mini|Luftaufnahme des Großkraftwerks Mannheim und der Rheinfähre Altrip in der Dämmerung. mini|Größenvergleich des Großkraftwerk Mannheim zu den Hochhäusern Die Grosskraftwerk Mannheim AG (GKM) betreibt in Mannheim den größten Energiestandort in Baden-Württemberg. Das Steinkohlekraftwerk erzeugt Strom für rund 2,5 Millionen Menschen, Gewerbe und Industrie sowie Fernwärme für rund 120.000 Haushalte durch Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Für die DB Energie GmbH ist das GKM zudem ein Lieferant von Einphasenbahnstrom.
Die Werkleistung beträgt brutto 2146 MW bzw. netto 1958 MW, die installierte Fernwärmeleistung (Heizwasser) rund 1500 MWth. Von der Nettoleistung stehen 120 MW für die Produktion von Einphasenbahnstrom für die DB Energie GmbH zur Verfügung.Informationen des Betreibers
Das GKM ist ein Gemeinschaftskraftwerk der RWE Generation (40 %), der EnBW Energie Baden-Württemberg (32 %) und der MVV RHE GmbH (28 %), Mannheim, die Drehstrom und Fernwärme (MVV RHE GmbH) auf Selbstkostenbasis übernehmen.
Geschichte mini|Vorzugsaktie über 10000 Mark der Großkraftwerk Mannheim AG vom Juli 1923 Das Grosskraftwerk Mannheim wurde 1921 von den Pfalzwerken, der Stadt Mannheim, der Badischen Landeselektrizitätsversorgung (später Badenwerk, heute EnBW) und der Neckar AG gegründet. 1923 gingen die ersten Kessel in Betrieb. Gründungsdirektor und bis 1952 Vorsitzender war Fritz Marguerre. Er baute mit den Kesseln 1 und 2 im Werk 1 (später Marguerre-Werk genannt) erstmals ein Hochdruckheißdampfkraftwerk, das mit Frischdampf von etwa 100 bar und 420 Grad Celsius arbeitete.
Der Frischdampf wurde zuerst auf eine Vorschaltturbine geleitet, danach (mit etwa 20 bar) wieder zwischenüberhitzt und auf eine der schon bestehenden Niederdruckturbinen aus dem alten 20-bar-Werk geleitet. Mit dieser Maßnahme konnte Marguerre den Wirkungsgrad des Kraftwerks deutlich erhöhen. Weitere Wirkungsgradverbesserungen wollte er durch die Einführung der doppelten Zwischenüberhitzung und einer weitgehenden Nutzung der verschiedenen Dampfdrücke und -temperaturen durch vielfache Anzapfungen an den Turbinen (zum Beispiel zum Antrieb von Pumpen oder Verdampfern) erreichen. Viele dieser Maßnahmen konnte er bereits im Werk 1 umsetzen: So wurden schon in den dreißiger Jahren benachbarte Industrieunternehmen mit Ferndampf, nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung, versorgt. Aufgrund des Strommangels nach dem Zweiten Weltkrieg musste er notgedrungen im Werk 1 die sogenannte „Ersatzanlage 49“ in bewährter, aber alter Technik bauen. Dazu wurden die alten 20-bar-Kessel aus der Gründungszeit abgerissen und an deren Stelle vier gleiche Kessel (Kessel 7–10) errichtet, die zwei neue Hochdruckmaschinen (A und B) speisten. Der zwischenüberhitzte Dampf ging wieder auf die bestehende 20-bar-Sammelschiene im Werk 1. Ihr Wirkungsgrad war aufgrund der niedrigen Temperatur (410 °C) für Marguerres Vorstellungen zu gering. Die doppelte Zwischenüberhitzung konnte er aber erst 1952 mit Block 1 (Kessel 11 und 12) in neuen Werk II realisieren und erreichte mit 38,2 % Wirkungsgrad einen damaligen Rekordwert unter den Kondensationskraftwerken. Daher wurden die Kessel 7–10 schon recht früh möglichst wenig gefahren, nachdem die ersten Blöcke im Werk II zur Verfügung standen.
Im Dritten Reich wurde mit dem Bunkerwerk Werk Fritz ein komplettes Kraftwerk mit Kessel und Turbosatz unter einen Kohlenhaufen gebaut, um es vor Luftangriffen zu schützen. Dieser Bunkerbau ist heute noch zwischen Block 8 und Werk II vom Rhein aus zu sehen. Nach dem Krieg demontierte die französische Besatzungsmacht das Werk. Die Wiedermontage in Frankreich scheiterte, so dass das Werk Fritz nie mehr in Betrieb ging. Die Bunkeranlage diente später immer wieder Druck- und Berstversuchen für Forschungszwecke.
1953 wurden erstmals mehr als eine Milliarde Kilowattstunden Strom abgegeben. Ab 1955 wurde auch Bahnstrom erzeugt. Dazu wurde im neuen Werk II jeweils an den Drei-Phasen-Generator der beiden 20-bar-Kondensationsmaschinen M11 und M12 (3000 Umdrehungen pro Minute) eine Voith-Marguerre-Kupplung mit Getriebe angebaut. Darüber wurde dann ein Einphasenbahngenerator mit 1000 Umdrehungen pro Minute angetrieben. Über die Kupplung konnte der Leistungsanteil der Turbine, der als Einphasenstrom abgegeben werden sollte, verstellt werden. 1959 begann die Versorgung Mannheims mit Heißwasser-Fernwärme aus Nutzung der Abwärme.
Nach stetiger Vergrößerung des Werkes kamen in den 1980ern erstmals Rauchgasentschwefelungsanlagen zum Einsatz. Dabei wurde im Block 7 das sogenannte Walther-Verfahren zur Entschwefelung erstmals großtechnisch eingesetzt, bei dem mittels Ammoniak anstelle von Kalkmilch entschwefelt wird. Anstatt Gips bildet sich dabei das als Düngemittel verwendbare Ammoniumsulfat. Aufgrund verschiedener verfahrenstechnischer Schwierigkeiten, die durch die Herstellerfirma nicht fristgerecht beseitigt wurden, wurde die Walther-Anlage durch eine konventionelle Kalkmilch-Entschwefelung ersetzt.
Die Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland erzwang in den 1990ern drastische Kosteneinsparungen und einen erheblichen Abbau der einst 1600 Arbeitsplätze auf heute weniger als die Hälfte. Dies wurde unter anderem durch erhebliche Reduktion des Werkstattpersonals erreicht.
Im Mai 2020 beschloss der Aufsichtsrat die endgültige Stilllegung von Block 7. Dieser wurde von der Bundesnetzagentur jedoch als systemrelevant für die Stromversorgung eingestuft und muss bis mindestens März 2025 betriebsbereit gehalten werden, um bei Bedarf schnell hochgefahren werden zu können.
Wegen der drohende Energiekrise, nach Ausbruch des Angriffskrieges Russlands gegen die Ukraine, wurde Block 7 wieder aus der Netzreserve zurück an den Markt geholt. Er soll bei einer Gasmangellage die Energieversorgung für bis zu einer Million Haushalte sichern und Gas im Rahmen der Energieversorgung einsparen. Durch Gesetzesänderungen der Bundesregierung zur Bereithaltung von Ersatzkraftwerken soll der Betrieb bis Ende März 2024 weitergehen. Stand Juli 2024 wurde der Block von der Bundesnetzagentur bis 31. März 2031 als systemrelevant ausgewiesen.Schreiben der Bundesnetzagentur vom 24. Mai 2024 zur Systemrelevanz von Block 7 Für Block 8 gilt ebenfalls eine Systemrelevanz bis zum 31. März 2031.Schreiben der Bundesnetzagentur zur Systemrelevanz von Block 8 vom 28. September 2023
Strom- und Fernwärmeerzeugung
Strom Das Grosskraftwerk Mannheim erzeugt 50-Hertz-Dreiphasenwechselstrom (Drehstrom) für Haushalte, Gewerbe und Industrie sowie 16,7-Hertz-Einphasenwechselstrom (Bahnstrom). Es speist auf der 220-kV-Höchstspannungs-, der 110-kV-Hochspannungs- und der 20-kV-Mittelspannungsebene in die Stromnetze des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW, der Verteilnetzbetreiber Pfalzwerke Netzgesellschaft und MVV Netze und des Bahnstromnetzbetreibers DB Energie ein. Das Kraftwerk stellte 2024 rund 2 % des deutschen Bahnstroms bereit.
Fernwärme mini|Oberirdische Fernwärme-Leitung über die B 36 in Mannheim-Rheinau Ein großer Teil der Abwärme des Grosskraftwerks wird mittels Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) an die MVV Energie AG geliefert und dient zur Versorgung von Mannheim sowie der umliegenden Gemeinden (bis nach Heidelberg und Speyer) mit Fernwärme. Mit Stand 2021 sind mehr als 60 % der Haushalte Mannheims an das Fernwärmenetz angeschlossen.Bernward Janzing Kommunale Wärmewende. Wegweisende Vorschrift . In: Klimareporter, 11. Juni 2021. Abgerufen am 12. Juni 2021. Bereits seit 1959 produziert das GKM neben Strom auch Heizwasser für das Fernwärmenetz der Metropolregion Rhein-Neckar und Prozessdampf für benachbarte Industriebetriebe. Bei der Wärmeproduktion mittels umwelt- und klimaschonender Kraft-Wärme-Kopplung wird ein Teil des Kraftwerksdampfes nicht vollständig zur Stromproduktion, sondern zur Erwärmung von Heizwasser genutzt. Das senkt zwar die Stromausbeute geringfügig, erhöht aber die Brennstoffausnutzung deutlich.
Mit einer Länge von über 800 Kilometern gehört das Fernwärmenetz der Metropolregion Rhein-Neckar mittlerweile zu den größten in Europa. Schon heute werden über 60 % der Mannheimer Haushalte mit Fernwärme aus dem GKM beheizt. Durch die Wärmeerzeugung mittels KWK erreicht der neue Block 9 Brennstoffausnutzungsgrade von bis zu 70 %.
Großwärmepumpen Im Jahr 2022 wurde auf dem Gelände des Großkraftwerkes mit dem Bau einer Großwärmepumpe begonnen, eine der größten Wärmepumpen ihrer Art in Europa mit 15 Tonnen Kältemittel,Riesige Flusswärmepumpe in Mannheim heizt Fernwärme-Haushalten ein, SWR, 12. Oktober 2023 die im 2023 in Betrieb ging. Sie soll Wärmeenergie für das Fernwärmenetz liefern und rund 3.500 Haushalte versorgen.MVV nimmt ihre erste Flusswärmepumpe in Mannheim in Betrieb, MVV, 11. Oktober 2023 Das Investitionsvolumen betrug 15 Millionen Euro und wurde vom Bund gefördert. Die Wärmepumpe ist Teil eines öffentlich geförderten Pilotprojektes, mit dem die Fernwärme aus dem Kohlekraftwerk sukzessive ersetzt werden soll, und verfügt über eine thermische Leistung von 20 MW. Als Wärmequelle dient das Wasser des Rheins, das fast ganzjährig Temperaturen zwischen 5 und 25 °C aufweist. Pro Jahr soll die Wärmepumpe ca. 10.000 Tonnen Kohlenstoffdioxid einsparen. Schätzungen gehen davon aus, dass alleine in Mannheim mit Wärmepumpen mindestens 500 MW thermische Energie aus Flusswasser gewonnen werden könnten. Dies entspricht der maximalen Wärmeleistung des Blocks 9 des Großkraftwerks.Energie aus dem Rhein: Spatenstich für erste Flusswärmepumpe. In: Die Zeit, 4. April 2022. Abgerufen am 23. April 2022.
2025 begann der Bau für eine weitere Großwärmepumpe mit einer Leistung von 165 MWth. Die aus zwei Einzelmodulen zu je 82,5 Megawatt bestehende Anlage soll etwa 200 Mio. Euro kosten und ab 2028 etwa 40.000 Haushalte mit Wärme versorgen. Die maximal mögliche Vorlauftemperatur der Wärmepumpe liegt bei 130 Grad Celsius.Der Rhein heizt die Wohnung . In: Klimareporter, 6. November 2025. Abgerufen am 6. November 2025.
Kraftwerksblöcke
Derzeitiges Kraftwerk (Blöcke 1 bis 8)
Das GKM besteht aus dem Werk II mit den Blöcken 1–6, den beiden Blöcken 7 und 8 sowie dem 2015 in Betrieb genommenen neuen Block 9.
Neubau Block 9
2007 genehmigte der Aufsichtsrat den Bau eines neuen Blocks 9. Die geplante Leistung soll rund 900 Megawatt betragen. Das Kesselhaus von Block 9 ist 120 Meter und der Schornstein 180 Meter hoch. Der Neubau war mit 1,2 Milliarden Euro geplant und sollte 2013 ans Netz gehen. Die Inbetriebnahme erfolgte 2015 nach leicht erhöhten Ausgaben von 1,3 Mrd. Euro. Die Kessel 14 bzw. 15 der bis dahin noch in Betrieb befindlichen Blöcke 3 und 4 (je 220 Megawatt) wurden im Frühjahr 2015 ebenso wie die zugehörigen Vorschaltmaschinen H und I abgeschaltet und Block 7 (475 MW) wird nicht mehr gefahren, sondern geht in Kaltreserve. Die Kessel wurden von allen Medienversorgungen abgetrennt. Im Frühjahr 2016 begann die Demontage der beiden Stahlkamine. Von Block 3 und 4 blieben nur noch die auf der 20-bar-Heißdampfsammelschiene hängenenden Drehstromturbosätze Maschine 14, 15 und 16 sowie die Bahnstrommaschine EB4 in Betrieb. Von Umweltschützern wird das Vorhaben trotz der Wirkungsgradsteigerung auf 46,6 % im reinen Kondensationsbetrieb (d. h. reine Stromerzeugung ohne Fernwärmeauskopplung) und 70 % im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb gegenüber den stillzulegenden Blöcken kritisiert, da zusätzliche Emissionen von Kohlendioxid zu erwarten seien. Der Versuch, durch ein Bürgerbegehren den Bau zu stoppen, misslang, da bis zum Ablauf der Frist am 6. August 2008 nur etwa 16.500 der 20.000 benötigten Unterschriften zustande kamen.