Genehmigung der Niederschrift über das wesentliche Ergebnis der Sitzung der Kommission Rheinisches Revier am 24.01.2025

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Sitzungsvorlage Kommission 
Rheinisches Revier 
- öffentlich - 
KRhR 5/2025 
Dezernat 
Regionalplanung, 
Braunkohlenplanung, 
Geschäftsstelle 
Ansprechperson Frau Eva Kuhl 
Telefon  
BEZIRKSREGIERUNG 
Köln 
 
 
Datum 02.10.2025 
 
Beratungsfolge Termin TOP Beratungsaktion 
Kommission Rheinisches Revier 31.10.2025 3. beschließend 
 
TOP: 
Genehmigung der Niederschrift über das wesentliche Ergebnis der Sitzung der Kommission 
Rheinisches Revier am 24.01.2025 
 
Beschlussvorschlag: 
Die Kommission Rheinisches Revier genehmigt die Niederschrift der 10. Sitzung. 
 
 
Erläuterungen: 
 
 
Anlage(n): 
1. Anl. zu TOP 3_Niederschrift_K.RhR 24.01.2025_final_komplett

Niederschrift 
über das wesentliche Ergebnis der  
10. Sitzung der Kommission Rheinisches Revier 
des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
am Freitag, dem 24. Januar 2025, 
von 10:05 Uhr bis 12:58 Uhr, 
im Plenarsaal der Bezirksregierung Köln 
Vorsitz: Norbert Spinrath (SPD)

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
– 2 –
Tagesordnung und Beschlüsse 
1 Feststellung der Tagesordnung 4 
2  Benennung eines stimmberechtigten Mitglieds der Kommission Rheinisches Revier 
zur Mitunterzeichnung des Ergebnisprotokolls der Sitzung am 24.01.2025 4  
Die Kommission Rheinisches Revier bestimmt Günther Weber (CDU) zur 
Mitunterzeichnung des Ergebnisprotokolls der Sitzung am 24.01.2025. 
3 Genehmigung der Niederschrift über das wesentliche Ergebnis der Sitzung der 
Kommission Rheinisches Revier am 20.09.2024 4 
Drucksache KRhR 1/2025 
Die Kommission Rheinisches Revier genehmigt die Niederschrift über ihre 
Sitzung am 20.09.2024 einstimmig. 
4 "Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier VOL.2 / Blickpunkt 
Bioökonomie" 4 
Drucksache KRhR 3/2025 
Vo
rtrag von Prof. Dr. David Antons und Dr. Christina Dienhart (RWTH Aachen) 
5 Großspeicher für erneuerbare Energien im Rheinischen Revier 5 
Drucksache KRhR 2/2025 
Vo
rtrag von Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Universität Frankfurt, Institut für 
Kernphysik); Vortrag von Michael Eyll-Vetter (RWE) 
6 Sachstand der Wasserstoffstrategie / der Wasserstoffnetze für das Rheinische 
Revier  7 
Drucksache KRhR 4/2025 
Vo
rtrag von Prof. Dr. Phillip Fest (MWIKE), Vortrag von Michael F. Bayer 
(Hauptgeschäftsführer IHK Aachen)

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
– 3 –
7 Anträge 8 
8 Anfragen 8 
9 Mitteilungen 8 
9.1  der Bezirksregierung 8 
9.2  des Vorsitzenden 8 
* * *

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
– 4 –
1 Feststellung der Tagesordnung 
Vorsitzender Norbert Spinrath  begrüßt die Anwesenden und stellt die form - und fristge-
rechte Einladung zur heutigen Sitzung sowie die Beschlussfähigkeit fest. Änderungs- und / oder 
Ergänzungswünsche bestehen nicht.  
2  Benennung eines stimmberechtigten Mitglieds der Kommission Rheinisches Revier 
zur Mitunterzeichnung des Ergebnisprotokolls der Sitzung am 24.01.2025 
(keine Wortmeldung) 
Die Kommission Rheinisches Revier bestimmt Günther Weber (CDU) zur Mitun-
terzeichnung des Ergebnisprotokolls der Sitzung am 24.01.2025. 
3 Genehmigung der Niederschrift über das wesentliche Ergebnis der Sitzung der Kom-
mission Rheinisches Revier am 20.09.2024 
Drucksache KRhR 5/2024 
Die Kommission Rheinisches Revier genehmigt die Niederschrift über ihre Sitzung 
am 20.09.2024 einstimmig.  
4 „Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier VOL. 2 / Blickpunkt 
Bioökonomie“ 
Drucksache KRhR 3/2025 
Vortrag von Prof. Dr. David Antons und Dr. Christina Dienhart (RWTH Aachen) 
Prof. Dr. David Antons  und Dr. Christina Dienhart (RWTH Aachen) tragen anhand ihrer 
Präsentation vor. 
V
orsitzender Norbert Spinrath fragt im Anschluss an diese nach, ob im Rahmen der vorlie-
genden Studie auch die Unternehmerbereitschaft untersucht worden sei. Prof. Dr. David An-
tons (RWTH Aachen) verneint dies, teilt hierzu aber einen Gedanken: Vor dem Hintergrund, 
dass ein Unternehmensgründer im Laufe der Zeit auch zu einem Verwalter seines Unterneh-
mens würde, würde sich dieser die Frage stellen, wie groß das Risiko sein könnte, dass er gewillt

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
– 5 –
wäre zu tragen. Hier würde er wohl die Abwägung treffen zwischen der Investition in neue 
Technologie und der Verantwortung bestehender Arbeitsplätze. Hier wäre dem Unternehmer 
dann möglicherweise das Risiko Arbeitsplätze zu gefährden zu groß, so dass er bei den erprob-
ten und bekannten Technologien bliebe. 
Weitere Wortmeldungen bzw. Fragen gibt es nicht. 
Vorsitzender Norbert Spinrath bedankt sich für den sehr umfangreichen Vortrag. 
5 Großspeicher für erneuerbare Energien im Rheinischen Revier 
Drucksache KRhR 2/2025 
Vortrag von Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Universität Frankfurt, Institut für Kernphysik) 
sowie Vortrag von Michael Eyll-Vetter (RWE) 
Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Universität Frankfurt, Institut für Kernphysik) trägt an-
hand seiner Präsentation vor. Im Anschluss daran trägt Michael Eyll-Vetter (RWE) anhand 
seiner Präsentation vor. Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking vertritt die Position pro Kavernen-
kraftwerk als Großspeicher, Michael Eyll-Vetter nimmt für RWE die Position contra Kavernen-
kraftwerk und pro Batteriegroßspeicher ein. 
Vorsitzender Norbert Spinrath bedankt sic h bei beid en Vortragenden für di e engagierten 
Ausführungen und eröffnet die Diskussions- und Fragerunde.  
Prof. Dr. Sylvia Knecht (CDU) stellt fest, dass Prof. Dr. Schmidt-Böcking Großspeicher aus 
der wissenschaftlichen Perspektive, RWE diese aus wirtschaftlicher Sicht betrachte.  
Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Universität Frankfurt, Institut für Kernphysik) erläutert, 
dass es kostengünstige Materialien gäbe, so das eine vertretbare Wirtschaftlichkeit gegeben 
sei. Das Kavernenspeicher- System sei zudem ein in sich geschlossenes System, weshalb es 
keine Wasserbewegungen in Tagebau gäbe. Ebenso habe es zu Kavernenspeichern nie ein Gut-
achten gegeben, welches seiner Ansicht nach jedoch notwendig wäre. 
Horst Lambertz (Grüne) schließt sich der Ansicht von Prof. Dr. Horst Schmidt -Böcking, das 
ein entsprechendes Gutachten wichtig sei, an. Weiter erläutert er die Speicherfähigkeit von 
Batteriespeichern und die damit verbundene Kurzzeitflaute. Um sog. Langzeitflauten zu über-
brücken bedürfe es Wasserstoff. Konkret fragt Horst Lambertz (Grüne) nach, wie diese 2 Arten 
von „Flauten“ überbrückt werden sollen

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
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Michael Eyll-Vetter (RWE) geht auf den Wortbeitrag von Prof. Dr. Sylvia Knecht (CDU) ein: 
seitens RWE stünden nicht nur wirtschaftliche Gründe entgegen, sondern auch die technische 
Durchführbarkeit. Zwischen Manheimer Bucht und Tagebau müsste ein Damm errichtet wer-
den, um ein Speicherbecken zu schafffen. Die technische Herausforderung wäre die Schaffung 
eines Speicherbeckens in einem Lockergestein -Gebiet. Aus bergbaulicher Sicht würde daher 
die Realisierbarkeit eines solchen Bauwerkes a nders bewertet als Herr Prof. Dr. Schmidt -
Böcking dieses bewerten würde. Sodann bezieht sich Michael Eyll-Vetter (RWE) auf die Fra-
gen von Horst Lambertz (Grüne). Batteriespeicher seien reine Kurzzeitspeicher, welche lediglich 
kurzzeitige Schwankungen im Netz abfangen sollen. Neben Grünstrom, produziert in Nord-
deutschland, teilweise auch vor Ort in der Region, würde eine gesicherte Leistung, Stand heute, 
nur über wasserstofffähige Gaskraftwerke erzeugt werden können. Der Wasserstoff müsste 
zum überwiegenden Teil international beschafft und über das Wasserstoffkernnetz im Land 
verteilt werden. Wasserstoff müsste zudem günstig sein, gegebenenfalls erzeugt in Nord-Afrika 
oder Spanien oder Amerika und von dort aus über LNG herantransportiert werden. So wäre 
eine Versorgung gewährleistet, wenn der Wind nicht wehe und die Sonne nicht scheine. Zuletzt 
führt Michael Eyll-Vetter (RWE) zu der angesprochenen Studie aus: über eine solche sei be-
reits im Landtag ausführlich diskutiert worden mit dem Resultat, eine solche eben dort abzu-
lehnen. 
P
rof. Dr. Sylvia Knecht (CDU) teilt die Information, im Fachausschuss im Landtag sei über ein 
Invest von 500.000,00 € Steuergeld für eine Machbarkeitsstudie diskutiert worden, von der wir 
im Jahr 2025 wüssten, dass seit 2019 bekannt sei, dass unter dem momentanen energiepoliti-
schen Ansatz das Projekt nicht wirtschaftlich durchführbar sei.  
Bo
ris Linden (Neuland Hambach) erklärt, dass der Schwerpunkt der Region immer in der 
schnellstmöglichen Wiedernutzbarmachung gelegen habe und liegt.  
 P
rof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Universität Frankfurt, Institut für Kernphysik) erläutert 
zum Wasserstoffkreislauf und gibt einige physikalische Hinweise: wenn aus grünem Strom 
durch Elektrolyse Wasserstoff erzeugt würde, so gingen bei diesem Prozess 20% Energie ver-
loren; würde man diesen aus z.B. Marokko nach Deutschland über chemische Wege transpor-
tieren, so gingen auf dem Transportweg etwa 30% Energie verloren, erneut dann im Aufwärm-
prozess und zuletzt gäbe es einen Energieverlust von etwa 60% bei der Rückverstromung. Man 
müsse praktisch 8x so viel elektrische Energie erzeugen, wie nachher bei der Rückverstromung 
gewonnen würde. Dies treibe den Preis hoch. Die Industrie habe nicht davon, wenn diese am 
Ende Wasserstoff zu horrenden Preisen beziehen müsste. Der Wasserstoff sei viel zu wertvoll 
als diesen für die Rückverstromung in Gaskraftwerken wieder zu verbrennen.

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
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Michael Eyll-Vetter (RWE) stimmt dem Vorgesagten zu: durch das mehrfache Umwandeln 
seien Wirkungsgradverluste unvermeidbar. Der Wasserstoff solle der Industrie vorbehalten 
sein, denn die Rückverstromung sei kein effizienter Prozess, wenngleich u.U. ein klimaneutraler 
Prozess. Stellte man den Aspekt der Klimaneutralität in den Vordergrund und eben nicht die 
Kosten, dann könnte dies ein Teil der Lösung sein. 
V
era Müller (HD‘in Dez. 32, Bezirksregierung Köln) teilt abschließend zu diesem Tagesord-
nungspunkt mit, dass der Braunkohlenplan Hambach seit Weihnachten (2024) genehmigt und 
dies ein sehr schnelles Verfahren gewesen sei, erforderlich aufgrund der Leitentscheidung. Ein 
Maxim dabei war die schnellstmögliche Wiedernutzbarmachung, zumal auch dies seitens der 
angrenzenden Kommunen gewünscht sei. Es sei zu begrüßen, dass der Strukturwandel nun 
seinen Lauf nehmen könne und gerade keine Verzögerungen zu erwarten seien.  
Vorsitzender Norbert Spinrath bedankt sich für die spannenden Vorträge und zahlreichen 
Wortmeldungen. Die Diskussionen zeigten auf, dass es zu diesem Thema unterschiedliche Auf-
fassungen, jedoch auch ein gemeinsames Interesse gäbe. 
Vorsitzender Norbert Spinrath bedankt sich an dieser Stelle bei Michael Eyll-Vetter (RWE) 
für die gute Zusammenarbeit in den vielen vergangenen Jahren und wünscht ihm für den wohl-
verdienten Ruhestand alles Gute sowie viel Energie für diesen neuen Lebensabschnitt. 
6 Sachstand der Wasserstoffstrategie / der Wasserstoffnetze für das Rheinische Revier 
Drucksache KRHR 4/2025 
Vortrag von Herrn Prof. Dr. Phillip Fest (MWIKE) sowie Michael F. Bayer (Hauptgeschäfts-
führer IHK Aachen) 
Prof. Dr. Phillip Fest (MWIKE) trägt anhand seiner Präsentation vor, darauf folgt der Vortrag 
von Michael Bayer (HGF IHK Aachen). Vorsitzender Norbert Spinrath eröffnet im Anschluss 
daran die Frage- und Diskussionsrunde. 
Manfred Waddey (Grüne) fragt, wie lange Erdgas - und Wasserstoffnetze parallel betrieben 
werden sollen. Erdgas solle Schritt für Schritt durch grünen Wasserstoff ersetzt werden. Der 
Bau von 2 Leitungssystemen bedeute doppelte Kosten, nach vorgenannter Umstellung würde 
sodann eine Leitung überflüssig.

Kommission Rheinisches Revier des Regionalrats des Regierungsbezirks Köln 
10. Sitzung 24.01.2025 
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Prof. Dr. Phillip Fest (MWIKE) erläutert, das natürlich erst einmal eine neue Infrastruktur auf-
gebaut werden müsse, um sich zwischenzeitlich von der Energieversorgung nicht abzukoppeln. 
Die laufende Energieversorgung müsse selbstverständlich gesichert bleiben. Dies setze eine 
gewisse Parallelität für einen gewissen Übergangszeitraum voraus. 
W
eitere Wortmeldungen gibt es nicht, so dass sich der Vorsitzende Norbert Spinrath  bei 
beiden Vortragenden bedankt und den Tagesordnungspunkt schließt. 
7 Anträge 
(keine) 
8 Anfragen 
(keine) 
9 Mitteilungen 
9.1  der Bezirksregierung 
(keine) 
9.2  des Vorsitzenden 
(keine) 
Vorsitzender Norbert Spinrath  bedankt sich für die Teilnahme, die sehr informativen Vor-
träge und regen Diskussionen. 
ge
z. Norbert Spinrath gez. Günther Weber Aufgestellt: Eva Kuhl 
(Vorsitzender der Kommission (Mitglied der Kommission (Schriftführerin der 
Rheinisches Revier) Rheinisches Revier) Geschäftsstelle)

Institut für Technologie- und Innovationsmanagement (TIM)
RWTH Aachen University 
Dr. Christina Dienhart & Prof. Dr. David Antons

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
2
• Professor für Entrepreneurship und 
Innovationsmanagement im Agribusiness, Universität Bonn
Vorstellung
Prof. Dr. David Antons
Dr. Christina Dienhart
• Assistant Professor am Institut für Technologie und Innovationsmanagement, 
RWTH Aachen
• Leitung Regional Innovation Lab & Sustainable Innovation Lab, RWTH Aachen

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
3
Begleitforschung Bioökonomie – Verstehen. Verbinden. Unterstützen
Die Ziele der Bioökonomie-VVU 
Identifikation von 
Herausforderungen
Ableiten von Erfolgsfaktoren & 
Handlungsempfehlungen
Entwicklung von Messinstrumenten & 
Frühindikatoren
Modellregion Bioökonomie: 
Zwischen Strukturwandel und Innovation 
Bioökonomie-VVU: Zwischen Forschung und Praxis 
Wir begleiten die Modellregion Bioökonomie im Rheinischen 
Revier auf ihrem Weg im innovationsgeleiteten 
Strukturwandel, lernen von ihren Erfahrungen und denen 
anderer, bereiten die Ergebnisse handlungsorientiert auf und 
machen diese verfügbar. 
Unterstützen bei der Bewältigung 
bestehender Herausforderungen 
Partner & Fördermittelgeber

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
4
Wir untersuchen Chancen, Herausforderungen und Erfolgsfaktoren des 
Strukturwandels im Rheinischen Revier – in der Bioökonomie und darüber hinaus.
Welche Akteure im Rheinischen Revier wirken in 
den verschiedenen Handlungsfeldern, wie sind 
diese vernetzt und wo gibt es blind-Spots?
1
Wie entwickelt sich das Rheinische Revier 
zukünftig und wie kann diese Entwicklung 
frühzeitig gestaltet werden?
3
Wie kann die Transition zu einer sozial und 
ökologisch nachhaltigen und zugleich wirtschaftlich 
tragfähigen Region sichergestellt werden?4
Welche Potenziale (Ressourcen, Kompetenzen 
& Technologien) gibt es bereits in der Region? 2
Unser Ziel ist es, den Strukturwandel im Rheinischen Revier in seiner Vielfalt zu verstehen, für andere verständlich zu machen, 
Akteure in der Region zu vernetzen und die mannigfaltigen Projekte in der Region bei ihrem Gelingen zu unterstützen. 
Begleitforschung

Zukunftsstudie zum Strukturwandel 
im Rheinischen Revier
Chancen und Hemmnisse im innovationsgeleiteten
Strukturwandel

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
6
Konzeption und Durchführung der Zukunftsstudie für das Rheinische Revier
Starke Forschungszentren
Vielfältige Projektlandschaft
Zukunftsthemen
Engagement
Das Rheinische Revier als 
Energierevier der Zukunft
Technologieführerschaft 
auf internationaler Ebene
Ziele des WSP 1.1:
SZENARIEN-ENTWICKLUNG
Studienkonzeption und Ableitung von 19 
Entwicklungsszenarien aus dem WSP 1.1.
Mai – Juli 2023

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
7
Konzeption und Durchführung der Zukunftsstudie für das Rheinische Revier
Wir finden große Unsicherheit und kaum Differenzierung beim 
Vergleich sehr unterschiedlicher T echnologien in der Region
SZENARIEN-ENTWICKLUNG
Studienkonzeption und Ableitung von 19 
Entwicklungsszenarien aus dem WSP 1.1.
Mai – Juli 2023
DELPHI-STUDIE
Iterative Bewertung der Szenarien zu den 
Zeitpunkten 2030 und 2038
August - Oktober 2023
EXPERTEN-WORKSHOP
Identifikation von Handlungsansätzen mit 
Expertinnen und Experten
Februar 2024
QUANTITATIVE-BEFRAGUNG
Statistische Validierung der Ergebnisse und 
Handlungsansätze
März 2024

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
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Ergebnisse
1 – Technologietransfer
2 – Institutionelle Hemmfaktoren
3 – Entwicklungsfokus

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1 – Technologietransfer
Umfassender Technologietransfer in alle Kommunen ist notwendig.
• Die Teilnehmenden haben nur eine 
moderate Überzeugung, dass ein 
erfolgreicher Technologietransfer erfolgt.
• Geringere Zustimmung von Teilnehmenden 
aus weniger F&E geprägten Kommunen.
Es braucht Ansätze wie dezentrale, 
themenspezifische Innovationszentren 
(Innovation Hubs). 
Diese müssen auf regionalen Stärken 
aufbauen!
Hochschul-Ausgründungen
Hochqualifiziertes Personal
Forschungskooperationen mit KMU
Erfolgreicher regionaler Technologietransfer durch:

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
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2 – Institutionelle Hemmfaktoren
Diverse Faktoren hemmen den Strukturwandel im Rheinischen Revier.
• Der Abbau regulatorischer Hemmnisse und 
eine angepasste Regulatorik werden als 
sehr wichtig bewertet.
• Teilnehmende sehen kaum eine Chance
 (20 %) für den erfolgreichen Abbau 
regulatorischer Hemmnisse bis 2030.
Eine entschlossene Umsetzung der 
Maßnahmen ist erforderlich. 
Der Fokus liegt auf einer direkten, 
anwendungsnahen Förderung und der 
flexibleren Anpassung der Regulatorik
Lange Verfahrensdauern verhindern eine 
rechtzeitige Förderung.
Die planungsrechtlichen 
Rahmenbedingungen sind zu restriktiv.
Es existiert kein klares einheitliches 
Förderregelwerk.
Das europäische Beihilferecht verhindert 
wichtige Förderungen mit direktem 
wirtschaftlichem Effekt.
Kriterien für die Sicherstellung einer 
nachhaltigen Wirkung von Vorhaben sind 
nicht ausreichend implementiert.

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
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3 – Entwicklungsfokus
Akteure des Strukturwandels sind täglich konfrontiert mit folgenden Problemen:
Eine intransparente, unübersichtliche 
Förderkulisse und Projektlandschaft
Institutionelle Umsetzungshürden
Unsicherheit

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
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3 – Entwicklungsfokus
Dem Rheinischen Revier fehlt ein klarer thematischer Fokus und eine gemeinsam 
gelebte Strategie der Kommunen.
„Das RR hat bislang keine 
eigene gelebte Identität, 
sondern bezeichnet lediglich 
einen geografischen Raum, der 
durch die Einstellung der 
Tagebauaktivitäten ökonomisch, 
ökologisch und gesellschaftlich 
betroffen sein wird.“ 
(Zitat Delphi-Teilnehmer)

Vorstellung: Zukunftsstudie zum Strukturwandel im Rheinischen Revier
Begleitforschung Bioökonomie Verstehen.Verbinden.Unterstützen | TIM RWTH |  24.01.2025
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Handlungsempfehlungen
Folgende Handlungsansätze können zur Bildung einer regionalen Identität und 
Stärkung des Technologietransfers beitragen:
Vernetzung regionaler Projekte und themenspezifischer Akteure unter gemeinsamen 
Schlüsselthemen
 Community-Building
 Wissensaustausch
 Steigerung von Komplementarität und Synergien der Projekte
 Bildung eines gemeinsamen thematischen Selbstverständnisses
Technologietransfer stärken - aus den mit Strukturwandelmitteln finanzierten 
Forschungsprojekten müssen langfristige wirtschaftliche Effekte in allen Kommunen entstehen!
 Stärkere Vernetzung der Forschung mit KMU aus allen Kommunen
 Forschung & Entwicklung umsetzungsorientiert ausgestalten
 Verstärkte Umsetzung von Transferkonzepten wie Innovation Hubs, aufbauend auf regionalen 
Stärken
 Vereinfachung der Förderkulisse & direkte Förderung auf höheren Technology Readiness Level 
(TRL)

Vielen Dank
für Ihre Aufmerksamkeit
Dr. Christina Dienhart 
dienhart@time.rwth-aachen.de 
LinkedIn: 
Prof. Dr. David Antons
antons@time.rwth-aachen.de 
LinkedIn:

Kavernenkraftwerke als mögliche Folgenutzung 
in den Braunkohletagenbauen
Errichtung sehr großer Speicher für elektrische Energie
Horst Schmidt-Böcking und Henry Riße/TH-Aachen et al.

NRW wurde und ist das führende Industriegebiet in Deutschland, 
weil es über kostengünstige fossile Energie (Stein- und Braunkohle) verfügt.
In 2023 wurden von RWE  > 80 Milliarden kWh Strom 
aus fossilen Energiequellen, wie Braunkohle ( 6 GW), Gas etc. erzeugt.
Da die Energiegewinnung aus den fossilen Kohle- und Gasvorkommen 
ca. 2032 beendet werden soll, muss NRW, um Industrieland zu bleiben, 
andere regenerative Energiequellen erschließen.
Wie kann dann NRW, bzw. Deutschland, nach 2032 zu jeder Zeit 
verlässlich preiswerte Energie 
für Industrie, private Haushalte, Mobilität etc, zur Verfügung stellen? 
Energie ist der wichtigste Rohstoff des menschlichen Lebens und Wirkens.

Die Sonne sendet Energie im Überfluss zur Erde.
Das Problem dabei ist: 
Es gibt sehr große Schwankungen in der Erzeugung durch WK und PV
=>
Im Jahre 2045 gibt es ca. 200 bis 250 Tage mit großen Überschüssen am Tag 
und Fehlbedarf über Nacht 
(bezeichne dies als Kurzzeitschwankung, Stunden bis wenige Tage).
und außerdem Winterflaute 
(Langzeitschwankung, Wochen, Monate)
Das Ziel der Energiewende ist, 2045 ca. 80% der benötigten Energie aus Windkraft 
WK und Photovoltaik PV , sowie ca. 20 % aus Biomasse etc. zu erzeugen.

Überschussenergie in einer April-Woche: ca. 10 Milliarden kWh = 10.000 GWh
Fehlbedarf (Nachtflauten): ca. 3 Milliarden kWh / 3.000 GWh
Daher kann man auf große Kurzzeitspeicher (Stunden bis mehrere Tage) nicht verzichten!
Überschuss
Fehlbedarf
420
300
180
60
Verbrauch
Erzeugung
aus WK + PV
Leistung von erzeugter elektrischer Energie      
in [GW]
Auf 2045 projizierte gesamte elektrische Energieerzeugung durch WK &  PV 
(Haushalt, Industrie & Mobilität) wird bei ca. 1000 TWh/Jahr liegen (Verdopplung zu 2024).

Anforderungen an Kurzzeit-Speichertechnologien:
Das Speicherproblem
Brauche Kurzzeitspeicher (Stunden, Tage…,Tag-Nachtschwankung)
Nahezu 15  Milliarden Euro Stromkosten muss der deutsche Verbraucher heute schon
pro Jahr für WK und PV Strom zahlen, der wegen fehlender Speicher verloren geht.
und Langzeitspeicher (Wochen, Monate…, Windflauten im Winter)
Geringe Energieverluste => Hohe Rückverstromungseffizienz > 80%
Sehr hohe Speicherleistung > 50 GW (50 KW) und
Speichermenge => 0,5 bis 1 TWh
Niedrige Speicherkosten (Verbraucher) 
< 1-3 Cent/kWh

Als Kurzzeitspeicher  kommen in Frage:
Pumpspeicherkraftwerke PSKW
und
Chemische Batterien (z.B. Li-Ionen, Na-Ionen, ....)
Grüne Wasserstoff-Technologie kommt zur Rückverstromung
wegen zu vieler Umwandlungsschritte und daher hoher
Energieverlusten (60% bis 80%)
als Kurzzeitspeicher nicht in Frage (Strom würde sehr teuer werden!)
Grüner Wasserstoff ist nur als Langzeitspeicher sinnvoll
und als Energieträger für Chemie- und Stahlindustrie etc..

Wichtige Vorteile von Wasserpumpspeichern PSKW sind:
PSKW-Technologie ist völlig ausgereift ( > 100 Jahre)
Große Leistungen (ca. 50 GW) und große Speicher ( > 500 GWh) möglich.
Hohe Energieeffizienz > 80% .
Außerdem: In Deutschland sind alle notwendigen umweltfreundlichen Rohstoffe 
(Wasser, Kies und Zement) vorhanden, um solche Speicher zu errichten.
(keine Abhängigkeit vom Import von seltenen Rohstoffen)
PSKW haben lange Lebensdauer: 
Pumpturbinen über 80 Jahre.
Betonteile einige hundert Jahre.
In ca. 1 Minute betriebsbereit.
Sehr niedrige Kosten (< 2 Cent pro kWh Speicherung)

Ein großer Energieversorger in Deutschland preist die Pumpspeicherkraftwerke wie folgt:
Siehe Orginaltext RWE:  https://www.rwe.com/unsere-energie/erneuerbare-energien-entdecken/wasserkraft/
Bei RWE erzeugen wir seit über einhundert Jahren zuverlässig elektrischen Strom aus der Energie des Wassers und leisten damit einen
wichtigen Beitrag für die Energieversorgung – wirtschaftlich und CO2-frei. Zudem ist die Wasserkraft als eine der wenigen
Technologien im Bereich Erneuerbarer Energien nahezu grundlastfähig und sorgt damit rund um die Uhr für klimaschonenden Strom.
Technisch bedingt benötigen PSW nur eine sehr geringe Zeit, um zu starten. Kein anderer Kraftwerkstyp ist so schnell und flexibel wie
Pumpspeicherkraftwerke, weshalb diese Sprinter der Stromerzeugung oftmals dazu eingesetzt werden, unvorhersehbare Abweichungen
von Erzeugung und Nachfrage im Stromnetz, durch die Bereitstellung von Regelenergie, auszugleichen. Diese Aufgabe wird, durch den
steigenden Anteil fluktuierender Einspeisung der Erneuerbaren, immer bedeutender. Pumpspeicherkraftwerke sind somit Garant für
die Versorgungssicherheit, insbesondere im Zeitalter der Erneuerbaren Energien.
Da eine konstante Spannung im Stromnetz für einen funktionierenden und zerstörungsfreien Betrieb aller elektrischen Verbraucher,wie
z. B. Kühlschränke oder Computer, unerlässlich ist, wird diese von allen Großkraftwerken kontinuierlich geregelt. Dazu wird
insbesondere der Blindstrom, der Teil des Stroms der z. B. für den Betrieb von Motoren notwendig ist, aber auch durch viele
Anwendungen ungewollt entsteht, permanent reguliert. Pumpspeicherkraftwerke sind so konstruiert, dass sie im Leerlauf, dem
sogenannten Phasenschieberbetrieb, die Blindleistungsregelung und damit diesen Teil der Spannungshaltung im Netz übernehmen
können. Da Windkraft- oder Photovoltaikanlagen bislang nur geringe Möglichkeiten zur Blindleistungsregelung haben, sind
Pumpspeicherkraftwerke die notwendige Basis zur Integration der Erneuerbaren Energien.
Die wichtigsten Vertreter mechanischer Speicher sind die bekannten Pumpspeicherkraftwerke (PSW).
Die Einsatzmöglichkeiten solcher Anlagen sind sehr vielschichtig. Zu verbrauchsarmen Zeiten kann Strom bezogen und zu
verbrauchsstarken Zeiten wiedereingespeist werden. Da PSW im Falle eines großflächigen Stromausfalls ohne Fremdstrombezug
starten können, also schwarzstartfähig sind, kann das Stromnetz -ausgehend von diesen Anlagen - neu aufgebaut werden. Sie bilden
somit in einem solchen Fall das Rückgrat der europäischen Stromversorgung!

PSKW-Beispiel Goldisthal: 
2004 in Betrieb genommen
Investitionskosten: 635 Millionen für 8,5 GWh Speichergröße
 75 Euro/kWh.
Beispiel Li-Ionenbatterie Neurath:
RWE errichtet Li-Ionenspeicher in Neurath 
Investitionskosten: 140 Millionen Euro für 0,235 Millionen kWh Speichergröße
 600 Euro/kWh,  
außerdem: 
ca. Li-Batterie hat nur 1/5 Lebensdauer im Vergleich zum PSKW!
Kostenvergleich PSKW zu Li-Ionenbatterien pro 1 kWh Speichermenge

Problem in Deutschland: 
Wo erlaubt es in Deutschland die Topographie noch neue große PSKW zu errichten?
Um die Energiewende wirtschaftlich zu gestalten, 
brauchen wir in Deutschland ca. 10 bis 20 mal mehr an Pumpspeichern.
d.h. => ca. 200 bis 800 GWh oder mehr.
Neuere PSKW-Projekte, wie Atdorf/Schwarzwald oder Rurtalsperre / Eifel,
sind alle durch Bürgeriniativen verhindert worden.
Suche Topographien, wo PSKW die Umwelt sehr wenig stören 
und fast “unsichtbar“ bleiben.
Mögliche Problemlösung: 
Unterwasserkavernenspeicher U-PSKW in gefluteten Tagebauseen.

Wichtiger Hinweis
Bedeutung solcher U-PSKW für die „Grünen Wasserstoff“-Technologie:
In Deutschland ist die Elektrolyse nur 1500 h mit grünem Strom zu betreiben. 
Eine Vorspeicherung macht jedoch 4500 h und mehr Betriebsstunden mit grünem 
Strom möglich!! 
=>
„Game Changer“ für die Wirtschaftlichkeit 
zumindest für den H2 Einsatz in der Chemie. 
=>
Diese Vorspeicherung würde für die Elektrolyse eine Effizienzerhöhung 
um ca. Faktor  3 -4 oder mehr ergeben!

2019
Sind PSKW in den gefluteten Tagebauseen wirtschaftlich?

2019 MWIDE WI-E-0048 Gutachten: Vorschlag für ein PSKW im Hambacher Tagebau 
Druckrohre
Oberbecken
TB Hambach
Unterbecken
Restsee
T
Sophienhöhe
Dieser Gutachtervorschlag würde jedoch eine Flutung des Tagesbaus und damit 
den Freizeitraum mit großem See für Wassersport und Erholung verhindern.
Außerdem wäre das Gebiet Sophienhöhe als Freizeitraum nicht verfügbar.  
Pumpturbinen-
Station
Höhendifferenz
h > 400 m
Höhendifferenz
200 m

Projekt STENSEA 2012: Artist View
Originalfolie: Garg e.a.(2012), Hochtief
HochTief/Frankfurt und C.Lay HochTief/Essen
Zeitschrift, :Bauingenieur, Organ des VDI für Bautechnik, Springer Verlag, Bd 88, 
Juli/August 2013
Quelle: Hochtief -A.Garg e.a.:  Presentation C2 auf IRES 7 (2012): STENSEA (Stored Energy  in Sea) -The Feasibility of an Underwater Pumped Hydro Storage System
„Ausblick“ im Gutachten (Seite 162)
weist auf Errichtung eines Unterwasser-Kavernenpumpspeicher U-PSKW hin 
als die bessere Lösung und fordert dazu ein weiteres Gutachten.

Betonkavernen 
als Unterbecken
T
Oberbecken
Volumen V 
in m3
Höhendifferenz
h > 400 m
Für h ≈ 400 m und V = 1 Million m3 =>  S = 1 [GWh]  
Druckrohre
Tagebau 
Hambach
Für h ≈ 400 m und V = 120 Million m3 =>  S = 120 [GWh]  
Neues U-PSKW Konzept mit vom Tagebau getrenntem 
Unter- und Oberbecken (z.B. Manheimer Bucht) 
120 GWh würde ausreichen, um ganz NRW ca. 10 Stunden mit Strom zu versorgen.
Pumpturbinen

Konstruktion und Berechnung:
Prof. A. Garg und Dr. T. Bender
Univ. of Applied Sciences-Mainz
Mögliche Kavernenstruktur => Glocken- oder Röhrenform
Größe ist ähnlich wie AKW Kühltürme
Bei 40 bar Druckunterschied:
=>
Wandstärken ca. 4 - 5 m
Betonmenge pro Turm => < 300.000 m3
Kosten (300 Euro/m3) pro Turm ca. 90 Millionen Euro
Energie-Ausspeicher-Kapazität pro Turm: 940 MWh

Oberbecken als 
abgetrennter Teil in 
der Manheimer
Bucht

Integration des U-PSKW in dem rekultivierten Tagebau Hambach
Errichtung eines abgetrennten Oberbeckens
Manheimer
Bucht
Abgetrenntes
Oberbecken
in Manheimer
Bucht

Vision: Gefluteter See als Freizeitgebiet
mit unsichtbarem U-PSKW auf dem Grund des Sees.
Wichtig: Keinerlei Wasserbewegung im Tagebausee.
Halten Wasserdruck  von 40 bar stand

Das neue Konzept verändert kaum die Gesamtmassenbilanz. Es findet kein Eingriff in die Kippe (Böschungen) statt, im Gegenteil: die Betonkavernen 
können die Böschungen stabilisieren. Die Kavernen werden auf gewachsenem Grund z.B der Tagebausohle errichtet. Der Damm an Manheimer Bucht 
kann als Schüttdamm ähnlich wie an Wehebachtalsperre mit Tonkerndichtung in gewachsenem Ton eingebunden werden.
Da die Speicherfrage das wichtigste noch ungeklärte Problem der Energiewende ist, muss jede Möglichkeit sehr sorgfältig von unabhängigen Experten 
geprüft werden: Wir sind der Meinung: diese Kavernenspeicher sind eine sehr wirtschaftliche und langlebige Form der Energiespeicherung.
Einwände von RWE (Dipl. Ing. Michael Eyll-Vetter) gegen neues Konzept: Gegenstellungnahme von HSB
Die hydrologischen Eingriffe sind nahezu NULL. Es findet keinerlei Wasserbewegung im gefluteten Tagebausee statt. Das Oberbecken könnte auch in 
Kavernenbauweise errichtet werden (unsichtbar). Die Rohrleitungen haben ähnliche Größe wie in Goldisthal auf die gleiche Speichergröße bezogen. 
Da die Wassersysteme des UPSKW und des gefluteten Tagebaues völlig getrennt sind, gibt es keinerlei Wasserbewegung im gefluteten Tagebausee. 
Wenn das Oberbecken außerdem in Kavernenbauweise errichtet wird (unsichtbar), gibt es keinerlei ökologische Eingriffe.
Es sollte wie im 2019 Gutachten von Tractebel gefordert, umgehend ein Folgegutachten zur Errichtung von Unterwasserkavernen-PSKW in Auftrag 
gegeben werden. Planung und Genehmigung könnten wie bei LNG Terminals in Monaten erledigt werden und die Bauzeit würde dann nur ca. 5-6 Jahre 
betragen. Die Inbetriebnahme des Speichers und die Flutung des Tagebaus wäre ab 2031 möglich!

U-PSKW in anderen Tagebauen z.B. Tagebau Garzweiler
Ober-
becken
im „Ostloch“
Kavernen
am Grunde 
TB Garzweiler

Bauzeit und Kosten
Bauzeit eines 100 GWh UPSKW nach Aussage von HochTief ca. 5-6 Jahre
Die Kosten pro kWh Speicherkapazität betrugen für des PSKW Goldisthal (2004 in Betrieb genommen)
 75 Euro/kWh.
Wegen zusätzlicher Errichtung der Betonkavernen würde ein UPSKW im Tagebau Hambach 
 ca. 200 – 250 Euro/kWh kosten.

Welche Vorteile bringt ein U-PSKW im Tagebau Hambach für das RR?
Beim Bau von PSKW verbleiben rund 95% der Wertschöpfung in Deutschland! 
RR + NRW würde auf dem Energiesektor der zentrale Umschlagplatz für erneuerbare Energie (inklusiv H2) 
werden und für viele Generationen bleiben.
PSKW sind fast ausschließlich mit lokal verfügbaren und unkritischen Rohstoffen zu bauen.
PSKW wären DAS KONJUNKTUR-Programm für die heimische Bauwirtschaft + Maschinenbau.
PSKW sind mit Speicherkosten von ca. 2 Ct/kWh die günstigste Speicherform.
PSKW haben eine sehr lange Lebensdauer: 
Pumpturbinen eines PSKW sind ca. 5 bis 6 Lebenszyklen einer Batterie einsatzfähig,
Betonteile eines PSKW mehrere hundert Jahre. 
Diese PSKW machen Deutschland und NRW fast unabhängig von Turbolenzen auf dem internationalen 
Energie- und Rohstoffmarkt.
Ein Unterirdisches Kavernen-PSKW würde das Freizeitgebiet am TB Hambach in keiner Weise stören.
Sie bringen dauerhafte Steuereinnahmen für Kommunen.

Fraunhofer IEE und Partner errichten Kavernenspeicher auf dem Meeresgrund vor der kalifornischen 
Küste
1. November 2024

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Nachtrag

Energiewende ist eine gesamtgesellschaftliche Generationenaufgabe, muss vor Gewinnmaximierung 
einzelner Unternehmen stehen.
Speicherproblem ist NICHT gelöst!
Gelingen der Energiewende hängt von der Lösung der Speicherfrage ab!
NRW als Industrieland hat besondere Verantwortungaber auch besondere Chancen.
Lösung der Speicherfrage muss auf verschiedene Säulen gestellt werden. 
Reduzierung allein auf Batterien ist fahrlässig (H2 derzeit gänzlich unwirtschaftlich, 
in Speicherstudie von NRW /Dez. 2024 PSKW-Technologie kaum erwähnt!!!). 
Große TB-Löcher = einmalige Chance
Blick ins Ausland zeigt, dass Pumpspeicher das Rückgrat der Stromspeicherung sind und bleiben (AT, 
CH, PT, …).
Vertiefende Studie ist „No-Regret“-Maßnahme,

Pumpspeicher im Rheinischen Revier – ein Schlüssel zur Lösung des Speicherproblems 
Das RR + NRW haben mehr als 100 Jahre lang von der Braun- und Steinkohle als günstigem Energieträ-
ger profitiert und konnten sich dadurch zum führenden Industriezentrum in Deutschland entwickeln. 
Nun ist der Kohleausstieg besiegelt und eine Ablösung des Energieträgers Kohle absehbar. 
NRW/Deutschland verfügen dennoch über andere preiswerte Energien! Wind und Sonne, Biogas und 
Geothermie aber auch etwas Wasserkraft sind im Überfluss vorhanden.  
Das Kernproblem von Wind und Sonne ist aber deren Unstetigkeit, Tage /Stunden mit riesigen Über-
schüssen wechseln mit Tagen Stunden mit fast gänzlich ohne Stromerzeugung aus Wind und Sonne.  
D.h. es muss ein Ausgleich zwischen Überangebot  und Strommangelzeiten geschaffen werden. Diese 
Speicheraufgabe ist weitaus größer als das bisher technisch, mental und administrativ gedacht und 
stellt das bisher größte ungelöste Problem der Energiewende dar. Allein der Tag – Nachtausgleich oder 
den Ausgleich zwischen einen windstarken und einem Schwachwindtag (siehe Grafik 1) erfordert Spei-
cher vom 8 bis 10 -fachen der jetzigen Kapazität (rund 50 GWh ), d.h. es wäre n 400 bis 500 GWh an 
Speicherkapazität, bzw. 30 bis 50 GW Einspeicherleistung erforderlich! Zum Vergleich: Block 1 Neurath 
hat 1 GW. 
 
Ein weiterer ganz wichtiger Aspekt in der zukünftigen Energieversorgung ist die Sicherung der Wasser-
stoffversorgung für die Chemie, Stahl und Papierindustrie. Diese Industriezweige warten dringend auf 
einen Anschluss ans H2-Netz und auf bezahlbaren Grünen Wasserstoff GW. Die dafür geplanten mitten 
durchs RR verlaufenden H2 -Pipeline‘s (Grafik 2) müssen maßgeblich auch mit heimischen H2 gefüllt 
werden, der jedoch (einigermaßen) wirtschaftlich erzeugt werden muss.  
 
Der Schlüssel dafür ist, dass  die Elektrolyseure statt den jetzt möglichen 1800 Vollaststunden (VBh) 
zukünftig in 4000 VBh im Jahr mit preiswertem erneuerbarem Strom gespeist werden müssen , was 
wiederum nur durch eine „Vor-Speicherung“ durch große Speicher möglich ist.

Wenn jetzt über die Errichtung von Speichern geredet wird, dann bietet das RR ebenfalls eine Beson-
derheit, eine ganz besondere und einmalig Chance. So sind mit den Tagebaurestlöchern Großstruktu-
ren wie im Mittelgebirge gegeben, wo Höhenunterschiede zwischen 200 und 400 m vorhanden sind. 
Dort können in direkter Nachbarschaft ein Untersee (Unterbecken) und ein Obersee (Oberbecken) auf 
unterschiedlicher Meereshöhe errichtet werden. Diese großen Höhenunterschiede sind ideal für die 
Errichtung von Pumpspeicherkraftwerken, die seit 100 Jahren und bisher das Rückgrat der nationalen 
und internationalen Speichertechnologien sind.  
In der Studie zur Nutzbarmachung der Tagebaurestlöcher der Fa. Tractebel (Grafik 3) wurde dies un-
tersucht und das riesige P otenzial erkannt, jedoch hört die Studie dort auf, wo es wirklich spannend 
wird, wo Lösungen angesprochen werden, die geologische Risiken weitestgehend ausschließen und 
die eine uneingeschränkte Erholungsnutzung ermöglichen.  
 
Der Schlüssel dazu liegt im Konzept des Unterwasserkavernen-Pumpspeicherkraftwerkes, bei dem der 
Untersee in Betonkavernen auf der Sohle des Tagebau-Restloches „eingesperrt“ wird (siehe Grafik4).  
 
Der Obersee des PSKW kann auf gewachsenem Grund nahe der Geländeoberfläche angelegt werden. 
Diese Unterwasserbetonkavernen können in unterschiedlichen Formen ausgebildet werde, diese rei-
chen vom Meerei für sehr große Tiefen bis 800 m  (Norwegische Rinne), domartigen Kavernen für bis 
zu 400 m Tiefe und großvolumige Röhrensysteme (Grafik 5).

Am Tagebau Hambach kommen noch zwei weitere begünstigende Faktoren dazu; die sehr große Tiefe 
von ca. 400 m, die hervorragende Infrastruktur der bestehenden Stromtrassen sowie die Manheimer 
Bucht als Flachwasser auf geeignete n gewachsenen Untergrund mit natürlicher Untergrunddichtung  
zur Errichtung  eines Oberbeckens. Insbesondere der TB Hambach bietet ein Potential von 100 bis 200 
GWh Speicherkapazität, womit bis zu 50% der deutschlandweit notwendigen Speicherkapazität für den 
Tag-Nacht-Ausgleich an einem Standort hier im RR geschaffen werden kann. Die Leistung von rund 10 
bis 20 GW ist dann sogar mit den gesamten ehemaligen Braunkohle -Kraftwerkspark im RR vergleich-
bar. Dabei ist von den A nlagen oberirdisch praktisch nichts zu sehen, das Ob erbecken kann als abge-
trenntes Becken in der Manheimer Bucht ebenfalls mit breitem Strand zum Restsee und zum Ostufer 
angelegt werden. (siehe Grafik 5) 
 
 
Statt Manheimer Bucht als Oberbecken, könnte man  das Oberbecken aus mit Abraum überdeckten 
Betonkavernen herstellen, so dass auch das Oberbecken völlig unsichtbar bleibt. Der so entstehenden 
mit Bäumen bepflanzten „Hügel“ kann ein Teil des neuen Freizeitgebietes werden. 
Warum das Plädoyer für PSKW? 
Neben PSKW als Kurzzeitspeicher sind sicher auch Batterien notwendig, beide ergänzen sich, PSKW 
habe jedoch ganz besondere Vorzüge: 
1. PSKW sind sehr langlebige Infrastrukturelemente, Lebensdauer bis >100 Jahre im Vergleich 
zu Batterien mit nur rund 15 Jahren (5 bis 7 Lebenszyklen Batterie = 1 Lebenszyklus PSKW) 
2. Beim Bau von PSKW verbleiben rund 95% der Wertschöpfung in Deutschland bzw. Europa, 
während bei Batterien der Großteil (ca. 2/3) nach Fernost abfließt 
3. PSKW sind fast ausschließlich mit heimischen, verfügbaren und unkritischen Rohstoffen zu 
bauen!

4. PSKW sind DAS Konjunkturprogramm für die heimische Bauwirtschaft + heimischen Maschi-
nenbau, dies ohne Subventionen!!! Potential Investitionen 20 bis 40 Mrd. €!!! 
5. PSKW sind in der Lage, große Energiepakete auch über weite Strecken und lange Zeit zu lie-
fern, was für den Ausgleich zwischen Nord-Süd und Ost-West essentiell ist.  
6. PSKW sind mit Speicherkosten von rund 2 Ct/kWh bisher immer noch die günstigste Spei-
cherform, andere Länder wie CH, AT und PT setzen stark darauf und helfen uns momentan 
bei der Stabilisierung der Netze. 
7. PSKW im Rheinischen Revier unmittelbar an einer großen DC-Nord-Süd-Stromtrasse 
sind als ein Schlüssel zur Lösung der Speicherfrage auch essenziell für die Erhöhung der Resi-
lienz gegenüber den zu erwartenden protektionistischen Eingriffen in die Energie- und Roh-
stoffmärkte

Großspeicher für Erneuerbare Energien
im Rheinischen Revier 
Michael Eyll-Vetter – 24.01.2025

Tagebauplanung Seite 224.01.2025
Rheinisches Revier
KVBG* in Umsetzung, einschließlich Leitentscheidung 2023
GW installierte Kapazität
Veredlungsstandorte
Mio. €
Mio. t/a Kohleförderung
Mio. t/a Veredlungskapazität
Beschäftigte**
Beschaffungsvolumen im 
Rheinischen Revier 2023
TWh/a Stromerzeugung
Lohn- und Gehaltssumme im 
Rheinischen Revier für 2023
Mio. €
6   
31
   3
44
   3
   4
~7.400
  535
  690
*Kohleverstromungsbeendigungsgesetz; aktuelle Eckdaten **Stand 31.03.2024
***
Tagebaue Hambach, Inden & Garzweiler

Tagebauplanung Seite 324.01.2025
Erneuerbare Energien im Rheinischen Revier
Schwerpunkt der RWE Renewables
MWp Agri PV Bedburg
MWp PV RWE Neuland Solarparks*
Realisiert
∑        MW
MW Energiepark Indeland 
MW WP Titz
MW WP Bedburg/Königshovener Höhe
MW WP Jüchen
MW WP Bergheim – Wiedenfelder Höhe
MWp PV Garzweiler/Jackerath*
MWp RWE Indeland Solarpark
∑                           MWp
Ausbauziel bis 2030
Weitere 
~500 MWrd. 140rd. 200
* Inklusive BatteriespeicherStand: Dezember 2024
29
42
4
96
20
13
52
19
42

Tagebauplanung Seite 424.01.2025
PV-Anlagen in der Böschung
Inbetriebnahme der zweiten Freiflächen-PV-Anlage im T agebau Hambach
• Leistung: 35 MWp
• Insgesamt über 22.000 
Module auf rd. 35 Hektar
• Grüner Strom für mehr als 
10.800 Haushalte
• Baubeginn Juni 2023, IBN 
Juli 2024
• Gründung der 
gemeinsamen 
Projektgesellschaft „RWE 
Neuland Erneuerbare 
Energien GmbH & Co. KG“

Tagebauplanung Seite 524.01.2025
PV-Anlagen in der Böschung
Demonstrationsanlage für Agri-PV
• Agri-Photovoltaikanlage (Agri-PV) auf rd. 7 ha großer
Rekultivierungsfläche mit einer Leistung von 3,2 MW
peak
• Forschungszentrum Jülich bringt wissenschaftliche
Expertise in der Kombination von Pflanzenforschung und
Photovoltaik  im Kontext der Bioökonomie ein.
• Inbetriebnahme erfolgt; Laufzeit der
Forschungsaktivitäten mindestens 5 Jahre

Tagebauplanung Seite 624.01.2025
Ausbau erneuerbarer Energien
Stadt und RWE nehmen neuen Windpark Bedburg  in Betrieb 
• Auf rekultivierten Flächen am T agebau Garzweiler schließen die 
eingespielten Partner Stadt Bedburg und RWE einen weiteren 
Windpark mit einer Kapazität von 28,5 Megawatt (MW) erfolgreich 
ans Netz an.
• Fünf Windenergieanlagen des 30 Millionen Euro teuren Projekts 
„Bedburg A 44n” können genug grünen Strom erzeugen, um 
jährlichen Bedarf von 28.000 Haushalten zu decken – mehr als 
Bürger und Betriebe der Stadt verbrauchen.
• Fünfte T urbine wird moderne Ressourcenschutzsiedlung 
Bedburg-Kaster versorgen, die aktuell gebaut wird.

Tagebauplanung Seite 724.01.2025
Schwimmende PV-Anlagen
Zukunftsvision
Beginn der Seefüllung:
• Hambach und Inden ab ca. 2030
• Garzweiler ab ca. 2036
Ziel: 
• Ausbau EE auf T agebauseen ohne 
Flächeninanspruchnahme 
Potentiale:
• für Floating PV im rheinischen Revier auf allen 
T agebauseen bis 2040:
➢ ~ 350 - 400 MW
➢ Endausbau ~ 1.000 MW
Herausforderungen:
• Genehmigungspfade auf T agebauseen 
weitestgehend unerprobt
• T echnische Ausgestaltung von Floating-PV- 
Anlagen in dieser Dimension

Tagebauplanung Seite 824.01.2025
Energiesystem der Zukunft
Erneuerbare Energien, gesicherte Leistung und Speicher als Säulen der Energiewende im Rheinischen Revier
GuD Weisweiler Batteriespeicher Neurath 
▪ Errichtung H2ready Gaskraftwerk mit 
800 MW Leistung bis 2030
▪ Genehmigungsplanung Ende 2023 
gestartet
▪ Planung berücksichtigt Umrüstung auf 
100% Wasserstoff ab 2035
▪ Investition genehmigt
▪ Bau läuft, Batterien geliefert
▪ Inbetriebnahme Anfang 2025
Batteriespeicher
Ausbau Erneuerbare Energien 
▪ Baustart von 6 Windenergieanlagen mit 
Kapazität von 28,5 MW in Aldenhoven
▪ Inbetriebnahme Photovoltaikanlage „RWE 
Neuland Solarpark“ im T agebau Hambach 
mit Leistung von 
12 MW und 4,1 MW Speicher, weitere 
Anlage im Bau (IBN 2024)
Stand: 05.04.2024

Tagebauplanung Seite 924.01.2025
Verschiedenste Ideen zur energetischen Nutzung von T agebauseen
wurden und werden bei RWE aufgegriffen und geprüft
Pumpspeicher
mit Oberbecken 
Sophienhöhe und 
Unterbecken T agebausee 
Hambach
(~2019)
Pumpspeicher
mit Oberbecken T agebausee 
Inden und Unterbecken 
T agebausee Hambach 
(~2019)
StEnSea 
Wasserbatterie
T echno-ökonomische Analyse 
der Anwendung des Stensea-
Konzepts im Hambacher 
T agebausee“ Fraunhofer IEE 
(~2021)
Kavernen-
pumpspeicher
Überarbeitete Konzeptstudie 
Prof. Schmidt-Böcking mit 
Oberbecken Manheimer Bucht 
(~2024)
Laufwasser- 
kraftwerke
Energetische Nutzung der 
einzuleitenden 
Wassermengen in die 
T agebauseen Inden und 
Hambach 
(~2019/2023)
Batteriespeicher
in den Böschungsbereichen 
der T agebaue Inden, 
Hambach und Garzweiler 
(~2023)
Photovoltaik
in den Böschungsbereichen 
der T agebaue Inden, 
Hambach und Garzweiler 
(~2022)

Tagebauplanung Seite 1024.01.2025
LANUV hat Möglichkeiten für Pumpspeicherkraftwerke in NRW 2016 umfassend geprüft
Veranlassung / Untersuchungsumfang: 
• Ziel der Studie war es geeignete Vorzugsstandorte für PSW in NRW zu identifizieren und diese unter Einbeziehung 
ökologischer, sozialer und ökonomischer Faktoren zu bewerten und landesweit das Potential von PSW in Bezug auf 
Leistung und Kapazität abzuschätzen.
• Die Standortsuche und -bewertung erfolgte über eine topographische Analyse geeigneter Flächen (möglichst große 
Höhendifferenz und Nähe der Becken zueinander), über die Anwendung von Ausschlusskriterien (von der 
Landesplanung vorgegebene Vorranggebiete), über die Ermittlung von Konfliktpotentialen (Geologie, Hydrologie, etc.), 
bis hin zur Darstellung der Vorzugsstandorte.
Ergebnisse
• Insgesamt wurden in NRW 93 potentielle Standorte für PSW gefunden, mit Fallhöhen von 184m bis 416m und einer 
Spanne der potentiell installierbaren Leistung von 100 MW bis 1.400 MW.
• Unter Berücksichtigung von ökologischen und wirtschaftlichen Faktoren wurden anschließend 23 Vorzugsstandorte im 
Detail untersucht. Zusammen mit den 4 derzeit in Planung befindlichen PSW wurden für die 27 (Vorzugs-)Standorte 
folgende technisch machbaren Kennzahlen ermittelt.
Mindestanforderung
entsprechend der Studie sind 2 Faktoren für die Wahl und Wirtschaftlichkeit eines Standorts entscheidend:
• Fallhöhe: hier gelten grundsätzlich Fallhöhen unter 200m als unwirtschaftlich. Falls bereits Speicherbecken nutzbar 
sind, können auch niedrigere Fallhöhen wirtschaftlich sein.
• Empfohlene Fallhöhe zu Horizontaldistanz: 200m → 2.000m / 250m → 3.500m / 280m → 5.000m

Tagebauplanung Seite 1124.01.2025
Lahmeyer hat 2019 die mögliche energetische Nachnutzung der drei 
Braunkohlentagebauseen untersucht
• Neben umfangreichen Grundlagenuntersuchungen in den Bereichen
Geologie, Hydrologie und Hydrogeologie, wurden in der Studie
mögliche Pumpspeicherkonzepte für das Gebiet der drei T agebaue
erarbeitet werden.
• In einem ersten Schritt wurden potentielle Standorte für
Pumpspeicherwerke identifiziert und bewertet. Die beiden
vielversprechendsten Varianten sollten daraufhin genauer
hinsichtlich technischer Machbarkeit, ökologischer Gesichtspunkte
und Wirtschaftlichkeit untersucht werden.
• Ergänzend wurde unter den alternativen energetischen
Nutzungsmöglichkeiten auch die Möglichkeiten der
Energiegewinnung aus Wasserkraft während der Befüllung der drei
T agebaurestlöcher bewertet.
Alle Varianten mit Einbeziehung gefüllter Restseen wurden nicht weiter empfohlen.
Auf den ersten 10 Plätzen lagen auf Grund der Fallhöhe und Entfernung von Ober- zu Unterbecken 
ausschließlich PSW-Kombinationen mit abgesenktem Unterbecken im Bereich der Restlochsohlen.

Tagebauplanung Seite 1224.01.2025
Die entsprechenden Fallhöhen werden im Bereich der T agebauseen lediglich während der Füllphase erreicht. Nach der Füllphase bietet die 
Verbindung zwischen dem T agebausee Inden (+92mNN) und Hambach (+65mNN) bei einer Distanz von 7 km die besten Randbedingungen. 
Diese Option bleibt jedoch weit hinter den (ökonomischen) Anforderungen an einen potenziellen Standort zurück.
Pumpspeicher
Ergänzende Bewertung der Lahmeyer Studie durch RWE - 2019
Darstellung aus 2019
Regionale Aspekte
• Schwankungsdifferenzen in den T agebauseen machen eine öffentliche Nutzung der 
Uferlinien nahezu unmöglich.
• T agebauseen dienen in den Regionen als Aufhänger für den anstehenden Strukturwandel.
• Arbeitsmarktpolitisch sind PSW wenig interessant.
Ökologische Aspekte
• Durch die regelmäßige Absenkung des Wasserspiegels wären dauerhaft auch die 
Feuchtgebiete an Niers und Rur betroffen. 
• Schwankende Seespiegel lassen keine ökologische Entwicklung der Uferzonen zu.
• Hohe Entnahmeraten aus den Seen (in beide Richtungen)  führen zu negativen 
Auswirkungen auf die Fischbestände.
T echnik
• Die wechselnden Strömungsdrücke auf die Böschung sind in Lockergesteinsböschungen 
nicht beherrschbar und führen zur Instabilität der Ufer 
• Eine Drainage im Kippenbereich dürfte in Bezug auf die Restsetzungen und 
Wasserqualitäten schwierig funktionsfähig gehalten werden können
• Auf Grund der entstehenden Druckstöße wird eine Gründung im geschütteten 
Untergrund als kritisch eingestuft.
Kosten
• Durch die dauerhafte Absenkung würden Ewigkeitskosten entstehen
• Die Dimensionierung der notwendigen Leitung führt zu hohen Investitionskosten 
einhergehend mit einer großen Flächeninanspruchnahme.

Tagebauplanung Seite 1324.01.2025
StEnSea Wasserbatterie
Grundkonzept gem. Idee Prof. Dr Schmidt-Böcking und Dr. Luther 2011 
und Modellversuch Fraunhofer IEE 2016 / 2024
2016
Das Konzept des Pumpspeicherkraftwerk nutzt das Meer (oder See) selbst als 
oberes Speicherreservoir. Das untere Speicherbecken wird durch einen 
Hohlkörper auf dem Grund gebildet, der im Pumpbetrieb mit Ladestrom leer 
gepumpt wird und im Entladebetrieb über eine T urbine zum Generatorantrieb 
wieder mit Wasser gefüllt wird.
In einem Modellversuch im Maßstab 1:10 im Bodensee aus dem Jahr 2016, 
wurden Detailfragestellungen zu Konstruktion und Bau, Installation und Logistik 
sowie Betriebsweise und Wartungskonzepten für das Speichersystem untersucht. 
Sicher ist, dass das Konzept erst ab Wassertiefen von ca. 600-800 Metern im 
Meer wirtschaftlich anwendbar sein kann. Bei den T ests im Bodensee handelte 
es sich also um einen einmaligen kurzen T est, mit dem die Anwendung im Meer in 
einem Nachfolgeprojekt vorbereiten werden soll.
2025
Nach dem T est im Bodensee wollen die Fachleute nun mit dem neuen Projekt den 
Einsatz in großer Wassertiefe unter Offshore-Bedingungen vor der 
kalifornischen Küste testen. Sie werden dort im Projekt „StEnSea“ in 500 bis 
600 Metern Tiefe eine hohle, 400 T onnen schwere Betonkugel mit neun Metern 
Durchmesser verankern.
Das Ziel es, alle Arbeitsschritte entlang der Herstellung, der Installation, dem 
Betrieb und der Wartung im Hinblick auf die angestrebte Größe der Kugel – ein 
Durchmesser von 30 Metern – zu untersuchen und zu bewerten.
Quelle: Fraunhofer IEE

Tagebauplanung Seite 1424.01.2025
StEnSea Wasserbatterie
Masterstudie „T echno-ökonomische Analyse der Anwendung des Stensea-Konzepts im Hambacher T agebausee“ 2021
Fraunhofer IEE - technischer Input durch RWE Power
Der StEnSea-Park im Tagebausee Hambach ist auf dem Day-Ahead-Markt nicht rentabel 
und wird seitens RWE Power daher nicht weiter verfolgt.
Methode
• Simulation des Marktverhaltens mittels eines 
linearen Programms
• Gewinnmaximierung durch Arbitragehandel auf 
dem Day-Ahead-Markt
• Historische Preiszeitreihen für das Jahr 2019, 
Preiszeitreihen für das Jahr 2031-2050 aus 
dem Strommarktsimulationsmodell Power ACE
Investitionen Erlöse Rentabilität
T eilergebnisse:
• Die spezifischen Kosten sind bei der Offshore-
Anwendung niedriger als bei einemT agebausee.
• Die leistungsspezifischen Kosten sind schon jetzt 
höher als die von Pumpspeicherkraftwerken 
(500-1.200 k€/MWhel)
T eilergebnisse:
• Drei Erlösszenarien für einen Zeitraum von 20 
Jahren mit möglichen Erlösen von 43, 90 und 
180 Millionen Euro/Jahr wurden ermittelt.
T eilergebnisse:
• Mittelwert: minus 210.945 € pro Unit und Jahr
• Mittlerer Verlust von 140 Millionen Euro für die 
Anlage pro Jahr
Methode
• Bestimmung der laufenden Auszahlungen
• Schätzung weiterer Eingangsgrößen (Zinssatz, 
Laufzeit, Preissteigerungen)
• Anwendung der Annuitätenmethode nach VDI 
6025
Quelle: Fraunhofer IEE

Tagebauplanung Seite 1524.01.2025
Unterwasserkavernenpumpspeicher
Aktualisierte Konzeptstudie Prof. Schmidt-Böcking 2024 
Die Idee: 
Errichtung von Betonhohlkörpern (Kavernen) auf dem T agebauboden als Unterbecken 
eines Pumpspeicherkraftwerks und Errichtung eines Oberbeckens in der Manheimer 
Bucht als Speicherbecken mit 24 GW Leistung und 215 GWh Speicherkapazität.
Bewertung RWE:
• Vorschlag im Vergleich zu anderen Speicheroptionen nicht wirtschaftlich – 
vorliegende Berechnungen beruhen auf unzutreffenden Annahmen, u.a. zu Kosten 
der baulichen Maßnahmen und verfügbarem Speichervolumen
• Bergbaulich schwer umsetzbar, u.a. wegen Eingriffen in die Gesamtmassenbilanz, 
Kippenaufbau, Stabilität des Abschlussdamms für Manheimer Bucht
• Hydrologisch mit erheblichen Eingriffen verbunden, insb. Ausschluss anderer 
Nutzungen der Manheimer Bucht, Größe der notwendigen Rohrleitungssysteme, 
Böschungsstabilität
• Ökologischer Eingriff, u.a. wegen Einschränkungen Ufer- und Flachwasserzonen 
und durch Betonage Manheimer Bucht keine Anbindung zu GW-Leitern
• Verzögerung der Wiedernutzbarmachung durch Baumaßnahmen und langes 
Genehmigungsverfahren, keine Befüllung See vor 2045/50 möglich

Tagebauplanung Seite 1624.01.2025
Randbedingungen:
• Maximal einzuleitenden Wassermenge 16,2 m³/s 
(Rheinwasser, Sümpfung, Entwässerung Sophienhöhe)
• Dauer der Befüllung bis Zielwasserspiegel rund 40 Jahre; 
Wasserstand steigt während dieser Zeit um rd. 350 m an
Einleitungstrasse:
• T rassenbreite 40 m, Länge der Einleitung ca. 3,5 km 
• Höhenunterschied ca. 365 m mit Alternierend Flach- und 
Steilstrecken
Favorisierte Variante: Kraftwerkstreppe mit 3 Krafthäusern, 
die über die gesamte Befülldauer genutzt und inszeniert werden kann.
Realisierung bis zur Wassereinleitung 2030.
Laufwasserkraftwerke können für die T agebauseen Hambach 
und ggf. Inden eine wirtschaftlich umsetzbare Alternative sein

Tagebauplanung Seite 1724.01.2025
Batteriespeicher am Kraftwerkstandort Neurath
wird kurzfristig in Betrieb genommen
Weitere große Potentiale für Batteriespeicher im Bereich von Tagebauböschungen vorhanden.
Erste Projekte in der Entwicklung und Genehmigungsvorbereitung.

Tagebauplanung Seite 1824.01.2025
Fazit
• RWE ist Gestalter und Schrittmacher der grünen Energiewelt. 
• Mit ihrer Investitions- und Wachstumsoffensive Growing Green trägt RWE maßgeblich zum Gelingen der 
Energiewende und zur Dekabonisierung des Energiesystems bei.
• Im Bereich Erneuerbare Energien ist RWE bereits heute eines der führenden Unternehmen und wird bis 2030 
weltweit 55 Milliarden Euro in Offshore- und Onshore-Wind, Solarenergie, Speichertechnologien, flexible 
Erzeugung und Wasserstoffprojekte investieren. 
• Aufbauend auf dieser Strategie wird auch RWE Power in Zukunft weiter ergebnisoffen mögliche energetische 
Nutzungen der T agebaue selbst und der entstehenden T agebauseen unterstützen und Projekte, deren 
Realisierungschancen darstellbar sind, gemeinsam mit den Partnern in der Region umsetzen. 
• Pumpspeicher stellen aufgrund der geringen Fallhöhen sowie der großen Distanzen möglicher Ober- und 
Unterbecken zueinander im Rheinischen Revier keine Option dar. 
• Die StEnSea Wasserbatterie wird von RWE nicht weiter verfolgt. Denkbar, wenn Wirtschaftlichkeit und 
Machbarkeit nachgewiesen sind.
• Unterwasserkavernenpumpspeicher werden von RWE aufgrund der Vielzahl ungeklärter Rahmenbedingungen 
nicht weiter verfolgt.
• Batteriespeicher und wasserstofffähige Gaskraftwerke sind derzeit favorisierte Absicherung der erneuerbaren 
Energien.

Glück Auf!

Titel der Präsentation
Wasserstoffnetze für das 
Rheinische Revier
Prof. Dr. Phillip Fest
Köln, 24.01.2025

Titel der Präsentation
Agenda
1. Rückblick: NRW als Vorreiter
2. Überblick: Das Wasserstoff-Kernnetz
3. Überblick: Integrierte Netzplanung 
4. Fokus: Das Rheinische Revier
5. Zusammenfassung
2

Titel der Präsentation
1. Rückblick
Nordrhein-Westfalen als Vorreiter in Sachen Wasserstoff

Titel der Präsentation
1. Rückblick
4
Wasserstoff Roadmap NRW (2020)
Quelle: Wasserstoff Roadmap NRW (2020)
 Quelle: Nationale Wasserstoffstrategie (2020)
 Quelle: Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (2023)
Nationale Wasserstoffstrategie (2020 & 2023)

Titel der Präsentation
1. Rückblick
5Quelle: Integrierte Netzplanung, wirtschaft.nrw
Integrierte Netzplanung NRW
 Leuchtturmprojekt aus dem Jahr 2023
 Projekt des MWIKE, OGE, Thyssengas, Amprion und Westnetz
 Wesentliche Erkenntnis:
„Ein systemübergreifender und iterativer, bundesweiter Prozess zur 
Bedarfsermittlung für Energieinfrastruktur muss für die Realisierung 
des Klimaneutralitätsnetzes 2045 kurzfristig angestoßen werden.“ 
(S. 10)

Titel der Präsentation
1. Rückblick
6
Energie- & Wärmestrategie NRW (2024)
Quelle: Energie- & Wärmestrategie NRW (2024)
Bis 2045 wird es einen Bedarf von 129-179 TWh an Wasserstoff 
und Derivaten in Nordrhein-Westfalen geben
Wasserstoff soll vorrangig in den Bereichen zum Einsatz 
kommen, in denen eine Elektrifizierung oder andere 
Ausweichmöglichkeiten beziehungsweise Substitute nicht 
möglich oder wirtschaftlich nicht tragfähig sind.
Spätestens im Jahr 2045 soll nur noch grüner Wasserstoff zum 
Einsatz kommen.

Titel der Präsentation
2. Überblick: Das Wasserstoff-Kernnetz

Titel der Präsentation
2. Wasserstoff-Kernnetz
 22.10.2024: Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes
 Das Wasserstoff-Kernnetz in NRW:
8
Leitungslänge Neubau/Umstellung Verdichterleistung Investitionskosten
9.040 km 44% / 56 % 291 MW 18,9 Mrd. €
Quelle: Angaben der BNetzA im Zusammenhang mit der Genehmigung des Kernnetzes
Leitungslänge
gesamt
Kernnetz
in NRW*
Davon Neubau 
in NRW*
Davon Umstellung 
in NRW*
9.040 km Ca. 1.550km
(ca. 17% der 
Gesamtlänge)
Ca. 750km
(ca. 48% der Länge des 
Kernnetzes in NRW)
Ca. 800km
(ca. 52% der Länge des 
Kernnetzes in NRW)
* grobe Näherungswerte; der tatsächliche Leitungsverlauf wird erst in nachgelagerten Planungsverfahren 
festgelegt
Quelle: Berechnung auf Grundlage der Genehmigung der BNetzA sowie Angaben von FNB

Titel der Präsentation
 9
Quelle: Darstellung der FNB Gas
2. Wasserstoff-Kernnetz

Titel der Präsentation
2. Wasserstoff-Kernnetz
10
Quelle: Darstellung der FNB Gas

Titel der Präsentation
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
 12
 Genehmigung des Kernnetzes lediglich erster Schritt
 Zweiter Schritt: Fortlaufende integrierte Netzentwicklungsplanung für 
Wasserstoff und Erdgas
Das Kernnetz ist lediglich der „Startschuss“, während die Fortentwicklung durch 
die integrierte Netzplanung erfolgt
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
 13
 1. Schritt: Szenariorahmen
 Alle zwei Jahre ist ein Szenariorahmen für den 
Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zu erstellen
 Erstmalig im Jahr 2024
 umfasst mindestens drei Szenarien, die mindestens die nächsten 
zehn und höchstens 15 Jahre abdecken, zudem drei weitere 
Szenarien für das Jahr 2045
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
 14
 2. Schritt: Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff
 Alle zwei Jahre ist ein nationaler Netzentwicklungsplan für das 
Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetz (Netzentwicklungsplan 
Gas und Wasserstoff) zu erstellen
 Erstmalig im Jahr 2025
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
 15Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025, S. 17. 
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
 16
Aktueller Stand:
 Entwurf des Szenariorahmens für den NEP Gas und 
Wasserstoff 2025
 Konsultationsphase vom 02. bis zum 30. September
 MWIKE NRW hat Stellung genommen
 Nächster Schritt: Genehmigung durch die BNetzA
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025
3. Überblick: Integrierte Netzplanung

Titel der Präsentation
4. Fokus: Das Rheinische Revier

Titel der Präsentation
4. Fokus:
Rheinisches Revier
18Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025, S. 28.

Titel der Präsentation
4. Fokus: Rheinisches Revier
19
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025, S. 24 ff. (+ eigene Bearbeitung)
Berücksichtigte neue Gaskraftwerke (Auswahl):

Titel der Präsentation
4. Fokus: Rheinisches Revier
20
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025, S. 59
Wasserstoffeinspeisemengen
im Jahr 2035

Titel der Präsentation
 21
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025, S. 59 (+ eigene Bearbeitung)
4. Fokus: Rheinisches Revier

Titel der Präsentation
 22
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025, S. 60
4. Fokus: Rheinisches Revier
Wasserstoffausspeisemengen 
im Jahr 2035

Titel der Präsentation
 23
Quelle: Entwurf des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas 
und Wasserstoff 2025, S. 60 (+ eigene Bearbeitung)
4. Fokus: Rheinisches Revier

Titel der Präsentation
 24
Quelle: Projekte im 
NEP 2037/2045 (2023)
+ eigene Darstellung
4. Fokus: Rheinisches Revier
Projekte im Strom-NEP 
2037/2045 (2023)

Titel der Präsentation
5. Zusammenfassung

Titel der Präsentation
 26
Das Kernnetz ist „Startschuss“, während die Fortentwicklung durch die 
integrierte Netzplanung erfolgt
Integrierte Netzplanung bietet damit sowohl Perspektiven zur Weiternutzung 
der Gasinfrastruktur, als auch zur Fortentwicklung des Wasserstoff-
Transportnetzes in Richtung weitere Verzweigung
Rheinisches Revier hat weiterhin Perspektive als Kraftwerksstandort und als 
Verbrauchsschwerpunkt für Wasserstoff
Stand der Netzplanung:
 derzeit: Entwurf des Szenariorahmens, liegt zur Genehmigung bei der 
BNetzA
 Anschließend: Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff
 Landesregierung begleitet Verfahren fortlaufend

Titel der Präsentation
Vielen Dank für die Aufmerksamkeit!
Prof. Dr. Phillip Fest
Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie
des Landes Nordrhein-Westfalen
Gruppenleitung 62, 
Referat 621 – Grundsatzangelegenheiten und Energieinfrastruktur
E-Mail: phillip.fest@mwike.nrw.de
Berger Allee 25
40213 Düsseldorf
27

Wasserstoff im 
Rheinischen Revier
Michael F. Bayer, 
Hauptgeschäftsführer der 
Industrie- und Handelskammer Aachen
10. Sitzung der Kommission Rheinisches Revier, 24. Januar 2025

Wasserstofferzeugung- und -nutzung
Industrie / Potenzielle Abnehmer
H2-Ready Gaskraftwerk
Hafen
H2-Erzeugung
Geplante Inbetriebnahme: 2028
Geplante Inbetriebnahme: 2032
 Hohe Dichte von potenziellen H2-Abnehmern
 Chance frühzeitig über Belgien an das H2-
Kernnetz angeschlossen zu werden
 Dezentrale Elektrolyseprojekte im Bau oder im 
Betrieb 
 Vielzahl an Zulieferern entlang der H2-
Wertschöpfungskette

Akteure der H2-Wertschöpfungskette (Auswahl)
• NPROXX GmbH
• Ecoclean GmbH
• iGas Energy GmbH
• Neuman & Esser GmbH & Co. KG
• Schoeller Werk GmbH Co. KG
• Future Pipe Industries
• Tec4Fuels GmbH
• Centroplan GmbH
• Meta Motoren- und Energie-
Technik GmbH 
• ISATEC GmbH
• INperfektion GmbH
• FEV Europe GmbH
• AS Tech Industrie-und 
Spannhydraulik GmbH
• RWTH Aachen University
• Fachhochschule Aachen
• Forschungszentrum Jülich GmbH
• Helmholtz-Cluster für nachhaltige 
und infrastrukturkompatible 
Wasserstoffwirtschaft
• Fraunhofer IEG - Institution for 
Energy Infrastructures and 
Geothermal Systems
• H2HS
• Bedburg H2 Hub
• Grüne Wasserstoffproduktion 
Brainergy Park Jülich
• Shell Elektrolyse
• Papierindustrie
• Glasindustrie
• Chemieindustrie
• Verzinkerei
• Ziegelbrennerei
Wirtschaft
Wissenschaft
Netzwerke
Branche

+
 Perspektive auf Anschluss an das 
Kernnetz 2028
 Best-Practice Genehmigungen 
von Elektrolyseuren im Revier
 Verbesserungen durch WassBG
–
 Fehlende Wirtschaftlichkeit
 Lückenhafte Regulatorik für 
Verteilnetze
 Mangelhafte Definition von 
grünem Wasserstoff 
 Unzureichende Förderungen für 
„First-Mover“
 Netzausbau hinkt hinterher
 Direktbezug von erneuerbarem 
Strom schwierig
Ist-Zustand

Das ist jetzt zu tun:
 Schnelle Planung und Genehmigung des Kernnetzabschnitts bis 
Weisweiler
 Regulatorische Lücken für Wasserstoff-Verteilnetze schließen
 Finanzierungsmechanismus für H2-Verteilnetze schaffen
 Vereinfachung des Direktbezugs von Grünstrom zur Elektrolyse
 Reform und Vereinfachung des Delegated Acts der EU zur Definition 
von grünem Wasserstoff
 Mittelstandsfreundliche Klimaschutzverträge oder vergleichbare Anreize 
für First-Mover
 Gute Praxis bei Genehmigungen für Elektrolyseure zum Standard 
machen

Mit höchster Priorität:
Anschluss des Rheinischen Reviers an die Wasserstoffinfrastruktur ab 
2028 sicherstellen!
Darum:
Regulatorische Lücken schließen und schnellstmögliche Planungs- und 
Genehmigungsverfahren für das Kernnetz und die Verteilnetze 
ermöglichen

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!