy solutions
such as wind and solar and developing
and scaling new green solutions such as
hydrogen. It is wonderful that we could
announce the MoU with POSCO during the
P4G summit in Korea, which gathers global
thought leaders and decision-makers to
work towards achieving Sustainable Development
Goals and creating a more sustainable
world.”
Matthias Bausenwein, President of
Ørsted Asia-Pacific, says: “This MoU is a
major step for Ørsted to deepen our collaboration
with POSCO, which shares our
mindset of taking responsibility for reducing
CO 2 emissions. We look forward to
bringing in our experience and insights to
support Korea in achieving its energy transition
and decarbonisation goals. With the
Danish state as our majority owner, Ørsted
is committed to working with local partners
and suppliers across the value chain to
build a vibrant Korean offshore wind industry
through our 1.6 GW Incheon projects
and potential more buildouts in other
regions of the country. In addition to
greening the electricity mix, offshore wind
can become the feedstock for renewable
hydrogen which can help decarbonising
sectors that cannot be directly electrified
such as transport and heavy industry.”
Ørsted recently started construction of its
first renewable hydrogen demonstration
project H2RES in Denmark and is involved
in nine renewable hydrogen projects in
Denmark, Germany, the Netherlands, and
the United Kingdom.
LL
www.orsed.dk (211801646)
26

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Ørsted breaks ground on first
renewable hydrogen project
(orsted) Ørsted has started the onsite construction
work on the H2RES project in
Copenhagen.
Dan Jørgensen, the Danish minister for
Climate, Energy & Utilities, led the groundbreaking
ceremony of the H2RES project,
marking the onsite construction start of
Ørsted‘s first renewable hydrogen project.
H2RES will have a capacity of 2 MW and
will be situated on Ørsted‘s premises on
Avedøre Holme in Copenhagen. The project
will investigate how to best combine an
efficient electrolyser with the fluctuating
power supply from offshore wind, using
Ørsted‘s two 3.6 MW offshore wind turbines
at Avedøre Holme.
The facility will produce up to around
1,000 kg of renewable hydrogen a day,
which will be used to fuel zero-emission
road transport in the Greater Copenhagen
area and on Zealand. The project is expected
to produce its first hydrogen in late
2021.
In less than three years, Ørsted has, with
partners, established nine renewable hydrogen
projects in Denmark, Germany, the
Netherlands, and the United Kingdom so
far, spanning from demonstration projects
like H2RES to industrial-scale visions like
the potentially 1,300 MW ‚Green Fuels for
Denmark‘ project.
Anders Nordstrøm, Vice President and
Head of Ørsted‘s hydrogen and PtX activities,
says:
Photo from the virtual ceremony on which POSCO and Ørsted signed the
Memorandum of Understanding.
The Danish minister for Climate, Energy & Utilities, Dan Jørgensen, initiates the onsite construction
of H2RES. Photo: Filip Misiak Photography.
“H2RES will be a small, but very important
first step in realising Ørsted‘s large ambitions
for renewable hydrogen, which has
fast proven itself as a centrepiece in the
green transformation of the European
economy to net-zero emissions by 2050. At
Ørsted, we believe that renewable hydrogen
can become an industrial stronghold of
several European economies, including
Denmark, while also contributing significantly
to bringing down emissions from the
hard-to-abate sectors in transport and industry.”
The Energy Technology Development
and Demonstration Program (EUDP) under
the Danish Energy Agency has previously
awarded DKK 34.6 million to the development
of the H2RES project to Ørsted,
Everfuel Europe A/S, NEL Hydrogen A/S,
Green Hydrogen Systems A/S, DSV Panalpina
A/S, Hydrogen Denmark, and Energinet
Elsystemansvar A/S.
LL
www.orsted.dk (211801648)
Größter Solarpark des
Unternehmens – RheinEnergie
erhält Zuschlag für 19 Megawatt-
Anlage in Hemau, Bayern
(rheinenergie) Die RheinEnergie Solar,
eine 100%ige Tochter der RheinEnergie
AG, hat in der vergangenen Woche von der
Bundesnetzagentur den Zuschlag für die
Förderung eines Freiflächen-Solarparks
nach dem novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG 2021) erhalten. Ein Teil
des Solarparks war bereits im Rahmen einer
Innovationsauschreibung nach dem
EEG 2017 unter eine Förderung gefallen.
Der komplette Solarpark hat eine Leistung
von rund 19 Megawatt (MW). Er liefert
genug Strom, um damit rechnerisch
rund 6.400 Haushalte ein Jahr lang zu versorgen.
Damit wird der neue Solarpark der
größte seiner Art des Kölner Energieversorgers.
Der neue Solarpark entsteht auf einer Fläche
von 20 Hektar in der bayerischen Stadt
Hemau. Nachdem auch die Stadt Hemau
als Genehmigungsbehörde Baurecht für
den Solarpark geschaffen hat, steht der
baldigen Errichtung nichts mehr im Wege.
Der Beginn der Bauarbeiten ist für Herbst
2021 geplant.
„Klimaschutz bedeutet nicht, darüber zu
reden, sondern zu handeln. Als RheinEnergie
bauen und betreiben wir seit vielen
Jahren eigene Wind-, Solar- und Biogasanlagen
und tragen dazu bei, die CO 2 -Emissionen
in Deutschland dauerhaft zu senken.
Der neue Solarpark in Hemau wird ein weiterer,
sichtbarer Teil unserer Klimaschutz-Strategie
sein; und er ist natürlich
nicht der letzte. Weitere Anlagen sind bereits
in der Planung“, sagt Dr. Dieter Steinkamp,
Vorstandsvorsitzender der RheinEnergie.
Im Rahmen ihrer Klimaschutz-Roadmap
hat sich die RheinEnergie verpflichtet, bis
zum Jahr 2040 ihre gesamte Wasser-,
Strom- und Wärmeversorgung sukzessive
27

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
klimaneutral zu stellen. Der zügige Ausbau
des eigenen Erneuerbare-Energien-Portfolios
ist ein wesentlicher Bestandteil dieser
Unternehmensstrategie. Insbesondere die
Solarenergie spielt dabei eine wichtige
Rolle. Neben zahlreichen Aufdachanlagen
entwickelt und betreibt die RheinEnergie
auch im gesamten Bundesgebiet große
Freiflächen-Solarparks.
Aktuell betreibt die RheinEnergie
deutschlandweit 26 Photovoltaik-Anlagen
auf Frei- und Dachflächen mit einer installierten
Leistung von ca. 36 Megawatt
(MW) sowie 26 Windparks mit insgesamt
107 Anlagen und einer anteilig installierten
Leistung von über 172 MW. Die so jährlich
erzeugte Strommenge reicht rechnerisch
aus, um rund 120.000 Haushalte zu
versorgen.
LL
www.rheinenergie.com
(211810841)
RWE, Equinor und Hydro
schließen Kooperation für
Offshore-Windprojekt in der
norwegischen Nordsee
• Gemeinsamer Antrag für die
Entwicklung von Offshore-
Windkraftanlagen im Gebiet Sørlige
Nordsjø II geplant
• Projekt soll Ausbau der Offshore-
Windenergie in Norwegen vorantreiben
• Partner bringen langjährige Expertise
und Erfahrung entlang der gesamten
Offshore-Wind-Wertschöpfungskette
ein
(rwe) RWE Renewables, Equinor und Hydro
REIN haben eine Vereinbarung zur Zusammenarbeit
im Bereich Offshore-Wind
in Norwegen unterzeichnet. Gemeinsam
wollen die Partner einen Antrag für die
Entwicklung eines großen Offshore-Windparks
in der norwegischen Nordsee in dem
Gebiet ‚Sørlige Nordsjø II‘ vorbereiten und
bei den norwegischen Behörden einreichen.
Das norwegische Ministerium für Erdöl
und Energie hat insgesamt zwei Gebiete für
Offshore-Windenergie ausgewiesen: ‚Utsira
Nord‘ und ‚Sørlige Nordsjø II‘. Derzeit
arbeiten die Behörden am Genehmigungsverfahren
für norwegische Offshore-Windkraftprojekte
auf diesen Flächen. Das ausgewiesene
Areal grenzt an das dänische
Gebiet der Nordsee und ist ideal gelegen,
um von dort aus verschiedene europäische
Länder mit Strom zu versorgen.
RWE, Equinor und Hydro bringen vielfältige
Erfahrungen und umfangreiches Fachwissen
aus der Planung und Realisierung
industrieller Großprojekte in die Partnerschaft
ein, die für die Entwicklung eines
großen Offshore-Windparks in ‚Sørlige
Nordsjø II‘ erforderlich sind. Außerdem
verfügen die Unternehmen über langjährige
Erfahrung in der Stromvermarktung.
„Die Nordsee hat mit die besten Windressourcen
der Welt. Ein großer Offshore-Windpark
in Sørlige Nordsjø II könnte
eine Schlüsselrolle beim Ausbau der Nordsee
als Drehscheibe für Offshore-Windenergie
spielen und neue industrielle Möglichkeiten
für Norwegen als Energienation
eröffnen. Equinor verfügt zusammen mit
RWE und Hydro über die industrielle Erfahrung
- von der Turbine bis zum Verbraucher
- um Werte zu schaffen und Europa
mit klimafreundlich erzeugter Energie zu
versorgen“, so Pål Eitrheim, Equinor Executive
Vice President ‚New Energy Solutions‘.
Anja-Isabel Dotzenrath, Chief Executive
Officer der RWE Renewables, ergänzt:
„Offshore-Windenergie ist der Schlüssel,
um die steigende Nachfrage nach Erneuerbaren
Energien zu decken. Sie unterstützt
die lokale Wirtschaft und hilft, neue, zukunftssichere
Arbeitsplätze zu schaffen.
Wir werden unsere 20-jährige Erfahrung
und Expertise in der Offshore-Windindustrie
mit der Kompetenz unserer Partner
Equinor und Hydro bündeln. Gemeinsam
wollen wir zur Erreichung der ambitionierten
Ziele Norwegens im Bereich Offshore-Wind
beitragen.“
„Offshore-Windenergie wird im zukünftigen
Energiemix für die Dekarbonisierung
Europas und die Erreichung der Ziele für
2050 eine wichtige Rolle spielen. Für Hydro
ist diese Kooperation Teil unserer Strategie
zur Diversifizierung und zur Erschließung
von Wachstumschancen im Bereich
der neuen Energien. Durch Hydro REIN
bringen wir unsere industriellen Fähigkeiten
und unser tiefes Wissen über die Energiemärkte
in die Partnerschaft ein. Wir
freuen uns auf die Zusammenarbeit mit
RWE und Equinor und sind überzeugt, dass
wir gemeinsam eine starke Partnerschaft
für die Erschließung von Sørlige Nordsjø II
bilden“, erläutert Arvid Moss, Executive
Vice President bei Hydro Energy.
Das Gebiet ‚Sørlige Nordsjø II‘, mit Wassertiefen
zwischen 53 und 70 Metern, verfügt
weltweit über eine der besten Windressourcen.
Das Areal besitzt das Potenzial,
eine beträchtliche Menge an klimafreundlich
erzeugtem Strom an Länder zu
liefern, die eine Umstellung ihres Energiemixes
anstreben. Die EU und Großbritannien
haben sich zum Ziel gesetzt, bis 2050
die Offshore-Wind-Kapazität auf 300 bzw.
100 Gigawatt zur Erreichung ihrer Klimaziele
auszubauen.
Partner verfügen über eine hervorragende
Expertise in allen Teilen der Offshore-
Wind-Wertschöpfungskette – von der
Entwicklung, Errichtung und Produktion bis
hin zur Vermarktung
Sowohl Equinor als auch RWE haben sehr
erfolgreich große Offshore-Infrastrukturprojekte
realisiert und betreiben diese effizient
bei gleichzeitiger Einhaltung höchster
Sicherheitsstandards. Gemeinsam haben
beide Unternehmen den 385-Megawatt-Offshore-Windpark
Arkona im deutschen
Teil der Ostsee realisiert, der seit
2019 grünen Strom für umgerechnet rund
400.000 deutsche Haushalte liefert.
Mit seinen globalen Geschäftsaktivitäten,
einer Platzierung unter den Top-Drei bei
der Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien in Norwegen und umfangreichen
Betätigungen auf dem Strommarkt in den
nordischen Ländern und Brasilien bringt
Hydro weitreichende Erfahrung in der
Durchführung von Großprojekten und auf
dem Gebiet der Industrialisierung sowie
der Strommarkt-Optimierung in die Partnerschaft
ein. In den vergangenen Jahren
war Hydro weltweit einer der größten Abnehmer
von Strom aus Erneuerbaren Energien
und maßgeblich an der Erarbeitung
kommerzieller Konzepte beteiligt, die zum
Ausbau der Windenergie in Norwegen und
Schweden beigetragen haben. Die Beteiligung
von Hydro an der Partnerschaft wird
durch die neu gegründete Gesellschaft für
den Ausbau der Erneuerbaren Energien,
Hydro REIN, organisiert.
LL
www.rwe.com (211801651)
www.equinor.com
BASF und RWE wollen bei neuen
Technologien für Klimaschutz
kooperieren
• Grüner Strom und innovative
Produktionstechnik könnten den
Chemiestandort Ludwigshafen zu
einem Leuchtturm für Klimaschutz in
der chemischen Industrie machen
• Zusätzlicher Offshore-Windpark mit
einer Kapazität von 2 Gigawatt soll
BASF ab 2030 grünen Strom für
CO 2 -freie Produktionsverfahren liefern
• Absichtserklärung fokussiert auf
klimaneutrale Chemieindustrie und
CO 2 -freien Wasserstoff
(rwe) Dr. Martin Brudermüller (BASF)
und Dr. Markus Krebber (RWE) haben in
Ludwigshafen im Beisein des IG BCE-Vorsitzenden
Michael Vassiliadis eine Projektidee
vorgestellt, die zeigt wie industrielle
Produktion nachhaltig und zukunftsfähig
werden kann. Ein zusätzlicher Offshore-Windpark
mit einer Leistung von 2 Gigawatt
(GW) soll den Chemiestandort Ludwigshafen
mit grünem Strom versorgen
und zur CO 2 -freien Herstellung von Wasserstoff
dienen. Ziel ist, Produktionsprozesse
von Basischemikalien, die bisher auf
fossilen Energieträgern basieren, zu elektrifizieren.
Dabei sollen CO 2 -freie Technologien wie
zum Beispiel elektrisch beheizte Steamcrackeröfen
zur Herstellung von Petrochemikalien
zum Einsatz kommen, an deren
Entwicklung BASF bereits mit Partnern
arbeitet. Um das gemeinsame Vorhaben
voranzutreiben, haben die Vorstandsvorsitzenden
von BASF und RWE eine Ab-
28

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
sichtserklärung über eine weitreichende
Kooperation für den Aufbau zusätzlicher
Kapazitäten für erneuerbaren Strom und
zur Nutzung innovativer Technologien für
den Klimaschutz unterzeichnet.
„Wir wollen gemeinsam den Weg zu einer
CO 2 -neutralen Chemieindustrie durch
Elektrifizierung und den Einsatz von
CO 2 -freiem Wasserstoff beschleunigen“,
erklärten Brudermüller und Krebber. Michael
Vassiliadis, Vorsitzender der IG BCE,
hob hervor: „Hier machen zwei starke Partner
klimagerechte Transformation und
Energiewende konkret und greifbar. Wir
stehen hinter diesem Großprojekt, weil es
ein Symbol sein kann für die Innovationskraft
der Industrie und ihrer Beschäftigten.
Sie arbeiten vielerorts mit viel Herzblut
und großer Kompetenz daran, den Wandel
zu gestalten. Dabei verdienen sie jede nur
mögliche Unterstützung.“
Mit dem Vorhaben könnten etwa 3,8 Millionen
Tonnen CO 2 -Emissionen pro Jahr
vermieden werden, bis zu 2,8 Millionen
Tonnen davon direkt bei BASF in Ludwigshafen.
Es zeigt ganz konkret, wie Klimaschutz
und Wettbewerbsfähigkeit in der
Chemieindustrie in Einklang gebracht werden
können. Eine finanzielle Förderung
durch die öffentliche Hand für den Bau des
Windparks wäre nicht erforderlich.
Martin Brudermüller, Vorsitzender des
Vorstands der BASF SE, betonte: „Ohne
ausreichende Mengen an Strom aus erneuerbaren
Quellen zu wettbewerbsfähigen
Preisen kann die vor uns liegende Transformation
nicht gelingen! Diese Aufgabe ist
nur durch eine neuartige und intensive Zusammenarbeit
zwischen Politik und Industrie
zu meistern. Und sie braucht die Zusammenarbeit
über Wertschöpfungsketten
hinweg. In unserer Partnerschaft zwischen
RWE als führendem Unternehmen in der
Stromerzeugung und BASF in der Chemie,
bringen wir die notwendigen Voraussetzungen
und den Willen zur Gestaltung zusammen.“
Markus Krebber, CEO von RWE, erläuterte:
„Einen neuen Offshore-Windpark schon
bei der Planung an einen industriellen Abnehmer
wie BASF zu koppeln, der auf dieser
Basis seine Produktion auf grünen
Strom und Wasserstoff umstellt, wäre für
Deutschland ein Novum. Eine Realisierung
unseres Vorschlags wäre eine echte Beschleunigung
des Ausbaus Erneuerbarer
Energien. Natürlich sind noch einige Fragen
offen, aber wir wollen das vorantreiben:
je schneller, desto besser. So gestalten
wir die Energiewende.“
Voraussetzung für die Realisierung des
Vorhabens ist ein entsprechender Regulierungsrahmen.
Die Politik hat angekündigt,
die Ausbauziele für Erneuerbare Energien
deutlich anzuheben und den Zubau zu beschleunigen.
Dafür müssten Flächen für
Offshore-Projekte ausgeschrieben werden,
deren Nutzung nach heutiger Planung erst
nach 2030 vorgesehen ist. Die Unternehmen
regen an, diese Flächen gezielt für
Ausschreibungen zu nutzen, die auf industrielle
Transformationsprozesse fokussieren.
Zudem sollte der grüne Strom von der
EEG-Umlage entlastet werden. Auch fehlt
derzeit noch der regulatorische Rahmen
für die CO 2 -freie Wasserstoffproduktion.
Mit dem heute vorgestellten Projekt zeigen
BASF und RWE, wie ein klug gemachter
Umbau des Industriestandorts Deutschland
gelingen kann. „Wir sind überzeugt:
Klimaneutrale Industrieproduktion „Made
in Germany“ stellt sicher, dass Wertschöpfung
und Beschäftigung in Deutschland
bleiben und sich hieraus Exportchancen
für neue Technologien eröffnen“, so Brudermüller
und Krebber.
Hinweis an die Redaktionen: Weiterführende
Unterlagen zum Projekt wie Video,
Grafik und Projektbeschreibung finden Sie
hier: www.rwe.com/RWE-BASF-Projekt
LL
www.rwe.com (211801653)
Müllheizkraftwerk Essen-Karnap:
Neue Wasseraufbereitungsanlage
nimmt Betrieb auf
• RWE investiert knapp 16 Mio. Euro in
neue Anlage und Leichtbauhalle
(rwe) Wasser marsch! 20 Monate nach
dem ersten Spatenstich hat RWE am Müllheizkraftwerk
Essen-Karnap eine neue
Wasseraufbereitungsanlage (WAB) in Betrieb
genommen. Die Anlage ist in einer
Leichtbauhalle untergebracht, die gegenüber
dem Verwaltungsgebäude des Kraftwerks
neu errichtet wurde. Gesamtkosten:
knapp 16 Millionen Euro.
„Die Investition ist ein klares Bekenntnis
zum Energie-Standort Karnap – wichtig für
unser Kraftwerk und die Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter vor Ort“, betont Kraftwerksleiter
Niklas Clemens. „Damit stellen
wir sicher, dass unsere gut ausgelastete Anlage
auch in Zukunft sicher und zuverlässig
ihre Kernaufgabe erfüllen kann: die energetische
Verwertung von Abfällen für die
Stromerzeugung.“
Die neue Anlage filtert und entsalzt Wasser
aus dem Rhein-Herne-Kanal für die
Verwendung im Kraftwerk. Dabei befreien
Kiesfilter pro Stunde mehrere hundert Kubikmeter
Wasser von Schwebstoffen. Eine
Entkarbonisierungsanlage senkt den Härtegrad
und die neue Vollentsalzungsanlage
demineralisiert stündlich bis zu 40 Kubikmeter
Wasser so weit, dass es für den Wasser-Dampf-Kreislauf
im Kraftwerk verwendet
werden kann. Die verschiedenen Aufbereitungsstufen
sind erforderlich, damit
sich Komponenten nicht mit Mineralien
zusetzen und korrodieren.
Die Technik der neuen Anlage entspricht
im Wesentlichen der in der bestehenden
WAB verwendeten Ionenaustauscher-Technik
mit vorgeschalteten Kiesfiltern. Diese
wird ergänzt um eine moderne Umkehr-Osmose
und eine Membranentgasung. Die
Leichtbauhalle der neuen WAB ist zehn
Meter hoch, bei einer Grundfläche von
mehr als 1.000 Quadratmetern.
Trotz Corona verliefen die Bauarbeiten
wie vorgesehen. „Wir haben unseren Zeitplan
eingehalten und sind unfallfrei, ohne
Infektionen und im Budget fertig geworden“,
betont RWE-Projektleiter Dr. Manfred
Schäfer, der das Neubauprojekt geleitet
hat.
LL
www.rwe.com (211801654)
Müllheizkraftwerk Essen-Karnap: Neue Wasseraufbereitungsanlage nimmt Betrieb auf
29

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
150-Megawatt-Solarprojekt in den
USA: RWE kooperiert mit
Facebook und TVA
• Projekt befindet sich in Shelby County,
Tennessee
• Facebook will 110 Megawatt für Betrieb
eines Rechenzentrums nutzen
• Inbetriebnahme für Ende 2023 erwartet
(rwe) RWE Renewables hat mit Facebook
und der Tennessee Valley Authority (TVA)
eine Kooperation vereinbart, um ein Solarprojekt
mit einer installierten Kapazität
von 150 Megawatt (MW) in Shelby County,
Tennessee in den USA zu realisieren. Nach
der Inbetriebnahme wird Facebook die Solarenergie
von 110 MW nutzen, um ein Rechenzentrum
in Tennessee auch mit grünem
Strom zu betreiben. Die Anlage wird
voraussichtlich Ende 2023 in Betrieb gehen,
der Baubeginn ist für Mitte 2022 vorgesehen.
Basis für die Realisierung des Solarprojekts
ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag
(Power Purchase Agreement – PPA)
mit TVA. RWE wird 100% der Anteile an
der Anlage besitzen und diese auch betreiben.
Die Investitionsentscheidung für die
Solaranlage wird voraussichtlich getroffen,
sobald das Genehmigungsverfahren
abgeschlossen ist.
Die Tennessee Valley Authority ist eine
Körperschaft der Vereinigten Staaten, die
Strom für Geschäftskunden und lokale
Stromversorger bereitstellt und fast 10 Millionen
Menschen in Teilen von sieben
südöstlichen Bundesstaaten der USA versorgt.
Das Solarprojekt ist Teil des
Green-Invest-Programms von TVA zum
Ausbau der Erzeugungskapazitäten auf Basis
Erneuerbarer Energien in Shelby County,
Tennessee. Seit 2018 hat TVA so fast 2,7
Milliarden US-Dollar an Solarinvestitionen
angezogen und über 2.100 MW an Solaranlagen
im Auftrag seiner Kunden beschafft.
Langfristige Stromlieferverträge entwickeln
sich zunehmend zu einer Option für
die Betreiber bestehender und auch neuer
Erneuerbare-Energien-Anlagen. PPA-Modelle
bieten hierbei den Vorteil, dass keine
Teilnahme an Ausschreibungen für Fördertarife
erforderlich ist. Das führt zu mehr
Standortflexibilität, neue Projekte können
schneller realisiert werden. Zur direkten
Lieferung von Ökostrom hat RWE bereits
PPAs mit Unternehmen wie Volkswagen,
Deutsche Bahn oder Bosch geschlossen.
Die USA machen mehr als ein Drittel der
Kapazitäten des RWE Konzerns im Bereich
der Erneuerbaren Energien aus und spielen
damit eine Schlüsselrolle in der RWE
Strategie zum Ausbau des Geschäfts. RWE
baut, besitzt und betreibt einige der leistungsstärksten
Wind-, Solar- und Energiespeicherprojekte
in den USA.
RWE verfügt über umfangreiche Erfahrungen
im US-Onshore-Markt mit 27 in
Betrieb befindlichen Anlagen sowie weiteren
Projekten im Bau und errichtet das Solarprojekt
Hickory Park mit kombiniertem
Batteriespeicher.
Darüber hinaus ist RWE ein Joint Venture,
New England Aqua Ventus, eingegangen,
das sich auf schwimmende Offshore-Windkraftanlagen
im Bundesstaat Maine
konzentriert.
LL
www.rwe.com (211801655)
TIWAG: Gemeinschaftskraftwerk
Inn-Baustelle nimmt letzte Hürden
(tiwag) Die Bauarbeiten auf der Kraftwerksbaustelle
im Oberen Gericht gehen
ins Finale. Die Inbetriebnahme ist für das
nächste Jahr vorgesehen. Zuletzt konnte
der 23,2 km lange Triebwasserstollen über
den Zugangsstollen in Maria Stein fertig
ausgekleidet werden. Dieser führt das Wasser
künftig unterirdisch von der Wehranlage
in Ovella bis zum Krafthaus.
Auch die Arbeiten am Krafthaus in Prutz/
Ried sind soweit abgeschlossen, die Maschinen
zur Stromerzeugung installiert.
Mit einer installierten Leistung von 89 Megawatt
können jährlich rund 440 Gigawattstunden
Strom erzeugt werden. Das
entspricht dem durchschnittlichen Stromverbrauch
von 90.000 Haushalten.
„Wir produzieren mit unserem neuen
Kraftwerk wichtige Grundlast und leisten
damit einen wichtigen Beitrag für die Tiroler
Versorgungssicherheit“, erklärt GKI-Geschäftsführer
Johann Herdina: „Auch die
Betonierarbeiten in Ovella konnten in den
vergangenen Monaten durch die günstige
Witterung ohne Unterbrechungen weitergeführt
werden. Wir befinden uns voll auf
Kurs.“
Die massiven Betonbauteile für das Einlaufbauwerk,
das Dotierkraftwerk und die
Fischwanderhilfe wachsen derzeit zügig in
die Höhe. Der Bau der Anlagenteile auf der
rechten Uferseite ist durch die beengten
Platzverhältnisse eine große Herausforderung
für die ausführenden Firmen. Mit
dem weiteren Baufortschritt wird die Situation
vor Ort aber immer besser.
Bis Ende April 2021 konnten bereits ca.
4.500 m³ Beton verbaut werden. Die Anbindung
an den bereits fertiggestellten
Triebwasserstollen ist für August vorgesehen.
LL
www.tiwag.at (211801708)
German Federal Network
Agency: Uniper’s Heyden 4
power plant still needed
to secure power supply
• Federal Network Agency affirms coalfired
plant near Minden as essential
• Grid operator will use Heyden 4 as
reserve power plant 2022
• Uniper COO David Bryson: “Very good
news for jobs at the site”
• Due to the importance for the security
of supply, a conversion to a phase shifter
is foreseen thereafter
• Uniper ceased commercial electricity
generation at Heyden at end of 2020
(uniper) Uniper‘s Heyden 4 power plant in
Petershagen near Minden is now no longer
slated for decommissioning. The Federal
Network Agency announced today that the
facility is still needed to serve as a reserve
power plant in order to ensure the safe and
secure operation of the power supply system.
This means that Heyden 4, with its
875-megawatt capacity, is now officially
considered essential and is anticipated to
remain in operation as a reserve power
plant from July 8, 2021 to September 30,
2022. However, it is expected that the plant
will be put to use solely at the request of
grid operator TenneT — in particular when
needed to guarantee a secure supply of
electricity to the grid. After the expiry of
the system relevance at the end of September
2022, the BNetzA plans to convert the
power plant to a phase shifter to further
ensure security of supply.
The plant has been in a sort of reserve status
since the beginning of the year and has
not been generating electricity for the market.
It has nevertheless been put into operation
seven times since then in order to
stabilize the grid. Heyden 4 was awarded
the contract by the Network Agency in the
initial bid in accordance with the Act for
Reducing and Terminating Coal-Fired Generation
of August 13, 2020. Had Heyden 4
not been deemed essential, Uniper had
planned to close the plant on July 8, 2021.
By 2015, Uniper had already closed coalfired
power plants at its Datteln, Gelsenkirchen
Scholven, Knepper, Veltheim and
Shamrock sites, equating to an output of
around 2400 megawatts. According to the
plan for additional coal-fired plant closures
in Germany issued in January of 2020, CO 2
reductions of up to around 18-million
tonnes of CO 2 per year are targeted. The
Wilhelmshaven 1 power plant recently won
the second round of bids on terminating
coal-fired generation and will be decommissioned
this coming December. Uniper‘s
last coal-fired power plant in Germany will
be the Datteln 4 power plant. It is one of
the most modern coal-fired power plants
worldwide and owing to its outstanding efficiency
is a significant element of Uniper‘s
strategy for reducing CO 2 emissions.
30

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
Uniper is developing forward-looking
and sustainable transformation concepts
for the energy supply of tomorrow that will
be implemented at the power plant locations
affected by the closures. This includes
plans for the construction and operation of
new gas-fired CHP plants to provide district
heating, innovative solutions for supplying
industrial customers with steam,
heating, cooling and electricity, and the
construction of plants for the industrial
production of hydrogen. As a part of this,
site development plans are currently being
drawn up for the Heyden plant.
David Bryson, COO of Uniper: “This is
great news for our employees at the site,
because it means we will be able to keep
them on for the time being. Every day for
years they have been making a valuable
contribution toward making sure people
have a secure supply of electricity. The
Heyden plant has the potential to remain
an important industrial site even after coalfired
power generation is completely
phased out. We have been in discussions
for some time about possible energy options
for the future and about how we can
continue to add value to this region. We are
currently working intensively to determine
the specific projects that will result from
these discussions as well as when we will
be able to implement them.”
LL
www.uniper.energy (211801713)
Pattern Energy and Uniper Sign
Long-Term Power Purchase
Agreement for
New Mexico Wind Project
(uniper) Pattern Energy Group LP (Pattern
Energy) and Uniper today announced they
have signed a 15-year power purchase
agreement for up to 219,000 MWh per year
of wind energy in New Mexico, enough to
power more than 20,000 homes annually.
The power will be delivered from Pattern
Energy’s 1,050 MW Western Spirit Wind
project, which is currently under construction
in New Mexico and represents the largest
single-phase renewable power build
out in U.S. history. Western Spirit Wind is
expected to be completed by the end of
2021.
“A large part of our business is about helping
communities, municipalities, cooperatives,
utility companies, and commercial
and industrial loads achieve their energy
decarbonization objectives in a cost-effective
manner,” said Marc Merrill, President
& CEO, Uniper North America. “We provide
customized energy solutions that collectively
address both reliability-of-supply
and environmental concerns, which is why
we’re happy to be working with Pattern Energy
to bring additional renewable generation
benefits to New Mexico and other
western states.”
Pattern Energy’s Clines Corner Wind project, which is part of the 1,050 MW Western Spirit Wind
project in New Mexico
“We welcome this partnership with Uniper
and look forward to providing New
Mexico wind power to New Mexico consumers
from our new Western Spirit Wind
project,” said Mike Garland, CEO of Pattern
Energy. “Construction on Western Spirit
Wind – the largest wind project in North
America – is on schedule with 1,000 workers
on site. The wind resource at Western
Spirit Wind is one of the strongest in the
country and has an evening ramp that creates
an ideal complement to daytime solar
power.”
Western Spirit Wind will be constructed
in conjunction with the Western Spirit
Transmission Line, an approximately 150-
mile 345kV AC transmission line that will
add much-needed accessibility for New
Mexico’s powerful wind resources to reach
the electricity grid in the state and the
broader western markets. The Western
Spirit Transmission line is being developed
jointly between Pattern Energy and the
New Mexico Renewable Energy Transmission
Authority (RETA) and will interconnect
directly into the Public Service Company
of New Mexico system (PNM). PNM
will acquire and operate the transmission
line upon its commissioning.
LL
www.uniper.energy (211801715)
LIQVIS GmbH and EnviTec Biogas
AG sign agreement for the supply
of bio-LNG
• From autumn 2022, LIQVIS will offer
carbon-neutral LNG as an alternative
fuel at its LIQVIS filling stations
• EnviTec Biogas enters into production of
advanced biofuels
• An important step on the road towards
further decarbonisation of heavy goods
vehicle transport in Germany
(uniper) LIQVIS GmbH and EnviTec Biogas
AG have signed an agreement for the supply
of bio-LNG. EnviTec Bioenergie
Güstrow GmbH, a wholly owned subsidiary
of EnviTec Biogas AG, will start supplying
LIQVIS with bio-LNG from the third
quarter of 2022. From autumn 2022, bio-
LNG will be produced at the biogas plant in
Güstrow: to date, this plant has been used
for the production of biomethane and is
now being converted to produce bio-LNG.
As the bio-LNG will be carbon-neutral, this
will lead to a further significant reduction
in CO 2 emissions compared with conventional
LNG. From October 2022 onwards,
the bio-LNG will be available from Liqvis
filling stations in Germany as an alternative
fuel for the heavy goods vehicle sector.
Sebastian Gröblinghoff, Managing Director
of LIQVIS GmbH: “The supply agreement
with EnviTec is a major milestone on
our way towards further decarbonising the
LIQVIS product portfolio. Since 2017, our
conventional LNG products have been
helping our customers make significant reductions
to their carbon footprint when
compared with the use of diesel fuel. Starting
in 2022, our partnership with this established
and experienced biogas generation
company will also let us offer a fully
carbon-neutral product at an attractive
31

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
price for the very first time. As supplies of
bio-LNG have been limited in the past, it’s
likely that we will not be able to meet customer
demand in full initially. However, we
are increasing the proportion of bio-LNG in
our portfolio as part of a continuous process
that will ensure we can offer an attractive
bio-LNG product to all of our customers.
If our efforts here are well-received by
our customers, this would signal real progress
towards decarbonising heavy goods
vehicle transport in Germany.”
Olaf von Lehmden, CEO of EnviTec Biogas
AG: “The implementation of RED II in
Germany is the first truly ambitious approach
to the energy transition in the
transport sector. The admixture of bio-LNG
or a complete conversion to this fuel can
make a hugely valuable contribution to the
decarbonisation of the rising volume of
heavy goods traffic in Europe. With the acquisition
and conversion of the Güstrow
Bioenergy Park, EnviTec is entering into
the production of advanced biofuels and
opening up a new business segment. Conversion
work on the Güstrow site requires
investment in a CO 2 liquefaction plant and
an LNG system for biomethane liquefaction,
as well as extensive capital spending
on replacements such as new roofs and agitators
amounting to EUR 35–40 million.”
Uniper subsidiary LIQVIS has been operating
LNG filling stations since 2017. These
stations are located at strategic transport
hubs that serve a particularly high volume
of heavy goods vehicles (including Berlin-Grünheide,
Hannover-Langenhagen,
Kassel-Lohfelden and Bönen). To meet the
increasing demand for this alternative fuel,
a systematic expansion of the company’s
German LNG filling station infrastructure
is planned over the next few years. Examples
of regions that will gain new LIQVIS
stations this year as part of this expansion
include Bad Honnef, Ulm-Seligweiler and
Magdeburg.
With their low figures for fine particulates
and nitrogen oxide, LNG vehicles already
easily meet the stringent environmental requirements
of the Euro 6 emissions standard.
Fuel costs for larger HGVs weighing
over 18 tonnes with an annual mileage of
at least 100,000 km are also significantly
lower than for diesel vehicles. Vehicles
powered by LNG also offer a further advantage:
they are exempt from motorway tolls
in Germany.
LL
www.uniper.energy (211801714)
Important step towards the “
Iconographic Future Power Plant “
in Hamburg-Moorburg: Planning
funds for co-financing released
(uniper) The energy transition in Hamburg-Moorburg
is taking concrete shape:
With its „Strategic Decision“ financing
commitment, Uniper SE is securing the
next project phase of the „Iconographic Future
Power Plant (IFPP) - HH2Europe“ project.
In concrete terms, this involves the
approval of project development costs in
the millions by Uniper SE in order to press
ahead with the further planning on the
way to a final investment decision. This
means that Uniper has now provided all
the planning and project development
funds required for the next project phase.
“We are very pleased that the successful
and close cooperation based on this strategic
decision can now be consolidated and
further intensified,” explains Alexander
Voigt, founder and CEO of HH2e AG. For
Uniper SE, board member David Bryson,
Chief Operating Officer and Chief Sustainability
Officer, will lead the project. By
joining the supervisory board of HH2e AG,
David Bryson, who has many years of operational
experience in the energy industry,
is making Uniper‘s commitment to the
“power plant of the future” even clearer.
The IFPP is scheduled to go into operation
in Hamburg as early as 2025.
Expansion of the Supervisory Board at
HH2e AG to include further experts:
Simultaneously with the launch of this
project phase, HH2e AG is expanding its
Supervisory Board to include additional
personalities from politics and business.
The Supervisory Board with its Chairman
Prof. Christian Held, as well as the members
of the Supervisory Board Dr. Markus
Klimmer, Markus Graebig and Dr. Albrecht
Reuter will be expanded by Dr. Barbara
Hendricks, MdB (former Federal Minister
of the Environment), David Bryson and Dr.
Peter Blauwhoff (long-standing Chairman
of the Management Board of Shell
Deutschland Holding GmbH and Chairman
of the Supervisory Board at Tata Steel
Nederland B.V. ).
“Uniper has set itself ambitious goals for
CO 2 neutrality with “Net-Zero 2035”. We
were convinced of the HH2Europe concept
from the very beginning and have been actively
involved in the project development
with great commitment since the initial
idea phase. The project will make an important
contribution to initiating the next
stage of the energy transition in Hamburg
and beyond. In cooperation with HH2e, we
are working to ensure that the technical
and economic feasibility, the approval situation
and the funding commitment make a
final investment decision possible”, explains
David Bryson.
Siemens Energy AG also continues to be
actively and intensively involved in the
planning and technical development work.
Together with the other project partners,
Siemens Energy is combining the innovative
elements of the “Iconographic Future
Power Plant” in Hamburg-Moorburg. After
a planning and construction period of only
four years, industry, households and mobility
are to be reliably supplied with green
heat and hydrogen from renewable energies.
“Hardly any other project stands so
clearly and extensively for innovation and
for a successful transformation of the energy
supply as this one. That is why Siemens
Energy is contributing its expertise as a
technology partner to the project with
great motivation,” emphasises Dr. Jochen
Eickholt, member of the Managing Board
of Siemens Energy AG.
HH2e AG is a highly specialised project
developer for the after-use and conversion
of fossil sites to sustainable energy production
and supply. In mid-February 2021,
HH2e AG and other project partners submitted
a detailed project outline in the context
of the expression of interest in the socalled
Important Projects of Common European
Interest (IPCEI). Together with
Uniper SE, Siemens Energy AG, Airbus
Operations GmbH and other partner companies
and institutions, HH2e AG intends
to initiate the next stage of the energy transition
at the power plant site in Hamburg-Moorburg
through an iconographic
power plant of the future.
The IFPP: High-temperature storage,
electrolyser and innovative gas turbine as
main components
At its core, the IFPP is about storing and
transforming large amounts of wind power
and providing tradable, green energy products
according to demand. Renewable energies
are integrated in this way on a large
industrial scale into the sectors of heat,
transport and to decarbonise industry. Part
of the stored energy is supplied to Hamburg‘s
industry as high-temperature heat in
the form of process steam. Another part is
converted into oxygen and hydrogen by an
innovative electrolysis technology. The gas
turbine provides green peak load as an innovative
power plant component.
The special feature: The renewable electricity
is absorbed by the future power
plant for an average of four hours a day and
provided over 24 hours as green heat, process
steam, hydrogen and hydrogen products
as well as oxygen. In this way, the system
adapts to the generation peaks of renewable
energies, thus optimising the
electricity purchase costs and minimising
the costs for hydrogen storage at the same
time.
32

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
This makes it possible to supply large
quantities of green hydrogen directly to industry
and other customers, e.g. in the mobility
sector. In the long term, this will
make it possible to meet the hydrogen
needs of Hamburg‘s energy-intensive industry
completely without emissions. In
addition, delivery and heavy goods traffic
as well as ships in the port of Hamburg and
the surrounding area could be climate-neutral
in the future with green hydrogen or,
for example, green ammonia.
Another goal: a hydrogen trading
platform is to be established in Hamburg:
The development of an integrated energy
system is to be accompanied by the emergence
of a hydrogen trading platform,
which will become the international marketplace
for the physical and balance-sheet
trading of hydrogen. Other power-to-x energy
carriers derived from green hydrogen,
such as ammonia, methanol or synthetic
fuels, are also included. This planned platform
is intended to make an important contribution
to the development of a regionally,
nationally and globally networked hydrogen
economy, of which Hamburg will
be an important powerhouse and trading
centre.
About HH2e AG
HH2e AG combines pioneering spirit, innovative
strength, technical know-how,
energy industry expertise and around 30
years of experience with planning and implementing
projects to realise the energy
transition. HH2e AG is based in Hamburg.
LL
www.hh2e.de
www.uniper.energy (211811650)
Huntorf hydrogen hub: politicians
informing themselves on site
(uniper) The hydrogen hub planned by
EWE and Uniper in Huntorf has also attracted
the interest of federal politicians: On
Monday, Dr. Stefan Kaufmann MdB, Innovation
Officer „Green Hydrogen“ at the Federal
Ministry of Education and Research,
went on site to get an idea of the plans of
both companies. Kaufmann accepted the
invitation of Lower Saxony‘s Science Minister
Björn Thümler to visit selected sites in
Lower Saxony in the field of green hydrogen
production and storage. EWE CEO Stefan
Dohler and Uniper COO David Bryson
explained their plans to the two politicians
in Huntorf.
Stefan Kaufmann, Innovation Commissioner
for Green Hydrogen, is confident:
“Green hydrogen is the gamechanger for a
climate-friendly energy supply of tomorrow.
Germany has a unique opportunity to
become a thought leader and pioneer for
green hydrogen solutions. We can become
a global technology supplier. To do this, we
now need to quickly bring the enormous
knowledge from science into practice.
Informing themselves about the planned hydrogen hub in Huntorf Lower Saxony‘s Science
Minister Björn Thümler and Dr. Stefan Kaufmann, Innovation Officer “Green Hydrogen” at the
Federal Ministry of Education and Research. Here with EWE CEO Stefan Dohler and Uniper
COO David Bryson (from left).
That‘s what makes projects like the one in
Huntorf so important. The hydrogen hub
shows: Green hydrogen is feasible, the value
chains work. This is ensured by the excellent
expertise and innovative strength of
the partners involved. This is how energy
transition works!”
Lower Saxony‘s Minister for Science and
Culture Björn Thümler agrees: “Green hydrogen
is an indispensable building block
for the energy transition. That‘s why we are
funding five innovative research projects
across Lower Saxony with a total of six million
euros. Here in Huntorf, the DLR Institute
for Networked Energy Systems and
Clausthal University of Technology are
now using the compressed air storage power
plant to investigate the potential of using
green hydrogen in thermal processes.”
EWE and Uniper had recently announced
their intention to establish a hydrogen hub
in Huntorf, Lower Saxony. Both companies
have already signed a corresponding contract.
Accordingly, they plan to generate
hydrogen in Huntorf using renewable energy
(wind power), store it there and create
transport facilities to make it available to
industry and the mobility sector. The cooperation
between the two companies will
take place under the name CHESS (Compressed
Hydrogen Energy Storage Solution).
LL
www.uniper.energy (211801719)
VERBUND und Visiolar GmbH
entwickeln Photovoltaik-Projekte
mit bis zu 2.000 MW in
Deutschland
(verbund) VERBUND und Visiolar GmbH
planen, gemeinsam Flächen mit bis zu
2.000 Hektar für die Erzeugung elektrischer
Energie aus erneuerbaren Quellen,
insbesondere aus Photovoltaik, nutzbar zu
machen. In einem ersten Schritt wurden 13
Flächen mit rund 1.400 Hektar bzw. rund
1.400 MWp installierbare Leistung identifiziert.
Österreichs führendes Energieunternehmen
VERBUND startet eine Energie-Kooperation
mit der Visiolar GmbH. Visiolar
mit Sitz in Potsdam ist Teil der Lindhorst-Gruppe,
eine in der Landwirtschaft
erfahrene und langjährig tätige Unternehmensgruppe
in Niedersachsen/Deutschland.
Visiolar verfügt über umfangreiche
Liegenschaften für erneuerbare Energien
Projekte und sichert damit eine sehr zuverlässige
und ausbaufähige Plattform für die
gemeinsamen Aktivitäten.
Die Kooperationspartner setzen sich für
eine subventionsfreie, saubere Energieversorgung
in enger Zusammenarbeit mit
Landwirten, Kommunen und Bürgern ein.
Das erklärte Ziel ist, Energie nachhaltig
und CO 2 -neutral zu produzieren sowie für
die Städte und Gemeinden ökonomisch attraktiv
zu gestalten.
Geplant ist, einen Teil der Visiolar-Flächen
mit bis zu 2.000 Hektar für die Erzeugung
elektrischer Energie aus erneuerbaren
Quellen, insbesondere aus Photovoltaik,
nutzbar zu machen. Bis dato wurden
13 Flächen mit rund 1.400 ha (entspricht
maximal rund 1.400 MWp installierbare
Leistung) identifiziert und definiert. Die
Projekte sollen in den kommenden Jahren
stufenweise entwickelt, errichtet und in
33

Members´News VGB PowerTech 6 l 2021
Betrieb gesetzt werden. Damit kann ein
wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz und
zur Erreichung der europäischen Treibhausgasminderungsziele
geleistet werden.
Das gemeinsame Ziel ist, Energie nachhaltig
und CO 2 -neutral zu produzieren sowie
für die Städte und Gemeinden ökonomisch
attraktiv zu gestalten.
„Bis 2030 will VERBUND rund ein Viertel
der Gesamterzeugung aus Photovoltaik
und Wind-Onshore abdecken“, so VER-
BUND-Vorstandsvorsitzender Michael
Strugl. „Die Kooperation mit Visiolar stellt
dabei einen wichtigen Schritt zur Erreichung
dieses Zieles dar. Wir freuen uns
sehr, für diesen richtungsweisenden
Schritt in der Erzeugung regenerativer
Energien mittels Photovoltaik einen kompetenten
Partner vor Ort gefunden zu haben.“
Mit der Realisierung der Projekte
avanciert VERBUND zudem zu einem der
führenden Photovoltaik-Player im Kernmarkt
Deutschland. VERBUND betreibt bereits
21 Wasserkraftwerke in Bayern an Inn
und Donau sowie einen 86 MW Windpark
in Rheinland-Pfalz.
LL
www.verbund.com (211801721)
Ybbs-Persenbeug: Neuer Rotor für
mehr Strom aus der Donau
Heikler Kran-Einsatz im VERBUND-Donaukraftwerk
Ybbs-Persenbeug: zwei Kräne
für den 236-Tonnen-Rotor in Millimeterarbeit.
Beide mächtigen Portalkräne des Donaukraftwerk
Ybbs-Persenbeug reichen gerade
aus, um den neuen Rotor für die Maschine
Nr. 3 zu heben. Selbst für die erfahrene
Kraftwerksmannschaft bleibt es eine Herausforderung,
das 10 Meter große Teil millimetergenau
in den Turbinenschacht zu
senken. Damit ist ein wichtiger Meilenstein
im Revitalisierungsprogramm Ybbs2020
erreicht.
Achim Kaspar, im Vorstand der VER-
BUND AG für den Bereich Erzeugung zuständig,
machte sich persönlich ein Bild
vom Fortschritt der Arbeiten. „Die Leistung
von Projektteam und Kraftwerksmannschaft
ist beeindruckend. Besonders stolz
bin ich darauf, dass es sich hauptsächlich
um Eigenpersonal handelt, das seine Ausbildung
in unserer eigenen Lehrwerkstätte
erhalten hat.“
Die Maschine Nr. 3 ist die vorletzte im
Maschinentauschprogramm Ybbs. Im kommenden
Herbst wird die letzte der Turbinen
aus den 1950er Jahren erneuert. „Wo
es uns möglich ist, revitalisieren wir unseren
Kraftwerksbestand. Gerade bei den
großen Donau-Kraftwerken ist noch Potenzial
vorhanden für einen spürbaren Beitrag
zur Energiewende“, so Achim Kaspar. Mehr
Strom aus Wasserkraft
Herzstück der elektrischen Stromerzeugung
ist der Generator. Ein stehender (Stator)
und ein beweglicher Ring (Rotor) werden
über die Turbine von der Donau angetrieben
und erzeugen so Strom aus Wasserkraft.
Die Komponenten sind allesamt noch
Erstbestand aus den 1950er Jahren und
werden von VERBUND Stück für Stück
durch neue Anlagenteile getauscht. Die Erneuerung
am Standort Ybbs-Persenbeug
umfasst zudem eine Erneuerung der Leittechnik,
Kabeln und Transformatoren.
Nach Projektende 2022 erzeugt das Kraftwerk
zusätzlichen Strom für 22.000 Haushalte.
Insgesamt investiert VERBUND am
Standort Ybbs-Persenbeug damit 144 Mio.
Euro.
LL
www.verbund.com (211801722)
Projekt Ybbs2020: Einhub Rotor Hauptmaschine 3 (Mai 2021)
CopyrightVERBUND
Projekt Ybbs2020: Einhub Rotor Hauptmaschine 3 (Mai 2021)
CopyrightVERBUND
Events in brief
MEORGA
MSR-Spezialmessen
MEORGA veranstaltet technologisch orientierte
Fachmessen mit begleitenden
Fachvorträgen für Produkte der Messtechnik,
Steuerungstechnik, Regeltechnik, Prozessleitsysteme
und Automatisierungstechnik
in der Prozess- und Fabrikautomation.
Die Aussteller werden dabei bei der
Suche neuer potenzieller Kunden durch
umfangreiche Werbeaktionen unterstützt.
In speziell ausgesuchten Wirtschaftsräumen
werden Aussteller und Besucher
punktgenau zusammengeführt, was an Effizienz
kaum zu überbieten ist. Für die Aussteller
ist jeder Besucher ein potentieller
Kunde. Dieses Konzept der punktgenauen
Zusammenführung von Anbietern und
Kunden ist der ideale Ort zur Darstellung
von Kompetenz und Know-how. Eintritt
und Imbiss sind für die Besucher kostenlos.
MEORGA führt seit Jahren die MSR-Spezialmessen
mit großem Erfolg durch.
Durch den wachsenden Kostendruck in
den Unternehmen und die damit einhergehenden
Restriktionen bei Dienstreisen finden
lokale Messen -vor der Haustür- immer
größeren Anklang und sind ein Gewinn für
Aussteller und Besucher.
Auf den Messen zeigen führende Firmen
der Branche ihr Leistungsspektrum, informieren
in Fachvorträgen und legen größten
Wert auf das lösungsorientierte Fachgespräch
in einer professionellen und serviceorientierten
Messeatmosphäre. Hier
werden Kundenkontakte neu aufgebaut,
Bestandskunden gepflegt.
MSR-Spezialmessen in 2021
Im Jahr 2021 sind Corona-bedingt folgende
Veranstaltungen geplant:
• Ludwigshafen am 15. September 2021
• Landshut am 27. Oktober 2021
Informationen dazu werden laufend im
Web aktualisiert.
LL
www.meorga.de
34

VGB PowerTech 6 l 2021
Members´News
VGB-Workshop
Veranstaltungsort
Hotel am Delft
Am Delft 27
26721 Emden
oder/und
Live & Online als Webinar
Kontakte
Dagmar Oppenkowski
Tel.
+49 201 8128-237
Guido Schwabe
Tel.
+49 201 8128-272
E-mail
vgb-arbeitsmed@vgb.org
11. Emder Workshop Offshore
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin
Ankündigung
17. und 18. September 2021
• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-
Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.
Daraus ergeben sich besondere Anforderungen und Bedingungen
für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.
• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,
insbesondere an Ärzte/innen sowie andere Angehörige von
Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie
Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten
die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung
an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.
• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.
Weitere Informationen | Programm | Anmeldung
• www.vgb.org/offshore_arbeitsmedizin2021.html
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Foto: ©rost9 - stock.adobe.com
Hinweis: Sollte auch zu diesem Termin eine Präsenzveranstaltung weiterhin
nicht möglich sein wird ggf. eine Live & OnLine Veranstaltung angeboten
bzw. eine Kombination aus Präsenz- und OnLine-Veranstaltung.
www.vgb.org
35
Neuer Termin
in 2021!

Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit VGB PowerTech 6 l 2021
Systemtrennung als Warnschuss? –
Aktuelle Aspekte der elektrischen
Versorgungssicherheit
Marc Oliver Bettzüge 1
Abstract
System separation as a warning shot? -
Current aspects of electrical supply
security
The system split in the European electricity interconnected
grid on 8 January 2021 has
shown which supra-regional efforts may currently
already be necessary to ensure the security
of supply with electricity in case of emergency.
The challenges for supply security continue
to increase due to the transformation of
the energy system, not least driven by the (German)
coal phase-out and the European Clean
Energy Package, especially since the power system
will remain the decisive area for transformation
in the medium term. Therefore, the
challenge in the next years will be to identify
and implement in a timely manner those measures
among the available ones that can best
support security of supply.
System operation in particular will be challenged
by the shift from conventional generation
to fluctuating renewables. In addition to
the promotion of renewable energies, targeted
investments in technologies that make a high
contribution to supply security are therefore
necessary.
However, the question remains to what extent
the current institutional and market framework
can ensure such an adaptation of the
power system to maintain security of supply. l
Der Beitrag ist erschienen im Original in der
Schriftenreihe des Kuratoriums „Forum für Zukunftsenergien“,
Redundanzen, Resilienzen
und Nachhaltigkeit: Energie für die 20er Jahre,
Band 14 – Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge: Systemtrennung
als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte
der elektrischen Versorgungssicherheit.
Mit freundlicher Genehmigung des Forum
für Zukunftsenergien e.V.,
www.zukunftsenergien.de .
Autor
Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge
Direktor und Geschäftsführer
Energiewirtschaftliches Institut an der
Universität zu Köln (EWI)
Köln, Deutschland
1 Ein Warnschuss?
Über die vergangenen Jahrzehnte hat das
europäische und insbesondere das deutsche
Stromsystem eine hohe Versorgungssicherheit
geboten [BNetzA, 2020a]. Ein
wichtiges Merkmal hierfür ist die sogenannte
N-1-Sicherheit des Systems, also
die Resilienz gegenüber dem Ausfall eines
einzelnen Betriebsmittels. Der jüngste
Störfall vom 8. Januar 2021 hat den Eindruck
bestätigt, dass diese Sicherheit nur
noch durch erhebliche Anstrengungen auf
Seiten der Netzbetreiber gewährleistet zu
sein scheint.
Auslöser des Störfalls war ein Umspannwerk
in Kroatien, in dem in Folge eines
Überstroms zwei Sammelschienen durch
das Auslösen eines Leistungsschalters voneinander
entkoppelt wurden. Die folgende
Kettenreaktion von Überströmen auf den
umliegenden Übertragungsleitungen resultierte
in einer Abschaltung entsprechender
Übertragungsleitungen und einer
Trennung des Europäischen Verbundsystems
in zwei voneinander entkoppelte Zonen.
Trotz eines daraus resultierenden
Leistungsungleichgewichts von rund 6 GW
konnten beide Teilsysteme stabilisiert und
weiterbetrieben werden. Dazu mussten allerdings
unter anderem abschaltbare Lasten
mit einer gesamten Leistung von rund
1,7 GW in Frankreich und Italien vom Netz
genommen werden [ENTSOE, 2021]. Nach
rund einer Stunde konnten beide Zonen
wieder synchronisiert werden. Das direkte
Eingreifen gemäß aufeinander abgestimmter
Handlungsroutinen sicherte die Stabilität
des Europäischen Verbundnetzes.
In diesem Fall konnte ein großflächiger
Stromausfall verhindert werden. Jedoch
ruft das aktuelle Beispiel die Relevanz der
Sicherheit der Stromversorgung in Erinnerung.
Zudem ist die europaweite Gewährleistung
der Versorgungssicherheit im laufenden
Transformationsprozess der Stromwirtschaft
zunehmenden Herausforde-
1
Mein Dank gilt Kirsten Krumrey, Nils Namockel,
Philipp Theile und Jonas Zinke für die
freundliche Unterstützung bei der Abfassung
dieses Beitrags.
rungen ausgesetzt, die im Folgenden
schlaglichtartig beleuchtet werden.
2 Bekannte Voraussetzungen
Maßgeblich für die Stabilität des Stromsystems
ist das kontinuierliche Gleichgewicht
zwischen Stromerzeugung und -verbrauch.
Zur Wahrung dieses Gleichgewichts muss
das Stromsystem unter anderem zwei
wichtige Voraussetzungen erfüllen. Zum
einen muss jederzeit genug steuerbare Erzeugungsleistung
zur Verfügung stehen,
um Residuallastspitzen zu decken. Das
Netz muss dabei hinreichend leistungsfähig
sein, um Erzeugung und Verbrauch
auch über größere Entfernungen hinweg
miteinander zu verbinden. Zum anderen
muss der Kraftwerkspark der Änderungsrate
der Residuallast, dem sogenannten
Gradienten, folgen können.
Im bisherigen System waren beide Anforderungen
erfüllt. Es standen (und stehen
noch) genügend steuerbare, konventionelle
Kraftwerke bereit, um beispielsweise bei
einer Dunkelflaute die Residuallast zu decken.
Die Standorte dieser Kraftwerke sind
zudem in geeigneter Weise auf die Lastzentren
und verfügbaren Netzkapazitäten abgestimmt.
Gleichzeitig mildern die rotierenden
Massen der konventionellen Kraftwerke
die aus der Änderung der Residuallast
entstehenden Frequenzgradienten,
so dass eine frühzeitige Korrektur der
Netzfrequenz selbst bei starken Änderungen
von Windverhältnissen oder solaren
Einspeiseraten bislang weiterhin möglich
blieb. Die Entwicklung der Netzleistungsfähigkeit,
der Spitzenlast und der Nachfrageflexibilität
sind in diesem Zusammenhang
entscheidende Parameter für die Kosten
der Erhaltung der Versorgungssicherheit.
3 Gesicherte Leistung
Das europäische und insbesondere das
deutsche Stromsystem befindet sich in einem
tiefgreifenden Transformationsprozess.
Während der Ausbau der fluktuierenden,
erneuerbaren Energien voranschreitet,
geht die Kapazität konventioneller,
steuerbarer Erzeuger seit einigen Jahren
deutlich zurück. Die zu Beginn des vorigen
36

VGB PowerTech 6 l 2021
Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit
Jahrzehnts noch komfortable Erzeugungsmarge
– also die Differenz zwischen installierter
gesicherter Leistung und zu erwartender
Spitzenlast – ist in den vergangenen
Jahren merklich geschrumpft [ENTSOE,
2018].
Ende 2022 wird in Deutschland das letzte
Atomkraftwerk vom Netz gehen. Mit dem
Kohleausstiegsgesetz wird außerdem der
schrittweise Ausstieg aus der Braun- und
Steinkohle-verstromung in Deutschland
umgesetzt. Die Braunkohle- und Steinkohlekapazitäten
werden demnach bis 2030
auf maximal 8 GW Steinkohle und 9 GW
Braunkohle verringert. Bis spätestens Ende
des Jahres 2038 wird die Kohleverstromung
in Deutschland vollständig beendet
werden. Der weitere deutsche Atom- und
Kohleausstieg wird also die Leistung konventioneller
Erzeugung in Zentralwesteuropa
zusätzlich reduzieren. Die verbliebenen
konventionellen Kraftwerke werden
durch den angestrebten weiteren Ausbau
von EE-Anlagen sowie die Entwicklungen
auf dem europäischen Markt für Emissionszertifikate
zudem zunehmend unter
Druck gesetzt, so dass gegebenenfalls weitere,
marktbedingte Abschaltungen erfolgen
könnten.
Dem gegenüber steht der Ausbau fluktuierender
erneuerbarer Energien, die jedoch
im Vergleich zu den konventionellen Kraftwerken
eine deutlich geringere statistische
Verfügbarkeit aufweisen. Eine spürbare
Kompensation für den Rückgang der konventionellen
Bestandskapazität hängt daher
insbesondere von einem möglichen
Zubau von Gaskraftwerkskapazitäten ab.
Mit dem gleichzeitigen Ausstieg aus der
Kohleverstromung und der Atomkraft visiert
Deutschland zwar den ambitioniertesten
Umbruch an, jedoch verfolgt auch
die Europäische Union mit dem „Green
Deal“ das Ziel, bis 2050 ein klimaneutrales
Energiesystem aufzubauen. In den kommenden
Jahren sollen weiterhin konventionelle
Kraftwerkskapazitäten zurück- und
erneuerbare Energien ausgebaut werden
[IEA, 2020]. Auch in den Nachbarländern
wird es dabei allein schon aus Altersgründen
zum Rückbau bestehender Kapazitäten
kommen. Insgesamt bedarf es substanzieller
Investitionen in die europäische gesicherte
Leistung.
4 Frequenzhaltung
Der Rückgang an konventioneller Erzeugungskapazität
reduziert dabei nicht nur
die Erzeugungsmarge, sondern führt zudem
zu einem Abbau von rotierenden Massen,
was insbesondere Auswirkungen auf
die Aufrechterhaltung der systemweiten
Netzfrequenz in Höhe von 50 Hz haben
kann, für die Erzeugung und Verbrauch zu
jedem Zeitpunkt ausgeglichen sein müssen.
Ein Leistungsungleichgewicht, wie
z.B. in Höhe von 6 GW beim System-Split
im Januar, führt zu Frequenzabweichungen,
die je nach Höhe die Stabilität des
Stromsystems gefährden.
Netzbetreiber nutzen die Regelleistung,
um kritische Frequenzabweichungen zu
verhindern. Jedoch benötigt selbst die
schnellste Regelleistung, die Primärregelung,
einige Sekunden bis zur vollständigen
Aktivierung. In der Zeitspanne zwischen
Störungseintritt und Aktivierung der
Regelleistung darf die Leistungsdifferenz
nicht zu einer kritischen Frequenzabweichung
führen, d.h. der Frequenzgradient
muss auf zulässige Größe begrenzt werden.
Bisher begrenzt die Momentanreserve
als inhärente Eigenschaft des Stromsystems
die Frequenzgradienten. Sie wird im
Wesentlichen von den Synchronmaschinen
der thermischen Kraftwerke bereitgestellt.
Deren träge Schwungmassen beeinflussen,
wie schnell sich Leistungsdifferenzen auf
die Netzfrequenz auswirken. Mit dem
Rückgang konventioneller Erzeugung
nimmt die verfügbare Trägheit im Stromsystem
ab. Neben der reinen Erzeugungsleistung
konventioneller Kraftwerke gilt es
also zusätzlich ihre systemprägenden Eigenschaften
wie die trägen Schwungmassen
adäquat zu ersetzen.
Aktuelle Studien zeigen, dass bereits ohne
System-Split die zulässigen Frequenzbereiche
in einzelnen Stunden des Modell-Jahres
2040 verlassen werden könnten [EWI,
2019; ef.Ruhr, 2020]. Um die heutige Frequenzstabilität
zu erhalten, wären daher
Gegenmaßnahmen notwendig.
5 Leistungsbedarf
Gleichzeitig bestehen auf der Nachfrageseite
Bestrebungen, weitere Teile der
Volkswirtschaft zu elektrifizieren, insbesondere
in den Bereichen Wärme (elektrische
Wärmepumpe) und Transport (Elektromobilität).
Hieraus würden sich zusätzliche
elektrische Lasten ergeben, die zudem
breit in der Fläche verteilt wären. Neben
der Entwicklung des Kraftwerkparks gilt es
daher bei der Ermittlung von möglichen
zukünftigen Kapazitätsdefiziten die sich
verändernden Rahmenbedingungen auf
der Stromverbrauchsseite zu berücksichtigen.
Vor allem mittel- und langfristig ist
der Grad der Elektrifizierung der Endverbrauchssektoren
von entscheidender Bedeutung
[EWI, 2020a].
Aktuell besteht jedoch Unsicherheit darüber,
wie hoch die Durchdringung von Wärmepumpen
und Elektrofahrzeugen in Zukunft
sein wird. Diese beiden strombetriebenen
Verbraucher werden bei einer hohen
Durchdringung das zukünftige Strombedarfsprofil
und somit die Spitzenlast maßgeblich
prägen. Ein wesentlicher Aspekt
dieser Veränderung ist die zunehmende
Wetterabhängigkeit der Last. Beispielsweise
verschlechtert sich der Wirkungsgrad
der Wärmepumpen bei niedrigen Temperaturen.
Dadurch steigt der ohnehin durch
die Elektrifizierung der Wärmeversorgung
erhöhte Strombedarf zusätzlich an. Daher
könnte schon im Jahr 2030 bei besonders
niedrigen Temperaturen eine Versorgungslücke
von mehreren Terrawattstunden auftreten,
wenn der Kraftwerkspark nicht an
die zusätzliche Stromnachfrage angepasst
wird [EWI, 2020a].
6 Monitoring der kontinuierlichen
Stromversorgung
Die substanziellen Veränderungen im
Stromsystem machen – vor allem vor dem
Hintergrund des liberalisierten Marktregimes
– ein kontinuierliches Monitoring
der Versorgungssicherheit erforderlich. In
Deutschland ist dafür nach §54 EnWG die
Bundesnetzagentur verantwortlich. In ihrem
jährlichen Monitoringbericht schlüsselt
sie den vergangenen und erwarteten
Kraftwerkszubau auf. So erwartet die Bundesnetzagentur
bis 2023 einen Zubau von
rund 2,5 GW an Gaskraftwerken [BNetzA,
2021].
Die Frage der Verfügbarkeit ausreichender
Erzeugungskapazitäten zur Deckung der
Stromnachfrage stellt sich aber nicht nur in
Deutschland. Sie unterliegt auch auf europäischer
Ebene ständiger Überprüfung.
Die Möglichkeit von kurz- und mittelfristigen
Engpässen werden in den Winter Outlooks
des Verbundes der europäischen
Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E)
thematisiert. Die Outlooks bewerten die
Angemessenheit der Erzeugungskapazitäten,
um Risiken für die Versorgungssicherheit
in der kurzen Frist zu mindern. ENT-
SO-E [2020] identifizierte unter anderem
mögliche Engpässe für die Wintermonate
in Frankreich. Für die weitere Zukunft
führt ENTSO-E derzeit den European Midterm
Adequacy Forecast (MAF) mit einem
Zeithorizont von zehn Jahren durch. Bis
2021 wird, wie im Clean Energy Package
vorgesehen, schrittweise eine europäische
Bewertung der Angemessenheit der Kraftwerkskapazitäten
(European Resource
Adequacy Assessment, ERAA) eingeführt.
Diese Bewertung soll sich als zentrales Instrument
bei der Feststellung von Kapazitätsdefiziten
auf europäischer Ebene etablieren.
Für die Umsetzung und damit verbunden
für das Tätigen entsprechender
Investitionen bleiben jedoch die Mitgliedstaaten
verantwortlich.
7 Mangel an Investitionstätigkeit
Zwar ist das Beobachten der Versorgungssicherheit
eine grundsätzlich wichtige
Vorsorgemaßnahme, jedoch liegt die zentrale
Herausforderung in der institutionellen
und marktlichen Organisation der notwendigen
Investitionen. Die an die Beobachtungspflichten
geknüpften
kurzfristigen Notfallmaßnahmen garantieren
weder einen effizienten Wandel des
Stromsystems noch einen nachhaltigen
Effekt auf die Versorgungssicherheit. Eine
37

Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit VGB PowerTech 6 l 2021
frühzeitige strategische Ausrichtung auf
die neuen Anforderungen des Stromsystems
könnte den Einsatz von Notfallmechanismen
vermeiden.
Momentan scheint jedoch unklar, wer die
Rolle des Auslösens und der Koordination
von Investitionen übernimmt. In der Theorie
könnte der Strommarkt für ausreichende
Investitionen sorgen, falls bestimmte
Bedingungen erfüllt sind, insbesondere
hinsichtlich der Preiselastizität der Nachfrage.
Ein angemessenes Niveau an Versorgungssicherheit
würde sich demnach selbst
im Markt durchsetzen können. Jedoch wird
diskutiert [u.a. EWI, 2020b] , warum in der
Realität des Jahres 2021 nicht alle theoretischen
Voraussetzungen uneingeschränkt
zu gelten scheinen. Regulatorische Preisobergrenzen
verhindern beispielsweise, dass
in Knappheitssituationen ausreichende
Preissignale gesendet werden. Zusätzlich
bleibt offen, inwieweit die Preiselastizität
der Nachfrage zukünftig in Knappheitssituationen
tatsächlich ausreichen wird, um
Knappheitspreise zu erzeugen.
In der Tat ist die tatsächliche und angekündigte
Investitionstätigkeit derzeit deutlich
geringer als der in vielen aktuellen Studien
ermittelte Neubaubedarf. Bis Ende der Dekade
wird von einem kumulierten Neubaubedarf
von mindestens 20 bis 27 GW (2020
bis 2030) ausgegangen [vgl. etwa: dena,
2019; Agora, 2020; EWI, 2020c]. Dies entspräche
grob einem Zubau in Höhe von
rund 2,0 bis 2,7 GW pro Jahr. Aktuell ist für
Deutschland allerdings laut BNetzA von
Januar 2021 bis zum Jahr 2023 nur ein Zubau
von rund 2,5 GW an neuer Kraftwerksleistung
geplant. Bislang ist also nicht erkennbar,
dass Investitionen im erforderlichen
Umfang und in der erforderlichen
Geschwindigkeit angegangen werden.
8 Mögliche Maßnahmen
Vor dem Hintergrund dieser Entwicklungen
gewinnt die Frage nach der mittel- und
langfristigen Gewährleistung von Versorgungssicherheit
mit Strom an politischer
Relevanz. Die Weichen für die Beantwortung
dieser Frage sollten schon bald gestellt
werden.
Aufgrund der knapper werdenden Erzeugungsmarge
wurden im Zuge der Diskussionen
um die Versorgungssicherheit bereits
verschiedene Reservearten auf nationaler
Ebene implementiert. Eine davon ist die in
der Reservekraftwerksverordnung (Netz-
ResV) geregelte Sicherheitsbereitschaft.
Sie setzt sich aus vorläufig stillgelegten
Braunkohlekraftwerken zusammen, die in
besonders kritischen Situationen hochgefahren
werden können. Im vergangenen
Jahr befanden sich rund 2,7 GW Kraftwerksleistung
in der Sicherheitsbereitschaft
[BNetzA, 2020b]. Bis zum Jahr 2023
wird diese Menge auf ca. 1,2 GW reduziert.
Im Jahr 2030 soll es keine entsprechende
Reserve mehr geben.
Ergänzt wird die Sicherheitsbereitschaft
mit der Kapazitätsreserve, der auch andere
konventionelle Kraftwerke, wie bspw. Erdgas-
und Steinkohlekraftwerke, angehören.
Die Kapazitätsreserve wird alle zwei
Jahre durch die Bundesnetzagentur ausgeschrieben.
Im vergangenen Jahr 2020 umfasste
diese Reserveart rund 1 GW an Kraftwerksleistung.
Für den Zeitraum 2022 bis
2024 sollen rund 2 GW ausgeschrieben
werden [BMWi, 2020a; BMWi, 2020b]. Beeinflusst
werden die zukünftigen Reservebedarfe
auch von der Umrüstung einiger
Braun- und Steinkohlekraftwerke auf Gaskraftwerke.
Für die Sicherstellung einer ausreichenden
Erzeugungsmarge auch in den 2020er Jahren
scheinen diese Maßnahmen allerdings
nicht mehr ausreichend zu sein. Normative
Szenarien wie der Ten-Year Network
Development Plan (TYNDP) der
ENTSO-E müssen sich dieser Problematik
widmen und dabei insbesondere realistische
Szenarien für die Entwicklung der
elektrischen Lasten unterstellen, um die
Gefahr möglicher Versorgungsunterbrechungen
in besonders kalten Wintern zu
minimieren.
Aus diesem Grund wird zunehmend die bereits
zu Beginn des vergangenen Jahrzehnts
im Zuge des Atomausstiegs geführte Diskussion
um die Einführung eines Kapazitätsmechanismus
in Deutschland aufgegriffen.
Die grundsätzliche Idee dabei ist,
dass Kraftwerke nicht nur für vermarktete
Energie vergütet werden, sondern zusätzlich
für die langfristige Vorhaltung von Erzeugungsleistung
[EWI, 2020b]. Damit
sollen Spitzenlastkraftwerke weiterhin in
der Lage sein, ihre Kapitalkosten zu decken.
Frankreich und Großbritannien haben bereits
Kapazitätsmechanismen eingeführt.
In der Zukunft wird es vor diesem Hintergrund
umso wichtiger sein, das Verhalten
von stromgeführten, wetterabhängigen
Verbrauchern zu kennen und Flexibilitäten
gezielt zu nutzen. Die vielfach diskutierte
Reform der Stromentgeltsystematik zur Erhöhung
der verbraucher- und speicherseitigen
Flexibilität [bspw. Jeddi & Sitzmann,
2019], wird daher an Bedeutung gewinnen.
Die Verantwortung für die Beherrschung
der Frequenzgradienten liegt bei den Übertragungsnetzbetreibern.
Hier stellt sich vor
allem die Frage, wie die Netzbetreiber den
Anforderungen der steigenden Gradienten
im System bei gleichzeitig zurückgehender
Massenträgheit begegnen wollen. Da die
Momentanreserve bisher als Nebenprodukt
der konventionellen Stromerzeugung
dem Netz bereitgestellt wurde, gibt es noch
keinen entsprechenden Ersatz. Grundsätzlich
sind sowohl Investitionen in technische
Betriebsmittel (z.B. rotierende Phasenschieber)
oder aber auch zusätzliche
Regelleistungsprodukte wie die Fast Frequency
Response in Finnland oder Irland
denkbar. Diese sehr schnelle Form von Regelleistung
wird aktuell weder am Markt
gehandelt noch in technischen Anschlussrichtlinien
gefordert. Sie reagiert schneller
als die heutige Primärregelleistung und
könnte selbst bei höheren Frequenzgradienten
eingreifen, bevor eine Frequenzabweichung
kritische Größe erreicht.
9 Ausblick
Der System-Split am 8. Januar 2021 hat gezeigt,
welche überregionalen Anstrengungen
für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit
mit Strom im Notfall aktuell
bereits notwendig sein können. Die
Herausforderungen für die Versorgungssicherheit
nehmen durch die Transformation
des Energiesystems, nicht zuletzt vorangetrieben
durch den (deutschen) Kohleausstieg
und das europäische Clean Energy
Package, weiter zu, zumal das Stromsystem
mittelfristig der entscheidende Bereich für
die Transformation bleiben wird. Daher besteht
die Aufgabe in den folgenden Jahren
darin, unter den verfügbaren Maßnahmen
rechtzeitig diejenigen zu identifizieren und
umzusetzen, welche die Versorgungssicherheit
bestmöglich stützen können.
Insbesondere die Systembetriebsführung
wird durch den Wandel von konventioneller
Erzeugung zu fluktuierenden erneuerbaren
Energien gefordert. Neben der Förderung
der erneuerbaren Energien sind
daher gezielte Investitionen in Technologien
notwendig, die einen hohen Beitrag zur
Versorgungssicherheit leisten. Da zudem
die Anforderungen an die Aufrechthaltung
der Netzfrequenz sowohl auf Übertragungsnetzebene
als auch auf Verteilnetzebene
steigen, müssen die Betriebsmittel
entsprechenden technischen Anforderungen
genügen. Für die digitalisierte Steuerung
dezentraler Anlagen (Erzeuger und
flexible Verbraucher) ist beispielsweise die
Erweiterung der Möglichkeiten in Zusammenhang
mit der Informations- und Kommunikationstechnik
notwendig. Die Absicherung
der Stromnetze und Erzeugungsanlagen
gegen Eingriffe Dritter ist dabei
stets zu wahren.
Es bleibt allerdings die Frage, inwieweit
der aktuelle institutionelle und marktliche
Rahmen eine derartige Anpassung des
Stromsystems zur Wahrung der Versorgungssicherheit
gewährleisten kann. Die
regulatorischen und marktlichen Strukturen,
die in der Phase der europäischen Liberalisierung
in den vergangenen 30 Jahren
etabliert worden sind, könnten für die
anstehenden Aufgaben nicht mehr optimal
geeignet sein. Zu überprüfen und weiterzuentwickeln
sind sowohl die Rollen und
Zuständigkeiten entlang der entflochtenen
Wertschöpfungskette als auch die Verteilung
der Kompetenzen und Aufgaben im
staatlichen Bereich – also zwischen der Europäischen
Union und ihren Mitgliedsstaaten
einerseits und den verschiedenen staatlichen
Akteuren und Behörden andererseits
[Bettzüge, 2020].
38

VGB PowerTech 6 l 2021
Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit
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019-00265-6.
l
VGB-Standard
Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren
(vormals VGB-R 167)
Ausgabe 2021 – VGB-S-167-00-2021-03-DE
DIN A4, Print/eBook, 70 S., Preis für VGB-Mit glie der € 130.–, Nicht mit glie der € 195,–, + Ver sand und USt.
Veränderungen in der Betriebsweise der Kraftwerksblöcke und in den Instandhaltungsstrategien der
Unternehmen, verbunden mit den Anwendungserfahrungen der VGB-Richtlinie „Revisionsempfehlungen
für Turbogeneratoren“ (VGB-R 167) aus dem Jahr 2010 bedingten deren Überprüfung.
Bei der Anwendung der vormaligen VGB-Richtlinie zeigte sich, dass eine direkte Beziehung der Revisionsintervalle
zur Leistungsgröße der Generatoren nicht immer zielführend ist. Die Berücksichtigung
eines Korrekturfaktors „Kühlungsart“ wurde geprüft und dieser eingeführt.
Auch eine Neubewertung der Lastwechsel wurde erforderlich. Eine Ausarbeitung der LEAG „Berechnung
des Beitrages zyklischer Lastwechsel zur äquivalenten
Betriebszeit von Turbogeneratoren mit dem Rainflow-Zählverfahren“ lieferte einen Ansatz für eine detaillierte
Analyse, jedoch blieb ebenso ein pragmatischer Ansatz über Vergleichstabellen Gegenstand
der Überarbeitung.
VGB-Standard
Revisionsempfehlungen
für Turbogeneratoren
(vormals VGB-R 167)
VGB-S-167-00-2021-03-DE
Grundsätzliche Überlegungen zur Verbesserung der Anwendbarkeit und zur Ergänzung einer vereinfachten Ermittlung der äquivalenten
Betriebsstunden wurden einbezogen und eine generelle Überprüfung der Bewertungsfaktoren, insbesondere für Start/Stopp
(T3), erfolgte.
Auf die Einbeziehung der Auswertung der VGB-Schadensdatenbank, vorgestellt z. B. in einer Präsentation anlässlich der KELI 2016,
wurde verzichtet, da sich die Ergebnisse sehr produktspezifisch zeigten. Das Thema blieb nur vom Grundsatz im Dokument erhalten.
Eine Beschreibung der Notwendigkeit zur Inspektion und Erstrevision (Garantierevision) für Neuanlagen wurde integriert.
Die VGB-Projektgruppe Generatoren setzte eine Untergruppe ein, in der auch Hersteller von Beginn an vertreten waren.
39

VGB-FACHTAGUNG
IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN
28. und 29. September 2021in Essen | Hotel Bredeney
IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN
Die Aktivitäten der VGB-Mitgliedsunternehmen, die unter dem Begriff
„IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen Jahren
fester Bestandteil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.
Die VGB-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung
bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische Dienstleistungen
erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit sehr ernst.
Der IT-Sicherheit wurde im Jahr 2015 durch das „Gesetz zur Erhöhung
der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz)“
ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen
und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig
weiterentwickelt wird. Zur Betrachtung des Themas gab und gibt es
bereits verschiedenste Angebote von Herstellern und Dienstleistern,
um über Erkenntnisse, Produkte und Services zu informieren.
VGB sieht mit seinen zuständigen Arbeitsgremien darüber hinaus
den Bedarf, einerseits den konkreten Erfahrungsaustausch zur Umsetzung
der gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen aus
Sicht der Anlagenbetreiber zu führen und andererseits frühzeitig
über neue Anforderungen zu diskutieren. Ergänzend werden Hersteller
und Dienstleister eingeladen, mit den Anlagenbetreibern
über ihre Produkte und Services zu diskutieren, Neuentwicklungen
vorzustellen und gemeinsame Handlungsfelder anzugehen.
Die Schwerpunkte der Fachtagung werden sein:
| ISMS nach IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen,
Zertifizierung nach Konformitätsbewertungsprogramm
| IT-Sicherheitsmaßnahmen nach BSI-Gesetz
| Betrachtungen IT-Sicherheit in
Kombination Technische IT (PDV, OT) und Büro IT
| IT-Sicherheitsgesetz 2.0, Erweiterung
des Geltungsbereiches (z. B. Abfallentsorgung)
| Einsatz von Systemen zur Erkennung von IT-Angriffen
| Änderungsverordnung KRITIS
| IT-Sicherheit für „Neueinsteiger“
(Unternehmen, die bisher nicht von der Regulierung,
für kritische Infrastruktur betroffen waren)
Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!
TAGUNGSPROGRAMM
(Änderungen vorbehaltens)
DIENSTAG, 28. SEPTEMBER 2021
ab 09:30
10:30 –
10:45
V1
10:45 –
11:15
V2
11:15 –
11:45
V3
11:45 –
12:00
13:00 –
13:20
V4
13:20 –
13:40
V5
13:45 –
14:30
RT1
RT1.1
Moderation: Andreas Jambor,
RWE Generation SE
Registrierung
Begrüßung, Einführung, Zielstellung,
VGB Gremiensicht
Dr. Thomas Eck und Jörg Kaiser,
VGB PowerTech e.V.
Risiken, Gefährdungen,
Bedrohungslage der Energiewirtschaft
Christine Hofer, Bundesamt für Sicherheit in der
Informationstechnik (BSI)
Cybersicherheit in der Energiewirtschaft:
Überblick über aktuelle gesetzliche Entwicklungen
Yassin Bendjebbour, BDEW
Beantwortung von Fragen,
Input zur Diskussion in den Round Tables
Angriffe erkennen im OT-Netzwerk:
Auf das Verhalten kommt es an
Arnold Krille, genua GmbH
Die IEC 62443 als ein gemeinsamer
Lösungsweg für Anlagenbetreiber
und Hersteller
Manuel Ifland,
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG
Round Table 1
Moderation: Andreas Jambor,
RWE Generation SE
Erfahrungen im Zertifizierungsprozess nach IT-
Sicherheitskatalog der BNetzA
Erfahrungen der EnBW Erzeugung
als Betreiber kritischer Infrastrukturen
Matthias Heckenberger, EnBW AG
VGB PowerTech e.V., Veranstaltungsteam
und Gremien der IT-Sicherheit
RT1.2
Erfahrungen aus Sicht der RWE
Andreas Jambor, RWE Generation SE
Round Table Diskussion
Kontakt: Barbara Bochynski | Tel.: +49 201 8128-205 | Fax:+49 201 8128-321| E-Mail: vgb-it-security@vgb.org
VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org

13:45 –
14:30
RT2
RT2.1
Round Table 2, Info-Teil
Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH
Zukünftige Anforderungen an „Neueinsteiger“
IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und Änderungsverordnung
KRITIS: Welche Unternehmen der
Branche sind künftig zusätzlich konkret betroffen?
Ralf Hopf, plenum AG
RT2.2
15:00 –
15:20
V6
15:20 –
15:40
V7
15:45 –
16:30
RT3
RT3.1
RT3.2
Grundlagen einer regulierungskonformen
Umsetzung (Aufsetzen eines ISMS)
Martin Malik, STEAG GmbH
Beantwortung von Fragen
bzgl. Grundlagen „Neueinsteiger“
Von der zentralen Netzleittechnik bis zur Schaltanlage:
Ein ganzheitliches System zur Angriffserkennung
in Zeiten zunehmender Digitalisierung
Richard Stüber, Rhebo GmbH
Prozessdaten auf sicherer Reise
Eduard Bebernik, ABB AG
Round Table 3
Moderation: N.N.
Erfahrungen im Nachweisprozess nach
BSI-Gesetz §8a (Branchenstandards)
Umsetzungserfahrungen
im Bereich der Wasserkraft
Robert Wührer, Verbund
Umsetzungserfahrungen
im Bereich der Windkraft
N.N.
Round Table Diskussion
12:30
Please 15:45 – visit Round our Table website 4 (Fortsetzung for RT2) updates about VGB-Events!
16:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH
RT6 Awareness
Aktuelle RT4 Herausforderungen Informationen bei der Umsetzung zu unseren für Veranstaltungen
„Neueinsteiger“: Praxisgespräch
RT6.1
finden Sie auf unserer Webseite!
RT4.1
RT4.2
ab 18.00
Praktikable Vorgehensweise
Janis Zettel, Contechnet GmbH
Newsletter: www.vgb.org
Einbindung eines Dienstleisters
N.N.
Round Table Diskussion
Abendveranstaltung
im Restaurant Rhapsody, Hotel Bredeney
MITTWOCH, 29. SEPTEMBER 2021
09:00 -
09:30
V8
09:30 –
10:00
V9
Moderation: Andreas Jambor, RWE Generation SE
Gesamtheitliche IT-Sicherheit im Unternehmen
nach IT-Sicherheitskatalog der BNetzA,
BSI-Gesetz §8a und allgemeinen Anforderungen
für KRITIS-Betreiber
Dirk Meyer, Uniper
Umsetzung der Anforderungen zur Informationsund
IT-Sicherheit aus der
Betriebssicherheitsverordnung für Betreiber von
Energieerzeugungsanlagen
Katrin Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG
10:00 –
10:30
V10
11:00 –
11:20
V11
11:20 –
11:40
V12
11:45 –
12:30
RT5
RT5.1
RT5.2
11:45 –
Hacking des Leitstands von einem
Kraftwerk – praktische Erfahrungen
Rolf Strehle, ditis Systeme
Der schwarze Schwan – Unerwartete
physische Gefahren und Cybervorfälle
Alexander Schlensog, secunet
IT-Security ist mehr als nur ein Virenscanner
Matthias Fels, Manfred Lustig
und Ali Behbahani,
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG
Round Table 5
Moderation: Andreas Jambor,
RWE Generation SE
Angriffserkennungssysteme
Angriffe erkennen und entgegenwirken
Stefan Menge, IFIT/Achtwerk
Impuls-Pitches
Dominique Petersen, secunet; Richard Stüber, Rhebo
GmbH; Arnold Krille, genua GmbH
Round Table Diskussion
Round Table 6
Moderation: Fabian Cholewa,
RWE Generation SE
Erfahrungen aus dem
Awareness-Programm bei RWE
Fabian Cholewa, AG
RT6.2 Security Awareness & IT-Operations –
Wie Ihnen die Verzahnung von Security
Awareness Training in die bestehende
Sicherheitslandschaft helfen kann,
nachhaltig das Nutzerverhalten zu ändern
und Ihre IT-Operations zu entlasten
Giovanni Pascale, Proofpoint GmbH
13:30-
14:00
V13
14:00-
14:15
V14
Round Table Diskussion
Wissensbasierte Anomalieerkennung
mittels Künstlicher Intelligenz
in Kritischen Infrastrukturen
Franka Schuster, BTU Cottbus
Anomalieerkennung und KI –
der Mensch bleibt am Steuer
Stefan Menge,
IFIT – Freies Institut für IT-Sicherheit e.V.
14:15 Resümee, Schlussworte,
Verabschiedung, Ausblick
Andreas Jambor, RWE Generation SE,
und Jörg Kaiser, VGB PowerTech e.V.
Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html

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VGB FACHTAGUNG
IT-Sicherheit in Energieanlagen
ORGANISATORISCHE HINWEISE
VERANSTALTUNGSORT
Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen
L www.hotel-bredeney.de, info@hotelbredeney.de
FACHAUSSTELLUNG
Wir bieten allen Teilnehmern die Möglichkeit, sich zusätzlich in
der begleitenden Fachausstellung zu präsentieren.
Kontakt: Steffanie Fidorra-Fränz
Tel.: 0201 8128-299, E-Mail: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org
ANMELDUNG
Die verbindliche Anmeldung, online, per Fax oder E-Mail,
wird bis zum 8. September 2021 erbeten.
Eine spätere Anmeldung ist möglich, falls die maxi male Teilnehmerzahl
nicht überschritten ist. Die Anmeldungen werden in der
Reihen folge ihres Eingangs berücksichtigt und durch Zusendung
einer E-Mail bestätigt.
Hinweis: Bei zu geringer Teilnehmerzahl behalten wir uns vor
die Veranstaltung zu stornieren.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
| Mitglieder 650,00 €
| Nichtmitglieder 850,00 €
| Hochschulen, Behörden 300,00 €
| Studierende frei mit Nachweis
Bei Teilnehmern von Unternehmen mit Sitz im Ausland innerhalb
der EU ist die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikationsnummer
erforderlich. Die Teilnahmegebühren schließen die Tagungsunterlagen,
Pausengetränke und Mittagsimbiss während der Tagung,
sowie die Teilnahme an der Abendveranstaltung ein. Der Bewirtungskostenanteil
wird in der Rechnung mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.
Nach der Veranstaltung werden die Vorträge zum
Download exklusiv für die Tagungsteilnehmer auf der VGB-
Homepage veröffentlicht.
ONLINE-ANMELDUNG
Bitte nutzen Sie die Online-Anmeldung.
L www.vgb.org/it_sicherheit2021.html
RÜCKTRITT
Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:
– Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00;
– Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %.
Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.
HOTELEMPFEHLUNGEN
Im Tagungshotel ist unter dem Stichwort „VGB-Fachtagung“ ein
begrenztes Zimmerkontingent vorreserviert.
Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen
info@hotelbredeney.de, 0201 769-0, www.hotel-bredeney.de
Einzelzimmer 99,00 Euro pro Nacht, inkl. Frühstücksbuffet
DATENSCHUTZHINWEISE
Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen sowie Datenschutzhinweise
entnehmen Sie bitte der VGB-Homepage: https://www.vgb.org
Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac
Kontakt: Barbara Bochynski
Tel.: +49 201 8128-205
Fax:+49 201 8128-321
E-Mail: vgb-it-security@vgb.org
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen | Germany
www.vgb.org
VGB-Standard
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen
Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE
DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen
für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische
Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch
Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert
und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.
Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen
und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen
abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
VGB PowerTech e.V.
Klinkestraße 27-31
45136 Essen
Fon: +49 201 8128 – 0
Fax: +49 201 8128 – 329
www.vgb.org
VGB-Standard
IT-Sicherheit für
Erzeugungsanlagen
VGB-S-175-00-2014-04-DE
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop

VGB PowerTech 6 l 2021
Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen
Risikoanalysen: Gefahren neuer
Energieprojekte erkennen und
beherrschen
Thorsten Weidl
Abstract
Risk analyses: Identifying and managing
the risks of new energy projects
New developments in energy technology are not
always adequately described by standards and
technical rules. For large special projects, standardized
procedures are sometimes not applicable.
To ensure a safe product or process, manufacturers
and operators must identify its
risks. Four examples show how diverse the application
possibilities and advantages are for
companies.
Developers of new technologies and manufacturers
of innovative systems often find it difficult
to gain full public acceptance for their products
as long as no empirical values exist and the
technology is fundamentally classified as critical.
Meanwhile, objective criteria for when and
why a new technology will be rejected do not
exist, and potential rejection is therefore almost
impossible to predict.
The actual risk must therefore be assessed according
to a standard in order to make it more
concrete and translate it into understandable
quantities. In doing so, it has proven useful to
make an objective comparison to already
known and accepted techniques with similar
utility. This proof of equal safety has become the
standard for the introduction of new technologies
in Germany.
l
Autor
Thorsten Weidl
TÜV SÜD Industrie Service GmbH
Energie und Systeme
München, Deutschland
Neue Entwicklungen in der Energietechnik
sind nicht immer ausreichend durch Normen
und Technische Regeln beschrieben.
Bei großen Sonderprojekten sind standardisierte
Verfahren mitunter nicht anwendbar.
Damit Hersteller und Betreiber ein sicheres
Produkt oder Verfahren gewährleisten
können, müssen sie dessen Risiken
ermitteln. Vier Beispiele zeigen, wie vielfältig
die Anwendungsmöglichkeiten und
Vorteile für Unternehmen sind.
Entwickler neuer Technologien und Hersteller
innovativer Systeme haben es oft
schwer, die volle Akzeptanz der Öffentlichkeit
für ihre Produkte zu finden, so lange
keine Erfahrungswerte existieren und die
Technik grundsätzlich als kritisch eingestuft
wird. Objektive Kriterien, wann und
warum eine neue Technik abgelehnt wird,
gibt es derweil nicht und eine mögliche Ablehnung
ist daher kaum vorhersagbar.
Das tatsächliche Risiko muss daher nach
einem Standard bewertet werden, um es
greifbarer zu machen und in verständliche
Größen zu übersetzen. Dabei hat es sich
bewährt, einen objektiven Vergleich herzustellen
zu bereits bekannten und akzeptierten
Techniken mit ähnlichem Nutzwert.
Dieser Nachweis der gleichen Sicherheit
wurde zum Standard bei der Einführung
neuer Technologien in Deutschland.
Risiken definieren, verstehen,
beherrschen
Risikoanalysen ermöglichen eine erste
Aussage über das Gesamtrisiko. Dazu werden
Risiken systematisch identifiziert,
quantifiziert und bewertet. So lassen sich
Möglichkeiten für einen sicheren Betrieb
erschließen. Sicherheitskonzepte bündeln
technische und organisatorische Maßnahmen.
Um Risiken objektiv bewerten und vergleichen
zu können, wird der Begriff „Risiko“
in der Risikoanalyse durch konkrete Größen
definiert:
Risiko = Häufigkeit × Schadensausmaß
Während die Häufigkeit, also die Anzahl
der gefährlichen Zustände, klar zu benennen
ist, muss das Schadensausmaß im Einzelfall
bestimmt werden. Hier kommt es
auf die Zielsetzung der Analyse an: Sind
die monetären Folgen von Sachschäden zu
bewerten oder geht es um die Art und
Schwere der Schäden für Personen und
Umwelt?
Für eine risikobasierte Entscheidung muss
der Risikowert klassifiziert und mit allgemein
akzeptierten Risiken abgeglichen
werden. Ein Beispiel: Das Bewegen eines
Fahrzeugs stellt eine (zulässige) Gefahr
dar. Geschwindigkeitsbegrenzungen folgen
der grundsätzlichen Annahme, dass
sie die Häufigkeit von Unfällen und die
Auswirkungen ihrer Folgen auf ein akzeptables
Maß reduzieren.
Die Risikoanalyse kann auf empirischen
Daten (z.B. Unfallstatistiken) aufbauen
oder einem probabilistischen Ansatz folgen.
Die Empfehlungen beruhen dann auf
Wahrscheinlichkeitsrechnungen und dem
daraus ermittelten Risiko. TÜV SÜD nutzt
für die Risikoanalysen u. a. HAZID- (Hazard
Identification) und HAZOP-Studien
(Hazard and Operability), Auswirkungsund
Ereignisanalysen sowie die Monte-
Carlo-Simulation. Vier Beispiele zeigen,
wie dadurch Produkte sicherer und Projekte
planbarer werden.
Photovoltaikanlagen
Der Eigentümer einer 60-Kilowatt-Photovoltaik
(PV)-Anlage stellte fünf Jahre nach
Inbetriebnahme Risse auf der Rückseitenfolie
seiner 264 Module fest. Der Hersteller
untersuchte die Rückläufer vor dem Hintergrund
eigener Felderfahrungen. Das zu
den weltweiten Branchenführern zählende
Unternehmen musste feststellen, dass sich
unter bestimmten Bedingungen, insbesondere
sehr starker Sonneneinstrahlung, mosaikartige
Risse in der Folie eines bestimmten
Typs bildeten und sich diese dadurch
langfristig auflöste. Das Produkt war bereits
in weltweit verkauften PV-Anlagen
verbaut worden.
PV-Module sind mehrschichtig aufgebaut:
Die eigentlichen PV-Zellen werden von einem
Einbettungsmaterial getragen, das
43

Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen VGB PowerTech 6 l 2021
diese mechanisch unterstützt, elektrisch
isoliert und vor Umgebungsmedien
schützt. Die Rückseite der Solarzelle wird
zusätzlich mit einer sogenannten Backsheet-Folie
abgedeckt. Diese meist dreischichtigen
Kunststofffolien (Polyamid,
Polyvinylfluorid oder Polyester) sollen Witterungseinflüsse
(z.B. Nässe) abhalten
und vor mechanischen Beschädigungen
schützen.
Eine gerissene Folie beeinflusst die Leistung
der PV-Anlage nicht unmittelbar.
Wenn allerdings dadurch die Isolierung
beeinträchtigt wird, schalten gegebenenfalls
die Wechselrichter automatisch ab. Im
schlimmsten Fall gelangt Wasser ins Modul,
es kommt zum Kurzschluss und die
Solarzelle brennt durch. So wird die mangelhafte
Folie langfristig zum Sicherheitsproblem.
Unabhängig von der Haftungsfrage
wollte das Unternehmen die möglichen
Gefahren, die von einer schadhaften
PV-Anlage ausgehen würden, ermitteln.
Unterschiedliche Umweltbedingungen
Weil aus verschiedenen Ländern unterschiedliche
Schadensbilder vorlagen,
nahm TÜV SÜD exemplarische Risikobewertungen
in drei Klimazonen vor. Australien
und Malaysia standen für Regionen
mit intensiver Sonneneinstrahlung. In Italien
wurden die mediterranen Umwelteinflüsse
untersucht. Nord- und Süddeutschland
repräsentierten die gemäßigt kühle
Westwindzone. Die untersuchten Proben
wurden unterschieden zwischen Dachinstallationen
und freistehenden Anlagen.
Zudem wurde berücksichtigt, ob die Anlagen
von qualifiziertem Personal aufgebaut
und gewartet wurden.
Analyse und Ergebnisse
Aufbauend aus diesen Eingangsdaten wurde
die Risikoentwicklung über die Einsatzjahre
der PV-Module berechnet. In den
sonnenintensiven Regionen ergab sich ein
hohes, nicht mehr akzeptables Risiko bereits
nach neun Betriebsjahren, im Mittelmeerraum
hingegen erst nach 22,5 und in
der gemäßigten Zone nach mehr als 25
Jahren. In den ersten beiden Fällen empfahlen
die Prüfer, nach viereinhalb Jahren
instand haltende Maßnahmen einzuleiten.
In Deutschland liegt das Risiko sogar nach
15 Jahren noch im tolerablen Bereich. Ein
inakzeptables Risiko wäre erst nach dem
Ende der Entwurfslebensdauer der Module
zu erwarten. Hier genügen daher organisatorische
Maßnahmen, wie etwa die Kunden
über das Risiko aufzuklären. Dennoch lautet
die Empfehlung, die Entwicklung zu beobachten
und die Maßnahmen anzupassen,
sollten die Schäden häufiger auftreten.
Das Gutachten zeigte dem Hersteller den
vorhandenen Handlungsspielraum auf und
half ihm, eine Langzeitstrategie im Umgang
mit den defekten Modulen zu erarbeiten
und Schaden von den Kunden ab-
zuwenden. Das Unternehmen hatte klare
Kennziffern zur Verfügung, welche Anlagen
nach welchen Betriebszeiten erneuert
werden mussten und konnte so einen genauen
Fahrplan für die technischen und organisatorischen
Maßnahmen erstellen.
Hochspannungsleitungen
Die Liberalisierung der Verteilnetze in Europa
sowie die zunehmende Einspeisung
von Strom aus erneuerbaren Energiequellen
verändern die technischen Rahmenbedingungen
für den Betrieb von Hochspannungsleitungen.
Wie etwa verhalten
sich die Kabel bei höherer Belastung? Wie
wirkt sich das auf die unmittelbare Umgebung
aus? Genügt die Auslegung der
Schaltanlagen?
Insbesondere eine gestiegene Leistungsübertragung
führt dazu, dass in der Planungsphase
getroffene Annahmen nicht
mehr gelten. Die neuen Bedingungen sind
noch nicht vollständig von Normen und
technischen Regeln erfasst. Verschiedene
Netzbetreiber ließen daher spezifische Risiken
für unterschiedliche Szenarien entwickeln.
Den Unternehmen ging es darum
Sachschäden zu vermeiden, die Netzintegrität
zu gewährleisten und nicht zuletzt die
Gefahr von Personenschäden ausschließen
zu können.
Durchhängende Freileitungen
Hochspannungsleitungen können insbesondere
für die Landwirtschaft ein Risiko
darstellen. Landwirten ist das in der Regel
bewusst und die Mindestabstände zwischen
den Kabeln und großen Landmaschinen
wie etwa Mähdreschern sind normalerweise
ausreichend. Neue Randbedingungen
verändern jedoch das Risiko: Wenn
frei hängende Kabel, wegen der vermehrten
Nutzung der Stromtrassen, höhere
Ströme führen als bei der Auslegung vorgesehen,
hängen sie stärker durch. Bei extremen
Wetterlagen werden die Leitungen
unter Umständen noch weiter gedehnt, so
dass sie den vorgeschriebenen Mindestabstand
zum Boden oder zu Gebäuden unterschreiten.
Netzbetreiber sind also mitunter gefordert,
die daraus resultierenden Gefahren einzudämmen.
Welche Maßnahmen dafür geeignet
wären und wie diese priorisiert werden
müssten, sollte durch eine Risikoanalyse
geklärt werden. Ein besonderer Fokus
lag dabei auf Gebäuden und der Nutzung
landwirtschaftlicher Großgeräte. Das Gutachten
berücksichtigte für den zweiten Fall
daher auch den Kenntnisstand in der Landwirtschaft
zu Hochspannungsfreileitungen.
Bei einem Spannungsüberschlag zu
einer landwirtschaftlichen Großmaschine
kann das richtige Verhalten der Fahrzeugführenden
für den daraus resultierenden
Personenschaden entscheidend sein.
Das Gutachten zeigte: Werden die Mindestabstände
unterschritten, steigt das Risiko
kontinuierlich. Allerdings gibt es abweichend
von den einschlägigen Normen
auch Mindestabstände, die ein noch tolerierbares
Risiko ergeben. Unter Normalbedingungen
genügt dafür beispielsweise ein
Abstand über landwirtschaftlicher Fläche
von mindestens 4,99 m bei 110 kV-Leitungen
bzw. 5,46 m bei 380 kV-Leitungen.
Ein unakzeptabel hohes Risiko entsteht
erst, wenn entweder der Netzbetreiber
oder auch die Maschinenführenden Vorschriften
missachten. Wenn etwa Leitungen
von vornherein zu tief hängen
oder Landmaschinen höher als erlaubt
sind genügt der Sicherheitsabstand gegebenenfalls
nicht mehr und Strom kann
überschlagen.
Im Hinblick auf den Mindestabstand zu
Gebäuden stellte sich heraus, dass die geltenden
Normen den Grenzbereich zum inakzeptablen
Risiko treffend beschreiben.
Vergleichbare Analysen zeigten, dass die
Risiken teilweise im tolerierbaren Übergangsbereich
liegen, sofern die Regeln der
Technik eingehalten werden.
Für den landwirtschaftlichen Bereich erhielt
der Netzbetreiber unter anderem die
Empfehlung einen 24h-Dienst einzurichten,
der Meldungen von Maschinenführenden
aufnimmt, so dass diese unverzüglich
sachgerecht und risikomindernd bearbeitet
werden können. Für bestimmte Betriebsbedingungen
empfahl TÜV SÜD
eine Begrenzung der Strombelastung auf
80 %.
Kurzschlussfestigkeit von
110 kV Freiluft-Schaltanlagen
Dass immer mehr Erzeuger Strom ins öffentliche
Netz einspeisen, strapaziert auch
die Schaltanlagen, in denen der Strom auf
das Netz verteilt wird. Unter Umständen
können Kurzschlüsse entstehen. Vor allem
das Wartungspersonal ist durch mechanisch
beschädigte Anlagen gefährdet. Dieses
Risiko wollte der Betreiber ermitteln
lassen, um geeignete Maßnahmen zu entwickeln
und zu priorisieren. Ein direkter
Vergleich zu ähnlichen Risiken lässt sich in
diesem Fall schwer ziehen. Das zugrunde
gelegte Akzeptanzrisiko bemisst sich deshalb
danach, was nach dem aktuellen
Stand der Technik möglich ist und erwartet
werden kann.
Ein zusätzlicher Risikofaktor ist die jeweilig
ausgeführte Tätigkeit: Arbeiten an der
Anlage sind eine wesentliche Ursache für
Kurzschlüsse. Dabei befinden sich in aller
Regel Personen in unmittelbarer Nähe der
Anlage. Deshalb war ein Ziel der Risikoanalyse,
besonders fehleranfällige Handlungen
zu ermitteln. Als Vergleichsmaßstab
wurde dazu das statistische Risiko eines
tödlichen elektrischen Schlags für
berufliche Tätigkeiten – abgeleitet aus dem
Risiko bei Heimwerkern (10-6) und um
den Faktor 10 nach oben korrigiert – herangezogen.
Demnach wären ab einem er-
44

VGB PowerTech 6 l 2021
Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen
mittelten Risiko von 10-5 Maßnahmen erforderlich.
Bei einem Zehntel der untersuchten 151
Anlagen musste der Betreiber wegen zu hoher
Risiken unmittelbar tätig werden. Für
weitere 13 Anlagen empfahl TÜV SÜD
ebenfalls risikoreduzierende Maßnahmen.
Das unzulässige Risiko ergab sich in allen
Fällen daraus, dass die Kräfte bei einem
Kurzschluss die Auslegungskraft der Anlage
deutlich überschritten hätten.
Die Sorge des Netzbetreibers war also berechtigt.
Auf Basis der Risikoanalyse konnte
er die Ertüchtigung seiner Anlagen zeitlich
priorisieren und gefährliche Situationen
aufgrund riskanter Handlungen
weitestgehend reduzieren.
Entwicklung von
Wasserstoffantrieben
Ein deutscher Fahrzeughersteller entwickelte
eigene Konzepte für Fahrzeuge mit
Brennstoffzellenantrieb. Auf Basis eines
Serien-PKW sollten 15 Testfahrzeuge möglichst
seriennah aufgebaut werden. Aufgrund
des Entwicklungsstatus entsprachen
viele Komponenten und Sicherheitseinrichtungen
noch nicht den Serienanforderungen.
Das Ziel für diese Entwicklungsgeneration
war es, die Fahrzeuge an ausgewählte Flottenbetreiber
zu geben, um Erfahrungen zu
sammeln und die Alltagstauglichkeit zu
testen. Das setzte eine Straßenzulassung
voraus. Der Anspruch des Herstellers: Mit
dem Wasserstoffantrieb sollte kein höheres
Risiko verbunden sein als mit einem konventionellen
Antrieb – beispielsweise bei
einem Unfall.
Der Autobauer beauftragte TÜV SÜD, die
Sicherheit der Fahrzeuge zu bewerten. Ein
Teil der Beurteilung betraf das Sicherheitskonzept
für das Brennstoffzellenfahrzeug
mit Flüssigwasserstoffspeicher, das Sicherheitskonzept
der neu eingerichteten Labore
für die Prüfung von Brennstoffzellenund
Wasserstoffsystemen, die Benutzerdokumentation,
Fehlermöglichkeits- und
Einflussanalysen, die numerische Untersuchung
zum Ausströmverhalten von Wasserstoff
und zur Ermittlung von Wasserstoffkonzentrationen
in bestimmten Geometrien
sowie schließlich eine Top-Down-
Fehleranalyse.
Insbesondere war zu bewerten, ob die sicherheitstechnischen
Zielsetzungen erreicht
und der Stand der Technik erfüllt
werden. Die Top-Down-Fehleranalyse sollte
in Form einer quantitativen Gefährdungsanalyse
beurteilen, ob das Sicherheitskonzepts
des Brennstoffzellenfahrzeugs
mit Flüssigwasserstoffspeicher
geeignet ist. Für die Straßenzulassung
musste die Fahrzeugkonstruktion nach den
nationalen und internationalen Richtlinien
für Brennstoffzellenfahrzeuge geprüft
werden.
Risikofaktor Wasserstoff
Der Umgang mit Wasserstoff birgt unterschiedliche
Gefahren und erfordert daher
besondere Aufmerksamkeit: Wasserstoff
ist leicht entzündlich und explosiv. Flüssiger
Wasserstoff wird unter hohem Druck
und bei extrem niedrigen Temperaturen
gelagert. Außerhalb der gekühlten Lagerung
erwärmt sich das Gas und dehnt sich
aus. Wird kein Gas aus dem Tank entnommen,
hält ein Ventil den Druck im Tank
konstant. Ein katalytischer Brenner setzt
das abgeführte Gas zu Wasser um und erreicht
dabei Temperaturen bis zu 700 Grad
Celsius.
Atomarer Wasserstoff kann in Metall eindiffundieren
und das Material verspröden
sowie Spannungsrisskorrosion verursachen.
Durch den schnellen Übergang vom
flüssigen Wasserstoff in den Gaszustand
wird Sauerstoff verdrängt, wodurch Erstickungsgefahr
entstehen kann. Direkter
Hautkontakt mit flüssigem Wasserstoff
kann zu schweren Erfrierungen führen.
Die Betankung erfordert spezielle 2-flutige
Systeme, die ein Gaspendeln ermöglichen:
Das beim Tanken im Fahrzeug verdrängte
Gas kann so zur Zapfsäule zurückströmen.
Die Zapfpistole wird manuell angeschlossen
bevor fahrzeug- und tanksäulenseitig
jeweils ein Kugelhahn geöffnet wird. Um
den Tankvorgang zu starten, müssen Tankstelle
und Fahrzeug ein Freigabesignal senden.
Dafür müssen unter anderem die Zündung
ausgeschaltet und die Handbremse
angezogen sein. Auch darf ein bestimmter
Tankfüllstand nicht überschritten sein. Die
tankstellenseitige Freigabe erfordert u. a.
einen Dichtheitstest der Kupplung.
Methoden und Besonderheiten
TÜV SÜD konnte Schwachstellen analysieren
und Gegenmaßnahmen aufzeigen.
Eine Fehlerbaumanalyse diente dazu, die
technische Schadenshäufigkeit zu ermitteln.
Die Schadenszustände wurden mit
Ereignisablaufanalysen untersucht. Der
Ereignisablauf wird induktiv, also von einem
auslösenden Ereignis aus betrachtet.
Das kann ein Komponentenausfall, eine
Fehlbedienung oder eine äußere Einwirkung
sein. In einem Entscheidungsbaum
bekommen Schadenshäufigkeit und -radius
ein Schadensausmaß zugeordnet. Das
so ermittelte Risiko wird schließlich mit
dem konventioneller Fahrzeuge verglichen.
Bei der Analyse der Brandrisiken richtete
sich TÜV SÜD nach der Vorgehensweise
die in der DIN EN ISO 19353 [1] beschrieben
ist. Je nach Anwendung werden auch
die DIN EN 17124 [2], die DIN EN 17127
[3] oder artverwandte Regelwerke berücksichtigt.
Ergebnis
Für den Risikovergleich zogen die Experten
umfangreiche Quellen wie Fachliteratur,
Fallstudien oder amtliche Statistiken
heran. Sie kamen zu dem Ergebnis, dass
das Risiko, zum Zeitpunkt des frühen Entwicklungsstands,
zwar deutlich über dem
Referenzrisiko lag, allerdings dennoch im
Rahmen eines anzunehmenden gesellschaftlich
akzeptierten Risikos.
Technische Maßnahmen können die meisten
dieser Risiken ausreichend begrenzen.
Lediglich das Parken in Einzelgaragen wurde
ausgeschlossen, denn bei nicht ausreichender
Belüftung könnte sich eine gefährliche
Menge explosionsfähiges Gasgemisch
sammeln.
Dem Hersteller wurde deshalb empfohlen,
von einem Betrieb unter dem angestrebten
Nutzungsprofil als Serienfahrzeug abzusehen.
Ein Betrieb unter kontrollierten Bedingungen,
etwa im Rahmen eines Flottenbetriebs,
wäre jedoch möglich.
Produktion von
Lithium-Ionen-Batterien (LIB)
Die LIB-Produktion birgt mitunter Gefahren,
für die bisher keine allgemeinen
brandschutztechnischen Richtlinien, Regelwerke
und Schutzkonzepte definiert,
akzeptiert und zugänglich sind. Um dennoch
eine sichere Produktion zu gewährleisten,
ließ ein Hersteller und Vertreiber
die möglichen Schwachstellen und Gegenmaßnahmen
mit einer Gefährdungs- und
Risikoanalyse aufzeigen.
Mit der HAZID-Methode wurden die
grundsätzlichen Gefährdungen identifiziert
und mit HAZOP die spezifischen Prozessrisiken
analysiert. Ein eigenes Risikotool
von TÜV SÜD, das die Anforderungen
der ISO 31000 und der DIN EN ISO 12100
erfüllt, ermöglicht standardisierte Analysen
und belegt die Wirksamkeit der Maßnahmen.
Für die Analyse richtete sich
TÜV SÜD auch nach der in der Norm EN
ISO 19353 beschriebenen Vorgehensweise
für Brandrisiken.
Auf der Basis des Analysegutachtens erstellte
TÜV SÜD einen risikobasierten, generischen
Leitfaden, um Brand- und Explosionsgefahren
frühzeitig zu erkennen. Bauliche
oder technische Risikofaktoren
werden damit bereits in der Planungsphase
von Produktionsstandorten identifiziert
und können rechtzeitig behoben werden.
Aufwändige Umplanungen oder Umbauten
entfallen. Das spart dem Unternehmen
wertvolle Ressourcen.
45

Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen VGB PowerTech 6 l 2021
Sicherheit mit Erfahrung
TÜV SÜD prüft nach internationalen Standards
– z.B. EN ISO 12100 oder RAPEX-
Richtlinie – und berücksichtigt nationale
Besonderheiten wie GAMAB/GAME (Globalement
au moins aussi bons/Globalement
au moins èquivalent) und das ALARP-
Prinzip (As low as reasonably practicable).
Dabei kann TÜV SÜD auf langjährige Prüferfahrung
zurückgreifen und dadurch Risiken
realistisch einschätzen. Die Vielzahl
durchgeführter Analysen liefert als „Quasi-
Standard“ eine gute Bewertungsgrundlage
für zahlreiche Fallkonstellationen. Für viele
Anforderungen hat der Prüfdienstleister
zudem selbst entwickelte, speziell zugeschnittene
Tools.
Kunden erhalten eine spezifische, auf ihre
Zielsetzung ausgerichtete und maßgeschneiderte
Risikoanalyse. Das zeigt Handlungsspielräume
auf. Bei Bedarf können
Unternehmen Sicherheitskonzepte direkt
ableiten und konkrete Maßnahmen für einen
sicheren Betrieb auf Basis der Analyse
entwickeln.
Literatur
[1] DIN EN ISO 19353: Sicherheit von Maschinen
– Vorbeugender und abwehrender Brandschutz.
[2] DIN EN 17124: Wasserstoff als Kraftstoff -
Produktfestlegung und Qualitätssicherung –
Protonenaustauschmembran (PEM)-Brennstoffzellenanwendungen
für Straßenfahrzeuge.
[3] DIN EN 17127: Wasserstofftankstellen im Außenbereich
zur Abgabe gasförmigen Wasserstoffs
und Betankungsprotokolle umfassend.
VGB-Standard
Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit in
Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs
2. überarbeitete Ausgabe 2020
Ausgabe 2020 – VGB-S-008-00-2020-11-DE
DIN A4, Print/eBook, 166 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.
Mit den neuen Normen zur funktionalen Sicherheit auf Basis der EN 61508 wurde für die
Geräte anforderungen in Schutzkreisen das Management der funktionalen Sicherheit eingeführt.
Diese EN Normen bieten einen erheblichen Ermessensspielraum, der durch Hersteller und
Betreiber gestaltet werden muss.
Es ist erforderlich, die Anwendung dieser Normen in Kraftwerken zu konkretisieren. Es war daher
ein Ziel des Arbeitskreises „Funktionale Sicherheit“ beim VGB mit diesem VGB-Standard diese Hilfestellung
zu geben. Da es sich hier um die Erläuterung zum Hintergrund und zur Anwendung von
Teilbereichen des Managements der funktionalen Sicherheit handelt, wird dieser VGB-Standard nicht
als Bestellrichtlinie veröffentlicht. Hier ist jeder Hersteller und Betreiber gefordert, die Anforderungen
dieses Managements der funktionalen Sicherheit in seine Prozesse zu integrieren.
VGB-Standard
Empfehlungen zum
Management der funktio nalen
Sicherheit in Dampfkesselanlagen
und Anlagen des
Wasser-Dampf-Kreislaufs
2. überarbeitete Ausgabe 2020
VGB-S-008-00-2020-11-DE
Der Arbeitskreis (AK) hat ein Beispiel für eine Risikoanalyse einer Dampfkessel- und Druckanlage erarbeitet, da es zur eindeutigen Erläuterung
der Anwendung des Verfahrens als unabdingbar angesehen wurde. Die Empfehlungen können jedoch nur nach erneuter
Überprüfung im Rahmen eines Managements der funktionalen Sicherheit betrachtet werden.
Der VGB-Standard wendet sich sowohl an Betreiber von thermischen Kraftwerken wie auch an Hersteller und soll eine Hilfestellung
zur Anwendung der Normen zur funktionalen Sicherheit geben.
Diese Ausgabe ist ein Entwurf, da die EN 50156-1 zurzeit überarbeitet wird. Sobald der Entwurf der Norm veröffentlicht ist (voraussichtlich
2021), wird der Entwurf der VGB-S-008 auf Korrektheit in Bezug auf die EN 50156-1 Verweise geprüft und als finale Version
veröffentlicht. Diese finale Version der VGB-S-008 ist in einer aktuellen Bestellung enthalten.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om
VGB-Standard
Einführung und Überblick der VGB-Standards für
Abnahmetests und Kontrolluntersuchungen
(1. Ausgabe August 2020, Weiterentwicklung der Reihe VGB-R 123)
Ausgabe 2020 – VGB-S-150-20-2020-08-DE
DIN A4, Print/eBook, 10 S., eBook (PDF-Datei), kostenloser Download
Der VGB-Standard VGB-S-150-20 „Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests
und Kontrolluntersuchungen“ wurde in Verantwortung der VGB-Fachgruppe „Abnahmetests und
Kontrolluntersuchen“ erarbeitet.
Im VGB-S-150-20 wird die Weiterentwicklung der betreffenden Regelwerke der Fachgruppe zu VGB-
Standards und die schrittweise Ablösung der entsprechenden VGB-Richtlinien dargestellt. Dies betrifft
insbesondere den Band VGB-R 123 I.2 „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“ aus der Sammlung
von VGB-Richtlinien und VGB-Empfehlungen für die Leittechnik.
Eine fortlaufende Aktualisierung in Abhängigkeit des Ausgabestandes einzelner Teile ist mit der dargestellten
Vorgehensweise erforderlich. Daher wird dieser VGB-Standard kostenfrei zum Download
bereitgestellt (www.vgb.org/shop).
VGB-Standard
Einführung und Überblick
der VGB-Standards für
Abnahmetests und
Kontrolluntersuchungen
1. Ausgabe August 2020
VGB-S-150-20-2020-08-DE
46

VGB PowerTech 6 l 2021
Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator?
Was macht ein Hüttenkraftwerk mit
einem Simulator?
Peter Lasch
Abstract
What does an industrial metallurgical
power plant do with a simulator?
A much-heard buzzword these days is the Digital
Twin, which brings numerous benefits to the
operation of power plant components. So why
has the concept of a dynamic simulator as the
digital twin of an entire plant not yet spread to
the wide circle of industrial customers?
Industrial power plants in particular are currently
under a lot of pressure. Companies want
to decarbonize their production, but at the
same time they have to ensure that downstream
processes are reliably supplied with energy and
process steam or that supply contracts for district
heating are honored. It is difficult to answer
questions such as how new components
such as electrolysers or energy and heat storage
systems can be integrated into an industrial
power plant and what effects this has on the optimal
operation of the overall system.
A dynamic high-fidelity simulator of the overall
process, which takes all aspects into account in
the modeling, provides a building block for optimization.
Due to a modular approach of such
a simulator, it can be adapted to new boundary
conditions of the reference plant again and
again and thus serves not only as a training
tool, but can also be used as an engineering
tool.
Based on the project of voestalpine for the creation
of a simulator for their latest power plant
unit at the Linz site, details and implementation
are presented.
l
Autor
Peter Lasch
Abteilungsleiter Simulator Engineering
EKu.SIM
Essen, Deutschland
www.ekusim.de
Wenn man den gegenwärtigen Energiemarkt
betrachtet, ist festzustellen, dass nur
sehr wenigen Betreibern von Energieerzeugungsanlagen
ein Simulator Ihrer Anlage
zur Verfügung steht. Derzeit beschränkt
sich dies auf einzelne Betreiber leistungsstarker
Kraftwerke sowie natürlich die über
gesetzliche Vorgaben geregelten Kernkraftwerke.
Einige Betreiber nutzen bereits
generische Simulationsangebote, welche
jedoch aber nicht das eigene Kraftwerk repräsentieren
und somit nur für Grundlagenschulungen
genutzt werden können.
Ein viel gehörtes Buzzword heutzutage ist
der Digitale Zwilling, der zahlreiche Vorteile
für den Betrieb von Kraftwerkskomponenten
bringt. Warum hat sich also das
Konzept eines dynamischen Simulators als
Digitaler Zwilling einer ganzen Anlage
noch nicht bis auf den großen Kreis der Industriekunden
ausgeweitet?
Gerade Industriekraftwerke stehen derzeit
unter hohem Druck. Die Unternehmen
wollen Ihre Produktion dekarbonisieren,
müssen aber gleichzeitig sicherstellen,
dass die nachgelagerten Prozesse sicher
mit Energie und Prozessdampf versorgt
werden oder die Lieferverträge für Fernwärme
eingehalten werden. Fragestellungen,
wie sich neue Komponenten wie z.B.
Elektrolyseure oder Energie- und Wärmespeicher
bei einem Industriekraftwerk einbinden
lassen und welche Auswirkungen
dies auf den optimalen Betrieb des Gesamtsystems
hat, lassen sich nur schwer
beantworten.
Einen Baustein zu Optimierung liefert ein
dynamischer high-fidelity Simulator des
Gesamtprozesses, welcher alle Aspekte in
der Modellierung berücksichtigt. Durch einen
modularen Ansatz eines solchen Simulators
kann dieser immer wieder an neue
Randbedingungen der Referenzanlage angepasst
werden und dient somit nicht nur
als Trainingswerkszeug, sondern kann
ebenfalls als Engineering-Werkzeug genutzt
werden. Die Prozesssimulation wird
mit einer Emulation der Original-Leittechnik
des Kraftwerks gekoppelt, sodass sich
für Bediener und Leittechniker kein Unterschied
zur Realanlage ergibt. Die Simulation
muss nicht bei einem Block enden, sondern
kann einen ganzen Industriepark umfassen,
sodass auch die Interaktion zwi-
schen Verbrauchern, Erzeugern, Speicher
und dem Netz analysiert werden kann. Der
Simulationsumfang kann so speziell an die
Bedürfnisse des jeweiligen Standorts angepasst
werden.
Unser Kunde voestalpine hat sich für die
Erstellung eines Simulators für deren neusten
Kraftwerksblock am Standort Linz entschieden.
Vornehmlich um den Generationenwechsel
zu schaffen und neue Anlagenfahrer
ausbilden zu können. Dies ist immer
noch die naheliegendste Nutzung eines Simulators.
Dennoch konnten in der Projektzeit
bereits Verbesserungen an der Leittechnik
vorgenommen werden und das
wertvolle Potential als Engineering-Tool
wurde schnell erkannt.
Lesen Sie nachfolgende ein Interview mit
der voestalpine über das Simulatorprojekt
mit EKu.SIM.
In Linz/Österreich betreibt die voestalpine,
einer der führenden Stahlproduzenten Europas,
ein voll integriertes Hüttenwerk –
mit sämtlichen Prozessstufen an einem
Standort: Kokerei, Hochofen, Stahlwerk,
Warm- und Kaltwalzwerk sowie Verzinkung
und Bandbeschichtung. Die von der
voestalpine gelieferten Produkte werden
für die Segmente Automobil-, Elektro-,
Haus- und Verarbeitende Industrie verwendet.
Im Interview: Herbert Pirklbauer, Verfahrens-
und Prozessingenieur, voestalpine,
und Roland Bogenhuber, Prozessverantwortlicher
Kraftwerk Betrieb, voestalpine.
Herr Pirklbauer, Herr Bogenhuber, Sie
haben sich für ein Schulungswerkzeug
in Form eines Digitalen Zwilling entschieden
und sind mit dem Stahlwerk in
Linz/ Österreich Kunde von EKu.SIM.
Wie kam es dazu?
Voestalpine: Wir sind auf der Suche nach
einer Technologie gewesen, die uns dabei unterstützt,
das „know how“ unsers Betriebspersonal
bestmöglich zu sichern und unsere
Anlagen so wirtschaftlich wie möglich zu betreiben.
Der digitale Zwilling ist für den neuesten
Ihrer Kraftwerksblöcke ausgelegt....
Voestalpine: Ja, das ist auch gleichzeitig unser
größter Block und der effizienteste von
47

Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator? VGB PowerTech 6 l 2021
Bild 1. Simulator im Einsatz für das Hüttenkraftwerk von voestalpine in Linz, Österreich.
insgesamt sechs. Mit ihm erhöhen wir deutlich
die Eigenstromerzeugung. An unserem
Standort in Linz können mit unserer Energieerzeugung
ca.75 % des Strombedarfs
des gesamten Standortes abgedeckt werden.
Daher ist uns die Aufrechterhaltung und
Weitergabe der Anlagenkenntnisse und die
Optimierung der Prozesse hier besonders
wichtig.
Worin liegt für Sie die größte Faszination
in der digitalen Modellierung?
Voestalpine: Faszinierend für uns ist, wie
rasant sich diese Technologie in den letzten
Jahren entwickelt hat. Prozesse und Abläufe
können in einem hohen Detailierungsgrad
abgebildet werden. Dies war für uns
ausschlaggebend einen Simulator zu beschaffen.
Als wir das erste Mal in Essen einen Blick darauf
werfen konnten waren wir begeistert,
wie nahe der Simulator bereits unseren
Vorstellungen entsprach. Dieses Erlebnis
hat uns bestätigt, dass wir uns für den richtigen
Partner für dieses Projekt entschieden
haben.
Bild 2. Planen und steuern mit dem Digitalen Zwilling.
Wie genau können wir uns den Einsatz
des digitalen Zwillings vorstellen?
Voestalpine: Uns geht es in erster Linie darum,
Sondersituationen wie Anfahrten und
Abfahrten oder Störfälle zu trainieren und
daraus resultierend das bestehende „know
how“ des Betriebspersonal zu sichern und
neuen Anlagenbediener schnellstmöglich einen
sicheren und optimalen Umgang mit
dem Block zu ermöglichen. Darüber hinaus
sehen wir auch ein großes Potential in den
Informationen der simulierten Anlagendaten,
um unsere hochautomatisierte Anlage
optimiert betreiben und verbessern zu können.
Dies wurde uns auch bereits in einer frühen
Phase der Implementierung bestätigt –
einzelne aufgebauten Module konnten wir
zeitnahe nutzen. (Bild 1)
Wie sind Sie auf das Angebot aus Essen
aufmerksam geworden?
Voestalpine: Das Simulatorzentrum in Essen
ist uns schon lange bekannt – durch die
Schulungen, die unser Kraftwerkspersonal
dort regelmäßig durchläuft. Auch deswegen
wissen wir: Die Experten auf dem Energiecampus
kennen sich durch und durch aus mit
kritischen Infrastrukturen. Sie genießen unser
vollstes Vertrauen. Da war der Schritt
nicht mehr weit, den digitalen Zwilling bei
EKu.SIM zu beauftragen.
Dieses Projekt zeigt, dass nicht nur Großkraftwerke
einen starken Nutzen von einem
Simulator haben können. Auch Industriekunden
mit Ihren Erzeugungsanlagen
haben durch das Angebot von EKu.SIM
die Möglichkeit einen Digitalen Zwilling
ihres Prozesses zu erhalten und damit
ein wichtiges Tool um für die zukünftigen
Herausforderungen gewappnet zu
sein.
Hervorgegangen aus der Abteilung Simulator-Engineering
der KSG Kraftwerks-Simulatorgesellschaft
mbH werden die Simulationsdienstleistungen
der KSG zukünftig
unter der neuen Marke EKu.SIM
vertrieben. Somit vereinen wir das über
40-jährige Know-How der Mitarbeitenden
mit den Chancen, die sich im Rahmen der
Energiewende bieten (B i l d 2 ). l
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG
ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP
48

VGB-FACHTAGUNG
DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- UND
HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2021
mit Fachausstellung
(6.) 7. UND 8. SEPTEMBER 2021 | PAPENBURG
VERANSTALTUNGSORT
Hotel Alte Werft Papenburg
L www.hotel-alte-werft.de
Um die aktuellen und zukünftigen energiepolitischen Anforderungen mit
den bestmöglichen technologischen Entwicklungen zu begleiten, stellt
die VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke &
BHKW“ im Jahr 2021 die folgenden Themen in den Fokus:
| Erfahrungen beim Wechsel von Kohle zu Energien der Zukunft
| Energietechniken der Zukunft
| Geänderte Gesetzgebung im Zusammenhang mit den
zukünftigen Grenzwerten und technische Umsetzung
| Flexibilisierung
| Speichertechnologien
Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie praktischen
Anwendungen werden diskutiert. Ziel dieser Fach tagung ist es, durch
einen aktiven Erfahrungsaustausch die Chance zu nutzen, auch zukünftig
optimale technische Maßnahmen zu definieren. Neben einem aktuellen
und zielgerichteten Vortrags programm soll ein intensives Networking
zwischen Betreibern und Herstellern stattfinden. Dazu präsentieren sich
unsere Kooperationspartner in der begleitenden Fachausstellung.
| Parallel zur Fachtagung findet am
7. September 2021
die Sektion „BHKW“ statt.
Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken (BHKW) ist ein
Weg, um stark schwankende Einspeisungen von erneuerbaren Energien
auszugleichen. Der Betrieb wird durch Förderungen des Kraft-Wärme-
Kopplungsgesetzes (KWKG) unterstützt.
Die Motorentechnik bietet die Möglichkeit, hohe Lastwechselgradienten
zu bedienen, bei kurzer Anfahrzeit und nur geringem technischen
Aufwand bei der Warmhaltung. Zunehmend kommen alternative
Gassorten zum Einsatz. Diesen Eigenschaften geschuldet, ist eine stark
wachsende Bedeutung der Verbrennungsmotoren im Bereich der
Strom- und Wärmeerzeugung festzustellen.
Nutzen Sie diese VGB-Veranstaltung als Plattform für Ihr Networking und
einen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten.
Wir können die Herausforderungen des Wandels in der Energieerzeugung
gemeinsam meistern.
Auf Wiedersehen in Papenburg!
Ihr VGB-Team
TAGUNGSPROGRAMM
Konferenzsprache: Deutsch
(Änderungen vorbehalten)
MONTAG, 6. SEPTEMBER 2021
14:00- Sitzung „TG Industrie- und Heizkraftwerke “
16:00 Werner Hartwig und Swen Kaast, VGB PowerTech e.V.
11:00 - Sitzung „PG BHKW“
16:00 Andreas Böser, VGB PowerTech e.V.
DIENSTAG, 7. SEPTEMBER 2021
08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung
V 01 –
V 05
Sektionsleitung 1:
Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen
09:00 Begrüßung
Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen
09:20
V 01
09:50
V 02
Wie geht es nach dem Kohleausstieg weiter?
Prof. Dr. Klaus Görner, Universität Duisburg-Essen
Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung
und Energiewende endlich zusammen?
Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der
Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin
10:15 Kaffeepause in der Ausstellung
11:00
V 03
11:30
V 04
12:00
V 05
Gas in zukünftigen Energiesystemen
Dr. Anne Giese, Gas- und Wärme Institut Essen e.V.
Neuer Differenzialantrieb zur effizienten Drehzahlregelung
von Pumpen und Kompressoren
Maximilian Hehenberger, MBA, SET GmbH, Österreich
StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines
Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier
Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
V 06 –
V 08
14:00
V 06
14:30
V 07
Sektionsleitung 2:
Michael Schütz, RWE AG, Essen
Schäden im Wasser- und Dampfkreislauf
durch Abweichungen bei der Wasserchemie
Dr. Christian Ullrich, VGB PowerTech e.V., Essen
Konservierung systemrelevanter Kraftwerke
mit filmbildenden Aminen
Ronny Wagner, Reicon GmbH, Leipzig
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/dihkw_bhkw_21.html
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- UND
HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2021
(6.) 7. UND 8. SEPTEMBER 2021
PAPENBURG
15:00
V 08
Anlagenschwingungen und Reduzierung von
Verbrennungspulsationen unter der Beachtung
schwankender Gasbeschaffenheiten
durch Integration von Wasserstoff
Philipp Pietsch, DBi Gas und Umwelttechnologie, Leipzig
16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung
19:00 Abendessen in der „Alten Werft“
DIENSTAG, 7. SEPTEMBER 2021
BHKW-Sektion (Raum Elbe 1)
B 01 –
B 08
Sektionsleitung:
Andreas Böser, VGB PowerTech e.V., Essen
09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion
09:15
B 01
09:45
B 02
10:15
B 03
Technische Versicherung Allianz!
Schadenerfahrungen und Beispiele
von Versicherungslösungen für KWK-Anlagen
Birte Trefz, Hans-Jürgen Mader,
Allianz Versicherungs AG, Hamburg
Die Aufgaben des Schmieröls im Gasmotorenbetrieb
Thijs Schasfoort,
HollyFrontier Lubricants & Specialities, Niederlande
Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe
Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url,
INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Österreich
10:45 Kaffeepause in der Ausstellung
11:30
B 04
12:00
B 05
Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren –
Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet
Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg
Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf
BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung
durch 44. sowie 13. BImSchV
Stefan Hüsemann, Betreuungsgesellschaft für
Umweltfragen Dr. Poppe AG, Kassel
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
14:00
B 06
09:15
B 07
15:00
B 08
Chance der Sektorenkopplung
für großtechnische Verbrennungsanlagen
Marc Jedamzic,
Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg
Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle
auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg
Jens Rathert, EnBW, Stuttgart
BHKW-Technologie für
„grün“ erzeugten Wasserstoff
Stefan Knepper, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek
15:30 Abschlussdiskussion
16:00 Ende der Veranstaltung
16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung
19:00 Abendessen in der „Alten Werft“
MITTWOCH, 8. SEPTEMBER 2021
08:00 Besuch der Fachausstellung
V 09 –
V 16
Sektionsleitung 3:
Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG, Berlin;
Swen Kaast, VGB PowerTech e.V., Essen
09:00 Begrüßung 2. Tag
Swen Kaast, VGB PowerTech e.V., Essen
09:15
V 09
09:45
V 10
Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf
dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität:
Biomasse – Wasserstoff – Power to X
Dr.-Ing. Christian Bergins und
Prof. Dr.-Ing. Emmanouil Kakaras
Mitsubishi Heavy Industries EMEA, Ltd., Duisburg
Betriebserfahrungen mit dem ALSTOM
NID-Verfahren am Beispiel des
Biomasseheizkraftwerkes Emden
Jens Thomas Kraftwerk Emden, Statkraft
10:15 Kaffeepause in der Ausstellung
11:00
V 11
11:30
V 12
12:00
V 13
Drehrohröfen, die übersehene Alternative:
Verbrennung, Pyrolyse, Thermolyse, Gasifikation
Dirk Gerlach, Modis GmbH, Leipzig
Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf –
Konzept, Errichtung und Betrieb
Andreas Schröter,
LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
„Gore System“ im Anwendungsfall
Erik Kühnel, eins-energie in sachsen, Chemnitz
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
14:00
V 14
14:30
V 15
15:00
V 16
15:30
V 17
16:00
bis
16:30
Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten
an Kraftwerkskomponenten
Thomas Ortlieb, G+H ISOLIERUNG GmbH, Römerberg
Großraumwasserkessel-Systemlösungen für flexible
Betriebsanforderungen
Dr. Wolfgang Sobbe,
VKK Standardkessel GmbH, Köthen
Technische Lösungen für zukünftige
Emissionsgrenzwerte
Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen
minus CO 2 – Dekarbonisierung durch Karbonisierung
Christoph Hiemer, carbonauten GmbH, Giengen
Abschlussdiskussion mit
anschließendem Farewell-Coffee
ORGANISATORISCHE HINWEISE
VERANSTALTUNGSORT
Hotel Alte Werft Papenburg
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/dihkw_bhkw_21.html
bis zum 16. August 2021 (Redaktionsschluss des Teilnahmeverzeichnisses,
spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).
TEILNEHMERGEBÜHREN
Teilnahmegebühren
VGB-Mitglieder 790,00 €
Nichtmitglieder 990,00 €
Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €
ABENDVERANSTALTUNG
In der „Alten Werft“
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter | www.vgb.org/en/newsletter.html

VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2
Secure IT-/OT-devices according to
IEC 62443-4-2: a worldwide solution
Stefan Loubichi
Kurzfassung
Sichere IT-/OT-Geräte nach
IEC 62443-4-2: eine weltweite Lösung
Aufgrund der sehr großen Zunahme von Cyberattacken
auf Kritische Infrastrukturen und der
Debatte darüber, inwieweit IT-/OT-Geräte eine
unverhältnismäßig große Gefahr darstellen,
wird weltweit nach einer Lösung gesucht, wie die
Sicherheit von kritischen Komponenten nach
gleichen Kriterien bewertet werden kann. Die
eher politisch denn wissenschaftlich- belegte
These, dass die Geräte eines Herstellers nur deshalb
unsicher sind, weil diese in einem bestimmten
Land hergestellt werden, ist zu leicht als wirtschaftlicher
Protektionismus zu durchschauen
und wird auf lange Sicht keinen Bestand haben.
Die Normenreihe der IEC 62443 bietet hier einen
Ausweg über eine Produktzertifizierung nach
IEC 62443-4-2 in Verbindung mit der IEC
62443-4-1. Schließt man hieran noch einen
Black-Box-Penetrationstest an, so hat man hierdurch
den Nachweis der sicheren Funktionalität,
ohne dass Hersteller ihren Quellcode offenlegen
müssen.
Dieser Aufsatz zeigt, wie man die Herausforderungen
der europäischen NIS Direktive 2.0 oder
des deutschen IT-Sicherheitsgesetz 2.0 relativ
einfach mit bewährten normativen Wegen lösen
kann.
Das Gute an diesem Ansatz besteht im Übrigen
auch darin, dass dieser Lösungsweg branchenunabhängig
ist und man nicht – wie bei den
Systemzertifizierungen – branchenbezogene Zusatznormen
wie zum Beispiel die IEC 27019 in
der (klassischen) Energiewelt benötigen würde.
Gegebenenfalls werden Lobbyisten gegen diese
Lösung einwenden, dass diese zu viel Geld kosten
würde und größere Hersteller von kritischen
Komponenten begünstigen würde. Da ein Blackout
deutlich teurer ist als die Kosten einer Produktzertifizierung
nach IEC 62443-4-2 und die
Europäische Union sicher einer Quersubvention
der Kosten zustimmen würde, wenn hierdurch
eine höhere Sicherheit erzeugt werden kann,
laufen die Verhinderungsargumente gegen die
IEC 62443-4-2 ins Leere.
l
Author
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.
Stefan Loubichi
international experienced lead auditor and
consultant for information management
systems (ISO 27001, § 8 BSI-Law and
IT-security catalogue § 11 I a/b EnWG)
and IT-OT senior security expert, more than
ten years of international experience in
implementing IT-/OT- security, key note
speaker and author
Essen, Germany
Introduction
At the latest since the dispute about whether
products from the company Huawei are
classified as secure regarding the expansion
of the 5G infrastructure in Europe, a
broad public has become aware that even
the best Intrusion Detection System or Intrusion
Prevention System is useless if the
device is not secure. In the new German IT
Security Act 2.0 [01] (May 2021), for example,
the legislator requires manufacturers
of critical components to provide a warranty
declaration on their devices. This
warranty declaration must refer to the entire
supply chain. In principle, you can first
certify everything on a piece of paper. But
ultimately it is a question of what the basis
for this security is. Security in Industrial
Automation and Control Systems (IACS) is
a core issue worldwide. Therefore, this
question should not be left to lawyers or
politicians but to standards experts, computer
scientists or engineers who prefer
uniform standards worldwide. IACS represents
all parts such as systems, components
and processes that are necessary for the
safe operation of a power plant. In addition
to the components above, software components,
applications and organisational
parts are also included.
Many people believe that certification according
to ISO/IEC 27001 [02] would already
provide them with a standard for
proving IT security and OT security. However,
ISO/IEC 27001 [02] is a system standard
and not a product-related standard. We
also need a standard for energy generation
or energy distribution that has an industrial
background. A globally valid series of
standards for the industrial environment is
the IEC 62443 family of standards. Since
we want to have a test basis with which we
can test and confirm the safety of a critical
component, the globally recognised IEC
62443-4-2 [03] is a suitable standard.
However, security already comes from development.
For this reason, the development
process must of course be integrated.
The development process is normatively
regulated in IEC 62443-4-1 [04]. Certification
according to IEC 62443-4-2 [03]
(based on IEC 62443-4-1 [04]), which
should be carried out by an accredited certification
body, would provide us with a
globally recognised basis for a safe critical
component.
One could still argue that it is not ensured
that accredited certification bodies really
deliver the same quality worldwide. For
this reason, it is suggested that a penetration
test would have to be carried out for
the national deployment of such a critical
component. Of course, the outcomes of
penetration tests vary depending on the
standards and methodologies used.
Standardising penetration tests worldwide
will certainly not succeed. In the end, this
is also not necessary, as you only test the
quality of the security of the product. Many
national authorities, such as the Federal
Office for Information Security in Germany,
do this for government units anyway, so
that there would only be an expansion of
testing activities.
Manufacturers of critical components invest
a lot of money in the development of
their products and are afraid that the
source code of their products could be lost
through industrial espionage during a penetration
test. But there is a solution for this
too: black box penetration tests, which do
not have to reveal any source code.
With product certification according to IEC
62443-4-2 [3] by internationally accredited
certification companies followed by a
black-box penetration test by a national authority,
it would be possible to achieve the
security everyone wants, based solely on
verifiable facts. Of course, all this costs
money. But security cannot be purchased
for free.
Product life cycle and the
IEC 62443 family
For our understanding, a product supplier
should develop products using process
compliant to IEC 62443-4-1 [04]. Conformity
to IEC 62443-4-2 [03] must be
achieved for this product. Those products
should be integrated later, usually by a system
integrator, into an Automation Solution,
using a process compliant to IEC
62443-2-4 [06]. Afterwards the Automation
Solution is installed at a particular site
and becomes part of an Industrial Automation
and Control System (IACS). Of course,
security measures according to IEC 62443-
3-3 [07] must be considered as well as the
IEC 62443-3-2 [05]. For the asset owner
IEC 62443-2-1 [08] and IEC 62443-2-4
[06] are relevant.
51

Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021
Asset
Owner
System
Integrator
Operates (IEC 62443-2-1,
IEC 62443-2-4)
Integrates (IEC 62443-2-4,
IEC 62443-3-2)
Configured for intended environment
Product
Supplier Develops (IEC 62443-4-1)
Independent of the intended environment
Of course, this can only be a very simplified
representation of the interrelationships between
the relevant IEC 62443 standards.
Nevertheless, this representation and Figure
1 give an overview of the dependencies
between the individual standards.
Structure of the test/audit
according to IEC 62443-4.2
Industrial components according to IEC
62442-4-2 are divided into four device
types:
––
Embedded Devices
––
Host Devices
––
Network Devices
––
Applications
The way chosen here for a test according to
IEC 62443-4-2 is to select an SL level
with associated requirements (CR) and resistance
level. This allows the manufacturer’s
view of the Critical Component to be
followed. The manufacturer can carry out
an evaluation of the security properties
of the various possible applications. For
this purpose, the target level of the security
properties must be defined via the
SL level. This is preceded by an analysis
of the component’s operational environment.
The SL Capability (SL-C) is defined by:
––
defined attacker type
––
selection of requirements (CR)
IEC 62443-4-2 recognises the following
types of attacks:
––
SL-1: Protection against casual or coincidental
violation.
––
SL-2: Protection against intentional violation
using simple means with low resources,
generic skills, and low motivation.
––
SL-3: Protection against intentional violation
using sophisticated means with
moderate resources, IACS specific skills
and moderate motivation.
––
SL-4: Protection against intentional violation
using sophisticated means with
Industrial automation and control system (IACS)
Operational and maintenance
capabilities (policies and procedures)
Automation Solution (IEC 62443-3-3)
Complementary
Subsystem 1 Subsystem 2
hardware and
software
components
Includes a configured
instance of the Product
Product (IEC 62443-4-2)
system, subsystem, or component such as:
Applications
Embedded
devices
Fig. 1. Example of a product life cycle, Source: IEC 62443-4-1.
Network
components
Host
devices
extended resources, IACS specific skills
and motivation.
When dealing with SL-4, one cannot avoid
considering the specific safety concepts according
to IEC 62443-3-2 [05]. For a better
introduction to the subject, however, this
essay will not refer to them.
And once again, it is pointed out here that
the requirements for the secure development
process for manufacturers of critical
components in accordance with IEC
62443-4-1 [04] must be considered in any
case. For our testing scheme, the following
aspects from IEC 6244-4-1 should be used
in any case in our testing scheme according
to IEC 62443-4-2:
––
SM-6 (File Integrity)
––
SM-9 (Security requirements for externally
provided components)
––
SM-10 (Custom development components
from third party suppliers)
––
SR-1 (Product security context)
––
SR-2 (Threat Model)
––
SR-3 (Product security requirements)
––
SR-4 (Product security requirements
content)
––
SR-5 (Security requirements review)
––
SD-1 (Secure design principles)
––
SD-2 (Defense-in-depth design)
––
SD-3 (Security design review)
––
SD-4 (Secure design best practices)
––
SVV-1 (Security requirements testing)
––
SVV-2 (Threat mitigation testing)
––
SVV-3 (Vulnerability testing)
––
SVV-4 (Penetration testing)
––
SVV-5 (Independence of testers)
––
SUM-2 (Security update communication)
––
SUM-3 (Dependent component or operating
system security update documentation)
––
SG-1 (Product defense-in-depth)
––
SG-2 (Defense-in-depth measures expected
in the environment)
––
SG-3 (Security hardening guidelines)
––
SG-4 (Secure disposal guidelines)
––
SG-5 (Secure operation guidelines)
––
SG-6 (Account management guidelines)
––
SG-7 (Documentation review)
Components of the test/audit
according to IEC 62443-4.2
The following steps must be completed sequentially
during a component test according
to IEC 62443-4-2 [3]:
––
Intended Use Verification
––
Design Documentation
––
User Documentation
––
Conformity Assessment
––
Vulnerability Analysis
For step 1 we must:
––
define the component´s operational and
security requirements (e.g., assumptions
about the operational environment)
––
establish and define a security concept /
product security context (SR-1)
––
establish and define a threat model
(SR-2)
The component specification must include
at least:
––
Short component description
––
Component identification
––
Component label
––
Component version
––
Identification during operation, installation,
and updates
––
Proof of component integrity, primarily
software (SM-6)
––
Component category
––
Excluded parts of the component.
––
Component functionalities which are not
considered
––
Declaration of security requirements (by
stating a security level: SL-x or by listing
individual requirements)
––
Specification of the assumed attacker
type (resistance level) by stating a security
level: SL-x or by describing the attacker.
In step 1 we need documented information
of:
––
Security concept / product security context
(SR-1)
––
Use cases
––
Threat model (SR-2)
––
Operational environment
––
Product security requirements / Security
functionality (SR-3 / SR-4)
––
Implementation mechanism for security
properties
––
Information whether PKI techniques are
supported or not
––
For step 1 we must:
For step 2 we must:
––
make a direct reference is made between
the attack resistance and the absence of
vulnerabilities.
––
assigns the postulated design documentation
to the before mentioned levels
SL-x (resistance level).
52

VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2
The technical implementation has been adequate
to the chosen security level (resistance),
which is to be represented by the
design documentation. This requirement
results from the definitions of the seven
Foundational Requirements (FR) given at
the beginning of each chapter of the IEC
62443-4-2 [03]:
In this step 2 we reflect as well first “only”
on the Component Requirements (CR) of
the seven Foundational Requirements
(FR), because these are the foundation for
defining control system security capability
levels:
FR-1: Identification and Authentication
Control:
––
CR 1.1 Human user identification and
authentication
––
CR 1.2 Software process and device
identification and authentication
––
CR 1.3 Account management
––
CR 1.4 Identifier management
––
CR 1.5 Authenticator management
––
CR 1.6 Wireless access management
––
CR 1.7 Strength of password-based authentication
––
CR 1.8 Public key infrastructure certificates
––
CR 1.9 Strength of public key authentication
––
CR 1.10 Authenticator feedback
––
CR 1.11 Unsuccessful login attempts
––
CR 1.12 System use notification
––
CR 1.13 Access via untrusted networks
––
CR 1.14 Strength of symmetric key-based
authentication
FR-2: Use Control:
––
CR 2.1 Authorization enforcement
––
CR 2.2 Wireless use control
––
CR 2.3 Use control for portable and mobile
devices
––
CR 2.4 Mobile code
––
CR 2.5 Session lock A
––
CR 2.6 Remote session termination
––
CR 2.7 Concurrent session control
––
CR 2.8 Auditable events A
––
CR 2.9 Audit storage capacity
––
CR 2.10 Response to audit processing
failures
––
CR 2.11 Timestamps
––
CR 2.12 Non-repudiation
––
CR 2.13 Use of physical diagnostic and
test interfaces
FR-3: System Integrity:
––
CR 3.1 Communication integrity
––
CR 3.2 Protection from malicious code
––
CR 3.3 Security functionality verification
––
CR 3.4 Software and information integrity
––
CR 3.5 Input validation
––
CR 3.6 Deterministic output
––
CR 3.7 Error handling
––
CR 3.8 Session integrity
––
CR 3.9 Protection of audit information
––
CR 3.10 Support for updates A
––
CR 3.11 Physical tamper resistance and
detection
––
CR 3.12 Provisioning product supplier
roots of trust
––
CR 3.13 Provisioning asset owner roots
of trust
––
CR 3.14 Integrity of the boot process
FR-4: Data Confidentiality:
––
CR 4.1 Information confidentiality
––
CR 4.2 Information persistence
––
CR 4.3 Use of cryptography
FR-5: Restricted Data Flow:
––
CR 5.1 Network segmentation
––
CR 5.2 Zone boundary protection
––
CR 5.3 General purpose person-to-person
communication restrictions
FR-6: Timely Response to Events
––
CR 6.1 Audit log accessibility
––
CR 6.2 Continuous monitoring
FR-7: Resource Availability:
––
CR 7.1 Denial of service protection
––
CR 7.2 Resource management
––
CR 7.3 Control system backup
––
CR 7.4 Control system recovery and reconstitution
––
CR 7.5 Emergency power
––
CR 7.6 Network and security configuration
settings
––
CR 7.7 Least functionality
––
CR 7.8 Control system component inventory
For step 3 the following content of the user
documentation is required:
––
installing security updates for the component
(SUM-2) additional independent
components or underlying operating systems
(SUM-3)
––
rolling out security updates (SUM-4)
––
describing the component’s defense-indepth
strategy (SG-1)
––
requirements of the defense-in-depth
strategy on the operational environment
––
performing security hardening via component
configuration (SG-3)
––
secure decommissioning/disposal (SG-
4)
––
secure operation (SG-5)
––
account management (SG-6)
According to IEC 62443-4-1 [04], 3.1.15
defense-in-depth is an approach to defend
the system against any attack using several
independent methods:
––
Security guidelines
––
Specification of security requirements
––
Security by design
––
Secure implementation
––
Security V&V testing
Step 4 refers to conformity assessment.
The IEC 62443-4-2 part of the standard
specifies requirements (Component Requirements,
CR). The requirements for the
test case must be specified for each concrete
component. Acceptance criteria are
defined for this purpose, which are taken
up as tester expectations during test case
creation. In contrast to the standard, the
acceptance criteria can be specified technologically.
It is possible to name currently
recommended technologies in concrete
terms.
The procedure model for transferring the
requirements looks as follows and would
also have to be documented accordingly:
––
requirements of the standard part
––
definition of the acceptance criteria
––
component-specific test cases
Let us look at how requirements are structured
normatively in IEC 62443-4-2. Each
component requirement consists of the following
subtitles:
––
Requirement
––
Rationale and supplemental guidance
––
Requirement enhancements
––
Security levels
For example, let us examine CR 3-1 (Communication
integrity):
For CR 3-1 we would have for SL-C1 the
requirement: “Components shall provide
the capability to protect integrity of transmitted
information.” For SL-C2 to SLC4 we
would have additionally the requirement:
“Components shall provide the capability
to verify the authenticity of received information
during communication”.
In this case we would define the following
acceptance criteria for SL-1 to SL-3:
SL-1:
––
capability to protect integrity of transmitted
information
––
use of CRC (protection against casual or
coincidental manipulation)
––
use of standardized cryptographic protocol
––
use of recommended protocols
SL-2:
––
capability to authenticate information
during communication
Not accepted would be in SL-2:
––
use of error detection codes, weak hashing
or weak signature functions
––
authentication of information is not possible
––
fallback to not recommended protocols
SL-3:
For SL-3 we would define no further requirements
In the test we would check connections for
https and FTP under predefined test conditions.
The following test steps would be:
––
Establish connection
––
Manipulate network packets
––
Observe is data is still transmitted, received,
and processed.
After these tests we have to our test results
with the test expectations. Only if all cases
are accepted, the result would be pass.
This process must be repeated for all requirements.
53

Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021
Step 5, vulnerability analysis, is the supreme
discipline.
We begin with the vulnerability assessment
methods. The following methods can be
used:
––
ISO/IEC 18045 [09]
––
Common Methodology for Information
Technology Security Evaluation [10]
Now the most used assessment model is
the “Vulnerability Assessment (AVA) methodology
from the Common Methodology
for Information Technology Security Evaluation
(CEM). In order to apply the AVA
methodology to the IEC 62443 the security
levels of the IEC 62443 must be adapted to
the numerical values of CEM. For example:
Security Level Sufficient
Resistance Threshold
SL-1 > 0
SL-2 > 4
SL-3 > 14
The characteristics used as a basis for an attack
are:
––
Time needed for the design and for the
execution of the attack
––
Expertise
––
Knowledge of the component
––
Window of opportunity
––
Attacker´s equipment
The following IEC 62443-4-1 practices can
be used to identify vulnerabilities:
––
Threat model (SR-2)
––
Threat mitigation testing (SVV-2)
––
Vulnerability testing (SVV-3)
––
Penetration testing (SVV-4)
The goal must be achieved that all known
and exploitable vulnerabilities are assessed.
According to SVV-5 of IEC 62443-4-1 [04],
the auditor must have the necessary independence
in the performance and evaluation
of the results. The aim of the vulnerability
analysis must be that at the end of the
audit there are no vulnerabilities that
could be successfully exploited with the attacker
type defined via the SL levels of IEC
62443-4-2 [03].
In the context of the documentation of the
vulnerability analysis, not only the vulnerability
as such but also the entire path must
be documented. For the evaluation of possible
countermeasures, it is necessary to
refer to the security architecture according
to SD-2 of IEC 62443-4-1 [04]. For important
vulnerabilities there should be an evaluation
according to the Common Vulnerability
Scoring System (CVSS).
CVSS is a free and open industry standard
for assessing the severity of computer system
security vulnerabilities. The Common
Vulnerability Scoring System attempts to
assign severity scores to vulnerabilities, allowing
responders to prioritize responses
and resources according to threat. Scores
are calculated based on a formula that depends
on different metrics that approximate
ease of exploit and the impact of exploit.
Scores range from 0 to 10, with 10
being the most severe.
Metrics are:
––
Access Vector
––
Access Complexity
––
Authentication
––
Confidentiality
––
Integrity
––
Availability
A Common Vulnerability Scoring System
calculator can be found at:
https://nvd.nist.gov/vuln-metrics/cvss/
v3-calculator
Finally, let us look at how a conformity report
of a component should look in relation
to IEC 62443-4-2, so that comparability
can be achieved and a government
body has a basis for decision-making to
define whether a component is secure or
not.
Structure of a conformity report
according to IEC 62443-4.2
1. Scope
1.1 Introduction
1.2 Intended Operational Environment
1.3 Basic and extended Security-Level
1.4 Abbreviations
1.5 Definitions
1.6 References
2. System Architecture
2.1 Architecture
2.2 Lifecycle Phases
3. Component Definition
3.1 Component Scope Definition
3.1.1 Short Component Description
3.1.2 Component Identification and Label
3.1.3 Component Version
3.1.4 Security Functions in terms of IEC
62443-x-x
3.1.5 Additional Security Functions
3.2 Component Type
3.3 Component Security Assumptions
3.3.1 Physical Assumptions
3.3.2 Logical Assumptions
3.3.3 Assumptions on Integrators
3.3.4 Assumptions on Supplier
3.4 Component Threats
4. Security Requirements
4.1 Use-Case Security-Level Capability
4.2 Component Requirements (CR) and
Use-Case Security-Level Capability
4.2.1 Reasons for not selecting CR’s
4.2.2 Modification of CRs
4.3 Additional Requirements
5. Evaluation
5.1 Required Test Environment
5.2 Required Test Interfaces
5.3 Acceptance Criteria
5.3.1 Acceptance Criteria for IEC 62443
Requirements
5.4 Acceptance Criteria for Additional
Requirements
5.5 Binding Vulnerabilities
5.6 Countermeasure for Binding Vulnerabilities
5.7 CVSS classification
Evaluations would have to be carried out
and documented at periodic intervals, but
also when new vulnerabilities or a change
in the state of the art become known.
Black box penetration test
Without a black box penetration test national
authorities will (probably) not accept
a conformity report according to IEC
62443-4-2.
Even if we do not want to propose a specific
test, we would like to refer to the following
criteria of the Cybersecurity & Infrastructure
Agency [13], which are more
than excellent in their quality and quantity
to date:
Ease of use:
––
Intuitive and easy to use for users new to
automated testing tools
––
Easy to install
––
Tasks can be accomplished quickly, assuming
basic user proficiency
––
Easy to maintain automated tests, with a
central repository that enables users to
separate GUI object definitions from the
script
Tool customisation:
––
Fully customizable toolbars to reflect any
commonly used tool capabilities
––
Tool customisable
––
Fully customized editor with formats
and colours for better readability
––
Tool support for required test procedure
naming convention
Breadth of testing:
––
Can be used with non-Microsoft platforms
––
Tests for common website vulnerabilities
––
Evaluates the test environment as well as
the software
––
Supports standard web protocols for
fuzzing and domain testing
Test coverage and completeness:
––
Coverage refers to the ability of the tools
to test for all (known) categories of vulnerabilities
relevant to the product that
has been developed.
Accuracy/False-positive rate
––
Is there a large number of false positives?
––
Is there a large number of unidentified
vulnerabilities?
54

VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2
Test language features:
––
Allows add-ins and extensions compatible
with third-party controls
––
Does not involve additional cost for addins
and extensions
––
Has a test editor/debugger feature
––
Test scripting language flexible yet robust;
allows for modular script development
––
Scripting language not too complex
––
Scripting language allows for variable
declaration and use and for parameter to
be passed between functions
––
A test script compiler or an interpreter
used?
––
Published APIs: Language Interface Capabilities
––
Tool is not intrusive
––
Allows data-driven testing
––
Allows automatic data generation
––
Allows adding timers for timing transaction
start and end
––
Allows adding comments during recording
––
Allows automatic or specified synchronization
between client and server
––
Allows object data extraction and verification
––
Allows database verification
––
Allows text (alphanumeric) verification
––
Allows wrappers (shells) whereby multiple
procedures can be linked and called
from one procedure
––
Allows automatic data retrieval from any
data source for data-driven testing
––
Allows use of common spreadsheet for
data-driven testing
––
Ease of maintaining scripts when application
changes
Test management:
––
Supports test execution management
––
Support for industry standards in testing
processes
––
Interoperability with tools being used to
automate traditional testing
––
Application requirements management
support integrated with the test management
tool
––
Requirements management capability
supports the trace of requirements to test
plans to provide requirement coverage
metrics
––
Test plans can be imported automatically
into test management repository from
standard text files
––
Can be customized to organization’s test
process
––
Supports planning, managing, and analyzing
testing efforts; can reference test
plans, matrices, product specifications,
in order to create traceability
––
Supports manual testing
––
Supports the migration from manual to
automated scripts
––
Can track the traceability of tests to test
requirements
––
Has built-in test requirements modules
––
Can check for duplicate defects before
logging newly found defects
––
Allows measuring test progress
––
Allows various reporting activities
––
Allows tracking of manual and automated
test cases
––
Has interface to software architecture/
modeling tool
––
Is integrated with unit testing tools
––
Has interface to test management tool
––
Has interface to requirements management
tool
––
Has interface to defect tracking tool
––
Has interface to configuration management
tool
––
Provides summary-level reporting
––
Includes error filtering and review features
––
Enables metric collection and metric
analysis visualization
Interoperability:
––
Major test automation suites provide
functionality that is useful in any largescale
testing process.
Load and stress test features:
––
All users can be queued to execute a
specified action at the same time
––
Automatic generation of summary load
testing analysis reports
––
Ability to change recording of different
protocols in the middle of load-recording
session
––
Actions in a script can be iterated any
specified number of times without programming
or rerecording of the script
––
Different connection speeds and browser
types can be applied to a script without
any rerecording
––
Load runs and groups of users within
load runs can be scheduled to execute at
different times
––
Automatic load scenario generation
based on load testing goals: hits/second,
number of concurrent users before specified
performance degradation, and so on
––
Cookies and session IDs automatically
correlated during recording and playback
for dynamically changing web environment
––
Allows for variable access methods and
ability to mix access methods in a single
scenario: modem simulation or various
line speed simulation
––
Ability to have data-driven scripts that
can use a stored pool of data
––
Allows for throttle control for dynamic
load generation
––
Allows automatic service-level violation
(boundary value) checks
––
Allows variable recording levels (network,
web, API, and so on)
––
Allows transaction breakdown/drilldown
capabilities for integrity verification
at the per client, per session, and per
instance level for virtual users
––
Allows web application server integration
––
Supports workload, resource, and/or
performance modelling
––
Can run tests on various hardware and
software configurations
––
Support headless virtual user testing feature
––
Requires low overhead for virtual user
feature (web, database, other?)
––
Scales to how many virtual users?
––
Simulated IP addresses for virtual
users
––
Thread-based virtual user simulation
––
Process-based virtual user simulation
––
Centralised load test controller
––
Allows for reusing scripts from functional
test suite
––
Compatible with SSL recording
––
Compatible with which network interaction
technologies?
––
Compatible with all relevant platforms?
Monitor test features:
––
Monitors various tiers: web server, database
server, and app server separately
––
Supports monitoring for server frameworks?
––
Supports monitoring of different platforms?
––
Monitors network segments
––
Supports resource monitoring
––
Synchronization ability in order to determine
locking, deadlock conditions, and
concurrency control problems
––
Ability to detect when events have completed
in a reliable fashion
––
Ability to provide client-to-server response
times
––
Ability to provide graphical results and
export them to common formats
Conclusion
With the application of IEC 62443-4-2 (in
conjunction with IEC 62443-4-1), we have
a way of demonstrating the conformity of
critical components with stringent safety
requirements. A final black box pentesting
then allows verification that the product
certification is sufficient to confirm the security
requirements.
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Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021
References
[01] IT-Security Law 2.0, https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009/
BJNR282110009.html.
[02] ISO/IEC 27001 Information technology -
Security techniques– Information security
management systems– Requirements.
[03] ISO/IEC 62443-4-2 Security for Industrial
Automation and Control Systems, Part
4-2: Technical requirements for IACS components.
[04] ISO/IEC 62443-4-1 Security for Industrial
Automation and Control Systems, Part
4-1: Secure product development lifecycle
requirements.
[05] ISO/IEC 62443-3-2 Security for Industrial
Automation and Control Systems, Part
3-2: Security risk assessment for system
design.
[06] ISO/IEC 62443-2-4 - Security for Industrial
Automation and Control Systems Part
2-4: Security program requirements for
IACS solution providers.
[07] ISO/IEC 62443-3-3 Security for Industrial
Automation and Control Systems Part -
Part 3-3: System security requirements
and security levels.
[08] ISO/IEC 62443-2-1 Security for Industrial
Automation and Control Systems Part -
Part 2-1: Establishing an Industrial Automation
and Control System Security Program.
[09] ISO/IEC 18045 Information security, cybersecurity
and privacy protection – Evaluation
criteria for IT-security – Methodology
for IT-security evaluation.
[10] Common Methodology for Information
Technology Security Evaluation, April
2017, Version 3.1, Revision 5.
[11] Common Criteria for Information Technology
Security Evaluation, April 2017, Version
3.1 Revision 5, Part 1: Introduction
and General Model.
[12] Common Criteria for Information Technology
Security Evaluation, April 2017, Version
3.1 Revision 5, Part 2: Functional Security
Components.
[13] Common Criteria for Information Technology
Security Evaluation, April 2017, Version
3.1 Revision 5, Part 3: Assurance Security
Components.
[13] https://us-cert.cisa.gov/bsi/ articles/
tools/black-box-testing/black -box-security-testing-tools.
l
VGB-Standard
IT Security for Generating Plants
Edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-EN (VGB-S-175-00-2014-04-DE, German edition)
DIN A4, 71 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
DIN A4, 71 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
The topic of IT security for power and heat producing plants (generating plants), especially for instrumentation
and control (I&C) systems, has increasingly moved into the focus of attention of users and
manufacturers.
The following trends have materially influenced this situation:
– The pervasive and unstoppable use of IT standard products in I&C systems;
– The progressive interlinking of the I&C systems with the business processes
mapped in the corporate IT;
– An increased focus of the hacker community on automation and I&C systems,
which is evident from an increasing number of security holes discovered
and the occurrence of specialized malicious software;
– The increasing activities of lawmakers and regulatory authorities
in the critical infrastructure sectors.
VGB PowerTech e.V.
Klinkestraße 27-31
45136 Essen
Fon: +49 201 8128 – 0
Fax: +49 201 8128 – 329
www.vgb.org
VGB-Standard
IT Security for
Generating Plants
VGB-S-175-00-2014-04-EN
However, apart from the hazards mentioned above, the increasing use of standard IT components also bears in itself the possibility
to solve the problems, provided that the specific features of I&C systems are duly considered.
If I&C systems are to be connected to the “IT environment” existing in generating plants, it always has to be carefully pondered
whether everything that is technically possible and desirable from the user’s point of view should actually be implemented.
In decision making, the expected benefit must in any case be weighed against the potential risks, and effective protection mechanisms
must be put into place.
The VGB Working Panel on Plant Management Systems assigned a project group with the task of updating the existing VGB Guideline
R 175 to reflect the current state of technical development. The present VGB Standard VGB-S-175-00-2014-04-EN starts with identifying
the relevant threats and error sources for the operation of generating plants and then proceeds to deriving from this organizational
and technical requirements for reducing the threats to an acceptable level, which is complemented by recommendations for
action and references to other sources of information.
The main aspects of this standard have been discussed in technical consultations with renowned manufacturers and the German
Federal Office for Information Security (Bundesamt für Sicherheit in der Informa tionstechnik, BSI), and their acceptance and general
practicability was confirmed by the manufacturers.
The present VGB Standard VGB-S-175-00-2014-04-EN explains fundamental concepts and compiles the threats and the security requirements
derived from them in a structured and clear manner. In addition,
recommendations for actions regarding the individual requirements have been compiled by way of
example for improved understanding and quick implementation. It is envisaged to provide in a library
both additional aids for practical application and advice in response to current events.
As the lifecycle of IT systems and the system threats are subject to rapid progress, this VGB Standard is limited to addressing fundamental
aspects. The listed sources of information are intended to help the user in delving deeper into the topic.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om
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VGB PowerTech 6 l 2021
Methods for the flexibilization of thermal power plants: A literature review
Methods for the flexibilization
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