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VGB POWERTECH 12 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 12 (2021). Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us! +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Hans-Wilhelm Schiffer: Forecasts and scenarios for global energy supply as the basis for climate policy implications /// Prognosen und Szenarien zur globalen Energieversorgung als Grundlage für klimapolitische Maßnahmen Tabitha Gwisdorf: Internet-based remote emission control – An overview of the developments using the example of NRW /// Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung – Ein Überblick über die Entwicklungen am Beispiel von NRW Ann-Kathrin Sommer: Effective asset management starts with a common data environment /// Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform Stefan Lichtenberger: Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service – Added value through bundling tech-nology and knowledge /// Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service – Mehrwert durch Bündelung von Technologie und Wissen Volkmar Patig: Innovative repair methods on steam turbine parts /// Innovative Reparaturmethoden an Dampfturbinenteilen Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning Part 2: Technical retrofitting and working procedures /// Der Weg des KKM in die Stilllegung Teil 2: Technische Nachrüstungen und Arbeitsverfahren Xing Zhang: Blended firing of coal and lignite /// Mischfeuerung von Steinkohle und Braunkohle Stefan Mitterer: Oil analysis in steam turbines - monitoring of lubricant and turbine /// Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring von Schmierstoff und Turbine Tahir Maqsood Qaisrani, Aiman Fatima and Rustam Khan: Application of pH stable nanofiltration membrane for recovery of nitric acid from spent nitric solution of zirconium extraction process /// Anwendung einer pH-neutralen Nanofiltrationsmembran zur Rückgewinnung von Salpetersäure aus der verbrauchten Salpetersäurelösung des Zirkoniumextraktionsverfahrens

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 12 (2021).
Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us!
+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
Hans-Wilhelm Schiffer: Forecasts and scenarios for global energy supply as the basis for climate policy implications /// Prognosen und Szenarien zur globalen Energieversorgung als Grundlage für klimapolitische Maßnahmen

Tabitha Gwisdorf: Internet-based remote emission control – An overview of the developments using the example of NRW /// Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung – Ein Überblick über die Entwicklungen am Beispiel von NRW

Ann-Kathrin Sommer: Effective asset management starts with a common data environment /// Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform

Stefan Lichtenberger: Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service – Added value through bundling tech-nology and knowledge /// Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service – Mehrwert durch Bündelung von Technologie und Wissen

Volkmar Patig: Innovative repair methods on steam turbine parts /// Innovative Reparaturmethoden an Dampfturbinenteilen

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning Part 2: Technical retrofitting and working procedures /// Der Weg des KKM in die Stilllegung Teil 2: Technische Nachrüstungen und Arbeitsverfahren

Xing Zhang: Blended firing of coal and lignite /// Mischfeuerung von Steinkohle und Braunkohle
Stefan Mitterer: Oil analysis in steam turbines - monitoring of lubricant and turbine /// Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring von Schmierstoff und Turbine

Tahir Maqsood Qaisrani, Aiman Fatima and Rustam Khan: Application of pH stable nanofiltration membrane for recovery of nitric acid from spent nitric solution of zirconium extraction process /// Anwendung einer pH-neutralen Nanofiltrationsmembran zur Rückgewinnung von Salpetersäure aus der verbrauchten Salpetersäurelösung des Zirkoniumextraktionsverfahrens

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

12 2021

Focus

• Energy supply

• IT & IoT

Forecasts and

scenarios for global

energy supply as the

basis for climate

policy implications

Innovative repair

methods on steam

turbine parts

SAVE THE DATE

vgbe conference

KELI 2022

Conference Electrical

Engineering, I&C and

Information Technology

in the Energy Supply

10 – 12 May 2022

Bremen, Germany

Internet-based remote

emission control

Mobile maintenance

against the

background of

sector coupling

be informed www.vgbe.energy

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

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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

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VGB PowerTech 12 l 2021

Editorial

Energy – The year 2021 in review

Dear Readers,

For almost two years now,

the Corona virus and the

pandemic have had a firm

grip on the world. Private,

public and economic life are

restricted with manifold effects

that we all experience

personally. Of course, this

also has consequences for

energy supply and consumption.

But while in the first

year of the pandemic, 2020,

there was a clear trend towards

lower energy consumption

and lower energy prices, in 2021 this trend has

turned around, sometimes dramatically. In a first analysis,

the International Energy Agency (IEA) has summarised developments

and consequences for electricity consumption,

demand and generation.

After a slight decline in 2020, global electricity demand rose

by 6 % in 2021, according to the IEA. This was the largest

annual increase to date in absolute terms (over 1,500 TWh)

and the largest percentage increase since 2010, i.e. after

the financial crisis. About half of the global growth was in

China, where electricity demand increased by an estimated

10 %. Global electricity demand was driven by a rapid economic

recovery combined with more extreme weather conditions;

above-average low temperatures in a cold - globally

considered - winter were also driving. The industrial sector

contributed most to demand growth, followed by the trade

and services sectors, and finally households.

More than half of the increase in global demand was met

by coal. Coal-fired power generation reached an all-time

high of 9 %, the highest since 2011, driven by exceptional

demand and the competitiveness = low prices of coal versus

gas in some markets. Renewables recorded strong growth

of 6 %, although growth was limited by adverse weather

conditions (especially for hydropower and wind energy).

Electricity generation from gas increased by 2 %, while that

from nuclear increased by 3.5 %, almost reaching 2019 levels.

Overall, CO 2 -emissions from electricity generation increased

by almost 7 %, reaching an all-time high.

The increase in demand for fossil fuels combined with supply

shortages led to shortages and high energy prices in

2021. Due to the particularly high prices for gas in Europe

and its 20 % share in the generation mix, average wholesale

electricity prices in the fourth quarter of 2021 were more

than four times higher than the 2015 to 2020 average.

For the period 2022 to 2024, the IEA expects the rapid

growth of renewables to nearly match moderate demand

growth. Average annual electricity demand growth is forecast

at 2.7 % , with the Covid 19 pandemic and high energy

prices causing continued uncertainty. Record-breaking

growth in renewable energy (8 % per year on average) will

cover more than 90 % of net demand growth over this period.

Nuclear power generation will grow by 1 % per year

over the same period, covering about 4 % of global demand

growth. Electricity generation from fossil fuels will stagnate

over the next three years, according to the IEA’s analysis.

As a result of the slower growth in electricity demand and

the considerable addition of electricity generation capacities

from renewable energy sources, electricity generation

from fossil fuels is expected to stagnate to a large extent in

the coming years. In the process, electricity generation from

coal will decline slightly as the phase-out of coal-fired power

generation in the countries concerned and the declining

competitiveness vis-à-vis natural gas in markets such as the

United States and Europe are offset by growth in China and

India. Gas-fired power plants are forecast to grow by about

1 % per year.

Despite all the economic uncertainties and the uncertain

further development of the Corona pandemic, one thing

remains certain with the IEA’s analysis and forecast: innovations

and further developments in technology as well as

their application in power generation and thus topics such

as storage, conversion in Power-2-X systems and sector coupling

continue to be key factors and the innovation driver for

the energy system of the future!

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 12 l 2021

Das „Energiejahr“ 2021

– ein Resümee

Liebe Leserinnen und Leser,

seit fast zwei Jahren haben der

Corona-Virus und die damit verbundene

Pandemie die Welt fest

im Griff. Das private, öffentliche

und Wirtschaftsleben sind eingeschränkt

mit vielfältigen Auswirkungen,

die wir alle persönlich

erfahren. Dies hat natürlich

auch Folgen für die Energieversorgung

und den Energieverbrauch.

Doch während sich im

ersten Jahr der Pandemie, 2020

eine klare Tendenz in Richtung

eines geringeren Energieverbrauchs

und niedrigeren Energiepreise

abzeichnete, hat sich

in 2021 diese Entwicklung teils dramatisch gewendet. Die Internationale

Energieagentur (IEA) hat in einer ersten Analyse Entwicklungen

und Folgen für Stromverbrauch, -bedarf und -erzeugung

zusammen gefasst.

Nach einem leichten Rückgang im Jahr 2020 stieg die weltweite

Stromnachfrage im Jahr 2021 um 6 %, so die IEA. Dies war der bisher

größte jährliche Anstieg in absoluten Zahlen (über 1.500 TWh)

und der größte prozentuale Anstieg seit 2010, d.h. nach der Finanzkrise.

Etwa die Hälfte des weltweiten Wachstums betraf China, wo

der Strombedarf um schätzungsweise 10 % stieg. Die weltweite

Stromnachfrage wurde durch eine rasche wirtschaftliche Erholung

in Verbindung mit extremeren Wetterbedingungen bestimmt;

auch überdurchschnittlich niedrige Temperaturen in einem kalten

– weltweit betrachteten – Winter waren treibend. Der Industriesektor

trug am stärksten zum Nachfragewachstum bei, gefolgt vom

Handels- und Dienstleistungssektor und schließlich den privaten

Haushalten.

Mehr als die Hälfte des Verbrauchsanstiegs der weltweiten Nachfrage

wurde durch Kohle gedeckt. Die Stromerzeugung aus Kohle

erreichte mit einem Zuwachs von 9 % einen historischen Höchststand,

den höchsten seit 2011, getrieben durch die außergewöhnliche

Nachfrage und die Wettbewerbsfähigkeit = niedrige Preise

der Kohle gegenüber Gas auf einigen Märkten. Die erneuerbaren

Energien verzeichneten mit 6 % ein starkes Wachstum obwohl das

Wachstum durch ungünstige Wetterbedingungen (insbesondere

bei der Wasserkraft und Windenergie) begrenzt wurde. Die Stromerzeugung

aus Gas stieg um 2 %, während die aus Kernenergie

um 3,5 % zunahm und damit fast das Niveau von 2019 erreichte.

Insgesamt stiegen die CO 2 -Emissionen aus der Stromerzeugung

um fast 7 % und erreichten damit ein bisheriges Maximum.

Der Nachfrageanstieg bei fossilen Brennstoffen in Verbindung

mit Versorgungsengpässen führte in 2021 zu Knappheit und hohen

Energiepreisen. Aufgrund der besonders hohen Preise für

Gas in Europa und seines Anteils von 20 % am Erzeugungsmix

waren die durchschnittlichen Großhandelsstrompreise im vierten

Quartal 2021 mehr als viermal so hoch wie im Durchschnitt

der Jahre 2015-2020.

Für den Zeitraum 2022 bis 2024 erwartet die IEA, dass das rasche

Wachstum der erneuerbaren Energien einem moderaten

Nachfragewachstum nahezu entspricht. Prognostiziert wird ein

durchschnittliches jährliches Wachstum bei der Stromnachfrage

von 2,7 % , wobei die Covid-19-Pandemie und die hohen Energiepreise

für weiterhin bestehende Unsicherheit sorgen. Das rekordverdächtige

Wachstum der erneuerbaren Energien (durchschnittlich

8 % pro Jahr) wird in diesem Zeitraum mehr als 90 % des

Nettowachstums der Nachfrage abdecken. Die Stromerzeugung

aus Kernenergie wird im gleichen Zeitraum jährlich um 1 % zunehmen

und damit rund 4 % des weltweiten Nachfragewachstums

decken. Die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen wird gemäß

der Analyse der IEA in den nächsten drei Jahren stagnieren.

Infolge des verlangsamten Anstiegs der Stromnachfrage und des

beträchtlichen Zubaus von Stromerzeugungskapazitäten aus erneuerbaren

Energieträgern wird die Stromerzeugung aus fossilen

Brennstoffen in den kommenden Jahren voraussichtlich weitgehend

stagnieren. Dabei wird Stromerzeugung aus Kohle leicht

zurückgehen, da der Ausstieg aus der Kohleverstromung in den

betreffenden Ländern und die sinkende Wettbewerbsfähigkeit

gegenüber Erdgas in Märkten wie den Vereinigten Staaten und

Europa durch das Wachstum in China und Indien ausgeglichen

werden. Für die Gaskraftwerke wird ein jährliches Wachstum von

etwa 1 % prognostiziert.

Eines bleibt bei allen ökonomischen Unsicherheiten und der ungewissen

weiteren Entwicklung der Corona-Pandemie mit der

Analyse und Prognose der IEA gewiss: Innovationen und Weiterentwicklungen

der Technik sowie ihre Anwendung in der Stromerzeugung

und damit Themen wie Speicherung, Umwandlung

in Power-2-X-Systemen und Sektorenkopplung sind weiterhin

Schlüsselfaktor und der Innovationstreiber für das Energiesystem

der Zukunft!

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur – vgbe energy*

Essen, Deutschland

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt

des VGB PowerTech.

2


© WavebreakMediaMicro – Fotolia

Qualifiziertes Fachpersonal für alle Bereiche der Strom- und Wärmeerzeugung finden.

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Kontakt: Sabine Kuhlmann, Tel: +49 201 8128-300

ads@vgbe.energy | www.vgbe.energy/powerjobs/


Contents VGB PowerTech 12 l 2021

vgbe Conference

Electrical Engineering, I&C and

Information Technologies in the energy supply 2022

VGB KELI 2022 – Konferenz Elektro-, Leitund

Informationstechnik in der Energieversorgung

Save the date!

| 10 to 12 May 2022

Bremen, Germany

Please check our website for updates!

E-mail: vgbe-keli@vgbe.energy

www.vgbe.energy

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 12 l 2021

Energy – The year 2021 in review

Das „Energiejahr“ 2021 – ein Resümee

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 35

News from Science & Research 38

Events in Brief 41

Forecasts and scenarios for global energy supply as the basis

for climate policy implications

Prognosen und Szenarien zur globalen Energieversorgung als Grundlage

für klimapolitische Maßnahmen

Hans-Wilhelm Schiffer 42

Internet-based remote emission control – An overview

of the developments using the example of NRW

Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung – Ein Überblick

über die Entwicklungen am Beispiel von NRW

Tabitha Gwisdorf 50

Effective asset management starts

with a common data environment

Erfolgreiches Asset Management beginnt

mit einer guten Kollaborationsplattform

Ann-Kathrin Sommer 54

Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service

– Added value through bundling technology and knowledge

Omnivise Analytics. Siemens Energy Analytics Service

– Mehrwert durch Bündelung von Technologie und Wissen

Stefan Lichtenberger 57

Innovative repair methods on steam turbine parts

Innovative Reparaturmethoden an Dampfturbinenteilen

Volkmar Patig 60

he KKM’s path to decommissioning

Part 2: Technical retrofitting and working procedures

Der Weg des KKM in die Stilllegung

Teil 2: Technische Nachrüstungen und Arbeitsverfahren

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer 63

Blended firing of coal and lignite

Mischfeuerung von Steinkohle und Braunkohle

Xing Zhang 71

4


VGB PowerTech 12 l 2021

Contents

SAVE THE DATE

vgbe conference

KELI 2022

Conference Electrical

Engineering, I&C and

Information Technology

in the Energy Supply

10 – 12 May 2022

Bremen, Germany

be informed www.vgbe.energy

vgbe keli2022-std cover-vej.indd 1 17.01.2022 10:00:31

Oil analysis in steam turbines - monitoring of lubricant and turbine

Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring von Schmierstoff

und Turbine

Stefan Mitterer 75

Operating results 84

VGB News 88

Application of pH stable nanofiltration membrane for recovery

of nitric acid from spent nitric solution of zirconium

extraction process

Anwendung einer pH-neutralen Nanofiltrationsmembran

zur Rückgewinnung von Salpetersäure aus der verbrauchten

Salpetersäurelösung des Zirkoniumextraktionsverfahrens

Tahir Maqsood Qaisrani, Aiman Fatima

and Rustam Khan 79

Personalien91

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview vgbe energy journal 1/2|2022 96

Annual Index 2021: The Annual Index 2021, as also of previous

volumes, are available for free download at

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2021: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2021

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 12 l 2021

Forecasts and scenarios

for global energy supply as the basis

for climate policy implications

Hans-Wilhelm Schiffer

Various institutions regularly publish studies on

the prospects for global energy supply. These

include international organizations such as the

International Energy Agency (IEA), the International

Renewable Energy Agency (IRENA) and

the World Energy Council (WEC), consulting

firms such as DNV, BloombergNEF and McKinsey

& Company, as well as energy groups such

as BP, Shell and Equinor. In order to be able to

compare and to highlight similarities and differences,

the respective underlying methodological

approaches and the assumptions made

are of particular relevance. This article outlines

the characteristics of projections as well as exploratory

and normative scenarios, and classifies

the approaches pursued by the institutions

mentioned. The key messages conveyed in the

studies are presented against the background of

developments over the past decades. Increasing

electrification and increased use of hydrogen

are identified as decisive factors in achieving

the pursued climate goals. Finally, it is assessed

to what extent the reported results align with

the Glasgow Climate Pact and what consequences

result from it.

Internet-based remote emission control –

An overview of the developments using

the example of NRW

Tabitha Gwisdorf

Remote emission control is an important part

of modern monitoring of emissions at industrial

plants in Germany. This article provides

an overview of the historical background of

remote emission control as well as the development

from analog remote data transmission to

a web-based application using the example of

North Rhine-Westphalia (NRW). The aim is to

provide an insight into the basic functionality

of both systems. In addition to the concept of

the internet based remote emissions control in

NRW, the implementation of the requirements

from the national interface definition for remote

emissions control systems is described. Besides,

the current status and first experiences with the

changeover from transmission via modem connections

to web-based applications are to be

presented. The legal framework is outlined and

a historical review of the beginnings of remote

emission control is given in order to convey the

basic idea of this concept.

Effective asset management starts with

a common data environment

Ann-Kathrin Sommer

The first thing that comes to mind when we

hear the word „digitalisation“ is technology.

However, technology is only the vehicle for digitalisation

and optimisation of processes. What

challenges does the energy sector face in asset

management and what goals can be derived

from this? A digital collaboration platform

(CDE) can support the fulfilment of those goals

and the digitalisation ofprocesses. The two core

elements of a CDE are cross-departmental and

cross-company collaboration as well as data

management over the entire lifecycle of an asset.

The following article looks at both the functionality

and the benefits of such a platform.

Finally, the success factors for implementation

are discussed.

Omnivise Analytics. Siemens Energy

Analytics Service – Added value through

bundling technology and knowledge

Stefan Lichtenberger

The management of power plants has evolved

over the past hundred years or so, picking up

on technical innovations and trends of the time.

At the same time, e.g. the liberalisation of markets

and the installation of renewable energy

producers have greatly changed the business

framework of power plants. Despite the resulting

need for cost reductions, the goal of operations

management has remained the same: to

continuously increase the availability and reliability

of power plants.

Innovative repair methods on steam turbine

parts

Volkmar Patig

The energy transition and the increased use of

renewable energies are reducing the use of conventional

power plant turbines. The constant

short operation of the plant leads to significantly

higher loads on the turbine parts. Increased

wear caused by erosion corrosion and drop

erosion/drop impact on static and rotating turbine

parts poses an additional challenge, also

for repairs. Thermal spray coatings have been

shown to be a viable alternative to previous repair

methods. The advantages of using thermal

spraying are clear to see. According to these experiences,

innovative repair methods of today

mean creative decisions for tomorrow!

he KKM’s path to decommissioning

Part 2: Technical retrofitting

and working procedures

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. 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.

Blended firing of coal and lignite

Xing Zhang

Many emerging economies depend on coal for

secure, affordable and reliable electricity generation

and supply. Therefore, it is vital to ensure

that coal is used efficiently with minimum

environmental impacts. This report summarises

commonly used coal blending methods and

where blending can be carried out at coal-fired

power plants. Coal blending methods include

stockpile, bin, belt and furnace blending and

can happen onsite or offsite at a power plant.

Case studies of firing lignite blends include examples

from Bulgaria, China, India, Pakistan,

and the USA. Firing lignite with coal can play

a role in the achievement of some of the United

Nations Sustainable Development Goals, particularly,

Goal 7 affordable and clean energy,

Goal 8 decent work and economic growth, Goal

9 industry innovation and infrastructure, Goal

12 sustainable consumption and production

patterns, and Goal 13 climate action.

Oil analysis in steam turbines - monitoring

of lubricant and turbine

Stefan Mitterer

High efficiency, short start-up times and flexibility

under changing operating conditions -

steam turbines today have to fulfill a variety of

requirements. Their safe operation increasingly

depends on their turbine oils. For this reason,

in addition to stricter standard specifications,

performance tests are becoming more and

more important as a requirement for OEMs to

recommend the oils. The analysis of the lubricants

in operation makes their changes visible

and provides information about the condition

of the turbine itself. The long-term use of steam

turbine oils is influenced by several factors. The

article shows which changes can occur in the lubricant

and which consequences and action are

derived for the turbine operator.

Application of pH stable nanofiltration

membrane for recovery of nitric acid from

spent nitric solution of zirconium

extraction process

Tahir Maqsood Qaisrani, Aiman Fatima

and Rustam Khan

Uranium and Zirconium are important fuel and

structure materials for the nuclear industry.

Zirconium alloys are considered as the proven

structural material for nuclear fuel cladding in

light water reactors due to its good corrosion

resistance and low capture cross-section for

thermal neutrons. The present experimental

study aims at recovery of spent nitric acid. A

pH-stable nanofiltration (NF) membrane process

has been applied for this purpose. A number

of experiments were conducted to optimize

the hydrodynamic parameters like rejection of

hafnium, zirconium and other metallic impurities,

permeate flux, recovery and effect of nitric

acid on membrane performance. The results of

this study are very encouraging.

6


VGB PowerTech 12 l 2021

Kurzfassungen

Prognosen und Szenarien zur globalen

Energieversorgung als Grundlage für

klimapolitische Maßnahmen

Hans-Wilhelm Schiffer

Verschiedene Institutionen veröffentlichen

regelmäßig Studien zu den Perspektiven der

globalen Energieversorgung. Dazu gehören internationale

Organisationen wie die Internationale

Energieagentur (IEA), die Internationale

Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) und

der Weltenergierat (WEC), Beratungsunternehmen

wie DNV, BloombergNEF und McKinsey &

Company sowie Energiekonzerne wie BP, Shell

und Equinor. Um diese miteinander vergleichen

und Gemeinsamkeiten und Unterschiede herausstellen

zu können, sind die jeweils zugrunde

liegenden methodischen Ansätze und die getroffenen

Annahmen von besonderer Bedeutung. In

diesem Artikel werden die Charakteristika von

Projektionen sowie exploratorischen und normativen

Szenarien skizziert und die von den genannten

Institutionen verfolgten Ansätze klassifiziert.

Die Kernaussagen der Studien werden

vor dem Hintergrund der Entwicklungen der

letzten Jahrzehnte dargestellt. Die zunehmende

Elektrifizierung und der verstärkte Einsatz von

Wasserstoff werden als entscheidende Faktoren

für die Erreichung der angestrebten Klimaziele

identifiziert. Abschließend wird bewertet, inwieweit

die berichteten Ergebnisse dem Glasgower

Klimapakt gerecht werden und welche

Konsequenzen sich daraus ergeben.

Internetbasierte

Emissionsdatenfernübertragung – Ein

Überblick über die Entwicklungen am

Beispiel von NRW

Tabitha Gwisdorf

Die Emissionsdatenfernübertragung, kurz als

EFÜ bezeichnet, ist ein wichtiger Bestandteil

moderner Überwachung von Emissionen an

Industrieanlagen in Deutschland. Dieser Artikel

gibt einen Überblick über die historischen Hintergründe

der Emissionsdatenfernübertragung

sowie die Entwicklungen von der analogen

Datenfernübertragung hin zu einer webbasierten

Anwendung am Beispiel des Bundeslandes

Nordrhein-Westfalen (NRW). Dabei soll ein Einblick

in die grundlegende Funktionsweise beider

Systeme vermittelt werden. Neben dem in NRW

verwendeten Konzept der Internet-EFÜ wird die

Umsetzung der Anforderungen aus der bundeseinheitlichen

Schnittstellendefinition für die

Emissionsdatenfernübertragung beschrieben.

Zudem werden der aktuelle Stand sowie erste

Erfahrungen bei der

Umstellung von der Übertragung über Modemverbindungen

hin zu der webbasierten Anwendung

dargestellt. Dabei wird der rechtliche Rahmen

skizziert sowie ein historischer Rückblick

auf die Anfänge der Emissionsdatenfernübertragung

gegeben, um die grundlegende Idee dieses

Konzeptes zu vermitteln.

Erfolgreiches Asset Management beginnt

mit einer guten Kollaborationsplattform

Ann-Kathrin Sommer

Ohne Strom würde die digitale Gesellschaft

zum Stillstand kommen. Das Internet der Dinge

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

– all diese modernen Konzepte, die wir für

selbstverständlich halten, würden nicht funktionieren.

Um eine stabile Energieversorgung

zu gewährleisten, ist es entscheidend, dass die

Energiewirtschaft das Stromnetz jederzeit funktionsfähig

hält. Dieses vernetzte System versorgt

uns von zahlreichen Standorten aus mit Energie

aus unterschiedlichen Quellen. Ein komplexer

Vorgang.

Omnivise Analytics. Siemens Energy

Analytics Service – Mehrwert durch

Bündelung von Technologie und Wissen

Stefan Lichtenberger

Die Betriebsführung von Kraftwerken hat sich

seit etwa hundert Jahren weiterentwickelt, indem

technische Neuerungen und Trends der

Zeit aufgegriffen wurden. Gleichzeitig haben

z.B. die Liberalisierung der Märkte und die Installation

erneuerbarer Energieerzeuger die

geschäftlichen Rahmen der Kraftwerke stark

verändert. Trotz der sich daraus ergebenden

Notwendigkeit von Kostensenkungen blieb das

Ziel der Betriebsführung das Gleiche: die Verfügbarkeit

und Zuverlässigkeit von Kraftwerken

kontinuierlich zu erhöhen.

Innovative Reparaturmethoden an

Dampfturbinenteilen

Volkmar Patig

Durch die Energiewende und vermehrten Einsatz

von erneuerbaren Energien wird der Einsatz

von konventionellen Kraftwerksturbinen

reduziert. Der ständige Kurzbetrieb der Anlage

führt zu signifikant höheren Belastungen an

den Turbinenteilen. Ein vermehrter Verschleiß,

verursacht durch Erosionskorrosion und Tropfenerosion/Tropfenschlag

an statischen und

rotierenden Turbinenteilen, stellt eine zusätzliche

Herausforderung, auch für Reparaturen,

dar. Es hat sich gezeigt, dass sich thermische

Spritzschichten gegenüber bisherigen Reparaturmethoden

als Alternative bewährt haben. Die

Vorteile, die durch den Einsatz des Thermischen

Spritzens entstehen, sind deutlich erkennbar.

Innovative Reparaturmethoden von heute bedeuten

gemäß dieser Erfahrungen kreative Entscheidungen

für morgen!

Der Weg des KKM in die Stilllegung

Teil 2: Technische Nachrüstungen

und Arbeitsverfahren*

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 erfolge 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.

Mischfeuerung von Steinkohle und

Braunkohle

Xing Zhang

Viele Schwellenländer sind für eine sichere, erschwingliche

und zuverlässige Stromerzeugung

und -versorgung auf Kohle angewiesen. Daher

ist es von entscheidender Bedeutung, dass

die Kohle effizient und mit möglichst geringen

Umweltauswirkungen genutzt wird. Dieser Bericht

gibt einen Überblick über die gängigen

Methoden der Kohlemischung und darüber, wo

in Kohlekraftwerken gemischt werden kann. Zu

den Methoden der Kohlemischung gehören die

Halden-, Behälter-, Band- und Ofenmischung,

die sowohl vor Ort als auch außerhalb des Kraftwerks

erfolgen kann. Fallstudien zur Verbrennung

von Braunkohlemischungen umfassen

Beispiele aus Bulgarien, China, Indien, Pakistan

und den USA.Die Verbrennung von Braunkohle

mit Steinkohle kann zur Erreichung einiger der

Ziele für nachhaltige Entwicklung der Vereinten

Nationen beitragen, insbesondere zu Ziel

7 (erschwingliche und saubere Energie), Ziel

8 (menschenwürdige Arbeit und Wirtschaftswachstum),

Ziel 9 (industrielle Innovation und

Infrastruktur), Ziel 12 (nachhaltige Konsumund

Produktionsmuster) und Ziel 13 (Klimaschutz).

Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring

von Schmierstoff und Turbine

Stefan Mitterer

Ein hoher Wirkungsgrad, kurze Anlaufzeiten

und Flexibilität bei wechselnden Betriebsbedingungen

– Dampfturbinen müssen heute

eine Vielzahl von Anforderungen erfüllen. Ihr

sicherer Betrieb hängt dabei zunehmend von

ihren Turbinenölen ab. Daher rücken neben

verschärften Normvorgaben auch praxisbegleitende

Leistungstests als Voraussetzung für das

Empfehlen der Öle durch die OEM immer mehr

in den Fokus. Die Analytik der im Einsatz befindlichen

Schmierstoffe macht dabei deren Veränderungen

ersichtlich und liefert Informationen

über den Zustand der Turbine selbst. Der Langzeiteinsatz

von Dampfturbinenölen wird durch

mehrere Faktoren beeinflusst. Es wird gezeigt

welche Veränderungen im Schmierstoff auftreten

können und welche Folgen und Handlungsmaßnahmen

daraus für den Turbinenbetreiber

abgeleitet werden.

Anwendung einer pH-neutralen

Nanofiltrationsmembran zur

Rückgewinnung von Salpetersäure aus der

verbrauchten Salpetersäurelösung des

Zirkoniumextraktionsverfahrens

Tahir Maqsood Qaisrani, Aiman Fatima und

Rustam Khan

Uran und Zirkonium sind wichtige Brennstoffund

Strukturmaterialien für die Nuklearindustrie.

Zirkoniumlegierungen gelten aufgrund

ihrer guten Korrosionsbeständigkeit und ihres

geringen Einfangquerschnitts für thermische

Neutronen als bewährtes Strukturmaterial für

Kernbrennstoffhüllen in Leichtwasserreaktoren.

Die vorliegende experimentelle Studie zielt auf

die Rückgewinnung von verbrauchter Salpetersäure

ab. Zu diesem Zweck wurde ein pH-neutraler

Nanofiltrationsmembranprozess (NF) eingesetzt.

Es wurde eine Reihe von Experimenten

durchgeführt, um die hydrodynamischen Parameter

wie die Abscheidung von Hafnium, Zirkonium

und anderen metallischen Verunreinigungen,

den Permeatfluss, die Rückgewinnung

und die Auswirkungen der Salpetersäure auf die

Membranleistung zu optimieren.

7


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Members´ News VGB PowerTech 12 l 2021

Members´

News

Alpiq: Csepel feiert

20 + 1 Jahre Betrieb

(alpiq) Das Gas-Kombikraftwerk Csepel erzeugt

für das Energiesystem Ungarns zuverlässig

und flexibel Strom und Wärme.

Am 1. November 2021 jährte sich die Inbetriebnahme

zum 21. Mal.

Das Kraftwerk Csepel in Budapest ist eines

der modernsten und leistungsstärksten

Gas-Kombikraftwerke in Ungarn. Die Anlage

ist seit der Inbetriebnahme am 1. November

2000 ein Musterbeispiel für hohe

Flexibilität und Effizienz. Es liefert zuverlässig

Strom an Industriekunden und den

ungarischen Netzbetreiber sowie Wärme

an rund 20‘000 Haushalte im südlichen

Teil von Budapest. Mit einer Leistung von

403 MW deckt Csepel rund 6 % des ungarischen

Stromverbrauchs ab und unterstützt

das Land mit seiner hohen Flexibilität beim

Ausbau der erneuerbaren Energien. Csepel

ist seit 2002 Teil des internationalen Kraftwerksportfolios.

Alpiq feiert den Jahrestag der Inbetriebnahme

am 4. November 2021 mit Partnern,

Kunden, Gästen und den Mitarbeitenden.

Der offizielle Jahrestag des Kraftwerks ist

für Alpiq ein wichtiger und freudiger Anlass

in einer langjährigen Erfolgsgeschichte.

Das Unternehmen bedankt sich bei den

Mitarbeitenden für den zuverlässigen Betrieb

und den Kunden und den Behörden

für die langjährige professionelle und partnerschaftliche

Zusammenarbeit.

Das Kraftwerk Csepel hat vor über 20 Jahren

ein modernes System für Arbeitssicherheit

und Gesundheitsschutz eingeführt.

Die Sicherheitskultur geniesst in der Anlage

höchste Priorität. Alpiq ist stolz darauf,

Alpiq: Neue Dampfturbine für Novel

dass sich seit knapp 20 Jahren in Csepel

kein Arbeitsunfall ereignet hat. Die hohe

Zahl an unfallfreien Tagen widerspiegelt

den vorbildlichen Standard eindrücklich.

Neben der herausragenden Sicherheitskultur

hat sich das Gas-Kombikraftwerk 2002

einer transparenten Umweltberichterstattung

verpflichtet. Basis dafür ist das

ISO-zertifizierte Umweltmanagement-System;

seit Anbeginn legt Csepel jedes Jahr

Rechenschaft ab und berichtet in Umweltund

Nachhaltigkeitsberichten über die

Auswirkungen.

LL

www.alpiq.com (22130922)

Alpiq: Neue Dampfturbine

für Novel

(alpiq) Am Gaskombikraftwerk Novel wird

im Moment eine Dampfturbine ersetzt. Mit

einem gesteigerten Wirkungsgrad stellt

das Kraftwerk eine sichere und effiziente

Versorgung sicher. Die Arbeiten dauern bis

Dezember 2021.

Das Gaskombikraftwerk Novel, an dem

Alpiq mit 51 Prozent beteiligt ist, erhält

eine neue Dampfturbine und einen neuen

Generator. Damit wird der Wirkungsgrad

der Kraftwärmekopplungsanlage und ihre

Betriebssicherheit gesteigert. Die bisherige

Dampfturbine war bereits mehr als 150

000 Betriebsstunden im Einsatz und stellte

vor allem Prozessdampf für das nahe gelegene

Chemiewerk der Radici-Gruppe zur

Verfügung. Für den führenden Polyamidhersteller

in Italien es die wichtigste Fabrik

für Halbfabrikate und Polyamid 6.6. Daher

ist die Partnerschaft mit Alpiq für Radici

entscheidend, um eine langfristige und zuverlässige

Energieversorgung für den

Standort sicherzustellen.

Der Tausch der Dampfturbine wird zugleich

genutzt, um die Anlage neu auszurichten.

So kann sie künftig weitere Dienstleistungen

erbringen und zur Fernwärmeversorgung

eingesetzt werden. Damit der

Stillstand des Gaskombikraftwerks so gering

wie möglich gehalten wird, führen wir

zeitgleich die ohnehin anfallende Inspektion

der Gasturbine durch. „So können alle

Aktivitäten gemeinsam stattfinden und

werden im Dezember 2021 beendet sein“,

sagt Francesco Marinozzi, Head of Operation

and Maintenance Thermal, und setzt

glücklich hinzu: „Ein sehr emotionaler Moment

für uns war, als die neue Dampfturbine

ihren endgültigen Bestimmungsort im

Werk erreichte und wir sie einsetzen konnten.

Nun laufen die Test.“

Eine nachhaltige Investition

Das Gaskomikraftwerk Novel ist seit Oktober

2004 in Betrieb und liefert 100 MWel

und 46 MWth. Die Modernisierung basiert

auf der Übereinkunft der beiden Aktionäre

Alpiq (51%) und Radici-Group (49%),

mehr in die Anlage zu investieren, um einen

zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten,

die Leistung und Flexibilität zu erhöhen

und die Umweltbelastung zu reduzieren.

Alpiq stellt für Radici eine wettbewerbsfähige

und nachhaltige Energieversorgung

sicher.

Die Anlage von Novel S.p.A ist das Ergebnis

einer Zusammenarbeit zwischen dem

Unternehmen Radici Group (49 % Beteiligung)

und Alpiq (51 % Beteiligung). Die

Anlage liefert dem anliegenden Chemiewerk

Radici Chimica Strom und Dampf.

Die nicht benötigte Energie verkauft Alpiq

Energia Italia S.p.A. im italienischen

Markt. Das Kraftwerk wurde von Alpiq geplant

und durch STC-Atel schlüsselfertig

gebaut. Betrieb und Unterhalt werden von

Alpiq Energia Italia gewährleistet.

Das Kraftwerk Novel hat im Jahr 2009 ein

Umweltmanagementsystem nach UNI EN

ISO 14001:2015 Norm eingeführt. Die an

national akkreditierten Drittorganisationen

anvertraute ISO 14001: 2015 Zertifizierung

gewährleistet sowohl Einhaltung der von

der Norm festgelegten Voraussetzungen als

auch ihre ordnungsgemäße Anwendung.

Seit dem 19. Dezember 2012 verfügt die

Anlage auch über ein Zertifikat der Emas

(Eco-Management and Audit Scheme). Gemäss

Reglement verpflichten sich die

Emas-Mitglieder, ihre Umweltleistungen

zu verbessern und eine Umwelterklärung

zu veröffentlichen. In dieser berichten sie

über die Auswirkungen auf die Umwelt (direkt

oder indirekt), die Umweltleistung

und die Umweltziele.

Im Jahr 2014 erhielt das Kraftwerk die

Zertifizierung nach ISO 45001:2018, die

eine kontinuierliche Verbesserung des Arbeitsschutzmanagementsystems

verlangt.

Um die Zertifizierungen zu behalten,

wird Novel jährlichen Kontrollen zur Aufrechterhaltung

der Konformitätsbedingungen

seiner Sicherheits- und Umweltmanagementsysteme

unterzogen.l

LL

www.alpiq.com (22131151)

8


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

AXPO –

KKB: Fit für den Langzeitbetrieb

(axpo) Das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat

ENSI kommt in seiner Stellungnahme

zur Periodischen Sicherheitsüberprüfung

(PSÜ 2017) des Kernkraftwerks

Beznau (KKB) zum Schluss, dass die

Anlage mit der notwendigen Sorgfalt und

sicherheitstechnisch auf gutem Niveau betrieben

wurde. Axpo nimmt die Einschätzung

mit Genugtuung zur Kenntnis. Das

KKB ist dank professionellem Betrieb, sorgfältigem

Unterhalt und laufenden Nachrüstungen

in einem guten Zustand und erfüllt

die Anforderungen für den Langzeitbetrieb.

Das bereits hohe Sicherheitsniveau wird

dennoch weiter verbessert.

Das KKB zeigte im Betrachtungszeitraum

ein sicheres Betriebsverhalten. Die umfassende

Überprüfung der Organisation, des

Managementsystems, der technischen und

technologischen Alterungsprozesse aller

sicherheitsrelevanten Komponenten sowie

der Ergebnisse umfassender Sicherheitsanalysen

belegen, dass die Sicherheit der

Anlage sowohl im Betrachtungszeitraum

als auch in Zukunft gewährleistet ist.

Alle Grundsätze der nuklearen Sicherheit

sind im KKB umgesetzt und erfüllt. Das Sicherheitskonzept

der Anlage entspricht

den gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen

der Schweiz sowie den international

anerkannten Normen der Internationalen

Atomenergieagentur IAEA.

Mit dem Sicherheitsnachweis für den

Langzeitbetrieb hat das KKB aufgezeigt,

dass beide Blöcke aufgrund ihres technischen

und sicherheitstechnischen Zustandes

die Anforderungen für den Weiterbetrieb

erfüllen. „Wir sind erfreut über die

gute Einstufung und sehen uns in unserer

Arbeit bestätigt“, erklärt Kraftwerksleiter

Roland Schmidiger. „Den vom ENSI mit

der Stellungnahme zur PSÜ 2017 formulierten

zusätzlichen Forderungen werden

wir entsprechen und damit das bestehende

Sicherheitsniveau weiter erhöhen.“

LL

www.axpo.com (22131207)

AXPO: Aargauer Kooperation für

klimafreundliches Wasserstoffprojekt

(axpo) Am Industriestandort Wildischachen

in Brugg (AG) soll eine klimafreundliche

Wasserstoffproduktionsanlage entstehen.

Axpo, Voegtlin-Meyer, die IBB Energie

AG (IBB) und die Stadt Brugg haben entsprechende

Absichtserklärungen unterzeichnet.

Axpo plant, sauberen Wasserstoff

aus einheimischer Wasserkraft direkt via

Pipeline zur nahegelegenen Tankstelle von

Voegtlin-Meyer zu liefern. Das Projekt leistet

einen Beitrag zur Dekarbonisierung des

Mobilitätssektors in der Schweiz. Die Ortsbürgergemeinde

Brugg wird im Dezember

über die Baurechtsvergabe für die Nutzung

des Grundstücks entscheiden.

Grüner Wasserstoff gehört vor allem im

Bereich der Industrie und Mobilität zu den

wichtigsten klimafreundlichen Energieträgern

und ist zentraler Bestandteil der Dekarbonisierungsstrategien

der Schweiz

und der EU. Axpo als größte Produzentin

von erneuerbaren Energien in der Schweiz

strebt dabei eine führende Rolle an und

baut mit dem Projekt ihr Geschäftsfeld im

Bereich Wasserstoff weiter aus. Geplant ist

eine Wasserstoffproduktionsanlage, die

auf eine installierte Leistung von bis zu 15

MW ausgelegt wird und jährlich mittels

Elektrolyse rund 2000 Tonnen grünen

Wasserstoff liefern soll. Der für die Produktion

benötigte Strom stammt vollumfänglich

aus dem nahegelegenen Flusskraftwerk

Wildegg-Brugg. Mit der direkten Anbindung

an das Kraftwerk wird die klimaneutrale

Produktion von Wasserstoff sichergestellt.

Das Kraftwerk befindet sich zu

100 % im Besitz der Axpo.

CO 2 -Emissionen im Verkehr reduzieren

Der produzierte Wasserstoff wird teilweise

via Pipeline zur nahegelegenen Tankstelle

des Traditionsunternehmens Voegtlin-Meyer

geliefert sowie teilweise zu weiteren Tankstellen

in der Region vertrieben. Voegtlin-Meyer

plant, den grünen Wasserstoff privaten

Nutzern zur Verfügung zu stellen. Zudem

soll der Wasserstoff für die im Auftrag

der PostAuto AG betriebenen Busse eingesetzt

werden. Mit der produzierten Menge

können jährlich rund 300 Lastwagen, Postautos

oder Busse betrieben werden.

Das Projekt leistet damit einen wichtigen

Beitrag, die CO 2 -Emissionen im Strassenverkehr

zu reduzieren.

Erneuerbare Energie für Industrienachbarn

Die Projektierung der Pipeline, die von

der Wasserstoffproduktionsanlage bis zur

Tankstelle in Wildischachen führt, wird

durch die IBB vorgenommen. Sie plant in

einem weiteren Schritt, die aus dem Elektrolyseverfahren

resultierende Abwärme in

einem Wärmenetz zu nutzen und die gewonnene

erneuerbare Energie den Industrienachbarn

im Gebiet Wildischachen zur

Verfügung zu stellen.

Zentraler Standort

im Industriegebiet Brugg

Die Anlage soll auf der Parzelle der Ortsbürgergemeinde

Brugg im Gebiet Wildischachen

erstellt werden. Der Standort

eignet sich ideal aufgrund seiner zentralen

Lage in unmittelbarer Nähe des Axpo Kraftwerks

Wildegg-Brugg und der Tankstelle

von Voegtlin Meyer. Die Ortsbürgergemeinde

Brugg wird im Dezember 2021

über die Baurechtsvergabe entscheiden.

Im Falle eines positiven Entscheids startet

Axpo mit der Vorbereitung der Baueingabe.

Die Inbetriebnahme der Anlage und die

Belieferung der Postauto-Flotte mit grünem

Wasserstoff ist per Ende 2023 geplant.

LL

www.axpo.com (22131206)

Ausbildung mit Auszeichnung:

EEW Energy from Waste

Helmstedt erhält Anerkennung

der IHK Braunschweig

(eew) Wo erhalte ich die beste Ausbildung,

um die ideale Grundlage für die Karriere

zu schaffen, die ich mir wünsche? Woran

erkenne ich einen guten Ausbildungsbetrieb?

Diese und weitere Fragen stellen sich

tausende junge Menschen Jahr für Jahr,

wenn sie die Schule abgeschlossen haben

und die ersten Schritte ins Berufsleben gehen

wollen. Eine gute Orientierungshilfe

zur Beantwortung dieser Fragen sind unter

anderem die Bewertungen neutraler Einrichtungen,

wie die der Industrie- und

Handelskammer (IHK) vor Ort. Die IHK

Braunschweig hat der EEW Energy from

Waste Helmstedt GmbH Ende 2021 eine

Anerkennung für besondere Verdienste für

die Berufsausbildung in der Abschlussprüfung

Sommer 2021 verliehen.

Eine gute Ausbildung hat bei EEW Energy

from Waste (EEW) eine lange Tradition:

Seit 1938 kümmert sich die in Helmstedt

ansässige Unternehmensgruppe mit 17 Anlagenstandorten

in Deutschland und dem

benachbarten Ausland darum, junge Menschen

zum Beispiel auf den Beruf als

In-dustriemechaniker (m/w/d), Elektroniker

für Betriebstechnik (m/w/d) oder auch

kaufmännische Berufe vorzubereiten. Dafür

hat die EEW Energy from Waste GmbH

ein eigenes Aus- und Fortbil-dungszentrum

in Helmstedt. Dort können die angehenden

Fachkräfte unter der Anleitung von

er-fahrenen Ausbildern an modernen Maschinen

Kompetenzen erwerben, die auch

über die reguläre Ausbildung hinausgehen.

Verschiedene Seminare – aufbauend auf

dem Ausbildungsrahmenplan des jeweiligen

Ausbildungsberufs – und intensive

Vorbereitungen auf die jeweiligen Prüfungen

runden das umfangreiche Ausbildungsangebot

ab. Dieser Aufwand lohnt

sich, wie Petra Mers-mann-Dunkel, Leiterin

des Aus- und Fortbildungszentrums bei

EEW, berichtet: „Unsere Azubis er-zielen

bei ihren Abschlussprüfungen regelmäßig

sehr gute Ergebnisse – in diesem Jahr haben

wir beispielsweise einen der Jahrgangsbesten

gestellt.“ Und auch unabhängige

Institutionen wie die Industrie- und

Handelskammer bestätigen EEW die hohe

Qualität der Ausbildung: „Erst im November

erhielten wir von der IHK Braunschweig

eine Anerkennung für besondere

Verdienste für die Berufsausbildung in der

Abschlussprüfung Sommer 2021. Das ist

eine schöne Anerkennung für die Arbeit

unserer Ausbilderinnen und Ausbilder vor

Ort“, freut sich Petra Mersmann-Dunkel.

Für 2022 sucht EEW derzeit noch neue

Nachwuchskräfte: „Allein für unsere beiden

Standorte im Landkreis Helmstedt haben

wir derzeit noch fünf Ausbildungsplätze zu

vergeben“, berichtet Andreas Echternach,

9


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Freudige Gesichter gab es bei Ausbilderin Jana Bolze und Ausbildungsmeister Michael Heinze,

aus dem EEW-Aus- und Fortbildungszentrum in Helmstedt, und Guido Lücker, Technischer

Geschäftsführer der EEW Energy from Waste Helmstedt GmbH, als die Anerkennung der IHK

Braunschweig eintraf (von links).

Personalleiter von EEW. Wer sich für einen

Start in das Berufsleben bei EEW entscheidet,

könne neben dem Aus- und Fortbildungszentrum

von einer Vielzahl weiterer

Vorteile profitieren, wie Echternach hervorhebt:

„Wir kooperieren mit verschiedenen

Unternehmen im Ausbildungsverbund, und

auch die Berufsschulen sind wichtige Partner.

Die Ausbildung in unseren Anlagen verspricht

reales Mitarbeiten im Alltagsgeschäft

und an zukunftsorientierten Projekten.

Darüber hinaus werden durch verschiedene

ausbildungsvertiefende Lehrgänge

Wissen und Kompetenzen der Auszubildenden

verstärkt. Das macht sie fit für den Beruf“,

so Andreas Echternach.

Neben diesen Vorteilen biete EEW unter

anderem eine tarifvertragliche Ausbildungsvergütung

so-wie eine Jahressonderzahlung,

die Kostenübernahme für sämtliche

Ausbildungs- und Lernmittel und 30

Tage Urlaub plus drei zusätzliche freie

Tage. Auch Heiligabend und Silvester sind

bei EEW arbeitsfreie Tage. „Was aber noch

wichtiger ist: Wer bei uns einen engagierten

Job macht, hat gute Aussichten auf eine

Übernahme nach der Ausbildung“, führt

Echternach weiter aus.

Damit der Einstieg in den Job gelingt, hat

sich die EEW-Gruppe zudem noch eine

kleine Besonder-heit einfallen lassen, wie

Claudia Löder, Ausbildungskoordinatorin

von EEW, berichtet: „Alle Auszubildenden

beginnen ihre Laufbahn bei EEW mit einer

Einführungswoche im Ostseebad Grömitz.

Hier lernen sie die Unternehmensgruppe

näher kennen, erhalten einen tiefen Einblick

in das Berufsfeld und können sich außerdem

untereinander näher kennenlernen

und so ein Netzwerk aufbauen. Das

hilft später ungemein“, fasst Claudia Löder

zusammen.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(22131228)

The EDF group announces

commissioning of the Dongtai V

offshore wind farm in China

(edf) The EDF Group and China Energy Investment

Corporation (CEI), its Chinese

partner, are announcing the commissioning

of the 200 MW Dongtai V offshore wind

farm. Located in the China Sea, off the

Jiangsu coast, North of Shanghai, its construction

took 20 months.

Together with the 300 MW Dongtai IV

wind farm commissioned in December

2019, the Group now operates 500 MW in

offshore wind capacity in China. The Dongtai

IV and V wind farms lie approximately

40 km off the Jiangsu coast, the most advanced

province in offshore technology,

and operate 125 wind turbines which will

generate electricity covering the annual

needs of 2 million local inhabitants.

The joint venture between CEI and the

EDF Group (37.5%) operates both the

Dongtai IV and V wind farms. It is the first

Sino-French joint venture dedicated to the

development and operation of offshore

wind energy projects in China.

These two recently commissioned projects

illustrate the rapid growth in China’s

offshore wind market. China ranked second

in the global league table for capacity

installed in 2020 with 9.9 GW. Its goal is to

install more than 40 GW by 2030 in order

to achieve carbon neutrality by 2060.

The EDF Group has brought to the Dongtai

project its recognized experience in offshore

wind energy gained thanks to 10

years’ of experience and a projects portfolio

of more than 6.5 GW in capacity in operation,

under construction or development,

both in Europe, the birthplace of

offshore wind energy, and in the United

States and in China, other markets with

major potentials. The EDF Group, a longstanding

partner to China, has been present

in the country for more than 35 years

now and operates in other segments of the

energy market, such as nuclear, thermal

power, distribution networks, heating and

air conditioning networks.

Bruno Bensasson, EDF Group Senior Executive

Vice President Renewable Energies

and Chairman & CEO of EDF Renewables,

commented: “The EDF Group is delighted

to strengthen its historical positions in China

through the completion of the Dongtai

offshore wind project together with our

Chinese partner, CEI. We are committed to

supporting the country achieve its energy

goals and to furthering the development of

decarbonised energy. This new Dongtai V

offshore wind project represents another

step forward for the EDF Group’s CAP 2030

strategy, which aims to double its net installed

energy capacity worldwide from 28

GW in 2015 to 60 GW in 2030.”.

The EDF Group in China

The EDF Group has been active in China

for over 35 years and operates in several

segments of the energy market:

Nuclear: under a joint venture with China

General Nuclear Power Corporation

(CGN), the Group builds and operates both

EPR reactors at the Taishan nuclear power

plant (3.5 GW). The first of these reactors

was commissioned in December 2018 and

the second in September 2019. The facility

provides low-carbon electricity to around 5

million Chinese consumers. EDF also provides

operational assistance to the CGN

group covering its entire generating base.

Renewable energies: Since 2016, the EDF

Group has been active via its subsidiary

EDF Renewables in onshore and offshore

wind, and in solar power generations (generation

distributed to commercial and industrial

customer sites). The gross capacity

of its generating assets currently stands at

2 GW.

Energy services: Since 2016, EDF has operated

a heating network serving 8 million

of housing in Sanmenxia (Henan province).

In the neighbouring city of Lingbao,

EDF operates a 35 MW cogeneration facility,

which supplies heating and electricity.

In 2021, the Group commissioned two centralised

air conditioning networks serving

hotels in a tourist area on the tropical island

of Hainan and the new business district

in Jinan (capital of Shandong province).

EDF also manages 100,000 street

lights in the city of Kunming (south-western

China).

Thermal: EDF owns minority shareholdings

in three companies operating thermal

power plants.

LL

www.edf.com (22131229)

10


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

EDP plans to invest in 1.5 GW of

renewable hydrogen by 2030

(edp) EDP reinforces its ambition and is

one of 28 major companies that commit to

H2Zero at COP26. This pledge aims to accelerate

the development and production

of renewable hydrogen by the end of this

decade.

EDP has a new strategic target for renewable

hydrogen and predicts it will invest in

projects that guarantee a further 1.5 GW of

capacity by 2030. With this objective - assumed

on Tuesday, November 9, during

COP26, the United Nations Climate Conference

in Glasgow - EDP becomes one of the

28 large companies that assume the H2Zero

commitment of the WBCSD (World Business

Council for Sustainable Development)

in order to accelerate the development of

renewable hydrogen on a global scale.

It is an important reinforcement of EDP‘s

ambition, for which the current presence in

strategic markets (such as the Iberian Peninsula,

the USA or Brazil) and in regions

where there is a favorable context for the

development of hydrogen projects will be

decisive – such is the case of locations with

good solar and wind resources, support infrastructure,

proximity to industrial customers,

favorable regulatory environment,

among other conditions. The newly announced

ambition reinforces the goals of

EDP‘s Strategic Plan, which already envisaged

investing in 250 MW of hydrogen

electrolyzers capacity by 2025.

Maintaining the goal of abandoning coal

production by 2025 and being all green by

2030, EDP believes that these steps are decisive

in an energy transition process that

urgently needs to be accelerated.

“EDP, as the leader of the energy transition,

is clearly aware that the fight against

climate change is urgent and requires immediate

action. That‘s why we aim to guarantee

100% renewable energy production by

2030 and we are taking concrete steps to

support the decarbonization of all sectors of

the economy,” Miguel Stilwell d’Andrade,

CEO of EDP, says. “Renewable hydrogen

will play a crucial role in this path and there

is no time to waste. The time to strengthen

ambition and make it happen is now.”

The investment plan will thus involve the

conversion of old coal-fired power stations

into hydrogen centers, but also the investment

in new production units. With this

investment reinforcement, EDP hopes to

contribute to a greater and faster decarbonization

of the economy, especially in

sectors where the electrification process is

more difficult. A process that, as the

WBCSD reinforces, requires unprecedented

collaboration between the public and

private sectors and the definition of clear

and stable regulatory policies.

Jointly, the targets of companies that subscribe

to the H2Zero commitment equal

25% of the decarbonization potential provided

by hydrogen by the end of the decade,

according to estimates by the Hydrogen

Council. EDP is one of these 28 companies

(among which are other energy companies

such as Iberdrola, Enel, Engie, Shell

or Total) whose contribution will be decisive

for the decarbonization of the economy,

one of the key themes on the agenda of

the COP26 that ends this week. Hydrogen

will, in fact, be one of the topics under debate

this Tuesday, the day dedicated to Industry,

with the participation of Miguel

Setas, executive board member of the EDP

group, in the conference “The Roadmap to

Net-Zero with Hydrogen.”

LL

www.edp.com (22131233)

Energie AG: Grüner Wasserstoff

aus Sonnenenergie: Auszeichnung

des Energy Globe Austria-Siegers

EINE BRANCHE.

EIN NETZWERK.

Finden Sie neue Projekte, Ideen

und die richtigen Ansprechpartner

der europäischen Energiebranche.

(e-ag) Die Verleihung des Energy Globe

Austria, die Auszeichnung der besten Umweltprojekte,

fand auch in diesem Jahr online

statt. An der Online-Gala nahmen

knapp 19.000 Zuseher teil. Gestern wurde

die Energy Globe-Statue persönlich an eicommunity.e-world-essen.com

11


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Energy Globe Übergabe 2021 an Fronius. Energie AG Generaldirektor Werner Steinecker und

Wolfgang Hink von Fronius International.

nen Sieger der Kategorie Feuer überreicht.

Gewonnen hat u.a. die Firma Fronius mit

dem Solhub, einer Anlage zur lokalen Produktion,

Betankung und Speicherung von

grünem Wasserstoff.

Grüner Wasserstoff stellt sowohl eine

nachhaltige Alternative zu fossilen Treibstoffen

in der Mobilität als auch eine Möglichkeit

zur Langzeitspeicherung von erneuerbaren

Energien dar. Der Fronius Solhub

bietet eine nachhaltige, schlüsselfertige

Gesamtlösung zur lokalen Produktion

von grünem Wasserstoff aus Sonnenenergie.

Mittels Elektrolyse wird aus erneuerbarem

Strom und Wasser grüner Wasserstoff

erzeugt. Dieser wird gespeichert und

kann sowohl zur Betankung von Wasserstoff-Fahrzeugen

als auch zur späteren

Rückverstromung mittels Brennstoffzelle

genutzt werden. Jede Systemlösung wird

dabei nach dem individuellen Bedarf des

Kunden geplant und errichtet. Fronius

führt hierfür sämtliche Planungs- und Projektierungsarbeiten

durch.

Überreicht wurde die Statue für den Sieg

in der Kategorie Feuer von Werner Steinecker,

Generaldirektor des langjährigen

Energy Globe-Partners Energie AG Oberösterreich

sowie Wolfgang Neumann, Gründer

des Energy Globe-Awards.

Ausschreibung für den Energy Globe

2022 läuft wieder

Für 2022 ist die Teilnahme am Energy

Globe-Award, dem weltweit bedeutendsten

Umweltpreis, ausgeschrieben. Eingereicht

werden können alle umgesetzten

Projekte, die zum Schutz unserer Umwelt

beitragen. Vergeben wird der Award in den

Kategorien des Lebens Erde, Feuer, Wasser,

Luft und Jugend, sowie in der Sonderkategorie

„Nachhaltige Gemeinde“.

LL

www.energyglobe.at

www.energie-ag.at (22131242)

EnBW: Größter förderfreier

Solarpark Deutschlands

eingeweiht

• Staatssekretär Andreas Feicht und

EnBW-Vorstandsmitglied Georg

Stamatelopoulos weihen Solarpark

Weesow-Willmersdorf feierlich ein

(enbw) Vor knapp einem Jahr floss die

erste Kilowattstunde aus dem Solarpark

Weesow-Willmersdorf, nun wurde der Solarpark

feierlich eingeweiht. Mit dem Bau

des Solarparks etwa 30 Kilometer östlich

von Berlin schlug die EnBW ein neues Kapitel

in der deutschen Photovoltaik-Geschichte

auf. Mit seinen 187 Megawatt

können bis zu 50.000 Haushalte jährlich

mit umweltfreundlichem Strom versorgt

werden. Dies ist aktuell die größte Freiflächen-Solaranlage

in Deutschland. Zudem

baute die EnBW den Solarpark ohne Förderung

durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG).

Ein neuer Weg, Solarenergie in Deutschland

stärker zu nutzen, wie EnBW-Vorstandsmitglied

Georg Stamatelopoulos in

seiner Rede bei der offiziellen Einweihung

des Solarparks erläuterte. „Wir müssen

schneller und digitaler werden, um das

Ausbautempo der Erneuerbaren Energien

zu erhöhen. Verfahren müssen gestrafft

werden und rechtssicher sein. Auch die zuständigen

Behörden sollten personell aufgestockt

werden“, sagte er. Bezogen auf

das Ziel der Bundesregierung, bis 2030

mindestens 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs

durch Erneuerbare Energien zu

decken, müsse jährlich ein Photovoltaik-Zubau

von mindestens 10.000 Megawatt

erfolgen - doppelt so viel wie bisher.

Gutes Zusammenspiel

für die Energiewende

Ein gutes Zusammenspiel zwischen Ämtern,

Behörden, Kommune und den rund

um den Standort lebenden Menschen war

bei diesem Projekt gegeben. Nach nur fünf

Monaten war das Baugenehmigungsverfahren

mit den Behörden und dem Landkreis

Barnim abgeschlossen. Auch die Gemeinde

Werneuchen begleitete die Entwicklung

und Bauleitplanung positiv. Stamatelopoulos

dankte der ortsansässigen

Bevölkerung, die dieses Energiewendeprojekt

mitträgt.

Andreas Feicht, Staatssekretär im Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie,

begrüßte die Gäste und sagte: „Der

Solarpark Weesow-Willmersdorf zeigt uns,

wie die Zukunft des Erneuerbaren-Ausbaus

aussehen kann. Mit Projekten, die Klima-,

Natur- und Artenschutz zusammendenken,

in enger Abstimmung mit den

Menschen und Institutionen vor Ort geplant

werden und dabei auch noch ohne

die EEG-Förderung auskommen. Ich hoffe,

dass dieses Beispiel Schule macht und viele

Nachahmer findet, dann wird die Energiewende

in Deutschland gelingen.“

Mit einer Stromerzeugung von etwa 180

Millionen Kilowattstunden im Jahr lassen

sich jährlich rund 129.000 Tonnen CO 2

vermeiden. Die EnBW selbst hat sich zum

Ziel gesetzt, bis 2035 Netto-Null-Emissionen

zu erreichen. Von 2021 bis 2025 investiert

sie rund vier Milliarden Euro in die

Erneuerbaren Energien. Zwei weitere Photovoltaik-Großprojekte

mit jeweils 150 Megawatt

baut das Unternehmen aktuell unweit

des Solarparks Weesow-Willmersdorf

und schafft damit in Brandenburg ein einzigartiges

Solarcluster aus drei großen Solaranlagen.

Förderung der Biodiversität – Ruhige

Heimat für Fuchs, Hase und Co.

Die komplette Baufläche des Solarparks

mit 164 Hektar sind als artenreiches Grünland

angelegt. Weitere 45 Hektar gehören

zur Projektfläche. Ein Teil davon sind öffentliche

Wege, die durch den Solarpark

führen und von Spaziergängern und Reitern

genutzt werden. Auf der zusätzlichen

Fläche pflanzt die EnBW heimische Laubund

Obstbäume wie zum Beispiel Ahorn,

Eiche, Eberesche sowie Apfel- und Birnbäume

an. Hinzu kommen noch über

16.000 Sträucher wie Hainbuche, Hartriegel,

Weißdorn und viele andere Arten, sobald

die geeignete Witterung für die Umpflanzung

von der Baumschule herrscht.

13 Trittsteinbiotope bieten Kleintieren

Unterschlupf. Dass die heimische Tierwelt

sich bereits im Solarpark tummelt, zeigen

Aufnahmen einer Wildtierkamera. Fuchs

und Hase sagen sich dort gute Nacht.

LL

www.enbw.com (22131249)

12


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

EnBW: Neckar-Staustufe in

Aldingen soll modernisiert werden

• Voruntersuchungen erfordern

zweitägige Sperrung der Wehrbrücke

• Komplexes Projekt: Die Staustufe bei

Aldingen soll modernisiert werden.

(enbw) Remseck am Neckar. Rund um die

Staustufe am Neckar in Aldingen erkunden

Spezialfirmen derzeit den Zustand der

Bausubstanz und des Untergrunds. Dazu

gehören auch Bohrungen, die am 24. und

25. November die Sperrung der Wehrbrücke

erfordern und bis Monatsende eine

Engstelle für Radfahrer auf der Westseite

mit sich bringen. Den Anlass bietet die notwendige

Modernisierung der aus den

1930er-Jahren stammenden Anlage.

Bereits Anfang November hatten Taucher

unter Wasser den Zustand des Betonbauwerks

begutachtet. Von den weiteren Untersuchungen

bis Ende des Jahres erwarten

sich die Wasserstraßen- und Schifffahrtsverwaltung

des Bundes (WSV) sowie

die Neckar-AG (NAG) als Betreiber entscheidende

Hinweise für die Planung. Im

Einzelnen geht es zunächst um die Sanierung

des Wehrs selbst sowie die Erneuerung

der Wehr- und Schleusenbrücke. Hinzu

kommen Bauwerke, die Fischen den

Auf- und Abstieg ermöglichen, um in beide

Richtungen die ökologische Durchgängigkeit

herzustellen. Damit wird auch eine

Vorgabe der EU-Wasserrahmenrichtlinie

erfüllt. Die Kraftwerkstechnik bleibt dabei

unberührt.

Verantwortlich für die Koordination der

gesamten Maßnahme ist der Bereich Erzeugung

der EnBW, die wiederum 82,2%

der Anteile an der NAG hält. „Von dem gemeinsamen

Vorgehen erwarten wir uns

erhebliche Kostenvorteile und deutlich weniger

Einschränkungen für die Anlieger“,

erläutert Walter Braun, Amtsleiter der

WSV im Neckargebiet. „Bereits im Vorfeld

hatten wir eine Reihe von gemeinsamen

Aufgaben und Schnittstellen der beiden

Partner identifiziert“, ergänzt Christian

Schnabel, der das Projekt auf EnBW-Seite

leitet. Mit Abschluss der Planungen und

dem Einstieg in das Genehmigungsverfahren

rechnet er „frühestens 2023“. Gebaut

werden könnte dann zwischen 2025 und

2028.

LL

EnBW: Größter förderfreier Solarpark Deutschlands eingeweiht

Offiziell eingeweiht: EnBW Solarpark Weesow-Willmersdorf ist mit 187 MW der Größte seiner

Art in Deutschland. V.l.n.r. EnBW-Vorstandsmitglied Georg Stamatelopoulos, Thorsten Jörß, Leiter

Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW, Andreas Feicht, Staatssekretär im Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie, Ministerialdirigentin des Landes Brandenburg Claudia Herok, Thomas

Wenzel Vorstandsvorsitzender der Teilnehmergemeinschaft Weesow-Willmersdorf und Christian

Mehnert, Geschäftsführer der Kreiswerke Barnim GmbH. (Quelle: EnBW/Fotograf: Paul Langrock)

www.enbw.com

www.wsa-neckar.wsv.de (22131251)

ENGIE and Crédit Agricole

Assurances acquire one of the

largest independent renewable

power producers in Spain

(engie) ENGIE and Crédit Agricole Assurances

are pleased to announce that they

have reached an agreement to acquire

from Canadian institutional investment

manager, Alberta Investment Management

Corporation, a 97.33% stake of Eolia Renovables,

one of the largest renewable power

producers in Spain. The transaction covers

the ownership and operation of 899 MW of

operating assets (821 MW onshore wind

and 78 MW photovoltaic) and a 1.2 GW

pipeline of renewable projects.

This acquisition will allow ENGIE to boost

its presence in the fast-growing Spanish renewables

market and enable the Group to

accelerate its growth in the sector and

reach its target of 50 GW of renewable capacity

by 2025.

The country’s National Energy Climate

Plan, one of the most ambitious in Europe,

targets 32% of renewable consumption by

2030 (compared to 20% in 2020) with 55

GW of additional renewable capacity

planned and full decarbonization of the

electricity sector by 2050.

Fully in line with Crédit Agricole Group‘s

commitments in favor of the climate, Crédit

Agricole Assurances is continuing its commitment

to a low-carbon economy through its

investments in the energy transition. This acquisition

will contribute to its objective of

doubling its investments in renewable energies

to enable, over time, an installed capacity

of 11 GW, i.e. the average energy consumption

of four million households per year.

13


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

In addition to ENGIE’s current 2.9 GW renewables

portfolio in Iberia which includes

the 1.7 GW hydroelectric portfolio the

Group acquired from EDP in Portugal in

2020, this deal is another major step. It

supports ENGIE’s ambition towards creating

an integrated renewables platform in

Iberia with complementary technologies

while consolidating its existing partnership

with Crédit Agricole Assurances.

Operating assets will be 40% owned by

ENGIE and 60% by Crédit Agricole Assurances

while ENGIE will develop and build

the pipeline of projects. ENGIE will provide

a complete range of services (O&M, Asset

Management, Energy Management and

Development services) for the full asset

scope. Thanks to this acquisition, ENGIE

will contribute to avoiding 726,000 tons of

CO 2 emissions each year, a figure set to increase

through further development of

wind and solar assets, allowing ENGIE to

reinforce its commitment towards the environment.

The acquired assets benefit from a regulated

scheme ensuring predictability of returns

for the next ten years. The deal will

have a €0.4 billion net financial debt impact

for ENGIE.

Catherine MacGregor, ENGIE CEO, said:

“This acquisition of Eolia Renovables, one

of the largest renewable players in Spain, is

fully in line with our strategy which is to

accelerate our investments in Renewables

in our key markets while bringing our industrial

and energy management expertise.

The transaction will also allow the

Group to support Spain in reaching its ambitious

renewables and decarbonization

goals.”

Philippe Dumont, Crédit Agricole Assurances

CEO, said: “This new investment

alongside our partner ENGIE will help

Crédit Agricole Assurances to strengthen

its presence in the energy transition. This

acquisition is a new step further in our

commitment to helping fight climate

change, contributing to our objective to

double our investments in renewable energies

and reach a 11 GW installed capacity

by 2025.”

Completion of the transaction is expected

by Q1 2022, subject to the fulfillment of

certain conditions including merger control

clearance from relevant competition

authorities.

LL

www.engie.com (22131257)

ENGIE and BASF sign power

purchase agreement for

renewable energy in Europe

• Long-term PPA over 25 years

• Total volume amounts up to 20.7

terawatt hours

• Renewable energy for low-emission

chemical production

(engie-basf) ENGIE and BASF have signed

a 25-year Power Purchase Agreement

(PPA) for renewable energy in Europe. Under

the PPA, effective as of January 1,

2022, ENGIE will provide BASF with up to

20.7 terawatt hours of renewable electricity

in total throughout the term of the

agreement.

Multiple European BASF sites will be supplied

from ENGIE’s renewable project portfolio

in Europe. The electricity will initially

come from onshore wind farms located in

various sites throughout the Spanish territory

in which ENGIE acts as equity investor

or energy manager. In the further course,

ENGIE will have the option to either deliver

power from existing Spanish assets or from

future onshore and offshore wind farms.

“BASF and ENGIE have been working together

for many years. With this agreement

we take a significant next step on our path

to climate-neutral chemical production.

One important lever is replacing fossil-based

electricity with renewable electricity.

This long-term contract with a key

player in the European energy market secures

substantial volumes of electricity

from renewable sources for BASF. At the

same time, it makes BASF an enabler for

green energy triggering additional projects

for renewable power in Europe,” said Dr.

Martin Brudermüller, Chairman of the

Board of Executive Directors of BASF SE.

Catherine MacGregor, CEO of ENGIE,

said: “Thanks to our large, diverse and

growing portfolio of renewable energy production,

ENGIE is able to provide carbon-free

energy and electricity to its clients,

including leading multinational companies

such as BASF. It demonstrates our

ability to accompany them on their own

path to carbon neutrality, an achievement

we are very proud of. This contract will deliver

steady economic and environmental

value in the long run for both partners.”

BloombergNEF, the reference in terms of

strategic analysis in the field of energy

transition, ranks ENGIE first position at the

end of July 2021 for signed corporate PPAs.

At the end of September, ENGIE has already

signed new Corporate Power Purchase

Agreements for a total volume of 1.9

gigawatts since the beginning of the year

(versus 1.5 gigawatts for the full year

2020), to provide major industrial and tech

companies with renewable power.

This agreement is fully aligned with EN-

GIE’s long-term strategy to develop renewables

and BASF’s climate protection goals.

BASF aims to reduce its greenhouse gas

emissions by 25% by the year 2030 compared

with 2018 and to achieve net-zero

emissions by 2050.

From 2030 onwards, BASF wants to implement

low-emission technologies, such

as CO 2 -free methods for the production of

hydrogen and electrically heated steam

crackers, which will significantly increase

BASF’s demand of renewable power.

LL

www.engie.com

www.basf.com (22131258)

Eskom – Kusile Unit 4

synchronised to the national grid

for the first time, helping to ease

the capacity constraints

(eskom) Eskom is pleased to annouce that

Unit 4 of the Kusile Power Station Project

was connected to the national grid for the

first time on 23 December 2021. This synchronisation

milestone means four generating

units of the power station are now

connected to the grid, and will contribute

an additional 800MW to the country’s

power system once the unit is fully optimised,

following a series of tests and other

commissioning activities.

The unit will supply electricity intermittently

during the testing and optimisation

phase over the next six months, before being

handed over to the Generation division

to officially be part of the commercial fleet.

This will further assist Eskom as it works

tirelessly to address the supply capacity

challenges.

Piping work at the Kusile site.

Photo: IMR Hamburg

14


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

weise als auch durch seinen wirksamen

Beitrag zur Nachhaltigkeit mit Fernwärme

aus Biomasse.“

In konkreten Zahlen können durch den

zweiten Kessel zusätzlich mehr als 2.000

Haushalte mit Naturwärme versorgt werden.

Dabei werden im Vollbetrieb pro Jahr

weitere 3.000 Tonnen CO 2 eingespart. Die

dafür notwendige Biomasse wird über die

FWG Krumbach aus der Buckligen Welt bezogen.

LL

www.evn.at (22141019)

EVN: Doppelte Power für Wiener Neustadt: Anlieferung des neuen Biomassekessels im Heizwerk

Civitas Nova. Der Kesselboden mit Rostvorschub wird mittels Kran aus dem LKW gehoben

.

“This milestone is just what the country

needs to power South Africa and its economy.

This achievement signifies the relentless

efforts from the team in ensuring that

the power station project is completed

without any further delays, which would

help strengthen South Africa’s electricity

capacity” said Bheki Nxumalo, Group Executive

for Group Capital. “I am grateful for

the commitment displayed by the Kusile

Execution Team and its contractors.”

Since synchronization last week, the unit

has performed to expectation, intermittently

generating up to 330MW. The unit post

synchronization commissioning activities,

are well in progress, experiencing normal

challenges as expected during this phase.

Construction and commissioning activities

on the remaining Kusile Units 5 and 6

continue to progress according to plan.

At completion, the station will consist of

six units, and will produce a maximum 4

800 MW. Situated near eMalahleni in Mpumalanga,

Kusile is South Africa’s largest

construction project and will be the world’s

fourth largest coal plant.

Eskom is fitting wet flue gas desulphurisation

(WFGD) to the Kusile plant as an atmospheric

emission abatement technology,

in line with current international practice,

to ensure compliance with air quality

standards, making it more environmentally

friendly.

Kusile is the first power station in South

Africa and Africa to use WFGD technology.

WFGD is the state-of-the-art technology

used to remove oxides of sulphur (SO x ),

for example, sulphur dioxide (SO 2 ), in the

emmissions of power plants that burn coal

or oil.

LL

www.eskom.co.za (22131313)

EVN: Doppelte Power für Wiener

Neustadt: Anlieferung des neuen

Biomassekessels im Heizwerk

Civitas Nova

• Erweiterung sichert

Naturwärmeversorgung in der

Umgebung

(evn) Ziemlich genau 22 Jahre nach Inbetriebnahme

bekommt das Heizwerk Civitas

Nova ein Upgrade. Der bereits bestehende

Biomassekessel mit einer Leistung

von 5.000 kW wird um einen zweiten Biomassekessel

mit der gleichen Leistung erweitert.

Das bereits 50 km lange Fernwärmenetz

von Wiener Neustadt rüstet sich damit für

die Zukunft: „Durch die Erweiterung des

Heizwerks können wir der wachsenden

Nachfrage gerecht werden und geplante

Ausbauprojekte ermöglichen“, blickt EVN

Sprecher Stefan Zach in die Zukunft.

Die Erweiterung des Fernheizwerks Civitas

Nova und der Ausbau des biogenen Abwärmebezugs

erhöhen die Versorgungssicherheit

durch Naturwärme der bestehenden

und neuen Kunden, wie zum Beispiel

das Bundesgymnasium Babenbergerring,

die Barwitzius Volksschule in der Hubertusgasse,

die HLW Wiener Neustadt sowie

die neue Bahnhof City und das geplante

Stadtquartier am Gelände des ehemaligen

Stadionareals.

Bürgermeister Klaus Schneeberger: „Der

Kampf gegen den Klimawandel muss unser

aller oberstes Ziel sein, das wir nur gemeinsam

und mit einem vielfältigen Maßnahmen-Mix

erreichen werden. Das Biomasseheizwerk

Wiener Neustadt ist hier ein ganz

wesentlicher Eckpfeiler – und zwar sowohl

als Symbol für eine gemeinsame Vorgangs-

EVN: „Grünes Licht“ für drei

moderne Windkraftanlagen

am Schildberg

• Strom für umgerechnet rund 10.000

Haushalte ab Herbst 2022

(evn) Nachdem im letzten Winter die ersten

Vorbereitungsarbeiten für den Windpark

„Schildberg“ durchgeführt wurden,

hat EVN für die nächsten Bauabschnitte

auf eine Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts

gewartet.

„Das Bundesverwaltungsgericht hat noch

einmal alle Unterlagen überprüft und so

wie die vorherigen Instanzen bestätigt,

dass der Windpark Schildberg – auch in

seiner modernisierten Form – im ökologischen

Einklang errichtet werden kann. Es

freut uns, dass wir dieses wichtige regionale

Ökostromprojekt nun zügig errichten

können. Wenn alles nach Plan läuft, sollen

die drei modernen Windkraftanlagen

schon ab Herbst nächsten Jahres rund

10.000 Haushalte mit ökologischem Strom

aus der Region versorgen“, berichtet EVN

Sprecher Stefan Zach.

Das Bundesverwaltungsgericht behandelte

auch noch einmal umfassend die

Thematik, ob Schwarzstörche durch den

Windpark beeinträchtigt würden. Nach einem

mehrjährigen Verfahren lässt sich hier

für Stefan Zach ein ebenso eindeutiges wie

erfreuliches Fazit ziehen: „Unsere naturschutzfachlichen

Untersuchungen waren

ebenso korrekt und umfassend, wie die darauf

fußenden Genehmigungen. Der

Schildberg bleibt auch mit unserem Windpark

ein guter und funktionierender Lebensraum

für Schwarzstörche, andere Tiere

und Pflanzen, sowie die Menschen, die

ihn zu Freizeit-, Erholungs- oder Wirtschaftszwecken

nutzen. Er trägt aber zusätzlich

auch zur Erreichung der wichtigen

Klima- und Energieziele bei.“

Ökologie und erneuerbare Energie

gehen Hand in Hand

Bei den Arbeiten stand schon in der Planungsphase

die Ökologie immer im zentralen

Fokus. Neben umfangreichen naturschutzfachlichen

Untersuchungen, gibt es

für die gesamte Bauphase eine intensive

ökologische Baubegleitung, für die externe

Expertinnen und Experten engagiert wurden.

„Erneuerbare Energieprojekte sind für

15


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

_7871: Forstwirt Bernhard Gasthuber, EVN Mitarbeiter Christian Gross, Forstwirt Andreas

Gasthuber und EVN Mitarbeiterin Katharina Rauch beim Setzen der ersten Bäume für die

Ersatzaufforstung © EVN / Daniela Matejschek

uns nur denkbar, wenn deren ökologische

Auswirkungen von Anfang an mitbedacht

und so gering wie möglich gehalten werden.

Das gilt für uns in jeder Phase des Projektes“,

so Zach.

Der ökologische Fokus zeigt sich auch dadurch,

dass der nächste Bauabschnitt

gleich mit der Ersatzaufforstung von Bäumen

in unmittelbarer Nähe zum Projektgebiet

beginnt. Als Ausgleich für die etwas

mehr als 2 ha Waldfläche, die für den

Windpark benötigt werden, werden insgesamt

rund 7 ha – also mehr als das 3-fache

– wiederaufgeforstet. Zum Beispiel durch

den Forstwirt Andreas Gasthuber, für den

der Windpark ein gelungenes Beispiel dafür

ist, wie Ökologie und erneuerbare

Energieproduktion Hand in Hand gehen:

„Wir pflanzen hier im Auftrag der EVN junge

Bäume auf Flächen, auf denen bisher

kein Wald steht. Das heißt, der Windpark

Schildberg liefert nicht nur Ökostrom. Er

hilft sogar mit, die Waldflächen in der Region

zu erhöhen.“

Zum Projekt

Drei moderne Windkraftanlagen mit einer

Gesamtleistung von 12,6 MW sollen ab

Ende 2022 ökologischen Strom für umgerechnet

9.400 Haushalte liefern. Zwei der

Anlagen sollen auf Böheimkirchner Gemeindegebiet

errichtet werden, eine auf

dem Gemeindegebiet von St. Pölten.

Das Projekt hat eine positive Volksbefragung

mit fast 2/3 Zustimmung in Böheimkirchen

absolviert und ist seit 2017 rechtsgültig

genehmigt. Wegen leerer Fördertöpfe

stand es dann über 2 Jahre in der Warteschlange.

In dieser Zeit hat die EVN das

Projekt mit den neuesten am Markt befindlichen

Windkraftanlagen modernisiert. Alleine

durch diese Modernisierungen können

rund 1.700 Haushalte – also eine mittlere

Stadt – zusätzlich mit Ökostrom versorgt

werden. Ohne dafür ein zusätzliches

Windrad errichten zu müssen.

Das Bundesverwaltungsgericht hat Einsprüche

gegen dieses Modernisierungsprojekt

geprüft und nun „grünes Licht“ für den

Weiterbau gegeben.

LL

www.evn.at (22141020)

EVN: 110 Jahre Wienerbruck - ein

Kraftwerk aus Kaisers Zeiten feiert

Geburtstag

• Insgesamt erzeugt die Anlage umweltfreundlichen

und sauberen Strom für

rund 7.000 Haushalte in der Region

(evn) Das Speicherkraftwerk Wienerbruck

liegt an einem besonders schönen Plätzchen,

in einem beliebten Wander- und Erholungsgebiet.

Seit 110 Jahren erzeugt es

inmitten der Ötschergräben fortwährend

erneuerbare Energie für die Region. Baubeginn

war zu Kaisers Zeiten im Jahre

1907 durch das NÖ Landes-Elektrizitätswerk,

das 1922 in die NEWAG – heute EVN

– eingebracht wurde.

Die Nutzung der Wasserkraft für die Energiegewinnung

war für diese Region nichts

Ungewöhnliches. Hier wurde ursprünglich

mit Hilfe der Wasserwege Brennholz für

Haushalte und aufstrebende Industrie bis

nach Wien geschwemmt. Mit dem Kraftwerksbau

war die gefährliche Holztrifft

nicht mehr notwendig und die Wasserkraft

konnte für die Erzeugung elektrischer

Energie genutzt werden. „Der Bau des

Kraftwerks war eine Höchstleistung der damaligen

Ingenieure, die von hier aus für die

Elektrifizierung der Haushalte, Betriebe

und des Verkehrs in der Region sorgten“, so

Stefan Zach, der sowohl als Unternehmenssprecher

der EVN als auch als gelernter Historiker

sichtlich Freude an historischen

Kleinwasserkraftwerken hat.

Der Verkehr war der Hauptgrund für den

Bau dieses Kraftwerks. Seine Geschichte ist

eng mit der beliebten Mariazeller Schmalspurbahn

verbunden. Die Dampflokomotiven

sollten durch Elektrolokomotiven ersetzt

werden und hier wurde der

Fahrtstrom der Eisenbahn, die bis heute

von St. Pölten bis nach Mariazell fährt, erzeugt.

Am 11. April 1910 wurde die erste

elektrische Probefahrt mit der Mariazellerbahn

durchgeführt und am 7. Oktober 1911

der durchgehende elektrische Betrieb aufgenommen.

Das Wasserkraftwerk hat so einiges in Bewegung

gebracht und wird dank der drei

noch immer intakten Pelton-Turbinen und

einer Francis-Turbine noch lange Zeit saubere

Energie ins öffentliche Stromnetz liefern.

Gespeist wird das Wasserkraftwerk

durch die beiden Stauseen Erlaufklause

und Wienerbruck, die ebenfalls im Naturpark

Ötscher-Tormäuer eingebettet sind.

Durch Druckrohrleitungen wird das Stauseewasser

ins Krafthaus geleitet und überwindet

dabei eine Fallhöhe von 165 Metern.

„Als Speicherkraftwerk dient es vor

allem der Spitzenlast-Abdeckung. Wenn

kurzfristig – etwa mittags – mehr Strom benötigt

wird, kann dieser in Speicherkraftwerken

wie Wienerbruck bedarfsgerecht

produziert werden. Insgesamt erzeugt die

Anlage umweltfreundlichen und sauberen

Strom für rund 7.000 Haushalte in der Region“,

so Zach abschließend.

LL

www.evn.at (22141022)

Fortum’s battery material recycling

facility investment progresses –

The cornerstone of the new facility

was laid

(fortum) The cornerstone of Fortum’s new

battery recycling facility was laid on 1 November

2021 at a festive ceremony in Harjavalta,

Finland, where the Minister of Economic

Affairs Mika Lintilä, Fortum’s CEO

Markus Rauramo, and Mayor of Harjavalta

Hannu Kuusela were guests of honour.

Ground-breaking at the battery material

recycling facility at Harjavalta

Lithium-ion batteries enable the growth

of electric transportation and the transition

to clean energy. Demand for batteries

is expected to grow more than tenfold by

2030, significantly increasing the need for

critical metals used in their production.

Fortum’s new recycling facility in Harjavalta

will meet this demand, and it will significantly

increase Fortum’s hydrometallurgical

recycling capacity and enable the production

of sustainable battery chemicals.

The new facility can efficiently recycle the

valuable metals found in the lithium batteries

used in electric cars, as well as various

waste fractions generated in the battery

production chain. Construction work

on the new facility is underway and is

16


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

EVN: 110 Jahre Wienerbruck - ein Kraftwerk aus Kaisers Zeiten feiert

Geburtstag. Das Kraftwerk damals ...

scheduled for completion in early 2023.

Upon completion, the facility will represent

the latest technology and Fortum’s expertise

in battery material recycling.

“This day is very special for us at Fortum.

In a moment we will lay the foundation

stone for a facility that not only represents

a new business opportunity for our company,

but is an important step for all of us towards

a cleaner future,” said Markus Rauramo

in his keynote speech.

Minister Mika Lintilä emphasised in his

speech the importance of the battery circular

economy as an enabler of new business

for the Finnish battery sector and praised

Fortum’s pioneering work in the development

of recycling technologies suitable for

an industrial scale. “Responsible business

and sustainable growth are at the heart of

the national battery strategy. Fortum’s battery

recycling facility in Harjavalta is an

important part of building a sustainable

and growing battery industry in Finland

and throughout Europe.”

The recycling facility under construction

in Harjavalta is a significant investment in

sustainable solutions for the future. Rauramo

estimated that the facility is an even

more significant investment than its size.

Tero Holländer, Head of Business Line, Batteries

at Fortum, summed up the work of

creating a new business as a long process

that requires vision, courage, and resources

– but, above all, cooperation. Even

though it will be more than a year until the

new facility is operational, a lot of work has

already been put into the investment, for

which the City of Harjavalta, Business Finland,

the Ministry of Employment and the

Economy, partners, and Fortum’s battery

business group received praise at the event.

LL

www.fortum.com (22141213)

Fortum’s wind and solar capacity

in Russia now exceeds 1 GW

(fortum) Fortum Russia starts commercial

operations of the 478 MW of wind and 78

MW of solar power plants located in the

south of Russia, making Fortum‘s total capacity

of 1,231 MW renewable energy systems

(RES) portfolio the largest in the

country.

“Despite pandemic-related challenges,

Fortum together with its joint ventures has

been successful in commissioning seven

new wind power plants in the Rostov, Volgograd

and Astrakhan regions, as well as the

first stage of the new 116 MW solar plant in

Kalmykia that is set to become, upon completion

in 2022, the biggest in Russia,” says

Alexander Chuvaev, EVP, Russia Division.

Earlier this year Fortum Russia’s JV was

also awarded with Capacity Supply Agreements

(CSA) for over 1.3 GW of wind capacity

to be built during 2025-2027. The

investment decisions related to the solar

and wind capacities are made on a case-bycase

basis. Fortum’s maximum equity commitment

is RUB 15 billion. Total RES portfolio

of Fortum Russia and its JVs amounts

to approximately 3.4 GW. Fortum builds

and operates wind and solar power plants

in Russia in 50/50 per cent partnerships

with RUSNANO and RDIF.

Fortum Russia is set to discontinue the

use of coal in Russia by the end of 2022 as

the Chelyabinsk CHP-2 fuel modernisation

project nears its completion.

LL

www.fortum.com (22141214)

European SMR technology

and licensing development

moves forward

... und heute

© EVN Archiv, © EVN / Veith

(edf) EDF, Europe’s largest nuclear operator,

announced on 2 December 2021, the

establishment of International NUWARD

Advisory Board (INAB) which gathers

highly experienced and senior representatives

from prominent international industry,

academic and research organizations to

provide value-driven insights, critical analysis

and advice in relation to NUWARD

technical features, industrial approach and

economics. Fortum will be part of this advisory

board, providing value-driven advice

and insights on the ongoing development

of NUWARD SMR.

NUWARD, led by EDF, is a 340 MWe European

Pressurized Water SMR plant composed

of 2 reactors of 170 MWe each, designed

to address the world energy mix

decarbonization challenge with a complementary

solution to large size reactors and

renewables. This technology is aimed to

replace old high-emitting coal, fuel, oil and

gas plants around the world.

The INAB comprises international technical,

industrial and academic expertice:

• The industry in Europe and worldwide:

EDF UK (United Kingdom); Fortum

(Finland); OPG (Canada); TVO

(Finland); ÚJV Řež, a. s., a company of

CEZ Group (Czech Republic);

• Academic and Research & Development

bodies: Bhabha Atomic Research Center

- BARC (India); Massachusetts Institute

of Technology - MIT (United States);

Politecnico di Milano (Italy).

• The economic viability of SMR’s is based

on serial production and high utilisation

of standardised design. This means that

country-specific design other than sitespecific

changes should be minimized.

“We want to support SMR technology development

in general and development of

harmonized European licensing scheme for

SMR’s. EDF NUWARD is one of the most

interesting SMR designs and a concrete

project enabling focused and targeted European

co-operation between industry and

regulators. NUWARD has potential to become

a design, which could be licensable in

different European countries, and therefore

supports claiming scalability benefits

in Europe,” says Simon-Erik Ollus, Executive

Vice President, Generation division and

Fortum’s representative in the INAB.

“We expect SMR technology and licensing

to significantly develop during upcom-

17


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

ing years and we want to bring to the table

our expertise as owner, operator and service

provider to support this development,”

he continues.

Fortum’s participation in INAB is non-exclusive

and Fortum aims to continue dialogue

and cooperation also with other potential

SMR designers.

LL

www.fortum.com (22161452)

Helen and Horisont Energi enter

cooperation for carbon capture,

utilisation and storage (CCUS)

(helen) The Finnish energy company Helen

and the Norwegian clean energy company

Horisont Energi have signed a memorandum

of understanding for cooperation in

the areas of hydrogen economy and carbon

storage. The companies are jointly exploring

the capture of carbon dioxide from

power plant flue gases and the utilisation,

logistics and storage of the recovered carbon

dioxide.

Carbon dioxide is a climate-warming

greenhouse gas, but it can also be utilised

as a raw material for various products.

Among other things, carbon dioxide can be

used to manufacture chemical industry

products or carbon-neutral fuels for transport,

explains Tuukka Hartikka, Business

Lead, Renewable Hydrogen and PtX from

Helen.

Industrial decarbonization is central to

reaching net-zero emission targets and cost

effective carbon value chains will be a key

component in achieving this. Horisont Energi

aims to provide cost-leading carbon

storage across the Norwegian Continental

Shelf in the coming years and the collaboration

with Helen is an important step in

opening up our activities further toward

3rd part carbon storage, says Bjørgulf

Haukelidsæter Eidesen, CEO of Horisont

Energi.

Horisont Energi is participating in the EU

Hydrogen IPCEI (Important Projects for

Common European Interest) call with its

world-scale clean ammonia project in

Northern Norway. The objective of the hydrogen

IPCEI is to create value chains related

to the production and use of hydrogen

and enable sufficient funding for these important

projects. Helen is involved in supporting

Horisont Energi‘s project.

Power to X – a step towards

a carbon-neutral society

Emission-free electricity, such as solar or

wind power, can be used for manufacturing

carbon neutral products, collectively

often referred to as “Power to X”. For example,

various raw materials for the chemical

industry can be produced using carbon

capture and renewable hydrogen. These

Power to X projects will require vast

amounts of emission-free energy, and new

business opportunities are emerging for

Finland along with the projects. The

growth of emission-free energy, particularly

wind power, creates a competitive advantage

for Finland. The production of carbon

neutral energy and customer solutions

also feature strongly in Helen‘s strategy.

For example, the Lakiakangas 3 wind farm,

to be completed in January, will increase

Helen‘s wind power production fivefold.

Carbon neutrality is just the beginning;

we are already looking to 2040 and the

goal of carbon negativity. In practice, this

means that more carbon will be removed

than is released into the atmosphere. In

other words, emissions are negative. This

can for example be achieved by capturing

bio-based carbon dioxide from flue gases

and storing it underground, says Sari Mannonen,

Senior Vice President, Solutions

Business at Helen.

LL

www.helen.fi (22141043)

LEAG energy cubes flankieren

Betriebsführungsangebot für

Solaranlagen mit

Gantner-Partnerschaft

• Echtzeit-Analyseplattform reduziert

Risiken und hebt

Optimierungspotentiale

(leag) Die LEAG energy cubes, Kompetenzzentrum

für Vermarktung und Betriebsführung

von Erneuerbare-Energien-Anlagen

bei LEAG, setzen ab sofort auf die Gantner

Mess- und Reglungstechnik sowie

Knowhow aus der SaaS Solar Analyse

(SaaS = Software as a Sevice). „Mit den

Hardware- und Softwarelösungen von

Ganter Instruments profitieren unsere Betriebsführungskunden

von einer Echtzeit-Analyseplattform,

welche schnellere

Reaktionszeiten im Störungsmanagement

ermöglicht. So gelingt es, Wartungsstrategien

präventiv anzupassen, was Risiken

reduziert und Optimierungspotenziale

hebt,“ erläutert Philipp Schwerdtner, Manager

für Betriebsführung bei den LEAG

energy cubes.

Gantner ist ein weltweit führender

Full-Service-Dienstleister für das Monitoring

von PV-Anlagen im Großraum-Maßstab.

„Wir freuen uns, neben unseren international

erfolgreichen Aktivitäten mit aktuell

im Bau befindlichen Solarparks in

Dänemark, Chile, Angola und Polen, nun

mit der LEAG auch einen der größten Energieerzeuger

Deutschlands unterstützen zu

dürfen“, so Jörg Scholz, Managing Director

Gantner Instruments.

Als größter Energieerzeuger in Ostdeutschland

leistet die LEAG einen wichtigen

Beitrag zur verlässlichen Energieversorgung

des Wirtschaftsstandorts Deutschland.

Um diese Aufgabe auch weiterhin erfüllen

zu können, stellt sie sich vielseitiger

auf. Das bedeutet einen konsequenten

Umbau hin zu einem modernen Energie-,

Infrastruktur- und Serviceunternehmen

mit einem deutlich breiteren Erzeugungsportfolio

und einem wachsenden Anteil

Erneuerbarer Energien. Hierzu wurden in

diesem Jahr unter anderem Genehmigungsverfahren

für 100 MW Wind und 500

MW PV-Leistung auf den Weg gebracht

und der bislang größte Batteriespeicher

Europas, die BigBattery Lausitz, in Betrieb

genommen. Dritte Säule des unternehmerischen

Wandels ist ein ausgebautes Spektrum

an Dienstleistungen. „Bereits heute

bieten wir eine Reihe attraktiver, qualitätsorientierter

Angebote für unsere Kunden

und Partner wie die Betriebsführung und

Stromvermarktung über die LEAG energy

cubes“, erklärt Philipp Schwerdtner.

Energy cubes – hinter diesem Begriff verbergen

sich virtuelle Kraftwerke, die Erzeugungsanlagen

verschiedener Art intelligent

vernetzen, steuern und vermarkten.

„Für dieses Dienstleistungsangebot setzen

wir erfolgreich unser Knowhow in der Anlagensteuerung,

der Marktanalyse und im

Stromhandel ein“, so Schwerdtner. Zum

Portfolio gehören verschiedene Direktvermarktungsangebote

für Erneuerbare Energien,

aber auch attraktive Lösungen zur

Eigenversorgung und Vermarktung von

Überschussstrom und Flexibilitäten für Industrie

und Gewerbe. „Die Erweiterung

des Serviceportfolios um den Bereich Betriebsführung

von Energieanlagen schafft

weitere Synergien für unsere Kunden, beispielsweise

mit unserem an der Strompreisentwicklung

orientierten Instandhaltungskonzept“,

so Schwerdtner. „Unser

Anspruch ist, neue Maßstäbe bei der technischen

Verfügbarkeit und Effizienz von

EE-Anlagen zu setzen und künftig noch

mehr Service transparent aus einer Hand

zu bieten.“

LL

www.leag.de/energycubes

(22141058)

LEAG: Lausitzer Projekt für

Wasserstoffmobilität erhält

Förderung

• Cottbusverkehr GmbH rüstet

Fahrzeugflotte um / LEAG liefert H2-

Kraftstoff

(leag) Das Land Brandenburg unterstützt

das erste kommunale und privatwirtschaftliche

Gemeinschaftsprojekt der Cottbusverkehr

GmbH und Lausitz Energie Kraftwerke

AG (LEAG) mit einer Fördersumme

von insgesamt 5,62 Millionen Euro. Die

entsprechenden Zuwendungsbescheide

übergab Brandenburgs Wirtschaftsminister

Prof. Jörg Steinbach am heutigen Donnerstag,

9. Dezember, in Cottbus am Betriebshof

von Cottbusverkehr.

Die Cottbusverkehr GmbH plant in den

kommenden Jahren die Umstellung ihres

Omnibusfuhrparks auf CO 2 -neutrale Antriebe.

Ein Teil der Fahrzeugflotte mit aktuell

insgesamt 55 Bussen soll künftig mit

„grünem Wasserstoff“ fahren. Dabei will

18


VGB PowerTech 12 l 2021

vgbe Workshop | Hybrid event

Materials &

Quality Assurance

Members´News

CALL FOR

PAPERS

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


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Wasserstoff marsch! Brandenburgs Wirtschaftsminister Prof. Jörg Steinbach übergibt die

Zuwendungsbescheide an Ralf Thalmann, Geschäftsführer der Cottbusverkehr GmbH, und Frank

Mehlow, Leiter Strategische Geschäftsfeldförderung bei der LEAG (v.l.n.r.)

die LEAG die Cottbusverkehr GmbH unterstützen

und die Erzeugung des tankbaren,

grünen Wasserstoffs übernehmen. Die Anlage

zur Herstellung des Wasserstoffs soll

im Umfeld des Betriebshofes von Cottbusverkehr

entstehen. Die Errichtung von zunächst

einer Tankstelle für Wasserstoff gehört

zum Projektbereich der Cottbusverkehr

GmbH. Partner des Projektes „Nachhaltige

Nutzung von Wasserstoff im ÖPNV“

sind die LEAG-Tochter Transport- und Speditionsgesellschaft

Schwarze Pumpe (TSS)

GmbH und das im sächsischen Schleife

ansässige Transport und Logistik-Unternehmen

REINERT LOGISTICS.

„Die LEAG setzt bei ihrem Umbau zu einem

modernen und breit aufgestellten

Energie-, Infrastruktur und Serviceunternehmen

auf die Nutzung von Wasserstoff

als Zukunftstechnologie“, betonte Andreas

Huck, LEAG Vorstand für Neue Geschäftsfelder,

anlässlich der Übergabe des Zuwendungsbescheids.

„Deshalb freuen wir uns

und sind stolz darauf, mit der praktischen

Umsetzung der Produktion von Wasserstoffkraftstoff

an diesem regionalen Projekt

beteiligt zu sein. Wir sind sicher, dass

die Initialzündung in Cottbus eine positive

Ausstrahlung auf andere Landkreise in der

Lausitz haben wird. Unser Ziel muss es

sein, ein wirtschaftlich und flexibel funktionierender

Verbund von Wasserstoffproduzenten

und -nutzern zu werden, der

deutschlandweit Modellcharakter hat.“

Auch Ralf Thalmann, Geschäftsführer

der Cottbusverkehr GmbH, freut sich darüber,

dass das Projekt jetzt mit finanzieller

Unterstützung des Landes Brandenburg

starten kann: „Vor dem Hintergrund der

Notwendigkeit die Emissionen im Verkehrssektor

nachhaltig zu senken, müssen

und wollen wir als Verkehrsunternehmen

vorangehen. Schnell war für uns klar, dass

Wasserstoff für unsere betrieblichen Bedürfnisse

die sinnvollste zukünftige Antriebsform

ist, um dieser Verantwortung

gerecht zu werden. Parallel dazu haben wir

die Chance gesehen, mit dieser Umstellung

unserer Busflotte einen Beitrag zur Strukturentwicklung

in der Lausitz zu leisten.

Diesem Ziel sind wir mit dem heutigen Tag

ein großes Stück näher gekommen. In der

Erarbeitung dieses Projekts haben alle an

einem Strang gezogen: Cottbusverkehr,

LEAG, Stadt Cottbus/Chóśebuz und auch

die Wirtschaftsregion Lausitz sowie unser

Wasserstoffnetzwerk „durcH2atmen“. Das

stimmt zuversichtlich, dass wir die noch

anstehenden Herausforderungen des

Strukturwandels bewältigen werden.“

Stefan Korb, Dezernent und Leiter des

Geschäftsbereiches Wirtschaft, Digitalisierung

und Strukturentwicklung der Stadt

Cottbus/Chóśebuz, sagte: „Seit Beginn des

Strukturentwicklungsprozesses war für

uns klar, dass wir aus der Region selbst die

Dinge in die Hand nehmen und gestalten

müssen. Umso wichtiger war es, dass sich

hier unser kommunales Unternehmen

Cottbusverkehr mit dem privatwirtschaftlichen

Unternehmen LEAG zusammengefunden

haben, ein gemeinsames Initial-Projekt

aus der Region und für die Region

zu entwickeln. Diese zielgerichtete Zusammenarbeit

von öffentlichen und privaten

Akteuren ist ein essentieller Baustein

für das Gelingen des Strukturwandels. Als

Stadt Cottbus/ Chóśebuz setzen wir hiermit

das Signal zum Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft,

die gemäß der Lausitzstrategie

2050 eine Grundlage der künftigen

Wertschöpfung sein wird. Nicht nur durch

zu erwartende Ansiedlungen, sondern

auch durch das Angebot eines modernen

und klimafreundlichen ÖPNV, der zu einem

Qualitätsmerkmal für Cottbus/Chóśebuz

heranwachsen wird.“

Jens Krause, Stellvertretender Hauptgeschäftsführer

der Industrie- und Handelskammer

Cottbus und Sprecher des Wasserstoffnetzwerks

„durcH2atmen“, begrüßte

die Unterstützung durch das Land Brandenburg

ebenfalls: „Dieses Projekt ist für

unser gesamtes Netzwerk ein großer Erfolg

und zeigt, dass unsere Netzwerkarbeit

Früchte trägt. Wir sind 2019 mit dem Ziel

angetreten, Partner in der Region zusammenzuführen,

die den Strukturwandel gemeinsam

angehen wollen und ihre ganz

individuellen Stärken in den Prozess mit

einbringen können. Im Aufbau einer nachhaltigen

Wasserstoffwirtschaft sehen wir

eine große Chance für die Zukunft unserer

Energieregion. Dass das Modellprojekt

Nachhaltige Nutzung von Wasserstoff im

ÖPNV nun in die Umsetzung kommt, ist Bestätigung

unserer gemeinsamen Arbeit.

Wir sind sicher, dass weitere starke Projekte

aus dem Kreis unseres Netzwerks für den

Umbau unserer Region folgen werden.“

LL

www.leag.de/wasserstoff

(22141100)

LEW: Staustufe Gundelfingen wird

für Fische durchgängig

• Obere Donau Kraftwerke AG und LEW

Wasserkraft starten mit dem Bau einer

Fischwanderhilfe

(lew) Im Auftrag der Obere Donau Kraftwerke

AG (ODK) beginnt LEW Wasserkraft

in der kommenden Woche mit vorbereitenden

Arbeiten für den Bau der Fischwanderhilfe

am Donaukraftwerk in Gundelfingen.

Dazu werden zunächst nördlich des Kraftwerks

Rodungsarbeiten durchgeführt, damit

dort das zukünftige Umgehungsgewässer

entstehen kann. Der Bau der Fischwanderhilfe

beginnt dann einige Wochen später.

Nach der Staustufe Donauwörth entsteht

in Gundelfingen die zweite

Fischwanderhilfe an den von LEW Wasserkraft

betriebenen Donaukraftwerken zwischen

Oberelchingen und Donauwörth.

Für den Bau der Fischwanderhilfe werden

zunächst Sträucher und Bäume auf der

linken Uferseite nördlich des Kraftwerks

gerodet. Die Arbeiten werden durch ein

Büro für Landschaftsarchitektur begleitet

und sind mit der Unteren Naturschutzbehörde

des Landratsamtes Dillingen an der

Donau und dem Amt für Ernährung, Landwirtschaft

und Forsten in Nördlingen

(AELF) abgestimmt.

Während der Rodungsarbeiten werden

aus Sicherheitsgründen die Kraftwerksstraße

sowie die Damm- und Uferwege

zeitweise komplett gesperrt. Eine entsprechende

Beschilderung weist darauf hin.

ODK und LEW Wasserkraft bitten alle Fußgänger

und Radfahrer um Verständnis für

die vorübergehenden Einschränkungen.

20


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

Kombination aus technischer und

naturnaher Wanderhilfe

Die Bauarbeiten an der Fischwanderhilfe

selbst beginnen ein paar Wochen nach den

Rodungsarbeiten und dauern voraussichtlich

bis Herbst 2023. Die Fischwanderhilfe

entsteht an der linken Uferseite der Donau

und setzt sich aus mehreren Abschnitten

zusammen. Dabei wird teilweise der vorhandene

Entwässerungsgraben genutzt

und umgestaltet.

Als Einstieg in die Fischwanderhilfe entsteht

unterhalb des Kraftwerks ein sogenannter

Raugerinne-Beckenpass. Dieser

besteht aus terrassenförmig angeordneten

Becken, die mit Steinen unterschiedlicher

Größe ausgekleidet sind. Daran schließt

als zweiter Abschnitt ein naturnahes Umgehungsgerinne

an. In diesem Bereich entstehen

mit Elementen wie Kiesflächen oder

Wurzelstöcken unterschiedliche Gewässerstrukturen.

Sie stellen attraktive Lebensräume

für Fische und Kleinlebewesen dar

und können auch als Laichhabitate dienen.

Auf diesen naturnahen Abschnitt folgt ein

zweiter Raugerinne-Beckenpass und

schließlich ein Ausstiegsbauwerk aus Beton,

um die restliche Höhendifferenz zum

Oberwasser zu überwinden. Insgesamt

wird die Fischwanderhilfe rund 600 Meter

lang. Beim Bau arbeiten ODK und LEW

Wasserkraft mit einem beauftragten Partnerunternehmen

zusammen.

12 Millionen Euro für Durchgängigkeit

zwischen Faimingen und Oberelchingen

In den nächsten Jahren werden auch an

den fünf weiteren Staustufen der ODK in

Oberelchingen, Leipheim, Günzburg, Offingen

und Faimingen Fischwanderhilfen

gebaut. Insgesamt investiert ODK als Kraftwerkseigentümer

rund 12 Millionen Euro

in den Bau der sechs Fischwanderhilfen bis

2030.

Wichtiger Baustein der

EU-Wasserrahmenrichtlinie

Die Fischwanderhilfen sind ein wichtiger

Baustein für die Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie,

die als zentrales Kriterium

die Durchgängigkeit der Flüsse für

Fische und Wasserlebewesen vorgibt. LEW

Wasserkraft hat in den vergangenen Jahren

an ihren Kraftwerken an Iller, Günz

und Wertach die Durchgängigkeit bereits

hergestellt und dabei eng mit Fischerei und

Naturschutz zusammengearbeitet. Die in

diesen Projekten gesammelten Erfahrungen

kann das Unternehmen jetzt für die

Realisierung der Fischwanderhilfen an der

Donau nutzen.

Über das Kraftwerk Gundelfingen

Das Kraftwerk Gundelfingen gehört zu

den sechs leistungsstarken Donaukraftwerken

der Obere Donau Kraftwerke AG

(ODK). Die Wasserkraftwerke Oberelchingen,

Leipheim, Günzburg, Offingen, Gundelfingen

und Faimingen erzeugen jährlich

etwa 290 Millionen Kilowattstunden Strom

An der Staustufe Gundelfingen soll eine naturnahe Fischwanderhilfe entstehen. (Quelle: LEW/

Ulrich Wagner)

aus erneuerbarer Energie. Mit dieser Menge

können mehr als 110.000 Haushalte das

ganze Jahr über mit elektrischer Energie

versorgt werden. Die ODK gehört zu 60

Prozent der Rhein-Main-Donau GmbH

(RMD), Landshut, und zu 40 Prozent der

Energie Baden-Württemberg AG (EnBW),

Stuttgart. Der erzeugte Strom wird von der

EnBW AG abgenommen und vermarktet,

die damit auch die Kosten der Maßnahmen

trägt. Die Wasserkraftwerke werden von

LEW Wasserkraft betriebsgeführt und von

deren Zentralwarte in Gersthofen bei

Augsburg aus ferngesteuert.

LL

www.lew.de (22141226)

Mibrag: Kraftwerk Deuben

geht vom Netz

• Am 7. Dezember 2021 ist am

Veredlungsstandort Deuben die letzte

Schicht im Kraftwerk gefahren

• Letzter Kohlezug aus dem Tagebau

Profen traf am 6. Dezember 2021 ein

(mibrag) Mit der Außerbetriebnahme des

MIBRAG-Kraftwerks Deuben (Burgenlandkreis,

Sachsen-Anhalt) geht eine 85jährige

Ära am Veredlungsstandort Deuben zu

Ende. Am 6. Dezember 2021, fuhr der letzte

Kohlezug aus dem Tagebau Profen ein.

Mehr als 50 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

der Tagschicht verfolgten bewegt die

letzte Fahrt.

Ulrich Single, Direktor Energieerzeugung

und Vertrieb, dankte den Mitarbeiterinnen

und Mitarbeitern für ihren Einsatz: „In den

85 Jahren des Veredlungsstandortes Deuben

haben Generationen von Bergleuten

immer ihre Aufgabe erfüllt und das ist auch

heute so. Nicht nur wir in Deuben, sondern

alle Kolleginnen und Kollegen von MI-

BRAG können stolz auf das sein, was in den

vergangenen Jahren und Jahrzehnten geleistet

wurde. Ganz besonders danke ich

ihnen, dass sie auch nach dem Stilllegungsbeschluss

für den sicheren und zuverlässigen

Betrieb in den vergangenen Wochen

und Monaten bis zum heutigen Tag gesorgt

haben.“

Das Kraftwerk Deuben lieferte Strom für

die MIBRAG-Tagebaue Profen und Vereinigtes

Schleenhain. Die ebenfalls in Deuben

produzierten Briketts wärmten Haushalte

weit über die Region hinaus und der

Braunkohlenstaub sorgte bei Industriekunden

für hohe Temperaturen im Produktionsprozess.

Die Geschichte des Veredlungskomplexes,

der 1936 als Kraft-Wärme-Verbund

mit Kraftwerk, Brikettfabrik

und Schwelerei schrittweise seinen Betrieb

aufnahm und zu einer Landmarke wurde,

geht nun zu Ende.

Dr. Armin Eichholz, Vorsitzender der Geschäftsführung

MIBRAG, sagte zu den Mitarbeiterinnen

und Mitarbeitern vor Ort:

„Deuben war für einige von Ihnen über

mehr als vier Jahrzehnte der Arbeitsplatz.

Sie haben in dieser Zeit viele Veränderungen

vollzogen und so manche Klippen gemeistert.

Mir ist bewusst, wie intensiv,

wechselhaft und auch anspruchsvoll insbesondere

die vergangenen Jahre waren. Dabei

war auf Sie immer Verlass. Dafür möchte

ich Ihnen herzlich danken.“

Der 2020 beschlossene Ausstieg aus der

Kohleverstromung und wirtschaftliche

Gründe führten dazu, dass MIBRAG sich

mit dem Kraftwerk Deuben an der zweiten

Runde des Auktionsverfahrens für die vorzeitige

Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten

beteiligte. Mit dem Zuschlag der Bundesnetzagentur

wurde der Weg für eine

sozialverträgliche Außerbetriebnahme des

Kraftwerks frei. Während die älteren Beschäftigten

über sozialverträgliche Regelungen

das Unternehmen verlassen, beginnt

für die jüngeren Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter an anderen Standorten bei

MIBRAG eine neue Arbeit. Der Zuschlag

bedeutet auch einen wichtigen Meilenstein

21


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Rückbau des Kohlekraftwerks Kiel

gestartet:

Platz für grüne Wärme und Strom

Mibrag: Kraftwerk Deuben vom Netz egganegn. Foto: Jakob Richter

für den Umbau des Unternehmens und die

Ausrichtung auf die Zukunft.

In der Staubfabrik am Veredlungsstandort

Deuben wurde bereits am 17. November

2021 die letzte Schicht gefahren. Am 7.

Dezember 2021 wird das Kraftwerk Deuben

und damit der Veredlungsstandort insgesamt

stillgelegt.

Zahlen und Fakten

• Das Kraftwerk Deuben erzeugte in

seinem ersten Jahr 1936 rund 8.300

MWh Elektroenergie. Mit 616.188 MWh

erreichte das Kraftwerk im Jahr 2000

die höchste Produktion.

• 1936 wurden 99.000 Tonnen Briketts

produziert, in den 1970er und 80er

Jahren stieg die Herstellung auf über

eine Million Tonnen pro Jahr.

• Am 19. Dezember 2003 wurde in

Deuben das letzte Brikett aus

mitteldeutscher Kohle gepresst. 2018,

dem letzten Jahr der Brikettherstellung

in Deuben aus Lausitzer Kohle, wurden

fast 14.500 Tonnen produziert.

• Die 1993 begonnene Staubproduktion

erreichte im ersten Jahr 27.150 Tonnen.

Die höchste Produktion wurde 1997

erzielt – sie lag bei 261.400 Tonnen. In

diesem Jahr wurden rund 115.000

Tonnen Braunkohlenstaub produziert.

• Mit der Inbetriebnahme der Rauchgasentschwefelungsanlage

fiel auch Gips

an. 1996 wurden knapp 5.200 Tonnen

hergestellt. Die Menge stieg in den

Folgejahren auf nahezu 79.000 Tonnen

im Jahr.

• Das Kraftwerk Deuben war mit sechs

Kesseln und vier Gegendruckturbinen

ausgestattet. 1940 wurde eine

Kondensationsturbine im Kraftwerk

nachgerüstet. In der Brikettfabrik

konnten mit acht Trocknern und zwölf

Pressen täglich bis zu 1.800 Tonnen

Briketts produziert werden.

• Zuletzt verfügte das Kraftwerk mit

seinen fünf Dampfkesseln über eine

installierte Leistung von 300 MW

thermisch. Vier Röhrentrockner, eine

Walzenschüsselmühle und vier

Staubsilos bildeten die Staubfabrik.

• Kraftwerk und Staubfabrik wurden mit

Braunkohle aus dem Tagebau Profen

versorgt.

• Zuletzt arbeiteten 135 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter am Standort Deuben.

Zu Hochzeiten waren hier etwa 2.000

Menschen beschäftigt.

• Vor 1989 gehörten auch ein

Betriebskindergarten und eine

Poliklinik zum Standort. Eine

sogenannte Badewasserleitung führte

direkt in das benachbarte Freibad. Auf

dem Gelände befand sich auch die

Ausbildungsstätte, die 2013 in das

moderne Ausbildungszentrum am

Standort Profen umgezogen ist.

MIBRAG entwickelt mit Hochdruck neue

Geschäftsfelder, unter anderem in den Bereichen

Recycling, Erneuerbare Energien,

Wasserstoff und Bio-Brennstoffe, um das

Unternehmen bis zum Ende der Kohleverstromung

vollständig zu transformieren.

LL

www.mibrag.de (22141102)

• Gemeinschaftskraftwerk Kiel steht seit

April 2019 still

• Der Rückbau des seit April 2019

stillgelegten Kohlekraftwerks auf dem

Kieler Ostufer startet und soll Ende

2023 beendet sein.

(mvv) Der Rückbau des seit April 2019 stillgelegten

Kohlekraftwerks auf dem Kieler

Ostufer startet nun sichtbar. Nachdem das

Grundstück verkauft wurde, soll in zwei

Jahren das 14 Hektar große Grundstück

freigeräumt und somit die über 50 Jahre

alten Kraftwerksgebäude Geschichte sein.

Dann nutzen die Stadtwerke Kiel 7,5 Hektar

für die weitere Dekarbonisierung der

Kieler Fernwärme und der Seehafen Kiel

6,5 Hektar als Erweiterungsfläche.

„Dieser Rückbau läutet das endgültige

Ende für das Symbol einer veralteten Energieerzeugung

in Kiel ein. Die Stilllegung

des Kohlekraftwerks Anfang 2019 war der

erste Schritt zur Dekarbonisierung unserer

Fernwärme. Nach Abschluss der Arbeiten

stehen uns in direkter Nachbarschaft zum

Küstenkraftwerk weitere 7,5 Hektar zur

Verfügung, um unsere Erzeugung klimaneutral

aufzustellen“, teilt Dr. Jörg Teupen,

Vorstand Technik und Personal der Stadtwerke

Kiel AG, mit.

Für die Rückbauarbeiten wurde die Firma

„Thelen Industrial Demolition (TID)“, die

Teil der Thelen Gruppe ist, beauftragt. Die

1988 gegründete Thelen Gruppe bildet mit

seinen 65 Tochtergesellschaften 360 Grad

des Immobilienzyklus aus einer Hand ab.

Die TID ist der Spezialist für den Rückbau

und den Abbruch ausgedienter Kraftwerke.

„Der Rückbau eines Kohlekraftwerks ist

immer eine große Herausforderung und

verantwortungsvolle Aufgabe.

Hier in Kiel fallen rund 75.000 Tonnen

Baustoffe und Abfälle an, die der Entsorgung

zugeführt oder wenn möglich recycelt

werden. In Spitzenzeiten werden wir

mit 100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern

vor Ort sein“, betont Wolfgang Thelen, Geschäftsführender

Gesellschafter der Thelen

Gruppe. Derzeit entkernt die TID zunächst

die Gebäude und bereitet so den

endgültigen Abriss vor. Hierzu gehört dann

auch der 126 Meter hohe Schornstein.

„Aktuell wird überlegt, den massiven

Schornstein mit einer gezielten Sprengung

in einem Stück auf die Seite umfallen zu

lassen. Sollte die Entscheidung für diese

außergewöhnliche Aktion getroffen werden,

wird die Öffentlichkeit rechtzeitig

vorher informiert“, gewährt Teupen einen

Einblick in die bisherigen Planungen. Bis

die Entscheidung hierzu fällt, vergehen jedoch

noch einige Monate.

Bereits seit Stilllegung Anfang 2019 ist

schon einiges in den Kraftwerksgebäuden

22


VGB PowerTech 12 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

vgbe-Konferenz

Gaben den Startschuss zum Rückbau (v.li.n.re.): Martin Hein, Technischer Geschäftsführer GKK,

Wolfgang Thelen, Geschäftsführenderer Gesellschafter Thelen Gruppe, Ulf Kämpfer, Oberbürgermeister

Landeshauptstadt Kiel, Jörg Teupen, Vorstand Technik und Personal Stadtwerke Kiel, Frank

Meier, Vorstandsvorsitzender Stadtwerke Kiel, Dirk Claus, Geschäftsführer Seehafen Kiel, Markus

Dorgerloh, Geschäftsführer Thelen Terra Beteiligungs GmbH, Matthias Brock, Kaufmännischer

Geschäftsführer GKK und Kai Imberg, Geschäftsführer Thelen Industrial Demolition GmbH

passiert. So wurden alle wassergefährdenden Stoffe, wie beispielsweise

Öle oder Ammoniak entfernt und die erforderlichen

Leitungen geleert und gespült. Unter anderem enthielten die

alten Transformatoren sehr viel Öl. Auch Altmetalle oder Kupferschrott

wurden separiert und teilweise sogar verkauft.

Das kohlebasierte Gemeinschaftskraftwerk, zu gleichen Teilen

von Stadtwerke Kiel und Uniper Kraftwerke betrieben, steht seit

1970 auf dem Ostufer der Kieler Förde. Nach der Stilllegung

übernahm das Küstenkraftwerk der Stadtwerke Kiel in direkter

Nachbarschaft die Strom- und Fernwärmeproduktion. Seitdem

sichert es die Energieversorgung für die Haushalte und Firmen

in der Landeshauptstadt. Europas modernstes Heizkraftwerk

reduziert die CO 2 -Emissionen um rund 70 Prozent gegenüber

dem kohlebetriebenen Vorgänger.

„Dies ist ein großer Sprung, um die CO 2 -Emissionen in Kiel zu

senken. Darauf ruhen wir uns jedoch nicht aus. Auf unserem

Weg zur Klimaneutralität orientieren wir uns am Pfad der Bundesregierung,

der die Klimaneutralität für 2045 vorsieht. Aktuell

sind wir dabei, Möglichkeiten zu bewerten, um das Ziel noch

schneller zu erreichen. Dabei sind wir optimistisch, hierzu zum

Jahreswechsel einen Ausblick geben zu können“, so Teupen.

Nach dem abgeschlossenen Rückbau in zwei Jahren stehen

den Stadtwerken Kiel 75.000 Quadratmeter Fläche zur Verfügung.

Der Energieversorger arbeitet schon jetzt daran, den Weg

zur Klimaneutralität in Kiel mit weiteren Schritten voranzutreiben

und ist hierzu in ersten Planungen für neue technische Erweiterungen

auf dem neuen Gelände.

Denn die Lage an der Kieler Förde ist optimal für eine Großwärmepumpe,

die eine klimaneutrale Wärmeerzeugung darstellt.

Umweltwärme der Förde zu entnehmen, um daraus warmes

Heizwasser für die Fernwärmerzeugung herzustellen, wäre

eine gute Kombination in Verbindung mit unserem Küstenkraftwerk.

Darüber hinaus finden Gespräche mit dem Motorenhersteller

INNIO Jenbacher statt, um langfristig die Möglichkeiten

zum Betrieb der Gasmotoren mit Wasserstoff intensiv zu prüfen.

„Der Kohleausstieg ist in Kiel bereits vollzogen. Dieser Brennstoff

kommt somit nicht mehr in unserem Erzeugungsportfolio

vor. Viele Energieversorger stehen noch vor dieser Herausforderung“,

wagt Teupen einen Blick in die Branche.

Als Brückentechnologie nutzen die Stadtwerke Kiel das erdgasbetriebene

Küstenkraftwerk für den Großteil der Strom- und

Fernwärmeproduktion. Darüber hinaus erzeugen zwei Wasserkraftwerke

und einige PV-Anlagen regenerativen Strom. Des

Weiteren nimmt der Energieversorger zum Jahreswechsel einen

Windpark mit einer Gesamtleistung von 15 Megawatt in Betrieb.

Und aus der Müllverbrennung Kiel erhält das Unternehmen aus

Abfällen erzeugte Fernwärme, die zur Hälfte klimaneutral ist.

Zusätzlich verbessert ab 2024 die Wärme aus den zu nahezu 100

Prozent klimaneutralen Klärschlämmen die schon sehr gute Klimabilanz

der Kieler Fernwärme noch weiter.

LL

www.mvv.de (22141223)

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

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be informed www.vgbe.energy

23


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Ørsted becomes the first energy

company in the world with longterm

science-based net-zero target

(orsted) The Science Based Targets initiative

(SBTi) has launched the Net-Zero

Standard as the world’s only framework

and leading standard for aligning corporate

net-zero targets with climate science.

As part of the launch, Ørsted’s 2040 net-zero

full value chain decarbonisation target

has now been validated as science-based.

SBTi’s new Net-Zero Standard provides a

common, robust, and science-based definition

of net-zero and offers companies a way

to set verified decarbonisation targets with

long-term emissions reduction plans that

are consistent with limiting the global temperature

rise to 1.5 °C above pre-industrial

levels. Ørsted is the first and only energy

company to receive the new net-zero validation

and one of only seven companies on

the list.

Mads Nipper, CEO at Ørsted, says:

“Ørsted strongly welcomes the SBTi’s new

Net-Zero Standard, which provides much

needed clarity on what is required for corporate

net-zero targets to actually help

fight climate change. In Ørsted, we’re

proud to be the first energy company in the

world to receive validation of our 2040

net-zero target as being fully aligned with

what climate science requires.” He continues:

“We see growing ambitions from businesses

to reach net-zero, and that’s absolutely

necessary to reach a net-zero world.

However, it’s critical that these goals meet

the requirements of climate science. I encourage

all business leaders who want to

have a real impact on climate to commit to

the necessary near-term and long-term reductions

under the new SBTi-standard.”

A standard to secure net-zero targets help

fight climate change

The Paris Agreement states that global

emissions must reach net-zero by mid-century

to stabilise temperature rise to 1.5 °C

above pre-industrial levels. This has led to

a boom of corporate net-zero goals in recent

years, with over two-thirds of the

global economy now aiming to reach

net-zero emissions by mid-century. Despite

this trend, pathways to meet net-zero emissions

have been translated in varying and

inconsistent ways, resulting in growing

criticism of corporate climate targets.

Up until now, there has been no credible

criteria to define what long term net-zero

targets – consistent with the 1.5 °C scenario

– look like. As a consequence, businesses

have had significant discretion on how they

define their pathways towards net-zero, allowing

some to claim net-zero and basing

their net-zero commitments to a large extent

on offsets without the significant reduction

in emissions required to accelerate

decarbonisation.

SBTi’s new standard spells out that rapid

action is needed to halve emissions before

2030, and that long-term deep emissions

cuts of 90-95 % across the value chain are

essential before 2050 for net-zero targets

to align with science. In practice, this

means that companies must place a cap of

5-10 % on the amount of residual emissions

that they offset through carbon removal

projects. With the new framework,

businesses now have a way to substantiate

their net-zero plans with underlying longterm

reduction targets, ensuring that these

pathways are consistent with the latest climate

science.

Substantiating Ørsted’s commitment to

net-zero across the value chain

Ørsted was previously one of the first energy

companies to set a near-term science-based

target for reducing emissions

from power and heat generation and has

the following targets:

• Reducing scope 1 and 2 GHG emissions to

10 g CO 2 e/kWh by 2025, corresponding

to a 98 % reduction from a 2006 base

year.

• In 2020, raising its ambition to address

its entire carbon footprint, Ørsted comm

it ted to reaching net-zero emissions

across its entire value chain by 2040.

To help realise near-term action towards

this goal, Ørsted put in place a specific value

chain decarbonisation target of reducing

its absolute scope 3 GHG emissions by

50 % by 2032 from a 2018 base year.

By phasing out coal and accelerating the

build out of green energy, Ørsted is fully on

track to meet its scope 1 and 2 target. To

meet its scope 3 target, Ørsted is gradually

reducing its natural gas sourcing portfolio

and has launched an industry-leading supply

chain decarbonisation programme,

closely engaging with suppliers to reduce

emissions from the goods and services it

sources.

Building on its accelerated decarbonisation

progress to-date, Ørsted now substantiates

its commitment to reaching net-zero

emissions across the entire value chain by

2040 by setting additional science-based

long-term emissions reduction targets:

• Reducing GHG emissions in scope 1-2

from energy generation and operations

to 1 g CO 2 e/kWh, corresponding to a

99.8 % reduction from 2006 and down

from targeted 10 g CO 2 e/kWh in 2025.

• Reducing GHG emissions in scope 1-3

from the entire renewable energy

portfolio to 2.9 g CO 2 e/kWh, which

corresponds to a 99 % reduction

compared to 2018 (does not include the

natural gas portfolio, which is

addressed by a separate target).

• Reducing absolute scope 3 GHG

emissions by 90 % from use of sold

products by 2040, compared to 2018

(includes natural gas portfolio).

By committing to emissions reductions

both in the near and the long term, Ørsted

is taking action to ensure that its full decarbonisation

strategy aligns with a science-based

net-zero pathway. While more

than 90 % of its 2040 commitment comes

from actual emissions reductions, Ørsted

commits to neutralising any residual emissions

that are not yet able to be cut by 2040

through certified carbon removal projects.

Sharing Ørsted’s knowledge on setting

science-based targets

In just over a decade, Ørsted has transformed

from a fossil-fuel intensive energy

utility to one of the world’s largest renewable

energy companies, with a portfolio of

offshore and onshore wind farms, solar PV,

and bioenergy plants. Now, the green energy

leader aspires to expand its portfolio to

help others go green, to be a catalyst for

change, and to inspire decarbonisation action

in line with science-based net-zero targets

beyond the company itself. By sharing

best practices on corporate target-setting,

including through its role as patron of the

UN Global Compact’s Climate Ambition Accelerator,

Ørsted continues to help place

emissions reductions at the heart of corporate

climate action.

About the Science Based Targets initiative

The Science Based Targets initiative

(SBTi) is a global body enabling businesses

to set ambitious emissions reduction targets

in line with the latest climate science.

It is focused on accelerating companies

across the world to halve emissions before

2030 and net-zero emissions before 2050.

The initiative is a collaboration between

CDP, the United Nations Global Compact,

World Resources Institute (WRI), and the

World Wide Fund for Nature (WWF) and

one of the We Mean Business Coalition

commitments. The SBTi defines and promotes

best practice in science-based target

setting, offers resources and guidance to

reduce barriers to adoption, and independently

assesses and approves companies’

targets. www.sciencebasedtargets.org

LL

www.orsted.com (22141107)

Ørsted takes final investment

decision on two German

offshore wind farms

(orsted) Ørsted’s Board of Directors has

taken final investment decision (FID) on

the two German offshore wind farms Gode

Wind 3 (242 MW) and Borkum Riffgrund 3

(900 MW) which are expected to be commissioned

in 2024 and 2025, respectively.

Rasmus Errboe, Head of Region Continental

Europe at Ørsted, said: “Borkum

Riffgrund 3 is a landmark project, and

we’re proud that Ørsted is once again leading

the way by being the first to take FID on

a merchant offshore wind project in Germany.

We’ve brought this project forward

24


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

by signing several large-scale power purchase

agreements with leading corporates,

bringing in a partner for 50% of the wind

farm, and procuring and installing Borkum

Riffgrund 3 and Gode Wind 3 as one gigawatt-scale

project.”

Jörg Kubitza, Managing Director for

Ørsted in Germany, adds: “With the decision

to build Gode Wind 3 and Borkum

Riffgrund 3, we’ll expand our German

portfolio to six offshore wind farms and a

total investment volume since 2012 of

around 7.5 billion euros. While Borkum

Riffgrund 3 will be the biggest wind farm

in Germany to date, gigawatt-scale wind

farms should be the norm when planning

future offshore wind buildout. Large-scale

projects will be key to securing the green

energy volumes needed to reach climate

neutrality in Germany by 2045, an effort

for which offshore wind remains the most

suitable source of renewable energy.”

Growing demand from corporates for

long term power purchase agreements can

complement regulatory mechanisms such

as contracts for difference, which create

long-term price certainty for developers as

well as for electricity customers. Both are

crucial to meet future green power demand

from industry and society.

Ørsted has signed CPPAs on Borkum Riffgrund

3 for a total of 786 MW with Covestro

(100 MW), Amazon (350 MW), REWE

Group (100 MW), BASF (186 MW), and

Google (50 MW) to support the final investment

decision by creating a large degree of

revenue certainty for Borkum Riffgrund 3.

On 19 October this year, Glennmont Partners

became a 50% shareholder of Borkum

Riffgrund 3. The agreement with Glennmont

was made subject to certain conditions

precedent, including Ørsted’s final

investment decision. With the final investment

decision, project permit, merger

clearance, and foreign investment clearance

now in place, Ørsted expects to complete

the transaction no later than Q1 2022.

Facts about Borkum Riffgrund 3

and Gode Wind 3

Borkum Riffgrund 3 and Gode Wind 3

will have export capacities of 900 MW and

242 MW, respectively, and will be located

in the German North Sea close to Ørsted‘s

existing offshore wind farms Borkum Riffgrund

1&2 and Gode Wind 1&2.

Gode Wind 3 is expected to be commissioned

in 2024, and Borkum Riffgrund 3 is

expected to be commissioned in 2025.

The power from both projects will be generated

by Siemens Gamesa offshore wind

turbines, each with a capacity of 11 MW

and a 200-metre rotor diameter.

In the German offshore wind auctions in

2017 and 2018, Ørsted was awarded the

right to build five offshore wind projects,

today known under the consolidated names

Gode Wind 3 and Borkum Riffgrund 3.

With bids of EUR 0 per MWh, Borkum

Riffgrund 3 was the world‘s first large-scale

offshore wind farm to be awarded with a

zero bid. This was made possible by a number

of cost drivers, including the installation

of next-generation wind turbine technology,

very good site conditions and high

wind speeds, and anticipated revenue-stabilising

CPPA’s with corporates.

Gode Wind 3 will receive a weighted average

subsidy of EUR 81 per MWh.

The information provided in this announcement

does not change Ørsted’s financial

outlook for the 2021 financial year

or the expected investment level announced

for 2021.

LL

www.orsted.com (22141115)

50 Milliarden Euro, 50 Gigawatt

Kapazität bis 2030: RWE startet

Investitions- und Wachstumsoffensive

• Neue Strategie definiert

Unternehmensziele bis zum Ende des

Jahrzehnts

• Zubautempo wird um gut 70 Prozent

erhöht: Portfoliozuwachs um

durchschnittlich 2,5 Gigawatt pro Jahr

• Anstieg des bereinigten EBITDA im

Kerngeschäft im Schnitt um jährlich 9

Prozent / 2030 soll es 5 Milliarden Euro

betragen

Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender

der RWE AG: „Unsere umfangreiche strategische

Neuausrichtung ist erfolgreich abgeschlossen.

Wir sind bestens aufgestellt, die

Schlüsseldekade der Energiewende aktiv zu

gestalten. Mit unserer Investitions- und

Wachstumsstrategie ,Growing Green‘ ziehen

wir das Tempo kräftig an und investieren 50

Milliarden Euro brutto bis 2030. Unsere leistungsstarke

und grüne Erzeugungskapazität

bauen wir so auf 50 Gigawatt aus. Dadurch

wächst unser bereinigtes EBITDA im Kerngeschäft

jährlich im Schnitt um 9 Prozent –

2030 sollen es 5 Milliarden Euro sein. Als

Gestalter und Schrittmacher der grünen

Energiewelt treiben wir den klimaneutralen

Umbau von Wirtschaft und Gesellschaft mit

voran. Ganz im Sinne unseres Purpose: Our

energy for a sustainable life.“

Grüner, größer, werthaltiger – das ist RWE

im Jahr 2030. Erstmals gibt es damit einen

Ausblick, wie das Unternehmen Ende des

Jahrzehnts aussehen wird. Mit der neuen

Strategie „Growing Green“ erhöht RWE massiv

ihre Schlagzahl und investiert 50 Milliarden

Euro brutto in ihr Kerngeschäft. Damit

fließen pro Jahr durchschnittlich 5 Milliarden

Euro brutto in Offshore- und Onshore-Windkraft,

Solar, Speicher, flexible Backup-Kapazitäten

und Wasserstoff. Das Unternehmen

erweitert so sein Portfolio in den

attraktiven Märkten Europa, Nordamerika

und im asiatisch-pazifischen Raum um 25

auf 50 Gigawatt (GW).

(rwe) Das Zubautempo wird deutlich erhöht:

Bislang wollte RWE ihre Gesamtleistung

pro Jahr um durchschnittlich 1,5 GW

steigern. Künftig sollen es im Durchschnitt

2,5 GW jährlich sein; eine Steigerung um

gut 70 Prozent. Darin enthalten ist auch

grüner Wasserstoff: Bis zum Ende der Dekade

wird RWE 2 GW eigene Elektrolysekapazitäten

aufbauen.

In der Folge wächst das bereinigte EBIT-

DA (bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern

und Abschreibungen) im Kerngeschäft

deutlich: 2030 soll es 5 Milliarden Euro

betragen, voraussichtlich mehr als doppelt

so viel wie im laufenden Geschäftsjahr.

Auch kurzfristig entwickelt sich die Ertragslage

von RWE erfreulich, so dass das

Unternehmen seine bestehende Prognose

für das Geschäftsjahr 2022 erhöht.

Finanziell exzellent aufgestellt

Der weitaus größte Teil des Investitionsprogramms

wird aus dem starken operativen

Cashflow finanziert. Dank ihrer hervorragenden

Bonität und einer niedrigen

Verschuldung verfügt RWE über große finanzielle

Spielräume. Dr. Michael Müller,

Finanzvorstand der RWE AG, betont: „Unsere

neue Strategie zeichnet nicht nur ein

klares Bild davon, wie sich unser Unternehmen

bis 2030 entwickeln wird. Sie zeigt

auch, dass wir dafür das finanzielle Rüstzeug

haben und unser grünes Wachstum

grün finanzieren. Unser Wachstumsprogramm

ist wertsteigernd und nachhaltig.“

Müller weiter: „Am Ergebniszuwachs sollen

auch unsere Aktionäre teilhaben. Für

das Geschäftsjahr 2021 soll die Dividende

auf 90 Cent je Aktie steigen. Für die kommenden

Jahre planen wir eine Untergrenze

von 90 Cent je Aktie. Langfristig soll die

Ausschüttung an unsere Aktionäre 50 bis

60 Prozent des bereinigten Nettoergebnisses

betragen.“

Schnell und nachhaltig wachsen

RWE ist heute schon einer der weltweit

führenden Anbieter im Bereich Erneuerbare

Energien. Folgerichtig liegt hier ein

Schwerpunkt der neuen Strategie: So

wird RWE die Kapazität bei Offshore-Wind

von 2,4 auf 8 Gigawatt im Jahr

2030 verdreifachen. Der Fokus der Aktivitäten

liegt dabei auf Europa sowie Nordamerika

und den asiatischen Märkten, wo

das Unternehmen zusammen mit Partnern

agiert. Bei Onshore-Wind und Solar

baut RWE die installierte Leistung von 7

GW auf 20 GW aus; die Schwerpunkte liegen

hier zu jeweils 50 Prozent in Europa

und in Nordamerika. Dabei sollen die besonderen

Potenziale im Bereich Solar genutzt

und die Kapazität von unter 1 GW

auf 8 GW gesteigert werden. Klar auf Zuwachs

ist auch das Geschäft mit Batteriespeichern

ausgelegt. Schon heute engagiert

sich das Unternehmen in Projekten

mit über 0,6 GW Leistung; 2030 wird die

Kapazität 3 GW betragen.

25


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Die Wachstumschancen im Bereich der

flexiblen Stromversorgung wird RWE insbesondere

in ihren angestammten Märkten,

also in Deutschland, Großbritannien

sowie Benelux wahrnehmen und durch

den Bau flexibler Kapazitäten zur Versorgungssicherheit

beitragen. Mit 14 GW installierter

Leistung verfügt RWE aktuell

über die zweitgrößte Gaskraftwerksflotte

Europas. Anlagen mit einer Leistung von

mindestens 2 GW, versehen mit einem klaren

Dekarbonisierungspfad, sollen zugebaut

werden. Auch für alle bestehenden

Anlagen wird ein Fahrplan entwickelt, um

sie „grün“ umzurüsten.

Den Handel mit grünen Energieträgern

und das Angebot an maßgeschneiderten

Energielösungen für Großkunden wird

RWE ebenfalls deutlich ausweiten. Durch

ihre Erfahrung mit der eigenen Transformation

ist RWE Partner der Wahl für die

Dekarbonisierung der Industrie. Zudem

sollen neue Geschäftsmöglichkeiten in den

Bereichen Wasserstoff- und Ammoniakimport

erschlossen werden.

Auch in Deutschland deutlich

auf Wachstumskurs

In Deutschland, dem Heimatmarkt von

RWE, sieht das Unternehmen besonderes

Wachstumspotenzial. Denn Deutschland

ist das einzige Industrieland, in dem sowohl

Kernenergie als auch Kohle sehr

schnell zu ersetzen sind. Deshalb wird

RWE auch hier das Tempo anziehen und in

den 2020er Jahren zwischen 10 und 15

Milliarden Euro brutto in den Ausbau von

Offshore- und Onshore-Windkraft, Solar,

Speichern, flexiblen Backup-Kapazitäten

und Wasserstoff investieren. Für das sehr

regional geprägte Onshore-Wind- und Solargeschäft

eröffnet RWE sieben weitere

Büros in unterschiedlichen Teilen Deutschlands.

Kurzfristig werden hierfür etwa 200

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter für die

Projektentwicklung vor Ort eingestellt. Der

Anspruch ist klar: Im Erneuerbaren-Bereich

soll in Deutschland jedes Projekt realisiert

werden, das möglich ist.

Mit ganzer Kraft für eine

klimaneutrale Gesellschaft

Markus Krebber unterstreicht: „RWE

kann das liefern, was die grüne Energiewelt

braucht: Strom aus Wind und Sonne,

der immer stärker nachgefragt wird. Speicher

und flexible Leistung, mit der die Versorgung

abgesichert wird. Kompetenz und

Tatkraft für den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft.

Integrierte Kundenlösungen

zur Versorgung der Industrie mit grüner

Energie. Und eine massive CO 2 -Reduktion,“

Und weiter: „Die Transformation hin

zu einer klimaneutralen Gesellschaft

braucht Unternehmen, die sich dieser Aufgabe

mit ganzer Kraft stellen. RWE tut das

und kann dabei auf die Energie, die Leidenschaft,

die Erfahrung und die Expertise

ihrer Beschäftigten bauen.“

LL

www.rwe.com (22141125)

Fraunhofer und RWE gehen

gemeinsam im Westen der

Tiefenwärme auf die Spur

• Forschungsstandort für Techniken der

Geothermie entsteht am Kraftwerk

Weisweiler

• Erkundungsbohrung soll Aufschluss

über Geologie und nutzbare

Wärmemengen geben

(rwe) Fraunhofer und RWE entwickeln die

Tiefengeothermie technisch und wirtschaftlich

weiter: Sie wollen die Wärmegewinnung

aus der Tiefe exemplarisch in einem

Forschungskraftwerk zur Betriebsreife

bringen. Der Untergrund am RWE-Standort

Weisweiler soll schrittweise auf das

Potenzial dieser erneuerbaren Energie hin

erkundet werden. Außerdem soll ein geologisches

Observatorium eingerichtet werden.

Über der Erde eröffnet Fraunhofer einen

Forschungsstandort für Georessourcen

und baut ein Technikum für geothermische

Konversionstechnologien auf.

Fraunhofer und RWE Power schlossen nun

im Beisein des geschäftsführenden Parlamentarischen

Staatssekretärs im Bundesministerium

für Bildung und Forschung,

Thomas Rachel, den entsprechenden Kooperationsvertrag

ab.

Für die Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung

der angewandten Forschung besiegelte

Vorstandsmitglied Prof. Dr. Alexander

Kurz die Vereinbarung, für die demnächst

auch in Weisweiler angesiedelte

Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen

und Geothermie (IEG) deren

Leiter Prof. Dr. Rolf Bracke. Für die RWE

Power AG unterzeichnete Vorstandsmitglied

Dr. Lars Kulik die Kooperationsvereinbarung.

Rheinisches Revier ist Vorzugsregion

für Tiefengeothermie

Die beiden Partner wollen an dem traditionellen

Kraftwerksstandort nachhaltige

Energie gemeinsam weiterentwickeln. Das

Rheinische Revier ist eine Vorzugsregion

für Tiefengeothermie, prominent manifestiert

in den Aachener Thermalquellen. Im

Untergrund werden weitere Gesteinsschichten

mit großen Mengen an heißem

Thermalwasser erwartet; namentlich die

Massen- und Riffkalke des Devons und des

Unterkarbons, also rund 350 Millionen

Jahre alte Kalkgesteine.

Forschungsthemen am Standort sollen

alle Aspekte der geothermalen Anlagentechnik

sein: von hochtemperaturfähigen

Bohrlochpumpen über marktfähige Prozesse

zur Strom-, Wärme- und Kälteerzeugung

bis hin zu Betriebsstrategien. Außerdem

werden Verfahren zur stofflichen und

zur Wärmespeicherung entwickelt.

1.500 Meter tiefe Erkundungsbohrung

Neben dem Bau des Technikums auf dem

von RWE zur Verfügung gestellten Gelände

wird der nächste konkrete Schritt eine bis

zu 1.500 Meter tiefe Erkundungsbohrung

im nächsten Jahr sein, die die Partner im

Rahmen des EU-Projekts DGE-ROLLOUT

abteufen, wie es in der Fachsprache heißt;

DGE steht für Deep Geothermal Energy.

Die Bohrung bildet mit der geophysikalischen

Oberflächenstation das Observatorium

zur Überwachung des Untergrundes.

Geothermie ist erneuerbare Energie

In noch zu planenden Schritten wird eine

detaillierte, dreidimensionale, wissenschaftliche

Vermessung des Untergrundes

und darauf aufbauend eine Tiefenbohrung

von bis zu 4.000 Meter Länge angestrebt,

die im Erfolgsfall warmes Thermalwasser

fördert. Die Vorteile der Geothermie sind

ihre Nachhaltigkeit, Regionalität, Grundlastfähigkeit

und geringer Flächenverbrauch.

Staatssekretär Thomas Rachel: „Mit dem

neu gegründeten Fraunhofer-Institut für

Energieinfrastrukturen und Geothermie

werden zwei ganz zentrale Schlüsselaufgaben

unserer Zeit miteinander verbunden:

Klimaschutz und ein gelingender Strukturwandel.

Das Rheinische Revier ist schon

heute stark als Energie- und als Forschungsstandort.

Mit der Kooperation von RWE

und Fraunhofer IEG wird die vorhandene

Kompetenz genutzt und die Tradition fortgeschrieben

„, betonte anlässlich der Vertragsunterzeichnung

Thomas Rachel, Parlamentarischer

Staatssekretär im Bundesministerium

für Bildung und Forschung.

Fraunhofer-Vorstandsmitglied Alexander

Kurz: „Die Geothermie hat großes Potenzial,

in der Wärmeversorgung der Zukunft

eine zentrale Rolle zu spielen. Mit dem

Fraunhofer IEG am Standort Weisweiler

stellen wir die anwendungsnahe Forschung

auf diesem Feld exzellent auf. Dank der Kooperation

mit RWE leisten wir wichtige Beiträge

zur Energiewende und zum Erreichen

der nationalen Klimaschutzziele und geben

Impulse im Strukturwandel des Rheinischen

Reviers“, erklärte Fraunhofer-Vorstand

Dr. Alexander Kurz in Weisweiler.

Fraunhofer-IEG-Leiter Rolf Bracke: „Über

50 Prozent der in Deutschland umgesetzten

Energie wird als Wärme in Haushalten und

Industrie genutzt. Für den Klimaschutz

müssen wir Wärme in wenigen Jahren ohne

die fossilen Energieträger Kohle, Erdgas

und Öl erzeugen. Geothermie und moderne

Wärmenetze können hier langfristig

eine klimaneutrale Energiequelle erschließen,

die auf regionalem Knowhow fußt und

so die Brücke vom Kohlebergbau zum Wärmebergbau

schlägt. Das Reallabor in Weisweiler

dient zugleich geologisch und energiewirtschaftlich

als Pilotstandort für den

gesamten nordwesteuropäischen Raum“,

umriss Dr. Rolf Bracke von Fraunhofer IEG

die Tragweite des Forschungsprojekts.

Bürgermeisterin Nadine Leonhardt:

„Eschweiler befindet sich als Tagebauanrainerkommune

mitten im Strukturwandel.

Als starker Wirtschaftsstandort freuen

26


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

Zur Vertragsunterzeichnung trafen sich (v.l.n.r.): RWE Power-Vorstandsmitglied Dr. Lars Kulik

Bürgermeisterin Nadine Leonhardt Dr. Rolf Bracke von Fraunhofer IEG Fraunhofer-Vorstand Dr.

Alexander Kurz Thomas Rachel, Parlamentarischer Staatssekretär im BMBF

wir uns über das Engagement des Fraunhofer

Instituts und von RWE am Standort

Weisweiler. Wir arbeiten gemeinsam Hand

in Hand, dass uns der Strukturwandel und

die Transformation von Arbeitsplätzen gelingen“,

so Eschweilers Bürgermeisterin

Nadine Leonhardt.

RWE Power-Vorstandsmitglied Lars Kulik:

„Fernwärme aus Thermalwasser – das

ist für unsere Region ein technologisch

neuer Baustein der Energiewende. Unser

traditionsreicher Energiestandort Weisweiler

erfüllt alle Voraussetzungen, um

dieses innovative Vorhaben umzusetzen“,

freute sich RWE Power-Vorstandsmitglied

Dr. Lars Kulik. „Vom Standort Weisweiler

ziehen sich Fernwärmeleitungen bis nach

Aachen. Wenn durch sie eines Tages regenerativ

erzeugte Fernwärme strömt, ist das

ein weiterer handfester Beitrag von RWE

zum regionalen Strukturwandel.“

Infrastruktur ist bereits vor Ort

Mit dem Fernwärmenetz Aachen-Weisweiler

ist die Infrastruktur der Wärmeversorgung

direkt vor Ort bereits vorhanden:

Schon heute liefert es Fernwärme aus dem

Braunkohlekraftwerk Weisweiler unter anderem

in den Aachener Raum. Die Wärmequelle

Braunkohle muss wegen des Kohleausstiegs

jedoch mittelfristig durch andere

Energieträger ersetzt werden, Tiefengeothermie

könnte eine Option sein. Die Projektidee

für das Technikum wurde im Rahmen

des SofortprogrammsPlus der Zukunftsregion

Rheinisches Revier bereits

mit dem 3. Stern ausgezeichnet. Weitere

Maßnahmen sind in der Antragsphase bei

staatlichen Geldgebern.

LL

www.rwe.com (22141121)

Grüner Wasserstoff und Lösungen

zur Dekarbonisierung: Shell und

RWE wollen Energiewende

vorantreiben

• „Memorandum of Understanding“

umfasst Erzeugung, Nutzung und

Vertrieb von H2

• Optionen werden in Deutschland, den

Niederlanden und Großbritannien

untersucht

• Prüfung gemeinsamer

Dekarbonisierungsprojekte für RWE

Kraftwerke vorgesehen

(rwe) Shell New Energies NL BV (Shell)

und RWE Generation SE (RWE) wollen gemeinsam

ambitionierte Projekte zur Erzeugung,

Nutzung und zum Vertrieb von grünem

Wasserstoff sowie Projekte zur Dekarbonisierung

von RWE Gas- und Biomasse-Kraftwerken

in Nordwesteuropa vorantreiben.

Ein „Memorandum of

Understanding“ (MoU) haben Markus

Krebber, Vorstandsvorsitzender der RWE

AG, und Wael Sawan, Direktor für Integrated

Gas, Renewables and Energy Solutions

bei Royal Dutch Shell plc, im Shell Energy

and Chemicals Park Rheinland bei Köln

kürzlich unterzeichnet. Ziel des MoU ist es,

konkrete Projektoptionen zu identifizieren

und bis zu Investitionsentscheidungen zu

entwickeln.

Wasserstoff ist entscheidend für die Dekarbonisierung

der Industrie, also für Klimaneutralität

in großtechnischer Produktion

und Verarbeitung. Viele Unternehmen

können ihre Klimaziele nur mit Wasserstoff

erreichen, bei dessen Herstellung kein CO 2

freigesetzt wurde. Entsprechend steigt die

Nachfrage nach grünem und blauem Wasserstoff.

Dieses Potenzial wollen die beiden

Partner bei ihrer Kooperation nutzen.

RWE und Shell können bereits auf eine

gute Zusammenarbeit bei den wegweisenden

Projekten NortH2 in den Niederlanden

und AquaVentus in Deutschland zurückgreifen.

In einem nächsten Schritt sollen

auch in Industrieregionen im Nordosten

Englands (Teesside und/oder Humberside)

integrierte Projekte zur Erzeugung von

grünem Wasserstoff durch Offshore-Wind

im Gigawatt-Maßstab geprüft werden.

RWE und Shell beabsichtigen, gemeinsam

die künftige Entwicklung von Elektrolyseanlagen

zur Erzeugung von grünem Wasserstoff

zu prüfen. Dabei sollen Standorte

in Betracht gezogen werden, die über potenzielle

Pipelinekapazitäten für Wasserstoff

verfügen, aber derzeit nur schwer an

das Stromnetz angeschlossen werden können.

RWE und Shell wollen untersuchen,

ob und wie grüne Energie von dort aus per

Wasserstoffpipeline zum Endkunden

transportiert werden kann.

Für industrielle Abnehmer wollen RWE

und Shell außerdem neue grüne Wasserstofflösungen

entwickeln, die sich auf den

Shell Energy & Chemicals Park Rheinland

in Deutschland, auf die Shell-Standorte in

Rotterdam und Moerdijk in den Niederlanden

sowie auf Abnehmer in deren näherer

Umgebung konzentrieren.

Zudem beabsichtigen RWE und Shell in

Deutschland, in den Niederlanden und in

Großbritannien nach Einsatzmöglichkeiten

für grünen Wasserstoff im Mobilitätssektor

zu suchen. Ausgangspunkt hierfür

könnte etwa das Wasserstoff-Tankstellennetz

für schwere Lkws sein, das Shell bis

2024 zwischen Rotterdam, Köln und Hamburg

errichten will.

In dem MoU haben die Unternehmen zudem

vereinbart, technische Alternativen

für die Dekarbonisierung von RWEs Gasund

Biomassekraftwerken zu prüfen. Dabei

geht es zum einen um die Möglichkeit

CO 2 abzuscheiden und zu speichern. Zum

anderen prüfen die Unternehmen den Einsatz

von blauem Wasserstoff unter anderem

in den RWE Gaskraftwerken in Pembroke

(Wales), Emsland (Deutschland)

und Moerdijk (Niederlande). In beiden

Fällen würde Shell als Wasserstoff-Erzeuger

und -Lieferant auftreten und die Speicherung

des CO 2 übernehmen. Die Ergebnisse

der Prüfung könnten später, parallel

zu der sich entwickelnden Transport-Infrastruktur

für Wasserstoff und CO 2 , auf weitere

RWE Standorte übertragen werden.

„Wir freuen uns sehr über diese Vereinbarung

mit RWE. In beiden Unternehmen

sind wir überzeugt, dass Fortschritte auf

dem Weg zu Netto-Null-Emissionen unbedingt

der politischen Unterstützung bedürfen,

um die Energiewende voranzubringen

und den Bedarf unserer Kunden an kohlenstoffarmen

Energielösungen decken zu

können“, sagte Wael Sawan, Direktor für

Integrated Gas, Renewables and Energy

Solutions bei Royal Dutch Shell plc. „Es ist

27


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

sinnvoll, das Potenzial gemeinsamer Dekarbonisierungsprojekte

auszuloten, um

das globale Energie-Know-how beider Unternehmen

bestmöglich einzusetzen.“

„Wirksamer Klimaschutz braucht sektorund

länderübergreifende Kooperationen.

In der Zusammenarbeit mit Shell wollen

wir Lösungen erarbeiten, die neue Ansätze

mit bewährten Technologien verknüpfen

und dabei vor allem schnell und in großem

Maßstab zur Anwendung kommen. Wir

werden dabei auch unsere besondere Expertise

in der Entwicklung von Offshore-Windprojekten

sowie der Bereitstellung

von Energie in der Form von Strom, Wärme

und zukünftig auch grünem Wasserstoff

für unsere Kunden mit einbringen“, betont

Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender

von RWE.

LL

www.rwe.com (22141123)

Grüner Stahl: Partner errichten

wegweisende Direktreduktions-

Testanlage mit Wasserstoff

in Lingen

• Grüner Stahl: Partner errichten

wegweisende Direktreduktions-

Testanlage mit Wasserstoff in Lingen

• Land Niedersachsen gibt Förderzusage

für Forschungsprojekt bekannt

• RWE, CO2GRAB, LSF und BENTELER

Steel/Tube testen Technologien zur

CO2-freien Stahlproduktion

• Inbetriebnahme der Direktreduktions-

Testanlage in 2022 geplant

(rwe) Auf dem Weg der Dekarbonisierung

der Stahlindustrie spielt Wasserstoff eine

entscheidende Rolle. Doch wie gelingt es,

mit dem Energieträger der Zukunft klimaneutralen

Stahl kostengünstig zu produzieren?

Das erforschen die Unternehmen

RWE, CO2GRAB, LSF und BENTELER

Steel/Tube in den nächsten drei Jahren gemeinsam.

Heute gab Olaf Lies, Minister für

Umwelt, Energie, Bauen und Klimaschutz

des Landes Niedersachsen, die Förderzusage

des Landes Niedersachsen über drei Millionen

Euro an das Start-up CO2GRAB bekannt.

2022 soll das wegweisende Demonstrationsprojekt

einer grünen Wasserstoff-Direktreduktionsanlage

auf dem

RWE-Kraftwerksgelände in Lingen gebaut

werden.

Olaf Lies, erklärt: „Das, wofür man vor

einigen Jahren vermutlich noch belächelt

worden wäre, wird Wirklichkeit: die Defossilisierung

der Stahlindustrie in Deutschland.

Sie ist zentral, damit die Energiewende

in Deutschland gelingt. Und von ihr geht

noch eine weitere Botschaft an die Welt.

Mit Know-how, Willen und Überzeugung

bringen wir die einst als unvereinbar geltenden

Ziele zusammen: Klimaschutz und

Energiewende mit der notwendigen Zukunftsfähigkeit

für unseren Industriestandort

und den damit verbundenen guten Arbeitsplätzen.

Ich freue mich deshalb sehr,

RWE setzt beim Bau eines der größten und innovativsten Speicherkraftwerke Deutschlands auf

Technologie von SMA

das Projekt dabei zu unterstützen, einen

Teil zur Lösung dieser Mammutaufgabe

beizutragen.“

Der Oberbürgermeister der Stadt Lingen,

Dieter Krone, betont: „Diese Kooperation

ist ein klares Bekenntnis aller Beteiligten

zu Innovation und Klimaschutz. Lingen

wird einmal mehr zum Forschungs- und

Entwicklungszentrum und zu einem der

wichtigsten Wasserstoffstandorte in

Deutschland.“

Bei der grünen Direktreduktion wird Eisenerz

mithilfe von Wasserstoff reduziert.

Der Wasserstoff reagiert dabei mit dem

Sauerstoff im Eisenerz (Eisenoxid) und

wandelt es in sogenannten Eisenschwamm

um. Dieser Prozess wird „direct reduced

iron“ (DRI) genannt.

Statt Kohlenstoffdioxid, wie im klassischen

Hochofen, entsteht bei dieser Technologie

Wasserdampf. Der Eisenschwamm

wird anschließend mit Stahlschrott eingeschmolzen

und zu Stahl weiterverarbeitet.

BENTELER Steel/Tube verwendet zukünftig

diesen Stahl, um daraus CO 2 -arme

nahtlose und geschweißte Rohrlösungen

zu produzieren. Im Rahmen des Forschungsprojekts

sollen im ersten Schritt

über 1 t/Stunde grünes Eisen (Eisenschwamm)

mit Hilfe von grünem Wasserstoff

produziert werden. Der grüne Wasserstoff

soll über Elektrolyseanlagen auf

dem Kraftwerksgelände erzeugt und in die

DRI-Anlage eingespeist werden.

„Diese DRI-Technologie hat großes Potenzial

zur Dekarbonisierung der Stahlindustrie.

Das technische Know-how vom

Start-up CO2GRAB, das diese Anlage errichten

und betreiben wird, ergänzt die

Expertise von RWE entlang der gesamten

Wertschöpfungskette für grünen Wasserstoff.

LSF wird die Betriebsweise der Elektrolyse

an die fluktuierende Produktion von

Wind- und Solarstrom optimieren. BENTE-

LER Steel/Tube wird den reduzierten Eisenschwamm

anschließend weiter zu grünem

Stahl und klimaneutralen Qualitätsrohren

verarbeiten. Mit diesem Projekt

können wir somit einen bedeutenden Beitrag

zur Klimaneutralität leisten“, erklären

die Partner in einer gemeinsamen Stellungnahme.

Die Inbetriebnahme der Demonstrationsanlage

ist für Mitte 2022 geplant.

LL

www.rwe.com (22141125)

RWE setzt beim Bau eines der

größten und innovativsten

Speicherkraftwerke Deutschlands

auf Technologie von SMA

• Megabatterie plus Wasserkraft

(rwe) An den Standorten Lingen und Werne

baut RWE bis Ende 2022 ein Batteriespeichersystem

mit einer Gesamtleistung

von 117 Megawatt. Das Speicherprojekt

von RWE wird wichtige Systemdienstleistungen

liefern. Diese sind für die Erhaltung

der Netzstabilität auch bei hohen Anteilen

schwankender Stromeinspeisung aus erneuerbarer

Energieerzeugung nötig. Die

Systemtechnik zur Integration und optimalen

Steuerung der Be- und Entladung der

420 Lithium-Ionen-Batterie-Racks liefert

die SMA Solar Technology AG (SMA). Insgesamt

kommen dort 47 Batterie-Wechselrichter

(Sunny Central Storage UP 3450)

zum Einsatz.

Nach seiner Fertigstellung wird das Projekt

nicht nur eines der größten Batteriespeicherkraftwerke

Deutschlands sein,

sondern auch eines der innovativsten: Die

Batteriespeicher werden virtuell mit den

RWE Laufwasserkraftwerken entlang der

Mosel gekoppelt. Durch das Hoch- bzw.

Herunterregeln der Durchflussmenge an

diesen Anlagen kann RWE zusätzliche Leistung

als Regelenergie bereitstellen und die

28


VGB PowerTech 12 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

Gesamtleistung der Batterien noch einmal

um rund 15 Prozent steigern.

„Batteriespeicher sind ein wichtiger Baustein

für das Gelingen der Energiewende.

Sie helfen dabei, die Schwankungen im

Stromnetz auszugleichen, die mit dem

wachsenden Anteil der Erneuerbaren

Energien zunehmen. Unser Projekt setzt

neue Maßstäbe und zeigt, wie wir dem

Markt durch die intelligente Verknüpfung

von Batterieleistung mit Laufwasserkraftwerken

noch mehr Flexibilität zur Verfügung

stellen können“, erklärt Andrea

Hu-Bianco, CEO der RWE Battery Solutions

GmbH. „Mit SMA haben wir einen

erfahrenen Hersteller an unserer Seite, mit

dem wir bereits seit mehreren Jahren zusammenarbeiten.

Kombiniert mit unserer

Marktexpertise, Systemkenntnissen, technischen

Kompetenz und Erfahrung im Anlagenbetrieb

werden wir einen der größten

und innovativsten Batteriespeicher

Deutschlands realisieren und zuverlässig

betreiben.“

„Wir freuen uns sehr, unsere Technologie

und unsere Expertise in dieses zukunftsweisende

Projekt einzubringen“, sagt Sebastian

Seidl, Head of Project Sales bei

SMA. „Lösungen von SMA sind von Amerika

über Europa bis nach Australien in den

größten und technologisch anspruchsvollsten

Speicherprojekten im Einsatz. Unsere

jahrzehntelange Erfahrung und unsere

hohe Systemkompetenz können wir dabei

immer wieder erfolgreich für unsere

Kunden einsetzen, auch wenn es um völlig

neue Anforderungen und Fragestellungen

geht.“

Der SMA Sunny Central Storage UP ermöglicht

mit einer Leistung von bis zu

3.960 kVA bei Systemspannungen von bis

zu 1.500 V DC eine effizientere und flexible

Anlagenplanung in Speicherkraftwerken.

Durch den weiten DC-Spannungsbereich

ist er kompatibel zu den meisten Batterietechnologien.

LL

www.rwe.com (22141126)

Salzburg AG: Rekordbudget

für mehr Klimaneutralität

(s-ag) Als Green Tech Company setzt die

Salzburg AG ihren Kurs, Salzburg an die

Klimaziele schneller heranzuführen, konsequent

fort. Nachhaltigkeit, Digitalisierung

und Technologie sind wichtige Bausteine

für eine gesündere Umwelt. Der Aufsichtsrat

hat der Salzburg AG daher ein

Rekordbudget von 324 Millionen Euro

(323,7 Millionen Euro) für weitere grüne

Investitionen freigegeben.

„Als Green Tech Company ist es uns ein

großes Anliegen, Salzburg aktiv auf dem

Weg zur Klimaneutralität zu begleiten. Der

Ausbau erneuerbarer Energie bildet dabei

den Grundstein für ein grünes Morgen. Digitalisierung

und Technologie sind somit

ausschlaggebend“, betont Salzburg AG CEO

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

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

29


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Leonhard Schitter. „Daher konzentrieren

wir uns im kommenden Jahr auf den Ausbau

des Fernwärmenetzes in Salzburg. Weiters

wollen wir 2022 neue digitale Produkte

und Plattformen für unsere Kundinnen und

Kunden schaffen, mit denen sie ein aktiver

Teil der Energiewende sein können.“

„Es ist der richtige Weg an den zukunftsweisenden

Investitionen des Unternehmens

festzuhalten. Daher hat der Aufsichtsrat

heute auch das höchste Investitionsbudget

in der Unternehmensgeschichte

der Salzburg AG freigegeben“, erklärt der

Aufsichtsratsvorsitzende, Landeshauptmann

Wilfried Haslauer, und fügt hinzu:

„Mit rund 324 Millionen Euro setzt die

Salzburg AG auch im kommenden Jahr den

Weg von Innovation und Weiterentwicklung

fort. Diese Investitionen kommen

nicht nur uns allen zugute, sie helfen auch

dabei den Konjunkturmotor anzukurbeln

und die Wettbewerbsfähigkeit zu erhöhen.

Das ist ein wesentlicher Beitrag zur Steigerung

der Wertschöpfung und schafft weitere

neue Arbeitsplätze.“

Saubere Wärme für Salzburg

Die Salzburg AG hat es sich zum Ziel gesetzt

die Wärmeversorgung im gesamten

Bundesland klimaneutraler zu gestalten.

Im Jahr 2022 forciert das Unternehmen

daher den Fernwärmeausbau im Stadtgebiet

Salzburgs. Durch die so genannte ‚Süd-

West-Spange‘ können zukünftig 600 Kundinnen

und Kunden von Maxglan bis Himmelreich

mit klimafreundlicher Wärme

versorgt werden. Die Bauarbeiten finden in

vier Abschnitten statt. Um die Stadt mit

noch mehr sauberer Wärme zu versorgen,

nimmt die Salzburg AG insgesamt 24,6

Millionen Euro in die Hand. Die Kosten für

den ersten Bauabschnitt belaufen sich auf

11,5 Millionen Euro.

Ausbau erneuerbarer Energieerzeugung

Die Salzburg AG bekennt sich seit der ersten

Stunde zu den Klima- und Energiezielen

des Landes und dem Green Deal der

Europäischen Union. Daher investiert die

Green Tech Company im kommenden Jahr

rund 40 Millionen Euro in erneuerbare

Energien. Um die im Jahr 2021 gestarteten

Bauarbeiten des Kraftwerks Rotgülden abzuschließen,

fließen 2,5 Millionen Euro in

dieses Projekt. „Wir investieren gezielt in

bestehende Kraftwerksstandorte und machen

sie durch modernste Technik noch

effizienter, flexibler und somit grüner“, so

Schitter. Sofern die Salzburg AG 2022 die

erforderlichen behördlichen Genehmigungen

erlangt, werden etwa 8 Millionen Euro

im kommenden Jahr in den Neubau eines

Kraftwerks im Pongau investiert. Mit einer

Erzeugung von etwa 19 Millionen kWh soll

es zukünftig mehr als 5.500 Haushalte mit

grünem Strom versorgen. Für einen möglichen

Baustart einer weiteren Kraftwerksstufe

an der mittleren Salzach im

Spätherbst/Winter 2022 sind weitere 4

Millionen Euro vorgesehen.

Kunde im Fokus: Nachhaltig

mit ‚Internet of Energy‘

Als Green Tech Company stellt die Salzburg

AG weiterhin den Kunden in den Fokus

des Handelns. Effiziente, innovative

und digitale Produkte sollen einen wesentlichen

Beitrag zur Energiewende leisten

und zugleich den Alltag aller Kundinnen

und Kunden erleichtern. Darum fokussiert

sich das Unternehmen im kommenden

Jahr auf digitale Produktentwicklungen.

Entstehen soll eine ganzheitliche Plattform,

die Produkte und Services wie Energy

Communities, E-Commerce sowie Digital

Payment bereitstellt. Für den Bereich

‚Digital Solutions‘ hat die Salzburg AG

rund 1,9 Millionen Euro eingeplant.

Breitbandausbau als Basis der

Digitalisierung

2021 hat die Salzburg AG in mehr als 60

Gemeinden die Voraussetzung für echtes

Fibre-to-the-Home Glasfaser-Breitbandinternet

geschaffen. Um der Vorreiterrolle in

Sachen schneller Internetversorgung weiterhin

gerecht zu bleiben, fließen im kommenden

Jahr 40 Millionen Euro in den Telekom-Bereich.

Damit wird nicht nur der

Großraum Unken mit superschnellem Internet

der Salzburg AG versorgt, sondern

es wird im gesamten Bundesland der Glasfaserausbau

forciert und es sollen mehr als

2.500 Haushalte 2022 einen FTTH-Anschluss

der Salzburg AG erhalten.

one2zero für CO 2 -Reduktion

Mit der one2zero GmbH hat die Salzburg

AG eine 100-Prozent-Tochter, die als Komplettanbieter

Businesskunden auf ihrem

Weg zur CO 2 -Neutralität begleitet - mit Beratung,

Umsetzung sowie einem Technologieportfolio.

Die Strategie dahinter ist es,

das grüne Know-how der Salzburg AG

auch österreichweit anzubieten.“one2zero

hat das Ziel Unternehmen auf ihrem Weg

zu einem emissionsfreien Energiesystem

zu begleiten. Insbesondere als Partner für

Großunternehmen sowie KMUs bietet man

umfassende Dienstleistungen zum Thema

CO 2 -Reduktion an“, erklärt Schitter.

„Hauptfokus unseres Tochterunternehmens

ist es, sich österreichweit mit grünen

Themen stark zu machen. Hier werden wir

2022 noch weitere Schritte setzen“,

schließt Salzburg AG CEO Schitter ab. Im

Aufsichtsrat wurden heute die Jahresplanung

und die ersten Geschäftsmodelle sowie

Partnerinnen und Partner des grünen

Unternehmens präsentiert.

LL

presse.salzburg-ag.at (22141146)

STEAG: Energiewende durch

Brennstoffumstellung

• STEAG stellt zwei Fernwärmekessel von

Kohle und Öl auf Erdgas um

• Zudem modernste technische Upgrades

für Anlagenbetrieb

(steag) Mitsubishi Power Europe hat von

der STEAG Fernwärme GmbH, dem größten

Fernwärmeunternehmen in Nordrhein-Westfalen,

einen Auftrag zur Umstellung

von zwei bestehenden Anlagen in Essen

auf Erdgas erhalten.

Die Kesselanlagen Essen-Nord und Essen-Rüttenscheid

werden mit den Fuel

Switch-Lösungen von Mitsubishi Power

Europe von Öl bzw. Kohle auf den deutlich

emissionsärmeren Energieträger Erdgas

umgestellt. Energieerzeugung aus Erdgas

stellt in den kommenden Jahrzehnten eine

wichtige Brückentechnologie dar, um die

vereinbarten Klimazeile zu erreichen und

Versorgungssicherheit zu gewährleisten,

so lange erneuerbare Energien nicht in

ausreichendem Maß zur Verfügung stehen.

Anlagen decken Spitzenlast bzw.

versorgen Krankenhäuser

Während das Heizwerk Essen-Nord insbesondere

der Abdeckung von Spitzenlastbedarfen

bei der Fernwärmeversorgung

gerade während der Heizperiode in den

Herbst- und Wintermonaten dient, versorgt

die STEAG-Anlage in Essen-Rüttenscheid

vor allem die dortige Uniklinik sowie

das Alfried-Krupp-Krankenhaus ganzjährig

mit Fernwärme.

Der Leistungsumfang des erteilten Auftrags

umfasst einen Teilumbau der Kessel

bei der Umstellung von Kohle auf Gas, den

Austausch des bestehenden Leittechniksystems

am Standort Rüttenscheid, die Demontage

und Entsorgung der vorhandenen

Komponenten sowie die Installation, Inbetriebnahme

und den Probebetrieb der neuen

Komponenten. Beide Anlagen werden

nach dem Umbau die neuesten Emissionsanforderungen

gemäß der Bundesimmissionsschutzverordnung

(13. BlmSchV) erfüllen

und für einen Betrieb ohne ständige

Beaufsichtigung (sog. BOP-Modus) aufgerüstet.

Das Konzept des Brennstoffwechsels

trägt insbesondere dazu bei, die

CO 2 -Emissionen zu reduzieren.

Brennstoffwechsel senkt

CO 2 -Emissionen deutlich

„Wenn wir an wirksame Mittel zur Erreichung

der Energiewende denken, sollten

wir auch an den Brennstoffwechsel denken.

Dies ist ein sehr effizienter Weg, um

die CO 2 -Emissionen bestehender Anlagen

zu reduzieren, insbesondere angesichts der

Zeit, die zur Erreichung der globalen Dekarbonisierungsziele

zur Verfügung steht.

Wir haben in den letzten Jahren erfolgreich

Fuel Switch-Projekte vorangetrieben

und unsere Kunden dabei unterstützt, weniger

emissionsintensive Brennstoffe zu

30


VGB PowerTech 12 l 2021

Members´News

nutzen“, kommentiert Andreas Rupp, Leiter

Vertrieb der Business Unit Service bei

Mitsubishi Power Europe.

STEAG setzt auf Engineering-Expertise

von Mitsubishi Power

„Die Zielsetzung, bis 2045 Klimaneutralität

zu erreichen, ist nur durch Nutzung modernster

technischer Möglichkeiten erreichbar.

Dazu zählt gerade unter dem Gesichtspunkt

der Wahrung von Versorgungssicherheit

der Umstieg von Kohle oder Öl

auf den deutlich weniger CO 2 -intensiven

Energieträger Erdgas. Wir freuen uns, dass

wir bei diesen für die klimafreundliche

Wärmeversorgung unserer Kunden wichtigen

Projekten mit Mitsubishi Power Europe

zusammenarbeiten und auf deren ausgezeichnete

Engineering-Expertise zurückgreifen

können“, ergänzt Dirk-Michael Fabinger,

Leiter des Bereiches Heizwerke und

überregionale Netze bei STEAG Fernwärme.

LL

www.steag.com (22141148)

STEAG zeigt sich gut erholt

• Nach einem schwierigen Jahr 2020

belegen Kennzahlen für 2021 erste

Transformationserfolge

(steag) STEAG kann zum Ende des dritten

Quartals des laufenden Geschäftsjahres

mit ermutigenden Kennzahlen aufwarten.

So liegen Umsatzerlöse und das operative

Ergebnis EBIT des Konzerns über dem Vorjahresniveau.

Noch 2020 hatte das Essener

Energieunternehmen bedingt durch außerordentliche

Belastungen aus dem Kohleausstieg

und einen selbst angestoßenen

Transformationsprozess ein schwieriges

Jahr zu meistern.

Die aktuellen Geschäftszahlen bestätigen

die gute Entwicklung des traditionsreichen

Energieunternehmens nach einer in mehrfacher

Hinsicht herausfordernden Phase

der Neuausrichtung. Neben den allgemeinen

wirtschaftlichen Verwerfungen aufgrund

der Corona-Pandemie hatte STEAG

insbesondere die Auswirkungen des 2020

gesetzlich geregelten Ausstiegs aus der

Energieerzeugung aus Kohle in Deutschland

zu bewältigen sowie die Kosten für ein

tiefgreifendes Restrukturierungsprogramm

zu verkraften. Insgesamt gehen dadurch

in den nächsten Jahren rund 1.000

qualifizierte Arbeitsplätze in Deutschland

verloren.

Bereits Ende 2019 hatte STEAG begonnen,

sich grundlegend neu aufzustellen

und auf die Wachstums- und Fokusmärkte

der Energiewelt von morgen auszurichten:

„Wir haben uns auf unsere traditionellen

Stärken in Energietechnik und Energiewirtschaft

fokussiert“, sagt Joachim Rumstadt,

Vorsitzender der Geschäftsführung

der STEAG GmbH. So konzentriere man

sich künftig vor allem auf Industriekundenlösungen

bei der Planung, Umsetzung

und dem Betrieb komplexer Anlagentechnik

und Dekarbonisierung sowie auf erneuerbare

Energien, Wasserstoff und digitale

Energiedienstleistungen.

STEAG setzt auf Wasserstoff

STEAG ist erst jüngst einem internationalen

Kooperationsverbund beigetreten, der

sich um den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft

in der „Grande Region Hydrogen“

im Saarland, in Luxemburg und in der

angrenzenden französischen Region Lothringen

bemüht. „Die Teilprojekte, die die

Partner hier gemeinsam rund um das Thema

Wasserstoff angehen, zielen darauf ab,

bis 2030 umweltschädliche CO 2 -Emissionen

von rund 980.000 Tonnen pro Jahr

einzusparen“, erläutert Dr. Ralf Schiele,

der als Geschäftsführer der STEAG GmbH

die Bereiche Markt und Technik verantwortet.

Für Wasserstofferzeugung und dazugehörige

Transportinfrastruktur werden

die Kooperationspartner Investitionen von

rund 600 Millionen Euro tätigen; darunter

etwa 74 Millionen Euro für den Bau des

„HydroHub Fenne“ im saarländischen Völklingen.

Kohleausstieg erfolgreich eingeleitet

Damit steht der traditionsreiche

STEAG-Standort beispielhaft für den tiefgreifenden

Wandel des Essener Energiekonzerns.

Denn wo ab Mitte des Jahrzehnts

mit der Wasserstoffproduktion ein neues

Kapitel für Energiewirtschaft und Industrie

im Saarland anbricht, endet voraussichtlich

im kommenden Herbst für STEAG das

Kapitel Steinkohle. „Bis spätestens Ende

Oktober 2022 wird mit Walsum 10 im

nordrhein-westfälischen Duisburg nur

noch ein Steinkohlekraftwerk von STEAG

in Deutschland am Markt sein. Damit werden

wir unseren eigenen Kohleausstieg

weitaus schneller vollziehen, als viele uns

zugetraut haben“, so Joachim Rumstadt.

Insofern sei STEAG auch von einem möglicherweise

auf 2030 vorgezogenen Kohleausstieg,

wie er derzeit von der künftigen

Bundesregierung in Betracht gezogen

wird, nicht betroffen.

Denn STEAG hat seit Ende 2020 mehrfach

erfolgreich an den Stilllegungsauktionen

nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz

(KVBG) teilgenommen. Dabei

waren insgesamt vier Kraftwerksblöcke

des Unternehmens bezuschlagt worden.

Zudem prüft STEAG für den letzten verbleibenden

Kraftwerksblock Walsum 10

technische und wirtschaftliche Optionen

für einen Brennstoffwechsel von Steinkohle

auf Biomasse oder auch Erdgas.

Ferner findet der zeitnahe Abschied von

der Steinkohle bei STEAG jenseits der

Kraftwerksstilllegungen auch im Verkauf

der bisherigen Tochtergesellschaft Power

Minerals seinen Ausdruck, die auf die Vermarktung

von Kraftwerksnebenproduktion

spezialisiert ist. Im Frühjahr 2021 hat

STEAG die bisherige Konzerntochter an

den tschechischen Konzern EPH verkauft.

„Dies war nicht nur ein weiterer, wichtiger

Schritt in Richtung der strategischen Neuausrichtung

von STEAG, sondern der neue

Eigentümer bietet unseren scheidenden

Kolleginnen und Kollegen eine aussichtsreiche

Berufsperspektive“, zeigt sich

STEAG-Personalgeschäftsführer und Arbeitsdirektor

Dr. Andreas Reichel zufrieden.

Hier, vor allem aber auch im Falle der

künftig wegfallenden Arbeitsplätze an den

Kraftwerksstandorten, sei es gelungen, gemeinsam

mit Arbeitnehmervertretung und

Gewerkschaft bestmögliche Lösungen für

die ausscheidenden Beschäftigten im Rahmen

von Einzelinteressenausgleichen zu

finden. „Betriebsbedingte Kündigungen

konnten wir bisher vermeiden“, unterstreicht

Reichel.

Zukunftsprojekte

Auch dies trägt dazu bei, STEAG neue

Spielräume für Zukunftsinvestitionen zu

verschaffen: Neben dem optionalen Brennstoffwechsel

beim einzigen verbleibenden

Steinkohleblock Walsum 10, ist am selben

Standort ebenfalls eine Wasserelektrolyse

von bis zu 500 Megawatt (MW) geplant,

die einen relevanten Beitrag zur Dekarbonisierung

von Europas größtem Stahlstandort

Duisburg leisten soll. Einige Kilometer

weiter östlich, in Herne, wird 2022

eines der weltweit modernsten Gas- und

Dampfturbinenkraftwerke (GuD) in Betrieb

gehen. „Diese Anlage erzeugt nach

dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung

nicht nur Strom, sondern auch Wärme und

sichert die Fernwärmeversorgung im mittleren

Ruhrgebiet für die kommenden Jahrzehnte“,

sagt Ralf Schiele.

Zudem ist am Kraftwerksstandort Herne

mit dem Umstieg vom bisher genutzten

Energieträger Steinkohle auf Erdgas auch

ein signifikanter Rückgang der CO 2 -Emissionen

um mehr als die Hälfte verbunden.

„Diese Emissionsreduzierung kann in Zukunft

auch noch höher ausfallen, weil das

neue GuD technisch bereits in der Lage ist,

zu einem gewissen Anteil Wasserstoff mit

zu verbrennen“, so Ralf Schiele. Langfristig

sei auch eine technische Ertüchtigung der

Anlage denkbar, um diese dann vollständig

auf Wasserstoffbasis zu betreiben. Ferner

rüstet STEAG den 2022 außer Betrieb gehenden

Steinkohleblock Herne 4 zu einem

erdgasbefeuerten Heizkessel um, der künftig

der Fernwärmebesicherung dienen

wird.

Finanzierungsvereinbarung abgeschlossen

All diese zukunftsweisenden Projekte tragen

dazu bei, STEAG auch wirtschaftlich

zukunftsfest zu machen. Denn auch die mit

den laufenden Projekten verbundenen Zukunftsperspektiven

hatten ihren Anteil daran,

dass STEAG dank einer klaren Transformationsstrategie

mit ihren Gläubigern

vor wenigen Wochen eine Anschlussfinanzierung

bis Ende 2023 abschließen konnte.

„Dies verschafft uns den notwendigen finanziellen

Spielraum, um den erfolgreich

eingeschlagenen Transformationspfad ent-

31


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

schlossen weiterzugehen“, sagt Ralf

Schmitz, Chief Transformation Officer von

STEAG und in dieser Funktion auch verantwortlich

für den Finanzbereich des Unternehmens.

Die komplexen Finanzierungsverhandlungen

sind auch der Grund, warum

der Jahresabschluss 2020 erst jetzt

veröffentlicht werden kann.

Positiver Trend bei den

wirtschaftlichen Kennzahlen

Ablesbar ist die positive Geschäftsentwicklung

im laufenden Jahr auch an einigen

einschlägigen Kennzahlen. Das Eigenkapital

der STEAG GmbH konnte auch im

schwierigen Geschäftsjahr 2020 stabil bei

478,3 Millionen Euro gehalten werden.

Das Konzerneigenkapital nach IFRS, das

im Geschäftsjahr 2020 noch einen Wert

von minus 108,9 Millionen Euro aufwies,

wird am Ende des Geschäftsjahres 2021

wieder positiv sein. Für diese erfreuliche

Entwicklung sind vor allem Einmaleffekte

verantwortlich, die sich jedoch anders als

2020 im laufenden Geschäftsjahr positiv

ausgewirkt haben. Dazu zählen die vertragliche

Einigung mit dem österreichischen

Energiekonzern EVN über den Ausstieg

aus der Betreibergesellschaft des jungen

Steinkohlekraftwerks Walsum 10 sowie

die erfolgreiche Teilnahme an den

Stilllegungsauktionen für Steinkohlekraftwerke

gemäß Kohleverstromungsbeendigungsgesetz

(KVBG). Diese positiven Einmaleffekte

ermöglichten es, die Finanzverschuldung

des STEAG-Konzerns bis zum

Ende des dritten Quartals 2021 um mehr

als 300 Millionen Euro und damit mehr als

ein Fünftel zurückzuführen.

Erste schnelle Erfolge aus der eingeschlagenen

Strategie zeigen sich ferner beim

Konzernumsatz. Dieser liegt nach den ersten

neun Monaten des laufenden Geschäftsjahrs

mit 1,6 Milliarden Euro um

12,9 Prozent über dem Vorjahr. Auch das

EBIT des STEAG-Konzerns nach IFRS zeigt

sich mit 137,9 Millionen Euro gegenüber

dem entsprechenden Vorjahreszeitraum

um sieben Prozent verbessert. Es liegt auch

deutlich über den Erwartungen zu Beginn

des laufenden Geschäftsjahres. Angesichts

positiver Rahmenbedingungen dürfte sich

die positive Ergebnisentwicklung im vierten

Quartal 2021 fortsetzen.

„Grundsätzlich können wir mit der aktuellen

Entwicklung von STEAG zufrieden

sein“, bilanziert Ralf Schmitz. So habe die

angestoßene Transformation des Unternehmens

deutlich früher als noch vor einem

Jahr kalkuliert Erfolge gezeitigt: „Daran

wollen wir anknüpfen und unseren

Weg in den kommenden Jahren entschlossen

und mit wachsendem Erfolg fortsetzen.“

LL

www.steag.com (22141149)

Hoher Besuch im KW Silz (v.l.): Aufsichtsratspräsident Reinhard Schretter, Landeshauptmann

Günther Platter, Bundeskanzler Alexander Schallenberg und Vorstandsvorsitzender Erich

Entstrasser (Foto: TIWAG/Vandory)

TIWAG: Bundeskanzler

Schallenberg besuchte

das Kraftwerk Silz

Mit Schwerpunkt am Patscherkofel fand

bei Innsbruck – die landesweite Blackout-

Übung „Energie 21“ statt. Dabei beübten

das Krisen- und Katastrophenmanagement

des Landes Tirol, TINETZ, Bundesheer und

zahlreiche weitere Einsatzkräfte das Szenario

eines großflächigen Stromausfalls;

unter anderem wurden Bergeübungen von

Personen aus der Patscherkofelbahn

durchgeführt sowie Notfalls-Infrastruktur

(etwa Ersatzgestänge) der TINETZ errichtet.

Im Anschluss besuchte Bundeskanzler Alexander

Schallenberg, der bei der Übung

anwesend war, gemeinsam mit Landeshauptmann

Günther Platter, Aufsichtsratsvorsitzendem

Reinhard Schretter und Vorstandsvorsitzendem

Erich Entstrasser das

TIWAG-Kraftwerk Silz. Dort wurde er von

Betriebsleiter Robert Neuner über die

Schwarzstartfähigkeit des Kraftwerks und

dessen Bedeutung für den Netzwiederaufbau

Tirols informiert und zeigte sich vom

demonstrativen Maschinenstart der Anlage

beeindruckt.

LL

www.tiwag.at (22141150)

Größter Windpark der Trianel

Erneuerbare Energien geht

in Betrieb

• Trianel Windpark Spreeau ist

fertiggestellt

(trianel) Nach achtzehnmonatiger Bauzeit

ist der größte Windpark der Trianel Erneuerbare

Energien GmbH & Co. KG in Brandenburg

ans Netz gegangen. Der Park wurde

in Kooperation zwischen der Trianel-Tochter

Trianel Energieprojekte und

der ABO Wind AG im brandenburgischen

Spreenhagen errichtet. Seit Anfang November

drehen sich die acht neuen Windenergieanlagen

in rund sieben Kilometer

Entfernung zur neuen Tesla Gigafactory in

Grünheide. Der Windpark wird jährlich circa

110 Millionen KWh klimaneutralen

Strom produzieren. Das entspricht dem

Verbrauch von circa 33.000 Haushalten

und führt zu CO 2 -Einsparungen von jährlich

rund 75.000 Tonnen CO 2 . Mit einer

Gesamtleistung von 33,6 MW ist der Windpark

Spreeau der bislang größte im Portfolio

der TEE. Durch die direkte Nähe zum

Windpark Uckley, der bereits seit 2016 Teil

des TEE-Portfolios ist, ergibt sich ein Windfeld

von 18 Windkraftanlagen mit einer

Gesamtleistung von 66,4 MW.

„Der Windpark Spreeau bedeutet für uns

mit seinen vielversprechenden Windverhältnissen

und Ertragsprognosen einen exzellenten

zweiten Standort in der Region

Brandenburg. In Kombination mit dem

ebenfalls von ABO Wind projektierten

Windpark Uckley haben wir gemeinsam

ein kommunales Windfeld von insgesamt

18 Anlagen realisiert“, freut sich Dr. Markus

Hakes, Geschäftsführer der Trianel Er-

32


VGB PowerTech 12 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

neuerbare Energien GmbH & Co. KG. Auch

Projektleiter Zacharias Hahn von ABO

Wind ist sehr zufrieden: „Der Bau verlief

planmäßig und dank unserer transparenten

Projektkommunikation mit eigener

Website sowie lokaler Bürgerinformation

konnten wir viele Fragen von Anwohnerinnen

und Anwohnern frühzeitig beantworten.

Deswegen gab es fast keine Widerstände

gegen den Windpark.“

Die acht Windenergieanlagen des Windpark

Spreeau wurden auf wirtschaftlich

genutzten Waldflächen in direkter Nähe

des Autobahndreiecks Spreeau auf Grundstücken

der Bundesanstalt für Immobilienaufgaben

(BImA) errichtet, die sich seit

vielen Jahren für die Nutzung erneuerbarer

Energien engagiert. Die Anlagen des

Typs Vestas V150 4.2MW haben eine Leistung

von 4,2 MW und sind 244 Meter hoch.

Sie haben eine Nabenhöhe von knapp 170

Metern und einen Rotordurchmesser von

150 Metern. Durch optimale Windverhältnisse

und die unmittelbare geographische

Nähe zum Ballungsraum Berlin bietet der

Standort vielversprechende Ertragsprognosen

und kurze Wege zwischen Erzeuger

und Endverbraucher.

Das Erneuerbaren-Portfolio aus Windenergie-

und PV-Leistung der TEE wächst

durch den Windpark Spreeau auf ein Ausbauvolumen

von rund 247,4 MW an.

LL

www.trianel.com (22161447)

Uniper investing in more battery

systems for hydropower in Sweden

• Uniper and Fortum to become leading

players in innovative hybrid systems

with the combination of batteries and

hydropower

• COO David Bryson: “We want to make

better use of the flexibility of

hydropower”

• Plans for broader implementation

across Europe

(uniper) Uniper continue to invest in battery

systems for hydropower that quickly

can support the electricity grid in the event

of sudden faults and deviations. Two new

systems will now be installed at the Bodum

and Fjällsjö power plants in Jämtland,

Sweden - with a total capacity of approximately

12 Megawatt (MW).

Earlier this year, Uniper had already commissioned

two battery systems at the Edsele

power plant in Ångermanland and the

Lövön power plant in Jämtland, with a total

installed capacity of approximately 21

MW. Fortum has similar installations at

Forshuvudforsen and Landaforsen with a

total capacity of 6 MW.

These investments make Uniper and Fortum

the leading players in innovative hybrid

systems with the combination of batteries

and hydropower. This combination

prevents poorer electricity quality and, in

the worst case, extensive power outages.

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 e. V.

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be inspired www.vgbe.services

33


Members´News VGB PowerTech 12 l 2021

Hydropower is responsible for electricity

storage, and the battery for rapid frequency

adjustment. Thanks to hydropower, the

battery doesn´t need to have such a large

storage capacity.

“As weather-dependent electricity production

is expanded, the need to utilize

hydropower‘s regulatory capacity also increases.

With our battery system in Sweden,

we can make better use of the flexibility

of hydropower and thus increase the

stability of the electricity system”, says David

Bryson, Chief Operating Officer (COO)

of Uniper.

Johan Svenningsson, CEO of Uniper Sweden,

adds: “So far, the battery technology

has shown great potential and our first operating

season has more than met our expectations.

Now we are anxious to continue

the expansion. We will start the installations

at Bodum and Fjällsjö already in October,

in order to be able to use the batteries

fully in connection with the spring flood

next year.”

With its stable electricity production and

ability to regulate, hydropower has laid the

foundation for Swedish welfare and competitiveness.

But it´s not only in Sweden

that Uniper sees a market for the new battery

system. The plan is a broader implementation

in Europe where Uniper and

Fortum are operating power plants.

The battery system will be delivered by

the engineering and technology company

Nidec Industrial Solutions (NIS), which is

part of the Nidec Group.

LL

www.uniper.energy (22141156)

Uniper and the town of

Petershagen jointly sound out the

potential of the power plant site

in Lahde

(uniper) Unit 4 of the Heyden power plant

was awarded closure in the first tender by

the German Federal Network Agency for

the decommissioning of hard coal-fired power

plants. Since the beginning of the year,

the unit has been used as a reserve power

plant and is therefore important for system

stability for the time being. To ensure security

of supply, the power plant is to be converted

to a rotating phase shifter from October

2022 so that reactive power can be

provided to stabilize the German transmission

grid. This will no longer require coal

firing at this site in the future. Uniper has

already ended commercial power generation

at the Heyden power plant at the end of

2020.

Since the conversion of the power plant

unit became known, Uniper and the town

of Petershagen have been in close exchange

about how the approx. 63-hectare site can

be used further in the future. With its rail

siding, its own harbor, its location on the

B482 highway, and its open spaces, the site

offers diverse potential that Uniper would

like to use for future sustainable projects.

Initial ideas, also from interested investors,

which go beyond use as a pure power plant

site, have already been discussed. However,

the current development plan only permits

the restricted use of this industrial

area exclusively for power plant facilities.

In order to be able to implement projects

for further use of the site at a later date, the

development plan must be adapted as part

of a planning procedure.

In order to prepare for this, the Arcadis

Germany GmbH was engaged to prepare a

study to examine the development potential

of the industrial area for future use. As

a first step, Arcadis analyzes the site and

the market environment, looking at various

development options and industries

with an open mind. For example, the possibilities

under planning law are evaluated

and interviews are conducted with regional

representatives such as the Chamber of

Industry and Commerce, associations and

the district. In a second step, “visions” for

the site are being developed on the basis of

these findings.

These results will then be presented to

politicians, interested citizens, associations

and public interest groups in the town of

Petershagen and the surrounding area, and

discussed with them in a constructive dialog.

The realignment is intended to offer

added value not only to Uniper but also to

the region. Shaping the energy transition

together - and creating new potential with

a view to value creation and employment -

that is our ambition. The final result will

then be incorporated into the adjustment

of the development plan.

LL

www.uniper.energy (22141157)

VERBUND erwirbt

150 MWp Photovoltaik-Park

bei Granada, Spanien

• VERBUND erwirbt das Photovoltaik-

Projekt Illora in Südspanien von BayWa

r.e. Der Solarpark mit 147,6 MWp soll

im 1. Quartal 2022 in Betrieb gehen.

(verbund) Der Solarpark Illora liegt in Pinos

Puente in der Nähe von Granada. Es

handelt sich um drei PV-Anlagenabschnitte

mit einer geplanten Gesamtleistung von

147,6 MWp. Illora wird ca. 260 GWh grünen

Strom pro Jahr produzieren. Baubeginn

des Photovoltaik-Parks war im Mai

2021, die Inbetriebnahme ist im ersten

Quartal 2022 geplant. Über den Kaufpreis

sowie weitere Details der Transaktion wurde

zwischen den Parteien Stillschweigen

vereinbart.

BayWa r.e. ist ein weltweit führender Entwickler,

Dienstleister, PV-Großhändler und

Anbieter von Energielösungen im Bereich

der Erneuerbaren Energien. Der Verkauf

von Illora unterstreicht den wachsenden

Erfolg des Unternehmens im spanischen

Markt, in dem BayWa r.e. über eine Pipeline

von über 1,4 GW an Solar- und Windprojekten

verfügt. „Wir freuen uns sehr

über die erfolgreiche Zusammenarbeit mit

VERBUND und sind sehr stolz auf die Realisierung

des Großprojekts Illora, eines unserer

Vorzeigeprojekte in Südeuropa. Dank

unserer langjährigen Erfahrung, unseres

globalen Netzwerks und einer großartigen

Teamleistung werden wir den Zeitplan

trotz Einschränkungen durch COVID-19

und Lieferengpässen einhalten können“,

erklärt Dr. Benedikt Ortmann, Global Director

Solar Projects bei BayWa r.e. Er ergänzt:

„Spanien bleibt einer unserer Kernmärkte

und wir konnten hier in den letzten

Jahren ein starkes Wachstum verzeichnen.“

VERBUND ist Österreichs führendes

Energieunternehmen und einer der größten

Stromerzeuger aus Wasserkraft in Europa.

Rund 97 Prozent des Stroms erzeugt

das Unternehmen aus erneuerbaren Energien,

vorwiegend Wasserkraft. „Die VER-

BUND–Strategie 2030 sieht ein signifikantes

Wachstum im Bereich der erneuerbaren

Energien vor, mit der Zielsetzung, dass bis

2030 rund 20-25 % der Gesamterzeugung

aus Photovoltaik und Wind-Onshore erreicht

werden. Neben dem Markteinstieg

in Spanien stellt diese Transaktion einen

weiteren wichtigen Schritt auf dem Weg in

die erneuerbare Energiezukunft dar“, so

VERBUND-CEO Michael Strugl.

LL

www.verbund.com (22141210)

Wien Energie: Wiener

Wärmewende: Geothermie-

Forschung blickt unter die Stadt

(wien-energie) Die Wärmeversorgung ist

ein wesentlicher Schlüssel für erfolgreichen

Klimaschutz in der Stadt, das hat eine

Studie im Auftrag von Wien Energie erst

kürzlich aufgezeigt. Wien Energie forscht

deshalb an der Nutzbarmachung von erneuerbaren

Wärmequellen. Im Fokus steht

dabei die Tiefe Geothermie. Seit 2016 erforscht

der Energiedienstleister im Projekt

GeoTief Wien gemeinsam mit PartnerInnen

aus Wissenschaft und Industrie umfassend

den geologischen Untergrund im

Großraum Wien. Jetzt liegen konkrete Ergebnisse

in Form eines umfassenden geologisches

3D-Modells vor: In rund 3.000 Metern

Tiefe liegt ein vielsprechendes Heißwasservorkommen

für die Tiefe Geothermie,

das sogenannte Aderklaaer Konglomerat.

„Wien heizt heute schon sehr umweltfreundlich!

Um unser Ziel zu erreichen, die

Wärmeversorgung bis 2040 komplett zu

dekarbonisieren, brauchen wir weitere erneuerbare

Wärmequellen. An einer davon

forscht Wien Energie mit dem Projekt ‚Geo-

Tief Wien‘ - und das mit Erfolg. Das 3D-Modell

vom Wiener Untergrund ist ein Paradebeispiel

für interdisziplinäre Forschung.

34


VGB PowerTech 12 l 2021

Industry News

Gemeinsam arbeiten wir nachhaltig an einer

klimaneutralen Energiezukunft!“, erklärt

Peter Hanke, Stadtrat für Wirtschaft,

Finanzen und Wiener Stadtwerke.

Geothermie für Wärmewende

entscheidend

Fernwärme ist für die Wärmewende - also

den Umstieg auf erneuerbare Wärmeversorgung

- ein zentrales Element. 2040 sollen

rund 56 Prozent des Wärmebedarfs der

Stadt Wien über Fernwärme, der Rest im

Wesentlichen über Wärmepumpen gedeckt

werden. Die Fernwärme soll dann gänzlich

klimaneutral sein. Neben der Müllverbrennung

und der Abwärmenutzung spielt dabei

Geothermie eine wichtige Rolle. „Damit

Klimaschutz in Wien erfolgreich ist,

müssen wir unsere Wärmeversorgung

noch umweltfreundlicher aufstellen. In der

Tiefen Geothermie - also Heißwasservorkommen

mehrere tausend Meter unter der

Stadt - liegt dabei großes Potential“, ist Michael

Strebl, Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung,

überzeugt. „Unter

Wien schlummert ein riesiges Wärmevorkommen!

Dieses wollen wir in Zukunft für

die Wärmeversorgung nutzen. Mit dem

3D-Modell haben wir jetzt ein detailliertes

Bild vom Wiener Untergrund in der Hand

und können uns an die Planung von konkreten

Projekten machen. Bis 2030 wollen

wir bereits bis zu 125.000 Haushalte mit

Wärme aus der Tiefe versorgen können!“,

so Strebl weiter.

Das Potentialgebiet erstreckt sich oberirdisch

von Donaustadt bis Simmering. In

diesen Gebieten sieht Wien Energie auf Basis

des 3D-Modells Chancen, die Heißwasservorkommen

drei Kilometer unter der

Erde, für die erneuerbare Fernwärme nutzen

zu können. Die Forschungen schätzen

ein Potential von bis zu 120 Megawatt thermischer

Leistung.

Von 16.000 Messpunkten zum

dreidimensionalen Untergrund

Seit 2016 arbeitete das interdisziplinäre

Forschungsteam von GeoTief Wien an der

bisher genauesten Abbildung des tiefen

Wiener Untergrunds. In einem ersten

Schritt wurden Bestandsdaten der Kohlenwasserstoffindustrie

analysiert und ausgewertet.

Anschließend wurden erstmalig in

Österreich innovative 3D Seismik Messungen

durchgeführt. Dafür wurden etwa

2017 auf einem Gebiet von rund 175 Quadratkilometern

16.000 kabellose Sensoren

ausgelegt, die seismische Reflexionen aus

dem Untergrund aufgezeichnet haben. Mit

speziellen Fahrzeugen wurden dafür

Schwingungen - ähnlich wie bei einem Ultraschall

- in den Erdboden geschickt. 50

Terabyte Daten wurde anschließend mit

modernster Rechentechnik analysiert und

mit den Bestandsdaten zusammengeführt.

Im Zuge der Analysen und Interpretation

der Daten durch das Forschungsteam ist

das Aderklaaer Konglomerat in den Fokus

gerückt. Es kann durch die erhobenen Daten

besonders gut definiert und eingeordnet

werden. Bei dieser Gesteinsschicht handelt

es sich geologisch um die miozäne Füllung

des Wiener Beckens. Die Ablagerungen

entstanden vor rund 20 Millionen Jahren.

Anhand der Modelle konnten die Lage/

Ausbreitung, Geometrie, Tiefenlage, Mächtigkeit

und mögliche geologische Störungssysteme

im Aderklaaer Konglomerat im

Untersuchungsgebiet festgelegt werden.

Die Geometrie und bisher bekannten hydraulischen

Eigenschaften des Thermalwasserreservoirs

sind vielversprechend.

Bei einer Tiefe von rund 3.000 Metern sollte

die Wassertemperatur im Aderklaaer

Konglomerat bis zu 100 Grad Celsius liegen

und könnte sich damit für die Nutzung für

die Wiener Fernwärme eignen. Endgültige

Gewissheit gibt jedoch immer nur eine Erkundungsbohrung.

Bevor der Beschluss

zur Umsetzung einer Geothermie-Anlage

fällt, werden bis zum Frühjahr 2022 parallel

zu ersten Planungsschritten noch weitere

Forschungsarbeiten durchgeführt.

„GeoTief Wien ist das umfassendste Geologie-Forschungsprojekt,

das es in Österreich

jemals gegeben hat. Nachdem wir

nun ein Potentialgebiet identifiziert haben,

werden wir uns dessen Eigenschaften mit

einer Untersuchung eines alten Bohrlochs

noch genauer ansehen. Wenn diese Ergebnisse

vorliegen, haben wir alle Vorarbeiten

geleistet, die zur geologischen Risikominimierung

möglich sind“, erläutert Wien

Energie-Geschäftsführer Karl Gruber.

Seit Oktober: Forschungstest in Essling

Mit einem praktischen Test in Essling ist

das Forschungsprojekt GeoTief Wien in seiner

vorerst letzten Phase. Seit Oktober bis

Ende des Jahres 2021 werden am ehemaligen

Erkundungsbohrplatz von Wien Energie

Untersuchungen durchgeführt, die weitere

Informationen zu den Gesteinseigenschaften

im Aderklaaer Konglomerat liefern

sollen. Im Fokus stehen etwa die

Durchlässigkeit des Gesteins sowie die

chemische Zusammensetzung des Thermalwassers.

Für den Test sind ein mobiler

Kran sowie drei große Wasserbecken errichtet.

Im Zuge des Tests wird Wasser über

eine Pumpe gefördert und in die Becken

geleitet. Nach Abschluss der Arbeiten wird

die Forschungsanlage vollständig abgebaut

und das Bohrloch wieder verschlossen.

Über GeoTief Wien

GeoTief Wien ist ein Energie-Forschungsprojekt

von Wien Energie gemeinsam mit

AIT, Geologische Bundesanstalt, Geo5,

Heinemann Oil, Montanuniversität Leoben,

OMV, RAG Austria, Universität Wien,

Universität Salzburg, GFZ Potsdam und

Zentralanstalt für Meteorologie und Geodynamik

(ZAMG). Das Projekt wird vom

Klima- und Energiefonds gefördert.

LL

www.geotiefwien.at/3d-modell

www.wienenergie.at (22141228)

Industry

News

Company

Announcements

ANDRITZ to supply 11th highefficiency

PowerFluid circulating

fluidized bed boiler to Japan

(andritz) International technology group

ANDRITZ has received another order from

the Toyo Engineering Corporation and

Nippon Steel Engineering (Karatsu) joint

venture to supply a 50-MW PowerFluid circulating

fluidized bed boiler on EPS basis.

The boiler will be part of the biomass power

plant in Karatsu City, Saga Prefecture, in

Japan. Start-up is planned for 2024.

ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler systems

are capable of efficiently combusting

different types of fuel with varying consistency

and moisture content in a single furnace

without any hardware modifications

being required. The turbulent regime in a

fluidized bed combined with the scrubbing

effects of the thermally inert bed material

provide the prerequisites for complete,

controlled and uniform combustion. Emissions

from fluidized bed combustion are

inherently lower than from conventional

technologies.

This order once again confirms AN-

DRITZ’s strong partnership with Toyo Engineering

Corporation. ANDRITZ is proud

to be part of this remarkable project and

make another important contribution towards

the Japanese power industry’s move

from fossil fuel to renewable energy resources.

LL

www.andritz.com (22161223)

Mitsubishi Power Europe to

modernize power plant in

Germany with key components

• The new order aims to increase the

operational life of a power plant and

lower CO 2 emissions in Schwerin,

Germany.

(mhpe) Mitsubishi Power Europe has received

an order from the municipality of

Schwerin (Stadtwerke Schwerin) to modernize

the combined heat and power plant

at the Schwerin South site, Germany. The

project involves the modernization of the

two waste heat boilers, the renewal of the

flue gas ducts, the installation of a modern

auxiliary firing system, and electrical

measurement, control, and regulation

technology.

35


Industry News VGB PowerTech 12 l 2021

The combined heat and power plant in

Schwerin South consists of two combinedcycle

units which generate electricity and

district heating for households in the region.

The major refit will contribute significantly

to improving the long-term supply

of electricity and heat. In addition, all upgrades

allow for higher efficiency of the

new components, implying that less natural

gas is burned for a similar amount of

electricity and thus lowering CO 2 emissions.

“We are pleased that Stadtwerke Schwerin

has placed their trust in our team to implement

this complex modernization concept,”

said Andreas Rupp, Head of Sales

Business Unit Service at Mitsubishi Power

Europe. “Carrying out such projects requires

extensive engineering expertise and

comprehensive customer-tailored planning.

Mitsubishi Power Europe is one of the

leading suppliers on the market that provides

full service and ensures reliable operation”.

René Tilsen, Head of Power Generation at

Stadtwerke Schwerin, adds: “This major

project is an investment in the future, both

economically and with a view to the continuously

increasing climate protection requirements.

That‘s why we are using the

best technology currently available, right

from the selection and installation of our

new components. With Mitsubishi Power

Europe, we have the perfect partner at our

side for this.”

LL

power.mhi.com/regions/emea/

services/boiler-service (22161456)

New production facility in Berlin:

Siemens Energy wants to eliminate

the world’s most potent

greenhouse gas from power

transmission

• Siemens Energy invests over €60 million

in Berlin site

• New vacuum interrupter production is a

clear commitment to climate-neutral

power transmission and the Berlin

location

(s-e) Siemens Energy is investing over €60

million in a new production facility in Berlin.

In the future, vacuum interrupters will

be manufactured in the company’s switchgear

plant in 6,200 m2 of space. The vacuum

interrupters are the technological core

of the Blue Portfolio, which comprises climate-neutral

power transmission products

in the high-voltage range and uses industrially

purified air for insulation and vacuum

as the switching medium instead of

climate-damaging fluorinated gases. The

new manufacturing facility is scheduled to

go into operation in 2023.

In Germany alone, tens of thousands of

switchgear ensure that electricity reaches

consumers reliably every day. They’re responsible

for power distribution in places

like substations and wind turbines. The

problem is that fluorinated gases (F-gases)

are usually used for insulation and as the

switching medium in these systems, especially

sulfur hexafluoride (SF6), the most

potent greenhouse gas in the world. One

kilogram of SF6 is equivalent to 25,200 kilograms

of CO 2 in terms of its climate-damaging

effects, and it remains in the atmosphere

for about 3,200 years when emitted.

„The consequences of rapidly advancing

global warming require a fundamental change

in the way we deal with energy, including

power transmission,“ said Ulf Katschinski,

Senior Vice President Switching

Products and Systems at Siemens Energy.

„Siemens Energy aims to sell only F-gasfree

high-voltage switching technology

starting in 2030 at the latest. With our new

vacuum interrupter production, we’re laying

the groundwork to achieve this goal

and meet the growing demand for climate-neutral

switchgear.“

Christian Rickerts, State Secretary of the

Senate Department for Economics, Energy

and Public Enterprises: „The production of

vacuum interrupters in Siemensstadt is a

clear commitment to Berlin as an industrial

location, to the energy transition and to climate

protection. Siemens Energy is demonstrating

in Berlin how climate-friendly

and sustainable transformation of conventional

technology can work.“

The European Commission is currently

working on the revision of the regulation

on fluorinated greenhouse gases, which is

expected to significantly restrict the use of

new SF6-insulated equipment. And climate-neutral

alternatives with a global warming

potential of zero already exist: The

vacuum interrupters that will be manufactured

in Berlin in the future will be used in

the switchgear in Siemens Energy’s Blue

Portfolio. The Blue Portfolio already includes

high-voltage switching products up to

a voltage level of 170 kilovolts (kV); Siemens

Energy is working to further develop

them for a voltage level up to 400 kV. Instead

of using F-gases, all switchgear in the

Blue Portfolio use vacuum interrupters and

industrially purified air made from natural

oxygen and nitrogen.

The new production facility will comply

with the latest Industry 4.0 standards: It

will therefore be fully digitally connected

and have highly automated equipment.

Like the entire Siemens Energy switchgear

plant in Berlin, the new production facility

will be powered 100 percent by electricity

from renewable sources.

LL

www.siemens-energy.com

(22161226)

Technip Energies Partners with

TÜV Rheinland to Expand Project

Management Consultancy

Services to New Markets

(t-e) Technip Energies and TÜV Rheinland

have signed a strategic alliance to offer

Project Management Consulting Services

to clients in the infrastructure, energy,

chemicals and mining & metals industries.

The 5-year alliance will leverage the two

companies’ strengths as world class players

in their respective industries and grow the

footprint of both parties to better serve clients

globally.

This alliance will enable both parties to

expand their Project Management Consultancy

as well as project controls and supervision

capabilities into new market opportunities

to create high-value services for

clients.

Charles Cessot, Senior Vice President

Strategy of Technip Energies, commented:

“We are proud to have signed this strategic

alliance with TÜV Rheinland, one of the

world’s leading testing service providers

with which we have a strong relationship.

This alliance is fully in line with our strategy

to grow our services and advisory business.

It also further demonstrates how we

can bring our core capabilities to expand

into adjacent markets and create added-value

services.”

Petr Láhner, Executive Vice President Industrial

Services & Cybersecurity of TÜV

Rheinland , stated: “New technologies,

new products and new requirements shape

our everyday life. The world around us is

changing, so are we. It is our ultimate goal

to satisfy our customers by providing global,

market-driven and innovative services.

This is what unites us with Technip Energies,

a leading Engineering & Technology

Company for the energy transition. We are

therefore proud of the strategic cooperation

we have now entered into.”

About Technip Energies

Technip Energies is a leading Engineering

& Technology company for the energy transition,

with leadership positions in Liquefied

Natural Gas (LNG), hydrogen and ethylene

as well as growing market positions

in blue and green hydrogen, sustainable

chemistry and CO 2 management. The company

benefits from its robust project delivery

model supported by extensive technology,

products and services offering.

Operating in 34 countries, our 15,000

people are fully committed to bringing our

client’s innovative projects to life, breaking

boundaries to accelerate the energy transition

for a better tomorrow.

Technip Energies is listed on Euronext

Paris with American depositary receipts

(“ADRs”) traded over-the-counter in the

United States.

36


VGB PowerTech 12 l 2021

Industry News

About TÜV Rheinland

TÜV Rheinland stands for safety and quality

in virtually all areas of business and life.

Founded almost 150 years ago, the company

is one of the world’s leading testing service

providers with more than 20,600 employees

operating at sites on all continents

around the globe. TÜV Rheinland’s highly

qualified experts test technical systems

and products around the world, support

innovations in technology and business,

train people in numerous professions and

certify management systems according to

international standards. In doing so, the

independent experts generate trust in

products as well as processes across global

value-adding chains and the flow of commodities.

Since 2006, TÜV Rheinland has

been a member of the United Nations Global

Compact to promote sustainability and

combat corruption.

LL

www.technipenergies.com

www.tuv.com (22161458)

Vulcan sichert sich weitere

Explorationslizenzen im

Oberrheingraben

(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen

Vulcan Energie Ressourcen GmbH

hat sich fünf neue Lizenzen im Oberrheingraben

gesichert. Neben einer Gewinnungslizenz

für Erdwärme erweitert

Vulcan mit vier neuen Explorationslizenzen

sein bisheriges Aufsuchungsgebiet für

die geothermische Energiegewinnung und

klimafreundliches Lithium um 325 km 2 .

Die Lizenzrechte erstrecken sich damit auf

über 1000 km 2 und umfassen die Bundesländer

Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz

sowie Hessen.

Die Erweiterung der Lizenzen steht im

Einklang mit der Weiterentwicklung des

Zero Carbon Lithium-Projektes. Der

enorme Zuwachs von künftigen Abnehmern

und die starke Nachfrage nach Lithium

auf dem europäischen Batteriemarkt

bestärken das Vorhaben Vulcans, die Nutzung

heimischer Rohstoffe und den Aufbau

einer regionalen Wertschöpfungsketten

voranzubringen. Gleichzeitig steigt das regionale

und kommunale Interesse an erneuerbarer

Energie wie Wärme, Kälte und

Strom. Genau hier bietet Vulcan eine Lösung

mit der Gewinnung klimafreundlicher

Erdwärme.

„Nach einem sehr erfolgreichen Jahr

2021 ist die Erweiterung der Explorationslizenzen

ein gelungener Start ins neue

Jahr. Die. Identifizierung neuer Gebiete

mit Potenzial für die geothermische Energieerzeugung

und CO 2 freie Lithiumherstellung

im Oberrheingraben, ist ein Erfolg

der unermüdlichen Arbeit unserer Experten,

insbesondere von der GeoThermal Engineering

GmbH“, sagt Dr. Horst Kreuter,

Geschäftsführer von Vulcan. Er ergänzt:

„Die bislang bearbeiteten Produktionskapazitäten

können wir nunmehr ergänzen

und zeitnah ausbauen.“

Nach verbindlichen Abnahmeverträgen,

unter anderem mit großen Automobilherstellern

wie Volkswagen, Stellantis oder

Renault, ist die Lithiumproduktion nach

aktuellen Plänen Vulcans für die ersten

fünf bis sechs Jahre des geplanten Betriebs

bereits weitestgehend an Abnehmer gekoppelt.

Die nun vergrößerte Explorationsfläche

schafft neues Potenzial, die Produktion

von CO 2 -freiem Lithium an den wachsenden

Markt anzupassen und die steigende

Nachfrage zu bedienen.

„Die Pläne der Landesregierung in Baden-Württemberg

zur Beschleunigung von

Planungs- und Genehmigungsverfahren

und die Unterstützung der nachhaltigen

Lithiumgewinnung im Koalitionsvertrag

der Landesregierung, macht uns zuversichtlich,

dass unser Projekt zeitnah die

nächste Phase erreicht“, so Kreuter.

Die definitive Machbarkeitsstudie (DFS)

der ersten Projektphase soll in der zweiten

Jahreshälfte 2022 abgeschlossen werden.

Vulcan strebt die kommerzielle Produktion

des CO 2 -freien Lithiums ab 2024 an.

LL

v-er.eu/de (22170910)

Deutsche Windtechnik schließt

neue Serviceverträge für

Windenergieanlagen mit mehr als

400 MW in Spanien ab

(d-windtechnik) Die Deutsche Windtechnik

kann ihre Position im spanischen Windmarkt

weiter ausbauen: Es wurden zwei

Full-Service-Verträge für Windenergieanlagen

mit mehr als 400 MW Gesamtleistung

mit großen Akteuren im Bereich der

erneuerbaren Energien vereinbart. Der erste

Vertrag umfasst die Instandhaltung von

zwölf Windparks mit insgesamt 357 Gamesa-Windenergieanlagen

(355 MW) über

eine Laufzeit von fünf Jahren. Darunter ist

auch der Anlagentyp G4X, der erstmalig

ins Portfolio der Deutschen Windtechnik

aufgenommen wird. Der zweite Vertrag beinhaltet

die Vollwartung von 54 MW Vestas

V90 Turbinen. Für die Instandhaltung der

Anlagen kommt ein neues maßgeschneidertes

Wartungskonzept zur Anwendung,

das dem Kunden ein Höchstmaß an Flexibilität

bietet.

Diego Botero García, Geschäftsführer der

Deutschen Windtechnik in Spanien: „Mehr

als 400 MW an neuen Verträgen unterstreicht

unser Wachstum und die Strategie

der Deutschen Windtechnik, die Servicequalität

zu verbessern und sich an die Wartungsanforderungen

der Kunden anzupassen.

Beide umfangreichen Vertragsabschlüsse

spiegeln das Vertrauen des Kunden

in unsere Dienstleistungen wider. Wir

freuen uns sehr auf die weitere Zusammenarbeit

und sind stolz, große Betreiber in

Spanien von der Qualität und den hohen

Sicherheitsstandards unserer Serviceleistungen

überzeugt zu haben.“

Stetiges Wachstum

durch hochwertigen Service

Beide Verträge stärken langfristig die Position

der Deutschen Windtechnik in ganz

Spanien, insbesondere aber in den Schlüsselregionen

Aragonien und Katalonien, in

denen die neuen Projekte sowie der Hauptsitz

der Deutschen Windtechnik angesiedelt

sind. Die Umsetzung der neuen Serviceaufgaben

bedürfen eine Anpassung bestehender

Strukturen an das Wachstum:

Allein für die neuen Projekte wurde die

Einstellung von 30 Servicetechnikern veranlasst.

Darüber hinaus wird aktiv das Büropersonal

verstärkt, um auf weiteres Wachstum in

den kommenden Jahren bestens vorbereitet

zu sein. Aktuell beschäftigt die spanische

Einheit der Deutschen Windtechnik

mehr als 200 Mitarbeitende und hat insgesamt

mehr als 1.300 Windenergieanlagen

unter Wartungsvertrag, darunter vor allem

Gamesa (über 700 Windenergieanlagen

der Technologien G4X bis G97), Vestas/

NEG Micon, Gamesa und Siemens Turbinen.

Damit ist sie einer der führenden unabhängigen

Multibrand-Anbieter.

LL

www.deutsche-windtechnik.com

(22170912)

Products and

Services

H2-ready: MAN Gas Engines

Enable Hydrogen Use

in Power Plants

(man-e) MAN Energy Solutions has announced

that its gas-powered, four-stroke

engines are ‚H2-ready‘ and operable in stationary

mode with a hydrogen content of

up to 25% by volume in a gas-fuel mix. As

such, within the power-plant segment, the

company’s MAN 35/44G TS, 51/60G and

51/60G TS gas engines are now designated

as H2-ready and capable of exploiting

hydrogen to further reduce CO 2 emissions.

This hydrogen-combusting capability enables

MAN gas engines to meet Level B requirements

of the European Engine Power

Plants Association’s (EUGINE) H2-readiness

standard. With Power-to-X fuels such

as synthetic natural gas (SNG), MAN engines

can already be operated in a completely

climate-neutral way.

“Flexible and decentralised, gas-fired

power plants will play a decisive role for a

secure power-supply on the pathway towards

100% renewable energy,” said Dr

Gunnar Stiesch, Head of Engineering Engines

at MAN Energy Solutions. “The CO 2

emissions of these power plants can be further

reduced by mixing the fuel gas with

hydrogen. Green hydrogen is still a scarce

37


News from Science & Research VGB PowerTech 12 l 2021

commodity and therefore our engines offer

operators full flexibility within the scope of

the admixture possible in the existing gas

network. At the same time, we are working

on future concepts that will enable hydrogen

fuelling of up to 100% as soon as it becomes

available in large quantities.”

The adaptive combustion control (ACC)

of the MAN engines reacts fully automatically

to varying hydrogen contents in the

natural gas and enables operation without

loss of efficiency, even with fluctuating H2

content. Gas engines already in operation

can be retrofitted for hydrogen blend-in by

upgrading the automation and adding additional

ACC sensors.

“We are focusing our R&D efforts on offering

our customers maximum operational

flexibility and future-proofness,” said

Stiesch. “The development of a hydrogen

economy will take several years, during

which time the infrastructure will be upgraded

and the production of green hydrogen

ramped up. In the German natural-gas

grid, for example, a maximum admixture

of up to 10% is currently possible; in the

future, 20% will be feasible. With our engines,

power-plant operators are optimally

positioned for this situation.”

LL

www.man-es.com (22161229)

Voith Hydro auf dem Weg zum

Systemintegrator für Kleinwasserkraft

– erfolgreicher Abschluss des

Onboarding-Prozesses von Automa

ti sierungsspezialist Sintaksa

• Bereits 2020 hat die Voith Group eine

Mehrheitsbeteiligung an dem

elektromechanischen Ausrüster

Sintaksa erworben.

• Die Kooperations- und

Integrationsprozesse sind abgeschlossen

und beide Unternehmen bedienen

gemeinsam die weltweiten Märkte mit

Kleinwasserkraft-Lösungen.

• Die Produktportfolios beider

Unternehmen passen perfekt

zueinander, und Kunden profitieren

davon, alles aus einer Hand zu

bekommen.

(voith) Voith hat eine Mehrheitsbeteiligung

an der kroatischen Kleinwasserkraft-Firma

Sintaksa erworben, die auf Produkte und

Dienstleistungen für elektromechanische

und Automatisierungssysteme spezialisiert

ist.

Die Vereinbarung wurde am 31. Juli 2020

in Zagreb, Kroatien, abgeschlossen. Alle

Gerichts- und Handelsregistereinträge

für den Erwerb wurden im August abgeschlossen.

Die Parteien haben vereinbart,

den Kaufpreis nicht öffentlich bekannt zu

geben.

Sintaksa ist ein innovatives Technologieunternehmen,

das Produkte und Dienstleistungen

im Bereich elektromechanischer

Systeme und Automatisierung für

die Wasserkraftindustrie anbietet, mit

starkem Fokus auf Kleinwasserkraftwerke.

Das kroatische Unternehmen mit Standorten

in Zagreb und Split konzentriert

sich auf Steuerungs-, Schutz- und Messsysteme.

Sintaksa wurde im Jahr 2008

gegründet und beschäftigt heute mehr als

50 hochqualifizierte Mitarbeiter. Das Unternehmen

wird sein Portfolio wie bisher

anbieten, unternehmerisch selbstständig

tätig bleiben und auch in Zukunft unter der

Marke Sintaksa agieren.

Sich ergänzende Produktportfolios

schaffen Mehrwert für Betreiber

Angesichts der Erfolgsbilanz bei Projekten

zur elektrischen Anlagenausrüstung und

Automatisierung von Kraftwerken, ist die

Kooperation ein perfektes Zusammenspiel.

Denn gemeinsam mit den Angeboten der

spezialisierten Small Hydro Standorte von

Voith Hydro, zum Beispiel in Österreich

und Spanien, werden nun komplette elektrische

und mechanische Pakete aus einer

Hand angeboten.

„Mit dieser Übernahme gehen wir den

nächsten Schritt auf unserem Weg zum

Small Hydro Systemintegrator“, erläutert

Uwe Wehnhardt, Präsident und CEO von

Voith Hydro. „Unsere Kunden werden

davon profitieren, dass sie alles aus einer

Hand bekommen.“ Petar Jelinčić, Präsident

von Sintaksa, stimmt dem zu: „Der

besondere Wert unserer Partnerschaft liegt

in der gemeinsamen Nutzung von Technologien,

Know-how und Erfahrung der beiden

Unternehmen. Wir können diese Kompetenzen

für die jeweiligen Anforderungen

der Kunden optimal kombinieren.“

Vertrauensvolle Partnerschaft zeigt sich in

ersten Projektbeispielen

Um diesen Status zu erreichen, wurde

das erste Jahr der Zusammenarbeit dazu

genutzt, Expertenteams aufzubauen, Prozesse

zu entwickeln und diese auch an

ersten Projektstandorten in die Praxis umzusetzen,

wie zum Beispiel im isländischen

Brúarvirkjun oder den norwegischen Werken

Boen Foss und Palmafossen.

Der gemeinsame Marktauftritt schafft

weltweite Kundennähe, wobei die globalen

Aktivitäten von Voith Hydro durch die

besonders starke Präsenz von Sintaksa in

Südosteuropa und auch in Nordeuropa ergänzt

werden.

Mit dieser Basis kann Voith Hydro auch

sein eigenes starkes wissenschaftliches

Netzwerk im Bereich Small Hydro erweitern,

da Sintaksa mit führenden technischen

und wissenschaftlichen Einrichtungen

in Kroatien, wie z. B. der Fakultät für

Elektrotechnik in Split, eng zusammenarbeitet.

LL

www.voith.com (22161500)

News from

Science &

Research

Methan aus Kohlendioxid

• Effizienter Katalysator für die

lichtgetriebene Methanisierung von

CO 2

(idw) Das Recycling von CO 2 , insbesondere

durch Umsetzung zu Methan, gewinnt

bei immer noch steigenden anthropogenen

CO 2 -Emissionen an Interesse. Ein geeignetes

Verfahren ist die photothermische Methanisierung,

bei der CO 2 und Wasserstoff

unter Bestrahlung mit Sonnenlicht katalytisch

in Methan und Wasser umgewandelt

werden. In der Zeitschrift Angewandte

Chemie berichtet ein Forschungsteam jetzt

über die Synthese eines hochaktiven, stabilen

Nickel-Kohlenstoff-Katalysators für

diese Reaktion.

Das Team um Luis Garzón-Tovar und Jorge

Gascon von der King Abdullah University

of Science and Technology (Thuwal,

Saudi-Arabien) wollte einen effizienten,

wirtschaftlichen Katalysator für die photothermische

Methanisierung von Kohlendioxid

entwickeln. Eine photothermische

Katalyse basiert auf der Kombination lichtgetriebener

und thermischer chemischer

Prozesse. Im Vergleich zur reinen Photokatalyse

bietet sie den Vorteil, dass auch längerwelliges

Licht aus dem sichtbaren und

IR-Bereich für die Reaktion genutzt werden

kann.

Statt auf Edelmetallen sollte der neue Katalysator

auf einem häufig vorkommenden,

kostengünstigen Metall basieren. Die Wahl

fiel auf Nickel, das in Form von Nanopartikeln

in hoher Beladung auf einem Kohlenstoffbasierten

Träger eingesetzt werden

sollte. Kohlenstoff-Materialien sind aufgrund

ihrer breitbandigen Lichtabsorption,

hohen Effizienz bei der Umwandlung

von Licht- in Wärmeenergie und ihrer großen

Oberfläche vielversprechende Träger

für die photothermische Katalyse.

Das Team wählte ein Nickelhaltiges Metallorganisches

Gerüst (Ni-MOF-74) als

Ausgangspunkt für die Herstellung des Katalysators.

Dessen kontrollierte Pyrolyse

bei 600 °C erwies sich als optimal. Ni-

MOF-74 zerfällt dabei unter Bildung

gleichmäßig feinst verteilter Nickel-Nanopartikel,

die in eine poröse graphitische

Kohlenstoff-Matrix eingebettet sind. Das

erhaltene, als Ni@C bezeichnete Material

zeigte eine hohe Umsatzrate und Selektivität

bei der Methanisierung unter künstlicher

Bestrahlung mit UV-, sichtbarem und

IR-Licht. Im kontinuierlichen Prozess im

Durchflussreaktor blieb die Leistung des

38


VGB PowerTech 12 l 2021

Katalysators über einen Zeitraum von

mehr als 12 Stunden stabil.

Als Machbarkeitsnachweis wurde ein Experiment

im Freien unter natürlichem Sonnenlicht

durchgeführt, der das Potenzial

des neuen Katalysators zur Reduzierung

von CO 2 zu CH 4 mittels Solarenergie belegen

konnte.

LL

www.kaust.edu.sa (22170913)

Luftig und effizient

(eth/idw) ETH-Forschende haben einen

neuen Photokatalysator aus einem Aerogel

entwickelt, der eine effizientere Wasserstoffherstellung

ermöglichen könnte. Möglich

wird dies durch eine raffinierte Vorbehandlung

des Materials.

Aerogele sind außergewöhnliche Materialien,

die es mit über einem Dutzend Einträgen

ins Guinnessbuch der Rekorde geschafft

haben, unter anderem als leichteste

Feststoffe der Welt.

Seit längerem arbeitet auch der ETH-Professor

Markus Niederberger vom Labor für

Multifunktionsmaterialien mit diesen besonderen

Stoffen. Die Spezialität seines

Labors sind Aerogele aus kristallinen Halbleiter-Nanopartikeln.

„Wir sind die einzige

Gruppe weltweit, die solche Aerogele in so

hoher Qualität herstellen können“, sagt er.

Auf Nanopartikeln basierende Aerogele

dienen beispielsweise als Photokatalysatoren.

Sie werden dann eingesetzt, wenn

eine chemische Reaktion mithilfe von Sonnenlicht

ermöglicht oder beschleunigt

werden soll, etwa bei der Herstellung von

Wasserstoff.

Als Material der Wahl für Photokatalysatoren

gilt das Halbleitermaterial Titandioxid

(TiO 2 ). Doch dieses hat einen grossen

Nachteil: Es kann aus dem Spektrum des

Tageslichts nur den UV-Anteil absorbieren,

und dieser beträgt nur rund 5 Prozent. Soll

die Photokatalyse jedoch effizient und industriell

nutzbar sein, muss ein solcher Katalysator

ein breiteres Spektrum nutzen

können.

Spektrum mit Stickstoffdotierung erweitern

Niederbergers Doktorandin Junggou

Kwon hat deshalb nach einem neuen Weg

gesucht, wie ein Aerogel aus TiO 2 -Nanopartikeln

optimiert werden kann, sodass es

ein breiteres Lichtspektrum ausnützen

kann. Und sie hatte eine zündende Idee:

Wird das TiO 2 -Nanopartikel-Aerogel mit

Stickstoff geimpft (oder in der Fachsprache:

dotiert), sodass im Material einzelne

Sauerstoff-Atome durch Stickstoff-Atome

ersetzt werden, kann das Aerogel auch weitere

Anteile des sichtbaren Lichts absorbieren.

Dabei wird die Porenstruktur nicht

zerstört. Die Studie ist soeben in der Fachzeitschrift

„Applied Materials & Interfaces“

erschienen.

Kwon stellte zuerst das Aerogel mit

TiO 2 -Nanopartikeln und geringen Mengen

SAVE THE DATE

vgbe Expert Event

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vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

News fromScience & Research

Ecology and

Environment

in Hydropower 2022

1 & 2 June 2022

Web Conference

live &

online

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

39


News fromScience & Research VGB PowerTech 12 l 2021

Tablettenförmiges Aerogel aus Palladium und stickstoffdotierten TiO 2 -​Nanopartikeln, festgehalten

mit einer Pinzette. Markus Niederberger, ETH Zürich.

des Edelmetalls Palladium her. Letzteres ist

für die photokatalytische Herstellung von

Wasserstoff wichtig. Danach leitete sie in

einem Reaktor Ammoniakgas durch das

Aerogel hindurch. Das führte dazu, dass

sich einzelne Stickstoffatome in der Kristallstruktur

der TiO 2 -Nanopartikel einbetteten.

Verändertes Aerogel

macht Reaktion effizienter

Um zu prüfen, ob das so veränderte Aerogel

eine gewünschte chemische Reaktion

– in dem Fall die Herstellung von Wasserstoff

aus Methanol und Wasser – tatsächlich

effizienter macht, entwickelte Kwon

einen speziellen Reaktor, in dem sie das

Aerogel direkt als ein ganzes Stück (Monolith)

einsetzte. Danach leitete sie ein Gasgemisch

aus Wasser- und Methanoldampf

durch das sich im Reaktor befindende Aerogel,

welches mit zwei LED-Leuchten bestrahlt

wurde. Das Gasgemisch diffundiert

durch den Porenraum des Aerogels, wo es

an der Oberfläche der TiO 2 - und Palladium-Nanopartikel

in den gewünschten

Wasserstoff umgesetzt wird.

Die Reaktion lief in diesem Testsystem

stabil und kontinuierlich, ehe die Forscherin

den Versuch nach fünf Tagen abbrach.

„Wahrscheinlich wäre der Vorgang länger

stabil gewesen“, sagt Niederberger. „Gerade

im Hinblick auf industrielle Anwendungen

ist es wichtig, dass der Prozess möglichst

lange stabil ist.“ Auch mit der Ausbeute

sind die Forschenden zufrieden. Das

Edelmetall Palladium erhöhte die Umwandlungseffizienz

zudem deutlich: In Aerogelen

mit Palladium entstand bis zu 70-

mal mehr Wasserstoff als in solchen ohne.

Gasfluss vergrößern

Dieses Experiment diente den Forschenden

vor allem als Machbarkeitsstudie. Photokatalysatoren

aus Aerogelen stellen eine

neue Klasse von Photokatalysatoren dar,

die eine außergewöhnliche dreidimensionale

Struktur anbieten und neben der Wasserstoffherstellung

auch für viele andere

interessante Gasphasenreaktionen in Frage

kommen. Gegenüber der heute üblichen

Elektrolyse haben Photokatalysatoren den

Vorteil, dass sich mit ihnen der Wasserstoff

nur mit Licht und ohne Elektrizität herstellen

ließe.

Ob das von Niederbergers Gruppe entwickelte

Aerogel jemals im großen Maßstab

zum Einsatz kommt, ist noch ungewiss. Ungeklärt

ist beispielsweise die Frage, wie der

Gasfluss durch das Aerogel beschleunigt

werden kann. Derzeit behindern die extrem

kleinen Poren den Gasfluss zu stark.

„Um ein solches System in industriellen

Maßstab betreiben zu können, müssen wir

erst den Gasdurchfluss vergrößern und

auch die Bestrahlung der Aerogele verbessern“,

sagt Niederberger. Mit seiner Gruppe

arbeitet er bereits an diesen Fragestellungen.

Originalpublikation

Kwon J, Choi K, Schreck M, Liu T, Tervoort

E, Niederberger M: Gas-Phase Nitrogen

Doping of Monolithic TiO 2 Nanoparticle-Based

Aerogels for Efficient Visible

Light-Driven Photocatalytic H2 Production.

ACS Applied Materials & Interfaces

2021 13 (45), 53691-53701. DOI: 10.1021/

acsami.1c12579

LL

www.mat.ethz.ch (22170917)

Damit mehr Windstrom

tatsächlich ankommt

• Netzoptimierung statt Ausbau:

Patentiertes Diagnosesystem der HTWK

Leipzig soll volle Ausnutzung der

Übertragungskapazitäten von

Stromleitungen ermöglichen

(idw) Im Jahr 2020 blieben 6.146 Gigawattstunden

erneuerbare Energie ungenutzt,

weil das Stromnetz in Deutschland

nicht leistungsfähig genug ist. Das entspricht

etwa dem jährlichen Stromverbrauch

von 1,9 Millionen Privathaushalten.

Gerade bei Sturm erzeugen Windkraftanlagen

oft mehr Energie, als zu Verbraucherinnen

und Verbrauchern transportiert

werden kann. Doch der Netzausbau

kommt nur schleppend voran. Wissenschaftler

des Forschungs- und Transferzentrums

Leipzig an der Hochschule für Technik,

Wirtschaft und Kultur Leipzig haben

ein Diagnosesystem entwickelt, mit dem

ungenutzte Reserven im Stromnetz identifiziert

werden können. Das System soll einen

witterungsabhängigen Freileitungsbetrieb

unterstützen. Konkret ermittelt das

kamerabasierte Funksensorsystem den

Durchhang von Stromleitungen und damit,

wieviel Strom die Leitungen maximal

transportieren können, ohne den Mindestabstand

zum Boden zu unterschreiten. Die

Entwicklung der vier Wissenschaftler Fabian

Wießner, Martin Glaß, Kai Bartholomäus

und Faouzi Derbel wurde im November

2021 patentiert.

„An Freileitungsmasten besteht durch die

hohen elektrischen Spannungen ein starkes

elektromagnetisches Feld, das für Menschen

und Tiere gefährlich werden kann“,

so Faouzi Derbel, Professor für Monitoring

und Diagnostik in der elektrischen Energietechnik

an der HTWK Leipzig. Je nach

Art der Freileitungsanlage ist deshalb ein

Mindestabstand vorgeschrieben, bei neugebauten

Freileitungen mit einer

Nennspannung von 380 Kilovolt beispielsweise

mindestens zwölf Meter bis zum Erdboden.

„Wie tief eine Freileitung hängt, ist

maßgeblich von ihrer Temperatur abhängig

– je wärmer, desto länger die Leiterseile

und desto größer der Durchhang. Die Temperatur

wiederum wird vom Wetter und

von der transportierten Energiemenge beeinflusst“,

so Derbel weiter.

Um die Übertragungskapazität der

Stromleitungen zu erhöhen, müssten Energieversorgungsunternehmen

wissen, wann

der maximale Durchhang der Stromleitungen

erreicht ist. Zu diesem Zweck hat Derbel

gemeinsam mit seinem Forschungsteam

die Messeinrichtung entwickelt. „Die

Herausforderung war, ein autarkes System

zu konstruieren, das nicht an den Leitungen

befestigt ist. Durch die angespannte

Netzsituation ist schließlich die Abschaltung

von Freileitungen nicht möglich, ohne

die Netzstabilität zu gefährden“, sagt Derbel.

Die Ingenieure haben deshalb einen

Messsensor mit Kamera konstruiert, der

am Strommast angebracht werden kann.

Seine für den Betrieb benötigte Energie gewinnt

das System eigenständig aus den Ableitströmen

an den Strommasten. Mittels

intelligenter Bildverarbeitung werden aus

den längs aufgenommenen Bildern die

Neigungen der Leitungen erkannt und daraus

der Durchhang ermittelt. In Zukunft

sollen diese Daten per Funk übertragen

werden, sodass Energieversorgungseinrichtungen

automatisch die durchgeleitete

Strommenge anpassen können.

Die Forschung wird im Rahmen des Forschungsprojekts

„Zapdos“ von 2019 bis

2022 aus Mitteln des Europäischen Fonds

für regionale Entwicklung (EFRE) durch

den Freistaat Sachsen gefördert.

LL

www.htwk-leipzig.de (22170923)

40


VGB PowerTech 12 l 2021

News fromScience & Research

Dresdner Wissenschaftler

entwickeln essentielle Komponente

für zuverlässige Energieversorgung

für die Energiewende

(idw) Forscher der TU Dresden unter Leitung

von Prof. Hofmann und Prof. Bernet

vom Elektrotechnischen Institut (ETI) entwickeln

gemeinsam mit der Firma Siemens

Energy Global GmbH Co. KG, der TU Dortmund,

der Firma Amprion GmbH und der

Leibniz Universität Hannover eine Anlage

zur Stabilisierung des Elektroenergienetzes.

ARESS – Der Asynchrone, Rotierende

Energie-System-Stabilisator soll als ein integraler

Bestandteil der vorhandenen

Netzstruktur dafür sorgen, dass Energieversorgung

trotz der volatilen Verfügbarkeit

der erneuerbaren Energiequellen zuverlässig

funktioniert.

Die ständig steigende Zahl von Erzeugern

aus volatilen Quellen wie Wind und Sonne

ist mit neuen Anforderungen an Elektroenergienetze

verbunden. Um eine zuverlässige

Elektroenergieversorgung nach der

Energiewende zu gewährleisten, müssen

die Netze Lastschwankungen, Netzfehler

und Spannungs- sowie Frequenzschwankungen

bewältigen können. Dafür werden

Projektpartner in den kommenden vier

Jahren spezielle Netzwerkkomponenten

entwickeln: einen geregelten Modularen

Multilevel-Matrixumrichter (M3C) und einen

doppeltgespeisten Drehstrom-Asynchrongenerator

mit Schwungrad. Der M3C

wird eine Netzanpassung des Generators

und eine bedarfsorientierte Regelung der

Gesamtanlage ermöglichen, während das

Schwungrad als eigentlicher, rotierender

Energiespeicher fungiert. Beide bilden das

sogenannte ARESS-System.

An der TU Dresden soll das ARESS-System

regelungstechnisch in stationären und

nichtstationären Arbeitspunkten untersucht

werden. Dafür entwickeln die Forscher

Modelle des Systems und seiner Teilkomponenten

in verschiedenen Genauigkeitsstufen.

Diese werden genutzt, um Regelungsstrategien

für das gewünschte Systemverhalten

zu entwerfen und simulativ

zu untersuchen.

Zurzeit bauen die Ingenieure der TU

Dresden und der Firma Siemens gemeinsam

einen Demonstrator auf, der aus einer

doppeltgespeisten Asynchronmaschine mit

Schwungrad, einem M3C und einer neuartigen

Regelungsplattform besteht. Er wird

am Elektrotechnischen Institut testweise in

Betrieb genommen. So kann nachgewiesen

werden, dass dieses System in der Lage ist,

bei Instabilitäten im Netz (z. B. durch Kurzschlüsse

oder Frequenzschwankungen)

das Netz mittels an der TU Dresden entwickelter,

ausgeklügelter Regelalgorithmen

zu stabilisieren.

LL

www.tu-dresden.de (22170924)

Events in brief

E‐world energy & water 2022

Die aktuell gültige Verordnung des Landes

NRW lässt Fachmessen unter Einhaltung

von 3G zu. Auf Nachfrage beim Ordnungsamt

der Stadt Essen wurde bestätigt,

dass es für die E-world auf dieser Basis keine

behördliche Anordnung geben wird, die

Messe abzusagen. Aus diesem Grund halten

wir den Termin 8.-10. Februar 2022

weiterhin aufrecht.

Gleichwohl glauben wir – wie auch der

überwiegende Anteil unserer Aussteller –

nicht, dass eine E-world im Februar erfolgreich

sein wird. Wir stehen daher mit allen

Beteiligten in engem Austausch und bereiten

eine E-world energy & water vom 21.-

23. Juni 2022 vor. Den Hallenplan mit allen

bereits für diesen Termin angemeldeten

Ausstellern werden wir in Kürze veröffentlichen.

Auch das Rahmenprogramm der E-world

verlegen wir vom Februar in den Juni. Die

Möglichkeit, Tickets für den Junitermin zu

erwerben, wird Ihnen in einigen Tagen zur

Verfügung stehen.

Bis dahin laden wir Sie ein, in der E-world

Community weiterhin miteinander vernetzt

zu bleiben, auch wenn dies nicht den

persönlichen Austausch vor Ort ersetzen

kann. Wir freuen uns darauf, Sie im Juni in

Essen begrüßen zu dürfen.

LL

community-visitor.e-world-essen.com

(22161501)

be energised

be inspired

be connected

be informed

MEORGA MSR-Spezialmesse für

Prozess- u. Fabrikautomation in

Frankfurt am Main

Die MEORGA veranstaltet am 23. März

2022 in der myticket JAHRHUNDERTHAL-

LE in Frankfurt am Main eine Fachmesse

für Mess-, Steuerungs- und Regeltechnik,

Prozessleitsysteme und Automatisierungstechnik.

Ca. 160 Fachfirmen, darunter die Marktführer

der Branche, zeigen von 08:00 bis

16:00 Uhr Geräte und Systeme, Engineering-

und Serviceleistungen sowie neue

Trends im Bereich der Automatisierung. 27

begleitende Fachvorträge informieren den

Besucher umfassend.

Die Messe wendet sich an Fachleute und

Entscheidungsträger, die in ihren Unternehmen

für die Optimierung der Geschäfts-

und Produktionsprozesse entlang

der gesamten Wertschöpfungskette verantwortlich

sind. Der Eintritt zur Messe und

die Teilnahme an den Fachvorträgen sind

für die Besucher kostenlos und sollen ihnen

Informationen und interessante Gespräche

ohne Hektik und Zeitdruck ermöglichen.

Aufgrund der aktuell anhaltenden Pandemie-Lage

steht die Gesundheit unserer

Aussteller und Besucher für uns an erster

Stelle; daher garantieren wir durch die

strikte Einhaltung und Umsetzung der jeweiligen

Hygieneschutzkonzepte die bestmögliche

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und auch Warteschlangen im Eingangsbereich

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41


Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply VGB PowerTech 12 l 2021

Forecasts and scenarios for global

energy supply as the basis for

climate policy implications

Hans-Wilhelm Schiffer

Kurzfassung

Prognosen und Szenarien zur globalen

Energieversorgung als Grundlage für

klimapolitische Maßnahmen

Verschiedene Institutionen veröffentlichen regelmäßig

Studien zu den Perspektiven der globalen

Energieversorgung. Dazu gehören internationale

Organisationen wie die Internationale

Energieagentur (IEA), die Internationale

Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA)

und der Weltenergierat (WEC), Beratungsunternehmen

wie DNV, BloombergNEF und

McKinsey & Company sowie Energiekonzerne

wie BP, Shell und Equinor. Um diese miteinander

vergleichen und Gemeinsamkeiten und Unterschiede

herausstellen zu können, sind die jeweils

zugrunde liegenden methodischen Ansätze

und die getroffenen Annahmen von besonderer

Bedeutung. In diesem Artikel werden die

Charakteristika von Projektionen sowie exploratorischen

und normativen Szenarien skizziert

und die von den genannten Institutionen

verfolgten Ansätze klassifiziert. Die Kernaussagen

der Studien werden vor dem Hintergrund

der Entwicklungen der letzten Jahrzehnte dargestellt.

Die zunehmende Elektrifizierung und

der verstärkte Einsatz von Wasserstoff werden

als entscheidende Faktoren für die Erreichung

der angestrebten Klimaziele identifiziert. Abschließend

wird bewertet, inwieweit die berichteten

Ergebnisse dem Glasgower Klimapakt gerecht

werden und welche Konsequenzen sich

daraus ergeben.

l

Author

Professor Dr. Hans-Wilhelm Schiffer

Lecturer at RWTH Aachen University,

Member of the Studies Committee, World

Energy Council, London and Chairman of

the Energy for Germany editorial group at

the Weltenergierat – Deutschland,

Berlin

Introduction

Various institutions regularly publish studies

on the prospects for global energy supply.

These include international organizations

such as the International Energy

Agency (IEA), the International Renewable

Energy Agency (IRENA) and the World Energy

Council (WEC), consulting firms such

as DNV, BloombergNEF and McKinsey &

Company, as well as energy groups such as

BP, Shell and Equinor. In order to be able to

compare and to highlight similarities and

differences, the respective underlying

methodological approaches and the assumptions

made are of particular relevance.

This article outlines the characteristics

of projections as well as exploratory

and normative scenarios, and classifies the

approaches pursued by the institutions

mentioned. The key messages conveyed in

the studies are presented against the background

of developments over the past decades.

Increasing electrification and increased

use of hydrogen are identified as

decisive factors in achieving the pursued

climate goals. Finally, it is assessed to what

extent the reported results align with the

Glasgow Climate Pact and what consequences

result from it.

6.3 %

7.2 (302)

19.5 %

28.7 %

40.5 %

0.3 %

4.7 %

9.4 (394)

6.4 %

6.2 %

22.1 %

25.2 %

39.6 %

* tons of oil equivalent

Source: BP Statistical Review of World Energy July 2021 (Workbook)

1 Development of the

global energy supply

from 1985 to 2020

A presentation of the results of the projections

and scenarios, in which statements

about the coming 30 years are made, shall

be preceded by the essential characteristics

of the global development of energy supply

and demand in the period 1985 to 2020.

First, the primary energy consumption

(Figure 1):

From 1985 to 2020, global energy consumption

almost doubled. The main

drivers of this development were a population

increase by 60 % and the increase

in global economic output by 174 %. The

energy mix has changed within these

35 years:

––

The increase in energy consumption was

almost entirely covered by fossil fuels.

All fossil fuels made growing contributions

to covering rising demand.

––

In 2020, the share of fossil energies in

primary energy consumption was only

5.6 percentage points lower than in 1985.

In 2020, 83.1 % of total energy consumption

was accounted for by coal, crude oil

and natural gas. In 1985 it was 88.7 %.

0.5 %

13.3 (557)

5.7 %

6.9 %

4.3 %

24.7 %

27.2 %

31.2 %

1985 2000 2020

Other

renewables

Hydro

Nuclear

Fig. 1. Global primary energy consumption 1985 to 2020 (in billion toe* resp. in Exajoules (EJ)).

Gas

Coal

Oil

42


VGB PowerTech 12 l 2021

Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply

10.1 %

15,555

1.4 %

17.1 %

23.4 %

9,880

16.6 %

0.8 %

20.0 %

17.8 %

15.1 %

14.4 %

38.5 %

35.1 %

37.9 %

11.8 %

8.6 %

3.7 %

1985 2000 2020

* including other non-renewable energies

Source: BP Statistical Review of World Energy July 2021 (Workbook)

Fig. 2. Global power generation mix 1985 to 2020 (in TWh).

28,823

11.7 %

16.0 %

Other

renewables

Hydro

Nuclear

Gas

Coal

Oil*

goal may be to limit the rise in global

temperature to a maximum of 1.5 degrees

Celsius compared to pre-industrial

levels.

When comparing the results of different

studies, it is therefore of crucial importance

which approach was followed in

each case. The scenarios and projections

presented by the institutions mentioned

above in 2021 are assigned to the individual

categories (F i g u r e 3 ).

3 Results of different projections

in comparison

Projections for global energy supply have

been published in the last few months

mainly by the Norwegian consulting and

certification group DNV and McKinsey. The

main results for the time horizon up to

2050 are as follows:

––

The share of nuclear energy decreased

from 4.7 % to 4.3 %.

––

The contribution from renewable energies

almost doubled from 6.6 % to

12.6 %.

Global electricity generation almost tripled

between 1985 and 2020 (F i g u r e 2 ).

Here, too, a comparable picture emerges

with regard for the role of fossil fuels.

––

The growth in electricity generation was

based largely on a significantly increased

use of coal and natural gas.

––

The share of fossil fuels in electricity generation

hardly decreased – from 64.1 %

in 1985 to 62.2 % in 2020.

––

The relative contribution of nuclear energy

was reduced from 15.1 % to 10.1 %.

––

With a share gain of 6.9 percentage

points, renewable energies were able to

compensate for the relative losses of nuclear

and fossil energies. Hydropower,

wind and solar energy as well as biomass

and geothermal energy accounted for

27.7 % of global electricity generation in

2020 compared to 20.8 % in 1985.

The decades ahead will be fundamentally

different from the development shown for

the past.

2 Categorization of projections

and scenarios

Basically, a distinction can be made between

exploratory scenarios, projections

and normative scenarios.

––

Exploratory scenarios are plausible,

comprehensible, alternative views of the

future that show conceivable results and

help to understand how different factors

can interact and thus shape the future.

They address critical uncertainties, but

also foreseeable trends and show the effects

of assumptions made about the future.

They are not predictions. Probabilities

of occurrence are not assigned to

exploratory scenarios. The focus is on a

Organisation/Study Exploratory Outlooks (Projections) Normative Scenarios

(plausible) Scenarios

WEC (2019) World Energy

− Modern Jazz (MJ)

Scenarios 2019 (to 2060)

− Unfinished Symphony

(US)

− Hard Rock (HR)

IEA (2021) World Energy

− Stated Policies

− Sustainable Development

Scenario (SDS)

Outlook 2021

Scenario (STEPS)

− Announced Pledges

− Net Zero Emissions by

Scenario (APS)

2050 Scenario (NZE)

Equinor (2021) Energy

Perspectives 2021

Shell (2021) The Energy

Transformation Scenarios

BP (2020) Energy Outlook

2020 edition

Bloomberg NEF (2021)

New Energy Outlook 2021

DNV (2021) Energy

Transition Outlook 2021

McKinsey (2021) Global

Energy Perspective 2021

IRENA 2021 World Energy

Transitions Outlook

− Reform (Rf)

− Rivalry (Rv)

− Waves

− Islands

− Delayed Transition

− Accelerated Transition

narrative that is quantitatively underpinned

with model support. Exploratory

scenarios provide a basis for a successful

strategy and policy in a world marked by

uncertainty.

––

Future developments are presented in

projections rooted in parameters assumed

to be likely, including the development

of demographics, economic performance,

technological innovations,

world market prices for energy and expected

political frameworks. Projections

therefore aim to depict the development

that is believed to be probable in the

sense of a forecast. The focus is on the

model-based achievement of quantitative

results.

––

Normative scenarios have a completely

different character. The starting point is

a clearly defined goal or set of goals for

the future. From this starting point, a

technically possible path is determined

in order to achieve the desired goal under

conditions that are as economically

feasible as possible. For example, the

− Business-as-usual

− A single forecast of the

energy future

− Reference Case 2021

− Planned Energy

Scenario (PES)

Fig. 3. Main approaches in global energy futures by various institutions.

− Rebalance (Rb)

− Islands

− Rapid

− Net Zero

− Green Scenario

− Gray Scenario

− Red Scenari

− Pathway to Net Zero

Emissions

− 1.5 °C Pathway

− 1.5 °C Scenario

(1.5-S)

In contrast to the past, primary energy consumption

will practically no longer increase

in the future, but will – despite a

further increase in the population and continued

growth in economic output – remain

at the current level. The energy

consumption per capita of the population

is therefore falling significantly. A second

statement – also deviating from the

trends of the past – according to DNV: Fossil

fuels are increasingly being replaced

by renewable energies. The share of oil,

natural gas and coal in primary energy

consumption will decrease from currently

more than 80 % to 50 % by 2050 (F i g -

ure 4).

The growth of renewable energies is mainly

generated by wind power and solar energy.

In contrast, hydropower, biomass and

geothermal energy can only achieve limited

growth. Both DNV (F i g u r e 5 ), and

McKinsey, among others agree with this

tendency.

Still fossil energies will remain important in

the future. However, their importance is

43


Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply VGB PowerTech 12 l 2021

Units: EJ/yr

600

500

400

300

200

100

0

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Source: DNV, September 2021 Historical data source: IEA WEB (2020)

clearly decreasing. This is especially true

for coal. Global consumption of coal, which

has risen sharply since 2000 due to the increasing

use of this energy source, especially

in China, reached its peak in 2014

according to the assessment of most of the

available studies. Peak oil demand is expected

towards the end of the 2020s. While

the demand for natural gas, a further increase

is initially expected. This applies

well into the 2030s. According to McKinsey,

the highest global demand for natural

gas will be reached in the second half of

the 2030s, before a steady decline sets in

(Figure 6).

In contrast to primary energy consumption,

demand for electricity is expected to

continue growing. According to the projections

available, the upward trend will even

50 %

50 %

3 %

Non-fossil

Fossil

53 %

Decarbonized

gas and coal

Fig. 4. World primary energy supply by source – Equal split between fossil and non-fossil energy

in 2050.

Units: EJ/yr

600

500

Wind

Solar

Hydropower

400

300

200

100

0

1990 2000 2010 2020 2030 2040

Biomass

Geothermal

Nuclear fuels

Natural gas

Oil

Coal

2050

Source: DNV, September 2021 Historical data source: IEA WEB (2020)

Fig. 5. World primary energy supply by source – Primary energy supply peaks in 2030.

Primary energy demant per fossil fuel

im million TJ

600

500

400

300

200

100

2014

Coal peak

2027 Fossil

fuel peak

2029

Oil peak

Reference

Case 2020

2037

Gas peak

Coal

0

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Source: McKinsey Energy Insights Global Energy Perspective 2021, December 2020

Gas

Oil

47 %

Oil demand peaks

in the late 2020s and

gas in the 2030s,

whereas coal shows

a steady decline

Fig. 6. World demand for fossil fuels by 2050 – In McKinsey’s Reference Case, fossil fuels

continue to play an important role in energy systems.

accelerate in the coming decades. By 2050,

this will almost triple the global demand

for electricity compared to the level in

Units: PWh/yr

2020. The move away from fossil fuels to

renewables is more notable in the electricity

supply than is reflected in the figures for

primary energy consumption. In 2020,

coal was the world’s most important energy

source for electricity generation with a

share of 35 %. This has not changed in

2021 either. By the middle of the current

decade, however, renewable energies are

ousting coal from this position. Natural gas

can continue to play its role as the second

most important energy source for generating

electricity for the foreseeable future,

alternating with coal, which will drop to

third place in the 2030s. Unlike in the

transport sector and the heating market,

oil does not play a significant role in power

generation. The contribution of nuclear energy

to the generation of electricity remains

constant at a global average of 10 %.

Among the renewable energies, wind and

solar energy achieve by far the largest increases

(F i g u r e 7 ).

In addition to increased electrification, hydrogen

will play a key role in the upcoming

transformation of the energy supply. For

example, DNV predicts that global demand

for hydrogen will increase six-fold by 2050

compared to today’s level. In industry

in particular, hydrogen is increasingly being

used in order to implement the necessary

decarbonization in the sector particularly

in the chemistry and steel industries.

In addition, increasing importance is attributed

to hydrogen, especially in the areas

of the transport sector that are difficult

or impossible to electrify. These are

aviation, shipping and heavy haulage

(Figure 8).

The production of hydrogen is possible on

the basis of fossil energies as well as using

electricity from nuclear power plants as

well as from renewable energies. However,

hydrogen can only make a contribution to

climate protection if its generation is largely

CO 2 -free. This is just as possible by

means of electrolysis using electricity from

renewable energies as using electricity

from nuclear power plants. Using natural

gas or coal to produce hydrogen is only advantageous

from the point of view of climate

protection if the CO 2 is captured in the

process and used or stored (CCUS). De-

60

50

40

Floating offshore wind

Fixed offshore wind

Onshore wind

Solar PV

Solar plus storage

30

20

10

0

Hydropower

Bioenergy

Geothermal

Nuclear

Gas-fired

Oil-fired

Coal-fired

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Source: DNV, September 2021 Historical data source: IEA WEB (2020), GlobalData (2021)

Fig. 7. World grid-connected electricity by power station type

– 70 % of renewables will come from solar and wind.

44


VGB PowerTech 12 l 2021

Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply

Units: Mt/yr

300

Road

Maritime

250

Aviation

Water heating

Space heating

200

Cooking

150

Heat for manufactured goods

production

Heat for iron and steel production

100

Heat for construction and mining

Heat for base materials production

50

Ammonia production and other

chemical processes

0

Refineries

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Only includes pure hydrogen demand.

Maritime and aviation demand includes synthetic fuels derived from hydrogen.

Historical data source: IEA Future of Hydrogen (2019)

Source: DNV, September 2021

Fig. 8. World hydrogen demand by sector – Hydrogen – late but strong growth:

5 % of global energy demand in 2050.

300

Electrolysis using offshore

250

wind power

Electrolysis using onshore

wind power

200

Electrolysis using

solar power

150

Electrolysis using grid

power

100

Methane reforming with

carbon capture

Methane reforming without

50

carbon capture

Coal gasification

0

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Only includes pure hydrogen demand.

Historical data source: IEA Future of Hydrogen (2019)

Source: DNV, September 2021

Units: Mt/yr

Fig. 9. World hydrogen production by source – Hydrogen production dominated by electrolysis

from dedicated renewables.

pending on the energy source used, the hydrogen

is classified with different colors.

The color gray stands for hydrogen, produced

from fossil fuels without the separation

and storage of CO 2 . Hydrogen based

on natural gas with CCUS has the color

blue. Hydrogen is considered green if the

product was produced using electricity

from renewable energies. While the generation

of hydrogen based on fossil fuels, in

particular natural gas, dominates now, the

expected increases are to be made available

primarily through electricity from wind

and solar systems (F i g u r e 9 ).

clean energies must be increased – with

the support of the industrialized countries.

––

Addressed to investors: Future investments

in fossil fuels harbor potential

losses, while investments in clean energies

promise profits.

When these points are addressed in policies,

the transformation to a globally sustainable

energy supply should be accelerated.

The existing challenge of achieving

the Paris climate goals is illustrated using

two exploratory and two normative scenarios.

These four scenarios can be characterized

as follows:

––

The Stated Policies Scenario (STEPS)

takes into account the measures that

have actually been put into effect or are

at least being implemented in order to

achieve announced energy and climate

policy goals. One example is the Fitfor-55

Package, which was proposed by

the European Commission in July 2021.

It represents an exploratory approach to

the future development of the energy

supply, which will lead to a global temperature

increase of 2.6 degrees Celsius

by the year 2100 compared to the preindustrial

level.

––

The Announced Pledges Scenario (APS)

takes into account all climate commitments

made by governments worldwide,

including the Nationally Determined

Contributions (NDCs) and the longerterm

Net Zero targets, and assumes that

these will be met in full and on time. According

to this scenario, the global temperature

increase remains limited to 2.1

degrees Celsius until 2100.

––

The Sustainable Development Scenario

(SDS) follows an approach that puts the

energy system on the right path to meet

the most important sustainability goals.

This includes everyone’s access to affordable

energy by 2030 and a drastic reduction

in pollution in the soil, water and

air. With regards to climate-relevant

gases, advanced economies will achieve

net zero emissions by 2050, China by

2060 and all other countries by 2070 at

the latest. For this normative scenario, a

maximum global temperature increase

of 1.7 degrees Celsius is determined in

2050.

––

The Net Zero Emissions by 2050 Scenario

(NZE) is a normative scenario that shows

a narrow but viable path for the global

energy system to achieve net zero emissions

by 2050, with advanced economies

4 Synopsis of the exploratory

and normative scenarios

of the IEA

In October 2021, the International Energy

Agency (IEA) presented the World Energy

Outlook 2021 (WEO-2021). The publication

was to be understood as a clear signal

to the UNFCCC Conference of the Parties

(COP26), which was held in Glasgow in

November 2021. In presenting this comprehensive

study, the following points were

highlighted by the IEA:

––

The commitments made by states to limit

greenhouse gas emissions must be

tightened.

––

The developing and emerging countries

are crucial for the future development of

the energy system. Their investments in

589.1

16 %

5 %

24 %

Exploratory Scenarios

743.9 674.4

28 %

5 %

24 %

40 %

7 %

Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021

Normative Scenarios

577.9

55 %

543.0

67 %

20 %

29 %

9 %

27 %

22 %

15 %

11 %

11 %

26 %

15 %

16 %

11 %

8 %

6 %

3 %

2020 STEPS APS SDS NZE

2050

Fig. 10. Global primary energy consumption in Exajoule (EJ).

Renewables

Nuclear

Gas

Oil

Coal

45


Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply VGB PowerTech 12 l 2021

Exploratory Scenarios

46,703

54,716

Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021

implementing this before others. This

scenario also meets the requirements of

the other energy-related UN goals mentioned.

In the NZE, the peak in the global

Normative Scenarios

71,164

57,950

76 %

58 %

46 %

70 %

26,762

12 %

16 %

14 %

13 %

10 %

8 %

23 %

8 %

14 %

12 %

< 36 %

3 % 18 %

1 %

12 %

8 % 1 %

1 %

13 %

0 % 8 %

8 %

5 %

2 % 1 % 1 %

2020 STEPS APS SDS NZE

2050

Fig. 11. Global power generation in TWh.

in TWh

70,000

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0

7,593

709

4,347

1,596 833

108

Exploratory Scenarios

27,883

1,852

6,739

8,805

9,969

518

38,959

2,375

6,852

14,384

14,783

2020 STEPS APS SDS NZE

2050

* Geothernal and marine energy

Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021

565

2 %

Normative Scenarios

48,436

3,199

7,921

17,577

18,810

Fig. 12. Global power generation based on renewable energies.

in million tons

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021

929

62,333

3,279

8,461

24,785

24,855

953

Other

Renewables

Hydro

Hydrogen and

Ammonia

Nuclear

Gas

Oil

Coal

Bioenergy

Hydro

Wind

Solar

Other

renewables*

STEPS

0

NZE

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Fig. 13. Development of global CO 2 -emissions according to the IEA scenarios.

APS

SDS

temperature rise in 2050 will be 1.5 degrees

Celsius.

The results obtained for the various scenarios

differ greatly. The developments up

to the year 2050 are outlined below (F i g -

ure 10 to Figure 14).

In the Stated Policies Scenario (STEPS)

there is a change in the energy supply system.

Due to global population growth from

7.75 billion today to 9.7 billion in 2050 and

an expected increase in economic output,

especially in developing and emerging

countries, global energy consumption may

increase by 26 % by 2050 compared to levels

in 2020. The share of renewable energies

in global primary energy consumption

will increase from 16 % in 2020 to 28 % in

2050. Nevertheless, fossil energies, i.e.

coal, oil and natural gas, will still cover two

thirds of global primary energy consumption

in 2050 – compared to 79 % in 2020.

As in 2020, nuclear energy will then account

for 5 %. The capture and use or storage

of CO 2 (Carbon Capture and Usage /

Storage – CCUS) makes only a very limited

contribution to reducing CO 2 emissions in

this scenario. According to this scenario,

the total CO 2 emissions of 33.9 billion

tonnes (billion t) in 2050 are just below

2020 with 34.2 billion t. As a consequence,

global temperatures will rise by 2.6 degrees

Celsius by 2100 compared to pre-industrial

levels.

According to the Announced Pledges Scenario

(APS), global CO 2 emissions will

drop by around 40 % to 20.8 billion t in

2050. But this path is still associated with a

temperature increase of 2.1 degrees Celsius

by 2100. In contrast to STEPS, the global

increase in primary energy consumption

will remain limited to 14 % by 2050. Renewable

energies have a share of almost

40 %. The contribution of nuclear energy

increases to 7 %. Fossil energies account for

53 %, with significantly greater role being

assumed for CCUS compared to the STEPS.

The currently announced commitments,

however, only cover less than 20 % of the

gap in emissions reduction that must be

closed by 2030 in order to keep the 1.5 degree

target within reach. Even if the commitments

announced by mid-2021 are met,

there remains a clear ambition gap to the

Paris climate targets.

In the two normative scenarios – these

are the Sustainable Development Scenario

(SDS) and the Net Zero Emissions by 2050

Scenario (NZE) – the IEA shows how

this gap could be closed according to

the model calculations carried out. In

the report, the IEA identifies four crucial

measures:

1 Massive expansion in the use of

clean electricity

––

The wind and solar expansion is to be

doubled compared to the APS.

––

Expansion of other CO 2 -free generation,

including nuclear energy, where accepted.

––

Expansion of the electricity infrastructure

and all forms of improving system

flexibility, including hydropower.

46


VGB PowerTech 12 l 2021

Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply

in o C

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

2000 2020 2040 2060 2080 2100

The temperature rise is 2.6 °C in the STEPS and 2.1 °C in the APS

in 2100 and continues to increase. It peaks at 1.7 °C in the SDS and

1.5 °C in the NZE around 2050 and then declines

Quelle: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021

Fig. 14. Global median surface temperature rise over time in the WEO-2021 scenarios.

––

Rapid end to the use of coal in plants

without CCUS.

––

Expansion of the use of electricity in the

transport sector and in the heating of

buildings.

Accelerating the decarbonization of the

electricity mix is seen as the single greatest

lever politicians have at their disposal. Half

of the additional emissions reduction could

be achieved at no cost to consumers.

2 Strong focus on energy efficiency

This is to be achieved by improving material

efficiency and changing consumer behavior.

According to the IEA, 80 % of the

energy efficiency increase in the NZE over

the next decade will lead to cost reductions

for consumers.

3 Significant reduction in methane

emissions

This is seen as a very cost-efficient measure,

especially in the value chain of the oil

and natural gas industry.

4 Innovations

All technologies required to reduce emissions

by 2030 in accordance with the NZE

are available. However, half of the emissions

reduction that the NZE claims to be

achieved by 2050 will have to be achieved

by technologies that are still in the demonstration

or prototype phase. This applies in

particular to technologies in the iron and

steel industry, cement and other energy-intensive

sectors, as well as long-distance

transport. The development of hydrogenbased

technologies and the implementation

of CCUS are seen as critical.

In order to get the world on the path to the

1.5 °C target, investments in clean energy

projects and the necessary infrastructure

amounting to nearly 4 trillion US $ per year

are required. Most of the capital for the investment

needs to be financed by the private

sector – based on market signals and

the framework set by politics. In addition,

STEPS

APS

SDS

NZE

public financial institutions are also seen as

necessary, such as international development

banks, to trigger investments where

private players do not see a sufficient balance

between risk and chance.

The development of the individual energy

sources is very different. The global consumption

of coal decreases in all scenarios.

But the difference between a 10 % decrease

in ASP by 2030 and a 55 % decrease in NZE

is determined by the speed at which coal is

displaced in the electricity sector. The options

are shutting down existing capacities,

retrofitting with CCUS and adding CO 2 -

free or fuels with low-CO 2 emissions such

as biomass or ammonia.

The oil consumption will decrease in the

future – and this for the first time in current

model calculations of the IEA, even if there

are strong deviations between the scenarios

with regard to the characteristics of the

course. In STEPS, peak oil demand is expected

in the mid-2030s, in APS shortly

after 2025. In order to achieve NZE, oil

consumption must drop to 25 mb/d by the

middle of the century. This corresponds to

a decrease of around 75 %.

Demand for natural gas will increase in all

scenarios over the next five years. After that,

however, the paths shown in the various

scenarios differ greatly. In NZE, the development

of new oil and gas fields is no longer

considered necessary – beyond the projects

that are already under development. In this

scenario, global natural gas consumption

will decrease by more than half by 2050

compared to the 2020 level.

Renewable energies increase significantly

in all scenarios – most strongly in the NZE.

In this scenario, renewable energies account

for 67 % of the primary energy consumption

in 2050. Solar energy has increased

twenty-three times compared to

the level of 2020, and wind power has increased

fifteen times. For hydropower and

biomass – as well as for nuclear energy – a

doubling of the absolute contribution is expected.

Nuclear energy then has a share of

11 % in covering primary energy consumption.

Fossil energies only retain a share of

22 %.

In global power generation, the share of

renewable energies in the NZE will even

increase to 88 % in 2050. 35 percentage

points of this will be attributable to solar

and wind, 12 percentage points to hydropower,

5 percentage points to bio-energy

and 1 percentage point to geothermal energy.

A share of 8 % is reported for nuclear

energy. Hydrogen and ammonia come to

2 %. This also applies to coal and natural

gas with CCUS.

According to NZE, there will be 240 million

PV roof top systems and 1.6 billion electric

vehicles worldwide in 2050. This requires

battery storage, the expansion of

power grids and controllable systems based

on sources with low CO 2 emissions, such as

hydropower, geothermal energy, bio-energy,

hydrogen and ammonia as well as small

modular nuclear energy reactors. Increasing

digitization can support demand management

and the flow of data in general.

Rare earths and hydrogen-based fuels will

in future become essential elements in international

energy trading. Their combined

share in energy trading will increase

from 13 % today by 2050 to 25 % in the APS

and more than 80 % in the NZE.

The NZE sees great market opportunities

for manufacturers of wind turbines, solar

panels, lithium-ion batteries, electrolysers

and fuel cells. With a volume of over US $ 1

trillion by 2050, an order of magnitude

comparable to the current global oil market

is expected.

The IEA sees governments in the driver’s

seat in steering future developments, but

municipalities, companies, investors and

consumers also have an important role to

play. What is decisive for the very different

results in the four scenarios is the assumed

pricing of CO 2 . In STEPS, an increase in

CO 2 prices by 2050 to up to US $ 90 (2020)

per ton in industrialized countries (including

for the EU) is set as a model input. In

the ASP it is US $ 200 (2020) per ton in industrialized

countries with net zero emission

obligations, in China it is US $ 160

(2020) per ton and in developing and

emerging countries with net zero pledges it

is US $ 160 (2020) per ton. In the SDS, the

same CO 2 price is set as the model input for

all countries with net zero emission obligations

as in the APS, in other industrialized

countries it is 160 US $ (2020) per ton and

in emerging and developing countries

95 US $ (2020 ) per ton. The highest CO 2

prices are set for the year 2050 in the NZE,

namely 250 US $ (2020) per ton in the industrialized

countries, 200 US $ (2020)

per ton in the larger emerging countries

and 55 US $ (2020) per ton in other emerging

and developing countries. This shows

that carbon pricing has a key role to play in

meeting the Paris climate targets.

47


Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply VGB PowerTech 12 l 2021

5 The role of increased

electrification and hydrogen

in achieving climate neutrality

by 2050

Increased electrification will play a key role

in meeting the goal of limiting global temperature

increases to 1.5 degrees Celsius. A

comparison of several normative scenarios

that follow this requirement shows that institutions

such as the International Energy

Agency (IEA) or the International Renewable

Energy Agency (IRENA) as well as, for

example, the companies BP and Bloomberg-

NEF assume that global electricity generation

must double or even triple by 2050

compared to the level in 2020 (F i g u r e

1 5 ). A drastic change in the energy mix is

also displayed. The share of renewable energies

in global electricity generation will

increase from 28 % in 2020 to – depending

on the scenario – in a range of 83 to 95 % in

2050. Electricity generation from hydropower,

currently still by far the most important

renewable energy source, will continue

to increase in the future, as will electricity

generation from biomass and geothermal

energy. However, these renewable energies

cannot keep up with the particularly dynamic

growth of wind power and solar energy.

Wind and solar alone account for

around two thirds of electricity generation

in the normative scenarios of the institutions

mentioned in 2050. As a reference,

just 9 % of global electricity generation was

sourced from wind power and solar energy

in 2020. In addition to renewable energies,

nuclear energy and natural gas are also assigned

a significant role in global electricity

supply. In contrast, the proportion of coal in

the normative scenarios falls from the current

35 % to 2 % and less by 2050.

In addition to strong growth in electricity

demand, hydrogen plays a key role in the

Production

Distribution

End us

application

North America

19

120.1

44.3

Latin America

5

57,950

32 %

Results of selected normative scenarios

71,164

35 %

60,565

32 %

65,532

32 %

78,698

32 %

34 %

35 %

26,762 30 %

32 %

43 %

3 %

6 %

>16 % 3 %

11 %

9 %

6 %

10 %

8 %

13 %

23 %

14 %

12 %

13 %

13 %

3 %

35 %

8 %

8 %

12 %

7 %

5 %

5 % 2 % 1 % 1 % 4 % 1 % 4 %


VGB PowerTech 12 l 2021

Climate policy and forecasts and scenarios for global energy supply

Fig. 17. International hydrogen partnerships.

ble on the basis of natural gas and coal,

provided that the CO 2 is captured in the

production process and used or stored.

Projects for the use of hydrogen are aimed

in particular at the transport sector and industry

and there on areas that are difficult

to electrify. Furthermore, hydrogen will

play an important role as a storage medium

in the future (F i g u r e 18 ).

6 Results of the Glasgow

International Climate

Conference

At the 26th Conference of the Parties (COP

26) of the United Nations Framework Convention

on Climate Change (UNFCCC),

which was held in Glasgow from October 31

to November 13, 2021, the Glasgow Climate

Pact was unanimously adopted. The essential

elements of this agreement include:

––

The long-term goal of keeping the global

temperature rise well below 2 degrees

Celsius and continuing efforts to limit

the temperature rise to 1.5 degrees Celsius

compared to pre-industrial levels

was confirmed.

––

Global CO 2 emissions are to be reduced

by 45 % by 2030 compared to 2010 levels

228 Projects

17

23

45

53

90

Source: McKinsey & Company (2021): Hydrogen Insights

and reduced to net zero by the middle of

the century. Furthermore, drastic reductions

in other greenhouse gas emissions

are to be made.

––

Increased efforts must be made to reduce

the generation of electricity from

coal (as far as this takes place without

the capture, use or storage of CO 2 ) (literally

it means: “phase down of unabated

coal power”) and to eliminate inefficient

subsidies for fossil fuels (“Phase-out of

inefficient fossil fuel subsidies”).

––

The industrialized nations are making at

least US $ 100 billion a year available

through 2025 to support developing

countries in efforts to limit greenhouse

gas emissions and in efforts to adapt to

climate change.

––

The importance of increased international

cooperation in innovative climate

protection measures is emphasized.

In the aftermath of COP 26, the International

Energy Agency stated that in view of

the more stringent climate protection obligations

(updated pledges) presented by a

number of countries at the conference, it

can be assumed that the global temperature

rise can be limited to 1.8 degrees Celsius

by 2050. However, this presupposes

Giga-scale production: renewable H 2 projects > 1 GW

Infrastructure projects: H 2 Distribution, transportation and storage

Integrated H2 economy:

Cross-industry and projects with different types of end uses

Transport: trains, ships, trucks and other hydrogen mobility applications

Large-scale industrial usage:

refinery, ammonia power, methanol, steel and industry feedstock

Fig. 18. Number of announced projects globally along the value chain.

the full implementation of the commitments

made.

At the same time, it becomes clear how ambitious

the goal set for 2030 is when you examine

it more closely. To date, China has

only committed itself that the country’s

greenhouse gas emissions will not increase

after 2030 and that greenhouse gas neutrality

should be achieved by 2060. If, however,

China’s emissions, which in 2020 amounted

to just under 12 billion tons of CO 2 and thus

corresponded to a good third of the global

emissions burden, do not peak until 2030,

the “rest of the world” in 2030 could at most

emit up to 5 billion tons of CO 2 . That would

correspond to a reduction of around three

quarters within the next nine years.

7 Conclusion

The future of energy supply looks very different

from the past. This is shown by the

projections and scenarios that have been

presented by international organizations

and global corporations in recent months. A

change is taking place from an age marked

by fossil fuels to an energy world where renewable

energies dominate. The decisive

keys for achieving the ambitious climate

targets are the accelerated improvement of

energy efficiency, the broad implementation

of the technology of capture and use or

storage of CO 2 , the massive expansion of

renewable energies to cover the rapidly

growing demand for electricity and the reliance

on hydrogen in the sectors that are difficult

to electrify. The pricing of CO 2 , if possible

implemented at a comparable level

worldwide, technology-neutral funding

mechanisms by governments and increased

international cooperation are seen as crucial

in order to achieve the sustainability

goals. Above all, this includes the goal of

limiting global temperature increases to

well below 2 degrees Celsius.

Literature

BloombergNEF, New Energy Outlook 2021, New

York City, July 2021.

BP, Statistical Review of World Energy, London,

July 2021.

BP, Energy Outlook 2020 edition, London, October

2020.

DNV, Energy Transition Outlook 2021, Oslo, September

2021.

Hydrogen Council, McKinsey & Company, Hydrogen

Insights Report 2021, Brussels, February

2021.

International Energy Agency, World Energy Outlook

2021, Paris, October 2021.

IRENA, 2021 World Energy Transition Outlook:

1.5 °C Pathway, Abu Dhabi, June 2021.

McKinsey & Company, Global Energy Perspective

2021, New York City, January 2021.

United Nations Framework Convention on Climate

Change (UNFCCC), Glasgow Climate

Pact, November 2021.

Weltenergierat – Deutschland, Energie für

Deutschland 2021, Berlin, June 2021.

World Energy Council, Innovation Insights Briefing:

Hydrogen on the Horizon, London, July

2021. l

49


Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung VGB PowerTech 12 l 2021

Internetbasierte

Emissionsdatenfernübertragung –

Ein Überblick über die Entwicklungen

am Beispiel von NRW

Tabitha Gwisdorf

Abstract

Internet-based remote emission

control - an overview of the developments

using the example of NRW

Remote emission control is an important part of

modern monitoring of emissions at industrial

plants in Germany. This article provides an

overview of the historical background of remote

emission control as well as the development

from analog remote data transmission to a

web-based application using the example of

North Rhine-Westphalia (NRW). The aim is to

provide an insight into the basic functionality of

both systems. In addition to the concept of the

internet based remote emissions control in

NRW, the implementation of the requirements

from the national interface definition for remote

emissions control systems is described.

Besides, the current status and first experiences

with the changeover from transmission via modem

connections to web-based applications are

to be presented. The legal framework is outlined

and a historical review of the beginnings of remote

emission control is given in order to convey

the basic idea of ​this concept.

l

Autor

Tabitha Gwisdorf

Landesamt für Natur, Umwelt und

Verbraucherschutz NRW

Essen, Deutschland

Die Emissionsdatenfernübertragung, kurz

als EFÜ bezeichnet, ist ein wichtiger Bestandteil

moderner Überwachung von Emissionen

an Industrieanlagen in Deutschland. Dieser

Artikel gibt einen Überblick über die historischen

Hintergründe der Emissionsdatenfernübertragung

sowie die Entwicklungen von

der analogen Datenfernübertragung hin zu

einer webbasierten Anwendung am Beispiel

des Bundeslandes Nordrhein-Westfalen

(NRW). Dabei soll ein Einblick in die grundlegende

Funktionsweise beider Systeme vermittelt

werden. Neben dem in NRW verwendeten

Konzept der Internet-EFÜ wird die

Umsetzung der Anforderungen aus der bundeseinheitlichen

Schnittstellendefinition für

die Emissionsdatenfernübertragung beschrieben.

Zudem werden der aktuelle

Stand sowie erste Erfahrungen bei der

Umstellung von der Übertragung über Modemverbindungen

hin zu der webbasierten

Anwendung dargestellt. Dabei wird der

rechtliche Rahmen skizziert sowie ein historischer

Rückblick auf die Anfänge der Emissionsdatenfernübertragung

gegeben, um die

grundlegende Idee dieses Konzeptes zu vermitteln.

1 Einleitung

Die Emissionsfernübertragung findet Anwendung

an potenziell luftverunreinigenden

Anlagen. Der Schadstoffaustausch solcher

Anlagen ist mittels kontinuierlich registrierender

Messeinrichtungen aufgrund

gesetzlicher Bestimmungen (siehe Kap.

Abschnitt 3.2) oder auf Anordnung der Genehmigungsbehörde

zu überwachen. Die

so aufgezeichneten Emissionskonzentrationen

werden im Auswerterechner des Betreibers

der Anlage entsprechend den Nebenbestimmungen

der Genehmigung unter

Berücksichtigung von Bezugsgrößen

auf Normbedingungen umgerechnet und

ausgewertet. Die Emissionsdaten werden

nach einem bundeseinheitlich festgelegten

Verfahren für die Übermittlung aufbereitet

und an die jeweilige Aufsichtsbehörde

übermittelt. Somit wird die Behörde zeitnah

über das Emissionsverhalten der Anlagen

informiert. Grenzwertverletzungen,

Ausfälle von Anlagen oder Messgeräten

werden dokumentiert und vom Betreiber

kommentiert.

Die Übertragung der Emissionsdaten vom

Betreiber an die Aufsichtsbehörde erfolgte

über viele Jahre anlog über Modem-Verbindungen.

Aufgrund der Weiterentwicklung

auf dem Gebiet der Informationstechnik

waren auch im Rahmen der Emissionsdatenfernübertragung

Anpassungen notwendig,

die in der Einführung einer webbasierten

Datenübertragung mündeten.

2 Entwicklung der Emissionsdatenfernübertragung

2.1 Historischer Rückblick

Das Konzept der Emissionsdatenfernübertragung

ist nicht neu. Begonnen hat die

Emissionsdatenfernübertragung mit einem

Pilotprojekt beim Gewerbeaufsichtsamt

Osnabrück im Jahr 1988 [1]. Aufgrund

der positiven Erfahrungen des niedersächsischen

Projekts wurde das

Interesse an dieser Art der Datenübertragung

auch in anderen Bundesländern geweckt

[2]. Zur Erstellung eines einheitlichen

Rahmens veröffentlichte die Bund/

Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz

(LAI) im Jahr 1996 eine Beschreibung,

in der die Anforderungen für

EFÜ-Systeme festgelegt wurden. Dabei

handelt es sich um die erste Version der

bundeseinheitlichen Definition der

Schnittstelle für Emissionsfernüberwachungssysteme

[3]. Mit der Einführung

der Fernübertragung wurden mehrere Ziele

verfolgt. Zum einen sollte den Aufsichtsbehörden

ein direkter Zugang zu den emissionsrelevanten

Daten zur Verfügung gestellt

werden. Damit war eine kontinuierliche

Überwachung von Emissionswerten

möglich und insbesondere Überschreitungen

von Grenzwerten konnten schnell

übermittelt werden. Zum anderen ermöglichte

das System eine vereinfachte Jahresauswertung,

was sowohl den Behörden als

50


VGB PowerTech 12 l 2021

Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung

auch den Betreibern signifikante Effizienzgewinne

ermöglichte.

2.2 Rechtliche Grundlage

Die gesetzliche Grundlage zur Überwachung

der Emissionen mittels kontinuierlich

registrierender Messeinrichtungen ist

in § 29 Bundesimmissionsschutzgesetz

(BImSchG) [4] verankert. Hiernach ist die

zuständige Behörde berechtigt, kontinuierliche

Messungen anzuordnen. Hinzu

kommt § 31 BImSchG, durch den die Auskunftspflicht

des Betreibers geregelt wird.

Hier wird die zuständige Behörde ermächtigt,

„die Art der Übermittlung von Messergebnissen

vor[zu]schreiben“.

Entsprechende Verpflichtungen zur kontinuierlichen

Messung von Emissionen sind

zudem in der Technischen Anleitung zur

Reinhaltung der Luft (TA Luft) [5] sowie in

den 13. und 17. Bundesimmissionsschutzverordnungen

(BImSchV) [6] [7] enthalten.

In der 17. BImSchV vom 23. November

1990 [8] wurde im § 12 Abs. 2 zudem erstmals

in einer gesetzlichen Vorschrift auf

die Möglichkeit der Emissionsdatenfernübertragung

hingewiesen. Hier wurde der

zuständigen Behörde eingeräumt, „die telemetrische

Übermittlung der Messergebnisse“

vorschreiben zu können.

Trotz dieser gesetzlichen Grundlagen wurde

die Einführung der Emissionsdatenfernübertragung

kontrovers diskutiert. Gerade

betreiberseitig gab es hierbei rechtliche

Bedenken. Mit der Grundsatzentscheidung

des Bundesverwaltungsgerichtes aus dem

Jahr 1997 [9] konnte Klarheit darüber geschaffen

werden, dass „der Betreiber einer

Großfeuerungsanlage […] verpflichtet

werden [darf], der Überwachungsbehörde

die kontinuierlich aufzuzeichnenden Emissionsdaten

im Wege der Datenfernübertragung

zu übermitteln“. Dieses Urteil

konnte sinngemäß auch für Anlagen der

17. BImSchV sowie der TA Luft herangezogen

werden, sodass auch hier der Weg für

die Emissionsdatenfernübertragung geebnet

wurde.

2.3 Aufbau der

Emissionsdatenfernübertragung

In den Anfangsjahren erfolgte die Emissionsdatenfernübertragung

über analoge

Modem-Verbindungen. Für eine Kontaktaufnahme

sind dabei die Rufnummer sowie

der Identifikator maßgeblich zur Identifizierung

der Gegenseite. Für die Datenlieferung

ist zudem ein sogenannter

Staffelstab erforderlich. Dieser wird vor

der ersten Datenanlieferung vom Betreiber-System

(B-System) angefordert und

bei jeder Datenlieferung an das Behördensystem

(G-System) übergeben. Durch den

Staffelstab wird die Berechtigung des B-

Systems als Datenlieferant nachgewiesen.

Daher ist dieser zwingend erforderlich. Um

weitere Datenübertragungen zu ermöglichen,

gehört zu jeder Kommunikation die

Übergabe eines neuen Staffelstabes durch

das G-System. Für eine erfolgreiche Datenübertragung

sind eine Vielzahl von Wählverbindungen

zwischen Betreiber- und Behörden-System

notwendig. Dies bietet jedoch

Potenzial für diverse Fehlerquellen

bzw. für mögliche Verbindungsabbrüche.

Zudem kann bei einer Übertragung über

Modem lediglich eine Verbindung zwischen

einem Betreiber und der Behörde

aufgebaut werden. Während der Übertragung

ist die Leitung für andere Betreiber

besetzt und daher keine Übertragung möglich.

Ein Kommunikationsaustausch kann aus

drei verschiedenen Gründen angestoßen

werden. Neben der zyklischen Übertagung

von Daten, die mit dem Tageswechsel einhergeht,

und der spontanen Datenübertragung,

z.B. bei Grenzwertüberschreitungen,

kann die Behörde jederzeit Daten anfordern.

Eine Datenanforderung durch die

Behörde kann u.a. dann notwendig sein,

wenn die zyklische Übertagung nicht erfolgreich

war und daher keine Daten für

den vorangegangenen Tag übermittelt

wurden [10].

2.4 Weiterentwicklung der

Emissionsdatenfernübertragung

Obwohl der Einführung der Emissionsdatenfernübertragung

kontroverse Diskussionen

folgten, setze sich das System durch

und fand immer mehr Akzeptanz. Im Jahr

2005 wurde auf einer Sitzung des Arbeitskreises

„EFÜ-Schnittstelle“ über die Zukunft

der Fernübertragung diskutiert. Man

hatte erkannt, dass sich die Technik weiterentwickelt

hat und eine Übertragung von

Daten über Analogmodems nicht mehr

zeitgemäß ist. Noch im gleichen Jahr

brachte man daher diese Thematik in die

88. Sitzung des LAI-Unterausschusses

„Luftqualität/Wirkungsfragen/Verkehr“

ein. Dort wurde der Beschluss gefasst, sich

mit der Weiterführung der EFÜ zu modernen,

webbasierten Lösungen zu beschäftigen.

Dies war der Startschuss für das Bundesland

NRW, sich eingehend mit der Einführung

und Umsetzung einer solchen

Lösung zu beschäftigen und die Emissionsdatenfernübertragung

dem Stand der

Technik entsprechend weiterzuentwickeln.

In B i l d 1 werden die beiden Übertragungswege

– mit Telefonanschluss und mit

Internetanschluss – vergleichend gegenübergestellt.

Bei der Übertragung über ein

Modem ist, wie bereits beschrieben, kein

zeitgleicher Verbindungsaufbau mehrerer

B-Systeme möglich. Zudem ist eine parallele

Datenübermittlung durch das B-System

sowie eine Datenanforderung durch

das G-System nicht möglich. Diese Nachteile

sind mit der webbasierten Lösung

nicht länger gegeben. Ein weiterer Vorteil

der Internet-EFÜ besteht darin, dass für die

Einsicht der übermittelten Daten behördenseitig

ein Arbeitsplatz-PC mit Internet

Browser ausreichend ist. Über den Landesbetrieb

IT.NRW werden die eingehenden

Daten aus dem Internet in das geschützte

Landesverwaltungsnetz (Intranet) übertragen

und sind dort den Aufsichtsbehörden

zugänglich.

Die in B i l d 1 aufgezeigte Idee (hier als

„Gateway“ bezeichnet), die Daten aus dem

bestehenden, analogen System bei einer

Umstellung auf die Internet-EFÜ in das

webbasierte System zu migrieren und erneut

zu verarbeiten, wurde verworfen. Da

die Daten des bestehenden Systems sowohl

bei der Behörde als auch beim Betreiber

vorliegen, ist die Notwendigkeit dieser

Funktion nicht gegeben.

2.5 Einführung der Internet-EFÜ in

Nordrhein-Westfalen

2.5.1 Allgemeines

Die Überlegungen zum Thema „Internet-

EFÜ in NRW“ starteten im Auftrag des

Ministeriums für Umwelt und Naturschutz,

Landwirtschaft und Verbraucherschutz

des Landes Nordrhein-Westfalen

an das Landesamtumweltamt NRW, das

heutige Landesamt für Natur, Umwelt und

Verbraucherschutz NRW (LANUV NRW),

mit dem Ziel, die Übertragung über Modem

durch eine webbasierte Anwendung

abzulösen. Im Rahmen dieses Auftrages

sollte ein Konzept erarbeitet und durch Pilotinstallationen

im realen Betrieb getestet

werden. Zudem war eine Überarbeitung

bzw. Erweiterung der Schnittstellendefinition

notwendig, da hier bisher nur die

Übertragung über Modem beschrieben

wurde.

2.5.2 Aktualisierung der

Schnittstellendefinition

Zunächst wurden die Anforderungen für

die Nutzung der Internet-EFÜ in der

Schnittstellendefinition etabliert. Die fachlichen

Inhalte blieben unverändert, jedoch

erfolgte eine Erweiterung der physikalischen

Schnittstelle um das Internet. Dafür

mussten entsprechende Protokolle ergänzt

sowie die Sicherungsprozeduren angepasst

werden. Zu den Änderungen bei der

Nutzung der webbasierten Anwendung gehört

u. a. die Identifikation eines B-Systems

zur Datenübertragung. Eine feste öffentliche

IP-Adresse ersetzt die Telefonnummer

und ist wichtiger Bestandteil der

Identifikation. Zur Authentifizierung werden

zusätzlich Benutzername und Passwort

benötigt. Zudem muss das B-System

das durch das G-System bereitgestellte

Zertifikat akzeptieren. Die Übertragung eines

Staffelstabes ist hier nicht mehr notwendig.

2.5.3 Konzept der Internet-EFÜ in NRW

Ein wichtiger Gedanke für die Gestaltung

des Konzeptes in NRW ist, dass die Emissionsdaten

aller Betreiber zentral auf einem

über das Internet erreichbaren Server abgelegt,

im Anschluss in den geschützten

Bereich des Landesverwaltungsnetzes

übertragen und von dort aus den Aufsichts-

51


Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung VGB PowerTech 12 l 2021

Intranet NRW

Betreiber mit Internetanschluss

Zugriff auf EFÜ-Web über Arbeitsplatz-PC

mit Internet Browser

FTP-S

Internet

IT.NRW

Bez-

Reg.1

Client

Server

Transferdateien

Datenanforderung

Nachverarbeitungsdaten

Internet

FTP-S

Kommunikation

und Datenablageebene

Intranet

EFÜ-Web

Anwendung mit

Datenbank

Bez-

Reg. ...n

Bez-

Reg.2

Betreiber mit Telefonanschluss

Gateway

Telefonnetz

Bez-Reg.

1 bis ...n

EFÜ-G-System

Analog

Modem

Transferdateien

Datenanforderung

Analog

Modem

Bild 1. Vergleich zwischen analoger und webbasierter Emissionsdatenfernübertragung.

behörden zugänglich gemacht werden. Der

Vorteil dieser Überlegung besteht darin,

dass alle Betreiber in NRW ein gemeinsames

„Datenziel“ haben und so eine zentralisierte

Ablage der Daten gegeben ist. Dadurch

ist es möglich, die Datenspeicherung

und -sicherheit in eine Hand zu

geben. Bis dahin war jede Aufsichtsbehörde

in eigener Regie dafür verantwortlich,

entsprechende Maßnahmen zu ergreifen.

Zudem ist für die Auswertung durch die

Behörden kein zusätzlicher Rechner mit

Modemverbindung mehr notwendig, da

die Daten über einen Arbeitsplatzrechner

aus dem Landesverwaltungsnetz heraus

zugänglich sind. Neben den Verbesserungen

bei der Nutzung des Systems ergeben

sich auch technische Vorteile. So ist die

Datenübertragung zuverlässiger, da die

Vielzahl der Wählverbindungen wegfällt.

Darüber hinaus ist die Datenübertragung

mehrere Betreiber-Systeme zeitgleich

möglich.

2.5.4 Aufbau der Internet-EFÜ in NRW

Die Internet-EFÜ in NRW besteht aus einem

zweistufigen System. Ein wichtiger

Bestandteil ist dabei der Internet-Server.

Dieser Server dient der Entgegennahme

der Daten von den Betreiber-Systemen. Zudem

werden hier bei einer Datenanforderung

durch die Behörde die entsprechenden

Dateien, sogenannte Telegramme, bereitgestellt.

Anhand dieser Telegramme ist

eindeutig erkennbar, welche Daten der

Behörde zur Verfügung gestellt werden sollen.

Das B-System verbindet sich zyklisch

(im 5 Minuten-Intervall) mit dem Server

und erstellt basierend auf den Datenanforderungen

die entsprechenden Transferdateien

für die Behörde. Ein weiterer Bestandteil

ist der sogenannte Web-Server.

Dieser befindet sich im geschützten Bereich

des Landesverwaltungsnetzes und ist

auch nur aus diesem Netz heraus erreichbar.

Die Daten, die sich auf dem Internet-

Server befinden, werden regelmäßig in das

Landesverwaltungsnetz gespiegelt, dort

geprüft und in einer Datenbank archiviert.

Von hier aus sind die Daten für die Sachbearbeiter

der einzelnen Aufsichtsbehörden

entsprechend der festgelegten Berechtigungen

zugänglich.

Das LANUV NRW übernimmt hierbei die

Rolle des zentralen Ansprechpartners für

die Themen Übertragung, Auswertung und

Weiterentwicklung des Systems. Im Rahmen

dieser Rolle fallen dem LANUV lediglich

administrative Aufgaben zu. Die Nutzung,

Auswertung und Bewertung der eingehenden

Emissionsdaten liegen in der

Zuständigkeit der jeweiligen Aufsichtsbehörden.

Für die Nutzung der Internet-EFÜ muss betreiberseitig

sichergestellt sein, dass der

Auswerterechner über eine feste, öffentliche

IP-Adresse mit dem Internet verbunden

ist. Dies ist eine Grundvoraussetzung,

da die IP-Adresse (entsprechend der Telefonnummer

bei der Modemübertragung)

neben einem Benutzernamen und Passwort

Teil der Identifikation des Betreiber-

Systems ist. Eine IP-Adresse aus dem privaten

Adressbereich kann daher nicht verwendet

werden. Zudem müssen die Ports,

die für den Verbindungsaufbau mit dem

Internet-Server sowie die Datenübertragung

genutzt werden, betreiberseitig freigeschaltet

sein.

2.6 Aktueller Stand der Internet-EFÜ

in NRW

Nach Eröffnung der Möglichkeit, die Emissionsdaten

in NRW über das Internet zu

übertragen, konnte festgestellt werden,

dass das Interesse an der Nutzung dieser

Art der Datenübertragung betreiberseitig

hoch ist. Das LANUV NRW erreichten viele

Anfragen, die sich insbesondere mit den

Voraussetzungen sowie dem Ablauf einer

möglichen Umstellung beschäftigten. Insbesondere

bei den anfangs durchgeführten

Umstellungen auf die webbasierte Emissionsdatenfernübertagung

konnten wertvolle

Erfahrungen gesammelt werden. So hat

sich z.B. gezeigt, dass das Freischalten der

für den Verbindungsaufbau und die Datenübertragung

genutzten Ports eine häufige

Ursache für Verbindungsprobleme darstellt.

Auch bei dem Übertragungszeit-

52


VGB PowerTech 12 l 2021

Internetbasierte Emissionsdatenfernübertragung

punkt der zyklischen Übertragung hat sich

an einigen Stellen die Notwendigkeit einer

nachträglichen Anpassung ergeben, da

hier, entgegen den Anforderungen der

Schnittstellendefinition, ein Zeitpunkt vor

Mitternacht gewählt wurde. Mittlerweile

wurde über der Hälfte der Betreiber in

NRW ein Zugang für die Nutzung der Internet-EFÜ

zur Verfügung gestellt. Nach dem

Erreichen eines stabilen Systems, das zuverlässig

die Emissionsdaten verschiedenster

Betreiber entgegennehmen und abspeichern

kann, sollen in einem nächsten

Schritt die Auswertemöglichkeiten für

die Aufsichtsbehörden weiterentwickelt

werden.

3 Zusammenfassung

Mit der Emissionsdatenfernübertragung

wurde ein System eingeführt, mit dem die

Emissionsdaten potenziell luftverunreinigender

Anlagen einfach und schnell übertragen

und überwacht werden können.

Nachdem sich die analoge Übertragung

über Modem viele Jahre bewährt hat, war

aufgrund der technischen Weiterentwicklungen

der Wechsel zu einer moderneren

Übertragung notwendig. Mit der Überarbeitung

der Schnittstellendefinition für

Emissionsdatenfernübertragungssysteme

wurde eine wichtige Voraussetzung für die

Einführung einer webbasierten Anwendung

geschaffen. Die Einführung dieser

webbasierten Anwendung ist in NRW mittlerweile

abgeschlossen und befindet sich

im laufenden Betrieb, so dass die Übertragung

von Emissionsdaten über das Internet

zuverlässig sichergestellt werden kann.

Zukünftig ist die Weiterentwicklung der

Auswertemöglichkeiten für die Aufsichtsbehörden

geplant.

Die Ausführungen in diesem Text geben die

persönliche Meinung der Autorin wieder.

4 Literaturverzeichnis

[1] K. Kalkowski, J. Fellensiek, H. Büther.

Emissionsfernüberwachung aus Sicht einer

staatlichen Überwachungsbehörde. WLB

Wasser, Luft und Boden. Ausgabe 1 1999,

S. 44-48.

[2] Emissionsfernüberwachung in Niedersachsen,

Hrsg.: Niedersächsisches Umweltministerium,

1993.

[3] Emissionsfernüberwachungssysteme – Bundeseinheitliche

Definition der Schnittstelle,

Version 1 vom 07. März 1996, zuletzt geändert

am 19.10.1999/23.05.2000.

[4] BImSchG: Bundes-Immissionsschutzgesetz

in der Fassung der Bekanntmachung vom

17. März 2013 (BGBl. I S. 1274), zuletzt geändert

durch Art. 1 G vom 08. April 2019

(BGBl. I S. 432).

[5] TA Luft: Technische Anleitung zur Reinhaltung

der Luft vom 24. Juli 2002 (GMBl.

S. 511).

[6] 13. BImSchV: Verordnung über Großfeuerungs-,

Gasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen

vom 02. Mai 2013 (BGBl. I S.

1021, 1023, ber. S. 3754), zuletzt geändert

durch VO vom 19. Dezember 2017 (BGBl. I

S. 4007).

[7] 17. BImSchV: Verordnung über die Verbrennung

und die Mitverbrennung von Abfällen

vom 02. Mai 2013 (BGBl. I S. 1021, 1044,

ber. S. 3754).

[8] 17. BImSchV: Verordnung über Verbrennungsanlagen

für Abfälle und ähnliche

brennbare Stoffe vom 23. November 1990

(BGBl. I S. 2545, 2832).

[9] BVerwG 7 C 47,95 vom 13. Februar 1997.

[10] Emissionsfernübertragung – Schnittstellendefinition,

Überarbeitete Fassung des Beschlusses

des LAI vom 28. September

2005, Stand April 2017. l

VGB-Standard

Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen

(Aktualisierung der Ausgabe 2019-07, vormals VGB-R 540)

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

DIN A4, Print/eBook, 226 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.

Der vorliegende Standard soll für Besteller und Lieferer ein Leitfaden für den Liefer- und Leistungsumfang

bei Einspritzungen sein. Eine vollständige oder auszugsweise Anwendung muss zwischen

Besteller und Lieferer vereinbart werden.

Dieser Standard gilt für die Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen.

Zu Einspritzarmaturen bzw. Einspritzanlagen gehören neben der eigentlichen Armatur und Rohrleitung

auch die zugehörigen Mess-, Steuer-, Regel- und Stelleinrichtungen für eine einwandfreie funktionierende

Einspritzung.

Sofern Heizflächen einer Einspritzung nachgeschaltet sind und die Temperaturmessung für die geregelte

Dampftemperatur hinter der Heizfläche angeordnet ist (z. B. Kesselanlagen) sind über diesen

Standard hinaus gesonderte Vereinbarungen zu treffen (siehe hierzu VDI/VDE 3503 – Dampftemperaturregelung

bei Dampferzeugern).

Der Standard kann auch in Ferndampfnetzen und thermischen Verwertungsanlagen verwendet werden.

In Kernkraftwerken und chemischen Anlagen sind gegebenenfalls zusätzliche Anforderungen zu berücksichtigen.

Gegenüber der früheren Ausgabe wurde u. a. folgendes geändert:

– Konstruktion des Hemdes

– Nomogramm zur Ermittlung des Abstandes der Temperaturmessstellen

– Ergänzung der Berechnung des Abstandes der Temperaturmessstellen

VGB-Standard

Dampfkühlung in

Wärmekraftanlagen

Korrigendum der Ausgabe 2019-07

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

* 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

53


Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform VGB PowerTech 12 l 2021

Erfolgreiches Asset Management

beginnt mit einer guten

Kollaborationsplattform

Ann-Kathrin Sommer

Abstract

Effective asset management starts with a

common data environment

The first thing that comes to mind when we hear

the word „digitalisation“ is technology. However,

technology is only the vehicle for digitalisation

and optimisation of processes. What challenges

does the energy sector face in asset management

and what goals can be derived from

this? A digital collaboration platform (CDE)

can support the fulfilment of those goals and the

digitalisation ofprocesses. The two core elements

of a CDE are cross-departmental and

cross-company collaboration as well as data

management over the entire lifecycle of an asset.

The following article looks at both the functionality

and the benefits of such a platform.

Finally, the success factors for implementation

are discussed.

l

Ohne Strom würde die digitale Gesellschaft

zum Stillstand kommen. Das Internet der

Dinge (IoT), intelligente Sensoren oder Big-

Data-Analysen – all diese modernen Konzepte,

die wir für selbstverständlich halten, würden

nicht funktionieren. Um eine stabile

Energieversorgung zu gewährleisten, ist es

entscheidend, dass die Energiewirtschaft das

Stromnetz jederzeit funktionsfähig hält. Dieses

vernetzte System versorgt uns von zahlreichen

Standorten aus mit Energie aus unterschiedlichen

Quellen. Ein komplexer Vorgang.

Eine zuverlässige Energieversorgung erfordert

sowohl den Bau neuer Kraftwerke als

auch den effizienten Betrieb, die Wartung

und die Modernisierung der bestehenden

Anlagen. Komplexe Megaprojekte, deren

Bauphase sich über viele Jahre erstreckt,

erfordern eine optimale Zusammenarbeit

zwischen zahlreichen Partnern und die

Verwaltung unzähliger Dokumente und

Versionen. Immer mehr Bauprojekte müssen

parallel gemanagt werden. Hier kommt

ein Common Data Environment, kurz CDE,

ins Spiel. (B i l d 1 )

Dreieck aus Kosten, Zeit und

Qualität

Der Erfolg eines Bauprojekts beruht auf

dem Dreieck von Kosten, Zeit und Qualität.

Mit den vorhandenen Tools ist dieses Dreieck

unausgewogen. Die derzeitigen Datenmanagement-Tools

in der Bauindustrie sind

meist Insellösungen und daher unzureichend,

um die Komplexität von Megaprojekten

zu bewältigen. Einige der Gründe

dafür sind, dass die verschiedenen Disziplinen

zunächst in Silos arbeiten, was sich

negativ auf die Qualität der Ergebnisse

auswirkt. Außerdem können die vorhandenen

Tools Verträge und die darin enthaltenen

Fristen sowie Regeln für Nachträge

und andere Ereignisse nicht aktiv verwalten.

So werden Risiken oft zu spät erkannt,

auch weil externen Teilnehmern aufgrund

von Sicherheitsanforderungen der Zugang

zu Daten und Prozessen verwehrt ist. Und

schließlich stehen Daten aus der Bauphase

in der Betriebs- und Wartungsphase einer

Anlage nicht zur Verfügung - von einer

As-built-Dokumentation auf Knopfdruck

ganz zu schweigen. Warum also nicht Zeit

und Kosten sparen und gleichzeitig eine

hohe Qualität für die Zukunft erreichen

und über den Einsatz einer gemeinsamen

Datenumgebung in Form eines CDE nachdenken?

Ein Kinderspiel?

In der heutigen Zeit mit fortschrittlichen

und zuverlässigen IT- und Cloud-Lösungen

ist die Arbeit auf einer digitalen Plattform

wie einem CDE ein Kinderspiel. Der Bau

von Megaprojekten ist heutzutage hochkomplex

und erfordert eine genaue Zusammenarbeit

zwischen zahlreichen Projektbeteiligten

über alle Baudisziplinen

hinweg. Alle Beteiligten müssen in den drei

Bauphasen – Planung, Ausführung sowie

Studie

Technisches

Design

Genehmigungen

& Detail Design

Bau &

Inbetriebnahme

Projektabschluss

Betrieb &

Instandhaltung

Autorin

Ann-Kathrin Sommer

Thinkproject logo

Strategic Account Manager - Energy Industry

thinkproject Group

München, Deutschland

1. Multiprojektmanagement

2. Stakeholder Management

3. Effiziente Abwicklung

4. Dokumentation & Qualitätssicherung

5. Übergabe an den Betrieb

6. Kostencontrolling & Vertragsmanagement

Bild 1. Das Eisbergmodell beim Projektmanagement.

Informationsmanagement

54


VGB PowerTech 12 l 2021

Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform

Betrieb & Instandhaltung – Zugang zu relevanten

Daten haben.

Ein CDE stellt allen Beteiligten relevante,

konsistente und kontextbezogene Daten

zur Verfügung, die über Workflows die

richtigen Personen zur richtigen Zeit einbeziehen.

Die Aufgaben von Disziplinen

wie Projektmanagement, BIM-Management,

Vertragsmanagement sowie Betrieb

& Instandhaltung werden sinnvoll miteinander

verknüpft. Dies ermöglicht einen

ganzheitlichen Managementansatz für den

gesamten Lebenszyklus einer Anlage. Ein

CDE wird so zu Ihrem Wettbewerbs- und

Effizienzvorteil.

Intelligenz

Die Intelligenz eines CDE führt die verschiedenen

Leistungen (z.B. Verträge,

Nachträge, Genehmigungen, Pläne, Modelle)

zusammen und sorgt dafür, dass die

richtigen Daten zur richtigen Zeit für die

richtige Person verfügbar sind. Wenn Sie

ein CDE einführen, müssen Sie mit der

wichtigsten Frage beginnen: Welche Daten

benötigen Sie in der Betriebsphase, die Sie

in der Planungs- und Bauphase bereits

strukturieren und planen können?

Ein CDE kann alle relevanten Informationen

aus verschiedenen Perspektiven im

Bauprozess zusammenführen. Nehmen

wir an, es gibt eine Änderung in einem Teilmodell,

die zu einer Vertragsanpassung

und möglicherweise zu einem Schaden

führen kann. Die Änderung des Modells

wird von Experten aus dem BIM-Management

vorgenommen. Dies wird automatisch

im CDE registriert. Die finanziellen

Auswirkungen, in diesem Fall ein Nachtrag,

werden im Vertragsmanagement verarbeitet,

der wiederum auch im CDE als

“Single Source of Truth” verfügbar ist.

Verbessern Sie die Übergabe

Mit einer Asset Management Software können

Sie eine Anlagendatenbank einrichten,

die eine vordefinierte hierarchische Anlagenstruktur

für das CDE bereitstellt. Diese

Struktur ist der Ausgangspunkt für alle eingehenden

Planungsdokumente, die mit

dem richtigen Teil in der Anlagenstruktur

verknüpft werden. So arbeitet das Projektteam

bereits in der Planungsphase in die

notwendige Struktur für die Betriebsphase

ein. Sobald die Bauphase abgeschlossen

ist, stehen die Informationen für den Betrieb

und die Wartung auf Knopfdruck zur

Verfügung. (B i l d 2 )

Funktionalität eines CDE

Die Bedeutung eines CDE für die Energiebranche

beruht auf der Tatsache, dass

es bei Großprojekten in dieser Branche vor

allem um drei Ziele geht: Datensicherheit,

Beherrschung der Komplexität und Dokumentation.

Sicherheit gewährleisten Komplexität managen Durchgängige Dokumentation

Umfangreiches Rollen- und

Rechtekonzept zum Schutz von

vertraulichen Informationen

Proaktives Risikomanagement

ISO-zertifiziertes Rechenzentrum

1

Bei der Datensicherheit geht es vor allem

um den Schutz vertraulicher Informationen.

Das umfassende Rollen- und Rechtekonzept

eines CDE hilft dabei dies zu erreichen.

Darüber hinaus wird ein proaktives

Risikomanagement mit umfangreichen

Berichtsfunktionen bereitgestellt. Schließlich

sollte ein CDE in einer ISO-zertifizierten

Cloud-Umgebung gehostet werden.

Die Beherrschung der Komplexität stützt

sich im Wesentlichen auf das Konzept der

“Single Source of Truth”. Ein CDE bindet

externe Parteien problemlos ein und versorgt

sie je nach ihren Berechtigungen mit

relevanten und zulässigen Informationen.

Darüber hinaus bietet ein CDE mehrstufige

Workflows für Genehmigungen sowie die

Versionierung und Revisionierung von Dokumenten.

Eine Standardisierung kann

unter anderem durch die Implementierung

von Bezeichnungsstandards (wie KKS oder

RDS-PP) erreicht werden. Schließlich wird

die Entscheidungsfindung durch die kontextbezogene

Darstellung der Daten vereinfacht.

Für kritische Infrastrukturen wie Kraftwerke

ist die Dokumentation von entscheidender

Bedeutung. Ein CDE ermöglicht eine

revisionssichere Archivierung der Daten

sowie die Nachvollziehbarkeit von Entscheidungen

durch Historisierung aller

Vorgänge. Die Dateneingabe erfolgt über

Formulare (auch auf mobilen Geräten vor

Ort), die die Eingaben strukturieren und

nur Informationen abfragen, die für die zukünftige

Dokumentation relevant sind.

Schnittstellen ermöglichen schließlich

eine nahtlose Übergabe der Daten und Dokumente

an Systeme, die für Betrieb und

Instandhaltung genutzt werden.

Existenz, Qualität und Konsistenz

der Daten

Die Arbeit mit einem CDE in der Cloud ist

ein idealer Weg, um den Dreiklang aus Datenexistenz,

Datenqualität und Datenkonsistenz

zu erfüllen. Zuerst einmal müssen

relevante Daten überhaupt erfasst werden,

also existieren. Im nächsten Schritt sollten

Single Source of Truth

Abbildung von Standards

(z.B. RDS-PP)

Verlinkung von Daten für Kontext

Einbindung Externer

Mehrstufige Workflows für

Freigaben

Versionierung von Dokumenten

Metadaten zur vereinfachten Suche

Historisierung von Vorgängen zur

Nachvollziehbarkeit der

Entscheidungen

Schnittstellen zur Datenübertragung in

Betriebs- und Instandhaltungssysteme

Pflichtfelder und formularbasierter

Ansatz

Mobile Anwendungen für die

Datenaufnahme vor Ort

Datenexistenz 2 Datenexistenz 3 Datenkonsistenz

Bild 2. Die Rolle des Common data Environment.

diese Daten von hoher Qualität sein, damit

sie einen Mehrwert im Prozess bieten. Und

idealerweise sind diese Daten über alle

Phasen eines Bauprojekts bis hin zum Betrieb

konsistent - also nicht widersprüchlich

– sodass alle Parteien den gleichen Informationsstand

haben. Das ist die Rolle

des CDE.

Die Existenz von Daten ist eine Tatsache.

Asset Owner erstellen und nutzen die Daten

von der Planungs- und Bauphase eines

Projekts bis hin zu Betrieb und Instandhaltung.

Diese Daten bieten Einblicke in die

Struktur eines Kraftwerks und können bis

auf die Ebene der Anlagen und Komponenten

heruntergebrochen werden. Der einfache

Zugang und die Verwaltung dieser Projektdaten

führt zu einer höheren Planungsqualität

und weniger unvorhergesehenen

Kosten.

Eine hohe Datenqualität sorgt dafür, dass

Fehler in einem Projekt früher erkannt

werden, und sie verbessert die Kommunikation

zwischen den Beteiligten verschiedener

Disziplinen. Alle sprechen die gleiche

Sprache. Achten Sie darauf, Dokumente

und Daten zu konsolidieren und sie

mit den Anlagen des Bauprojekts zu verknüpfen.

Die Datenkonsistenz garantiert eine “Single

Source of Truth”. Dies ist die Königsdisziplin

einer CDE. Alle arbeiten mit der gleichen

Version eines Dokuments oder eines

Datensatzes. Neben der Anlagenhierarchie

kann ein CDE auch die Eingabe und den

Zugriff auf Informationen durch Vorlagen

und vordefinierte Prozesse standardisieren.

Es stehen Schnittstellen zur Verfügung,

um Daten in andere (Dritt-)Systeme

zu integrieren.

Ziehen Sie ein CDE in Betracht?

Wenn Sie die Einführung eines CDE in Erwägung

ziehen, sollten Sie sich darüber im

Klaren sein, dass Sie kein Produkt, sondern

eine Lösung kaufen. Diese Cloud-Technologie

ist ein Mittel zur Digitalisierung Ihrer

Prozesse. Zunächst müssen Sie also die Ärmel

hochkrempeln und gemeinsam (mit

55


Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform VGB PowerTech 12 l 2021

Strategie

...folgt Kundenwünschen

Prozess

...folgt Strategie

IT

...aktiviert

Prozesse

Struktur

...folgt

Prozessen

Bild 3. Digitalisierung & organisatorischer Wandel. Technologie nur als Vehikel zur Umsetzung

von Prozessen.

Veränderungen

einführen und

aufrechterhalten

Gesamte Organisation

einbinden und

aktivieren

Klima für Wandel

schaffen

Stufe 8: Neue Ansätze in der Kultur verankern

Stufe 7: Erfolge konsolidieren, weitere Veränderungen einführen

Stufe 6: Schnell Erfolge erzielen

Stufe 5: Mitarbeiter befähigen und Hindernisse beseitigen

Stufe 4: Die Vision des Wandels kommunizieren

Stufe 3: Eine Vision und Strategie des Wandels entwickeln

Stufe 2: Eine Führungskoalition aufbauen

Stufe 1: Ein Gefühl der Dringlichkeit erzeugen

Bild 4. Change Management in der Praxis.

Ihren Partnern) die Abteilungen Ihrer Organisation

überprüfen und die Prozesse

und Rollen der Mitarbeiter in Ihrem Unternehmen

betrachten. Wenn Ihre Organisation

noch mit der Silo-Denke arbeitet, ist der

Weg der Implementierung länger als bei

einer Organisation, die schon abteilungsübergreifend

Prozesse umgesetzt hat.

Sie sollten sich die vorhandenen Systeme

und die Datenflüsse ansehen, die Sie beim

der Ausführung Ihrer Prozesse unterstützen.

Die große Frage ist dann, wie Sie Ihre

Prozesse digitalisieren und verbessern können,

um den Datenfluss zu optimieren und

Datenlücken sowie Doppeleingaben zu

vermeiden. (B i l d 3 )

Systemeinführung

Hat Ihr Unternehmen bereits beschlossen,

das Informationsmanagement in die Cloud

zu verlagern und ein CDE zu implementieren?

Dann ist es unerlässlich, dass Sie die

Einführung mit einem soliden Change Management

Prozess begleiten. Ein Erfolgsfaktor

ist, dass die Mitarbeiter verstehen,

welche Vorteile ein CDE für die Organisation

und für sie selbst mit sich bringt. Zudem

ist es wichtig, ein Team zu ernennen, das

die Implementierung leitet und sicherstellt,

dass alle am Ball bleiben und das

CDE aktiv genutzt wird. (B i l d 4 )

Zusammenfassung

Die Verwaltung von Anlagen in allen Phasen

ihres Lebenszyklus – vom Planen, zum

Bauen bis hin zu Betrieb & Instandhaltung

– kann äußerst komplex sein. Eine digitale

Kollaborationsplattform hilft, diese Komplexität

zu bewältigen und ermöglicht es

allen Beteiligten optimal zu arbeiten, ohne

diese Komplexität zu spüren. Mitarbeiter

verschiedener Fachdisziplinen und unterschiedlicher

Hierarchieebenen haben nur

Zugriff auf die für sie relevanten Informationen.

Das führt letztendlich auch dazu,

dass das Dreieck aus Kosten, Zeit und Qualität

ausgeglichen ist. Bevor Sie jedoch eine

gemeinsame Datenumgebung einführen,

sollten Sie die Arbeitsprozesse Ihres Unternehmens

analysieren und bei Bedarf überarbeiten

und die Mitarbeiter auf dem Weg

aktiv mitnehmen. l

VGB-Standard

Auslegung, Prüfung und Montage

von Durchflussmessstrecken mit Drosselgeräten

(vormals VGB-R 123 C/2.4)

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

DIN A4, Print/eBook, 30 S., Preis für VGB-Mit glie der € 90.–, Nicht mit glie der € 135,–, + Ver sand und USt.

Der VGB-Standard VGB-S-150-24 „Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken mit

Drosselgeräten“ wurde durch ein Team der VGB-Fachgruppe „Abnahmetests und Kontrolluntersuchen“

bearbeitet. Er basiert auf der vormaligen gleichnamigen VGB-Richtlinie VGB-R 123 C/2.4, die in

den 1980er Jahren durch den VGB-Arbeitskreis „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“ erstellt wurde.

Dem Wesen nach ist der vorliegende VGB-Standard eine Empfehlung. Inhaltlicher Schwerpunkt

dieser Empfehlung sind praktische Hinweise, welche die Anwendung der Norm DIN EN ISO 5167 erleichtern

(Näheres dazu in der Einleitung).

Der vorliegende VGB-Standard ist Teil der Reihe VGB-S-150 „VGB-Empfehlungen für Abnahme- und

Kontrolluntersuchungen“. Diese löst den Band VGB-R 123 I.2 „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“

aus der Sammlung von VGB-Richtlinien und VGB-Empfehlungen für die Leittechnik schrittweise

VGB-Standard

Auslegung, Prüfung

und Montage von

Durchflussmessstrecken

mit Drosselgeräten

(vormals VGB-R 123 C/2.4)

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

ab. Dazu werden in dem frei verfügbaren VGB-S150-20 „Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests und Kontrolluntersuchungen“

nähere Erläuterungen gegeben (kostenloser Download im VGB-Webshop).

Zusätzlich werden messtechnische Themen in den VGB-Standards der Reihe VGB-S-170-40 „Auslegungsstandards für die Feldtechnik“

(VGB-S-170-41, VGB-S-170-R-42, VGB-S-170-43) behandelt. Für die Bewertung von Messunsicherheiten kann der VGB-Standard

VGB-S-020 „Bestimmung der Messunsicherheit bei Abnahme- und Kontrollmessungen“ herangezogen werden.

56


VGB PowerTech 12 l 2021

Omnivise Analytics – Mehrwert durch Bündelung von Technologie und Wissen

Omnivise Analytics

Siemens Energy Analytics Service –

Mehrwert durch Bündelung von

Technologie und Wissen

Stefan Lichtenberger

Abstract

Omnivise Analytics. Siemens Energy

Analytics Service - added value through

bundling technology and knowledge

The management of power plants has evolved

over the past hundred years or so, picking up on

technical innovations and trends of the time. At

the same time, e.g. the liberalisation of markets

and the installation of renewable energy producers

have greatly changed the business

framework of power plants. Despite the resulting

need for cost reductions, the goal of operations

management has remained the same: to

continuously increase the availability and reliability

of power plants.

l

Die Betriebsführung von Kraftwerken hat

sich seit etwa hundert Jahren weiterentwickelt,

indem technische Neuerungen und

Trends der Zeit aufgegriffen wurden.

Gleichzeitig haben z.B. die Liberalisierung

der Märkte und die Installation erneuerbarer

Energieerzeuger die geschäftlichen

Rahmen der Kraftwerke stark verändert.

Trotz der sich daraus ergebenden Notwendigkeit

von Kostensenkungen blieb das Ziel

der Betriebsführung das Gleiche: die Verfügbarkeit

und Zuverlässigkeit von Kraftwerken

kontinuierlich zu erhöhen. Das

lässt sich gut anhand von zwei Dimensionen

darstellen:

––

Verbesserungen in der Fehlererkennung

––

Fortentwicklung von Betriebsführung,

insbesondere der Instandhaltungsstrategien

Die Fehlererkennung durch Schwingungsanalyse

wurde im Lauf der 1930er Jahre

eingeführt, insbesondere zum Schutz der

Turbinen, aber auch anderer großer Antriebe

and rotierender Aggregate. Dem

folgte u.a. die Schmierölanalyse in den

1960er Jahren. Mit der Einführung von digitalen

Prozessleitsystemen in den 1990er

Jahren konnten dank der jetzt verfügbaren

maschinell verarbeitbaren Daten im neuen

Jahrtausend eine Vielzahl von datengetriebenen

Systemen entwickelt werden. Die

Visionen und theoretischen Grundlagen

der fünfziger Jahre bezüglich maschinellen

Lernens und physikalischer Modellierung

von Kraftwerken konnten nun realisiert

werden.

Parallel dazu entwickelten sich Instandhaltungsstrategien

weiter. Erst mit der Einführung

von Systemen zur Fehlerfrüherkennung

konnten ausgehend von einer schadensabhängigen

und vorbeugenden, zunehmend

zustandsorientierte Instandhaltungsstrategien

eingeführt werden. So

konnte z.B. mit Hilfe der Schwingungsanalyse

diese Art der Instandhaltungsstrategie

schon sehr früh umgesetzt werden.

(Bild 1)

Erweiterte Möglichkeiten der Zustandserkennung

führten zu einer Integration mit

Instandhaltungssystemen und einer Unterstützung

unterschiedlicher Strategien zur

Instandhaltung auf der Komponentenebene.

Mit der Integration der Rundenläufer

und der Schichtorganisation entstanden

Betriebsführungssysteme, die all diese

Funktionen abdeckten. Die neuen datengetriebenen

Analysemöglichkeiten erlaubten

bald eine sehr viel höhere, wirtschaftlich

sinnvollere Abdeckung der zustandsorientierten

Instandhaltung.

Damit war die Notwendigkeit gegeben dem

Personal Mittel an die Hand zu geben, die

Seit 2000er:

Autor

Stefan Lichtenberger

Technischer Portfolio Manager

Siemens Energy

Erlangen, Deutschland

Seit 1930er:

Technische

Innovation

Fähigkeit, Fehler

vorherzusagen

Evolution der

Instandhaltungs-

Strategien

Seit 1960er:

Schwingungsanalyse

Schmierölanalyse

Betriebsführung der nächsten Generation...

Tool-gestützter

Übergang zur

Zuverlässigkeitsorientierten

Instandhaltung

/ Risikobasierten

Inspektion

Funktionen der

lnstandhaltungs-

Planung &

Integration

mit lnstandhaltungssystemen

Diagnostische Dienste

FMEA

(Ausfallauswirkungsanalyse)-basierte

Betriebsmittel Modelle

(mit integrierter

Domänen-Erfahrung)

Integration von

Kunden - Daten &

Überwachungssystemen

Bild 1. Die nächste Generation von Betriebsführung nutzt Digitalisierung, um alle Daten und

Erfahrungen auszuschöpfen.

57


Omnivise Analytics – Mehrwert durch Bündelung von Technologie und Wissen VGB PowerTech 12 l 2021

Verbesserung

Performance

Vermeidung von

Ausfallzeiten

Erhalt der

Leistungsfähigkeit

der Betriebsmittel

Reduzierung

betrieblicher

Ausgaben

Hauptziele des Betriebs

Vermeidung

unnötiger

Betriebsführungsaufgaben

Vielzahl an neuen Alarmen schneller und

zielgerichteter analysieren zu können.

Dazu wurde die Auswirkungsanalyse oder

auch Fehlermöglichkeits- und Einflussanalyse

(FMEA: Failure Mode and Effect Analysis)

eingeführt. Diese Möglichkeiten die

Ursachenanalyse systematisch zu beschleunigen

wurde sehr häufig im Service

genutzt, wo viele gleiche oder ähnliche

Systeme analysiert werden konnten.

Dies ändert sich gerade. Erste Betriebsführungssysteme

erlauben mittlerweile, Auswirkungsanalysen

zu betreiben und dabei

nicht nur eigene Erfahrungen zu dokumentieren,

sondern auch fertig nutzbare Auswirkungsanalysen,

so genannte Betriebsmittel-

oder Komponentenmodelle, zu importieren.

Die Betriebsmittelmodelle von

Siemens Energy beinhalten zu jeder Fehlerart

auch deren Erkennung aus üblichen

Signalen der Prozessleittechnik oder aus

Daten, die die Rundenläufer erheben. Die

Integration von Analysesystemen mit Instandhaltungssystemen

erlaubt eine weitere

Automatisierung der Ursachenanalyse

ausgehend von der Fehlererkennung

und damit der Betriebsführung von Kraftwerken.

„Es ist nicht eine Frage ob,

sondern wann - jedes

Betriebsmittel wird

irgendwann ausfallen.

Wichtig ist, dem

zuvorzukommen.“

Bild 2. Ziel einer proaktiven Instandzuhaltung ist es, die Performance zu verbessern und

gleichzeitig die Betriebskosten zu senken.

Die Erfahrung erster Einsätze zeigt auf, wie

diese Automatismen genutzt werden können,

um Kosten zu senken und die Leistungsfähigkeit

zu erhalten oder sogar zu

erhöhen.

Viele Kraftwerke wurden in Zeiten gebaut,

in denen Gas- und Dampfkraftwerke sowie

Braunkohlekraftwerke noch Grundlast

fuhren. Heute erfordert der Markt Lastfolgebetrieb

oder die Unterstützung der Regelreserve

mit erhöhten Anforderungen an

Komponenten und Aggregate. Viele Kunden

berichten von Hilfssystemen und Nebenanlagen,

die die Zuverlässigkeit ihrer

Kraftwerke mittlerweile einschränken und

nicht mehr nur die Hauptkomponenten

Turbinen und Generatoren. In einer Gasund

Dampfanlage zählen über 500 Betriebsmittel

zu den kritischen Komponenten,

deren Ausfall zu einer Reduktion der

Kapazität oder gar zu einem unerwarteten

Stillstand führen können. Die lückenlose

Überwachung dieser kritischen Komponenten

ist die Voraussetzung für den Erhalt

der Leistungsfähigkeit der Betriebsmittel

und damit einer hohen Zuverlässigkeit des

Kraftwerkes. Die reduzierten Betriebs- und

Instandhaltungsteams in den Kraftwerken

oder den Flottenzentren erlauben vielerorts

kaum diese Abdeckung. Diese kann

aber über Komponenten Modelle soweit

abgedeckt werden, dass das Ausnahmeprinzip

wirken kann. Die Instandhaltung

wird informiert, wenn sich ein potenzieller

Fehler anbahnt und bekommt zusätzlich

dessen vermutliche Ursache aufgezeigt

und daraus abgeleitet eine Maßnahmenempfehlung,

um die Fehlereintrittswahrscheinlichkeit

zu reduzieren oder zu verhindern.

So führt eine frühzeitige Erkennung von

sich anbahnenden Fehlern dann zu einer

Reduzierung von Ausfallzeiten, wenn alle

notwendigen Maßnahmen rechtzeitig eingeleitet

werden können, so dass deren

Durchführung den Betrieb nicht stören.

Dazu gehören neben den notwendigen

Freigaben und Arbeitsplanung z.B. auch

die Anpassung der Einsatzplanung und das

Bereitstellen von qualifiziertem Personal

und Ersatzteilen. Komponenten Modelle

sollten daher nicht nur die Fehlerursache

und Auswirkung aufzeigen, sondern auch,

wieviel Zeit noch bis zum wahrscheinlichen

Eintreten des funktionellen Fehlers

bleibt. (B i l d 2 )

Beides, Ursachenanalyse und die verbleibende

sinnvolle Laufzeit, erfordern viel

Erfahrung aus dem Betrieb von Kraftwerken.

Datengetriebene Systeme bauen dagegen

auf verfügbare Daten aus Fehlern auf,

aber viele Fehler wiederholen sich selten.

Bei Siemens Energy haben wir die Erfahrung

aus der Entwicklung von u.a. Gasund

Dampfturbinen, Generatoren sowie

der System Entwicklung, des Anlagenbaus,

als auch der Service Einheiten unserer Turbinen,

Generatoren und des Personals der

Kraftwerke, die Siemens Energy selbst betreibt,

in eine Komponentenmodell-Bibliothek

eingepflegt. Daraus wurden Fehlermodelle

für über 1.400 Aggregate und Betriebsmittel

entwickelt und über 6.000

zugeordnete Fehlerarten. Zur Fehleranalyse

stehen dabei eine große Auswahl an

Entwicklung digitaler Zwilling

Kundensystem

Prozess, Betrieb,

Engineering,

Design Wissen

Physikalische Modelle

KI Modelle

Data Science

Zuverlässigkeits

Digital Twin

Anlagen

spezifisches

Wissen

Digital Twin

System

performance

Management &

Optimierung

Federated Data Lake

Data Lake / ETL

Zeitreihendaten

Ereignisse

Video

Ton

Instandhaltung

etc.

Betriebsbereiche

Assetdaten

Asset Hierarchien

Instrumentierungsdiagram

etc.

Zuverlässigkeitsbereich

FMEA

etc.

Zeitreihendaten

Ereignisse