Energie & Klima 2/2025 Seite 2 RheinEnergie Europäische Superlative in Köln-Niehl. 2028 nehmen wir Europas größte Flusswasser-Wärmepumpe an unserem Heizkraftwerk- Standort in Köln-Niehl in Betrieb. Die Anlage wird etwa 50.000 Kölner Haushalte mit klima- neutraler Fernwärme versorgen und spart jährlich rund 100.000 Tonnen CO2 ein. Die Tinte unter den Verträgen ist trocken: Bereits Ende März unterzeichneten Andreas Feicht, Vorstandsvorsitzender der RheinEnergie AG, und Dr. Uwe Lauber, Vor- sitzender des Vorstands von Everllence (vormals MAN Energy Solutions), eine Vereinbarung für den Bau einer Groß- wärmepumpe mit einer Leistung von 150 Megawatt (MW). Die Anlage mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von 280 Mio. Euro ist von zentraler Bedeutung für die nachhaltig dekarbonisierte Wärmever- sorgung Kölns. „Das Projekt hat Signal- wirkung für Deutschland und Europa, denn wir beschreiten neue Wege für eine wirtschaftlich und ökologisch nachhaltige Wärmeproduktion“, unterstreicht Andreas Feicht. „Umweltenergie steht uns mit dem Rhein in reichem Maß zur Verfügung. Sie zu erschließen ist die rationellste und effizienteste Methode, um unsere Wärme- versorgung zu dekarbonisieren.“ Großwärmepumpe schlüsselfertig Everllence fungiert bei diesem Projekt als Generalunternehmer und wird die neue Anlage schlüsselfertig errichten und an die RheinEnergie übergeben. Der Lieferauftrag umfasst unter anderem die vollständige Großwärmepumpenanlage inklusive eines Gebäudes mit drei Großwärmepumpen- Einheiten, einem weiteren mit Fernwärme- pumpen sowie neue Flusswasser- und Fernwärmeleitungen. Kernstück werden drei in Oberhausen und Berlin gefertigte, elektrisch betriebene Getriebekompresso- ren sein. Für die Nutzung der Anlage wird ein Konsortium der Unternehmen Züblin und Strabag Wassertechnik zusätzlich ein Wasserentnahmebauwerk mit aufwendi- gen Fischschutzanlagen errichten. Damit werden wir den hohen wasserrechtlichen Anforderungen zum Schutz der Rheinfauna gerecht. Wasserkreislauf sorgt für Wärme Die geplante Flusswasser-Wärmepumpen- anlage nutzt einen thermodynamischen Kreislauf, um Wärme aus dem Rhein- wasser zu gewinnen und in das Fern- wärmenetz Kölns einzuspeisen. Für den Betrieb werden dem Rhein stündlich bis zu 25.000 Kubikmeter Wasser entnommen und am Ende des Prozesses leicht gekühlt Energie von „Vater Rhein“ Der Wärmeinhalt des Rheinwas- sers wird in drei zusammenge- schalteten Wärmepumpen nutz- bar gemacht. In Wärmetauschern überträgt sich die Wärme auf ein Kältemittel. Dieses verdampft und wird komprimiert, um die Tem- peratur weiter zu erhöhen. Das Rheinwasser fließt um 2 bis 4 °C abgekühlt zurück in den Fluss. Hat das Kältemittel seine Energie an unser Fernwärmenetz übertra- gen, kann es dekomprimieren und steht wieder für die Wärmeerzeu- gung zur Verfügung. Verbindung zum Fernwärmenetz Um die Wärme des Rheinwassers zu nutzen, pumpen wir es für Flora und Fauna schonend aus dem Becken des Niehler Hafens. Anschließend wird es gefiltert und gelangt zur Wärmepumpe. Fernwärmepumpenhaus Gasisolierte Schaltanlage und 380-Kilovolt-Trafo: Die Wasser- und Wärme- pumpen brauchen eine leistungsstarke Strom- versorgung, um die 150 Megawatt Wärmeleistung zu erreichen. 2. 3. 5. 6. 4. 1.

Energie & Klima 2/2025 Seite 4 RheinEnergie Wer parkt, gewinnt. E-Autos und häusliche Batteriespeicher sind ideal, um überschüssigen Strom aus Erneuerbaren Energien zwischenzuspeichern. Eine zukunftsweisende Idee, die wir zusammen mit unserem Partner The Mobility House in die Tat umsetzen. ChargeFlex – Ihr Autostrom-Tarif Sie geben uns die Möglichkeit, Ihr E-Auto zeitlich variabel zu laden – wir zahlen Ihnen dafür einen individuellen Optimierungsbonus. Wann und wie viel Sie laden, bestimmen Sie mit der ChargeFlex-App. Je größer die Lade- menge im Flexmodus, desto höher Ihr Bonus. Beispiel: Bei einer smart gelade- nen Menge von 2.500 Kilowattstunden oder rund 15.000 km Fahrleistung pro Jahr ist ein Optimierungsbonus von ca. 250 Euro jährlich drin. www.rheinenergie.com/chargeflex Emissionsfrei und preiswert Auto fahren – für E-Auto-Fahrer kann beides Realität werden. Möglich macht dies das Konzept „Vehicle- to-Grid“ oder kurz: V2G. Dabei kommen die Batterien von E-Autos als mobile Kraftwerke und Energiespeicher zum Einsatz. Wird zum Beispiel an der heimischen Wallbox aus den Auto-Akkus Energie zurück ins Stromnetz gespeist, erhält der Autobesitzer eine Ver- gütung. Im Idealfall fährt er dann CO2-neutral und kostenfrei. Ein Unternehmen, dass sich dieser Idee des bidirektionalen Ladens verschrieben hat, ist The Mobility House AG. Seit Mitte 2024 ist Andreas Feicht, Vorstandsvorsitzender der RheinEnergie, im Verwaltungsrat des Schweizer Unternehmens. „Wir bringen unser energiewirtschaftliches und netztechnisches Know-how ein. Die Energiewende eröffnet ungeahnte Chancen, dazu gehört die Nutzung von Elektroautobatterien als Speicher im Stromnetz“, so Feicht. Die gesammelte Speicherkapazität von Elektrofahrzeugen lasse sich ideal für ein nachhaltiges Netzmanagement und eine bessere Lastpufferung nutzen. „Zusammen mit Mobility House entwickeln wir das komplexe System aus Stromnetz, Speichern und Erzeugungsanlagen weiter“, so Feicht. Sparen mit flexiblem Laden Eine Lösung ist schon verfügbar. Mit unserem ChargeFlex-Tarif bieten wir unserer Kundschaft einen intelligenten Stromtarif für ihr E-Auto: Dafür, dass wir das Fahrzeug zeitlich variabel laden dürfen, erhalten die Kundinnen und Kunden für jede so geladene Kilowatt- stunde einen Bonus – und können günstiger fahren (siehe Kasten). „Uns hilft ChargeFlex, das Stromnetz zu ent- und besser auszulas- ten“, so Andreas Feicht. Denn aktuell sorgen die schwankenden Erträge der erneuerbaren Energien für ein Ungleichgewicht: Tagsüber, wenn die Energie aus Wind- und Solaranlagen oft im Überfluss vorhanden ist, sinken die Strompreise, der Strombedarf ist aber vergleichsweise gering. In den Zeiten erhöhten Bedarfs, etwa abends, liefern Erneuerbare Energien weniger Strom, die Preise steigen. Dieser Effekt lässt sich ausgleichen, wenn Fahrzeugakkus nun als flexibler Speicher für die Erneuerbaren Energien genutzt werden. Umso mehr, wenn zukünftig auch bidirektionales Laden möglich sein wird, also auch Strom aus E-Autos und heimischen Batteriespeichern zurück ins Netz fließt. Aber warum sollten E-Auto-Fahrer und Betreiber von Batteriespei- chern ihre Speicherkapazität in den Dienst der Energiewirtschaft stellen? Weil es sich im wahrsten Sinne auszahlt: Im Alltag brau- chen zum Beispiel E-Autos nur rund ein Drittel ihrer eigentlichen Akkukapazität für Fahrten. Zudem hängen sie lange ungenutzt an den Ladestationen. Also könnten E-Auto-Besitzer bestimmen, wie viel Speicherkapazität sie für ihre Fahrten brauchen und wie viel sie als Zwischenspeicher zur Verfügung stellen möchten. Für die zwischengespeicherte Menge gibt es eine Vergütung. Was die Antriebsenergie angeht, wird E-Auto-Fahren damit wesent- lich günstiger. „Noch stehen dem bidirektionalen Laden einige regulatorische und gesetzgeberische Hindernisse im Weg“, sagt Andreas Feicht. „Und trotzdem: Wir sind dabei, eine der großen Herausforderungen der Energiewende zu lösen: das Zwischen- speichern großer Mengen Erneuerbarer Energien.“ www.mobilityhouse.com

Energie & Klima 2/2025 Seite 6 RheinEnergie Gemeinsam mehr speichern. Zusammen mit SMA Altenso wird die RheinEnergie Batteriegroßspeicher-Projekte in ganz Deutschland umsetzen. Premiere feiert die strategische Partnerschaft mit einem Projekt im niedersächsischen Einbeck. bereits sehr erfolgreich einen Batteriespei- cher an unserem bislang größten Solar- park in den Gemeinden Lärz und Rechlin in Mecklenburg-Vorpommern. Dieses Engagement bauen wir nun aus. Durch die frühzeitige Marktpräsenz in diesem Ge- schäftsfeld sichern wir uns wichtige Wett- bewerbsvorteile. Ich freue mich auf die Zusammenarbeit mit SMA Altenso – wenn wir unsere jeweiligen Stärken zusammen- bringen, können wir die Energiewende in Deutschland wirklich vorantreiben.“ Gemeinsam mit SMA Altenso wird die RheinEnergie deutschlandweit mehrere Projekte für Batteriespeichersysteme entwickeln und realisieren. Sie wird diese neue Speicherinfrastruktur sowohl mit Windparks oder Photovoltaikanlagen verbinden als auch in der Nähe von Um- spannwerken installieren. SMA Altenso ist innerhalb dieser Projekte für Entwick- lung, Bau und Wartung der Batteriegroß- speicher verantwortlich, während die RheinEnergie Trading die Bewirtschaftung übernimmt. Pilotprojekt in Niedersachsen Das erste gemeinsame Projekt befindet sich bereits in Bau. In der Gemeinde Ein- beck im Kreis Northeim in Niedersachsen wird gegenwärtig eine 3.000 Quadratmeter große Fläche erschlossen. Hier entsteht ein Batteriegroßspeicher mit 64 Mega- wattstunden Kapazität und 24,5 Mega- watt Leistung, der bereits Anfang 2026 in Betrieb genommen werden soll. Weitere gemeinsame Projekte, die einen Beitrag zur sicheren Energieversorgung aus Er- neuerbaren Quellen leisten werden, sind bereits in Planung. Im Team für die Energiewende (v. r. n. l. ): Stephan Segbers, Vertriebsvorstand der RheinEnergie, Ulrich Bemmann, Abteilungsleiter Erneuerbare Energien der RheinEnergie, und Burkhard Söhngen, Geschäfts- führer von SMA Altenso. Speicherkapazitäten sind ein zentraler Bau- stein der Energiewende. Schließlich lässt sich mit Wind und Sonne nicht so gleich- mäßig und bedarfsorientiert Energie erzeu- gen wie mit den von fossilen Energieträgern angetriebenen Kraftwerken. Deshalb ist es für das Gelingen der Energiewende von maßgeblicher Bedeutung, Speicherkapazi- täten und Leitungssysteme nahe der Solar- und Windparks aufzubauen, dort, wo Strom in bestimmten Tages- oder Jahreszeiten im Übermaß produziert wird. Die Energiebranche nimmt sich bundesweit des Themas an und daher ist der Markt für Batteriespeichersysteme aktuell mächtig in Bewegung. 2024 stieg die installierte Kapa- zität von Großspeichern von 1,5 auf 2,2 Gi- gawattstunden (GWh) an, für das laufende Jahr wird mehr als eine Verdreifachung auf 6,7 GWh erwartet. Die Prognose für 2026 liegt bei 8,6 GWh prognostiziert. Für das Jahr 2045 geht die Bundesnetzagentur von einem Speicherbedarf von 168 GW Leis- tung in Deutschland aus. Angesichts dieser Entwicklungen will die RheinEnergie ihren Teil zum Ausbau von Speicherinfrastruktur beitragen und ist dafür eine strategische Partnerschaft mit dem Unternehmen SMA Altenso eingegangen, einem international tätigen Spezialisten für hybride Energie- und Speichersysteme aus Hessen. Wettbewerbsvorteil gesichert „Die Stromvermarktung aus Batteriespei- chern eröffnet uns ein neues Geschäftsfeld, das schnell wachsen wird“, sagt Stephan Segbers, Vertriebsvorstand der Rhein- Energie. „Seit Sommer 2024 betreiben wir Erfolgskonzept Batteriespeicher: Ein Manko der Erneuerbaren Energien ist die naturge- mäß schwankende Erzeugung. Die Lösung ist, überschüssigen Strom aus Wind- und Solarparks in Batteriegroßspeichern zu parken, bis er gebraucht wird.

Energie & Klima 2/2025 Seite 8 RheinEnergie Sparsamer rechnen Rechenzentren sind die neue industrielle Infrastruktur für unsere digitalisierte Gesellschaft. Wie die RheinEnergie sie nachhaltig mit Energie versorgt, erklärt unsere Kollegin Julie Brizzolara, Programmmanagerin Energiedienstleistungen & Fernwärme. Frau Brizzolara, warum ist das Energiemanagement von Rechenzentren so besonders? Weil ihre Anzahl immer weiter steigt und ihr Energiehunger enorm ist. Die fortschreitende Digitalisierung rund um KI, Cloud-Compu- ting und Streaming-Dienste braucht eben Rechenpower und damit viel Strom. Weltweit wird sich der Energiebedarf für Rechenzentren bis 2030 deshalb verdoppeln. In Deutschland ist er zwischen 2010 und 2022 um 70 Prozent auf knapp 18 Terawattstunden pro Jahr angewachsen – das ist ein Drittel mehr als der Strombedarf der Stadt Berlin. In den kommenden fünf Jahren wird der Stromver- brauch der Rechenzentren bei etwas mehr als 30 Terawattstunden pro Jahr liegen. In diese Zahl sind die dringend nötigen, erheb- lichen Effizienzsteigerungen in der Strom- und Abwärmenutzung bereits eingerechnet. Und hier kommt die RheinEnergie ins Spiel? Genau. Der große Strombedarf der Rechenzentren stellt eine enorme Herausforderung dar. In Deutschland wird es langfristig nicht genügend Grundstücke mit ausreichend Netzanschluss- kapazität geben. Hier spielt die dezentrale Stromversorgung eine große Rolle. Die RheinEnergie bietet hier verschiedene Lösungen an, auch vor Ort Strom zu erzeugen. Zusätzlich kann dank Kraft- Wärme-Kopplung und Brennstoffzellen Abwärmeenergie genutzt werden – zum Heizen oder auch zum Kühlen. Ein Großteil des genutzten Stroms wandeln die Serverfarmen bisher in Wärme um, die in der Regel nicht genutzt wird. Sie wird sogar mit zusätzlichem „ Der große Strom- bedarf der Rechen- zentren stellt eine enorme Heraus- forderung dar. Die RheinEnergie bietet hierzu effiziente und nachhaltige Lösungen an.“ Energieaufwand an die Außenluft abgegeben. Hier steckt riesiges Potenzial: Mit der Abwärme könnten jährlich schätzungsweise 350.000 Wohnungen versorgt werden. Die Abwärme soll deshalb laut Energieeffizienzgesetz zukünftig stärker genutzt werden. Rechenzentren, die ab Juli 2026 in Betrieb gehen, müssen zehn Prozent ihrer Abwärme weiter verwenden, später auch mehr. Wir helfen den Betreibern schon jetzt bei der Planung, die wertvolle Energie mehrfach einzusetzen: für die Rechenleistung, zum Kühlen der Server, zum Heizen von Büros, Wohnungen oder öffentlichen Schwimmbädern. Woran ist das bisher gescheitert? Projekte zur Abwärmenutzung werden bisher häufig zurückgestellt, weil es keine geeigneten Abnehmer in der Nähe gibt. Zudem fehlt oft eine geeignete Strom- und Wärmenetzinfrastruktur. Grund- stücke für Rechenzentren, die über einen ausreichend leistungs- starken Netzanschluss verfügen, sind leider rar. Hier müssen die Planungen zu Rechenzentren, Netzausbau und Wärmeabnehmern wie Wohn- und Bürogebäuden in Zukunft stärker koordiniert wer- den. Genau daran beteiligen wir uns derzeit intensiv bundesweit in mehreren Projekten. Kleinere Edge-Rechenzentren könnten zum Beispiel in den urbanen Raum wandern und dort zur Wärmever- sorgung beitragen. Parallel setzen wir auf eine dezentrale, effiziente Energieversorgung, etwa über Brennstoffzellen oder Blockheiz- kraftwerke. Die sind schnell verfügbar, relativ kompakt und durch ihren modularen Aufbau hoch verfügbar und in ihrer Leistung nahe- zu beliebig skalierbar. Welche Herausforderungen gibt es noch? Ein Rechenzentrum ist kein Hochofen. Die Abwärme der luftge- kühlten Rechenzentren reicht mit rund 30 °C in der Regel nicht aus, um damit direkt heizen zu können. Die Temperatur muss durch eine Wärmepumpe auf 80 bis 130 Grad °C angehoben werden, um sie in einem Gebäude- oder Fernwärmenetz nutzen zu können. Bei einer reinen Wasserkühlung direkt auf Computerchips werden hingegen 50 bis 60 °C erreicht, damit sinken die zusätzlichen Energiekosten für die Temperaturerhöhung. Wir bedienen uns hier aus einem Fundus an innovativen, technischen Methoden, um mit unseren Kunden die für ihren Standort nachhaltigste Energielösung realisieren zu können. Impressum Herausgeber Gestaltung und Redaktion Fotos RheinEnergie AG RheinEnergie AG Fotografie Joachim Rieger, Parkgürtel 24 50823 Köln rheinenergie.com Druck Content Company Neo Christian Knieps; Thilo Schmül- Barz & Beienburg GmbH Ouerghi, Adobe Stock gen; Rheinmetall AG; RheinEnergie AG/Angelika