VGB POWERTECH 11 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

11 2021 

Focus 

• Grid stability 

• Decommissioning 

Dynamic monitoring of 

frequency containment 

reserve activation 

Grid control with 

hydrogen storage 

power plants 

in future fully 

regenerative grids 

SAVE THE DATE 

vgbe Expert Event 

Ecology and Environment 

in Hydropower 2022 

1 & 2 June 2022 

Web Conference 

Lead-free cables for 

offshore wind farms 

The KKM’s path to 

decommissioning 

Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org 

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19 

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

22. Jahrestagung 

2022 

Next Generation Maintenance – vernetzt, datenbasiert, kollaborativ 

22. – 23. März 2022, Berlin 

Fachbeiträge der Vorjahre: 

3M 

Bayer 

BASF 

BSH Hausgeräte 

Clariant 

Deutz 

Evonik 

Georgsmarienhütte 

Gerolsteiner Brunnen 

GLOBALFOUNDRIES 

MIBRAG 

Michelin Reifenwerke 

PHOENIX CONTACT 

SBB 

Solvay 

thyssenkrupp Steel 

Volkswagen 

u.v.m. 

Die wichtigsten Themen im Überblick 

» Digitalisierung mit Mehrwert – Trends und Ansatzpunkte für 

die Instandhaltung in einer Brownfield-Umgebung 

» Anlagenportfolio und Kosten im Blick – Formulieren einer 

flexiblen, bedarfsorientierten Instandhaltungsstrategie 

» Datenmanagement – lästige Pflicht oder Königsdisziplin für 

die Maintenance? 

» Auf dem Weg zu Predictive Maintenance: Von der Zustandserfassung 

zur vorausschauenden Wartungsplanung 

» Steuern mit Kennzahlen – Monitoring und Verbesserung von 

Leistungsprozessen 

» Neuerungen der SAP für das technische Asset Management 

» Mobile Lösungen für Wartung, Inspektion und wiederkehrende 

Prüfungen 

» Einsatz von BIM im Asset Life Cycle Management 

» Fernwartung/Remote Services: Herausforderungen und Lessons 

Learnt bei der Umsetzung 

» Anlagenverfügbarkeit sichern durch effizientes Ersatzteil- und 

Obsoleszenzmanagement 

» Knappe Ressourcen: Kompetenzaufbau und Qualifizierung; 

Einsatz von Wissensplattformen 

» Mehr Transparenz! Umsetzung von IH-Dashboards zur Steuerung 

von Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen 

» Instandhaltung in der Fabrik 4.0 – Einfluss von Robotik und 

Automatisierung auf die Maintenance 

» Dokumentation entlang des Lebenszyklus – anlagenbezogene 

Informationen zeitnah, lückenlos und „aufwandsarm“ erfassen 

» Vernetzung und Kollaboration als Wertschöpfungsfaktor 

Mitglieder des VGB PowerTech e.V. erhalten 10% Nachlass auf Remote- und 15% Nachlass auf die reguläre Teilnahmegebühr. 

Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.maindays.de folgenden Code ein: VGBMD2022

VGB PowerTech 11 l 2021 

Editorial 

Cyber security 

– An ongoing challenge 

Dear Readers, 

A major development in the 

current ongoing Corona crisis 

with its far-reaching consequences 

is certainly the 

advancing digitalisation that 

is reaching far into our everyday 

lives and our working 

lives. Hardly any work process 

or our private lives can 

still do without digital technology 

and connection to the 

internet. However, the longterm 

success of digitalisation 

will also depend on whether 

the people it is supposed to serve also trust it. And this trust 

will also depend on how the security situation looks and how 

trust and security are communicated. But it also depends, 

starting in the chain of security, on each individual and the 

awareness of security. For example, anyone who uses “intelligent” 

lighting - a word that is very overused today, but is 

popular in marketing and rarely reflects its original meaning 

- that can be controlled with a smartphone must be aware 

that they are ultimately connecting this lamp to the internet 

and that it can therefore, in principle, be controlled by any 

device connected to the internet - anywhere in the world. 

Currently, IT security is once again the subject of public discussion, 

because a vulnerability is threatening servers, i.e. 

central computer systems, on a broad front. The German 

Federal Office for Information Security (BSI) even saw fit to 

raise the warning level from orange to red. The vulnerability 

is located in a much-used library called Log4j of the Java 

software – i.e. a software component that other applications 

in turn rely on. The vulnerability can be used to allow attackers 

to execute their software code on the servers under certain 

circumstances. This would allow them to execute malware, 

for example. The vulnerability now identified is limited 

to some versions of the Log4j library. However, there is no 

complete overview of the software applications in which the 

vulnerable versions of Log4j are used. The BSI’s upgrading 

is justified by the fact that there have been attacks on servers 

worldwide. The installation of updates is recommended 

– this is basically a proven way to ensure cyber security, because 

software manufacturers have always been in a race 

with malware developers to find possible entry points, but 

they also provide timely solutions and thus protection. What 

is important on the user side, however, is timely patching by 

means of updates. 

Digitalisation in energy technology and power generation 

has always been an important topic. The days when turbines 

were controlled with centrifugal governors are long gone - 

although this type of control is impressive in its simplicity 

and precision. The application of digital technologies in the 

field of control and regulation has therefore also been tried 

and tested and makes an important contribution to the efficient, 

safe, environmentally friendly and economical operation 

of energy plants. This has also been accompanied by 

“software protection” in energy technology, i.e. the forwardlooking 

development and implementation of suitable measures 

to protect against threats. An example of the early joint 

work on this challenge is the VGB standard “IT Security for 

Generation Plants” (VGB-S-175-00-2014-04-DE). Possible 

challenges are identified and organisational and technical 

requirements are derived from them to reduce possible impacts 

to an acceptable level, supplemented by recommendations 

for action and further sources of information. In technical 

discussions with key stakeholders, the main contents 

were discussed and the basic feasibility was confirmed. Basic 

terms and threats are presented and derived requirements 

are compiled in a structured and clear manner. In addition, 

recommendations for action on the individual requirements 

are listed in the form of examples for better understanding 

and for quick implementation. Since the life cycle of IT technology 

and system threats are subject to rapid progress, only 

fundamental topics are shown. 

The legal acts that have come into force since this publication 

was published, both at EU level and in the EU member 

states, specify the protection required in the digital sphere, 

including for energy generation, which is considered a “critical 

infrastructure” with as particularly sensitive sector. 

The industry’s forward-looking approach to the topic of “cyber 

security – IT security” at vgbe energy* shows how joint 

early action can deal with challenges in a targeted and efficient 

manner – also in the area of digitalisation and its impressive 

dynamics. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editor in Chief 

vgbe energy* 

Essen, Germany 

* vgbe energy has been the new brand identity of 

VGB PowerTech since September 2021. 

1

Editorial VGB PowerTech 11 l 2021 

Cyber Security 

– Eine permanente Herausforderung 

Liebe Leserinnen und Leser, 

eine wesentliche Entwicklung 

in der aktuellen weiter anhaltenden 

Corona-Krise mit ihren 

weitreichenden Folgen ist 

sicherlich die fortschreitende 

weit in unseren Alltag und unser 

Arbeitsleben hineinreichende 

Digitalisierung. Kaum ein Arbeitsprozess 

oder unser privates 

Leben kommt noch ohne digitale 

Technik und Anbindung an 

das Internet aus. Der langfristige 

Erfolg der Digitalisierung wird 

aber auch davon abhängen, ob 

die Menschen, denen er ja dienen 

soll, der Digitalisierung 

auch vertrauen. Und dieses Vertrauen wird auch davon abhängen, 

wie die Sicherheitslage aussieht und wie Vertrauen und Sicherheit 

vermittelt werden. Dabei kommt es aber auch, und beginnend in 

der Kette der Sicherheit, auf jeden einzelnen an und das Bewusstsein 

für Sicherheit. Wer zum Beispiel „intelligente“ – ein heute sehr 

überstrapaziertes aber im Marketing gern verwendetes Wort, das 

nur noch selten seine ursprüngliche Bedeutung widerspiegelt – 

Leuchtmittel verwendet, die mit dem Smartphone gesteuert werden 

können, muss sich bewusst sein, dass er diese Lampe letztendlich 

an das Internet anschließt und sie damit vom Grundsatz her 

von jedem beliebigen am Internet angeschlossenen Gerät – weltweit 

– gesteuert werden kann. 

Aktuell mach die IT-Sicherheit erneut öffentlich von sich reden, denn 

eine Schwachstelle bedroht auf breiter Front Server, also zentrale 

Computersysteme. Das deutsche Bundesamt für Sicherheit (BSI) 

in der Informationstechnik sah sich sogar veranlasst, die Warnstufe 

von Orange auf Rot hoch zu setzen. Die Schwachstelle befindet 

sich in einer viel benutzten Bibliothek mit dem Namen Log4j der 

Java-Software – also einer Softwarekomponenten, auf die wiederum 

andere Anwendungen zurückgreifen. Die Sicherheitslücke kann 

dafür verwendet werden, dass Angreifer unter Umständen ihren 

Softwarecode auf den Servern ausführen können. Damit könnten 

sie zum Beispiel Schadprogramme ausführen. Die jetzt identifizierte 

Schwachstelle ist auf einige Versionen der Bibliothek Log4j beschränkt. 

Allerdings gibt es keinen vollständigen Überblick dazu, in 

welchen Softwareanwendngen die gefährdeten Versionen von Log4j 

genutzt werden. Die Höherstufung des BSI wird damit begründet, 

dass es weltweit Angriffe auf Server gegeben habe. Die Installation 

von Updates wird empfohlen – dies ist ein grundsätzlich probater 

Weg, um Cybersicherheit zu gewährleisten, denn Softwarehersteller 

liefern sich mit den Entwicklern von Schadsoftware seit jeher ein 

Rennen rund um mögliche Einfallstore, liefern aber auch zeitnah 

Lösungen und damit Schutz. Wichtig ist auf Anwenderseite aber das 

zeitnahe Patchen mittels der Updates. 

Digitalisierung in der Energietechnik und Energieerzeugung ist seit 

jeher ein wichtiges Thema. Die Zeiten als Turbinen noch mit Fliehkraftreglern 

gesteuert wurden sind lange vorbei – obgleich diese 

Art der Regelung mit ihrer Einfachheit und Präzision schon beeindruckend 

ist. Die Anwendung digitaler Technologien im Bereich 

von Steuerung & Regelung ist von daher auch bewährt und leistet 

einen wichtigen Beitrag zum effizienten, sicheren, umweltschonenden 

und wirtschaftlichen Betrieb der Energieanlagen. Damit einher 

gegangen ist auch der „Softwareschutz“ in der Energietechnik, also 

die vorausblickende Entwicklung und Implementierung geeigneter 

Maßnahmen zum Schutz vor Bedrohungen. Ein Beispiel für die 

frühzeitig gemeinsame Beschäftigung zu dieser Herausforderung 

ist der VGB-Standard „IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen“ (VGB- 

S-175-00-2014-04-DE). Mögliche Herausforderungen werden aufgezeigt 

und daraus abgeleitet werden organisatorische und technische 

Anforderungen zur Absenkung möglicher Auswirkungen auf 

ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen 

und weitere Informationsquellen. In Fachgesprächen mit wichtigen 

Beteiligten wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und 

die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. Grundlegende Begriffe 

und Bedrohungen werden vorgestellt und abgeleitete Anforderungen 

strukturiert und übersichtlich zusammengestellt. Ergänzend 

sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen 

zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne 

von Beispielen aufgeführt. Da der Lebenszyklus der IT-Technik und 

die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen, 

werden nur grundlegende Themen aufgezeigt. 

Die seit Erscheinen dieser Veröffentlichung in Kraft getretenen 

Rechtsakte sowohl auf EU-Ebene als auch in den EU-Mitgliedsstaaten 

präzisieren den erforderlichen Schutz im digitalen Bereich, 

auch für die Energieerzeugung, die als „Kritische Infrastruktur“ mit 

als besonders sensibler Sektor gilt. 

Die vorausschauende Beschäftigung mit dem Thema „Cyber Security 

– IT-Sicherheit“ der Branche beim vgbe energy* zeigt dabei, wie 

durch gemeinsames frühzeitiges Handeln zielgerecht und effizient 

mit Herausforderungen umgegangen werden kann – auch im Bereich 

der Digitalisierung und ihrer beeindruckenden Dynamik. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Chefredakteur 

vgbe energy* 

Essen, Deutschland 

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt 

des VGB PowerTech. 

2

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Contents VGB PowerTech 11 l 2021 


Ecology and Environment in Hydropower 2022 

Save the date! 

| 1 & 2 June 2022 

Web Conference | Live & OnLine 

| vgbe | Hydro – Office 

E-mail: vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy 

www.vgbe.energy 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 11 l 2021 

Cyber security – An ongoing challenge 

Cyber Security – Eine permanente Herausforderung 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

“Grids”17 

Industry News 22 

News from Science & Research 30 

Power News 34 

Events in Brief36 

Grid control with hydrogen storage power plants 

in future fully regenerative grids 

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraft werken 

in zukünftig voll-regenerativen Netzen 

Harald Weber 39 

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation 

Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung 

Philipp Maucher and Hendrik Lens 45 

The KKM’s path to decommissioning 

Part 1: Preparation and framework conditions 

Der Weg des KKM in die Stilllegung 

Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen 

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer 53 

Supplementary pre-firing to increase the output 

of gas and steam turbine plants 

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung 

von Gas- und Dampfturbinenanlagen 

Mustafa Youssef 62 

The Belt and Road Initiative: The role for coal 

Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle 

Stephanie Metzger 64 

Technology developments in the cofiring of biomass 

Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse 

Xing Zhang and Simone Meloni 67 

Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership 

Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft 

Stefan Mitterer 70 

Lead-free cables as the solution of the future 

for offshore wind farms 

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks 

Jan Flötotto and Thomas Brand 74 

4


Contents 

SAVE THE DATE 


Ecology and Environment 

in Hydropower 2022 

1 & 2 June 2022 

Web Conference 

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19 

Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications 

Green Hydrogen – Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen 76 

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021 

LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht 78 

U.S. EIA: International Energy Outlook 2021 

With projections to 2050 – Summary 

U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021) 

U.S. Energy Information Administration 81 

Operating results 85 

VGB News 89 

Personalien91 

Inserentenverzeichnis94 

Events95 

Imprint96 

Preview VGB PowerTech 12|2021 96 

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous 

volumes, are available for free download at 

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/ 

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020 

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser 

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung: 

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/ 

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 11 l 2021 

Grid control with hydrogen storage power 

plants in future fully regenerative grids 

Harald Weber 

In the course of the energy transition, more and 

more electrical energy is generated by wind and 

PV plants. Some of this energy has to be stored 

in large chemical storage facilities (storage power 

plant). These new players are connected to 

the three-phase grid with converters and, due to 

the system, no longer have flywheel masses. The 

conventional power plants, on the other hand, 

will decrease in number. Therefore, the storage 

power plants must take over all the tasks of the 

conventional power plants, both for grid control 

and for secondary coupling. 

Dynamic monitoring of Frequency 

Containment Reserve activation 

Philipp Maucher and Hendrik Lens 

Frequency Containment Reserve (FCR), also 

known as primary control reserve, is the fastest 

active power reserve (APR) used for system 

balancing. In the past, FCR was provided by a 

limited number of large units and the technical 

requirements on FCR activation could be 

monitored by a manual procedure. Due to the 

fact that FCR increasingly is provided by a large 

number of smaller units, manual procedures are 

no viable option for the future. For this reason, 

this article describes an automated concept for 

monitoring the quality of the activation of FCR 

during operation. This article presents a method 

for the separation of different APR products 

based on dynamic models. Finally, the article 

discusses results obtained with the proposed 

monitoring concept for different kinds of noncompliant 

FCR activation such as limited or delayed 

activation. 


Part 1: Preparation and 

framework conditions 

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute 

and Martin Saxer 

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally 

ceased operations on December 20, 2019. 

Following this date several plant modifications 

were performed to prepare the site for decommissioning. 

On September 15, 2020 KKM became 

the first commercial Swiss nuclear power 

plant (NPP) to be decommissioned and dismantled. 

The decommissioning of the Mühleberg 

nuclear power plant is therefore a pioneering 

project for BKW and for Switzerland as a whole 

and is also attracting attention in the Swiss media. 

With this two-part report, we want to describe 

the processes which led to the shutdown 

of the plant and the following decommissioning 

from the perspective of the people involved 

at KKM and summarize some of the lessons 

learned on this path. 

Supplementary pre-firing to increase the 

output of gas and steam turbine plants 

Mustafa Youssef 

The method presented here concerns a new 

auxiliary pre-firing for increasing steam generation 

and power in gas and steam turbine plants 

with single or sequential combustion of the gas 

turbines. Supplementary firing is most commonly 

used in combined-cycle cogeneration 

plants where the process steam flow needs to 

be varied independently of the electrical power 

generated. The GT exhaust gas temperature can 

be increased up to 780 °C. This requires special 

alloys in the heating surfaces of the reheater 

and superheater to withstand the increased 

temperatures. The aim of the new process is 

to make better use of the excess air in the gas 

turbine flow by means of a new auxiliary firing 

in order to increase steam generation and plant 

output and to avoid operating problems. 

The Belt and Road Initiative: 

The role for coal 

Stephanie Metzger 

The Chinese Belt and Road Initiative (BRI), 

launched in 2013 by Chinese President Xi Jinping, 

is a worldwide infrastructure building initiative 

that aims to connect China and its allies 

with energy, transport, communications, and 

cultural links. Nearly half of BRI investment to 

date has gone to the energy sector, including 

both fossil fuel and renewable projects. Coal 

projects have secured a significant amount of 

BRI funding. Considering divestment decisions 

from international financial institutions 

and many large private banks, China’s willingness 

to support coal mines and power plants is 

increasingly important. However, the BRI has 

been criticised by some as promoting a highly 

polluting model of growth. This investigation 

of the structure and implementation of the BRI, 

includes an in-depth review of the Chinese approach 

to concessional lending, the impact of 

the increasingly strict global environmental targets, 

and the effects of Covid-19. 

Technology developments 

in the cofiring of biomass 

Xing Zhang and Simone Meloni 

Although declining in Europe and Canada, cofiring 

biomass with coal is a subject of growing 

interest in Asia so work continues on developing 

the technology. This review facilitates the technology 

transfer ‘from West to East’. Cofiring biomass 

can help meet various Sustainable Development 

Goals including Goal 7 affordable and 

clean energy, Goal 9 industry innovation and 

infrastructure, Goal 12 ensure sustainable consumption 

and production, and Goal 13 climate 

action. However, government support, and favourable 

regulatory and environmental policies 

are still required for the widespread deployment 

of cofiring. 

Digitalization & lubricant analyses 

– an efficient partnership 

Stefan Mitterer 

Justifiably, oil analyses are a key topic in condition 

monitoring of lubricating oils and machines. 

They provide reliable values for setting 

an ideal oil change interval as well as for contamination 

control and show abnormal wear 

conditions at an early stage. Since technology 

changes rapidly, higher demands are placed on 

lubrication. These requirements can only be met 

by new special lubricants that are increasingly 

developed for particular applications. In the 

field of Oil & Condition Monitoring, oil analyses 

are well-established. Reliable statements 

regarding the condition of many machines and 

their oil-lubricated components are made based 

on oil analyses. Moreover, the analyses are essential 

for providing a prognosis about the oil´s 

remaining service life and for implementing 

individual and effective oil maintenance measurements. 

Lead-free cables as the solution of the future 

for offshore wind farms 

Jan Flötotto and Thomas Brand 

Wind energy continues to develop into one of 

the central energy sources in Germany. Offshore 

turbines are being designed for ever greater capacities, 

which poses new challenges for the 

transmission of energy in the wind turbines 

and in the offshore wind farms. In addition to 

technical challenges, health aspects also play 

an important role. Operators of offshore wind 

farms are increasingly designing their systems 

for higher voltages because, on the one hand, 

the demand for power is constantly increasing 

and, on the other hand, it is possible to transmit 

the energy generated from the wind turbine 

(WTG) to shore much more efficiently. The 

offshore parks are currently operating at the 

66 kV voltage level, and an upgrade to 132 kV is 

in preparation. These conditions place high demands 

on the plants and the cable connections 

and connection sets used. 

Green Hydrogen – Ball valves 

for hydrogen applications 

The use of hydrogen is of increasing importance 

for many industrial sectors. In order to 

reduce greenhouse gas emissions, the medium 

is increasingly being produced sustainably and 

“green” by electrolysis processes, placing high 

demands on suitable valves. Hydrogen is a 

medium with a certain hazard potential. The 

element forms very small molecules that can 

penetrate the structure of steel fittings and lead 

to brittleness and cracks. It is also rapidly combustible 

and explosive with low ignition energy. 

These properties can be controlled with experience, 

especially where shut-off devices have to 

be suitable for the delicate medium. Perrin, a 

member of the Japanese Kitz Group, has been 

designing and manufacturing certified special 

ball valves for a wide variety of hydrogen applications 

in Germany for decades and is involved 

with its expertise in a wide range of projects 

in the growing clean energy sector and the climate-friendly 

use of hydrogen in industry. 

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021 

Germany is to become climate-neutral by 2045. 

This is only possible with new technologies that 

are sustainable, efficient and economical at the 

same time. Hydrogen technology will play a key 

role in this. As a forum for interdisciplinary exchange 

between representatives from industry 

and research, the Fraunhofer Institute for Laser 

Technology ILT 2020 has therefore launched 

the LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen. It took 

place for the second time in mid-September 

2021. The focus was once again on the question 

of what contribution laser technology can make 

to efficiently and effectively manufacturing the 

key components of the technology - fuel cells 

and bipolar plates - in the future. 

U.S. EIA: International Energy Outlook 2021 

With projections to 2050 – Summary 

U.S. Energy Information Administration 

If current policy and technology trends continue, 

global energy consumption and energyrelated 

carbon dioxide emissions will increase 

through 2050 as a result of population and economic 

growth 

6


Kurzfassungen 

Netzregelung mit Wasserstoff- 

Speicherkraft werken in zukünftig 

voll-regenerativen Netzen 

Harald Weber 

Im Zuge der Energiewende wird mehr und mehr 

elektrische Energie von Wind- und PV-Anlagen 

er zeugt. Diese Energie muss zum Teil in großen 

chemischen Speichern gespeichert werden 

(Speicher kraftwerk). Diese neuen Player 

werden mit Umrichtern an das Drehstromnetz 

angeschlossen und weisen systembedingt keine 

Schwungmassen mehr auf. Die konventionellen 

Kraftwerke dagegen werden in ihrer Anzahl zurückgehen. 

Deshalb müssen die Speicherkraftwerke 

alle Aufgaben der konventionellen Kraftwerke 

übernehmen und das sowohl für die Netzregelung 

als auch für die Sek torenkopplung. 

Dynamische Überwachung der Aktivierung 

der Primärregelleistung 


Frequency Containment Reserve (FCR), auch 

bekannt als Primärregelleistung, ist die schnellste 

Art der Regelleistung (RL), die zur Frequenzhaltung 

eingesetzt wird. In der Vergangenheit 

wurde die FCR durch eine geringe Anzahl an 

großen Kraftwerken erbracht. Die technischen 

Anforderungen an die FCR-Aktivierung konnten 

daher manuell überprüft werden. Da die FCR 

zunehmend von einer großen Anzahl an kleineren 

Einheiten bereitgestellt wird, sind manuelle 

Verfahren in Zukunft keine praktikable Option. 

Aus diesem Grund wird in diesem Artikel ein 

Konzept für ein automatisiertes Monitoring der 

FCR-Erbringungsqualität im Betrieb vorgestellt. 

Dieser Artikel präsentiert eine Methode zur 

Trennung verschiedener RL-Produkte basierend 

auf dynamischen Modellen. Abschließend werden 

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept 

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene 

Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie 

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert. 


Teil 1: Vorbereitung und 

Rahmenbedingungen 

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute 

und Martin Saxer 

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat am 

20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb endgültig 

eingestellt. Nach der Etablierung des 

technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. September 

2020 die endgültige Außerbetriebnahme. 

Seitdem befindet sich das Kraftwerk in der 

Stilllegung. Das Kernkraftwerk Mühleberg ist 

damit das erste kommerzielle Kernkraftwerk in 

der Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut 

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg 

hat für die BKW wie auch für die gesamte 

Schweiz Pioniercharakter und findet eine große 

Aufmerksamkeit in den Schweizer Medien. Mit 

dem vorliegenden zweiteiligen Bericht wollen 

wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme 

und Stilllegung der Anlage aus der Sicht der 

Belegschaft des KKM schildern und unsere Erfahrungen 

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben. 

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der 

Leistung von Gas- und 

Dampfturbinenanlagen 

Mustafa Youssef 

Das hier vorgestellte Verfahren betrifft eine 

neue Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der 

Dampferzeugung und der Leistung in Gas- und 

Dampfturbinenanlagen mit einfacher oder sequentieller 

Verbrennung der Gasturbinen. Das 

Ziel des neuen Verfahrens ist, durch eine neue 

Zusatzfeuerung den Luftüberschuss im Gasturbinenstrom 

besser zu nutzen, um die Dampferzeugung 

und die Anlageleistung zu erhöhen und 

die Betriebsproblemen zu vermeiden. Im neuen 

Verfahren wird der Luftüberschuss im Gasturbinenstrom 

genutzt und die Brennleistung nach 

dem Kompressoraustritt bei gleicher Endtemperatur 

der GT- Brennkammer von ca. 1.400 °C 

erhöht. Dies ist möglich, wenn ein Luftstrom am 

Kompressoraustritt angezapft und außerhalb 

der Gasturbine gekühlt, durch eine Vorbrennkammer 

geheizt, durch einen Gaskühler gekühlt 

und vor dem GT-Brennkammer für weitere Feuerung 

in die Gasturbine geführt wird. 

Die Initiative „Belt and Road“: 

Die Rolle der Kohle 

Stephanie Metzger 

Die „Belt and Road Initiative“(BRI) ist Chinas 

außenpolitisches Aushängeschild, mit dem die 

wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen China 

und Ländern in aller Welt gefördert werden 

soll. Mehr als 130 Länder, die über zwei Drittel 

der Weltbevölkerung repräsentieren, haben 

sich der Initiative angeschlossen. Das Hauptziel 

der BRI ist die Stärkung der Infrastruktur und 

der Handelsbeziehungen in einer Vielzahl von 

Sektoren, darunter Energie, Verkehr, Kommunikation 

und Produktion. Die Projekte werden 

in der Regel von chinesischen Unternehmen 

geleitet und haben Zugang zu günstigen chinesischen 

Finanzierungen, während die Partnerländer 

die Entwicklungsagenda bestimmen. Die 

Kohle spielt in der BRI eine große Rolle: China 

investierte zwischen 2014 und 19 in 68 GW an 

Kohlekraftwerken in BRI-Ländern. Die Finanzierung 

ist zwar ein wichtiger Faktor, aber Chinas 

Entwicklung von Kohlekraftwerken im Ausland 

wird auch durch sein Fachwissen und seine Innovationen 

bei der Entwicklung und Herstellung 

von Kohlekraftwerken erleichtert. 

Technologische Entwicklungen bei der 

Mitverbrennung von Biomasse 

Xing Zhang und Simone Meloni 

Obwohl in Europa und Kanada rückläufig, ist die 

Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle in Asien 

von wachsendem Interesse, so dass weiter an 

der Entwicklung dieser Technologie gearbeitet 

wird. Diese Übersicht erleichtert den Technologietransfer 

„von West nach Ost“. Die Mitverbrennung 

von Biomasse kann dazu beitragen, verschiedene 

Ziele für nachhaltige Entwicklung zu 

erreichen, darunter Ziel 7 (erschwingliche und 

saubere Energie), Ziel 9 (industrielle Innovation 

und Infrastruktur), Ziel 12 (Gewährleistung 

eines nachhaltigen Verbrauchs und einer nachhaltigen 

Produktion) und Ziel 13 (Klimaschutz). 

Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – 

eine effiziente Partnerschaft 

Stefan Mitterer 

Ölanalysen sind ein zentrales Thema in der Zustandsüberwachung 

von Schmierölen und Maschinen. 

Sie stellen zuverlässige Werte für das 

Festlegen eines idealen Ölwechsel-Intervalls und 

die Überwachung von Verunreinigungen bereit 

und zeigen ungewöhnliche Verschleißzustände 

bereits zu einem frühen Zeitpunkt auf. Schneller 

technologischer Fortschritt stellt wesentlich 

höhere Anforderungen an die Schmierung, welche 

nur durch neue und spezielle Schmierstoffe 

erfüllt werden können. Ölanalysen sind fest im 

Bereich der Öl- und Zustandsüberwachung etabliert. 

Sie sind die Basis, um zuverlässige Aussagen 

bezüglich des Zustands vieler Maschinen 

und ihrer Öl-geschmierten Komponenten zu 

treffen. 

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft 

für Offshore-Windparks 

Jan Flötotto und Thomas Brand 

Offshore-Windenergie-Anlagen werden auf immer 

größere Kapazitäten ausgelegt, was neue 

Herausforderungen an die Energieübertragung 

in den Windkraftanlagen und in den Off shore- 

Windparks. Neben technischen Herausforderungen 

spielen auch gesundheitliche Aspekte 

eine wichtige Rolle. Betreiber von Offshore- 

Anlagen legen ihre Systeme zunehmend auf 

höhere Spannungen aus, weil zum einen der 

Bedarf an Leistung stetig steigt und zum anderen 

eine deutliche effizientere Übertragung der 

gewonnenen Energie von der Windkraftanlage 

(WKA) an Land erfolgen kann. In den Offshore-Parks 

wird aktuell in der 66 kV Spannungsebene 

gearbeitet, ein Upgrade auf 132 kV ist in 

Vorbereitung. Diese Bedingungen stellen hohe 

Anforderungen an die Anlagen und die eingesetzten 

Kabelverbindungen und Anschlussgarnituren 

dar. 

Green Hydrogen – Kugelhähne für 

Wasserstoff-Anwendungen 

Der Einsatz von Wasserstoff ist für viele Industriebereiche 

von zunehmender Bedeutung. Zur 

Senkung der Treibhausgas-Emissionen wird das 

Medium durch Elektrolyseverfahren vermehrt 

nachhaltig und „grün“ erzeugt und stellt dabei 

hohe Ansprüche an geeignete Armaturen. 

Wasserstoff ist ein Medium mit einem gewissen 

Gefahrenpotenzial. Das Element bildet sehr kleine 

Moleküle, die in die Struktur von Stahl-Armaturen 

eindringen und zu Sprödigkeit und Rissen 

führen können. Er ist zudem bei geringer Zündenergie 

schnell brennbar und explosiv. Diese 

Eigenschaften lassen sich mit Erfahrung beherrschen, 

vor allem dort, wo Absperrorgane für das 

heikle Medium geeignet sein müssen. Das zur 

japanischen Kitz-Gruppe gehörende Unternehmen 

Perrin entwirft und fertigt in Deutschland 

seit Jahrzehnten zertifizierte Spezialkugelhähne 

für unterschiedlichste Wasserstoff-Anwendungen 

und ist mit seiner Expertise an vielfältigen 

Projekten im wachsenden Clean-Energy-Sektor 

und zum klimaschonenden Einsatz von Wasserstoff 

in der Industrie beteiligt. 

LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – 

Veranstaltungsbericht 

Bis 2045 soll Deutschland klimaneutral werden. 

Möglich ist das nur mit neuen Technologien, die 

nachhaltig, effizient und wirtschaftlich zugleich 

sind. Eine Schlüsselrolle wird dabei die Wasserstoff-Technologie 

spielen. Als Forum des interdisziplinären 

Austausches zwischen Vertretern aus 

Industrie und Forschung hat das Fraunhofer-Institut 

für Lasertechnik ILT 2020 deshalb das LKH2 

– Laserkolloquium Wasserstoff ins Leben gerufen. 

Mitte September 2021 fand es zum zweiten 

Mal statt. Im Mittelpunkt stand erneut die Frage, 

welchen Beitrag die Lasertechnik leisten kann, 

um die Schlüsselkomponenten der Technologie – 

Brennstoffzellen und Bipolarplatten – in Zukunft 

effizient und effektiv zu fertigen. 

U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 

2021 (IEO2021) 

U.S. Energy Information Administration 

Der International Energy Outlook (IEO) präsentiert 

die Einschätzung der U.S. Energy Information 

Administration (EIA) zu den Aussichten für 

die internationalen Energiemärkte. 

7

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Members´ News VGB PowerTech 11 l 2021 

Members´ 

News 

Hüscherabach: Ein modernes 

Kleinwasserkraftwerk im Einklang 

mit Energiestrategie und Umwelt 

(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald 

haben in Splügen (GR) gemeinsam das 

komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk 

Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte 

und leistungsmässig stark erweiterte 

Wasserkraftwerk produziert neu rund 6,1 

Millionen kWh Strom aus erneuerbarer 

Energie pro Jahr. Dies entspricht dem 

durchschnittlichen Jahresverbrauch von 

1500 Haushalten. 

Seit Juli 2021 und nach nur 16 Monaten 

Bauzeit nutzt das komplett erneuerte 

Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder 

das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion 

von Strom aus erneuerbarer Energie. 

Mit festlichen Reden von Christian Simmen-Schumacher 

(Gemeindepräsident 

Gemeinde Rheinwald), Thomas Schmid 

(Amtsleiter Amt für Energie und Verkehr 

des Kantons Graubünden), Xavier Sinnhuber 

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk 

Hüscherabach AG) und Matthias 

Zwicky (Leiter internationale Stromproduktion 

und erneuerbare Energien, Alpiq) 

wurde es offiziell eingeweiht. Die Bevölkerung 

erhielt im Rahmen eines Tages der 

offenen Tür die Gelegenheit, hinter die Kulissen 

der umweltfreundlichen Stromproduktion 

zu blicken. 

Deutlich mehr Strom: statt 1,1 neu 6,1 

Millionen kWh pro Jahr 

Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt 

die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende 

Anlage aus den 1930er Jahren. 

Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion 

von erneuerbarer, einheimischer Energie 

beinahe auf das Sechsfache gesteigert. 

Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen 

auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr 

erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch 

von rund 1500 Haushalten 

entspricht. 

Der Neubau ist also mit einer markanten 

Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden 

und ist somit ganz im Sinn der 

Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft 

ist die wichtigste erneuerbare Energieressource 

der Schweiz. Ihr Potenzial soll 

möglichst optimal genutzt werden – unter 

anderem mit der erheblichen Erweiterung 

bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach 

der Fall ist. 

Das Kleinwasserkraftwerk mit großer 

Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach, 

der bei Splügen in den Hinterrhein mündet. 

Die Hochdruckanlage besteht aus einer 

Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen 

Druckleitung und der Zentrale, in welcher 

eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung 

untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten 

trotz den Herausforderungen, welche 

die Corona-Pandemie mit sich gebracht 

hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben 

auch lokale Unternehmen mitgewirkt. 

Bestätigung der Partnerschaft 

Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten 

rund 8 Millionen Franken in den 

Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden 

Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der 

Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das 

Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm 

des Bundes zur Produktion von 

Strom aus erneuerbaren Energiequellen 

unterstützt. Alpiq und die Gemeinde 

Rheinwald sind langjährige Partner und 

betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk 

Tambobach. Diese beispielhafte 

und fruchtbare Zusammenarbeit 

ermöglicht es der Gemeinde, die lokale 

Wirtschaft neben Tourismus und Landwirtschaft 

weiter zu entwickeln. 

Massnahmen zugunsten der Umwelt 

Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks 

wurde durch Umweltspezialisten 

begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen 

zur Verringerung der Umweltauswirkungen 

des Kraftwerks getroffen. Sie betreffen 

unter anderem den Fischschutz: An 

der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke 

an der Splügenstrasse befindet, 

können Fische in ein Becken absteigen und 

sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische 

in das Triebwassersystem gelangen 

können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen 

Dotierung eine natürliche Restwassermenge 

im Bach sichergestellt. 

Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG 

trägt zudem finanziell zu einem umfassenden 

ökologischen Ausgleichsprogramm zur 

Revitalisierung des Hinterrheins auf dem 

Gebiet der Gemeinde Rheinwald bei. Mit 

diesem Projekt wird das Flussbett des Hinterrheins 

verbreitert und dadurch eine 

möglichst ursprüngliche Morphologie mit 

verzweigtem Flusslauf wiederhergestellt. 

Die Revitalisierung des Hinterrheins im Gebiet 

Aebi wird die Vielfalt der aquatischen 

und terrestrischen Lebensräume fördern 

sowie eine Aufwertung der Landschaft und 

eine Attraktivitätssteigerung als Naherholungsgebiet 

für die Bevölkerung und für 

Touristen mit sich bringen. Es soll in den 

kommenden Jahren realisiert werden. 

LL 

www.alpiq.com (213461327) 

www.rheinwald.ch 

Axpo: Größte alpine Solaranlage 

der Schweiz produziert 

erstmals Strom 

Einweihung des neuen Wasserkraftwerks Hüscherabach (von links): Xavier Sinnhuber 

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher 

(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale 

Stromproduktion und erneuerbare Energien, Alpiq) und Thomas Schmid (Amtsleiter Amt für 

Energie und Verkehr des Kantons Graubünden). Foto: Mathias Kunfermann. 

(axpo) Zusammen mit Energieministerin 

Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB 

und Denner einen Meilenstein des Pionierprojekts 

AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage 

an der Muttsee-Staumauer produzierte 

erstmals Strom. Die anschließende Podiumsdiskussion 

zeigte: Für eine erfolgreiche 

Energiewende in der Schweiz braucht 

es genau solche Anlagen. Ähnlichen Projekten 

stellen sich allerdings erhebliche 

Herausforderungen. 

AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo 

und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im 

Bau bereits weit fortgeschritten und hat 

erstmals Strom produziert. Dies haben die 

Partner Axpo und IWB zusammen mit dem 

künftigen Stromabnehmer Denner in Linthal 

GL gefeiert. In seiner Begrüßung zeigte 

sich Axpo Verwaltungsratspräsident Tom 

8


MembersŃews 

Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar gelungen, 

ein Pionierprojekt umzusetzen. Es 

war eine Knacknuss, aber heute feiern wir 

einen Meilenstein.“. 

In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden 

würdigte Bundesrätin Simonetta 

Sommaruga das Projekt: „Die neue 

alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes 

Projekt, weil hier vor allem für den 

Winter produziert wird, wenn wir verstärkt 

einheimischen Strom brauchen. Die Anlage 

zeugt vom Willen, in der Schweiz in den 

Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren 

– und damit unsere Versorgungssicherheit 

zu stärken.“ 

Die anschließende Podiumsdiskussion 

mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga, 

Axpo CEO Christoph Brand, IWB CEO 

Claus Schmidt und Denner CEO Mario 

Irminger machte deutlich, wie dringend 

es Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will 

die Schweiz die Energiewende schaffen, 

sind – vor allem im Winter – zusätzliche 

erneuerbare Produktionskapazitäten nötig. 

Ähnlichen Projekten stellen sich allerdings 

erhebliche Herausforderungen. 

Um solche zu realisieren, benötigen Investoren 

einfachere und schnellere Bewilligungsverfahren 

sowie einen Förderrahmen, 

der den Bau von Großanlagen 

wirtschaftlich macht. 

Viel Solarstrom – auch im Winter 

Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500 

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer 

des Pumpspeicherwerks Limmern 

wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden 

Strom produzieren. Gegen 5.000 

Solarmodule montieren die Spezialisten 

an der Staumauer, die optimal nach Süden 

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage 

wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion 

während des Winterhalbjahres liefern. 

Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst 

beendet werden sollen, doch schlechte 

Wetterverhältnisse und Verzögerungen in 

den weltweiten Lieferketten verlangsamten 

den Baufortschritt. Die Anlage wird im 

August 2022 vollständig in Betrieb gehen. 

Die beiden Energieunternehmen Axpo und 

IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer 

Partnerschaft. Denner, der größte Discounter 

der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom 

während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags 

(Power Purchase 

Agreement PPA) beziehen. 

LL 

www.alpinsolar.ch (213461330) 

ČEZ nuclear power plants are the 

first in the world to undergo an 

information and cybernetic 

security audit 

(cez) The condition and set-up of protection 

of information systems of nuclear power 

plants, as well as employee awareness of 

the importance of information and cyber 

security and compliance, and the compliance 

of existing conditions at ČEZ with statutory 

requirements. Those are only examples 

of areas on which an audit of the Information 

Security Management System 

(ISMS) focused. Dukovany and Temelín are 

among the world’s first nuclear facilities to 

successfully undergo the process. 

Not only fences, no-fly zones, and multiple 

back-ups of security systems. According 

to the current requirements of international 

organisations, the features of nuclear 

power plant protection include the maximum 

reasonably attainable level of information 

and cyber security. And that was 

the focus of the international certification 

audit. Aside from an evaluation of documentation 

and physical checks at six locales 

of the ČEZ nuclear power plant division, 

the audit also included an analysis of 

the handling of actual security incidents 

and interviews with more than fifty employees. 

“Cyber security is one of our priorities. 

We take threats and risks very seriously 

and can never be entirely satisfied. We 

continuously update and regularly check 

our security measures, which is also the 

case of the recently completed ISMS certification 

audit,” says Chairman of the Board 

and CEO of ČEZ Daniel Beneš. 

Last year alone, ČEZ detected 6.5 times 

more suspicious activities in the network 

than in 2017. In the sphere of critical infrastructure 

protection, we intensively cooperate 

with security forces and institutions, 

including the National Cyber and Information 

Security Agency (NÚKIB), Military Intelligence 

(VZ), and Czech Police (PČR). 

That is one of the reasons why we were 

among the first in the Czech Republic to 

launch our own unique monitoring centre, 

in the second half of September – the iSOC 

(Integrated Security Operations Center) 

which monitors the protection of ČEZ 

Group in terms of physical, information, 

and cyber security. 

“According to our statistics, last year 

alone hackers attacked every fifth hospital 

in the country. We alone have registered 

dozens of attempts on a daily basis. Being 

aware of the importance of distribution 

networks and key sources of power generation, 

we place utmost emphasis on cyber 

security,” explains the Director of the ČEZ 

Group Security Department, Daniel Rous. 

The nuclear power plants themselves, on 

which the audit centred, are among the 

most closely watched operations in the 

Czech Republic. Of the European energy 

companies approached, the ČEZ Nuclear 

Power Plant Division was the first to undergo 

the international ISMS audit. 

“In the nuclear power sector, an outside 

view is extremely valuable. Security, including 

cyber security, is one of our greatest 

priorities, and because of the risk of socalled 

“operational blindness,” and the 

opportunity to obtain suggestions for improvements, 

we undergo a number of missions 

and audits on an annual basis. That 

is why I am very pleased about the outcome,” 

adds Member of the Management 

Board and Director of the ČEZ Nuclear 

Power Division Bohdan Zronek. 

The certificate issued pursuant to the applicable 

international ISO standards is 

valid until October 2024. Czech nuclear 

power plants will undergo another inspection, 

this time under the auspices of the 

International Atomic Energy Agency, in 

November 2021. 

LL 

www.cez.cz (213461332) 

EEW Stavenhagen legt Grundstein 

für Klärschlammverwertungsanlage 

(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen 

GmbH & Co. KG (EEW) hat den 

Grundstein für die zweite Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

(KVA) 

der EEW-Gruppe gelegt. Die Anlage wird 

mit der Inbetriebnahme im Jahr 2023 einen 

umweltschonenden Verwertungsweg 

für kommunale Klärschlämme aus Mecklenburg-Vorpommern 

und den angrenzenden 

Regionen eröffnen. 

Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung 

und CEO der EEW-Gruppe: 

„EEW Stavenhagen ist das jüngste Mitglied 

der EEW-Gruppe. Ich freue mich deshalb 

besonders, heute hier den Grundstein als 

sichtbares Zeichen für die Fortentwicklung 

des Standortes legen zu können.“ Aus Sicht 

Kempers vereine die KVA Stavenhagen Umwelt- 

und Ressourcenschutz. Einerseits trage 

sie dem Willen des Gesetzgebers Rechnung, 

künftig keine belasteten Klärschlämme 

mehr in der Landwirtschaft einzusetzen. 

Anderseits schaffe sie die Voraussetzungen 

für das Recycling des endlichen 

und lebensnotwendigen Rohstoffs Phosphor. 

Mit Blick auf vergleichbare Vorhaben 

in Mecklenburg-Vorpommern sagt Bernard 

M. Kemper: „Ich hoffe auf pragmatische 

Lösungen, die Entsorgungssicherheit garantieren, 

einen Ausfallverbund ermöglichen 

und den Markt berücksichtigen.“ 

Für Dr. Joachim Manns, Mitglied der Geschäftsführung 

und COO der EEW-Gruppe, 

ist die künftige KVA ein Beitrag zum 

Umwelt-, Klima- und Ressourcenschutz: 

„Die KVA Stavenhagen ist eine Umweltschutzanlage.“ 

Mühsam aus dem Abwasser 

gefilterte und im Klärschlamm gebundene 

Schadstoffe würden bei der thermischen 

9

MembersŃews VGB PowerTech 11 l 2021 

EDF submits a non-binding 

preliminary offer to the Polish 

Government for the construction 

of 4 to 6 EPR reactors in Poland, 

with a total capacity 

of 6.6 to 9.9 GWe 

Grundsteinlegung für die KVA Stavenhagen am 10. November 2021: (v.l.n.r.: ) Morten Holpert, 

Technischer Geschäftsführer EEW Stavenhagen, Bernard M. Kemper, CEO EEW-Gruppe, Sarah 

Endres, Projektleiterin KVA Stavenhagen, Stefan Guzu, Bürgermeister Stavenhagen, Dr. Joachim 

Manns, COO EEW-Gruppe, Maik Lehmann, Kaufmännischer Geschäftsführer, EEW Stavenhagen, 

Dr.-Ing. Holger Heinig, Senior Projektleiter EEW Stavenhagen, Albrecht Marschetzky, 

Geschäftsführer FBU. Hinweis: Die Veranstaltung fand unter 2G-Voraussetzungen statt. 

Verwertung sicher zerstört oder zurückgehalten. 

„Unsere Anlage entzieht der Umwelt 

Schwermetalle und Mikroplastik aber 

auch Medikamentenrückstände und Hormone, 

anstatt sie ungefiltert auf Äcker zu 

kippen und damit Böden, Grundwasser 

und letztlich unsere Nahrungsmittel zu 

verunreinigen.“ Die Klärschlammmonoverbrennung 

sei die umweltschonendste 

Möglichkeit, den Abfall der Abwasserbehandlung 

zu verwerten. Dafür setze EEW 

auf Umweltschutztechnologien nach dem 

Standard der bestverfügbaren Technik, bekräftigt 

EEW-Technikchef Manns. 

Am Standort Stavenhagen wird die KVA 

künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf 

oder Fernwärme gewinnen. Das 

Wärmepotential der KVA Stavenhagen 

würde ausreichen, etwa 80 Prozent des bislang 

ermittelten Bedarfs der Reuterstadt 

zu decken. Wichtiger noch als grüne Energie 

sei jedoch das Rohstoffpotential der 

Anlage, so CEO Kemper. Bei der thermischen 

Behandlung des Klärschlamms würden 

jährlich etwa 15.000 Tonnen phosphathaltige 

Asche entstehen. „Wir haben Recyclingspezialisten 

an unserer Seite, mit denen 

wir mehr als 90 Prozent Phosphat zurückgewinnen 

können“, so Kemper weiter. 

Allein wenn Deutschland nur die ab dem 

Jahr 2029 gesetzlich vorgegebene Recyclingquote 

von 80 Prozent erfüllt, könnten 

bis zu 40.000 Tonnen Phosphor pro Jahr in 

Form von Phosphatrezyklaten zurückgewonnen 

werden. „Die Klärschlamm-Monoverbrennung 

in der EEW-Gruppe leistet einen 

wichtigen Beitrag für Deutschlands 

Importunabhängigkeit bei diesem kritischen 

Rohstoff“, betont EEW-CEO Bernard 

M. Kemper. Die KVA Stavenhagen werde 

dazu ihren Teil beisteuern. 

Über den Projektfortschritt der KVA Stavenhagen 

wird EEW ab sofort auf der Website 

www.energie-zukunft-stavenhagen.de 

informieren. 

EEW Stavenhagen 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 17 Anlagen der 

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten 

Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter für das energetische 

Recycling von jährlich bis zu 5 

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung. 

EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene 

Energie und stellt diese als Prozessdampf 

für Industriebetriebe, Fernwärme 

für Wohngebiete sowie umweltschonenden 

Strom zur Verfügung. Durch diese 

energetische Verwertung der in den 

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden 

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle 

Rohstoffe zurückgewonnen und die 

CO 2 -Bilanz entlastet. 

LL 

www.eew-energyfromwaste.com 

(213461335) 

(edf) On 13 October 2021 EDF submitted a 

non-binding preliminary offer to the Polish 

government for the supply contract of Engineering, 

Procurement and Construction 

(EPC) activities for four (4) to six (6) EPR 

reactors in Poland, representing respectively 

a total installed capacity of 6.6 to 

9.9 GWe across two (2) to three (3) sites. 

This preliminary offer covers all key parameters 

of the programme such as plant 

configuration, industrial scheme, plans for 

the development of the local supply chain, 

cost estimate and schedule. 

The offer aims at meeting the objectives 

of the Polish Nuclear Power Programme 

(PPEJ) adopted by the Polish government 

in October 2020. It aims at setting the principles 

for a Polish-French strategic partnership 

framework in support of Poland’s ambitious 

energy transition plan, aligned with 

the European carbon neutrality target. 

This EPR-based nuclear programme 

would bring numerous benefits to the Polish 

economy, contributing to the country’s 

energy independence, providing electricity 

for at least 60 years and satisfying up to 

40 % of the Polish current electricity demand. 

It would significantly contribute to 

the path towards net-zero by avoiding up 

to 55 million tons of CO 2 emissions1 per 

year, thanks to a safe, reliable, dispatchable 

and CO 2 -free energy source. 

The EPR-based programme would also 

provide significant long-term growth opportunities 

to the Polish industry thanks to 

EDF’s experience in supporting the development 

of local supply chains. EDF’s approach 

aims to embark local businesses on 

a significant scale, support the development 

of local industrial capabilities and 

highly qualified jobs. It is estimated that 

approximately 25,000 local jobs per twin of 

EPR could be created during the construction 

phase, as well as tens of thousands of 

indirect jobs. 

Finally, the programme would benefit 

from significant synergies with other EPR 

projects across Europe, in the spirit of a 

long-term European partnership between 

the Polish and French nuclear industries. 

EDF is committed to partner for the Polish 

Nuclear Power Programme since its inception, 

with the full support of the French 

government. 

LL 

www.edf.com (213461337) 

10


MembersŃews 

EDP opens offshore wind farm 

operations center in Scotland 

(edp) Moray East, which went into operation 

in June, has an installed capacity of 950 

MW. The ceremony was held and was attended 

by Scotland‘s Cabinet Secretary for 

Energy, Michael Matheson, and the CEO of 

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. 

EDP inaugurated the operations and 

maintenance center of Moray East offshore 

wind farm, which will now be controlled 

by this new infrastructure located in Fraserburgh 

Port, Scotland. The inauguration 

ceremony was attended by Scotland‘s Cabinet 

Secretary for Energy, and the CEO of 

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. Moray 

East, which went into operation in June, is 

one of the most important EDP-controlled 

assets in the country, thanks to an EDP/Engie 

joint venture established in 2019 – 

Ocean Winds. 

This new operations and maintenance 

center will now manage this offshore wind 

farm, in particular by controlling the vessel 

‚Alba‘, which regularly spends two-week 

periods at sea with a crew to carry out 

maintenance works on the infrastructure, 

22 kilometers off the coast. The operation 

center, fully built using local suppliers and 

labor, will create about 100 jobs locally. 

Moray East has an installed capacity of 

950 MW – enough to avoid 1.4 million 

tonnes of CO 2 emissions. The farm is located 

in the Moray Firth area, which is home 

to a similar wind project called Moray West 

– a wind farm with an installed capacity of 

850 MWand which is expected to come into 

operation in the coming years. 

Ocean Winds has invested €3.1 billion in 

these two projects and is planning to invest 

a further €2.6 billion in Moray West over 

the next 3 to 4 years. This amount is included 

in EDP‘s investment plan for the United 

Kingdom, which was announced earlier 

this week and will allow the Group to invest 

up to €15 billion 

LL 

www.edp.com (213461338) 

Projekt Kraftwerk Weißenbach/ 

Bad Goisern wird nach 

Vorprüfung angepasst 

(e-ag) Die Energiewende erfordert eine 

enorme Anstrengung, um das Ziel - bis 

2030 den Strombedarf aus erneuerbaren 

Energien zu decken - zu erreichen. Dabei 

ist jeder Baustein wichtig. Der Champion 

der erneuerbaren Energien ist die Wasserkraft. 

Die Energie AG Oberösterreich arbeitet 

an der Verwirklichung der Projektidee 

in Weißenbach/Bad Goisern ein Kraftwerk 

zu errichten, welches umweltfreundlichen 

Strom erzeugt und gleichzeitig den Hochwasserschutz 

verbessert. Diese Projektidee 

wurde bei einem UVP-Vorverfahren näher 

untersucht. Aufgrund der Rückmeldungen 

seitens der Sachverständigen und der Gemeinde 

wurden die Pläne überarbeitet und 

optimiert. Das nun vorliegende Projekt 

sieht einen Ersatzneubau des Kraftwerks 

Lauffen mit deutlicher Leistungssteigerung 

vor, gleichzeitig wird auch der Hochwasserschutz 

verbessert. 

Die neuen Pläne wurden seitens der Energie 

AG Oberösterreich Dienstag Abend Vertretern 

des Gemeinderats in Bad Goisern 

vorgestellt. Der Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes 

Lauffen ist am Standort Anzenaupolster, 

unweit der bestehenden Wehranlage, 

in einem Gewerbegebiet geplant. 

Dadurch werden kaum zusätzliche Aufschließungswege 

benötigt und der Traunreiterweg 

bleibt größtenteils unberührt. 

Zudem entfällt mit dem Ersatzneubau der 

bisherige Ausleitungskanal, auf Rückstaudämme 

wird zur Gänze verzichtet und das 

Projekt fügt sich gut in das Landschaftsbild 

ein. Die gewässerökologischen Auswirkungen 

sind aufgrund eines niedrigen Aufstaues 

vergleichsweise gering. 

Bei großen Hochwässern, wie jenem im 

jahr 2013, sind Teile des bewohnten Gemeindegebietes 

von Bad Goisern von Überflutungen 

durch die Traun betroffen. Die 

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11


Gemeinde will daher den Hochwasserschutz 

verbessern. Mit dem vorliegenden 

angepassten Kraftwerkeskonzept kann der 

vorgesehene Hochwasserschutz für die betroffenen 

Anrainer sichergestellt und zugleich 

der Ausbau der erneuerbaren Energiequelle 

Wasserkraft ermöglicht werden. 

Infolge einer Optimierung der Ausbauwassermenge 

und einer Fallhöhe von ca. 

3,7 Metern kann die Jahresstromerzeugung 

des jetzigen Kraftwerks Lauffen von 

0,75 GWh auf 7,3 GWh mehr als verneunfacht 

werden. Dies entspricht dem durchschnittlichen 

Jahresstromverbrauch von 

rund 2.000 Haushalten. 

In Abstimmung mit Gewässerbezirk/ 

Bundeswasserbauverwaltung wird die Projektidee 

nun in Richtung Einreichung konkretisiert. 

Gleichzeitig wird gemäß den 

demokratiepolitischen Grundsätzen der 

Energie AG Oberösterreich der Dialog mit 

der Region fortgeführt. 

LL 

www.energieag.at (213461340) 

EnBW: Wasserkraftwerk 

Hirschhorn produziert 

bald wieder Strom 

Wasserkraftwerk Hirschhorn (Foto: EnBW / Fotograf: ARTIS, U. Deck) 

• Betriebserlaubnis liegt nun vor – 

Neckar-AG testet „fischfreundliche“ 

Technik 

(enbw) Nicht mehr lange, dann produziert 

das Wasserkraftwerk Hirschhorn wieder 

Strom – CO 2 -frei und regenerativ. Nach eingehender 

Prüfung der Genehmigungsunterlagen 

hat das Regierungspräsidium 

Darmstadt der Neckar-AG nun sein Einverständnis 

dazu gegeben. Zum Jahresende 

2020 war die bisherige Betriebserlaubnis 

für das Wasserkraftwerk ausgelaufen, die 

nun für die nächsten zwei Jahre neu erteilt 

wurde. Mit einer Einschränkung: Sie gilt zunächst 

nur für eine der beiden Maschinen. 

Bevor der Betrieb wieder gestartet wird, 

installiert der Kraftwerksbetreiber in den 

kommenden zwei Wochen noch eine elektrische 

„Fisch-Scheuche“. Ein wirksamer 

Fischschutz ist eine wesentliche Voraussetzung 

für die behördliche Genehmigung, 

ein Wasserkraftwerk betreiben zu dürfen. 

Mit dieser Anlage wird ein schwaches elektrisches 

Feld erzeugt, das die Fische erspüren 

und daraufhin einen Abwanderungsweg 

über das Wehr suchen. Und sollte doch 

der eine oder andere Fisch den Weg durch 

das Kraftwerk nehmen, hat er trotzdem 

gute Chancen unbeschadet durchzukommen. 

Denn bei der letzten Revision, die in 

diesem Jahr abgeschlossen worden war, 

wurde eine Maschine so umgebaut, dass 

das Gefahrenpotenzial für die Tiere erheblich 

reduziert ist: Die Turbine wird mit modifizierten 

Laufschaufeln und einer verringerten 

Drehzahl, aber unveränderter Leistung, 

betrieben. 

Die Inbetriebnahme der umgebauten 

Kraftwerksmaschine erfolgt voraussichtlich 

bis Ende November – zunächst in einem 

vierwöchigen Probebetrieb. Anschließend 

wird im Praxistest nachgewiesen, ob 

die Anforderungen an den Fischschutz eingehalten 

werden. Auf dieser Grundlage 

wird danach dann geprüft, ob auch die 

zweite Maschine entsprechend umgebaut 

und zur Inbetriebnahme angemeldet wird. 

Die Neckar-AG 

Die Neckar-AG betreibt 24 Wasserkraftwerke 

am Neckar sowie 15 Wasserkraftwerke 

an Jagst, Kocher und Enz im Auftrag 

eines Partners. Gegründet wurde die Gesellschaft 

1921 als Unternehmen des Bundes 

mit der Aufgabe, den Neckar zur Großschifffahrtsstraße 

von Mannheim bis 

Plochingen auszubauen und in diesem Zusammenhang 

Laufwasserkraftwerke zu 

bauen und zu betreiben. Der Neckarausbau 

wurde offiziell zum 31. Dezember 

1991 abgeschlossen. Sämtliche Schifffahrtsanlagen 

wurden nach Fertigstellung 

dem deutschen Staat unentgeltlich übergeben. 

Betrieb und Unterhaltung der Bundeswasserstraße 

Neckar sind seitdem ausschließlich 

Aufgaben der Wasserstraßenverwaltung 

des Bundes. Heute ist die 

Neckar-AG zuständig für den Betrieb, die 

Wartung und die Instandhaltung der Laufwasserkraftwerke 

am schiffbaren Teil des 

Neckars. Außerdem sorgt sie dafür, dass 

die für die Schifffahrt erforderlichen Pegelstände 

an den Staustufen eingehalten werden. 

Die EnBW ist mit 82,2 % an der Neckar-AG 

beteiligt. 

LL 

www.enbw.com (213461344) 

E.ON investiert 27 Milliarden Euro 

bis 2026 in Energiewende 

• 22 Milliarden Euro für den Ausbau 

der Energienetze und 5 Milliarden 

Euro für den Ausbau des 

Kundenlösungsgeschäftes 

• 85 bis 90 Prozent der 

Investitionsaktivitäten, die von der EU- 

Taxonomie erfasst sind, erfüllen strenge 

Nachhaltigkeitskriterien 

(eon) E.ON-Vorstandsvorsitzender Leonhard 

Birnbaum: „Durch die Dekarbonisierung 

unserer Volkswirtschaften steht die 

Energiewirtschaft vor einer Schlüsseldekade 

des Wachstums. Mit unserer Kundenbasis 

von rund 50 Millionen Kunden in Europa 

und dem größten Verteilnetz des Kontinents 

als Rückgrat dieser Transformation 

ist E.ON hervorragend positioniert, um 

diese Chance zu nutzen. Deshalb können 

wir heute einen langfristigen Ausblick auf 

E.ON geben, der geprägt ist von kontinuierlichem, 

profitablen Wachstum“. 

E.ON will das Tempo bei Wachstum und 

Digitalisierung seiner Geschäfte deutlich 

erhöhen. Mit der im Rahmen eines virtuellen 

Kapitalmarktages vorgestellten Wachstumsstrategie 

bis 2026 verspricht E.ON 

sowohl kontinuierliche Steigerungen beim 

operativen Ergebnis als auch bei der Dividende, 

die stärker ausfallen sollen als bisher 

geplant. Dabei erweitert E.ON erstmals 

den Prognosezeitraum von drei auf fünf 

Jahre. 

Das EBITDA im Kerngeschäft, das heißt 

ohne die auslaufenden Kernenergie-Aktivitäten 

bei PreussenElektra, will E.ON pro 

Jahr um rund 4 Prozent auf rund 7,8 Milliarden 

Euro im Jahr 2026 steigern. Um die 

Basis für dieses ambitionierte Wachstum 

zu legen, wird E.ON bis 2026 insgesamt 

rund 27 Milliarden Euro investieren, davon 

gehen rund 22 Milliarden Euro in den Aus- 

12


MembersŃews 

bau der Energienetze als Rückgrat der 

Energiewende und 5 Milliarden in den 

Ausbau der Geschäfte mit Kundenlösungen. 

Außerdem will E.ON seine Dividende 

bis 2026 um bis zu 5 Prozent und sein Ergebnis 

je Aktie um 8 bis 10 Prozent pro Jahr 

steigern. Für 2021 schlägt der Konzern 

eine Dividende in Höhe von 49 Cent je Aktie 

vor. 

Das gesamte Wachstumsprogramm wird 

E.ON im Rahmen ihres starken Ratings und 

mit einem unveränderten Verschuldungsfaktor 

umsetzen. Hierzu wird der Konzern 

sein Portfolio weiter optimieren. E.ON 

rechnet hierbei in den nächsten fünf Jahren 

mit Erlösen von etwa 2 bis 4 Milliarden 

Euro. Die Portfolio-Optimierung wird sowohl 

direkte Veräußerungen von Geschäften 

beinhalten, die nicht mehr in das vorgestellte 

Strategiedreieck aus Wachstum, 

Nachhaltigkeit und Digitalisierung passen, 

als auch selektive Partnerschaften. 

Offensive für Wachstum, Nachhaltigkeit 

und Digitalisierung 

Unter der Führung des neuen Vorstandsvorsitzenden 

Leonhard Birnbaum setzt E. 

ON voll auf Wachstum, Nachhaltigkeit und 

Digitalisierung: „E.ON startet jetzt eine 

umfassende Wachstums- und Investitionsoffensive 

für den Aufbau einer CO 2 -freien, 

digitalen Energiewelt. Mit unserer auf fünf 

Jahre erweiterten Prognose bis 2026 unterstreichen 

wir die Resilienz und die 

Wachstumsstärke unserer beiden Kerngeschäftsfelder, 

die in der nächsten Dekade 

von der Energiewende in Europa stark profitieren 

werden. 2030 wird E.ON größer 

und grüner, digitaler und diverser sein“, so 

Birnbaum. 

Hohe Investitionen in Stromverteilnetze als 

Rückgrat der grünen Energiewende 

Der Konzern plant, bis 2026 die Investitionen 

in Energienetze kräftig um jährlich 

rund 1 Milliarde pro Jahr zu erhöhen. Damit 

wächst das regulierte Anlagevermögen 

(RAB) jährlich um mindestens 6 Prozent. 

Die europäischen Netzgesellschaften des 

Konzerns betreiben heute bereits Netze mit 

einem regulierten Anlagevermögen von 

rund 35 Milliarden Euro und mit rund einer 

Million dezentral angeschlossenen, erneuerbaren 

Anlagen. 

Thomas König, im E.ON-Vorstand für 

Energienetze verantwortlich: „Ohne unsere 

Infrastruktur gibt es keine Energiewende. 

Allein in den nächsten fünf Jahren werden 

wir zusätzliche 35 bis 40 Gigawatt Erneuerbare 

an unsere Netze anschließen. 

Jede dieser Anlagen hilft uns, die Klimaziele 

von Paris zu erreichen. Hinzu kommt 

der Ausbau für Millionen Wärmepumpen, 

Batteriespeicher und die Elektromobilität.“ 

Der Ergebnisbeitrag der Netze wird durch 

die jetzt beschlossene Investitionsoffensive 

pro Jahr um 3 bis 4 Prozent bis 2026 wachsen. 

Hierbei wird Digitalisierung eine zentrale 

Rolle spielen, um die Netze noch effizienter 

zu betreiben und gleichzeitig den 

wachsenden Anteil erneuerbarer Energien 

möglichst effektiv zu steuern. Allein im 

Netzgeschäft wird E.ON bis 2026 rund 2 

Milliarden Euro in die Digitalisierung der 

Netzplanung, ‐überwachung und -steuerung 

investieren. Damit wird E.ON eines 

der ersten Energierunternehmen, das seine 

Netzinfrastruktur auf jeder Spannungsebene 

vollständig digital ansprechen kann. 

Entschlossener Ausbau der Geschäfte im 

Kundenlösungsgeschäft 

E.ON beobachtet eine stark wachsende 

Nachfrage bei Privat-, Geschäfts- und Industriekunden 

sowie bei Städten und Gemeinden 

für Dekarbonisierungs-Lösungen. 

Patrick Lammers, Vorstand für das Kundenlösungsgeschäft: 

„Mit einer Kundenbasis 

von heute rund 50 Millionen Kunden in 

Europa ist E.ON exzellent positioniert, um 

unsere Kunden und Partner bei der Erreichung 

ihrer Dekarbonisierungsziele zu unterstützen 

und diese Wachstumschance zu 

nutzen.“ 

Die Basis bildet das klassische Energievertriebsgeschäft, 

das starke Ergebnisbeiträge 

bringt und selbst im umkämpften 

britischen Markt erfolgreich die Trendwende 

geschafft hat. E.ON plant, die Erträge 

im Energievertriebsgeschäft bis 2026 um 3 

bis 6 Prozent pro Jahr zu steigern. 

Lammers: „Digitalisierung ist auch hier 

der entscheidende Faktor: Wir werden bis 

2026 in allen Märkten über eine digitale 

Plattform verfügen und darüber alle unsere 

Kunden effizient und kundenfreundlich 

bedienen.“ 

Im Bereich Mobilität rechnet E.ON mit 

einem schnellen Ende der Verbrennungsmotoren 

und setzt daher noch entschlossener 

auf den Ausbau von leistungsfähiger 

Ladeinfrastruktur. E.ON will rund 5.000 

neue Schnellladepunkte bis 2026 bauen. 

Auch das Geschäft mit klimaschonenden, 

dezentralen Energieinfrastrukturlösungen 

will E.ON mit Wachstumsinvestitionen von 

500 bis 600 Millionen Euro im Jahr massiv 

ausbauen und den EBITDA-Beitrag des Geschäfts 

bis 2026 jährlich um durchschnittlich 

9 bis 12 Prozent steigern. 

Weiteres, zusätzliches Wachstumspotenzial 

sieht E.ON im Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. 

Das Engagement in diesem Feld 

soll deutlich ausgeweitet werden. E.ON 

setzt hierbei auf europäische Projekt-Partnerschaften 

wie „H2.Ruhr“, in dessen Rahmen 

das industrielle Herz Deutschlands, 

Nordrhein-Westfalen, zu einer Wasserstoffregion 

werden soll. E.ON will mit ihrem bestehenden 

Gasverteilnetz und ihrer Expertise 

im Energiemanagement insbesondere 

dem industriellen Mittelstand Zugang zu 

Wasserstoff geben und damit eine Möglichkeit 

der CO 2 -Reduktion bieten. 

Konsequente Digitalisierung als Schlüssel 

für das Gelingen der Energiewende 

Die Wachstumsstrategie setzt auf eine 

durchgehende Digitalisierung aller E.ON 

Aktivitäten. 

Victoria Ossadnik, die dem Digitalressort 

vorsteht, verdeutlichte: „Wesentliche Treiber 

der für E.ON relevanten Veränderungen 

der Energiesysteme sind der Wandel 

der Einspeisung in die Netze hin zu nachhaltigen 

Energiequellen und die Änderung 

der Verbrauchsmuster bei unseren Kunden 

durch die Elektrifizierung von Mobilität, 

Wärme und Produktion. Wir digitalisieren 

sowohl unsere Netze als auch unser Kundengeschäft 

konsequent. Durch digitale 

Plattformen für unsere Netze und unser 

Kundengeschäft und durch die Smartfizierung 

unserer physischen Netze werden wir 

diese beobachtbar machen, steuern und 

optimieren sowie die in der künftigen 

Energiewelt erforderliche Flexibilität von 

Stromangebot und -nachfrage nutzbar machen.“ 

E.ON entwickelt hierfür eine konzernweite 

moderne Technologieplattform. Das Unternehmen 

optimiert und digitalisiert dabei 

alle Prozesse im Unternehmen. Cloudlösungen 

ersetzen bis Ende 2023 die bisherigen 

Rechenzentren und bilden eine Basis 

für die neuen digitalen Anwendungen. Die 

digitalen Plattformen verbessern den gesamten 

operativen Betrieb und reduzieren 

zugleich die Kosten und den CO 2 -Ausstoß. 

E.ON wird ihre digitalen Lösungen auch 

Dritten anbieten. 

Attraktiver und voll auf Nachhaltigkeit 

ausgerichteter Finanzrahmen 

Das Investitionsprogramm des Konzerns 

ist vollständig auf Nachhaltigkeit ausgerichtet. 

85 bis 90 Prozent der geplanten 

Investitionsaktivitäten, die von der 

EU‐Taxonomie erfasst sind, erfüllen deren 

strenge Nachhaltigkeitskriterien. E.ON bekräftigte 

zudem erneut das Ziel eines starken 

BBB/Baa-Ratings und eines Verschuldungsfaktors 

des 4,8 bis 5,2-fachen EBIT- 

DAs. Das Unternehmen bestätigt seine Dividendenpolitik 

und legt den Planungsrahmen 

hierfür jetzt für fünf Jahre fest. Für 

2021 schlägt E.ON eine Dividende von 49 

Cent je Aktie vor. Dies entspricht einem 

Wachstum gegenüber dem Vorjahr von 4 

Prozent. E.ON strebt auch für die Zukunft 

ein jährliches Dividendenwachstum von 

bis zu 5 Prozent bis 2026 und weiteres 

Wachstum danach an. Der Gewinn pro Aktie 

wird bis 2026 im Durchschnitt um 8 bis 

10 Prozent pro Jahr steigen. 

Optimierungsmaßnahmen, durch die E. 

ON bis 2026 Einsparungen in Höhe von 

rund 500 Millionen Euro pro Jahr erreichen 

will. 

LL 

www.eon.com (213461346) 

13


Eskom pledges to continue 

increased reliability maintenance 

programme to improve power 

system reliability 

(eskom) In its state of the system briefing, 

Eskom shared with the public its plan to 

continue with its accelerated maintenance 

programme during the summer period, the 

peak maintenance season. Since September, 

Eskom has increased its planned maintenance 

programme to an average 5 

500 MW of capacity. While this is comparable 

to the amount of maintenance carried 

out in the period between September 2020 

and March 2021, it is almost double the average 

maintenance carried out in the same 

period in September 2019 to April 2020. 

“Our objective is to achieve a reliable and 

sustainable generation plant, thereby reducing 

the risk and frequency of the occurrence 

of loadshedding. As such, Eskom will 

not compromise on reliability maintenance 

and mid-life refurbishment,” said Eskom 

Group Chief Operating Officer, Jan Oberholzer. 

“However painful in the short term, 

this maintenance we have to do in order to 

ensure future reliability.” Through the accelerated 

maintenance programme, Eskom 

hopes to continue reducing the occurrence 

of loadshedding. 

The accelerated maintenance programme 

has borne fruit, with Eskom managing to 

limit loadshedding to a minimum during 

winter period. Since 01 April 2021 loadshedding 

was implemented for 31 days. 

This includes the ten days of loadshedding 

implemented since September. 

The Generation division has been characterised 

by unsatisfactory performance, 

with output from the power stations below 

target. This is caused by a faster deterioration 

in generation units that have not yet 

enjoyed the reliability maintenance. 

Eskom concedes loadshedding carries a 

significant damaging effect to the economy. 

Year to date, the energy availability 

factor (EAF) has declined to 65 %, against 

a target of 70 % EAF. A key contributor to 

the low EAF was the high levels of planned 

maintenance during the summer months. 

However, there has also been an increase in 

unplanned outages during this period. 

“We are aware that the increased maintenance 

does elevate the probability of loadshedding 

in the short term, but this is necessary 

to improve the future performance 

of the generation fleet,” said Oberholzer. 

Oberholzer further emphasized the urgent 

need for additional 4,000 MW to 

6,000 MW generation capacity to complement 

the Eskom available capacity. This is 

required to eliminate the risk of loadshedding 

and to ensure the necessary electrical 

energy that is needed to stimulate the 

economy. 

While these concerns with the generation 

performance persist, the Koeberg Nuclear 

Power Station is operating optimally. Unit 

2 of the power station has been operating 

for the whole year without interruption 

since completing its last refueling outage in 

October 2020. In January 2022 Koeberg 

Unit 2 will be shut off for the steam generator 

replacement (SGR), regular refueling 

and maintenance. The SGR will enable 

Koeberg to operate for a further 20 years 

beyond 2024. The formal application to extend 

the operating license has been submitted 

to the relevant regulatory authority 

and has been accepted for processing. 

Koeberg Unit 1 tripped on Sunday morning 

as a result of a fault on a feedwater 

pump, which is on the secondary plant. 

The plant was shut down in accordance 

with standard plant operating procedures 

and all parameters are stable. There are no 

nuclear safety concerns on the reactor side 

of the plant, which is ready to be restarted 

once the feedwater pump fault has been 

resolved. 

The investigation into the feedwater 

pump fault is in progress and once concluded, 

Eskom will be able to confirm the 

return to service date of the unit, which is 

expected to be during next week. 

On the coal front, Eskom maintained 

healthy coal stock levels across its generation 

fleet, with an average of 48 days’ 

worth of coal stockpiled at its power stations. 

This compares favourably with the 

Grid Code requirement to hold at least 20 

days’ worth of stock. 

Eskom is making a concerted effort to 

continue improving its coal handling ability 

to reduce the risk of wet coal incidents 

during the coming rainy season. While 

there has been a good improvement on this 

key performance area during the past rainy 

season, more investments to enhance the 

wet coal strategy still need to be done. 

The work done so far to correct the design 

defects at the Medupi power station has resulted 

in a steady improvement and reliability 

of the Medupi power station generation 

units. This work has also commenced 

at Kusile with some of the major design 

defects already corrected on Unit 1. 

There were some notable strides in several 

aspects of the operations. A unit each at 

Medupi and Kusile power stations achieved 

commercial operation during this year, 

adding 1,594 MW to the grid. Kusile has 

now reached 50 % completion, with three 

of the six units commissioned. 

The successful completion of Medupi suffered 

a blow as Unit 4 (720 MW) of the power 

station experienced generator explosion 

on 08 August 2021. This was just a week after 

the last of the six units was officially 

handed over to Generation on 31 July 2021. 

Eskom experienced another major setback 

on 11 September 2021 when Kendal Unit 1 

(640 MW) generator transformer caught 

fire. Both units remain offline, which puts 

further strain on the power system. 

Kendal Unit 1 is expected to return to service 

by end of this year while the return to 

service date for Medupi Unit 4 has not yet 

been determined. 

The capacity outlook for the period ending 

August 2022 shows that the power system 

remains constrained. Eskom will be 

required to extensively use the Open Cycle 

Gas Turbines (OCGTs) to either avert loadshedding 

or to reduce the magnitude 

thereof. 

The Distribution and Transmission divisions 

have also attained positive technical 

performance, with a lower number of interruptions. 

Since April 2021 a total of 38,256 

households have been connected to the 

grid, versus the target of 34 ,742 houses. 

However, increasing theft and vandalism 

of cables and substations continue to negatively 

impact operations and system reliability. 

Electricity theft continues to pose 

not only operational and financial challenges 

to Eskom, but also public safety risk. 

LL 

www.eskom.co.za (213461351) 

EVN: 60 Jahre 

Fernwärme Mödling 

• Der Startschuss für das heute größte 

überregionale Naturwärmenetz 

Österreichs 

(evn) Vor 60 Jahren startete in Mödling 

eine absolute Erfolgsgeschichte der regionalen 

Wärmeversorgung. Mit dem Bau des 

Fernheizkraftwerkes Mödling wurde im 

Jahre 1961 der Grundstein für das „Naturwärmenetz 

Thermenregion“ gelegt – mittlerweile 

das größte überregionale Naturwärmenetz 

Österreichs mit 150 km Leitungen, 

das 11 Gemeinden umfasst und nachhaltige 

Naturwärme für 30.000 Haushalte 

in der Region liefert. 

Der Startschuss: 

Das Fernheizkraftwerk Mödling 

Das Fernheizkraftwerk Mödling konnte 

im Oktober 1961 nach 14 Monaten Bauzeit 

– damals noch von NIOGAS errichtet – als 

erst dritte derartige Anlage in NÖ in Betrieb 

genommen werden. In der Gründungsphase 

wurden überwiegend Großkunden 

wie die Bezirkshauptmannschaft 

Mödling oder die Städtische Gärtnerei angeschlossen. 

In den nächsten Jahren folgten 

unter anderem das Krankenhaus Mödling 

oder auch die Südstadt mit rund 2.000 

Wohnungen, was schnell zu einer Erweiterung 

der Trasse und bereits im Jahr 1964 

zu einer Auslastung von 70 % führte. In 

den darauffolgenden Jahren folgten die Errichtung 

eines vollautomatischen Kessels 

für den Spitzenausgleich, die Versorgung 

sämtlicher Mödlinger Schulen und die Umstellung 

der Wärmeerzeugung von Öl aus 

Erdgas. Durch die steigende Nachfrage 

nach Fernwärme kam es zwischen 1987 

14


MembersŃews 

und 1995 zu einem Zuwachs von rund 

1.000 neu versorgten Wohnungen und weiteren 

Verdichtungsaktionen. 2001 folgte 

dann die Errichtung des Fernheizwerks 

Wr. Neudorf Palmers. 

Biomasseheizkraftwerk Mödling 

2006 wurden dann mit der Errichtung 

des Biomasseheizkraftwerks Mödling endgültig 

die Weichen in Richtung Energiezukunft 

gelegt. Es ersetze das alte Fernheizwerk 

und kann alleine rund 10.000 

Haushalte mit Naturwärme und Naturstrom 

versorgen. Zusätzlich liefert die Anlage 

auch nachhaltige Naturkälte für das 

Landesklinikum Mödling. 

„Mödling und das gesamte Naturwärmenetz 

Thermenregion zeigen, wie eine moderne, 

nachhaltige Energieversorgung aussehen 

kann. Wir verwandeln hier Waldhackgut 

aus der Region in Naturwärme, 

Naturstrom und Naturkälte für die Region. 

Damit schützen wir das Klima und stärken 

die regionale Wertschöpfung. Die stark steigende 

Nachfrage ist für uns Ansporn, dieses 

Erfolgsmodell weiter auszubauen“, so EVN 

Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz. 

Ein Unterstützer der ersten Stunde ist 

Mödlings Bürgermeister Hans Stefan Hintner: 

„Nicht erst seit der aktuellen Diskussion 

um Klimawandel und CO 2 -Emissionen 

zeigt sich, wie klug die Entscheidung war, 

die Wärmeversorgung in Mödling auf 

‚nachhaltige Beine’ zu stellen. Das EVN Biomasseheizkraftwerk 

versorgt unsere Stadtgemeinde 

seit 2006 mit nachhaltiger Energie 

und leistet damit wichtige Beiträge zum 

Klima- und Umweltschutz“. 

Für Alfred Freunschlag, selbst Mödlinger 

und Geschäftsführer der EVN Wärme zeigt 

sich in seiner Heimatgemeinde die zentrale 

Rolle, die Biomasse in einer modernen 

Energieversorgung einnehmen kann: „Wir 

erzeugen hier Naturwärme, Ökostrom und 

auch Naturkälte für das Landesklinikum. 

Alles aus regionaler Biomasse. Und das 

mitten in der Stadt und für die Stadt.“ 

EVN Wärme 

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für 

die EVN insbesondere im Wärmebereich 

seit vielen Jahren von großer Bedeutung. 

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus 

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie 

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz 

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten 

kommunalen Fernwärme wird 

aus Biomasse erzeugt. 

Durch die enge Kooperation der EVN mit 

der regionalen Land- und Forstwirtschaft 

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten. 

Die EVN setzt auf regionale Biomasse 

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern. 

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen 

Schüttraummeter Hackschnitzel ist 

die EVN der größte Naturwärmeversorger 

aus Biomasse in Österreich. 

LL 

www.evn.at (213461353) 

EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz, Abgeordneter zum Nationalrat und Bürgermeister 

von Mödling Hans Stefan Hintner und EVN Wärme Geschäftsführer Alfred Freunschlag 

Fotocredits: © EVN / Doris Seebacher 

Helen’s Board investigates phasing 

out coal production in the 

Salmisaari power plant five years 

ahead of schedule 

(helen) Helen’s Board of Directors has decided 

to launch an investigation on the possibility 

of bringing forward the phasing out 

of coal in energy production at the Salmisaari 

power plant by 1 April 2024 instead of 

the previous 2029. Therefore, Helen would 

completely give up the use of coal five years 

earlier than anticipated. A decision was 

also made to close down the Hanasaari power 

plant and cease production ahead of 

the original schedule, i.e. on 1 April 2023. 

Helen has been building a carbon-neutral 

energy platform for years. Examples of this 

include, e.g. waste heat recovery, heat storage 

facilities, heating and cooling plants in 

use since 2006 and built after that, as well 

as the Vuosaari bioenergy heating plant 

under construction and the sea water heat 

pump. The potential early phasing out of 

coal in Salmisaari would accelerate Helen’s 

transition to a distributed city energy system, 

which would boost the utilisation of 

the possibilities of a new energy era by Helen 

and customers alike. 

Focusing on the transition to a distributed 

energy system and the building of an extensive 

energy platform with an even higher 

emphasis according to the study now 

launched will result in pressure to make 

changes in the organisation. As a result of 

the study on bringing the schedule forward, 

Helen will launch cooperation negotiations 

with respect to just over 400 employees 

in the Production and Asset Management 

business unit. According to the 

employer’s preliminary estimate, the number 

of employees in the Production and Asset 

Management business unit may be reduced 

by a maximum of 320 people due to 

the adjustment measures. 

Helen will report on the plans for the Salmisaari 

power plant after Helen’s Board of 

Directors has made its decision in December 

2021/January 2022. 

LL 

www.helen.fi (213461355) 

Mainova beteiligt sich an einem 

der größten deutschen Solarparks 

(mainova) Mainova investiert in Photovoltaik_02112021In 

der brandenburgischen 

Gemeinde Boitzenburger Land soll im Jahr 

2022 einer der größten Solarparks in 

Deutschland entstehen. Geplant ist eine installierte 

Leistung von etwa 175 Megawatt 

peak. Die Mainova AG beteiligt sich mit 

knapp 25 Prozent am Projekt. Damit baut 

das Unternehmen sein Erneuerbaren-Energien-Portfolio 

weiter aus. Die Gemeindevertretung 

Boitzenburger Land in der 

Uckermark hat dem Bau zugestimmt. Zudem 

plant der Frankfurter Energieversorger, 

den gesamten jährlichen Stromertrag 

vollständig zu vermarkten. Die finale Baugenehmigung 

soll Anfang 2022 vorliegen. 

Weitere Gesellschafter sind der Initiator 

und Mehrheitseigner Solarenergie Boitzenburger 

Land GmbH (Hauptgesellschafter 

ist der Flächeneigentümer Dietrich 

Twietmeyer, weiterer Gesellschafter die 

Solarparc GmbH, die gemeinsam mit dem 

Hauptgesellschafter die Projektentwicklung 

und Vorfinanzierung des Solarparks 

übernommen hat) und die GP JOU- 

LE-Gruppe. Im Zusammenwirken von 

Landeigentum sowie GP JOULE als Errichter 

und Betreiber von Photovoltaik- und 

Wasserstoffanlagen ist Mainova als Strom- 

15


vermarkter damit Teil einer gemeinsamen 

leistungsfähigen Struktur mit Zukunftsperspektive. 

Mainova war dabei der Wunschpartner 

des Haupteigentümers und hat 

entscheidend an der Entstehung dieses 

Konsortiums mitgewirkt. 

Frankfurts Oberbürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender 

Peter Feldmann 

sagt: „Von Frankfurt aus treibt die 

Mainova AG die Energiewende in ganz 

Deutschland aktiv voran. Der Standort des 

geplanten Solarparks liegt rund 100 Kilometer 

nördlich von Berlin. Seine Fläche 

beträgt rund 160 Hektar, dies entspricht 

etwa 240 Fußball-Feldern. Der Park wird 

voraussichtlich 180 Millionen Kilowattstunden 

CO 2 -freien Strom pro Jahr erzeugen 

– ein echtes Leuchtturmprojekt.“ 

Der Mainova-Vorstandsvorsitzende Dr. 

Constantin H. Alsheimer sagt: „Mit der 

Energie aus dem Solarpark lassen sich 

rechnerisch rund 64.000 Haushalte mit 

umweltschonender Energie versorgen. Zudem 

werden jährlich etwa 85.000 Tonnen 

Kohlendioxid eingespart. Gemeinsam mit 

unseren Partnern leisten wir damit einen 

wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz. 

Dabei realisieren wir das Großprojekt vollständig 

ohne Einspeisevergütung durch 

das Erneuerbare-Energien-Gesetz.“ 

Dr. Alsheimer sagt weiter: „Wir setzen 

konsequent auf den Ausbau erneuerbarer 

Energien. Von unserem umfassenden Kompetenz- 

und Leistungsspektrum profitieren 

unsere Kundinnen und Kunden ganz direkt. 

Die Sonnenenergie soll dazu dienen, 

die zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichem 

Strom aus regionalen Quellen 

zu bedienen. Wir wollen dazu künftig direkte 

Lieferverträge, so genannte Power 

Purchase Agreements, nutzen.“ 

„Das gesamte Erneuerbaren-Portfolio unserer 

Mainova verteilt sich auf 20 Standorte 

mit 150 Megawatt installierter Kapazität. 

Die Wind- und PV-Parks befinden sich 

in Hessen, Baden-Württemberg, Bayern, 

Brandenburg, Rheinland-Pfalz, Sachsen 

und Schleswig-Holstein sowie in Frankreich. 

Alle Anlagen produzierten im Jahr 

2020 zusammengerechnet 250 Gigawattstunden 

– damit verzeichnete Mainova das 

bisher erfolgreichste Jahr bei den Erneuerbaren 

Energien. Mit Photovoltaik-Mieterstrom 

bringt das Unternehmen zudem erneuerbare 

Energien in den urbanen Raum 

und zählt zu den bundesweiten Marktführern“, 

so Feldmann abschließend. 

LL 

www.mainova.de (213461359) 

RWE and Kawasaki plan to 

build one of the world’s first 

100 % hydrogen-capable gas 

turbines on industrial scale 

in Lingen, Germany 

• From 2024 onwards 34 megawatt plant 

could reconvert green hydrogen to 

power 

• In future, H 2 -fuelled power plants will 

contribute significantly to green 

security of supply 

Roger Miesen, CEO of RWE Generation: 

“One of the greatest challenges of the energy 

transition is to ensure a secure CO 2 -free electricity 

supply at all times - even when wind 

and sun are not sufficiently available. Hydrogen-fuelled, 

gas-fired power plants will 

make an important contribution to ensuring 

this in the future. In order to gain experience 

with the operation of such plants, Kawasaki 

and RWE are planning a pilot project with a 

hydrogenpowered turbine in Lingen. With 

this, we intend to create the basis for being 

able to convert green hydrogen back into 

electricity in the future, if required.” 

(rwe) As part of its “Growing Green” strategy, 

RWE announced that it would add at 

least 2 gigawatts (GW) of gas-fired power 

plant capacity to support the energy transition 

with flexible power. These new plants 

will be provided with a clear decarbonisation 

pathway. For existing plants, RWE is 

developing a roadmap to convert them 

ready for clean operations. 

Now comes the next step: together with 

Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki), 

one of the world‘s leading turbine manufacturers, 

RWE Generation SE (RWE) is 

planning to build a hydrogen-powered gas 

turbine in Lingen, Germany. It shall be 

used to test the conversion of hydrogen 

back into electricity at RWE‘s Emsland gasfired 

power plant. The project is one of the 

first worldwide to use a gas turbine to convert 

100 % hydrogen into electricity on an 

industrial scale. The plant, with an output 

of 34 megawatts (MW), could become operational 

in mid-2024. 

Kawasaki‘s gas turbine provides maximum 

fuel flexibility: it can operate with 

100 % hydrogen, 100 % natural gas and 

with any combination of both. This is indispensable 

because the amount of green gas 

available for reconversion will fluctuate 

frequently during the ramp-up of the hydrogen 

economy before continuous operation 

with it will be possible. 

During the pilot project, the turbine is 

planned to be tested across varying operating 

load ranges, between 30 % and 100 %. 

This corresponds to typical load curves of 

gas turbines that can be expected in a power 

grid with an increasing share of renewable 

energies, which are subject to fluctuations 

due to weather conditions. 

In the course of the project, it is planned 

to use two combustion systems developed 

by Kawasaki. Both have already been tested 

in 1 MW variants in a demonstration 

project in Kobe, Japan. In Lingen, these 

technology principles would be scaled up 

to industrial scale for the first time. 

When it comes to the future topic of hydrogen, 

RWE has all the options under one 

roof: from green electricity production and 

the know-how to produce and store green 

hydrogen, to energy trading, which can 

provide the fuel to industrial customers as 

needed. RWE is already active in over 30 

hydrogen projects with strong partners. 

The Lingen site plays a key role in RWE‘s 

hydrogen strategy: as part of the GET H2 

project, the company plans to build the first 

100 MW electrolysis plant there by 2024, 

which will produce green hydrogen using 

offshore wind power from the North Sea. 

The capacity of this plant is to be expanded 

to 300 MW by 2026 and to 2 GW by 2030. 

The aim of the GET H2 project is to work 

with national and European partners to 

create the critical mass needed to kick-start 

the development of a supra-regional European 

hydrogen infrastructure and develop 

a strong European hydrogen market. 

LL 

www.rwe.com (213461056) 

Visualisation of the planned Kawasaki test turbine in Lingen, Germany (Source: RWE) 

16


“Grids” 

“Grids” 

Neue Anbindungsleitungen für 

Nordsee-Windparks: Amprion 

plant die Offshore-Netzanbindungs 

systeme LanWin1 und 

LanWin3 

(amprion) Die Amprion Offshore GmbH 

steigt in die Planungen der beiden Off shore- 

Netzanbindungssysteme LanWin1 und Lan- 

Win3 ein. Sie sollen Windstrom aus der 

Nordsee mit dem Wechselstromnetz an Land 

verbinden. Die Inbetriebnahme ist für 2031 

und 2033 geplant. 

Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht, 

braucht es nicht nur neue Offshore-Windparks, 

sondern auch neue Leitungen, 

die sie mit dem Übertragungsnetz 

verbinden. Das ist Aufgabe der geplanten 

Offshore-Netzanbindungssysteme Lan- 

Win1 und LanWin3. Als Übertragungsnetzbetreiber 

hat Amprion den gesetzlichen 

Auftrag, diese im Netzentwicklungsplan 

festgelegten Ausbauprojekte umzusetzen. 

Von der Nordsee kommend verlaufen 

die See- bzw. Erdkabel bis zu ihren 

Netzverknüpfungspunkten im niedersächsischen 

Wehrendorf (LanWin1) und Westerkappeln 

in Nordrhein-Westfalen (Lan- 

Win3). 

„LanWin1 und LanWin3 werden eine 

Übertragungsleistung von je 2.000 Megawatt 

erreichen. Sie gehören damit zu der 

neuen leistungsfähigen Generation von 

Offshore-Anbindungen. Beim Umbau des 

Energiesystems werden sie erneuerbaren 

Strom in die Verbraucherzentren im Westen 

und im Süden der Republik transportieren. 

Daher sind sie ein wichtiger Baustein 

für die Dekarbonisierung der Industrie 

in Deutschland“, sagte Dr. Carsten 

Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion 

Offshore GmbH. 

Amprion wird das Projekt den Trägern öffentlicher 

Belange und der Öffentlichkeit 

ausführlich vorstellen. „Uns ist es wichtig, 

von Anfang an mit den Menschen vor Ort in 

Kontakt zu sein. Diese Gespräche helfen uns 

bei unseren weiteren Planungen“, betont 

Stefan Sennekamp, Projektsprecher für den 

Offshore-Bereich bei Amprion. Das Unternehmen 

wird voraussichtlich im ersten Halbjahr 

des Jahres 2022 Informationsveranstaltungen 

anbieten, um über den aktuellen 

Planungsstand der Projekte zu informieren. 

Den Auftakt zum Raumordnungsverfahren 

für die beiden Offshore-Anschlüsse bildet 

die Antragskonferenz mit den zuständigen 

Landesbehörden im Dezember. Vorbereitend 

hat Amprion für den landseitigen 

Teil der Projekte in Abstimmung mit den 

Behörden ein erstes Trassenkorridornetz 

entwickelt. 

„Um die Beeinträchtigung vor Ort so gering 

wie möglich zu halten, werden die beiden 

Projekte größtenteils parallel zueinander 

installiert“, so Christoph Evers, Projektleiter 

Genehmigung und Trassierung für 

LanWin1 und LanWin3. „Darüber hinaus 

werden wir die Bündelung mit anderen 

Vorhaben in der Region prüfen.“ 

Die Offshore-Netzanbindungssysteme 

werden in Gleichstromtechnik ausgeführt. 

Das Stromnetz, an das die Offshore-Systeme 

angeschlossen werden, ist hingegen in 

Wechselstromtechnik ausgeführt. Deshalb 

wird in der Nähe des jeweiligen Netzverknüpfungspunktes 

je eine Konverterstation 

benötigt, die den Gleich- in Wechselstrom 

umwandelt. Aktuell werden mögliche Flächen 

für die Konverterstandorte rund um 

die Netzverknüpfungspunkte in Westerkappeln 

und Wehrendorf ermittelt. Mit 

den angrenzenden Gemeinden ist Amprion 

bereits in Kontakt getreten. 

Die Offshore-Netzanbindungssysteme 

LanWin1 und LanWin3 

Die beiden geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme 

LanWin1 und LanWin3 

verbinden Windparks in der Nordsee mit 

dem Übertragungsnetz an Land. Sie werden 

sowohl auf der Land- als auch auf der 

Seeseite größtenteils parallel zueinander 

installiert. Beide Projekte können jeweils 

eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen 

und sollen 2031 und 2033 in Betrieb 

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17

“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021 

9 

6 

10 

12 

7 8 

LANWIN1 UND LANWIN3 

1 2 3 

gehen. Von den Nordsee-Windparks aus 

verlaufen die Kabel zunächst 160 bzw. 170 

Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel 

Norderney und erreichen im Bereich 

Hilgenriedersiel die Küste. Auf dem landseitigen 

Teil von LanWin1 und LanWin3 

werden etwa 220 bzw. 230 Kilometer Erdkabel 

verlegt. Um zu ihren jeweiligen Netzverknüpfungspunkten 

in Wehrendorf 

(LanWin1) und Westerkappeln (LanWin3) 

zu gelangen, werden sich die Vorhaben auf 

dem letzten Teil der Strecke trennen. 

LL 

www.amprion.com (213461022) 

0 

Offshore-Windpark-Gebiet 

Konverterplattformen LanWin 

LanWin1 

LanWin3 

Gates für Seekabel 

Netzverknüpfungspunkte 

Schematische Darstellung 

I 

11 

13 

NIEDERLANDE 

5 

II 

NORDERNEY 

5 

III 

HILGEN- 

RIEDERSIEL 

EMDEN 

IV 

4 

PAPEN- 

BURG 

MEPPEN 

LINGEN 

NVP WESTERKAPPELN 

5 

V 

0 

WILHELMS- 

HAVEN 

OLDENBURG 

OSNABRÜCK 

DÄNEMARK 

CUXHAVEN 

BÜSUM 

BREMEN 

DEUTSCHLAND 

50Hertz startet Redispatch mit 

Erneuerbaren Energien 

BREMERHAVEN HAMBURG 

NVP WEHRENDORF 

Schematische Übersichtskarte der Offshore-Netzanbindungssysteme LanWin1 und LanWin3 

(213461022) 

• Neue Prozesse für direkt ans 50Hertz- 

Übertragungsnetz angeschlossene 

Erneuerbaren-Einspeiser vollständig 

umgesetzt 

• Auch Solarparks, die direkt am 

50Hertz - Netz angeschlossen sind, 

nehmen am neuen 

Redispatch-Regime teil 

(50hertz) Und es geht doch voran: Seit 

dem 1. November hat 50Hertz den bilanziellen 

Ausgleich beim Redispatch mit Erneuerbaren-Anlagen 

– das sogenannte Redispatch 

2.0 – mit allen direkt an das 

50Hertz-Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen 

implementiert. Damit werden 

die offiziellen Prozesse der Bundesnetzagentur 

angewendet. Der 50Hertz-Fokus 

liegt dabei auf vier Offshore- und 60 

Onshore-Windparks mit insgesamt rund 

2,5 Gigawatt installierter Leistung, deren 

Erzeugung aktuell von 20 Unternehmen 

direkt vermarktet wird. Im Jahre 2020 

machten diese Erneuerbare-Energien-Anlagen, 

die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen 

sind, 15 Prozent der gesamten 

Einspeisemanagementmaßnahmen in der 

50Hertz-Regelzone aus. 

Nach den Worten von Dr. Dirk Biermann, 

Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb 

bei 50Hertz, ist der Start von Redispatch 

2.0 bei 50Hertz ein ganz wesentlicher 

Schritt: „In einer Energiewelt, die künftig 

nicht mehr durch Großkraftwerke, sondern 

durch volatile Erneuerbare Energien 

und dezentralere Stromerzeugung geprägt 

sein wird, ist das neue Redispatch-Regime 

zwingend notwendig, um diese Anlagen in 

das Engpassmanagement einzubeziehen. 

Wir bereiten uns für die kommenden Jahre 

auf einen weiteren massiven und raschen 

Ausbau der Erneuerbaren Energien und 

den Ausstieg aus der Kohle vor. Dafür brauchen 

wir neue Prozesse. Unsere Devise lautet: 

Gemeinsam mit unseren Partnern 

schnellstmöglich liefern!“ 

Dem Start am 1. November vorausgegangen 

waren umfangreiche erfolgreiche Tests 

mit dem Software-Dienstleister emsys VPP 

und mehreren Direktvermarktern. Diese 

Tests beinhalteten sämtliche relevante Prozessschritte 

von der Eingangsdatenlieferung 

über den Austausch von Abrufdokumenten, 

der vollständigen Bilanzierung bis 

hin zur Steuerung der Windparks und der 

Veröffentlichung der Maßnahmen auf 

www.50hertz.com. Bis Ende Februar 2022 

soll der Redispatch 2.0 dann auch mit allen 

Anlagen in den Verteilnetzen vollständig 

umgesetzt werden. Dafür stellt dieser 

Schritt einen wichtigen Baustein dar – damit 

weitere Anlagen sicher in den Prozess 

eingebunden werden können. 

Hierzu Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer 

der emsys VPP GmbH aus Oldenburg: 

„Wir und viele andere in der Energiebranche 

haben in den letzten Monaten hart an 

der Umsetzung der neuen Redispatch 

2.0-Prozesse gearbeitet und wir sind sehr 

froh, zusammen mit 50Hertz den Schritt in 

die vollständige Umsetzung gemacht zu 

haben. Damit bekommen die Erneuerbaren 

Energien endlich mehr Systemverantwortung.“ 

Sven Nels, Geschäftsführer der BayWa 

r.e. Energy Trading GmbH, ergänzt: „Mit 

der Einführung der neuen Prozesse werden 

erstmals Eingriffe eines Netzbetreibers 

in unser Portfolio durch diesen bilanziell 

ausgeglichen. Damit wird der vom 

Gesetzgeber gewollte Übergang der Bilanzierungsverantwortung 

vom Direktvermarkter 

hin zum Netzbetreiber praktisch 

vollzogen. Dies ist der erste Meilenstein 

hin zu einer vollständigen Umsetzung des 

neuen Redispatch 2.0.“ 

18


vgbe Workshop | Hybrid event 

Materials & 

Quality Assurance 

CALL FOR 

PAPERS 

“Grids” 

4 and 5 May 2022, 

Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany 

or via Web-Meeting 

Call to Submit Suggestions for Papers! 

The next vgbe Workshop "Materials and Quality Assurance" 

takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG. 

It is also possible to attend the workshop via Web-Meeting. 

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, 

insurers and experts interested in technology and 

its environment, researcher, authorities and associations. 

For your contributions we have provided the following 

important topics: 

Lifetime Assessment and Periodic Inspections 

Materials and Components 

Quality Assurance and Damages 

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing 

Hydrogen 

Renewable Energy, Energy Storage 

The lectures and discussions will be held in English. 

YOUR CONTACTS 

Technical Coordination 

Jens Ganswind-Eyberg 

e jens.ganswind@vgbe.energy 

t +49 201 8128-295 

Registration 

Diana Ringhoff 

e diana.ringhoff@vgbe.energy 

t +49 201 8128-232 

Exhibition 

Steffanie Fidorra-Fränz 

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy 

t +49 201 8128-299 

Workshop language 

English 

Use the opportunity to exchange experience with colleagues, 

to obtain information about new developments 

and to visit the Foyer Exhibition. 

You are kindly asked to submit proposals for lectures 

and speakers online – not later than 12 February 2022: 

https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/ 

(or https://t1p.de/4o6ff) 

You are welcome to forward this information to interested 

business partner. 

All information about the workshop and the technical 

exhibition can be accessed at: 

https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/ 

(or https://t1p.de/4o6ff) 

VGB PowerTech e. V. 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Germany 

be informed www.vgbe.energy 

19

“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021 

Zum Hintergrund 

Bislang wurde der Redispatch zur Reduzierung 

von Netzengpässen ausschließlich 

mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt, 

indem die Kraftwerksleistung vor 

dem Leitungsengpass heruntergefahren 

und jenseits des Engpasses erhöht wurde. 

Reichte dieser Redispatch zur Beseitigung 

eines Engpasses nicht aus, wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen 

in einem gesonderten 

Prozess (Einspeisemanagement) abgeregelt. 

Im Fall des Einspeisemanagements 

musste sich das Direktvermarktungsunternehmen 

um den bilanziellen Ausgleich am 

Markt kümmern. Mit dem System Redispatch 

2.0 sind die Netzbetreiber in der 

Pflicht, den bilanziellen Ausgleich für ihre 

Maßnahmen zu beschaffen. Der Vorteil: Dabei 

können sie bereits netzdienliche Kriterien 

berücksichtigen. Der ursprünglich geplante 

Start zum 1. Oktober 2021 wurde allerdings 

unter Anwendung der BDEW-Übergangslösung 

in nahezu allen Netzgebieten 

verschoben. Damit haben alle betroffenen 

Netzbetreiber in Abstimmung mit den in ihren 

Netzgebieten tätigen Direktvermarktungsunternehmen 

bis Ende Februar 2022 

Zeit, die bilanzielle Abwicklung des Redispatch 

2.0 umzusetzen. 50Hertz hat nun 

mit den direkt an sein Übertragungsnetz 

angeschlossenen Anlagen den ersten Schritt 

bereits geschafft und die Redispatch 

2.0-Prozesse vollständig implementiert. 

Der Redispatch 2.0-Prozess wurde mit 

dem Ziel gestartet, die Kosten für das Engpassmanagement 

zu reduzieren und das 

heutige Einspeisemanagement in den Redispatchprozess 

zu integrieren. Redispatch 

2.0 im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes 

eröffnet neue Möglichkeiten, 

systemdienliche Leistungen und Flexibilitäten 

auf verschiedenen Netzebenen zu 

nutzen. Das setzt eine vertiefte Zusammenarbeit 

zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern 

voraus und erfordert hochkomplexe 

technische Lösungen für Datenaustausch 

und Anlagensteuerung. Der damit 

zusammenhängende Prozess ist eine 

sehr große Herausforderung für die gesamte 

Energiebranche. Redispatch 2.0 bedeutet, 

dass auch die Betreiber von sehr 

kleinen Erzeugungsanlagen ab einer elektrischen 

Leistung von 100 kW – dazu gehören 

zum Beispiel Photovoltaikanlagen auf 

den Dächern von Gewerbebetrieben ebenso 

wie Blockheizkraftwerke – ihre Anlagen 

jederzeit innerhalb kurzer Zeit für Redispatchmaßnahmen 

zur Verfügung stellen 

und damit dazu beitragen, die Systemsicherheit 

zu gewährleisten. Die Systemführungen 

der Übertragungsnetzbetreiber 

steuern und koordinieren diese Maßnahmen. 

Das Ziel von Redispatch 2.0 ist ein 

vollautomatisierter Prozess, bei dem die 

Übertragungsnetzbetreiber diese Kleinanlagen 

systemdienlich einsetzen können. 

LL 

www.50hertz.com (213461119) 

Der Windstrom-Booster: TenneT 

stellt 6-Gigawatt-Verteilkreuz zur 

Beschleunigung der Offshore- 

Ausbauziele vor 

• Der Windstrom-Booster realisiert 

Beschleunigungspotenzial von drei 

Jahren für ambitionierte Klimaziele 

Deutschlands 

• Energieminister Olaf Lies und Jan 

Philipp Albrecht sowie 

Wirtschaftssenatorin Kristina Vogt 

begrüßen die Initiative von TenneT für 

einen zukunftsfähigen Netzausbau in 

der Nordsee und in den Küstenregionen 

• Industrie und Offshore-Branche 

unterstützen Vorschlag von TenneT 

als wesentlichen Beitrag zur 

Dekarbonisierung und smarten 

Kopplung von Windenergie 

mit Wasserstoff 

(tennet) Der Übertragungsnetzbetreiber 

TenneT hat eine technologische Innovation 

vorgestellt, mit der der Offshore-Netzausbau 

für Windstrom in der Nordsee deutlich 

beschleunigt werden kann. Mit dem Windstrom-Booster 

können sechs Gigawatt 

Offshore-Kapazität drei Jahre früher realisiert 

werden. Zum Vergleich: sechs Gigawatt 

Kapazität entsprechen sechs Großkraftwerken 

. 

Das Konzept wurde gemeinsam mit den 

Energieministern von Niedersachsen, Olaf 

Lies, und Schleswig-Holstein, Jan Philipp 

Albrecht, sowie Bremens Staatsrat Kai 

Stührenberg – in Vertretung der Bremer 

Wirtschafts-Senatorin Kristina Vogt – präsentiert. 

Der Windstrom-Booster ist ein erster konkreter 

Schritt in Richtung eines langfristig 

vermaschten Gleichstromnetzes auf See 

und an Land. Ein vermaschtes Gleichstromnetz 

(HGÜ-Overlay-Netz) an Land 

und auf See sichert dauerhaft die Versorgungssicherheit 

und senkt die volkswirtschaftlichen 

Kosten der Integration von 

erneuerbaren Energien zur Erreichung der 

Klimaziele. 

Wichtige Unternehmen, darunter z.B. ArcelorMittal, 

Entwicklungsagentur Region 

Heide, EWE, Holcim, Hynamics, Ørsted, 

Raffinerie Heide, Salzgitter AG, Uniper sowie 

die Windenergieverbände BWO und 

WAB unterstützen die Initiative von TenneT. 

TenneT-COO Tim Meyerjürgens sagte: 

„Aufbauend auf unserer umfassenden Erfahrung 

mit dem Bau und Betrieb von 

Offshore-Netzanbindungen zeigen wir mit 

unserer konzeptionellen und technologischen 

Innovation für ein Sechs-Gigawatt-Verteilkreuz 

einen Weg auf, das Erreichen 

der ambitionierten Klimaschutzziele 

deutlich zu beschleunigen. Wir verstehen 

dies als ein Angebot auch für die aktuell 

laufenden Koalitionsverhandlungen, die 

bekanntlich einen Boost für den Ausbau 

der Erneuerbaren Energien in Deutschland 

suchen. Gleichzeitig legen wir den Grundstein 

für eine zukunftsfähige Vermaschung 

des Gleichstromnetzes. So erhöhen wir 

nachhaltig die Effizienz sowie die Versorgungssicherheit 

und leisten einen wichtigen 

Beitrag zur intelligenten Kopplung von 

Offshore-Wind mit erzeugungsnah zu errichtenden 

Elektrolyseuren und dem Gasnetz.“ 

Olaf Lies, Energie- und Umweltminister 

Niedersachsens, sagte: „Die tragende Rolle 

der Offshore-Windenergie für die Energieund 

Klimaziele wird noch deutlicher, wenn 

wir auf die Sektoren-übergreifende Umsetzung 

der Energiewende blicken – also auch 

die durch Erneuerbare zu deckenden Energiebedarfe 

außerhalb des Stromsektors. 

Ohne grünen Wasserstoff und den dafür 

nötigen grünen Strom wird dies nicht gelingen 

können. Zur energieund klimapolitischen 

Rolle kommt die industrie- und 

beschäftigungspolitische Bedeutung – für 

Norddeutschland, aber auch weit darüber 

hinaus. Niedersachsen hat gemeinsam mit 

unseren Nachbarbundesländern die Chance, 

zum Tor für die Offshore-Energie für 

ganz Deutschland zu werden. Um die 

Chancen der Wasserstofftechnologie im 

Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung 

für den hiesigen Industrie- und Wirtschaftsstandort 

entschlossen nutzen zu 

können, müssen wir bereits heute die technischen 

Voraussetzungen schaffen und daher 

auch bei der Netzplanung einen bedeutsamen 

Schritt in Richtung eines zukunftsweisenden, 

kosteneffizienten und 

international verbundenen Gleichstrom-Netzes 

einleiten. Angesichts des zuletzt 

stockenden Ausbaus der Windenergie 

auf See brauchen wir zudem Ansätze wie 

diesen, die uns wieder mehr Tempo aufnehmen 

lassen. Denn die Zeit läuft uns 

sonst davon. Die Vorbereitung für den 

künftigen Multiterminal-Einsatz hätte in 

Wilhelmshaven zudem noch durch einen 

geringeren Flächenbedarf direkte Vorteile 

für die geplanten Vorhaben vor Ort.“ 

„Das vorgestellte Konzept zur Beschleunigung 

des Ausbaus der offshore Windenergienutzung 

bei gleichzeitiger Einsparung 

von Stromleitungen ist ein Baustein in die 

richtige Richtung. Wir müssen schleunigst 

zu einem tragfähigen Zielkonzept kommen, 

wie wir unsere Infrastruktur bis 2045 

ausbauen wollen“, sagte Schleswig-Holsteins 

Energiewendeminister Jan Philipp 

Albrecht. „Und die Planung dafür müssen 

wir heute starten. Wir wollen eine europäische 

Energiewende und dazu gehört ein 

europäischer Systemverbund, der neben 

Strom auch die Erzeugung und den Transport 

von grünem Wasserstoff einschließt. 

Wir werden einen integrativen, vernetzten 

Ansatz verfolgen und in der Mitte Europas 

starke zukunftsfähige Energieinfrastrukturen 

aufbauen.“ 

Kristina Vogt, Bremens Senatorin für 

Wirtschaft, Arbeit und Europa, sagte: „Der 

Einsatz für die regenerativen Energien und 

20


SAVE THE DATE 

“Grids” 

insbesondere den verstärkten Ausbau der 

Offshore-Windenergie zur Erreichung der 

Klimaziele ist seit langem eines meiner 

Kernanliegen. Das vorgelegte Konzept zur 

Beschleunigung des Offshore-Windenergie-Ausbaus 

ist ein hervorragendes Beispiel, 

wie dieser Ausbau mit kreativen Ideen 

schneller erreicht werden kann. Das 

Land Bremen wird als Industriestandort 

mit einem zukünftig deutlich höheren 

Strombedarf davon unmittelbar profitieren. 

Die Treibhausgas-Emissionen können 

gesenkt und gleichzeitig Wertschöpfung 

und Arbeitsplätze gesichert werden.“ 

Das Konzept im Überblick 

Mit dem Windstrom-Booster-Konzept 

schlägt TenneT ganz konkrete Maßnahmen 

vor, die es ermöglichen, in einem ersten 

Schritt sechs Gigawatt Offshore-Windenergie 

bereits 2032, statt 2035, also drei 

Jahre schneller als bisher im Netzentwicklungsplan 

vorgesehen, in das Stromnetz zu 

integrieren. Das Konzept besteht aus folgenden 

Bausteinen: 

Vorteil: Beschleunigung 

des Offshore-Ausbaus 

TenneT ist für die Errichtung von rund 17 

der insgesamt aktuell geplanten 20 Gigawatt 

Offshore-Übertragungskapazität in 

Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2030 zuständig. 

Mit dem vorgeschlagenen Ausbaupfad 

für weitere sechs Gigawatt bis 

2032, die bislang erst bis 2035 vorgesehen 

waren, können die deutschen Offshore-Ausbauziele 

kurzfristig erheblich erhöht 

werden und damit einen Beitrag leisten zu 

einer beschleunigten Umsetzung auf dem 

Weg zur Klimaneutralität. 

Vorteil: Internationale Verbindungen 

in der Nordsee 

Um die europäischen Klimaziele zu erreichen, 

muss der Ausbau der Offshore-Windenergie 

in der Nordsee perspektivisch 

über nationale Grenzen hinweg geplant 

werden. Notwendig ist ein Nordsee-Offshore-Netz, 

das die Anrainerstaaten 

verbindet. Für Deutschland ist dies 

besonders wichtig, da die deutschen 

Offshore-Windpotenziale nicht ausreichen 

werden, um die deutschen Klimaziele bis 

2045 zu erreichen. Die Vernetzung mehrerer 

Off shore-Anbindungen aus verschiedenen 

Staaten steigert die Effizienz, die Versorgungssicherheit 

und schafft neue europäische 

Stromhandelskapazitäten. Das 

modulare Verteilkreuzkonzept des Lan- 

Win-Hubs ermöglicht beispielsweise eine 

Vernetzung mit der dänischen „Energieinsel“ 

und perspektivisch auch mit weiteren 

Nordseeanrainerstaaten. Dieses Verteilkreuz 

würde im LanWin-Gebiet der deutschen 

Außenwirtschaftszone in der Nordsee, 

rund 150 Kilometer vor der deutschen 

Küste errichtet werden. 

vgbe-Konferenz 

KELI 2022 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in 

der Energieversorgung 

10./11. & 12. Mai 2022 

Bremen, Deutschland 

KONTAKTE 

Ulrike Künstler 

t +49 201 8128-206 

Ulrike Troglio 

t +49 201 8128-282 

e vgbe-keli@vgbe.energy 

FACHAUSSTELLUNG 

Angela Langen 

t +49 201 8128-310 

e angela.langen@vgbe.energy 


Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland 


21

Industry News VGB PowerTech 11 l 2021 

Vorteil: Smarte Sektorenkopplung an den 

küstennahen Netzverknüpfungspunkten 

Bisher wurden Offshore-Windparks stets 

durch Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit 

dem Stromnetz an Land verbunden. Um 

die ambitionierten Klimaziele Deutschlands 

und Europas zu erreichen, ist es erforderlich, 

ein international vermaschtes 

Gleichstromnetz auf See und an Land zu 

errichten, um mehr Energie durch die geplanten 

Gleichstromleitungen an Land zu 

transportieren. An den küstennahen 

Offshore-Netzverknüpfungspunkten ist neben 

der Dekarbonisierung energieintensiver 

Prozesse eine intelligente Sektorenkopplung 

mit geplanten Elektrolyse-Projekten 

sowie mit der Gasinfrastruktur und der 

Einspeisung von Onshore-Windenergie 

vorgesehen. 

Vorteil: Weniger Flächenverbrauch 

an Land 

Um private Verbraucher, die Industrie 

und geplante Elektrolyse-Projekte mit 

Offshore-Windenergie zu versorgen sowie 

eine direkte Verbindung mit weiterführenden 

Gleichstromleitungen an Land zu ermöglichen, 

landen die drei Offshore-Verbindungen 

küstennah in Heide (Schleswig-Holstein), 

Wilhelmshaven (Niedersachsen) 

und im Raum Bremen an. Das 

Windstrom-Booster-Konzept sorgt für Entlastung 

des Raum- und Flächenbedarfs in 

den Küstenregionen und bietet zugleich 

neue Chancen für die dort ansässigen Industrie-Cluster. 

Jeder dieser drei Räume 

soll mit je einer Zwei-Gigawatt-Anbindung 

als Windstrom-Booster integriert werden. 

Vorteil: Erfahrung und Innovation 

TenneT hat in den Niederlanden und 

Deutschland bereits 14 Offshore-Netzanbindungen 

realisiert und betreibt damit 

mehr als die Hälfte der Offshore-Netzanbindungskapazität 

in der EU. Das dadurch 

entwickelte Know-how setzt TenneT zum 

Vorteil neuer Projekte ein. Für den Lan- 

Win-Hub setzt TenneT auf seinen innovativen 

Zwei-Gigawatt-Standard für Gleichstromverbindungen, 

ergänzt um technologische 

Weiterentwicklungen für das Windstrom-Booster-Konzept. 

Der neue Standard 

zielt darauf ab, die Kosten beim Offshore-Netzausbau 

weiter zu senken und die 

räumlichen und ökologischen Auswirkungen 

zu minimieren. 

Unterstützer der TenneT-Initiative 

Zahlreiche Unternehmen der Industrie 

und Energiebranche sowie Branchenverbände 

unterstützen die Initiative von TenneT 

zur Beschleunigung der Realisierung 

der Offshore-Ausbauziele in der Nordsee. 

TenneT nutzt dabei das Windstrom-Booster-Konzept: 

der Aufbau von modularen 

Windenergie-Verteilkreuzen auf See und 

an Land wird kombiniert mit netzdienlichen 

und für die Industrie passenden 

Standorten. Ziel ist die Verknüpfung von 

Lösungen zur Dekarbonisierung von energieintensiven 

Prozessen in der Industrie 

und zur smarten Kopplung von Windenergie 

mit Wasserstoff mit der Schaffung einer 

internationalen Vernetzung von Gleichstrom-Leitungen. 

Zudem steigert die direkte 

Vernetzung mehrerer Offshore-Anbindungen 

aus verschiedenen Ländern die 

Effizienz, die Versorgungssicherheit und 

schafft neue europäische Stromhandelskapazitäten. 

LL 

www.tennet.eu (213461025) 

ANDRITZ to supply another flue gas desulphurization plant to Tata Projects Limited for the thermal 

power plant in Jojobera India: Spray bank. Photo: ANDRITZ 

Industry 

News 

Company 

Announcements 

Eröffnung des TÜV NORD 

CAMPUS ESSEN: High-Tech 

aus dem Revier für die Welt 

(tuev-nord) Mit einer offiziellen Feierstunde 

wurde der unmittelbar an der neuen 

A40-Auffahrt Frillendorf gelegene TÜV 

NORD CAMPUS ESSEN eröffnet. Das weiträumige 

Technologieareal, auf dem künftig 

1.800 Menschen arbeiten werden, bündelt 

eine Vielzahl von Kompetenzen des 

Konzerns zentrumsnah auf einem Campus. 

„Der TÜV NORD CAMPUS ESSEN ist für 

uns ein nachhaltiges Bekenntnis zum Wirtschafts- 

und Technologiestandort Ruhrgebiet. 

TÜV NORD feiert 2022 seine 150-jährige 

Präsenz in NRW. Mit dem neuen Campus 

begründen wir ein neues Kapitel unseres 

internationalen Unternehmens“, sagte 

der Vorstandsvorsitzende Dirk Stenkamp. 

Die TÜV NORD GROUP hat seit 2012 insgesamt 

50 Millionen Euro aus Eigenmitteln 

in das Technologiepark-Gelände investiert, 

davon allein 34 Millionen in ein zentrales 

Labor- und Bürogebäude, in dem das weltweit 

renommierte IT-Hardwarelabor von 

TÜViT untergebracht ist. Zum Hightech-Portfolio 

gehört auch ein fahrdynamischer 

Prüfstand, mit dem Tests und Begutachtungen 

für Räder, Bremsen sowie komplette 

Fahrwerksysteme durchgeführt werden 

können. Das Areal ist eines der größten 

Essener Firmen-Bauprojekte der 

zurückliegenden Jahre. 

Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen 

nahm ebenfalls an der Eröffnung in Frillendorf 

teil: „Der TÜV NORD ist bereits seit 

vielen Jahren wichtiger Teil unseres Wirtschaftsstandortes. 

Ich freue mich über die 

Kompetenz und das Know-how, die der 

TÜV NORD hier einbringt, beides wird 

durch den neuen CAMPUS ESSEN widergespiegelt. 

Gleichzeitig zeigt sich darin 

auch die Innovationsfähigkeit des Unternehmens 

– auch damit reiht sich der TÜV 

NORD gut in die Essener Unternehmenslandschaft 

ein. Für die langjährige Treue 

und die Investition in den Standort bedanke 

ich mich sehr herzlich und wünsche den 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein gutes 

und positives neues Arbeitsumfeld.“ 

22


Industry News 

Für Stenkamp verbinden sich auf dem 

neuen Campus zwei zentrale Themen: Innovation 

und Nachhaltigkeit. Im Herzen 

Essens wird an der Zukunft von Prüfung 

und Zertifizierung gearbeitet: Künstliche 

Intelligenz, Wasserstoff, autonomes Fahren, 

Energiespeichersysteme bis hin zu 

Quanten-Computing. „TÜV NORD wird zu 

einem datengetriebenen und digital vernetzten 

Unternehmen. Diese Entwicklung 

werden wir hier weiter beschleunigen“, so 

Stenkamp. 

Ganz im Zeichen der Nachhaltigkeit ist 

das Areal konsequent nach dem Muster der 

Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Materialien 

aus Stahl, Holz und Aluminium wurden, 

wo immer möglich, aus alter Bausubstanz 

recycelt. Rund 80 Prozent des Betons und 

Mauerwerks aus dem Abriss von altem Gebäudebestand 

wurden wiederverbaut. 

„Wir wollen nachhaltig handeln. Auch bei 

einem Neubau muss man beweisen, dass es 

einem damit ernst ist“, erklärte Stenkamp. 

Das neue, zentral gelegene Gebäude werde 

deshalb mit klimaschonender Fernwärme 

geheizt. Außerdem werden derzeit auf 

dem Gelände insgesamt 40 neue Elektro-Ladesäulen 

installiert, an denen Kunden 

und Mitarbeitende ihre E-Fahrzeuge 

laden können. Stenkamp bekräftigte, das 

Unternehmen wolle bis zum Jahr 2030 die 

Klimaneutralität erreichen. 

Die Einweihung mit fast 600 Gästen fand 

direkt vor dem Eingang des neuen Zentralgebäudes 

statt, in dem künftig 550 Mitarbeitende 

Platz finden werden. Damit hält 

auch die neue Büro-Arbeitswelt auf dem 

Campus Einzug, erklärte Stenkamp. „Die 

Corona-Krise hat viele Veränderungen beschleunigt. 

Vom Desk-Sharing bis zu 

Co-Working-Spaces können unsere Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter an neuen Formen 

der Zusammenarbeit teilhaben und 

Neues ausprobieren.“ Ziel sei es, die Arbeitsumgebung 

flexibel und mit geringem 

Aufwand auch an zukünftige Anforderungen 

anzupassen. 

LL 

www.tuev-nord-group.com 

(213461131) 

ANDRITZ to supply another flue 

gas desulphurization plant to Tata 

Projects Limited for the thermal 

power plant in Jojobera India 

For desulphurization purposes, the exhaust 

gas is washed in counter-current flow 

with a limestone suspension, reducing the 

content of SO 2 and other acidic components 

to concentrations in line with the 

current environmental requirements. With 

further oxidation, process gypsum can be 

produced that is either landfilled or sold to 

the construction industry. 

ANDRITZ has comprehensive experience 

with FGD technologies and many successful 

references around the world. This project 

is another important step towards establishing 

ANDRITZ’s flue gas treatment 

technology on the Indian market. 

LL 

www.andritz.com (213461052) 

ANDRITZ to supply 10 th highefficiency 

PowerFluid circulating 

fluidized bed boiler to Japan 

(andritz) International technology group 

ANDRITZ has received an order from Toyo 

Engineering Corporation, Japan, to deliver 

a PowerFluid circulating fluidized bed boiler 

with a flue gas cleaning system. The boiler 

will be part of a new biomass power 

plant to be built in Niigata East Port in Niigata 

Prefecture, Honshu Island, some 300 

km north of Tokyo, Japan. Commercial operations 

are scheduled to begin in September 

2024. 

The ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler 

with reheating system to be supplied features 

low emissions, high efficiency and 

availability, as well as high fuel flexibility. 

It forms an essential part of a high-efficiency 

biomass power plant for supply of green 

energy to the national grid. The biomass 

power plant fired with wood pellets and 

palm kernel shells will generate around 50 

MWel of power. 

ANDRITZ is proud to be part of this remarkable 

project with Toyo Engineering 

Corporation and to make an important 

contribution towards the Japanese power 

industry in the transition from fossil fuel to 

renewable energy resources. 

This ANDRITZ power boiler to be supplied 

to Japan confirms ANDRITZ’s strong 

market position as one of the leading global 

suppliers of power boiler technologies 

and systems for generating steam and electricity 

from renewable and fossil fuels, 

with a large number of very successful references 

worldwide. 

LL 

www.andritz.com (213461053) 

KPA Unicon and Keitele Energy 

have agreed on modernization of 

the Keitele production facility 

(kpa-u) KPA Unicon and Keitele Energy 

have agreed to modernize the existing boiler 

plant at the Keitele Timber sawmill, 

which is located in Keitele, Northern Savonia, 

Finland. This is a large-scale modernization 

project, which will invest in cleaner 

energy production and modernize the 

plant‘s automation and other systems. 

“The solution delivered to Keitele consists 

of intelligent and environmentally friendly 

clean energy solutions. The investment 

helps our partner to operate efficiently, effectively 

and responsibly. For KPA Unicon, 

this is the ninth plant delivery to Keitele 

Group”, says Jukka-Pekka Kovanen, Managing 

Director of KPA Unicon. 

“With the investment, we will enable us 

to increase the production capacity of the 

Keitele sawmill in 2022. We constantly 

want to invest in efficient and modern 

technology that enables energy-efficient 

operations and reduces the environmental 

(andritz) International technology Group 

ANDRITZ has received another order from 

Tata Projects Limited, India, to supply the 

process engineering for a complete flue 

gas desulphurization (FGD) plant, comprising 

basic engineering and the detailed 

engineering for the absorber internals and 

equipment as well as other core components 

for the Jojobera power plant (output: 

4 x 120 MW), near Jamshedpur, East 

Singhbum District, Jharkhand State, India. 

Start-up is scheduled for the first half 

of 2023. 

ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler. Photo: ANDRITZ. 

23


impact of our operations”, says Ilkka Kylävainio, 

Managing Director, Keitele Energy 

Oy. The new energy system is based on 

Unicon Renefluid fluidized bed boiler technology, 

which combines the highest efficiency 

on the market, low operating costs, 

a very wide range of fuels and fast load 

change capability. It 

replaces the 7.5 MW fluidized bed boiler 

installed in 1994. As part of the energy system, 

KPA Unicon will supply the 15 MW 

boiler, auxiliary equipment and a Unicon 

Bag filter flue gas cleaning system. The Unicon 

Bag filter is an effective way to filter out 

hazardous particles from the breathing air. 

In addition, KPA Unicon is responsible for 

the recycling and modification of the existing 

equipment and modernization of the 

control and automation system as part of 

the overall delivery. 

“The system will be connected to KPA 

Unicon’s comprehensive PlantSys digital 

platform, which allows remote control of 

the energy production. The platform provides 

digitalization of maintenance reporting 

and the automatic data collection, 

which improve the plant‘s efficiency and 

usability”, says Kovanen. 

Delivery and implementation in 2022 

Keitele mainly produces pine and spruce 

sawn timber, with exports accounting for 

94 % of production in 2020. The heat generated 

by the new energy system will be 

used to dry the timber produced by the 

sawmill. As a fuel the plant will utilize the 

by-products of the sawmill, such as sawdust 

and cutter chips, as well as bark, wood 

chips and milled peat. 

The modernization project will be implemented 

during 2022. 

LL 

www.kpaunicon.com 

www.keitelegroup.fi (213461008) 

Siemens Energy’s HL-class 

technology enables Greece 

to reduce CO 2 emissions and 

protect the environment 

• First delivery of HL-class gas turbine 

technology to Greece 

• World’s most powerful combined cycle 

power plant in 1x1 configuration 

• Reduced CO 2 emissions and 

environmental impact, increased 

security of supply 

(s-e) Siemens Energy is supplying its stateof-the-art, 

highly efficient HL-class gas turbine 

technology to Greece for the first time. 

As part of a new combined cycle power 

plant in Komotini in the northeast of the 

country, it will provide reliable and economical 

power generation. With an installed 

electrical capacity of 877 megawatts 

(MW), it will be the world’s most 

powerful combined cycle power plant in 

1x1 configuration. The construction of the 

new plant is of strategic importance for 

Greece. It will cover the country’s increased 

demand for electricity, which will result 

from the gradual withdrawal of lignite production 

units. The switch to a modern gasfired 

power plant with high efficiencies will 

reduce CO 2 emissions by up to 3.7 million 

tons per year compared to a coal power 

plant. It will also reduce the environmental 

impact and increase the security of supply. 

Customer Terna S.A. is building the entire 

plant for the project company Thermoilektriki 

Komotinis M.A.E. The company is 

owned in equal parts by Motor Oil Renewable 

Energy (MORE) and GEK Terna. Commissioning 

of the plant is scheduled for 

mid-2024. 

“We trusted Siemens Energy because it’s 

a leading manufacturer of units with natural 

gas fuel, it met our requirements, and it 

convinced us that it will be by our side with 

its experience until the completion of the 

project. The cooperation of the two companies 

to interconnect Crete with the mainland 

is continuing in the area of electricity 

production,” said Ioannis Stefanatos, Director 

of Energy Projects at Terna S.A. 

Karim Amin, Executive Vice President 

Generation at Siemens Energy, said: “We 

thank Terna for trusting Siemens Energy as 

its partner of choice for the prestigious 

combined cycle power plant in Komotini. 

We’re excited that our technology and expertise 

will play a critical role in Greece’s 

strategic journey of shifting from coal/lignite 

power plants to gas-fired power generation. 

Our HL gas turbines will provide a 

reliable supply of electricity at efficiency 

levels above 64 percent, resulting in a significant 

reduction of CO 2 emissions – a target 

Greece is determined to achieve. We’re 

very much looking forward to further expanding 

our collaboration with Terna in 

Greece and other countries.” 

The new power plant will be fired with 

natural gas and is designed as a multi-shaft 

plant, with one gas turbine and one steam 

turbine each driving their own generator. 

The Siemens Energy scope of supply includes 

a power island consisting of an 

SGT5-9000HL gas turbine, an SST5-5000 

steam turbine, an SGen5-3000W generator 

for the gas turbine, an SGen5-1200A generator 

for the steam turbine, the heat-recovery 

steam generator, and the SP- 

PA-T3000 control system. 

Siemens Energy’s HL-class technology 

enables Greece to reduce CO 2 emissions 

and protect the environment. With an installed 

electrical capacity of 877 megawatts 

(MW), it will be the world’s most 

powerful combined cycle power plant in 

1x1 configuration. 

LL 

www.siemens-energy.com 

(213461040) 

Voith verzeichnet starken 

Auftragseingang durch 

konsequente Ausrichtung des 

Geschäfts auf nachhaltige 

Technologien 

• Auswirkungen der Corona-Pandemie im 

abgelaufenen Geschäftsjahr durch 

effektives Krisenmanagement 

eingegrenzt, spürbare Erholung bei 

wichtigen Kennzahlen 

• Verstärktes Engagement beim 

Zukunftsthema Wasserstoff geplant 

• Ausblick: 2021/22 trotz Unsicherheiten 

im Umfeld hoher Auftragseingang und 

weitere Steigerung bei Umsatz und 

Ergebnis erwartet 

(voith) Der Voith-Konzern hat die Auswirkungen 

der Corona-Pandemie auch im Geschäftsjahr 

2020/21 (zum 30.09.) gut bewältigt 

und konnte in einem herausfordernden, 

von globalen Lieferengpässen 

und stark gestiegenen Rohstoffkosten geprägten 

Marktumfeld die wesentlichen Geschäftszahlen 

verbessern. Der Auftragseingang 

des Voith-Konzerns stieg um fast ein 

Viertel auf 5,02 Milliarden Euro, getragen 

vor allem vom sehr erfolgreichen Großanlagengeschäft, 

und war damit zum Bilanzstichtag 

30. September so hoch wie seit fast 

einem Jahrzehnt nicht mehr. Der Auftragsbestand 

erzielte mit 6,25 Milliarden Euro 

einen Allzeitrekord. Dr. Toralf Haag, Vorsitzender 

der Konzerngeschäftsführung, 

erklärte dazu: „Unser stark gestiegener 

Auftragseingang zeigt, dass wir mit unserer 

strategischen Ausrichtung auf die Megatrends 

Digitalisierung und Dekarbonisierung 

die richtigen Schwerpunkte gesetzt 

haben. Nachhaltige Technologien für 

eine klimaneutrale Industriegesellschaft 

werden immer stärker nachgefragt, und 

Voith ist hervorragend positioniert, um davon 

zunehmend zu profitieren.“ 

Konsequente Umsetzung der 

Konzernstrategie mit Fokus auf 

Dekarbonisierung und Digitalisierung 

Im Mittelpunkt der Geschäftsaktivitäten 

von Voith stand im abgelaufenen Geschäftsjahr 

2020/21 neben der Bewältigung 

der Pandemie-Folgen vor allem die 

konsequente Umsetzung der im Vorjahr 

entwickelten Konzernstrategie. Diese zielt 

auf die Ausschöpfung des vollen Potentials 

des Kerngeschäfts sowie die Erschließung 

neuer Geschäftsfelder und Märkte mit Fokus 

auf die Megatrends Dekarbonisierung 

und Digitalisierung. 

Jüngster Meilenstein bei der weiteren 

Stärkung des Kerngeschäfts war der nach 

Geschäftsjahresende vereinbarte Erwerb 

des Minderheitsanteils von Siemens Energy 

an Voith Hydro. Dadurch wird Voith 

künftig alleiniger Eigentümer dieses für 

die Energiewende bedeutsamen Geschäfts 

sein. Die Akquisitionen der jüngeren Vergangenheit 

in den Konzernbereichen Pa- 

24


SAVE THE DATE 

Industry News 

per und Turbo haben zudem das Profil von 

Voith als Technologieführer in nachhaltigen 

Zukunftsmärkten weiter geschärft und 

tragen bereits signifikant zur positiven 

wirtschaftlichen Entwicklung des Konzerns 

bei. 

Auch bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder 

kommt Voith voran. So ist der 

Konzernbereich Turbo in Kooperation mit 

internationalen Windradherstellern in das 

Windkraft-Geschäft eingestiegen und entwickelt 

und produziert Getriebe und Generatoren 

für Windturbinen. 

Ein Schlüsselthema wird für Voith in den 

nächsten Jahren die Wasserstoffgewinnung 

und Wasserstoffnutzung sein. Voith 

verstärkt sein Engagement in allen relevanten 

Bereichen der Wasserstoff-Wertschöpfungskette: 

Wasserkraft spielt bei der Erzeugung 

grünen Wasserstoffs eine zentrale 

Rolle; beim Transport über Wasserstoffpipelines 

kann Voith seine Expertise im Bereich 

neuer Antriebstechnologien ausspielen; 

Voith arbeitet bereits an der nächsten 

Generation von Hochdruckbehältern für 

die Wasserstoffspeicherung und an der 

Nutzung mittels Brennstoffzelle; und mit 

dem Voith Electrical Drive System bietet 

das Unternehmen einen kompletten elektrischen 

Antriebsstrang, der auch in Wasserstoff-betriebenen 

Stadtbussen eingesetzt 

werden kann. Darüber hinaus prüft 

Voith strategische Optionen in diesem Bereich. 

„Schritt für Schritt verankert Voith die 

Megatrends Digitalisierung und Dekarbonisierung 

im Konzern und macht industrielle 

Nachhaltigkeit zu seinem Geschäftsmodell 

– mit Hydro als Komplettanbieter 

von Wasserkrafttechnik im Bereich der Erneuerbaren 

Energien, Paper als Pionier in 

der Papier- und Verpackungsindustrie im 

Bereich nachwachsender Rohstoffe und 

Kreislaufwirtschaft und Turbo als Spezialist 

für intelligente Antriebssysteme und -lösungen 

im Bereich der alternativen Antriebe. 

Wir leisten damit an vielen Stellen einen 

entscheidenden Beitrag für eine klimaneutrale 

Industriegesellschaft und sichern 

gleichzeitig unser künftiges Wachstum. Zusätzlich 

werden wir selbst bereits ab 2022 

CO 2 -neutral arbeiten“, so Toralf Haag. 

Rückblick 2020/21 in den Konzernbereichen: 

Starkes Auftragswachstum 

bei Paper und Hydro, Turbo profitiert 

bereits von Zukäufen 

Der Konzernbereich Hydro blickt auf ein 

herausforderndes Geschäftsjahr zurück. In 

einem weiterhin von der Pandemie beeinträchtigten 

Marktumfeld ist der Auftragseingang 

dennoch um fast ein Drittel 

gestiegen. Hauptgrund dafür waren zwei 

Großprojekte in Osteuropa und Nordamerika. 

Der Anstieg im Auftragseingang wird 

sich aufgrund der Langfristigkeit des Großanlagengeschäfts 

sukzessive in Umsatzzuwächsen 

niederschlagen. Im Berichtsjahr 

blieb der Umsatz stabil. EBIT und ROCE 

live & 

online 

vgbe Basisseminar 

Basics 

Wasser chemie im 

Kraftwerk 2022 

22./23 Februar 2022 

Der Betrieb von Kraftwerksanlagen 

kann durch chemisch bedingte Probleme 

im Bereich des Wasser-Dampf- 

Kreislaufs negativ beeinflusst werden. 

Daher ist es wichtig, die grundlegenden 

Zusammenhänge zu kennen und die 

chemische Fahrweise entsprechend 

der betrieblichen Belange einzustellen. 

KONTAKT 

Konstantin Blank 

e konstantin.blank@vgbe.energy 

t +49 201 8128-214 


VGB PowerTech Service GmbH 


be inspired www.vgbe.services 

25


gingen zurück. Das leicht gesunkene operative 

Ergebnis ist unter anderem auf die 

Abwicklung von Aufträgen zurückzuführen, 

die in schwachen Marktphasen unter 

hohem Preisdruck gebucht wurden. 

Ausblick 2021/22: Jahr des Wachstums – 

Auftragseingang auf hohem Niveau, 

Steigerung bei Umsatz und Ergebnis 

erwartet 

Nach dem Übergangsjahr 2020/21 wird 

das laufende Geschäftsjahr nach Einschätzung 

von Voith angesichts einer fortschreitenden, 

aber noch nicht durchgreifenden 

Erholung des wirtschaftlichen Umfelds ein 

Jahr des Wachstums. Mit Blick auf den Auftragseingang 

geht Voith davon aus, dass 

dieser weiterhin auf hohem Niveau, aber 

spürbar unter dem außerordentlich hohen 

Wert des Geschäftsjahres 2020/21 liegen 

wird. Beim Umsatz erwartet Voith eine 

leichte Steigerung, bei EBIT und ROCE 

eine deutliche Steigerung gegenüber dem 

abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit Blick auf 

das Ergebnis geht das Unternehmen davon 

aus, dass die in den letzten beiden Geschäftsjahren 

umgesetzten Effizienzsteigerungsmaßnahmen 

zu einer klar verbesserten 

Profitabilität führen werden. Im Geschäftsjahr 

2021/22 soll das EBIT daher 

deutlich steigen. Dazu sollen alle drei Konzernbereiche 

beitragen. Die Ergebnisprognose 

ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit 

behaftet, da derzeit nur schwer 

absehbar ist, inwieweit die signifikanten 

Materialpreissteigerungen kompensierbar 

sind. Zudem sind die Unsicherheiten über 

die weitere Entwicklung der Pandemie zuletzt 

wieder gestiegen, mit ungewissen 

Auswirkungen auf die Konjunktur und damit 

die Geschäftsentwicklung. 

LL 

www.voith.com (213461050) 

Vulcan Energie gründet neue 

Bohrgesellschaft VERCANA 

zur Herstellung von 

CO 2 -freiem Lithium 

Wärtsilä’s advanced energy storage technology in Kemsley, Kent provides essential grid flexibility 

© Wärtsilä Corporation 

Der klimafreundliche Produzent von 

CO 2 -freiem Lithium, Vulcan Energie Ressourcen, 

gründet die Bohrgesellschaft VER- 

CANA GmbH und sichert sich Bohrkapazitäten 

zur Durchführung eigener Projekte mit 

dem Kauf von zwei Tiefbohranlagen. Schon 

beim Kauf werden Ressourcen geschont, 

denn beide Anlagen sind aus zweiter Hand. 

Im kommenden Jahr werden sie echnisch 

überarbeitet und individuell aufbereitet, um 

optimal zum Einsatz zu kommen. 

(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen 

Vulcan Energie Ressourcen gründet 

mit VERCANA eine neue Tochtergesellschaft 

und erweitert seinen Maschinenpark 

um zwei gebrauchte Tiefbohranlagen. 

Die beiden Tiefbohranlagen wurden vorher 

von den Traditionsunternehmen Wintershall 

Dea Deutschland GmbH und ITAG 

Tiefbohr GmbH jahrzehntelang erfolgreich 

betrieben. Die Anlage von der ITAG Tiefbohr 

GmbH wurde später von der Aftermarket 

Drilling Service ITAG GmbH übernommen. 

Im kommenden Jahr werden beide 

Anlagen überarbeitet, um für mindestens 

weitere zehn Jahre zum Einsatz im 

Oberrheingraben zu kommen 

„Die Gründung der VERCANA GmbH und 

der Kauf der beiden gebrauchten Bohranlagen 

ist sowohl für die Anbieter als auch 

für uns ein Glücksgriff und eine Win-win 

Situation. Wir schöpfen damit den gesamten 

Produktlebenszyklus technischer 

Großanlagen aus und nutzen bestehende 

Ressourcen optimal,“ so Thorsten Weimann, 

Leiter operatives Geschäft bei 

Vulcan und einer der Geschäftsführer von 

VERCANA. 

Der Experte für Geothermie und Bohrtechnik 

mit mehr als 25 Jahren Berufserfahrung 

ist überzeugt davon, dass das Unternehmen 

mit der Gründung der neuen 

Bohrgesellschaft und dem Erwerb der beiden 

Bohranlagen seine Ziele erreichen 

kann. „Darüber hinaus schaffen wir mit der 

technischen Erneuerung Arbeitsplätze in 

der Region. Das alles ist ein wichtiger Meilenstein 

auf dem Weg zur Herstellung von 

CO 2 -freiem Lithium.“ 

Vulcan plant den Start von VERCANA mit 

ca. 30 Mitarbeitern und einem Hauptsitz 

in Karlsruhe. 

LL 

v-er.eu (213461101) 

Activation of Pivot Power’s 50 MW 

Wärtsilä energy storage system 

to unlock more renewable energy 

for the UK 

(waertsila) Pivot Power, part of EDF Renewables, 

has activated a 50 MW lithium-ion 

energy storage system in Kemsley, 

Kent supplied by the technology group, 

Wärtsilä, to support the integration of renewable 

energy into the UK’s National 

Grid. 

Wärtsilä has supplied an energy storage 

system at the Kemsley substation in South 

England which is directly connected to National 

Grid’s high-voltage transmission network. 

The system is the second to go live as 

part of Pivot Power’s nationwide rollout of 

Energy Superhubs, following the first activation 

in June in Cowley. In total, Pivot 

Power plans to deploy up to 40 similar sites 

throughout the UK, which will provide up 

to 2 GW of flexible capacity. 

The UK aims to align its energy sector with 

its net-zero target, and energy storage capacity 

will need to dramatically grow to 18 

GW by 2035 to support this transition, according 

to recent power system modelling 

from Wärtsilä[1]. Energy storage is crucial 

to provide the flexibility needed to enhance 

the reliability of the country’s electricity 

system and cost-effectively integrate more 

renewable generation. Pivot Power’s Energy 

Superhub network could provide almost 

10 % of the energy storage predicted the UK 

will need by 2035 and it will help to create 

a smarter, more flexible grid. 

Wärtsilä has supplied its advanced energy 

storage technology for the Kemsley 

project coupled with its GEMS Digital Energy 

Platform, which leverages artificial 

intelligence and machine learning for a 

broad range of applications, providing 

26


Industry News 

critical feedback to stakeholders. GEMS 

software supports value streams via the 

dynamic containment market, a key frequency 

response service recently enabled 

by the National Grid. 

Wärtsilä and Pivot Power have recently 

announced a deal for 100 MW/200 MWh 

of energy storage in the West Midlands, 

split across one site in Coventry and the 

other in Sandwell, near Birmingham. Installing 

and effectively operating energy 

storage systems at scale will enable the UK 

grid to maximise its potential for wind and 

solar energy, and to reach its target of a 

net-zero power sector by 2035. 

Matt Allen, CEO of Pivot Power, said: 

“The expansion of our battery storage portfolio 

is an important piece of the puzzle 

when it comes to future-proofing the UK’s 

energy system and accelerating a net zero 

future. Through this collaboration with 

Wärtsilä and EDF Renewables we are creating 

more of the low carbon infrastructure 

needed to manage the integration of renewables 

into the grid and power our lives 

with clean energy.” 

Andy Tang, Vice President, Energy Storage 

& Optimisation, Wärtsilä, said: “Wärtsilä’s 

goal is to enable 100 % renewable 

energy systems globally. To make this a reality, 

more energy flexibility is vital for balancing 

out the intermittent nature of this 

form of generation and ensuring a resilient 

energy system. Energy storage underpins 

flexibility solutions, enabling the UK to develop 

an affordable renewable-led power 

system. By collaborating with Pivot Power, 

we are driving the change that the UK’s energy 

infrastructure needs.” 

The UK market has huge potential to support 

the installation of a significant amount 

of energy storage. Research from Wärtsilä’s 

Energy Transition Lab[2] found that adding 

flexibility to the UK power system via 

energy storage can deliver a higher share of 

renewable generation (62 %) than could 

be possible by adding wind and solar without 

flexibility, with corresponding utilisation 

of storage also increasing. 

LL 

www.wartsila.com (213461009) 

Energieeffiziente Erdgas- 

Entspannungsturbine zur 

Stromgewinnung in 

Gasdruck-Regelstationen 

(a-s-a) Die Rückgewinnung von Energie 

bei der Entspannung von Erdgas ist keine 

neue Technik. Ihr weitreichender Einsatz 

wird jedoch durch den relativ hohen technischen 

Aufwand erschwert. 

Das Erdgas muss vorgewärmt werden, 

um die bei Druckminderungen auftretenden 

Temperaturänderungen (Joule-Thomson-Effekt) 

aufzufangen und Vereisungen 

zu verhindern. Steht für diese Vorwärmung 

keine regenerative Energie zur Verfügung, 

wird die für den Rückgewinnungsprozess 

benötigte Wärme durch Verbrennung 

von Erdgas erzeugt, was CO 2 -Emissionen 

verursacht. Der Anlagenaufwand 

beim Einsatz klassischer Entspannungsturbinen 

oder Gasmotoren ist hoch. 

Vom Forschungsprojekt zum praktischen 

Einsatz 

Ein von der TU Dortmund zusammen mit 

der Westenergie AG, einem früheren Netzbereich 

der innogy SE, gemeinsam entwickelter 

und patentierter Gasexpander umgeht 

diese Probleme durch ein spezielles 

Verfahren: Dabei wird nur ein Anteil des 

Druckpotenzials des Erdgases in der Turbine 

entspannt und der Rest in einem konventionellen 

Gasdruckregler. Dadurch ist 

keine Vorwärmung des Erdgases erforderlich, 

allerdings ist die erzeugte Strommenge 

entsprechend niedriger. 

Eine erste Prototypanlage mit ca. 8 kW 

wurde von Westenergie im nordrhein-westfälischen 

Balve installiert und konnte über 

rund fünf Jahre hinweg einen reibungslosen 

Betrieb nachweisen. Die W2 Armaturen 

GmbH hat die in Balve erprobte Konstruktion 

zur Serienreife geführt und fertigt 

den Gasexpander in Lizenz. 

Die erste Serien-Anlage mit einer Leistung 

von durchschnittlich 20 kW wurde in 

Zusammenarbeit mit den Unternehmen 

A+S Anlagenbau GmbH und EVB Technik 

GmbH im Oktober 2020 in Trier in Betrieb 

genommen. Die Entspannungsturbine 

konnte in eine vorhandene Gasdruck-Regelanlage 

integriert werden. 

Nachhaltige Gasanlage in Trier 

Die Gasanlage in Trier bestätigt die Ergebnisse 

des Prototyps. Ihr Expander ist im 

Grundprinzip eine düsenbeaufschlagte 

einstufige Gleichdruckturbine. Die axiale 

Turbinenstufe sitzt direkt auf einer Welle 

mit dem Generator, der damit innerhalb 

des Gehäuses direkt im Gasstrom liegt und 

von diesem gekühlt wird. In der Trägerplatte 

sind die Düsen angeordnet, die den 

Gasstrom auf die Turbinenschaufeln lenken, 

wobei der Gasexpander durch die Anzahl 

der Düsen auf verschiedene Auslegungsparameter 

angepasst werden kann. 

Der Durchmesser des Turbinenrades 

wurde relativ groß gewählt, um niedrige 

Drehzahlen (üblicherweise im Bereich von 

3000 U/min) zu erreichen. Damit wird 

eine lange Betriebszeit ohne Zwischenwartung 

des Generators erreicht. Das Gehäuse 

des Expanders hat eine Nennweite 

von DN 400, der in dieser Größe geeignet 

ist für Volumenströme von 2.000 bis 4.000 

Nm/h bei Betriebsdrücken im Bereich von 

2 bis 10 bar. Dabei wird im Gasexpander 

lediglich ein Druck von 1 bis 2 bar abgebaut, 

die eigentliche Regelung des Ausgangsdrucks 

der Gasanlage übernimmt 

ein konventioneller Gasdruckregler. Der 

Gasexpander kann variabel auf andere Volumenströme 

und Drücke ausgelegt werden. 

In Trier wird mit diesem Verfahren 

eine elektrische Leistung im Bereich von 

15 bis 25 kW erreicht. 

Wirtschaftlichkeit durch stabile Laufweise 

Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 

von Gasanlagen ist neben dem Strompreis 

entscheidend, ob der Gasvolumenstrom, 

für den der Expander ausgelegt ist, möglichst 

oft und konstant erreicht wird. Mit 

abnehmendem Volumenstrom geht die Geschwindigkeit 

in den Düsen zurück und 

der Wirkungsgrad des Expanders sinkt. 

Für Anlagen vom Bautyp Trier wird der 

Jahresertrag mittels einer geordneten Jahresganglinie 

berechnet: Bei einer Leistung 

von 20 kW und 5000 Volllaststunden pro 

Jahr ergäbe sich ein Jahresertrag von 

100.000 kWh. Mit einem Strompreis von 

25 ct/kWh kann ein monetärer Jahresertrag 

von € 25.000,00 erzielt werden, so 

dass bereits mittelfristig eine Amortisation 

möglich ist. 

Energieeffizienz und „grüner“ Wasserstoff 

Vergleichbare Projekte sind sinnvoll, 

wenn der Strom von den Anwendern selbst 

verbraucht und entsprechend hoch bewertet 

wird. Im Rahmen der Energieeffizienzförderung 

des Bundes ist für nichtkommunale 

Unternehmen zudem eine Förderung 

von 30 bis 40 % möglich. Damit verkürzt 

sich die Amortisationszeit für die Betreiber. 

Verbunden mit der Option, zusätzlich 

Wasserstoff in einem Elektrolyseur zu erzeugen, 

erhöht sich mit den oben angenommenen 

Leistungsdaten die Nachhaltigkeit 

einer Anlage mit dem beschriebenen 

Laufprinzip: In diesem Fall kann sich eine 

CO 2 -neutrale Produktion von rund 1,5 t 

„grünem“ Wasserstoff pro Jahr ergeben. 

LL 

www.w2-armaturen.de 

(213461318) 

Products and 

Services 

Siemens Energy erhält als erster 

Hersteller Zertifikat für „H2- 

Ready“-Kraftwerkskonzept 

• Weltweit erstes Unternehmen erhält 

neue unabhängige Zertifizierung durch 

TÜV SÜD 

• Mehr Investitionssicherheit für „Wasserstoff-Fahrplan“ 

der Kraftwerksbetreiber 

• Mitwirkung an der Entwicklung eines 

umfassenden Zertifizierungsleitfadens 

(siemens-e) TÜV SÜD, der weltweit tätige 

Anbieter von Test-, Inspektions- und Zertifizierungsdienstleistungen 

hat einen Leitfaden 

zur Definition von „H2-Readiness“ 

(wasserstoffgeeignet) für Kraftwerke entwickelt 

und bietet eine unabhängige Zertifizierung 

für Erstausrüster (OEMs – Original 

Equipment Manufacturer) und Anlagenbauer 

(EPCs – Engineering, Procure- 

27


ment and Construction) an. Die Zertifizierung 

erhöht die Investitionssicherheit für 

Energieversorger. Siemens Energy ist das 

erste Unternehmen weltweit, das diese 

Zertifizierung für sein „H2-Ready“-Kraftwerkskonzept 

erhalten hat. Der Leitfaden 

für den Zertifizierungsprozess wurde in 

Zusammenarbeit mit Fachexperten von 

Siemens Energy entwickelt. 

Wasserstoff kann eine zentrale Rolle bei 

der Dekarbonisierung der Energiesysteme 

spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte 

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerke, 

die derzeit gebaut oder projektiert werden, 

sollen in Zukunft auch teilweise oder 

vollständig mit Wasserstoff betrieben werden. 

Energieversorger, die den Kauf eines 

solchen Kraftwerks erwägen, erwarten 

eine Zusage über die Eignung des Kraftwerks, 

Wasserstoff als Brennstoff zu verwenden. 

Einige neue GuD-Kraftwerke werden 

bereits heute als „H2-Ready“ beworben. 

Bislang gab es jedoch keine klare Definition 

für diesen Begriff. 

„Unser Leitfaden ermöglicht es OEMs, 

Anlagenbetreibern oder Versicherern, eine 

standardisierte, transparente Richtlinie 

anzuwenden“, erläutert Reiner Block, CEO 

der Division Industry Service von TÜV 

SÜD. „Die Zertifizierung umfasst ein komplettes 

Kraftwerk mit all seinen relevanten 

Teilsystemen.“ Dabei wird nicht ein bestehendes 

Kraftwerk als „H2-Ready“ zertifiziert, 

sondern ein Fahrplan beschrieben, 

wie es im Laufe der Zeit auf die Beimengung 

von Wasserstoff oder sogar auf die 

Verbrennung von reinem Wasserstoff umgerüstet 

werden kann. 

Aus diesem Grund umfasst die Zertifizierung 

eines GuD-Kraftwerks drei Stufen: 

Erstens ein Concept Certificate für die konzeptionelle 

Auslegung (einschließlich der 

Randbedingungen) während der Ausschreibungsphase; 

zweitens ein Project 

Certificate für die Umsetzungsphase, d. h. 

die endgültige Anlagenauslegung und ihre 

Spezifikationen; und drittens ein Transition 

Certificate für die Umrüstung eines gebauten 

GuD-Kraftwerks auf Wasserstoffverbrennung 

- einschließlich einer Überprüfung 

der Nachrüstungsmaßnahmen 

und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit 

und Leistung. 

„Wasserstoff ist ein wichtiger Baustein für 

die Dekarbonisierung der Energieversorgung. 

Ein unabhängiges Zertifikat schafft 

Sicherheit für Investitionen. Wir sind stolz 

darauf, der erste Hersteller zu sein, der diese 

wichtige Zertifizierung erhält“, so Karim 

Amin, Executive Vice President Generation 

bei Siemens Energy. „Wenn wir GuD-Anlagen 

heute für den späteren Betrieb mit Wasserstoff 

auslegen, können sie nicht nur als 

Brückentechnologie in eine CO 2 -freie Zukunft 

dienen, sondern auch langfristig einen 

wichtigen Beitrag zu einer zuverlässigen 

und bezahlbaren Stromversorgung 

leisten.“ 

Um die ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen, 

sind Wasserstoffkraftwerke nicht nur 

in Form von GuD-Kraftwerken denkbar. 

Die vom TÜV SÜD angebotene Zertifizierung 

lässt sich auf eine Vielzahl von Lösungen 

übertragen. Siemens Energy bietet bereits 

heute Hybridlösungen mit Wasserstofferzeugung, 

-speicherung und -rückverstromung 

an. Das Unternehmen ist 

derzeit am Bau mehrerer Kraftwerke beteiligt, 

die teilweise oder vollständig mit Wasserstoff 

befeuert werden sollen. 

LL 

www.siemens-energy.com 

(213461039) 

Voith Hydro introduces to the 

market the new hydraulic 

governor, HyCon Go Hybrid; first 

pilot customer is satisfied 

• The new HyCon GoHybrid hydraulic 

governor, with significant lower oil 

content, is launched in the market. 

• First pilot customer in Ulm, Germany, is 

satisfied. 

• HyCon GoHybrid is part of Voith 

Hydro’s new HyCon Go governor 

product family. 

• The hydropower plant in Wiblingen, 

Germany, was the first plant to be 

equipped with Voith‘s HyCon GoHybrid. 

(v-h) Voith Hydro presents the new generation 

of hydraulic turbine governors. The 

HyCon GoHybrid has been in operation 

since the end of last year at SWU Energy 

GmbH (a subsiday of Stadtwerke Ulm/ 

Neu-Ulm GmbH) at the hydropower plant 

in Wiblingen, Germany. The plant operator 

is convinced by the fast and uncomplicated 

installation and the performance of the 

governor. 

Efficient electricity production in power 

plants is only guaranteed if turbine and 

generator output can be adjusted precisely 

by means of a governor. As a leading fullline 

supplier for hydropower plants, Voith 

has been manufacturing the required core 

components for almost 130 years. Since 

1891, the company has developed the socalled 

Pfarr-governor for which a patent 

was filed two years later. Thus, Voith is considered 

one of the pioneers in the field. In 

the 20 th century, Voith made various improvements 

and presented new developments 

that form the basis for the automation 

technology of the 21 st century, today. 

To date, more than 18,500 Voith turbine 

governors have been delivered and installed 

worldwide. 

With the HyCon GoHybrid hydraulic 

governor, Voith once again demonstrates 

its expertise in the field. The responsible 

product manager, Felix Lippold, describes 

the governor as an innovation in the field 

of hydropower, as the use of the GoHybrid 

makes operations even more efficient, 

cost-saving and ecological than ever before. 

The amount of oil required is reduced by 

up to 60 % compared to conventional 

high-pressure units and by up to 90 % compared 

to low-pressure units. 

The name of the HyCon GoHybrid hydraulic 

governor is based on its special features. 

It combines the safety of a conventional 

system with the advantages of novel 

technologies, through which a drastic reduction 

of the oil content and energy consumption 

is achieved. The amount of oil 

required is reduced by up to 60 % compared 

to conventional high-pressure units 

and by up to 90 % compared to low-pressure 

units. 

Due to the compact design of the hydraulic 

power unit (HPU), the installation effort 

is reduced. The pilot installation at the pilot 

customer, SWU Energy GmbH in the 

hydropower plant Wiblingen was completed 

within one day. Connection to the existing 

digital control system is simplified by a 

small number of interfaces. Standardized 

components and the reduced complexity of 

the system will also reduce maintenance 

costs for the operator in the future. 

Voith Hydro introduces to the market the new hydraulic governor, HyCon Go Hybrid; first pilot 

customer is satisfied 

28


SAVE THE DATE 

Industry News 

With less than 10 % of the amount of energy 

consumed by a conventional HPU, expectations 

were exceeded in terms of energy 

savings. 

In the first months since commissioning, 

the new unit has already been able to 

demonstrate its positive properties. With 

less than 10 % of the amount of energy 

consumed by a conventional HPU, expectations 

were exceeded in terms of energy savings. 

Therefore, SWU Energie decided to 

take over the system after the test operation 

ending in June. 

The HyCon GoHybrid is soon to be used 

in additional power plants and another system 

will be commissioned in Sweden this 

summer. 

LL 


Voith Hydro completes modernization 

work on South Africa‘s 

2 nd largest pumped storage facility 

• Modernization of three generators of 

the Drakensberg power station under 

pandemic conditions successfully 

completed. 

• Voith concept solves temperature and 

vibration issues. 

• Underground pumped storage power 

plant increases quality and reliability of 

energy supply in the region. 

• Operating temperatures and vibrations 

of the machines in the Drakensberg 

power plant were reduced and its 

lifetime thereby significantly extended. 

(v-h) Voith Hydro has modernized three 

generators of the Drakensberg pumped 

storage power plant and now successfully 

put them back into operation. The company 

received the order, including design, 

installation and commissioning, back in 

2016. A special feature was that all works 

were carried out during normal plant operation 

of customer ESKOM. 

Also special was the technical concept for 

the modernization, which improved the 

performance of the machines enormously 

thanks to selected measures. Now the generators 

in the power plant, which has been 

in operation since 1981, are designed for 

another 40 years of operation. 

“We were able to reduce the operating 

temperatures and vibrations of the machines, 

so that their lifetime has been significantly 

increased. We reacted quickly 

and accessed the experts at the headquarters 

in Heidenheim, who would originally 

have been on site, via remote support.” Anton 

Harris, Managing Director at Voith Hydro 

in South Africa 

This success was mainly based on the international 

cooperation between the local 

team in Johannesburg and the engineering 

department at the headquarters in Germany. 

During the pandemic, the project 

schedule was temporarily challenged. 

vgbe Fachtagung 

Thermische Abfall-, 

Klärschlammbehandlung 

und 

Wirbelschichtfeuerungen 

mit Fachausstellung 

23. und 24. März 2022 

Hamburg, Deutschland 

KONTAKTE 

Fachliche Koordination 

Dr. Andreas Wecker 

und Christian Stolzenberger 

Teilnahme 

Barbara Bochynski 

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy 

Fachausstellung 

Steffanie Fidorra-Fränz 

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy 


Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany 


29

News from Science & Research VGB PowerTech 11 l 2021 

About the hydropower plant Drakensberg 

The pumped storage power plant Drakensberg, 

has a total installed capacity of 

1,000 MW and therefore is the second largest 

of its kind in South Africa. The most 

unique feature of Drakensberg is that the 

power plant is built completely underground. 

Only shafts and transmission lines 

can be seen on the surface whereas the 

four reversible pump turbines are placed 

approximately 52 floors below ground. 

About the importance of pumped storage 

Pumped storage power plants considerably 

contribute to grid stabilization. They 

react quickly to fluctuations by generating 

required energy or storing a surplus. This 

flexibility of the multipurpose plant is 

highly important for grid stability and subsequently 

the quality of energy supply in a 

country. 

Voith has been active in pumped storage 

technology for many years. The company 

has made vital contributions in this field, 

developed many innovations and continuously 

works on optimizing them. Voith invests 

in research and development in this 

area, because so far, pumped storage technology 

is the only long-term, technically 

proven and cost-effective form of storing 

energy on a large scale and making it available 

at short notice 

LL 


News from 

Science & 

Research 

Grüner Wasserstoff: BAM 

beteiligt sich an Leitprojekt 

H2Mare des Bundes 

(bam) Deutschland soll weltweit führend 

werden im Bereich der grünen Wasserstofftechnologien. 

Das Bundesministerium für 

Bildung und Forschung (BMBF) fördert daher 

den Umstieg zu einer Wasserstoffwirtschaft 

mit dem Leitprojekt H2Mare. Die 

Bundesanstalt für Materialforschung und 

-prüfung (BAM) bringt ihre langjährige Expertise 

in den Bereichen Korrosion und 

Korrosionsschutz in das Großprojekt ein. 

Das Leitprojekt H2Mare zielt darauf ab, 

dass ein völlig neuer Anlagentyp künftig 

auf dem Meer seinen Platz findet – eine Lösung, 

die einen Elektrolyseur zur direkten 

Wandlung des elektrischen Stromes optimal 

in eine Offshore-Windenergieanlage 

integriert. Darüber hinaus werden weiterführende 

Offshore-Power-to-X-Verfahren 

untersucht. 

Innerhalb von vier Jahren soll H2Mare – 

bestehend aus vier Verbundprojekten mit 

insgesamt 35 Partnern – den Grundstein 

für eine Technologieführerschaft Deutschlands 

in dem Bereich legen und das Erreichen 

der gesetzten Klimaziele durch beschleunigte 

Treibhausgasreduktion unterstützen. 

Ziel von H2Mare, das von Siemens 

Energy und Instituten der Fraunhofer Gesellschaft 

koordiniert wird, ist u.a. ein signifikanter 

Kostenvorteil bei der Herstellung 

großer Mengen an Wasserstoff. 

H2Mare soll vom BMBF mit über 100 Millionen 

Euro gefördert werden. 

Die Bundesanstalt für Materialforschung 

und -prüfung (BAM) hat ihre langjährige 

Expertise im Bereich Wasserstoff im letzten 

September zu einem Kompetenzzentrum 

H2Safety@BAM gebündelt und unterstützt 

damit die Wasserstoffstrategie der Bundesregierung. 

An H2Mare beteiligt sich die BAM in zwei 

der vier Teilprojekten: PtX-Wind und TransferWind. 

Im Fokus stehen Untersuchungen 

zu bauseitigen Fragestellungen der Korrosion 

und des Korrosionsschutzes und zur Außenkorrosion 

von Bau- und Anlagenteilen. 

Die Ergebnisse sollen in Regelwerke und die 

Normung einfließen und für eine kontinuierliche 

Betriebssicherheit der Offshore-Bauwerke 

sorgen. Ziel ist es, eine Lebensdauer 

der Anlagenteile und Komponenten 

von mindestens 25 Jahren sicherzustellen. 

„Ich freue mich, dass wir mit unserer Beteiligung 

an dem wichtigen Leitprojekt 

H2Mare einen Beitrag zur unerlässlichen 

Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft 

leisten können. Der Klimawandel 

macht deutlich, dass auf diesem Weg keine 

Zeit mehr verloren werden darf“, erklärt 

BAM-Präsident Prof. Dr. Ulrich Panne. 

H2Mare ist eines von insgesamt drei großen 

Wasserstoff-Leitprojekten des Bundes. 

Mit seiner bislang größten Forschungsinitiative 

zum Thema Energiewende unterstützt 

das Bundesministerium für Bildung und 

Forschung (BMBF) Deutschlands Einstieg 

in die Wasserstoffwirtschaft. Die drei Wasserstoff-Leitprojekte 

sind das Ergebnis eines 

Ideenwettbewerbs und bilden einen zentralen 

Beitrag des BMBF zur Umsetzung der 

Nationalen Wasserstoffstrategie. Über vier 

Jahre sollen sie vorhandene Hürden, die 

den Einstieg Deutschlands in eine Wasserstoffwirtschaft 

erschweren, aus dem Weg 

räumen. Dabei geht es um die serienmäßige 

Herstellung großskaliger Wasser-Elektrolyseure 

(H2Giga), die Erzeugung von Wasserstoff 

und Folgeprodukten auf hoher See 

(H2Mare) sowie Technologien für den 

Transport von Wasserstoff (TransHyDE). 

In den Wasserstoff-Leitprojekten arbeiten 

über 240 Partner aus Wissenschaft und Industrie 

zusammen. Im Frühjahr sind die 

Projekte auf Basis unverbindlicher Förder-Inaussichtstellungen 

gestartet. Insgesamt 

wird die Förderung über 740 Millionen 

Euro betragen. 

LL 

www.bam.de (213461038) 

Superlubricity eliminates friction 

in engines 

• „Prometheus“ and „Chephren“: 

Fraunhofer IWS works on machines 

that barely lose energy in the form 

of waste heat 

(f-iws) Nearly frictionless motors and gearboxes 

shall ensure electric bicycles with 

greater range on a single battery charge as 

well as industrial machines with significantly 

lower power consumption in form of 

friction and waste heat. The Fraunhofer 

Institute for Material and Beam Technology 

IWS Dresden is collaborating with industry 

and research partners in the joint 

projects “Prometheus” and “Chephren”. 

The researchers want to significantly improve 

the energy and eco balance of cars 

and other engines or machines through improved 

superhard carbon coatings. 

The economic, technical and ecological 

potentials are substantial: If superlubricity 

was applied consistently in engines and 

transmissions of cars, buses and trucks as 

well as in general mechanical engineering, 

global CO 2 emissions could drop by several 

hundred million tons per year. Wear damage, 

maintenance and lubricant costs 

would be significantly reduced as well. 

“Technological progresses, especially with 

extremely lubricious carbon coatings, 

should finally enable us to almost completely 

eliminate friction in tribological 

systems,” emphasizes Dr. Volker 

Weihnacht, who leads the Carbon Coatings 

Department at Fraunhofer IWS. “We particularly 

want to use environmentally 

friendly lubricants in the process. Used in 

combination, these technologies can significantly 

contribute to allowing vehicles and 

other machines to operate more efficiently 

and waste fewer resources.“ 

Laser-Arc TM and Diamor 

Extremely hard carbon-based “Diamor” 

coatings are playing a key role on the path to 

so-called superlubricity. Fraunhofer IWS has 

developed and improved this technology and 

the respective equipment over many years. 

The process takes place in vacuum chambers 

equipped with the Laser-ArcTM technology. A 

laser ignites a plasma of high energy ions and 

electrons on graphite electrodes. Electric and 

magnetic fields direct this cloud of charged 

carbon particles onto the component. A thin 

layer of tetrahedral amorphous carbon, abbreviated 

ta-C, is deposited on the component 

surface, only a few micrometers (thousandths 

of a millimeter) thick. These coatings 

are very hard and, after mechanical 

polishing, also very smooth. They exhibit 

similar properties to diamond – hence the 

name “Diamor”. 

„Prometheus“ technology for lower CO 2 

emissions in the combustion engine 

The project “Prometheus”, funded by the 

German Federal Ministry for Economic Affairs 

and Energy, is based on Fraunhofer 

30


News fromScience & Research 

2 In Laser-ArcTM systems a thin coating of just a few micrometers of tetrahedral amorphous 

carbon, abbreviated ta-C, is for example applied to piston rings. These coatings are very hard 

and after mechanical polishing, also very smooth. © Fraunhofer IWS Dresden 

IWS carbon coating technology and aims at 

particularly efficient ultra-lubricated engines 

for cars, buses and trucks as well as 

very low-friction natural-gas engines. The 

partners in this consortium therefore also 

represent a broad section of German industry 

and industry-related research. In addition 

to the consortium leader Federal Mogul 

and Fraunhofer IWS, participants include 

BMW, MAN, MTU, Fuchs Schmierstoffe, 

VTD Vakuumtechnik Dresden and TU 

Dresden. 

The concept: The engineers add chemical 

elements, for example molybdenum or 

boron, to the already low-friction Diamor 

coatings in the engine. Therefore, they replace 

the previous pure graphite electrodes 

traditionally used in the Laser-ArcTM 

process with new composite 

electrodes. In the engine, the doping elements 

then chemically combine with particular 

lubricant molecules and create ultra-lubricating 

interfaces during operation. 

Compared to current solutions, their 

use is expected to lower friction in the engine 

by 50 percent. The research group 

estimates that lower-friction engines could 

save up to two terawatt-hours of energy 

and thus around 520 kilotons of CO 2 annually 

just in Germany. This is roughly equivalent 

to the energy consumed by 800,000 

two-person households in a year. The first 

ultra-lubricating Prometheus engines are 

expected to power series-production vehicles 

in approximately 2025. 

“With today‘s lubricants, however, superlubricity 

in combustion engines is not yet 

possible,” admits Volker Weihnacht. “But 

we are confident that this will change in 

the future with particularly environmentally 

friendly new lubricants based on fatty 

acids or water.” 

Ultra- and superlubricity 

Ultra-low friction allows friction losses in 

internal combustion engines to be cut in half 

compared to current state-of the art. The friction 

coefficient is between 0.01 and 0.05, 

which is roughly equivalent to the friction of 

very smooth steel sliding on ice. 

Experts, on the other hand, only speak of 

superlubricity when the friction coefficient 

falls below 0.01. To illustrate this, one can 

imagine a five-ton elephant standing on a 

plate. If this plate is super-lubricated, a person 

could push the elephant effortlessly. 

„Chephren“: On the way to 

a frictionless machine 

The still young joint project for the 

“Chemical-Physical Reduction of Frictional 

Energy” (“Chephren”) is taking things one 

step further than “Prometheus” and is aiming 

for superlubricity. This concept focuses 

on transmissions and bearings in battery-electric 

cars and bicycles, as well as 

drive chains in combine harvesters and 

many moving components in machine 

tools. In order to advance to the superlubricity 

stage, the partners will use better 

lubricants and, above all, significantly improve 

the quality of the carbon coatings. In 

the future, these coatings should be defect-free 

and smooth, even without any 

post-polishing steps. Until now, such 

roughnesses have been caused by undesirable 

side effects of arc evaporation: In addition 

to the plasma, consisting of individual 

ions and electrons, the arc discharge 

also releases micrometer-sized pieces of 

carbon from the electrodes. These can create 

microscopically small, but disturbing 

roughness peaks on the component. Fraunhofer 

IWS is now developing new plasma 

superfilters as part of the “Chephren” project: 

Instead of aligning the plasma from 

the electrode directly onto the components, 

electric and magnetic fields are applied 

around the carbon plasma including 

the macroparticles to deflect it from the 

line of sight. The deflected plasma enters 

the coating chamber and reaches the components 

to be coated whereas the macroparticles 

are being seperated and filtered 

out effectively. 

The lubricitated “Chephren” components 

should be ready for series production at the 

end of the decade. Industry is already 

showing a great deal of interest. That is reflected 

in the broad participation in the 

joint project. Among others, BMW, WIT- 

TENSTEIN SE, VTD Vakuumtechnik Dresden, 

IWIS Munich and Fuchs Schmierstoffe 

are on board, with the German Federal 

Ministry for Economic Affairs and Energy 

providing funding. 

LL 

www.iws.fraunhofer.de 

(213461026) 

Mit Hochleistungsschichten zur 

effektiven Nutzung und 

Speicherung solarer Energie 

(f-fep) Dünnschichtsysteme für Photovoltaik 

und Solarthermie tragen dazu bei, ein 

breites Spektrum der solaren Strahlung sowohl 

für die Stromerzeugung als auch in 

Form von Wärme einzusammeln. Mit den 

vom Fraunhofer FEP entwickelten Vakuumtechnologien 

können Schichten und 

Schichtsysteme rund um die Nutzung solarer 

Energie und die Speicherung von Wärme 

im industriellen Maßstab abgeschieden 

werden und einen Beitrag zur verstärkten 

Nutzung dieser wichtigen Energiequelle 

leisten. 

Die Strahlungsenergie, die die Erde von 

der Sonne innerhalb von 90 Minuten empfängt, 

entspricht etwa dem Weltenergieverbrauch 

eines ganzen Jahres. (Quelle: 

AEE). 

Zur effektiven Absorption der solaren 

Einstrahlung sind, gleich ob für die Photovoltaik 

oder für die Solarthermie, speziell 

entworfene und optimierte Schichtsysteme 

erforderlich. Dazu gehören im Bereich der 

Photovoltaik unter anderem Halbleiterschichten 

und Elektrodenschichten. Für 

die Solarthermie werden Absorberschichten 

mit hoher Absorption im sichtbaren 

und UV- und geringer Emission im infraroten 

Spektralbereich (IR) benötigt, um Verluste 

durch Wärmeabstrahlung gering zu 

halten. 

Effektive Solarabsorber dank optimierter 

Schichtsysteme 

Um solch eine optische Funktion zu realisieren, 

muss ein Schichtsystem aus mehreren 

Einzellagen erzeugt werden, deren Dicken 

sehr präzise abgestimmt und die reproduzierbar 

auf Absorberrohren von So- 

31

News fromScience & Research VGB PowerTech 11 l 2021 

larröhrenkollektoren – dem Kollektortyp 

mit den geringsten Wärmeverlusten – abgeschieden 

werden. Das Absorberrohr befindet 

sich in einem evakuierten Hüllrohr, 

sodass das Schichtsystem vor Verschmutzung 

und etwaiger Degradation durch 

Luftbestandteile geschützt ist. Dennoch 

muss das Schichtsystem dauerhaft hohe 

Temperaturen aushalten, die das Absorberrohr 

annimmt, und auch bei zyklischer 

Temperaturbelastung langzeitstabil sein. 

Je höher die Temperatur im Wärmekreislauf, 

desto besser und vielfältiger kann sie 

genutzt werden, sei es direkt als Prozesswärme 

oder um bei hoher Temperatur 

Wärmespeicher aufzuladen. 

Auch zur Entwicklung effizienterer Speichersysteme 

liefern Beschichtungen ihren 

Beitrag. Um die durch Photovoltaik absorbierte 

und bereit gestellte Energie zeitlich 

variabel nutzbar zu machen, wird aktuell 

umfangreich zu elektrischen Energiespeichern 

geforscht, die den zeitlichen Versatz 

zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch 

ausgleichen sollen. 

Neue Beschichtungsprozesse für 

Speicherkonzepte mit Zeolith-Granulat 

Für den Bereich Wärme übernimmt diese 

Funktion in vielen Wärmekreisen ein Wasserspeicher. 

Aber auch hier wird an besseren 

Speicherkonzepten gearbeitet, die eine 

höhere Speicherkapazität als Wasser haben 

und die platzsparender und verlustärmer 

gestaltet werden können. Darunter 

fallen zum Beispiel Adsorptionswärmespeicher, 

bei denen nanoporösem Zeolith-Granulat 

unter Zufuhr der zu speichernden 

Wärme Wasser ausgetrieben 

wird. Das entspricht dann der Beladung 

des Speichers mit Energie. 

„Wenn das Speichermaterial mit wasserdampfbeladener 

Luft durchströmt wird, 

adsorbiert es Wasser und setzt dabei Wärme 

frei, die in Heizkreisen genutzt werden 

kann“, erläutert Dr. Heidrun Klostermann, 

Wissenschaftlerin am Fraunhofer FEP. „Damit 

das funktioniert, muss aber auch der 

Wärmeaustausch mit dem Speichermaterial 

effizient gestaltet werden, welches selbst 

keine gute Wärmeleitung aufweist. Das 

können Aluminium-Schichten bewerkstelligen, 

mit denen das Material umhüllt 

wird. Sie gewährleisten einen guten Wärmetransport 

und effizienten Wärmeübergang 

am Wärmetauscher.“ Neben der Adund 

Desorptionsdynamik des Speichermaterials 

ist dies ein wesentlicher Aspekt der 

Leistungsfähigkeit eines Speichersystems 

und von großem Einfluss auf dessen maximale 

sowie die durchschnittliche spezifische 

Wärmeleistung. 

Das granulare Speichermaterial Zeolith 

wird im Vakuum als Schüttgut mit Aluminium 

bedampft. Der Anspruch guter Wärmeleitung 

setzt eine gleichmäßige, ausreichend 

dicke Schicht voraus. Die Forschenden 

am Fraunhofer FEP experimentieren 

mit Schichten von mehr als 20 Mikrometern 

Dicke. Diese werden mit einer 

Technologie realisiert, die sonst zur Folienbeschichtung 

genutzt wird. Schüttungen 

eines hochporösen Materials auf diese 

Weise gleichmäßig mit dicken Schichten 

zu versehen, ist daher eine große Herausforderung 

und die bisherigen Entwicklungen 

des Fraunhofer FEP sind durchaus 

einzigartig. 

Der Prozess muss so gestaltet werden, 

dass die Schichten den Stoffaustausch zwischen 

Umgebung und Speichermaterial 

nicht behindern, das Material muss 

schließlich weiterhin Wasser aufnehmen 

und abgeben können, damit das Speicherprinzip 

funktioniert. Dass dieser Stofftransport 

durch die Schicht nicht behindert 

wird, zeigen vergleichende Adsorptionskurven 

von beschichtetem und unbeschichtetem 

Material. 

Höhere Speicherdichten, 

kleinere Speichervolumina 

– Entwicklungen für Morgen 

Insbesondere Entwickler neuartiger Speichermaterialien 

mit Fokussierung auf die 

Maximierung der Speicherkapazität sind 

an den innovativen Schichtentwicklungen 

des Fraunhofer FEP interessiert. Solche 

neuen Speichermaterialen sind vor allem 

Hybridmaterialien, die noch nicht großtechnisch 

gefertigt werden, wie das bei den 

Zeolithen der Fall ist. In der Regel werden 

sie nur in kleinen Mengen hergestellt und 

liegen in Pulverform vor. Am Fraunhofer 

FEP besteht damit künftig die Herausforderung, 

auch diese neuen Materialien in 

der Metallisierungsanlage zu behandeln. 

Speicherhersteller hoffen ebenfalls auf diese 

neuen Materialklassen, mit denen die 

genannten Vorteile gegenüber den etablierten 

Wasserspeichern ein noch stärkeres 

Gewicht erhielten: höhere Speicherdichte, 

kleinere Speichervolumina. 

Interesse regt sich auch in einem weiteren 

Anwendungsfeld: bei der Kühlung mit 

Adsorptionskältemaschinen. Diese werden 

künftig, sei es stationär in Kombination mit 

solarer Wärme oder im Fahrzeugbau unter 

Nutzung von Abwärme aus Brennstoffzellenantrieben, 

einen Teil der derzeit beherrschenden 

Kompressionskältemaschinen 

ersetzen. Damit wird der Verbrauch konventionell 

erzeugter elektrischer Energie 

und fossiler Brennstoffe reduziert. 

Die Wissenschaftler am Fraunhofer FEP 

stehen bereit, um für diese spannenden 

Anwendungsfelder Schichten an Einsatzgebiet 

und Nutzungsbedingungen anzupassen 

und zu optimieren. 

LL 

www.fep.fraunhofer.de 

(213461029) 

DIANE: Digitalisierung als Motor 

für cross-industrielle Netzwerke 

(f-u) Mit dem Ziel, in Pilotprojekten Zukunftstechnologien 

voranzutreiben, unterstützt 

die NRW-Landesregierung im Rahmen 

der Ruhr-Konferenz das „Spitzencluster 

Industrielle Innovationen“ (SPIN). Fünf 

SPIN-Projekte bekamen jetzt einen Förderbescheid 

in Höhe von insgesamt mehr als 8 

Millionen Euro. Darunter auch das Projekt 

DIANE mit dem Fraunhofer UMSICHT als 

Projektpartner. Hier werden die Potenziale 

für und durch Biogasanlagen im cross-industriellen 

Verbund erforscht. 

Der Fokus von SPIN liegt auf der Entwicklung 

von klimafreundlichen Technologien 

und Verfahren zur erfolgreichen Transformation 

unseres Energiesystems. Das Spitzencluster 

wird vom Ministerium für Wirtschaft, 

Innovation, Digitalisierung und 

Energie des Landes Nordrhein-Westfalen 

gefördert und soll dazu beitragen, den Weg 

in eine digitalisierte Industrie 4.0 zu ebnen 

und den Energie- und Rohstoffwandel in 

NRW zu forcieren. Wirtschafts- und Energieminister 

Prof. Andreas Pinkwart bei der 

Übergabe der Förderbescheide: „[…] Gemeinsam 

treiben wir den klimafreundlichen 

Umbau unserer Industrie voran und 

stellen die Weichen für ein intelligentes 

Energiesystem der Zukunft. […]“ 

DIANE – Digitalisierung als Motor für 

cross-industrielle Netzwerke 

Im Rahmen des mit 1,67 Millionen Euro 

geförderten Projekts DIANE soll in einem 

Hünxer Gewerbegebiet ein cross-industrielles 

Netzwerk rund um die dortige Biogasanlage 

der Loick Bioenergie GmbH entwickelt 

werden. Das Gewerbegebiet beheimatet 

neben einem Logistikbetrieb Recycling-, 

Beton- und kleinere Chemieunternehmen. 

„Das Ziel ist, die bestehende 

Biogasanlage in die Stoff- und Energieversorgung 

des Gewerbegebiets zu integrieren, 

um die Interaktion mit den umliegenden 

Betrieben zu forcieren“, erklärt Martin 

Distelhoff, Leiter der Gruppe IT-Plattformen 

am Fraunhofer UMSICHT. 

Reduktion von CO 2 -Emissionen und 

schonender Umgang mit Rohstoffquellen 

Im Fokus steht dabei zum einen die Bewertung 

der Integration von PV- und 

Windkraftanlagen, um beispielsweise 

Wasserstoff über Elektrolyse zu erzeugen 

– der Wasserstoff kann zur Veredelung des 

Biogases genutzt werden. Ein weiterer Aspekt 

ist die Entwicklung und Implementierung 

geeigneter Sensorik, damit die 

Biogasanlage und die angrenzenden Betriebe 

digital abgebildet und bestmöglich 

vernetzt werden. 

Über erneuerbare Energien, chemisch gespeicherte 

Energie sowie die Veredelung 

biogener Reststoffe könnte die nachhaltige 

Strom- und Rohstoffversorgung des Hünxer 

Netzwerks gewährleistet werden. Zur 

32


News fromScience & Research 

Stabilisierung des Stromnetzes prüfen UM- 

SICHT-Forschenden entsprechende Möglichkeiten 

für eine intelligente Steuerung 

und Vernetzung. 

Auch die Erzeugung von synthetischen 

Produkten aus abgetrenntem CO 2 mithilfe 

von regenerativ erzeugtem Wasserstoff 

wird untersucht. Hinzu kommen verschiedene 

biotechnologische Aspekte wie etwa 

die Beschickung der Biogasanlage mit alternativen 

Substraten, die bisher nicht verwertet 

werden konnten. Letzteres könnte 

einen wichtigen Beitrag zur Reduzierung 

der Treibhausgasemissionen aus der Tierhaltung 

und der Abfallentsorgung leisten. 

Reststoffe der Anlage wie z. B. Gärreste sollen 

als Torfersatzstoffe dienen. 

Entwicklung neuer Geschäftsmodelle 

Die UMSICHT-Forschenden entwickeln 

einen Maßnahmenkatalog und ein Vorgehensmodell, 

um die im Rahmen von DIA- 

NE entwickelten Methoden auf andere 

Standorte anwenden zu können. Das Ziel 

ist ein Leitfaden für die Flexibilitätssteigerung 

sowie die energetische und stoffliche 

Optimierung von nicht mehr durch das 

EEG geförderten Bestandsbiogasanlagen. 

Der Leitfaden kann zur Überwachung und 

Steuerung komplexer cross-industrieller 

Verbünde genutzt werden. So kann auch 

die Loick Bioenergie GmbH auf Basis der 

Forschungsarbeiten perspektivisch neue 

Geschäftsmodelle für ihre weiteren Biogasanlagen 

erschließen. 

Nach dem erfolgreichen Projektstart soll 

die Erprobung, Validierung und Verwertung 

der umgesetzten Konzepte und Szenarien 

bis Ende 2024 abgeschlossen sein. 

LL 

www.umsicht.fraunhofer.de 

(213461031) 

Die Black-Box öffnen: Wie findet 

KI Schwachstellen im Stromnetz? 

(fz-j) In unserem Stromsystem verursachen 

alltägliche Schwankungen hohe Kosten 

für die Verbraucher und Risiken für die 

Betreiber. Doch was verursacht diese alltäglichen 

Schwankungen? Drei Jülicher, 

Kölner und Norweger Wissenschaftler sind 

dieser Frage mithilfe von Künstlicher Intelligenz 

(KI) auf den Grund gegangen – und 

fanden dabei große Unterschiede zwischen 

den Stromnetzen. 

Wer im Frühjahr 2018 morgens den Zug 

erwischen musste, konnte eine böse Überraschung 

erleben: Viele digitale Uhren 

zeigten die Zeit über Wochen hinweg mit 

einer Verspätung von bis zu sechs Minuten 

an. Grund dafür war eine extreme Abweichung 

der Netzfrequenz im Europäischen 

Stromnetz. „Viele digitale Uhren nutzen 

die Netzfrequenz als Taktgeber. Weicht die 

Netzfrequenz zu sehr von ihrem Richtwert 

ab, so kann das zu Verspätungen führen“, 

erklärt Johannes Kruse vom Forschungszentrum 

Jülich, Erstautor der Studie. 

Im Stromnetz drehen sich die Generatoren 

mit zirka 50 Umdrehungen pro Sekunde, 

also mit einer Netzfrequenz von ungefähr 

50 Hertz. Ein ausgefeiltes System von 

Messungen und Regelkraftwerken sorgt 

dafür, dass dieser Richtwert eingehalten 

wird. Langfristige Abweichungen wie im 

Frühjahr 2018 bringen Uhren durcheinander 

und belasten das Regelsystem. Kurzfristige 

extreme Abweichungen, etwa 

durch den Ausfall von Kraftwerken, können 

zu weitreichenden Stromausfällen 

führen. 

Doch solche extremen Abweichungen der 

Netzfrequenz sind selten. Kleinere Abweichungen 

hingegen lassen sich alltäglich 

beobachten und sie sind ebenfalls risikoreich. 

Denn sie verbrauchen die Reserven 

im Regelsystem, die eigentlich für die seltenen 

Fälle benötigt werden, wenn beispielsweise 

unerwartet Kraftwerke ausfallen. 

Außerdem verursacht der Verbrauch von 

Reserven durchgehend Kosten für Betreiber 

und damit auch für Stromkunden. 

„Deshalb müssen wir nicht nur die extremen, 

sondern die alltäglichen Abweichungen 

verstehen“, führt Johannes Kruse weiter 

aus. „Was sind die Risiken und Treiber, 

die zu hohen alltäglichen Abweichungen 

der Netzfrequenz führen?“ 

Die Black-Box der Künstlichen Intelligenz 

Um dieser Frage nachzugehen, haben die 

Wissenschaftler aus Jülich, Köln und Norwegen 

Methoden der Künstlichen Intelligenz 

eingesetzt. „In den letzten Jahren ist 

die Menge an öffentlich zugänglichen Daten 

über das Stromsystem enorm gewachsen. 

Um diesen Datenschatz zu heben, bietet 

sich KI regelrecht an“, kommentiert 

Dirk Witthaut vom Jülicher Institut für 

Energie- und Klimaforschung und dem Institut 

für Theoretische Physik der Universität 

Köln. 

Doch die Analyse der Netzfrequenz mithilfe 

von KI birgt einen Nachteil. Moderne 

Methoden der Künstlichen Intelligenz sind 

meistens „Black-Boxen“: Wie die KI zu Entscheidungen 

und Vorhersagen kommt 

bleibt im Verborgenen. Daher können die 

Wissenschaftler die Netzfrequenz zwar 

vorhersagen und modellieren, aber daraus 

keine neuen Erkenntnisse ziehen. „Um die 

Black-Box zu öffnen werden überall auf der 

Welt Methoden entwickelt, um KI-Modelle 

transparenter zu machen. Mit diesen Methoden 

konnten wir drohende Frequenzabweichungen 

nicht nur vorhersagen, sondern 

die grundsätzlichen Risikofaktoren 

identifizieren, weil wir verstehen, was die 

KI bei ihren Diagnosen als relevant erachtet“, 

ergänzt Dirk Witthaut. 

Große Unterschiede zwischen 

den Stromnetzen 

„Wir konnten zum Beispiel zeigen, dass 

falsche Vorhersagen der Stromnachfrage 

und -erzeugung ein großes Risiko darstellen, 

vor allem in Skandinavien „, beschreibt 

Benjamin Schäfer von der Norwegischen 

Universität für Umwelt- und Biowissenschaften. 

„In Zentraleuropa sind hingegen 

die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke 

extrem relevant, also wie sie ihre 

Leistung hoch- oder herunterfahren, während 

im Britischen Netz vor allem die 

Windstromerzeugung und hohe Strompreise 

mit erhöhtem Risiko einhergehen. 

Solche Ergebnisse können wir benutzen, 

um gezielt Schwachstellen im jeweiligen 

Stromsystem zu identifizieren und Lösungen 

vorzuschlagen, um Kosten zu senken 

und die Stabilität weiter zu verbessern.“ 

Im Gegensatz zu etablierten Modellen, 

funktioniert das transparente KI Modell 

der Autoren nur auf Basis von historischen 

Daten – ohne zusätzliche Annahmen über 

technische Details des Stromnetzes. Die 

Autoren erhoffen sich deshalb, dass ihre 

Studie die Anwendung solch transparenter 

KI Methoden im Energiesektor weiter beschleunigt. 

Damit wäre das Stromsystem 

besser vorbereitet, wenn die Uhren wieder 

einmal falsch gehen oder extreme Ereignisse 

die Stabilität der Stromversorgung bedrohen. 

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von 

Erzeugung und Verbrauch in einem 

Stromnetz an 

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von 

Erzeugung und Verbrauch in einem Stromnetz 

an (a). Kleine Störungen dieser Balance 

werden von ausgefeilten Kontrollmechanismen 

ausgeglichen, große Störungen 

bedrohen die Stabilität des Netzes. Die 

Jülicher Forscher untersuchen welche Risikofaktoren 

zu Ungleichgewichten führen 

und wie diese zusammenwirken. Dazu benutzen 

sie transparente KI-Methoden (b). 

Diese Methoden ermöglichen es zu verstehen, 

wie die KI ihre Vorhersage getroffen 

hat und welche Einflüsse das Risiko von 

Ungleichgewichten erhöhen (rote Pfeile) 

oder abschwächen (blaue Pfeile). 

LL 

www.fz-juelich.de (213461035) 

33

Power News VGB PowerTech 11 l 2021 

Power 

News 

EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723 

cent pro Kilowattstunde – 

Bundeszuschuss senkt umlage um 

0,934 €Cent pro Kilowattstunde 

• Übertragungsnetzbetreiber 

veröffentlichen EEG-Umlage 2022 

• EEG-Umlage läge ohne Bundeszuschuss 

bei 4,657 Cent pro Kilowattstunde 

• Umlage sinkt wegen hohem 

Marktpreisniveau und hohem EEG- 

Kontostand 

• Abzugsbetrag für ausgeförderte 

Anlagen für 2022 beträgt 0,184 Cent 

pro Kilowattstunde 

(uenb-d) Die EEG-Umlage sinkt 2022 auf 

3,723 €Cent pro Kilowattstunde (€ct/ 

kWh). Sie sinkt damit um 2,777 €ct/kWh 

gegenüber dem Vorjahr (6,500 €ct/kWh). 

Bereits ohne den Bundeszuschuss liegt die 

Umlage unter der von der Bundesregierung 

für 2022 beschlossenen Deckelung 

auf 6,000 €ct/kWh. Der Bundeszuschuss 

wird in diesem Jahr ausschließlich aus den 

Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung finanziert. 

Er beträgt 2022 3,25 Milliarden Euro. 

Ohne diesen Zuschuss läge die EEG-Umlage 

2022 bei 4,657 €ct/kWh. Das teilen die 

vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 

(ÜNB) mit. 

Die wichtigsten Gründe für die sinkende 

EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise 

und der daraus entstandene 

hohe EEG-Kontostand zum 30. September 

2021. Dieser lag bei 4,547 Milliarden 

Euro und fließt vollständig als Gutschrift in 

die EEG-Umlage 2022 ein. 

Für 2022 haben die ÜNB erstmalig den 

Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 2 EEG für ausgeförderte 

Anlagen veröffentlicht. Dieser 

beträgt 0,184 €ct/kWh. Er wird bei ausgeförderten 

Anlagen, deren reguläre, 20-jährige 

Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) beendet ist und 

die nicht anderweitig direktvermarktet 

werden, von der Einspeisevergütung abgezogen. 

Er spiegelt die mit der Vermarktung 

des Stroms aus diesen Anlagen verbundenen 

Kosten wider. 

Zur EEG-Umlage 

Als Grundlage zur Berechnung der 

EEG-Umlage dienen die Prognosen der im 

Jahr 2022 zu erwartenden Einspeisung aus 

regenerativen Stromerzeugungsanlagen 

nach dem EEG sowie des zu erwartenden 

Stromverbrauchs. Die Berechnungen ergeben 

einen Umlagebetrag (vor Bundeszuschuss) 

von 16,2 Milliarden Euro. Die 

EEG-Umlage wird von den Letztverbrauchern 

für jede bezogene Kilowattstunde 

entrichtet und dient der Förderung der erneuerbaren 

Energien im Stromsektor. Die 

ÜNB erheben die Umlage nach den gesetzlichen 

Vorgaben des EEG. 

Für das Jahr 2022 wird eine weitere Zunahme 

von Strom aus regenerativen Anlagen 

um elf Terawattstunden (TWh) auf 

239 TWh prognostiziert (dies entspricht 

einer Gesamtfördersumme von 22,8 Milliarden 

Euro). Abzüglich der prognostizierten 

Börsenerlöse, die insbesondere marktpreisbedingt 

um 95,1 Prozent gestiegen 

sind, sowie unter Berücksichtigung weiterer 

Kosten- und Erlöspositionen ergibt sich 

für 2022 eine erwartete Deckungslücke 

von 19,8 Milliarden Euro. Dies entspricht 

einer Kernumlage (Umlage vor Bundeszuschuss, 

Kontostand und Liquiditätsreserve) 

für 2022 von etwa 5,7 €ct/kWh. Davon 

entfallen etwa 2,5 €ct/kWh auf Photovoltaik, 

circa 1,4 €ct/kWh auf Energie aus Biomasse, 

rund 0,7 €ct/kWh auf Windenergie 

an Land und etwa 1,1 €ct/kWh auf Windenergie 

auf See. 

In die Umlageberechnung fließen zusätzlich 

der Stand des EEG-Kontos zum 30. 

September sowie die sogenannte Liquiditätsreserve 

ein. Das EEG-Konto verzeichnete 

zu diesem Stichtag ein Plus von 4,5 Milliarden 

Euro. Ein wesentlicher Grund für 

diesen Überschuss war der unerwartet 

starke Anstieg der Börsenstrompreise: Der 

Marktpreis für 2021 lag Anfang Oktober 

um circa 152 Prozent über dem Wert, der 

gemäß gesetzlicher Vorgaben im vergangenen 

Jahr für 2021 angenommen wurde. 

Der Überschuss auf dem EEG-Konto wurde 

bei der Bestimmung der EEG-Umlage 2022 

vollständig berücksichtigt und senkt diese 

um etwa 1,3 €ct/kWh. 

Die Liquiditätsreserve wird mit fünf Prozent 

angesetzt, bezogen auf die erwartete 

Deckungslücke. Sie liegt 2022 somit bei 

knapp 1,0 Milliarden Euro. Der Anteil der 

Liquiditätsreserve an der EEG-Umlage vor 

Bundeszuschuss beträgt etwa 0,3 €ct/ 

kWh. Die Liquiditätsreserve dient dazu, 

Schwankungen auf dem EEG-Konto abzufedern. 

Diese Schwankungen ergeben sich 

aus Abweichungen zwischen der Prognose 

und der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren 

Energien. So führen zum Beispiel 

besonders sonnenreiche Jahre zu höheren 

Vergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen 

als im Durchschnitt zu erwarten 

wäre. Auch sinkende Börsenpreise 

lassen die Vergütung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen 

stärker steigen, 

bei gleichzeitig sinkenden Einnahmen aus 

dem Stromverkauf. 

Diese Kostenbestandteile zusammen ergäben 

eine EEG-Umlage 2022 vor dem Zuschuss 

aus den CO 2 -Einnahmen von 

4,657 €ct/kWh. Der Zuschuss beläuft sich 

auf 3,25 Milliarden Euro und senkt die 

EEG-Umlage um circa 0,934 €ct/kWh. Um 

die politisch vorgegebene Deckelung der 

EEG-Umlage 2022 auf 6,000 €ct/kWh zu 

erreichen, sind damit keine weiteren Zuschüsse 

aus dem Bundeshaushalt nötig. 

Die Ermittlung der EEG-Umlage und des 

Abzugsbetrags für ausgeförderte Anlagen 

erfolgt auf Basis von Prognosen unabhängiger 

Gutachter in Abstimmung mit der 

Bundesnetzagentur. Diese überwacht die 

Einhaltung der Erneuerbaren-Energien-Verordnung, 

die Ermittlung, Festlegung, 

Veröffentlichung und Weitergabe 

der EEG-Umlage sowie die Vermarktung 

der EEG-Strommengen und regelt die Anforderungen 

für deren Vermarktung. 

Zur Mittelfristprognose 

Zusammen mit der EEG-Umlage haben 

die vier deutschen ÜNB auch die EEG-Mittelfristprognose 

(EEG-Vorausschau) veröffentlicht. 

Sie beinhaltet die wahrscheinliche 

Entwicklung der Einspeisung aus regenerativen 

Stromerzeugungsanlagen nach 

dem EEG für die nächsten fünf Jahre. Gemäß 

den gesetzlichen Vorgaben werden 

unter anderem Prognosedaten zur installierten 

Leistung, der eingespeisten jährlichen 

Strommenge, der an die Anlagenbetreiber 

auszuzahlenden finanziellen Förderung 

sowie zum Letztverbraucherabsatz 

veröffentlicht. Detaillierte Information 

hierzu finden sich auf der Webseite 

„Netztransparenz“. 

LL 

www.netztransparenz.de 

www.50hertz.com 

www.amprion.net 

www.tennet.eu 

www.transnetbw.de (213461016) 

BDI-Studie „Klimapfade 2.0“ 

• „Stromerzeugung: Enormer 

Investitionsbedarf für Klimaneutralität“ 

(bdi/vdma) Der Bundesverband der Deutschen 

Industrie (BDI) hat die Studie „Klimapfade 

2.0“ veröffentlicht. Mitgliedsverbände 

des BDI und Experten legen damit 

einen Umsetzungsvorschlag für den Umbau 

zu einem klimaneutralen Industrieland 

vor. Der Fachverband VDMA Power 

Systems ist einer der Unterstützer der Studie 

– Geschäftsführer Dr. Dennis Rendschmidt 

beschreibt die Ergebnisse für den 

Energieanlagenbau: 

„Als Technologieanbieter hat der Energieanlagenbau 

eine wichtige Aufgabe bei 

der Gestaltung des Weges zur Klimaneutralität 

in Deutschland bis zum Jahr 2045. Um 

die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden 

Strombedarf zu decken, besteht ein 

enormer Investitionsbedarf auf der Erzeugungsseite. 

Im Bereich der erneuerbaren 

Stromerzeugung müssen demnach bei der 

Windenergie an Land 98 GW und auf See 

28 GW bis zum Jahr 2030 installiert sein. 

Zur Sicherstellung des kontinuierlichen 

Zubaus der Windenergie müssen vor allem 

die Genehmigungslage und Flächenverfügbarkeit 

verbessert werden. Darüber hinaus 

müssen laut Studie zur Gewährleistung der 

Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030 

zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten mit 

34


Power News 

einer Leistung von über 40 GW zugebaut 

werden. Diese Anlagen müssen auf den Betrieb 

mit Wasserstoff vorbereitet sein. 

Für das Zusammenspiel der verschiedenen 

Erzeugungstechnologien zur zukünftigen 

Sicherstellung der Versorgungssicherheit 

haben wir kürzlich unser Strommarktpositionspapier 

vorgelegt. Es sieht einen 

wettbewerblich organisierten Kapazitätsmechanismus 

in Ergänzung zum Energy-Only-Markt 

vor.“ 

LL 

www.vdma.org (213461218) 

IIASA: How recovery from COVID- 

19’s impact on energy demand 

could help meet climate targets 

(iiasa) The pandemic-related drop in 

greenhouse gas emissions in 2020 was likely 

the largest on record in a single year, but 

how our recovery might affect future emissions 

is less clear. New modeling examines 

alternative scenarios and how they could 

impact climate mitigation targets. 

A group of IIASA researchers in the Energy, 

Climate, and Environment Program 

performed a bottom-up assessment of 

changes in energy-related demand and estimated 

how new patterns of travel, work, 

consumption, and production might reduce 

or increase climate mitigation challenges. 

“Many people have been wondering what 

the large changes in societies that came 

with the COVID-19 pandemic and its lockdowns 

mean for climate change,” says Jarmo 

Kikstra, lead author of the study. “If 

societies are just moving back to old practices, 

the answer is that there is virtually no 

effect. However, if some of the changes in 

energy-use practices persist, climate mitigation 

challenges will be affected.” 

The research, published in Nature Energy, 

shows that a low energy demand recovery 

could reduce a hypothetical tax on all carbon 

emissions by 19 % for a scenario that is 

on track for reaching the Paris Agreement’s 

goal of limiting global warming to 1.5 °C. 

This scenario would also lower energy supply 

investments until 2030 by US$1.8 trillion 

and soften the pressure to quickly implement 

renewable energy technologies. 

“Our key finding is that missing the opportunity 

to retain low-energy practices in 

lifestyle and business would lead to a more 

difficult energy transition. Our economic 

recovery and climate mitigation policies 

should embed strategies to retain the low 

energy demand practices observed during 

the pandemic, such as low-carbon mobility 

in cities and increased tele-conferencing,” 

says coauthor Adriano Vinca. 

According to the authors, this is especially 

true when it comes to transportation. In 

particular, the different recovery narratives 

of transportation energy demand 

strongly influence CO 2 emission trends. 

The researchers examined four different 

scenarios, each with a consistent set of assumptions 

about changes in energy demand 

in buildings, transport, and industry 

sectors as the world recovers from the 

COVID-19 pandemic. 

In the “restore” scenario, the use of private 

vehicles, as well as the intensity of air 

transport are restored to pre-pandemic levels. 

The same holds for industrial activities 

and supply chains, as well as our working 

practices and domestic life. 

In the “self-reliance” scenario, concerns 

about health risks linger longer and individuals 

shift towards private transport 

while abandoning forms of crowded transport. 

Office and living space increase to 

carry on social distancing. In addition, demand 

for steel is especially strong due to 

reinvigorated car manufacturing and 

building construction. 

In the “smart use” scenario, people adapt 

better to working from home and there is a 

moderate shift to teleworking. This leads to 

home space being used more intensively, 

and a slight reduction in motorized transportation 

growth, compared to pre-pandemic 

levels. 

In the last scenario, which the researchers 

call “green push”, the highest energy reductions 

are achieved by changes in space reallocation 

and reduced private transport. For 

instance, walking or cycling replaces some 

of the trips that were previously done by car, 

and empty offices are repurposed. 

The researchers conclude that compared to 

a “green push” scenario, the “restore” scenario 

would increase the energy investments 

required to meet a 1.5 °C climate target by 

about 9 % or $1.8 trillion. This difference is 

in part due to the need to boost the pace of 

transport electrification and the upscaling of 

solar and wind in the “restore” scenario. 

“The bottom line is that the “green push” 

scenario, which supports working from 

home and teleconferencing to reduce flying 

and commuting can have strongly beneficial 

outcomes for climate mitigation 

challenges,” says IIASA Energy, Climate, 

and Environment Program Director and coauthor, 

Keywan Riahi. 

The authors further add that it is important 

to design holistic policies, including 

the repurposing of office space and the increased 

use of walking or cycling within 

cities or public transport when commuting. 

As coauthor Charlie Wilson, also of the 

University of East Anglia, concludes, “limiting 

global warming to 1.5 °C will be exceptionally 

hard. A tiny silver lining to the 

COVID-19 cloud is that the 1.5 °C target 

becomes that bit more achievable if we can 

selectively sustain some of the lower-carbon 

practices forced upon us by lockdowns.” 

LL 

www.iiasa.ac.at (213461030) 

Wärtsilä report anticipates 

that accelerated adoption of 

renewables can reduce electricity 

production costs by up 

to 50 percent 

(wartsila) The technology group Wärtsilä 

has issued a report ahead of COP26, the 

UN’s Climate Change Conference to be 

held in Glasgow this autumn, demonstrating 

the environmental and economic opportunities 

for states that decarbonise rapidly. 

The report will be presented at the 

Economist Sustainability Week event. 

The ‘Front-Loading Net Zero’ report states 

that electricity production costs could be 

reduced by up to 50 % by 2050 if countries 

and states adopt 100 % renewable systems 

faster than currently planned. Significant 

cost reductions can be achieved by 

front-loading the deployment of renewables, 

mainly wind and solar photovoltaic, 

and by utilising the technologies needed to 

balance their inherent intermittency, such 

as energy storage and thermal balancing 

power plants. The report indicates that carbon 

neutral systems can provide cheaper 

electricity compared to current fossil fuel-based 

systems. 

The report models Germany, India, and 

California, three markets with vastly different 

socio-economic dynamics, energy systems, 

and challenges, demonstrating the 

cost-optimal path towards 100 % renewable 

power systems in each region. 

The report reveals that by accelerating 

100 % renewable power systems, substantial 

benefits are unlocked: 

• Accelerating renewables to become 

main source of electricity drives down 

fossil fuel usage (i.e. coal and gas), 

significantly reducing the overall 

levelised cost of electricity. India can 

halve its electricity costs by 2050, while 

California and Germany can cut costs by 

17 % and 8 % by 2040 respectively[1]. 

• Coal-fired power – 70 % of generation in 

India and 33 % in Germany – can be securely 

replaced by renewables and flexibility 

from energy storage and thermal 

balancing power plants as early as 2040. 

• Colossal carbon savings can be made in 

the short term, enabling national 

climate targets to be achieved. Germany 

can avoid 422 million tonnes of carbon 

dioxide by 2040 by accelerating its coal 

phase-out. This would help achieve its 

65 % reduction target (compared to 

1990 levels) set for 2030. 

• Renewables as the main source of 

primary energy for electricity 

generation can drive energy 

independence. For example, Germany 

could avoid the need to import 550 

TWh of power by accelerating the 

phase-out of coal. 

35


The clear, deliverable pathways to 100 % 

renewables modelled in these vastly different 

energy systems show that affordable 

net zero economies are in reach for every 

country at COP26. In addition to the deep 

dive models, the report‘s chapters focusing 

on Australia, Chile and the UK’s energy 

transitions underline that the technologies 

needed to achieve 100 % renewable power 

systems are already available at scale 

around the world. The report shows the 

once-in-a-generation opportunity to dramatically 

scale-up renewable generation 

and energy storage to bridge the gap to 

100 % renewable electricity without adding 

to the cost of power. 

Wärtsilä’s President & CEO, Håkan Agnevall 

explains: “As we approach COP26, our 

‘Front-Loading Net Zero’ report should act 

as a wake-up call for leaders, as this is our 

last and best chance to get countries on 

pathways to carbon neutrality. Our modelling 

shows that it is viable for energy systems 

to be fully decarbonised before 2050, 

and that accelerating the shift to renewable 

power coupled with flexibility, will help 

economies to thrive. We have all the technologies 

that we need to rapidly shift to net 

zero energy. The benefits of renewable-led 

systems are cumulative and self-reinforcing 

– the more we have, the greater the 

benefits – so it is vital that leaders and power 

producers come together now to frontload 

net zero this decade.” 

Sushil Purohit, President, Wärtsilä Energy 

and EVP, Wärtsilä adds: “There is no single 

solution that fits all markets, and this 

report highlights the different paths and 

technologies that can be utilised. The ultimate 

aim, however, is common to all and 

that is to decarbonise energy production 

and take the fullest advantage of our natural 

energy sources.” 

“This valuable report from Wärtsilä 

shows very clearly what can be achieved by 

moving away from conventional fuels towards 

100 % renewable energy. Reducing 

electricity cost and CO 2 emissions in parallel 

generates CO 2 reduction benefits. The 

technologies available today offer the flexibility 

and rapid reaction time needed to 

balance renewables,” said Christian Breyer, 

Professor at the LUT University. 

LL 

www.wartsila.com (213461036) 

Destatis: 3 % der jährlichen 

CO 2- Emissionen werden vom 

Wald absorbiert 

(destatis) Der Wald ist Lebensraum für 

Tiere und Pflanzen, Erholungsraum für 

Menschen – und er bindet Kohlenstoff. Wie 

das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilt, 

speicherten die deutschen Wälder mit 

ihrem gesamten Ökosystem im Jahr 2019 

rund 8,3 Millionen Tonnen Kohlenstoff 

mehr als im Vorjahr. Das entspricht rund 

30,6 Millionen Tonnen Kohlendioxid 

(CO 2 ). Die privaten Haushalte und die Produktionsbereiche 

wie beispielsweise die 

Industrie, Dienstleistungen oder die Landwirtschaft 

sorgten demgegenüber für einen 

Ausstoß von rund 879,2 Millionen Tonnen. 

Damit deckte die Zunahme der Kohlenstoffspeicherung 

des Waldökosystems im 

Jahr 2019 rechnerisch nur 3 % der jährlichen 

CO 2 Emissionen in Deutschland ab. 

LL 

www.destatis.de (213461037) 

l 

Events in brief 

World Hydropower Congress 

2021 ends with historic moment 

for the hydropower sector – Voith 

Hydro contributed as supporting 

partner of the event 

(v-h) The 2021 World Hydropower Congress 

took place the first time virtual 

around the world. The event with more 

than 6000 participants took place throughout 

the month of September, under the 

theme ‘Renewables working together in an 

interconnected world’, and the patronage 

of the President of Costa Rica, supported 

by Instituto Costarricense de Electricidad. 

The event started on September 7th and 

culminated in the signature of the San José 

Declaration on Sustainable Hydropower. It 

was organized by the International Hydropower 

Association (IHA) representing public 

and privately owned developers, operators 

and manufacturers. For the first time, 

virtual sessions were held across multiple 

time zones bringing discussions to stakeholders 

around the world. 

There were several key achievements 

marking this year’s Congress, like: 

• The publication of the IHA Guide on 

Hydropower in Protected Areas 

including a no-go commitment on any 

future development in UNESCOdesignated 

World Heritage Sites 

• The launch of the global Hydropower 

Sustainability Standard and the 

declaration of support for this new 

sustainability certification scheme by 

leading hydropower companies and 

international organisations 

• The urgent call for action on pumped 

storage hydropower by an international 

government-led coalition 

• The collaboration of green hydrogen 

and sustainable hydropower sectors to 

achieve net zero 

• The presentation of extraordinary 

advances in hydropower supporting 

renewable power system security by the 

EU-funded energy innovation project 

XFLEX HYDRO 

Voith Hydro has contributed with 

high-level speakers on important topics 

like modernization of hydropower fleets or 

the future role of pumped storage hydropower. 

Apart from that, different innovations 

of the technology group were displayed 

in the online innovation hub and 

experts on various topics were available for 

individual meetings. 

Most importantly, the San José Declaration 

was unveiled recognizing sustainable 

hydropower as a clean, green, modern and 

affordable solution to meet the global climate 

and development goals. The ambitious 

set of principles and recommendations 

to guide the future of sustainable hydropower 

development was handed over to 

the COP26 President Alok Sharma in order 

to bring it to the UN Climate Change Conference 

in Glasgow in November 2021. 

It has been drafted and refined through 

an extensive consultation process that involved 

over 100 representatives of a wide 

range of stakeholders, and by the outcomes 

of multiple forums and working groups: 

the IHA Charter for Sustainable Hydropower, 

the Hydropower Sustainability 

Standard, the International Forum on 

Pumped Storage Hydropower, the Working 

Group on Hydropower in Protected Areas, 

the IEA Hydropower Special Market Report 

and the IRENA Collaborative Framework 

on Hydropower. 

The virtual format of the World Hydropower 

Congress was a valuable opportunity 

to bring hydropower experts and decision 

makers from around the world together, 

taking action to strengthen the sector’s 

performance. This is of great importance, 

as we finally need to let hydropower play 

the important role it is supposed to in the 

fight against climate change. 

LL 


36


Power News 

E-World energy & water 2022: 

Die Branche trifft sich persönlich 

beim umfangreichen Konferenzund 

Forenprogramm 

in der Messe Essen 

(e-world) Im Zeichen des E-world Leitmotivs 

„Solutions for a sustainable future“ 

thematisiert das Vortragsprogramm Wege 

in eine klimaneutrale Zukunft der Energiewirtschaft. 

„Aussteller aus über 20 Nationen 

werden auf der E-world ihre Innovationen 

für eine nachhaltige Energiezukunft 

präsentieren“, so die beiden E-world-Geschäftsführerinnen 

Stefanie Hamm und 

Sabina Großkreuz. „Vor allem im breit gefächerten 

Konferenz- und Forenprogramm 

setzen die Referenten Meilensteine, indem 

sie die Beiträge der Branche zur Realisierung 

nationaler und europäischer Klimaziele 

aufzeigen.“ 

Erfolgreiche Konferenzformate und 

aktuelle Fragestellungen 

Das Kongressprogramm beinhaltet Themen 

wie die Digitalisierung des Vertriebs 

von Energieversorgern, Elektromobilität, 

rechtliche Aspekte beim Roll-out von 

Ladeinfrastruktur oder Geschäftsmodelle 

für Energieeffizienz. Es startet mit dem 

Führungstreffen Energie am Vortag der 

Messe, dem 7. Februar 2022. Hier diskutieren 

führende Köpfe der Energiewirtschaft 

unter der Moderation von Benedikt Müller-Arnold 

aus der SZ-Wirtschaftsredaktion 

aktuelle Fragen der Branche. Wie der 

Beitrag von Wasserstoff zur Energiewende 

aussehen kann, erläutert das gleichnamige 

Forum am zweiten Messetag. Die Erwartungen 

an die neue Bundesregierung, 

rasch die nötigen regulatorischen Voraussetzungen 

zu schaffen, sind hoch. Sie werden 

ebenso im Fokus stehen wie die Erzeugung 

von Wasserstoff in Deutschland und 

der Transport nach und innerhalb Europas. 

Eine weitere Veranstaltung greift Kooperationen 

mit der Wohnungswirtschaft für 

eine erfolgreiche Wärmewende auf. Ein 

besonders relevantes neues Geschäftsfeld 

für viele Kommunen und Stadtwerke ist 

das Thema Glasfaser. Im Glasfaserforum 

am zweiten Messetag werden Geschäftsmodelle 

vorgestellt, die das neue Telekommunikationsgesetz 

in diesem Feld ermöglicht. 

Programmpartner sind der BREKO, 

Micus Strategieberatung und Conenergy. 

Informativer Input auf Foren 

direkt in den Messehallen 

Auf gleich drei Bühnen in den Messehallen 

findet während der E-world 2022 das 

Forenprogramm statt. Die Fokusthemen 

hier lauten Trading, Infrastructure und 

Costumer Solutions. Messebesucher können 

sich unkompliziert und ohne ein weiteres 

Ticket über aktuelle Sachverhalte informieren. 

Auf dem Programm stehen unter 

anderem Vorträge der Branchenverbände 

Bitkom und VDE Verband der Elektrotechnik 

Elektronik Informationstechnik e.V. 

rund um Netzausbau und Netzresilienz. 

Die Experten von Beenera konnten Tesla 

Europe für einen Vortrag zum Thema Elektromobilität 

gewinnen. Der Weltenergierat 

Deutschland wird Trends der internationalen 

Energiewende vorstellen. Zu Nachhaltigkeit 

im Börsengeschäft geben Experten 

der Energiebörse European Energy Exchange 

und des Umweltbundesamtes ihr Wissen 

weiter. 

Die einzelnen Vorträge sowie die Referenten 

werden in Kürze veröffentlicht. Sowohl 

Messe wie auch Konferenzen und 

Foren werden unter höchsten Hygienemaßnahmen 

in Präsenz geplant. 

LL 

www.e-world-essen.com 

(213461304) 

Enlit is on the road again...! 

• Enlit Europe: Join us in Frankfurt, 

Germany on 

29 November to 1 December 2022 

What is Enlit? 

Enlit vows to light the spark that will fuel 

the change we need to ensure our industry 

– and our planet – have the brightest possible 

future. 

Enlit is a series of energy events unlike 

any other – because they are more than just 

energy events. Enlit is a community that for 

365-days a year will collaborate and innovate 

to solve the most pressing energy-related 

issues. 

At the European edition, the Enlit community 

will come together on our online 

platform and for three days in Frankfurt 

from 29 November through to 1 December 

2022, to meet and inspire each other and to 

develop their discussions and actions to 

take steps forward in the energy transition. 

And so the Enlit circle begins: a constantly 

growing, inclusive and end-to-end forum 

that addresses every aspect of Europe’s energy 

transition. 

Our Promise 

The boundaries of the sector are blurring 

and this evolution is being shaped by established 

players, external disruptors, innovative 

start-ups and the increasingly engaged 

end-user. 

We believe in an equitable energy transition 

that leaves no one behind. From corporates 

to consumers, investors to entrepreneurs, 

and engineers to activists – we 

promise to welcome you all and to give you 

the ability to seize all of the opportunities 

that the energy transition has to offer. Energy 

is evolving. So are we – so are you. 

Together we will make a difference. 

Expand with Enlit 

The energy transition has different characteristics 

in every region, yet the overarching 

story is the same: how we harness, 

trade, deploy and use energy is changing 

radically and rapidly. And it will continue 

to change. 

From source to generation from grid to 

consumer, the boundaries of the sector are 

blurring and this evolution is being shaped 

by established players, external disruptors, 

innovative start-ups and the increasingly 

engaged end-user. 

Who Visits 

Enlit Europe hosts representatives from 

utilities, network operators, vendors, consultants, 

start-ups and system integrators 

covering the entire smart energy value 

chain. Whoever you are looking to meet, we 

have the right platform to help you do this! 

“For visitors, exhibitors, speakers and the 

Enlit Europe team, that supercharged feeling 

you have at the end of three fast-paced 

days is priceless. To leave with business being 

done, your phone full of new contacts, 

and your head swirling with actionable 

ideas is to know that in 72 hours you have 

grown and you have the knowledge and 

tools to help your business to the next level 

of its evolution.” Paddy Young, Director, 

Enlit Europe. 

LL 

www.enlit-europe.com (213461306) 

22. Jahrestagung: 

MainDays 2022 

• Neuer Termin: 22. - 23. März 2022 

• Next Generation Maintenance - 

vernetzt, datenbasiert, kollaborativ 

• 22. Jahrestagung: Die MainDays finden 

vom 22. – 23. März 2022 in Berlin statt 

(ta-c) Die letzten Monate haben eindrucksvoll 

gezeigt, welches Potenzial neue, digitale 

Tools und innovative IT-Lösungen haben. 

Doch der Einsatz von neuen Technologien 

ist kein Selbstzweck – gerade für die 

Maintenance mit knappen Budgets und 

Ressourcen muss der Mehrwert digitaler 

Umsetzungen quantifizierbar und messbar 

sein. Unser Jahrestreffen für Verantwortliche 

aus Instandhaltung und technischem 

Service thematisiert aktuelle Trends und 

Herausforderungen und stellt darüber hinaus 

gelungene Transformations- und Optimierungsprojekte 

vor. 

Ob vor Ort oder ‚remote‘ - nutzen Sie unsere 

Veranstaltung als Plattform, um sich 

mit den mit relevanten Fragestellungen für 

eine zukunftsfähige Maintenance auseinanderzusetzen: 

Wie nutzen Sie intelligente 

Sensoren, um Condition Monitoring und 

Predictive Maintenance voranzutreiben – 

auch wenn es sich um Brownfield-Anlagen 

handelt? Haben Sie die richtige Datenbasis, 

um darauf Digitalisierungsprojekte 

aufzusetzen? Wie motivieren Sie Ihre 

Teams, Innovationen anzunehmen und 

neue Wege zu gehen? Inwieweit müssen 

Instandhaltungsstrategien angepasst werden 

und wie lassen sich Prozesse rund um 

die Auftragsabwicklung und Rückmeldun- 

37


gen durch Einsatz mobiler Lösungen beschleunigen? 

Last but not least: Welche 

Konsequenzen hat der Einsatz von 

4.0-Technologie auf die Rechtssicherheit – 

von Arbeitsschutz- bis hin zu Dokumentationspflichten? 

LL 

www.tacevents.com (213461307) 

SAVE THE DATE 

live & 

online 

KERNTECHNIK 2022: 1. - 22. Juni 

2022 | Hyperion Hotel in Leipzig 

• Neuer Termin, Juni 2022 in Leipzig 

(kernd) Mit großem Engagement haben 

die Kerntechnische Gesellschaft (KTG), 

der Verband Kerntechnik Deutschland 

(KernD), die INFORUM GmbH, der Programmausschuss, 

die Aussteller und die 

Dienstleister an der Vorbereitung der 

KERNTECHNIK 2022 gearbeitet, die am 

29. und 30. März nach langer Unterbrechung 

wieder als Präsenzveranstaltung die 

Reihe unserer Branchentagungen fortsetzten 

sollte. 

Aufgrund der aktuellen und erneuten 

Pandemieentwicklung verschieben wir die 

Tagung. 

• Der neue Termin ist: 

21. und 22. Juni 2022 

Hintergrund dieser Entscheidung ist die 

nun zum dritten Mal in Folge bestehende 

unsichere Pandemielage mit zahlreichen 

Einschränkungen, die eine erfolgreiche 

Durchführung einer größeren Präsenzveranstaltung 

aus heutiger Sicht und im Lichte 

der Erfahrungen von 2020 und 2021 

sehr unsicher erscheinen lässt. 

Als eine der traditionsreichen kerntechnischen 

Tagungen bringt die „KERNTECH- 

NIK 2022“ (ehemals AMNT) mit ihrer 

ganzheitlichen Themenbreite Betreiber, 

Hersteller, Zulieferer, Politik, Behörden, 

Gutachter sowie Forschung und Entwicklung 

aus vielen Ländern zusammen. 

Was Sie erwartet? 

• Plenarsitzung mit herausragenden 

Vorträgen und Referenten in der 

technische, wirtschaftliche und 

gesellschaftliche Fragestellungen 

diskutiert werden 

• Themen-Sessions mit aktuellen 

Fachvorträgen aus Industrie, Forschung 

& Lehre 

• Begleitende Fachausstellung mit 

Ständen namhafter Unternehmen der 

Nuklearbranche 

• Young Scientists Workshop für 

studentische Nachwuchsfachkräfte und 

als Gesprächsplattform mit Firmen 

• Networking 

LL 

www.kerntechnik.com 

(213461308) 


Ecology and 

Environment 

in Hydropower 

1/2 June 2022 

KONTAKT 

Melanie Schreiner 

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy 

t +49 201 8128-230 



38 

be inspired www.vgbe.services


Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken 

Netzregelung mit Wasserstoff- 

Speicherkraft werken in zukünftig 

voll-regenerativen Netzen 

Harald Weber 

Abstract 

Grid control with hydrogen storage power 

plants in future fully regenerative grids 

In the course of the energy transition, more and 

more electrical energy is generated by wind and 

PV plants. Some of this energy has to be stored 

in large chemical storage facilities (storage 

power plant). These new players are connected 

to the three-phase grid with converters and, due 

to the system, no longer have flywheel masses. 

The conventional power plants, on the other 

hand, will decrease in number. Therefore, the 

storage power plants must take over all the 

tasks of the conventional power plants, both for 

grid control and for secondary coupling. l 

Autor 

Prof. Dr. Harald Weber 

Universität Rostock 

Rostock, Deutschland 

1 Zusammenfassung 

Im Zuge der Energiewende wird mehr und 

mehr elektrische Energie von Wind- und PV- 

Anlagen er zeugt. Diese Energie muss zum 

Teil in großen chemischen Speichern gespeichert 

werden (Speicher kraftwerk). Diese 

neuen Player werden mit Umrichtern an das 

Drehstromnetz angeschlossen und weisen 

systembedingt keine Schwungmassen mehr 

auf. Die konventionellen Kraftwerke dagegen 

werden in ihrer Anzahl zurückgehen. Deshalb 

müssen die Speicherkraftwerke alle Aufgaben 

der konventionellen Kraftwerke übernehmen 

und das sowohl für die Netzregelung 

als auch für die Sek torenkopplung. 

2 Einleitung 

Mit der Ablösung der Dampfmaschinen 

durch Turbinen war zwar deren pulsierendes 

Drehmoment verschwunden, aber an 

der prinzipiellen Wirkungsweise der drehzahl- 

oder frequenzorientierten Re gelung 

durch Momentan- und Primärreserveleistung 

hatte sich nichts geändert, da ja auch 

das Schwungrad in Form des Turbinen- 

Generator-Satzes weiter vorhanden war. 

Selbst in der modernen elektrischen Energieversorgung 

sind diese Netzregel-Prinzipien 

bis heute gültig, wobei allerdings im 

Europäischen Verbundnetz eine sprungförmige 

Verbraucheränderung an einem Ort 

zu einer eu ropaweiten Ausspeicherung von 

Momentanreserve und anschließender – 

ebenfalls europaweiter – Bereitstellung 

von Primärregelleistung führt. Damit wird 

bei jeder Störung auch eine europaweite 

Lastflussverschiebung ausgelöst, da ja aufgrund 

der solidarischen Leistungsbereitstellung 

aller Er zeuger jede punktuell auftretende 

Störleistung von allen Kraftwerken 

des Netzes anteilig ausgere gelt wird. 

Dampfmaschine und Dampfturbine werden 

hauptsächlich von fossilen Energieträgern 

angetrieben, was auch schon die Problematik 

der zukünftigen Energieversorgung 

umreißt. Durch den CO 2 -Auss toß 

sowie die Endlichkeit dieser Energieträger 

ist ein Umstieg auf regenerative Energien 

zu künftig unausweichlich notwendig. Hier 

kommen in Deutschland Wind und Sonne 

infrage. Da diese aber nicht planbar zur 

Verfügung stehen, müssen deren geerntete 

Energien in absehbarer Zeit in grö ßerem 

Umfang gespeichert werden. Als ernsthafte 

Speicher kristallisieren sich hierbei immer 

mehr elektrische und chemische Speicher 

heraus. Die drei neuen Player in der 

Energieversorgung Wind, Sonne und Speicher 

haben eines gemein: Sie besitzen keine 

Schwungräder oder andere rotierende 

Massen mehr, da alle drei über leistungselektronische 

Umrichter an das Netz angeschlossen 

werden. Heutzutage stehen noch 

wenige Umrichter vielen Kraftwerken gegenüber, 

so dass sich die Umrich ter an die 

Schwungmassen und deren Frequenz anpassen 

müssen. Das geschieht durch synthetische 

Erzeugung von Momentanreserve- 

und Primärregelleistung. Dazu berechnen 

die Umrichter aus der abgegebenen 

Wirk- und Blindleistung die passenden 

Spannungswinkel und -amplituden. Damit 

ver halten sich diese neuen Elemente dann 

ebenfalls wie Kraftwerke und können in 

das System inte griert werden. 

Zukünftig aber wird sich das Verhältnis 

umkehren: Einer Vielzahl durchaus leistungsstarker 

schwungmassefreier Umrichter 

bei Wind- und PV-Anlagen sowie bei 

Speichern und Gleichstromleitungen werden 

immer weniger – oder auch bald keine 

– konventionellen Kraftwerke mehr gegenüber 

stehen. Damit ist die Anpassung 

der Umrichter an die Welt der 

rotierenden Schwungmassen obsolet und 

eine neue Art der Netzregelung könnte eingeführt 

werden: Die win kelorientierte 

Netzregelung. 

3 Das neue „konventionelle“ 

Kraftwerk oder Speicherkraftwerk 

Die Grundprinzipien der Elektrischen 

Energieversorgung sowie der Netzregelung 

sind universell und müssen für alle 

Arten der Erzeugung, der Übertragung 

und Verteilung sowie des Verbrauchs wie 

folgt eingehalten werden: 

–– 

Weiträumige und feinverteilte Energieversorgung 

benötigt ein Drehstromnetz. 

–– 

Plötzliche Laständerungen müssen ins- 

39

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021 

tantan durch Momentanreserveleistung 

gespeist wer den. 

–– 

Die Speicher der Momentanreserveleistung 

müssen im Sekundenbereich durch 

die Primärre gelung entlastet und wieder 

aufgefüllt werden. Dazu werden Primärregelleistungs-Speicher 

benötigt. 

–– 

Die Primärregelleistung muss im Minutenbereich 

durch die Sekundärregelung 

abgelöst wer den. Dabei ist dann auch 

deren Speicher wieder aufzuladen. 

–– 

Anschließend treten Fahrplanänderungen 

in Kraft, welche alle Regler wieder 

„auf null“ stel len. 

–– 

In einer voll-regenerativ versorgten Energieversorgung 

kommt noch folgende 

Aufgabe hin zu: Gewisse Mengen der geernteten 

Energie müssen für Prognosefehler 

sowie „Dunkelflau ten“ gespeichert 

werden. 

Bislang wurden diese Aufgaben von konventionellen 

Kraftwerken wahrgenommen, 

welche dazu aus einer Systemkette 

bestehend aus unterschiedlich schnellen 

Speichern sowie Umwandlern/An passern 

aufgebaut sind. In B i l d 1 a ist dazu beispielhaft 

die Systemkette eines Kohlekraftwerks 

dar gestellt. Dessen Funktionsweise 

soll anhand einer sprungförmigen Leistungsanforderung 

an den Generatorklemmen 

dargestellt werden. 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige 

elektrische Leistungsanforderung 

wird vom Generator bei noch konstanter 

Drehzahl instantan in eine 

sprungförmige Erhöhung des Luft spalt- 

Moments und damit der mechanischen 

Leistung umgesetzt. 

–– 

Speicher: Der Turbosatz bestehend aus 

Turbine-Generator-Erreger speichert instantan 

kineti sche Energie aus und liefert 

diese mechanische Leistung. Dadurch 

sinkt die Drehzahl ab, welche hier die 

Größe des Speicherinhalts kennzeichnet. 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Der Primärregler 

greift über das Turbinenventil auf 

den Frisch dampfspeicher (Trommeloder 

Benson-Kessel) zu, wodurch im Sekundenbereich 

der Dampfstrom erhöht 

wird. Damit steigt das Turbinenmoment 

an und füllt den Drehzahl-Spei cher wieder 

auf. 

–– 

Speicher: Durch den erhöhten Dampfstrom 

sinkt der Dampfdruck ab, welcher 

hier die Grö ße des Speicherinhalts kennzeichnet. 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffregler 

erhöht die Feuerung, um den 

Druck auszu regeln. Dabei wird mehr 

Kohle C mit Sauerstoff O 2 zu CO 2 umgewandelt. 

Im Verdampfer wird mehr 

Dampf erzeugt. Mit dem erhöhten 

Dampfstrom wird der Druck-Speicher 

wieder aufgefüllt. 

–– 

Speicher: Der Brennstoffregler greift im 

Minutenbereich auf die Kohlehalde zu 

und erhöht den Brennstoff-Massenstrom. 

Die Kohlemasse der Halde wird 

weniger, welche hier die Grö ße des Speicherinhalts 

kennzeichnet. Hier findet 

selbstverständlich keine Wieder-aufladung 

durch das Kraftwerk selbst statt, 

sondern die Kohle muss von außen zugeführt 

werden. 

Durch das zunehmende Vorhandensein regenerativer 

Energiequellen aus Wind und 

Sonne muss das konventionelle Kraftwerk 

zu gewissen Zeiten seine Leistung stark 

reduzieren, um diesen Erzeugern Platz zu 

schaffen. Dazu muss die Mindestleistung abgesenkt 

und die Regelgeschwindigkeit erhöht 

werden. In dieser Anforderung stehen 

heute alle fossilen Erzeuger [3,4]. 

Um die o.g. Versorgungs- und Netzregelaufgaben 

auch weiterhin in einer voll-regenerativen 

Welt realisieren zu können, 

braucht es neue „konventionelle“ Kraftwerke, 

welche Energie bei „Dunkel flauten“ 

nicht nur liefern, sondern in Überschuss- 

Situationen auch speichern können. Dabei 

müssen diese neuen Anlagen für eine Übergangszeit 

auch noch in einer schwungmasse-orientierten 

Energie versorgung gemeinsam 

mit konventionellen Kraftwerken 

funktionieren. In einer rein umrichter-orientierten 

Energieversorgung können sie 

dann auch entweder netzbildend oder aber 

netzstützend bei konstanter Netzfrequenz 

betrieben werden, was den Übergang zur 

Winkelregelung bedeutet. 

In B i l d 1 b ist die Systemkette dieses neuen, 

schwungmassefreien Kraftwerks dargestellt, 

welches im netzbildenden Modus 

arbeiten kann. Auch hier soll die Wirkungsweise 

wieder anhand einer sprungförmia. 

The old conventional power plant 

O 2 

C 

C 

Heat 

H 2 O 

Stean 

Live 

Steam 

G 

P 

Coal Storage 

Combustion 

CO 2 

Pipe Wall 

Boiler 

Drum or 

Benson 

Boiler 

Valve & 

Turbine 

Rotating 

Mass 

Generator 

Three-Phase 

System 

b. The new "codventional" or storage power plant (SPP) 

O 2 


DC 

H 2 

DC 

DC 

Fuel Cell Capacitor Converter 

DC 

DC 

P 

H 2 

H 2 O 

DC 

AC 

Transportation 

H 2 

DC 

DC 

DC 

Battery 

Converter 

Supercapacitor 

Converter 

Three-Phase 

System 

Electrolyzer Capacitor Converter 

O 2 Storage: 

Secondary 

Control 

Energy 

Conversion 

Adaptation 

Chemical- 

Thermal 

Storage: 


Adaptation 


Primary 

Control 

Energy 

Conversion 

Adaptation 

Thermal- 

Mechanical 


Inertia 

Energy 

Conversion 

Adaptation 

Mechanical- 

Electrical 

Network 

Bild 1. Vergleich von konventionellem thermischen Kraftwerk und Wasserstoff-Speicherkraftwerk. 

40

Abwärme 

Abwärme 

"exotherm" 



gen Leistungsanforderung am DC/AC-Umrichter 

dargestellt werden: 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige 

elektrische Leistungsanforderung 

führt beim Umrichter bei konstant 

gehaltenem Netz-Spannungswinkel 

(netzbildend) zu einer instantanen Erhöhung 

des Drehstroms und damit auch 

zu einer instantanen Erhöhung des 

Gleichstroms auf der Gleichstromseite. 

–– 

Speicher: Der Super-Capacitor speichert 

instantan elektrische Energie aus und 

liefert diese Leistung. Dadurch sinkt seine 

Spannung ab, welche hier die Größe 

des Speicherinhalts kennzeichnet. Dieses 

Verhalten entspricht der Momentanreserve 

des konventionellen Kraft werks. 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Die Regelung 

des nachgeschalteten DC/DC-Umrichters 

soll die Kondensatorspannung 

konstant halten. Dazu greift sie auf die 

Batterie zu, wodurch im Se kundenbereich 

der Batteriestrom erhöht wird. 

Damit steigt der Kondensator-Ladestrom 

an und füllt den Spannungs-Speicher 

wieder auf. Dieses Verhalten entspricht 

der Primärrege lung des konventionellen 

Kraftwerks. 

–– 

Speicher: Durch den erhöhten Batteriestrom 

sinkt die Batteriespannung ab, 

welche hier die Größe des Speicherinhalts 

kennzeichnet. 

–– 

Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffzellen-Regler 

erhöht die Aktivität 

der Brennstoff zelle, um die Batterie zu 

laden und die Batteriespannung auszuregeln. 

Dabei wird mehr Wasserstoff 2H 2 

mit Sauerstoff O 2 zu H 2 O umgewandelt. 

Der DC/DC-Umrichter passt dabei die 

Spannungen an. Mit dem erhöhten Batteriestrom-Ladestrom 

wird der 

Spannungs-Spei cher wieder aufgefüllt. 

–– 

Speicher: Der Brennstoffzellenregler 

greift im Minutenbereich auf den Wasserstoffspeicher 

zu und erhöht den 

Brennstoff-Massenstrom. Die Wasserstoff-Masse 

des Speichers wird ge ringer, 

welche hier die Größe des Speicherinhalts 

kennzeichnet. Hier kann Wiederaufladung 

stattfinden. 

Im Gegensatz zum alten konventionellen 

Kraftwerk, welches seine Leistungsabgabe 

nur bis zu ei ner Mindestleistung verringern 

kann, kann das neue konventionelle 

Kraftwerk seine Leistung auch umkehren 

und funktioniert damit wie ein Wasser- 

Speicherkraftwerk oder Pumpspei cherkraftwerk. 

Dazu wird bei Produktionsüberschuss 

aus den regenerativen Quellen stoßfrei 

von Brennstoffzellen- auf Elektrolyseur-Betrieb 

umgeschaltet. Der zugehörige 

Umrichter passt wieder die Spannung an 

und der Elektrolyseur erzeugt Wasserstoff 

passenden Drucks. Das neue konventionelle 

Kraftwerk kann somit als Speicherkraftwerk 

bezeichnet werden. 

4 Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk 

in der Sektorenkopplung 

In B i l d 2 ist das Wasserstoff-Speicherkraftwerk 

als verbindendes Element in der 

Sektorenkopplung dargestellt. Bei Überschuss 

von regenerativer Energie wird der 

Wasserstoff-Speicher aufgeladen, während 

bei Strommangel aus dem Wasserstoff- 

Speicher das Stromsystem versorgt wird. 

Hierbei ist in beiden Betriebsmodi (Elektrolyseur- 

oder Brennstoffzellenbetrieb) 

stets die vollumfängliche Netzregelung garantiert, 

so dass bezüglich der „Netzstabilität“ 

keine unbeherrschbaren Situationen 

entstehen können. 

Im Normalbetrieb soll das Wasserstoff- 

Speicherkraftwerk im Verbrauchsmodus 

arbeiten, d.h., es wird über den Elektrolyseur 

Wasserstoff erzeugen. Damit werden 

dann auch die Bereiche „Verkehr (Schwerverkehr)“ 

und „Wärmebedarf“ gedeckt. Die 

batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV) 

hinge gen sind als neue Verbraucher im 

elektrischen Netz angesiedelt. Bei Dunkelflauten 

jedoch wird das elektrische Netz 

aus dem Wasserstoff-Speicher versorgt. 

„Ferne Atomenergie“ 

Sonne 

Wärme 

„Luft, 

Wasser, 

Boden“ 

„begrenzt“ 

Biomasse 

Müllverbrennung 

Erdwärme 

Windparks 

Photovoltaik 

Wärmepumpe 

Warmwasser 

„Wärme“ 

Wärmebedarf 

„Fernwärme“ 

Elektrisches 

Netz 

„Drehstrom“ 

Wasserstoff- 

Speicherkraftwerk 

250 kW - 500 MW 

Wasserstoff 

„H 2 “ 

Methanisierung 

„Sabatier“ 

Verkehr 

Elektrische 

Verbraucher 

„Flexibilität“ 

Methan 

„CH 4 “ 

CO 2 

„Luft“ 

Batterie 

elektrische 

Fahrzeuge 

BEV 

„Speicherbedarf für 

Warmwasser, 

Wasserstoff, 

Methan“ 

Bild 2. Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk als Teil der Sektorenkopplung. 

41


a. Network 

W 

S 

W 

S 

H 

W 

Bild 3. 25-Knoten-Beispielnetz 110 kV. 

Hier ist dann auch eine hohe Flexibilität 

der elektrischen Verbraucher notwendig, 

um die Speicherkapazitäten nicht zu überlasten. 

Jedenfalls ist von einem weiteren 

starken Ausbau der erneuerbaren Energien 

auszugehen, damit das System im Gleichgewicht 

bleiben kann. Untersuchungen haben 

ergeben, dass alleine für den Strombedarf 

der Stadt Berlin in Windparks eine 

installierte Leistung von acht Gigawatt vorgehalten 

werden müsste. Deshalb sind hier 

auch Importe aus den Bereichen Strom, 

S 

S 

T 

W 

S 

Voltage Base 

Apparent power base 

Interconnecting line length 

Line reactance per unit length 

Line resistance to reactance ratio 

Network Components 

Type No. Power per 

Element (MW) 

Loads 

14 4 MW 

Storage PP 5 5 MW 

Thermal PP 1 5 MW 

Hydro PP 

1 5 MW 

Wind PP 

4 5.25 MW 

Generating units 11 - 

Wasserstoff und Gas vorzusehen. 

110 kV 

10 MVA 

250 km 

0.3 Ω/km 

0.1 

Total power 

(MW) 

56 MW 

25 MW 

5 MW 

5 MW 

21 MW 

56 MW 

5 Netzbetrieb mit Wasserstoff- 

Speicherkraftwerken 

Um den Netzbetrieb mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken 

zu erläutern, ist in B i l d 3 

ein einfaches 25-Knoten-Beispielnetz mit 

seinen Kenngrößen dargestellt. In diesem 

Netz befinden sich neben den Wasserstoff- 

Speicherkraftwerken S mehrere Windparks 

W, ein thermisches Kohlekraftwerk 

T, ein Wasserkraftwerk W sowie mehrere 

Verbraucher. Die Kennwerte des 

Netzes sind in der Abbildung in Tabellen 

zusammen gefasst. 

Lastzuschaltung 

Im ersten Beispiel wird als Störanregung die 

Verbraucherlast am Knoten 13 sprungförmig 

von 4 auf 10 MW erhöht. Alle Kraftwerke 

sollen dabei gleichberechtigt an der Netzreglung 

teilnehmen und vor der Störung 

das Netz gemäß der Tabelle „Network Components“ 

in B i l d 3 versorgen. Um die zeitliche 

Arbeitsweise sichtbar zu machen, werden 

neben der Netzfrequenz die Kraftwerksleistungen 

des Kohlekraftwerks, des 

Wasserkraftwerks und des Speicherkraftwerks 

am Knoten 7 in B i l d 4 in per-unit- 

Werten dargestellt. Als Zeitbereiche wurden 

2 s, 50 s und 2000 s gewählt, womit das 

Verhalten bezüglich der Momentanreserve, 

der Primärregelung und der Sekundärregelung 

deutlich wird. 

Momentanreserve (Bildteil a): 

Die Steigung des Frequenzabfalls zum Zeitpunkt 

null beträgt umgerechnet etwa 

- 2 Hz/s. Alle Kraftwerke liefern im ersten 

Moment Momentanreserve und tragen damit 

gemeinsam zu diesem langsamen und 

beherrschbaren Frequenzabfall (RoCoF) 

a) Momentanreserve 

1.002 

[pu] 

1.000 

0.998 

0.996 

0.600 

[pu] 

0.560 

0.520 

0.994 

0.480 

199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 

b) Primarregelung 

1.002 

[pu] 

1.000 

0.998 

0.996 

0.600 

[pu] 

0.560 

0.520 

0.994 

0.480 

190 200 210 220 230 [s] 240 190 200 210 220 230 [s] 240 

c) Sekundarregelung 

1.002 

[pu] 

1.000 

0.998 

0.996 

0.994 

0 400 800 1200 1600 [s] 2000 

f(t): Frequency 

0.600 

[pu] 

0.560 

0.520 

0.480 

0 400 800 1200 1600 [s] 2000 

p(t): SPP node 7 p(t): TPP node 19 

p(t): HPP node 12 p(t): WPP node 3 

Bild 5. Frequenz und Leistungsbereitstellung der einzelnen Kraftwerkstypen T, H und S (Knoten 7). 

42



a. Network 

W 

S 

W 

S 

H 

W 

bei, auch die schwungmassefreien, per 

Umrichter an das Netz an geschlossenen 

Speicherkraftwerke. 

Primärregelung (Bildteil b): 

Neben dem Kohlekraftwerk und dem Wasserkraftwerk 

liefert auch das Speicherkraftwerk 

zuverläs sig Primärregelleistung, 

womit ein Frequenzminimum bei etwa 

- 0,996 pu entsprechend - 200 mHz erreicht 

wird. Das festdruckgeregelte Kohlekraftwerk 

erleidet eine vorübergehende Druckreduktion, 

weswegen hier die abgegebene 

Wirkleistung etwas einbricht. 

Sekundärregelung (Bildteil c): 

Alle Kraftwerke nehmen mit entsprechender 

Leistungsaufteilung an der Sekundärregelung 

teil, weshalb die Netzfrequenz 

S 

S 

W 

S 

b. Ramp increase in power generation by wind power 

plants and resulting increase in frequency 

1.2 

1.0 

0.8 

0.6 

0.4 

0.2 

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000 

p(t): Wind PP at node 3 in pu 

1.016 

1.012 

1.008 

1.004 

1.000 

0.996 

Bild 5. Ausregelung einer Windfront: Frequenzverlauf. 

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000 

f(t): Frequency in pu 

sicher auf den Nennwert von 50 Hz zurückgeführt 

werden kann. Der Speicherinhalt 

des Wasserstoff-Speicherkraftwerks 

muss dabei natürlich so groß sein, 

dass er seine Leistungserhöhung auch 

über die benötigte Zeit aufrecht erhalten 

kann. 

Ausregelung einer Windfront 

Im zweiten Beispiel wird angenommen, 

dass im Netz eine durchlaufende Windfront 

ausgere gelt werden muss. Zudem 

wird hier ein voll-regenerativer Betrieb angenommen, 

bei welchem das Kohlekraftwerk 

bereits außer Betrieb ist, siehe 

B i l d 5 . Hierbei wird ein Windleistungs- 

Anstieg von 80 % der installierten Leistung 

innerhalb von 600 s entsprechend 10 Minuten 

vorausgesetzt, siehe B i l d 1 b . 

Bei diesem Vorgang steigt die Netzfrequenz 

während des Windanstiegs um 0,016 pu 

entsprechend 800 mHz an, um dann bei 

der erhöhten Windleistungs-Einspeisung 

aufgrund der Sekundärregelung wieder 

auf den Nennwert zurückgeführt zu 

werden. 

In B i l d 6 b sind die Leistungsverläufe des 

Wasserkraftwerks und eines Speicherkraftwerks 

darge stellt. Beim Ansteigen der 

Windleistung verringern zunächst beide 

Kraftwerkstypen ihre Leistungs abgabe, 

wobei das Wasserkraftwerk bei seiner Mindestleistung 

von 0,5 pu stehen bleibt. Das 

Spei cherkraftwerk hingegen kann seine 

Leistung auch umkehren und damit die gesamte 

verbleibende Windleistung aufnehmen. 

Dabei geht das Kraftwerk automatisch 

vom Brennstoffzellen-Betrieb in den 

Elektrolyseur-Betrieb über, siehe B i l d 

6b. 

In B i l d 6 c ist dazu noch der Pegel des zugehörigen 

Wasserstoffspeichers dargestellt. 

Aufgrund des Umschaltens auf Elektrolyseur-Betrieb 

bei Windanstieg wird der 

Speicher wieder aufgefüllt, was natürlich 

bei den konventionellen Kraftwerken nicht 

möglich war. Damit ist dieses Kraftwerk 

auch für die vollumfängliche Sektorenkopplung 

geeignet. 

Resümee 

Mit dem vorgestellten schwungmassefreien 

Wasserstoff-Speicherkraftwerk lässt sich 

in einer voll-regenerativen elektrischen 

Energieversorgung sowohl Netzregelung 

als auch Sektorenkopplung bei steter Auf- 

H 2 

a) Darstellung der internen Speicher 

O 2 


DC 

H 2 H 2 O 

Transportation 

DC 

DC 

H 2 DC 

DC 

DC 

Fuel Cell Capacitor Converter 

Electrolyzer Capacitor Converter 

DC 

DC 

DC 

AC 

Battery Converter Supercapacitor 

Converter 

P 

Three-Phase 

System 

O 2 

b) Leistungsverläufe c) Ströme und Massenstrom d) Spannugen und Wasserstoff-Level 

Active power output 

1.4 

[pu] 

1.0 

0.6 

0.2 

-0.2 

Wind 

Wasserkraft 

Nulllinie 

Current flow from SPP storages 

0.30 

[pu] 

0.15 

0.00 

-0.15 

-0.30 

BZ 

EL 

Wasserstoffspeicherkrattwerk 

Ströme- 

SuperCap und 

Batterie 

Massenstrom 

Wasserstoffspeicher 

Voltage levels of SPP storages 

1.03 

[pu] 

1.02 

1.01 

1.00 

0.99 

Spannung 

Batterie 

Spannung 

SuperCap 

Level 

Wasserstoffspeicher 

-0.6 

-0.45 

0.98 

0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 

Bild 6. Ausregelung einer Windfront: Leistungen, Ströme und Level. 

43


rechterhaltung der Versorgungssicherheit 

betreiben. Leistungsmäßig kann das Kraftwerk 

dabei so hoch-skaliert werden, dass 

sowohl Sektorenkopplung in Städten als 

auch Netzregelung und Wasserstoff-Erzeugung 

in industriellen Großanlagen durchgeführt 

werden kann. Damit ist dann eine 

realistische Perspektive für eine CO 2 -freie 

Energieversorgung gegeben. 

Literatur 

1. Weber, H.: Von der Frequenzregelung mit 

Schwungmassen (netzstützende Maßnahmen) 

zur Winkelregelung mit Umrichtern 

(netzbildende Maßnahmen), 12. ETG/GMA- 

Fachtagung „Netzregelung und Systemführung“, 

26. – 27.09.2017, Berlin. 

2. Töpfer, M., Weber, H., Gerdun, P., Ahmed, 

N.: Untersuchungen zur vollregenerativen 

Stromversorgung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken, 

13. ETG/GMA-Fachtagung 

„Netz regelung und Systemführung“ (2019), 

18 - 19.09.2019, Berlin, Germany. 

3. Ahmed, N., Weber, H.: Importance of Storage 

Power Plants (SPP) in Large-Scale Renewa ble 

Energy Integration, 2020 Wind Integration 

Workshop, 11-12 November 2020. (Virtual 

Conference). 

l 

VGB-Standard 

Teil 41: Power to Gas 

Part 41: Power to Gas 

RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie 

Application Guideline 

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018 

DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102; 

empfohlen werden des Weiteren der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e. 

Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer 

industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig 

mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur 

der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab. 

Die Kennzeichnung unterstützt damit unter anderem ein wirtschaftliches Engineering der Anlage sowie eine 

kostenoptimierte Beschaffung, indem Anlagenteile mit vergleichbaren Anforderungen leicht und frühzeitig 

identifiziert werden können. Für Betrieb und Instandhaltung dient diese Kennzeichnung auch als eindeutige Adresse in Betriebsführungs- und 

Instandhaltungssystemen. 

Zur Kennzeichnung von Industrieanlagen und ihrer Dokumentation gibt es internationale Normen, vor allem die DIN/EN-Reihe 81346. 

Das auf diesen Grundnormen basierende Kennzeichnungskonzept wird „Reference Designation System (RDS)“ genannt. Es ist prinzipiell 

für alle Industrieanlagen anwendbar. 

Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht. 

Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System for Power Plants“. 

Diese Fachnorm deckt die Anwendung für alle Fachbereiche und alle Typen von Anlagen der Energieversorgung ab. 

Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen. 

Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage 

sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem). 

Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall 

sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme. 

* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. 


RDS-PP ® 

Application Guideline 

Part 41: Power to Gas 

Anwendungsrichtlinie 

Teil 41: Power to Gas 

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE 

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop 

44



Dynamic monitoring of Frequency 

Containment Reserve activation 


Kurzfassung 

Dynamische Überwachung der 

Aktivierung der Primärregelleistung 

Frequency Containment Reserve (FCR), auch 

bekannt als Primärregelleistung, ist die 

schnellste Art der Regelleistung (RL), die zur 

Frequenzhaltung eingesetzt wird. In der Vergangenheit 

wurde die FCR durch eine geringe 

Anzahl an großen Kraftwerken erbracht. Die 

technischen Anforderungen an die FCR-Aktivierung 

konnten daher manuell überprüft werden. 

Da die FCR zunehmend von einer großen 

Anzahl an kleineren Einheiten bereitgestellt 

wird, sind manuelle Verfahren in Zukunft keine 

praktikable Option. Aus diesem Grund wird in 

diesem Artikel ein Konzept für ein automatisiertes 

Monitoring der FCR-Erbringungsqualität 

im Betrieb vorgestellt. 

Bevor jedoch das FCR-Monitoring durchgeführt 

werden kann, muss die gemessene Wirkleistung 

auf die Fahrplanleistung und die verschiedenen 

RL-Produkte aufgeteilt werden, da diese gleichzeitig 

bereitgestellt werden können. Dieser Artikel 

präsentiert eine Methode zur Trennung verschiedener 

RL-Produkte basierend auf dynamischen 

Modellen. 

Im vorgeschlagenen Monitoringkonzept wird 

basierend auf dem FCR-Sollwert ein Toleranzkanal 

gebildet, der den zulässigen Bereich für 

die FCR-Aktivierung definiert. Dieser Toleranzkanal 

wird mittels eines dynamischen Modells 

festgelegt, das dem langsamsten Regelleistungserbringer 

entspricht, dessen FCR-Aktivierung 

noch als konform gilt. 

Zur Auswertung von längeren Zeiträumen wird 

die tatsächliche FCR-Aktivierung relativ zum 

Toleranzkanal normiert. Abschließend werden 

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept 

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene 

Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie 

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert. 

l 

Authors 

Philipp Maucher, M.Sc. 

Research Scientist 

Prof. Dr.-Ing. Hendrik Lens 

Head of Department Power Generation and 

Automatic Control 

University of Stuttgart – IFK 

Stuttgart, Germany 

Frequency Containment Reserve (FCR), also 

known as primary control reserve, is the fastest 

active power reserve (APR) used for system 

balancing. In the past, FCR was provided 

by a limited number of large units and the 

technical requirements on FCR activation 

could be monitored by a manual procedure. 

Due to the fact that FCR increasingly is provided 

by a large number of smaller units, 

manual procedures are no viable option for 

the future. For this reason, this article describes 

an automated concept for monitoring 

the quality of the activation of FCR during 

operation. 

Before FCR monitoring can be carried out, 

however, the measured active power has to be 

apportioned among the scheduled power and 

the different APR products, as they may be 

provided simultaneously. This article presents 

a method for the separation of different 

APR products based on dynamic models. 

In the proposed monitoring concept, a tolerance 

channel is created based on the FCR setpoint, 

defining the admissible range for FCR 

activation. This tolerance channel is established 

by means of a dynamic model corresponding 

to the slowest reserve provider (RP) 

whose FCR activation is still considered to be 

compliant. 

For the purpose of evaluation for longer time 

periods, the actual FCR activation is normalized 

relative to the tolerance channel. Finally, 

the article discusses results obtained with the 

proposed monitoring concept for different 

kinds of non-compliant FCR activation such 

as limited or delayed activation. 

1 Introduction 

1.1 Motivation 

In a power system, production and consumption 

must always be in balance. If the 

planned production and consumption are 

not balanced, the difference is compensated 

by the synchronous generators of the 

power plants, leading to their deceleration 

(consumption > production) or acceleration 

(consumption < production) and, 

thus, to an according change of the system 

frequency. Since the admissible range for 

the grid frequency is limited, active power 

reserve (APR) must be used for stabilization. 

Frequency Containment Reserve 

(FCR) is used as the fastest kind of APR, 

which mitigates frequency changes quickly 

by activating active power proportional to 

the grid frequency. 

In Europe, FCR is procured by Transmission 

System Operators (TSO) as an APR product, 

mostly on dedicated markets. In order 

to guarantee secure grid operation, the 

TSO drafted the definition of technical criteria 

for FCR in the EU network codes and 

their national implementations, among 

which minimum requirements on response 

times, dynamic behaviour, accuracy, and 

reliability. APR providers may offer FCR by 

means of generation units, storage devices, 

or loads (reserve providing units) or in 

groups of several units (reserve providing 

groups). In this article, both reserve providing 

units and groups are denoted as reserve 

providers (RP). To this end, before a RP can 

participate in FCR provision, its compliance 

with the criteria above is verified in a socalled 

prequalification procedure defined 

by the TSO. While this procedure may be 

repeated after some time (usually several 

years), it is not suitable to monitor whether 

the criteria are met during operation. Such 

monitoring, however, is a relevant contribution 

to creating a level playing field for 

the FCR market, as it prevents APR providers 

being paid for a service that actually is 

not provided at the quality required. 

1.2 State of the art 

In the past, FCR was provided by a limited 

number of large RP. Under such conditions, 

it was feasible to perform manual monitoring 

of FCR activation, meaning that the 

response of RP after relevant frequency 

events was analysed by experts of the relevant 

TSO based on ex-post data. However, 

due to the increasing provision of FCR by 

dispersed RP, manual monitoring is no 

longer practicable in the future. This is not 

only because of the sheer number of RP, 

but also because of the large variety of 

technologies that may behave quite differently 

depending on the mode of operation. 

This means that, for some technologies, 

the behaviour observed in the prequalification 

process demonstrates that the RP is 

capable to meet the criteria in principle, 

but not necessarily that it always does so 

during normal operation. As a consequence, 

an automated monitoring concept 

for FCR is needed. 

45

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021 

The relevant technical requirements for 

the activation of FCR in Europe are defined 

in §154(7) of the SO-GL [1]: 

“In case of a frequency deviation equal to 

or larger than 200 mHz, ... 

1. at least 50 % / 100 % of the full FCR capacity 

shall be delivered at the latest after 

15 / 30 seconds.” 

2. the activation of the full FCR capacity 

shall rise at least linearly from 15 to 30 

seconds.” 

“In case of a frequency deviation smaller 

than 200 mHz, the related activated FCR 

capacity shall be at least proportional 

with the same time behaviour referred to 1. 

and 2.” 

The FCR activation shall also not be artificially 

delayed. 

In order to understand the difference between 

prequalification procedures and 

FCR in normal operation, it is important to 

note that the SO-GL specifies the required 

FCR activation exclusively for a frequency 

step. This is reflected in prequalification 

procedures for FCR providers, e.g. of German 

TSO [2]: The compliance of a RP with 

the SO-GL is checked by means of FCR setpoint 

steps (corresponding to frequency 

steps) with a large time interval of 15 min 

in between. Consequently, steady state is 

achieved between these steps. Hence, 

each of the steps can be considered as independent, 

allowing for direct application of 

the SO-GL. However, for the case of normal 

operation, during which the frequency 

is constantly changing, the SO-GL requirements 

must be adequately transferred 

to the case of a constantly changing frequency. 

Compared to prequalification requirements, 

the automatic monitoring of FCR 

activation has not received much attention 

yet. Only a few methods have been published 

so far, and all of them have limitations, 

in particular with respect to the monitoring 

of dynamic performance. The German 

TSOs presented a monitoring concept 

that defines a tolerance channel by applying 

the SO-GL requirements directly on the 

measured frequency [3]. However, rapid 

changes in the frequency lead to undesirable 

behaviour of that tolerance channel. In 

France, the FCR activation during operation 

is checked based on several criteria. 

On the one hand, an admissible range is 

defined for frequency events (rapid frequency 

changes or large frequency deviations) 

using a first order transfer function. 

On the other hand, the offered FCR gain is 

compared with the actual FCR gain during 

operation for a longer time period [4]. In 

some interconnections of the United States, 

the response of individual governors is examined 

in order to assess primary frequency 

response (PFR), which is the APR that 

corresponds to FCR in Europe. However, 

this procedure is not feasible for a large 

number of RP. In the ERCOT grid, PFR is 

monitored using the ratio of the activated 

and the expected PFR in different time intervals 

(initial and sustained) [5]. 

The methods mentioned above either do 

not check the PFR activation automatically, 

not all dynamic aspects, or only based on 

rare events. Thus, they are not well suited 

for the task mentioned. Hence, a new monitoring 

method is required that is able to 

evaluate the quality of the stationary and 

dynamic FCR activation continuously and 

automatically for a large number of RP in 

real operation. 

Apart from the monitoring as such, a further 

challenge is given by the fact that RP 

can provide several APR products simultaneously. 

However, only one quantity is 

measurable: the active power fed into the 

grid. As a consequence, there is a need to 

apportion this single value to the different 

kinds of APR provided. An appropriate 

separation of the different kinds of APR is 

not a trivial task. We provide a procedure 

for the separation that is advantageous 

compared to existing ones. 

2 Separation of different 

APR products 

In order to be able to monitor different 

kinds of APR products, the actual power 

output related to the respective product is 

needed as an input, but only the entire 

power output of a RP is measurable. While 

the EU network codes define requirements 

for each single kind of APR, no procedure is 

specified that is to be used in order to determine 

the power output related to each 

APR based on the total power output of a 

RP. In fact, this is trivial during prequalification 

procedures, as then only the setpoint 

of the APR product under consideration 

changes while all other components of 

the power set-point remain constant. Obviously, 

this assumption is not valid during 

normal operation. For this reason, this section 

provides a method for apportioning 

the total measured power output among 

scheduled power, FCR, automatic Frequency 

Restoration Reserve (aFRR), and manual 

Frequency Restoration Reserve (mFRR) 

[6], the latter two being further APR products 

(also known as secondary and tertiary 

control reserve) that are not in the main 

focus of this article. 

2.1 Status quo and basic idea 

The aim of the method is to enable the TSO 

to apportion the total power output in order 

to avoid further effort for the APR provider 

and to ensure equal treatment of all 

APR providers and technologies. If the APR 

providers were to assign the total power 

output, the TSO could not test their procedures 

for correctness and reliability. Therefore, 

only the following data which the 

APR provider transmits to the TSO is available 

for the separation of scheduled power, 

FCR, aFRR, and mFRR: 

–– 

total power output P act,total , 

–– 

scheduled power P sched,set , 

–– 

FCR set-point P FCR,set , 

–– 

aFRR set-point P aFRR,set , 

–– 

mFRR set-point P mFRR,set . 

In Germany, currently the entire deviation 

of the provision of APR is assigned to one 

product (aFRR; if no aFRR is offered: FCR; 

if neither aFRR nor FCR are offered: mFRR) 

[2]. In another approach, the deviation in 

the provision of APR is distributed proportionally 

to the products, depending on tolerance 

permitted for the respective products 

[3]. Both methods have the disadvantage 

that they assign the deviation of the 

provision of APR regardless of the activation 

dynamics. In both approaches, a very 

small FCR offer and a simultaneously large 

aFRR offer cause the FCR to hardly have 

any influence on the monitoring so that a 

lack of FCR activation cannot be identified. 

The separation of the total power output is 

carried out on the basis of the transmitted 

data under the assumption that the activation 

of each of the products can be described 

by an appropriate model. These 

models are used to estimate the activated 

power of each product as a result of the corresponding 

set-point. For the sake of validation, 

the sum of all model outputs then is 

expected to yield the measured power output, 

even dynamically. 

The structure of the overall model is shown 

in F i g u r e 1 . The actual activation for 

each of the various products is estimated 

from the corresponding set-point using a 

dynamic model of the respective activation 

so that the sum of all estimated actual activations 

corresponds to the estimated total 

power output P act,total,est . Data from time 

periods in which only one of the inputs is 

excited (for example, FCR without a 

change in scheduled power, aFRR, and 

mFRR activation) can be used to estimate 

the corresponding dynamics with system 

identification techniques. Then, these estimated 

dynamics can be used to identify the 

dynamics of a second input, and so forth. 

The basic assumption that allows doing 

this is that the dynamics of the reaction to 

different power set-points can be superimposed. 

In addition, an offset P offset will be determined 

to take systematic deviations into 

P sched,set 

P FCR,set 

P aFRR,set 

P mFRR,set 

Σ sched 

Σ FCR 

Σ aFRR 

Σ mFRR 

P offset,est 

P sched,est 

P FCR,est 

P aFRR,est 

P mFRR,est 

P act,total,est 

Fig. 1. Activation model-based separation of 

APR products. 

46



account. This offset is assumed to be constant 

during a period with constant scheduled 

power and mFRR activation. Note that 

this procedure does not aim at modelling 

the provision of APR with high accuracy. 

Rather, the models are used as a pre-processing 

step for the monitoring of APR. 

2.2 Identification of the activation 

models 

In order to identify the activation models, 

time periods are determined in which the 

set-points of those models that have not yet 

been identified are constant. Since the FCR 

set-point changes continuously, the activation 

model for this product is determined 

first. 

First, time periods are identified in which 

the activation of the other products is constant. 

Apart from any set-point changes, 

the time interval containing the subsequent 

activation has to be excluded as well. 

This is done based on the activation time 

(aFRR: 400 s (activation time of 300s plus 

security margin of 100s); mFRR: 900 s; 

scheduled power: 150 s from the end of the 

ramped set-point change; in the case of a 

set-point step, the ramping is estimated). 

In order to obtain sufficient data for system 

identification of the identified time periods, 

only those with a length of at least 

300 s are used. Assume that there are several 

such time periods T k , where k is an index. 

For the actual FCR output P k,FCR,calc , it 

is assumed that the other products correspond 

exactly to their set-points. For systematic 

deviations, an offset P k,offset is also 

determined in each time period. 

The estimated FCR output P k,FCR,est is calculated 

from the FCR set-point P k,FCR,set using 

a second-order transfer function G k,FCR (s). 

For each period k, P k,offset and G k,FCR (s) are 

optimized so that the quadratic error 

∑ t∊Tk |P k,FCR,est (t) – P k,FCR,calc (t)| 2 is minimized. 

The final transfer function G FCR (s) 

is the one from all periods k which has the 

median gain. This transfer function represents 

the activation model ∑ FCR for the RP 

under consideration. It enables the estimated 

FCR activation to be determined 

over the entire time period. 

For the actual aFRR output P aFRR,calc , the 

activation model is determined for the 

whole period under consideration, because 

this achieves better results for real data 

than the determination of an activation 

model for every period without a change 

in scheduled power and mFRR activation. 

It is assumed that the scheduled power 

and the mFRR activation correspond exactly 

to their set-points and the FCR activation 

to P FCR,est . The offset is assumed to be 

the average offset of all FCR periods, i.e. for 

all T k . 

The activation model for aFRR, ∑ aFRR , consists 

of a rate limit Ṗ aFRR,ratelimit and a second-order 

transfer function G aFRR (s). Their 

parameters are chosen such that the quadratic 

error ∑|P aFRR,est (t) – P aFRR,calc (t)| 2 is 

minimized. 

As already mentioned in Section , the offset 

between two changes in scheduled 

power or in mFRR activation is assumed to 

be constant. The time periods T l for determining 

the offset are those without a 

change in both scheduled power and mFRR 

activation. For the actual offset P l,offset,calc , 

it is assumed that the scheduled power and 

the mFRR activation correspond exactly to 

their set-points and the FCR and aFRR activation 

to P FCR,est and P FRR,est , respectively. 

The offset for each period is then calculated 

using the mean value of P l,offset,calc . For 

the offset during the changes (scheduled 

power or mFRR), it is assumed that this offset 

changes with a ramp from the offset of 

the previous period to the offset of the following 

period. The estimated offset 

P offset,est (t) is thus determined for every 

point in time. 

The time periods T i for determining the 

scheduled power are those with a change 

in scheduled power. For the actual “activation” 

of scheduled power P i,sched,calc , it is assumed 

that the mFRR activation corresponds 

exactly to its set-point, the FCR and 

aFRR activation to P FCR,est and P aFRR,est , and 

the offset to P offset,est . 

The “activation” of scheduled power 

P i,sched,est is calculated from the scheduled 

power P i,sched,set using a rate limitation 

Ṗ i,sched,ratelimit and a first-order transfer 

function G i,sched (s). For each period T i , 

Ṗ i,sched,ratelimit and G i,sched (s) are, again, 

chosen so that the quadratic error 

∑ t∊Ti |P i,sched,est (t) – P i,sched,calc(t) | 2 becomes 

minimal. The model with the median rate 

limitation over all models is selected to estimate 

the “activation” of the scheduled power. 

This dynamic model enables the operating 

point P operating to be determined over the 

entire time period. 

The dynamic model for mFRR activation 

P mFRR,est is determined in the same way as 

the estimated aFRR activation P mFRR,est , except 

that a first-order transfer function is 

used and that P aFRR,est , P offset , and P operating 

are used for the calculation of P mFRR,calc . 

A subsequent update of the calculation of 

the dynamic model for aFRR activation is 

aFRR in p.u. 

0.04 

0.02 

0 

-0.02 

-0.04 

P aFRR,set 

P aFRR,est 

P aFRR,act 

P aFRR,current 

then possible to improve the results. For 

this update, all calculated results are used 

to calculate P aFRR,calc instead of assuming 

that the activation follows the set-point directly. 

Otherwise, the procedure remains 

the same. 

2.3 Distribution of the deviations to the 

products 

We now have determined all dynamic activation 

models shown in F i g u r e 1 . However, 

the addition of all estimated product 

activations, P act,total,est , does not correspond 

to the total power output P act,total , since the 

model shown in F i g u r e 1 cannot model 

noise. Moreover, the assumption that the 

dynamic response is identical over the entire 

period is also not completely fulfilled. 

Therefore, the deviations have to be assigned 

to the APR products FCR, aFRR, and 

mFRR. 

The total deviation is calculated as 

P dev (t) = P act,total (t) – P act,total,est (t).(1) 

The chosen methodology apportions P dev 

according to the offered FCR P FCR,tot , aFRR 

P aFRR,tot , mFRR P mFRR,tot , and the total offered 

APR 

P APR,tot = P FCR,tot + P aFRR,tot + P mFRR,tot . (2) 

6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000 

Consider the following example for the final 

aFRR activation P aFRR,act : 

P aFRR,act (t) = P aFRR,est (t) + P dev (t)∙ _______ 

P aFRR,tot 

P APR,tot 

(3) 

These quantities then can be used as input 

values for the monitoring procedure 

(which is described for FCR in Section 3). 

The results for aFRR can be compared with 

the separation method currently used by 

German TSO [2]. For this reason, the results 

of both methods are compared in 

F i g u r e 2 . The current method assumes 

that all products, except aFRR, are activated 

instantaneously and exactly. Hence, all 

deviations, especially changes of the setpoint 

due to the schedule of the plant, are 

fully assigned to aFRR. As a consequence, 

this method causes large deviations in 

what is considered as actual aFRR provision 

during changes in other products, post 

in s 

Fig. 2. Estimated (est) and final (act) output of aFRR and current method for separation. 

47


sibly leading to unjustified cases of noncompliance 

detection. For example, consider 

the black line at about 7100 seconds. 

As the green line shows, the proposed 

methodology provides much smoother results 

such that non-compliance detection 

becomes more reliable and less challengeable. 

This is because the proposed methodology 

takes the dynamics of the activation 

of other APR products and of schedule 

changes into account. 

3 FCR monitoring 

This section presents a monitoring concept 

for FCR provision during operation 

which was originally presented in [7]. In 

the developed concept, dynamic tolerance 

channels are defined on the basis of 

the frequency. The evaluation of the compliance 

with the tolerance channel is performed 

using normalization. The monitoring 

concept therefore is called “Dynamic 

Normalization Methodology” (DNM). Section 

explains the initial situation for FCR 

monitoring. In Sections 3.2 to 3.4, the tolerance 

channel formation and the implementation 

of minimum tolerance channel 

widths are presented. Section 3.5 presents 

the evaluation of the tolerance channel results 

for a longer time period. Finally, the 

results for different non-compliant FCR activations 

are shown in Section 3.6. In this 

section, power is stated in p.u. with the offered 

FCR being the base value. 

3.1 Initial situation 

F i g u r e 3 a shows an FCR set-point curve 

resulting from a real frequency measurement 

(blue). The figure also shows the corresponding 

FCR activation by a generic 

pumped storage power plant model 

(black). 

In this context, it is assumed that the FCR 

activation has already been separated from 

the schedule of the RP and from possible 

other types of APR according to the procedure 

described in Section . As already discussed, 

due to the fact that the frequency 

changes continuously, it is not straightforward 

to apply the criteria of the regulatory 

framework mentioned in Section , in order 

to determine whether the observed FCR 

activation is compliant. In contrast to a full 

activation time for a step-change, frequency-dependent 

tolerance channels that correspond 

to the admissible range of actual 

FCR activation could be used for arbitrary 

frequency signals. To this end, the following 

subsections present a method for defining 

such tolerance channels. 

3.2 Tolerance channel 

In the proposed method, a distinction is 

made between two different bounds for 

FCR activation: an upper and a lower 

bound. The bounds can be considered as 

“fast” or “slow”, depending on the direction 

(positive or negative) of the change of the 

FCR in p.u. 

FCR in p.u. 

FCR in p.u. 

0.4 

0.2 

0 

0.4 

0.2 

0 

0.4 

0.2 

0 

a) 

b) 

c) 

FCR set 

FCR activation 

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 

FCR set 

LB DNM 

UB DNM 


FCR set-point. The procedure for a positive 

FCR set-point change is described below. In 

this case, the upper bound follows the setpoint 

without delay and, thus, corresponds 

to the fast bound. For the lower bound, the 

FCR set-point is delayed by a dynamical system 

∑ (slow bound). The slow bound grants 

the RP adequate time to activate the requested 

reserve power. In the case of a negative 

FCR set-point change, the relationship 

is reversed: the lower bound then becomes 

the fast bound and the upper bound corresponds 

to the slow bound. 

The definition of a dynamical system is 

needed in order to generalize the requirements, 

which are defined in the SO-GL for 

a frequency step only, to arbitrary frequency 

signals. The underlying assumption of 

choosing a linear dynamical system is 

that the FCR activation of the RP behaves 

t in s 

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 

FCR set 

LB DNM (final) 

UB DNM (final) 


t in s 

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 

Fig. 3. a) FCR set-point and FCR activation. 

b) FCR set-point, FCR activation, and tolerance channel without minimum tolerance 

channel width. 

c) FCR set-point, FCR activation, and final tolerance channel. 

t in s 

as a linear system, which is approximately 

true in particular for slower technologies 

such as thermal power plants. However, 

the definition of the requirements in the 

SO-GL does not correspond to the step response 

of any linear system. For that reason, 

we propose the following linear system 

of third order with an output time delay 

T d =10 s: 

(4) 

x = [P out Ṗ out Ṗ . out] T (5) 

u = P FCR,set (6) 

y = P out (7) 

48



F i g u r e 4 shows the minimum requirements 

(black) according to SO-GL and the 

slower bound P SB = P out defined by (4) to 

(7) (red) for a positive FCR set-point step 

(blue). That slower bound corresponds to 

the lower bound for FCR activation. As 

F i g u r e 4 shows, the step response of this 

system is an approximation of the SO-GL 

requirements. In particular, it is less strict 

for t > 15 s, in order to avoid unjustified 

detection of non-compliant provision of 

FCR. The under-fulfilment granted between 

30 and 50 s is acceptable, since most 

RP cannot exactly achieve the set-point due 

to noise (see Section 3.3). In addition, a 

large part of the FCR has already been activated, 

which is why the slight under-fulfilment 

that is granted is not decisive for system 

stability. It may seem that the slow 

bound is overly strict for 10 s < t < 15 s, as 

the slow bound is above the minimum requirement. 

However, note that the SO-GL 

also specifies that an artificial delay is not 

permitted. To our knowledge, there is no 

RP that has a technically justified reaction 

time greater than 10 s after which it is able 

to increase FCR provision from 0 to 50 % 

within only further 5 s. Hence, the definition 

of the slow bound in (4) to (7) can be 

considered to be compatible with the SO- 

GL. Note that choosing a dynamical system 

with a time delay of 15 s would result in a 

reduction of the slow bound and, as a consequence, 

in significant under-fulfilment of 

the resulting slow bound, which would be 

deemed unacceptable with respect to system 

stability. 

So far, we have discussed a single step 

change of the FCR set-point in one direction. 

However, the FCR set-point in real 

grid operation changes permanently and 

with frequently changing direction. In order 

to clarify the influence of changes in 

different directions on the tolerance channel, 

these are shown in F i g u r e 5 a by 

several step changes in different directions 

at an interval of 30 s. In contrast to the prequalification 

procedure (step changes in 

different directions at an interval of 15 min 

[2]), the slow bound does not reach steady 

state after this time. It becomes clear 

from F i g u r e 5 a that, when the upper 

bound changes from fast to slow bound after 

60 s (due to the negative set-point step), 

there is an undesired step in the upper 

bound. This is due to the fact that the slow 

bound has not yet reached the FCR setpoint 

before the negative set-point step 

takes place. 

In order to correct this undesired behaviour, 

the dynamic system ∑ is duplicated 

such that the output values of ∑ UB and ∑ LB 

are used for the upper and the lower 

bound, respectively. ∑ UB and ∑ LB then are 

reinitialized to a steady state corresponding 

to the current FCR set-point P FCR,set . 

Thus, both systems are identical in terms of 

their parameters, but after a reinitialization 

their output variables differ because 

FCR in p.u. 

1.5 

1 

0.5 

0 

-10 0 10 20 30 40 50 60 

different histories of the FCR set-point are 

taken into account. 

The reinitialization is carried out at time t r 

for the upper bound if 

P out,UB (t r ) ≤ P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) = P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) >0, 

(9) 

where P out,UB and P out,LB are the outputs of 

∑ UB and ∑ LB , respectively. 

The reinitialization at time t r is performed 

by setting the current and past state vector 

x of ∑ UB/LB to 

x(t≤t r ) = [P FCR,set (t r ) 0 0)] T (10) 

t in s 

FCR set 

Slow bound defined by (4)-(7) 

Requirements SO-GL 

Fig. 4. Step response of the dynamical system for a positive FCR set-point step and SO-GL 

requirements [1]. 

FCR in p.u. 

FCR in p.u. 

1.5 

1 

0.5 

0 

1.5 

1 

0.5 

0 

0 20 40 60 80 100 120 140 160 

a) 

b) 

t in s 

0 20 40 60 80 100 120 140 160 

t in s 

FCR set 

LB DNM 

UB DNM 

FCR set 

LB DNM 

UB DNM 

Fig. 5. a) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps 

(30 seconds). 

b) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps with 

reinitialization. 

This state vector corresponds to a steady 

state P out = P FCR,set for the input P FCR,set . 

Moreover, setting also the values for 

the past means that the output of ∑ UB/LB , 

i.e. the respective bound, is retained at 

P FCR,set (t r ) until t r + T d , even if P FCR,set (t) 

changes, as long as the reinitialization conditions 

(8) and (9) are not met (which 

would again cause a reinitialization). 

F i g u r e 5 b shows the effect of reinitialization 

on the tolerance channel. After 60 s, 

condition (8) is true and a reinitialization 

takes place. The state of ∑ UB is set to the 

FCR set-point of the current time step. This 

allows the RP appropriate reaction time for 

the power reduction. 

F i g u r e 3 b shows the tolerance channel 

for the FCR set-point curve from F i g u r e 

3a. The upper and lower bound P UB/LB,0 (t) 

49


result from the maximum (UB) or minimum 

(LB) from P FCR,set (t) (fast bound) and 

P out,UB/LB (t) (slow bound). The reinitializations 

become visible at maximum and minimum 

values of the FCR set-point. The resulting 

tolerance channel is as desired. The 

FCR activation of the pumped storage power 

plant is also shown. Although the tolerance 

bounds are violated in a few time 

steps, FCR activation by the RP is compliant 

in general. The violations can be traced 

back to noise in the power activation, 

which occurs in real operation due to disturbances 

in the process (e.g. pressure 

surges in pumped storage power plants, 

fuel inhomogeneities in steam power 

plants, etc.). To allow for a realistic evaluation 

of the monitoring methodology, noise 

was added to the FCR activation of the 

power plant model. 

3.3 Minimum tolerance channel width 

According to (4) to (10), time periods with 

almost no frequency change cause the tolerance 

channel bounds to converge. As a 

result, noisy RP would be classified as noncompliant 

without reasonable justification, 

especially in times with small frequency 

changes. 

A minimum tolerance channel width can 

allow for a certain amount of noise (up to 

5 % of the offered FCR). The upper and 

lower bound with minimum tolerance 

channel width P UB/LB,5 are calculated as 

P UB,5 (t) = max(P UB,0 (t); P MV,0 (t) + 0.05; 

P FCR,set (t)+0.05)(11) 

P LB,5 (t) = min(P LB,0 (t); P MV,0 (t) – 0.05; 

P FCR,set (t) – 0.05) (12) 

where P UB/LB,0 is the upper / lower bound 

without minimum tolerance channel width 

as calculated according to Section and 

P MV,0 (t) = 1 _ 

2 

∙ (P UB,0 (t) + P LB,0 (t)).(13) 

The minimum tolerance channel width 

provides a minimum distance both to P MV,0 , 

which ensures that slow RP do not violate 

the tolerance channel bounds only due to a 

small amount of noise, and to P FCR,set (for 

fast RP). 

Due to the definitions in (11) and (12), 

however, there is a rapid transition from 

the slow bound with minimum tolerance 

channel width to the slow bound without 

minimum tolerance channel width in the 

case of rapid FCR set-point changes (see 

red dotted line in Figure 6 after 0 s as an 

example). These rapid changes could lead 

to measured values outside the tolerance 

channel, which would therefore be considered 

non-compliant, if the FCR activation 

was previously in the lower (positive setpoint 

step) or upper (negative) range of 

the tolerance channel. Therefore, in (14) 

and (15), the difference between the 

bounds of the tolerance channels with and 

without minimum tolerance channel 

FCR in p.u. 

1.5 

1 

0.5 

0 

-10 0 10 20 30 40 50 60 

width, i.e. P UB,5 – P UB,0 , is delayed by the 

1 

transfer function G(s) = ______ in order 

(0.5.s+1) 3 

to smooth the transition: 

∆P UB,del (s) = G(s) ∙ (P UB,5 (s) – P UB,0 (s)) 

(14) 

∆P LB,del (s) = G(s) ∙ (P LB,5 (s) – P LB,0 (s)) 

(15) 

Since the tolerance channel should not be 

narrowed by this delay, an additional maximum/minimum 

calculation is carried out 

with P UB,LB,5 (t) in order to arrive at the final 

definitions for the upper and lower bound: 

P UB,f (t) = max(P UB,5 (t); P UB,0 (t) + 

∆P UB,del (t)) (16) 

P LB,f (t) = min(P LB,5 (t); P LB,0 (t) + 

∆P LB,del (t)) (17) 

F i g u r e 6 displays the lower bounds P LB,5 , 

resulting from (12), and P LB,f , including the 

additional transition and resulting from 

(17). It can be seen that the sudden change 

in P LB,5 is smoothed by the transition such 

that the RP is granted sufficient reaction 

time. 

F i g u r e 3 c shows the final tolerance channel 

for the FCR set-point shown in F i g u r e 

3 a . Now, all data points are within the tolerance 

channel, since the new tolerance 

bounds allow for a certain level of noise. 

3.4 Consideration of a frequency filter 

This section deals with the optional consideration 

of a possible frequency filter by a 

t in s 

FCR set 

LB DNM (final) 

UB DNM (final) 

LB DNM (min. tol) 

UB DNM (min. tol) 

Fig. 6. Minimum tolerance channel width with (final) and without transition (min. tol) for a FCR setpoint 

step. 

∆f 

1 

1 + T F s 

Low pass filter 

Fig. 7. Moving dead band according to [8]. 

modification of the FCR set-point P FCR,set . 

Due to space limitations, only the regulatory 

framework and implementation are discussed 

here and no simulation results 

are shown. The tolerance channels in the 

previous sections have been calculated 

without taking any frequency filter into account. 

According to Annex V SO-GL, a combined 

effect of inherent frequency response insensitivity 

and a possible frequency response 

dead band of 10 mHz is permissible 

for the provision of FCR [1]. This 

should also be taken into account in the 

context of monitoring. Therefore, the effects 

of a 10 mHz moving dead band (assuming 

no inherent frequency response 

insensitivity) on FCR monitoring is considered 

and the monitoring procedure is 

adjusted accordingly. F i g u r e 7 shows 

a typical dead band reported to be used 

in conventional power plants [8]. Typical 

parameters for the provision of FCR 

are: 

–– 

Dead band: c F =10 mHz 

–– 

Filter time constant: T F =30 up to 600 s 

For FCR monitoring, filter time constants 

between T F =30 s and T F =100 s (common 

range) are considered. 

In order to create a tolerance channel that 

takes a possible frequency filter into account, 

the set-point that is used as input for 

the calculation of the bounds by (4) – (10) 

is calculated from the following FCR setpoints: 

–– 

P FCR,set (∆f), based on the actual frequency 

deviation, 

ε E 

C F 

Dead band 

ε A 

∆f M 

∆f A 

50



–– 

P FCR,set (∆f A30/100 ), based on the the frequency 

deviation filtered by a moving 

dead band with T F =30 s or 100 s, 

as follows: 

P FCR,set,UB = max(P FCR,set (∆f); 

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (18) 

P FCR,set,LB = min(P FCR,set (∆f); 

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (19) 

Thus, the set-point is not necessarily identical 

for the two bounds. These set-points 

then can be used as inputs for ∑ UB and ∑ LB 

without any further modification of the 

procedure described in the previous sections. 

3.5 Evaluation of the tolerance channel 

for a longer time period 

The tolerance channels presented in Section 

and 3.3 can be used to check whether 

the activation of FCR is compliant at the 

respective time step. For a product period 

of the FCR activation (four hours since 1 

July 2020), however, an overall evaluation 

of the compliance of FCR activation is difficult. 

Therefore, this section proposes an 

evaluation method for longer time periods. 

The aim of the evaluation is to summarize 

the results for a longer time period in 

a clear graph. The evaluation method 

should also indicate the type of non-compliance. 

As a first step, the results of the former sections 

are normalized. This allows a comparison 

of FCR activation at different time 

steps and with different tolerance channel 

widths. It is useful to define a reference 

value for the representation in a graph. In 

this case, the mean value of the final tolerance 

channel P MV,f = 0.5∙(P UB,f + P LB,f ) is 

used for this. This value also provides information 

about the expected FCR activation 

and is therefore helpful for the determination 

of the type of non-compliance in 

the further process. 

When normalizing the deviation of the 

FCR activation P FCR,act , its difference to the 

mean value of the final tolerance channel 

P MV,f is normalized to half the final tolerance 

channel width: 

d norm = ___________ 

P FCR,act – P MV,f 

(20) 

P MV,f – P LB,f 

The normalized deviation d norm enables 

the following classification for each measured 

value P FCR,act : 

–– 

|d norm (t)|>1: larger than upper 

(d norm (t)|>1) or smaller than lower 

bound (d norm (t)1, the value of 

d norm (t) gives an indication on how severe 

the non-compliance is. 

F i g u r e 8 a shows the evaluation of the 

pumped storage power plant for a time period 

of four hours without considering a 

frequency filter. The mean values of the final 

tolerance channel P MV,f are plotted on 

the x-axis and the associated values of the 

normalized deviation d norm on the y-axis. 

Since the RP complies with FCR requirements, 

all values are within the range 

[–1,1]. 

3.6 Results for different non-compliant 

FCR activations 

This section presents the evaluation graphs 

for various types of non-compliance with 

the SO-GL requirements (F i g u r e 8 b ) 

and explains how these can be assigned using 

the graphs. The graphs are only intended 

to provide a qualitative overview and 

are therefore shown without axes labels. 

The axes are identical to F i g u r e 8 a . 

The graph at the top left shows delayed FCR 

activation. In this case, violations of the tolerance 

channel occur for all mean values of 

Normalized deviation 

Mean value (final) 

Bounds of tolerance channel 

Under-fulfilled 

Limited activation 

Fig. 8. a) Evaluation for a longer time period. 

b) Evaluation for different types of non-compliance with FCR requirements. 

the final tolerance channel, since delayed 

activation is independent of the mean value. 

In the graph at the top right, FCR activation 

is insufficient. The gain factor of FCR 

activation in the model of the RP is at 80 % 

of the required gain. In this case, there are 

no violations of the tolerance channel in 

the case of absolute mean values that are 

very small, since the impact of the gain remains 

within the tolerance channel width. 

In the case of large absolute mean values, 

however, violations can be observed. Due 

to the gain being too small, the result is a 

straight line sloping down to the right. 

At the bottom left, a superimposition of 

under-fulfilment with subsequent over-fulfilment 

(120 % of the required gain) can be 

seen. This results in an “X”-shape in the 

graph as the under-fulfilment is superimposed 

with a straight line from the overfulfilment 

that is inclined to the lower left. 

In the last case, the FCR activation is limited 

to 10 % of the offered FCR in both directions. 

It can be seen that the activation is 

compliant for absolute mean values below 

0.1. For larger absolute mean values, the 

deviations increase rapidly, since the FCR 

activation is not increased or decreased further. 

The results in F i g u r e 8 b show that the 

evaluation method is able to distinguish 

different cases of non-compliance. 

51


4 Conclusion 

In this article, a methodology for the separation 

of the scheduled power, FCR, aFRR, 

and mFRR is presented, which is necessary 

to extract the activation of each product in 

order to use it for monitoring. For this purpose, 

a dynamic activation model is determined 

for each product, solely based on 

measurement data, which models the provision 

in the best possible way. Results for 

available real data show deviations from the 

real behaviour, but they are significantly 

more precise and adequate than previous 

methods. 

The part of the “Dynamic Normalization 

Methodology” (DNM) monitoring concept 

presented here enables automatic monitoring 

of FCR activation during operation. It 

overcomes shortcomings of existing proposals, 

in particular with respect to the dynamic 

requirements for FCR activation. For 

this purpose, tolerance channels are 

formed based on the slowest permitted reaction 

of a RP. In order to allow for a certain 

level of noise in the output power of 

the RP, a minimum tolerance channel 

width is introduced. A possible frequency 

filter can also be taken into account by adjusting 

the FCR set-point for the respective 

bound. In the subsequent evaluation of the 

results with a normalization, a clear representation 

of the quality of FCR activation 

for longer time periods is made possible. 

This allows conclusions to be drawn about 

the type of non-compliance. 

The methods presented are currently being 

tested with real data by TransnetBW 

(TSO). 

References 

[1] European Commission, COMMISSION REG- 

ULATION (EU) 2017/1485 – of 2 August 2017 

– establishing a guideline on electricity transmission 

system operation, 2017. [Online]. 

Available: https://eur-lex.europa.eu/legal- 

content/EN/TXT/PDF/?uri= 

CELEX:32017R1485&from=LT 

[2] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised 

prequalification requirements (FCR, 

aFRR, mFRR) [in German], 2020. [Online]. 

Available: https://www.regelleistung.net/ 

ext/download/PQ_Bedingungen_FCR_ 

aFRR_mFRR 

[3] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised 

rules for the determination of instantaneous 

balancing power [in German], 2018. 

[Online]. Available: https://www.regelleis 

tung.net/ext/download/Konsultation_ 

Regelleistungsistwerte 

[4] RTE,“Règles Services Système Fréquence, 

2018. [Online]. Available: https://www. 

services-rte.com/files/live/sites/services- 

rte/files/pdf/role-gestionnaires/20181026_ 

Regles_services_systeme_frequence.pdf 

[5] NERC, Reliability Guideline – Primary Frequency 

Control, 2019. [Online]. Available: 

https://www.nerc.com/comm/OC/RS_ 

GOP_Survey_DL/PFC_Reliability_Guideline_rev20190501_v2_final.pdf 

[6] P. Maucher and H. Lens, Monitoring 

the Compliance of Balancing Reserves Power 

with the System Operation Guideline 

of Continental Europe, Submitted for presentation 

at IEEE International Conference 

on Communications, Control, and 

Computing Technologies for Smart Grids, 

2021. 

[7] P. Maucher and H. Lens, Monitoring the 

Compliance of Frequency Containment Reserves 

Activation with the System Operation 

Guideline of Continental Europe, in ETG-Kongress, 

virtual, 2021. 

[8] T. Weissbach and E. Welfonder, Frequenzfilterung 

bei der Primärregelung – Vor- und 

Nachteile für den Kraftwerks- und Netzbetrieb, 

in VGB-Konferenz „Elektrotechnik, 

Leittechnik, Informationsverarbeitung“ 

(KELI), Dresden, 2010. 

l 


Einphasig gekapselte Generatorableitung 

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

DIN A4, Print/eBook, 122 S., Preis für VGB-Mit glie der € 200.–, Nicht mit glie der € 300,–, + Ver sand und USt. 

Der VGB-Standard „Einphasig gekapselte Generatorableitung“ wurde durch eine VGB-Projektgruppe 

erstellt. 

Die in der VGB-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“ vertretenen Betreiber veranlassten 

die Bildung einer Projektgruppe „Generatorableitung“, um konkrete Vorgaben für Auslegung, Errichtung, 

Modifizierung, Betrieb und Instandhaltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen 

und deren Nebenanlagen zu erstellen. 

Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschland“ 

der Firmen BBC, Siemens, KWU, VKR und RWE aus dem Jahr 1986 verwendet. Dieser Abschlussbericht 

berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit 

konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit 

den 1980er Jahren. 


Einphasig gekapselte 

Generatorableitung 

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

Durch die Projektgruppe erfolgte eine inhaltliche Aktualisierung und Überführung in einen VGB-Standard. 

Ziel ist eine weitgehende Harmonisierung bzw. Standardisierung der technischen Ausführungen für hochwertige und gleichzeitig 

kostengünstige Generatorableitungen. 

Das Thema Qualität/Qualitätssicherung hat in der VGB-Verbandsarbeit einen herausragenden Stellenwert und bedarf einer systematischen 

und kontinuierlichen Aufbereitung und Bearbeitung. Aus diesem Grund werden im vorliegenden Standard auch Kriterien für 

die Qualitätssicherung definiert. 

Die Erarbeitung des vorliegenden VGB-Standards erfolgte gemeinsam durch Betreiber, Hersteller und Servicedienstleister. Neben 

den Erfahrungen der beteiligten Unternehmen wurden Erkenntnisse aus einer Studie der Universität Coburg und aus Kurzschlussversuchen 

im Rahmen eines VGB-Forschungsprojektes einbezogen, siehe dazu insbesondere das Kapitel „Berechnung“. 

* 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 

52


Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 


Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen 

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute und Martin Saxer 

Abstract 


Part 1: Preparation and framework 

conditions 

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally 

ceased operations on December 20, 2019. 

Following this date several plant modifications 

were performed to prepare the site for decommissioning. 

On September 15, 2020 KKM became 

the first commercial Swiss nuclear power 

plant (NPP) to be decommissioned and dismantled. 

The decommissioning of the Mühleberg 

nuclear power plant is therefore a pioneering 

project for BKW and for Switzerland as a whole 

and is also attracting attention in the Swiss 

media. 

With this two-part report, we want to describe 

the processes which led to the shutdown of the 

plant and the following decommissioning from 

the perspective of the people involved at KKM 

and summarize some of the lessons learned on 

this path. In the first part of the report we will 

explain how the decision to shut down KKM 

came about, how BKW positioned itself to cope 

with the legal and organizational issues involved, 

and which safety cases had to be provided. 

In the second part of the report we will 

describe the technical systems which were built 

to prepare for a safe and efficient dismantling. 

We will also describe the operational processes 

which were introduced to manage the dismantling 

processes. 

l 

Autoren 

Dr. Ulrich Bielert 

Rezsö Jakab 

Stefan Klute 

Martin Saxer 

BKW Energie AG 

Kernkraftwerk Mühleberg 

Mühleberg, Schweiz 

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat 

am 20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb 

endgültig eingestellt. Nach der Etablierung 

des technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. 

September 2020 die endgültige Außerbetriebnahme. 

Seitdem befindet sich das Kraftwerk 

in der Stilllegung. 

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit das 

erste kommerzielle Kernkraftwerk in der 

Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut 

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks 

Mühleberg hat für die BKW wie auch für die 

gesamte Schweiz Pioniercharakter und findet 

eine große Aufmerksamkeit in den Schweizer 

Medien. 

Mit dem vorliegenden zweiteiligen Bericht 

wollen wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme 

und Stilllegung der Anlage aus 

der Sicht der Belegschaft des KKM schildern 

und unsere Erfahrungen auf dem Weg in die 

Stilllegung weitergeben. Im ersten Teil des 

Berichts legen wir dar, wie es zum Entscheid 

zur Stilllegung des KKM kam, wie die BKW 

sich aufgestellt hat, um die Stilllegung des 

KKM zu bewältigen, welche rechtlichen und 

organisatorischen Fragen zu klären und welche 

Nachweise zu erbringen waren. Im zweiten 

Teil beschreiben wir die technischen 

Nachrüstungen während der Etablierung des 

technischen Nachbetriebs sowie die neu eingeführten 

Arbeitsverfahren zur Abwicklung 

der Stilllegungsarbeiten. 

1 Einleitung 

Am 29. Oktober 2013 hat der Verwaltungsrat 

der BKW entschieden, dass KKM nur bis 

Ende 2019 weiter zu betreiben und es danach 

aus unternehmerischen Gründen außer 

Betrieb zu nehmen [1]. Unmittelbar 

nach dieser Entscheidung begann die BKW 

mit den notwendigen Vorbereitungsarbeiten. 

Am 20. Dezember 2019 erfolgte die 

endgültige Einstellung des Leistungsbetriebs 

(EELB) [2] und anschließend begann 

die Etablierung des technischen 

Nachbetriebs (ETNB), um die Voraussetzungen 

für eine sichere und wirtschaftliche 

Stilllegung des KKM zu schaffen. Die 

ETNB konnte termingerecht am 15. September 

2020 mit der endgültigen Außerbetriebnahme 

(EABN) abgeschlossen werden 

[3]. Seitdem befindet sich das Kraftwerk 

offiziell in der Stilllegung. 

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit 

das erste kommerzielle Kernkraftwerk in 

der Schweiz, das endgültig außer Betrieb 

genommen wurde und zurückgebaut wird. 

Daher waren zu Beginn der Vorbereitungsarbeiten 

viele Fragen auch in Bezug auf die 

Interpretation des anzuwendenden Regelwerks 

offen. Die Stilllegung des Kernkraftwerks 

Mühleberg hat für die BKW wie auch 

für die gesamte Schweiz Pioniercharakter 

und findet auch eine große Aufmerksamkeit 

in den Schweizer Medien. 

Mit dem vorliegenden ersten Teil des Berichts 

wollen wir die Hintergründe für die 

Außerbetriebnahme und Stilllegung der 

Anlage aus der Sicht der Belegschaft des 

KKM schildern und unsere Erfahrungen 

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben. 

Entsprechend werden wir im Folgenden 

darlegen, wie es zum Entscheid zur 

Stilllegung des KKM kam, wie die BKW sich 

aufgestellt hat, um das Pionierprojekt der 

Stilllegung eines Kernkraftwerks in der 

Schweiz zu bewältigen, welche rechtlichen 

und technischen Fragen zu klären waren 

und was wir daraus gelernt haben. Der Bericht 

wurde rund ein Jahr nach der EABN 

verfasst. Einerseits hatten wir damit die 

Gelegenheit, Erfahrungen mit den neu installierten 

Systemen und den neuen Aufgaben, 

Prozessen und Organisationsstrukturen 

zu sammeln, andererseits ist die Erinnerung 

an den Weg, der uns in die 

Stilllegung führte, noch frisch. 

2 Der Entscheid zur Stilllegung 

des KKM 

Ende des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts 

erlebte die Kernenergie in der 

Schweiz eine Renaissance, die zur Initiierung 

der Planung für mehrere Neubauprojekte 

in der Schweiz führte. So wurde am 4. 

Dezember 2008 ein Rahmenbewilligungsgesuch 

für den Bau eines neuen Leichtwasserreaktors 

in Niederruntigen (also in unmittelbarer 

Nähe zum bestehenden Kernkraftwerk 

Mühleberg) gestellt, zu dem das 

Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat 

(ENSI) – die Aufsichtsbehörde über 

die Kernanlagen in der Schweiz – im September 

2010 eine positive Stellungnahme 

veröffentlichte [4] und das auch bei der 

Bevölkerung des Kantons Bern eine breite 

53

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021 

Zustimmung fand. Diese Entwicklung kam 

am 11. März 2011</strong&g

VGB POWERTECH 11 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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