Für die erneuerbare Energieversorgung der Zukunft ist die Wasserkraft unverzichtbar, der wirtschaftliche Betrieb der Kraftwerke ist indes herausfordernd. Dennoch wird nach wie vor in die Wasserkraft investiert, wie einige spannende Projekte zeigen.
Verfasst von Remo Bürgi
Mehr als 50 Prozent der in der Schweiz konsumierten Elektrizität stammen aus heimischen Wasserkraftwerken. Auch für die Zukunft gemäss Energiestrategie 2050 spielen diese eine zentrale Rolle: Die jährliche Stromproduktion aus der Wasserkraft soll von heute rund 36,7 auf 38,6 Terawattstunden gesteigert werden. Das ist wegen des begrenzten Ausbaupotenzials und wegen der ökologischen Anforderungen ein ambitioniertes Ziel. Auch der wirtschaftliche Betrieb ist schwierig, denn der jahrelange Preiszerfall am europäischen Strommarkt und die Angleichung der Strompreise im Tagesverlauf setzten der Wasserkraftbranche stark zu. Ob die jüngsten Preissteigerungen im Energiemarkt die Perspektiven verbessern, darüber herrscht noch Unsicherheit.
Der Ausbau der neuen erneuerbaren Energien in Europa hat dank Subventionen und technischen Fortschritten zu immer tieferen Preisen für Solar- und Windstrom geführt. Aus Sicht der Konsumenten eine erfreuliche Entwicklung – aber die Medaille hat auch eine Kehrseite. Mit dem Zubau von Solar- und Windkraftanlagen mit ihrer wetterabhängigen Produktion sind auch die tageszeitlichen und saisonalen Produktionsschwankungen im Stromsektor gewachsen.
Man könnte meinen, dass die Wasserkraft vor diesem Hintergrund eine ihrer Hauptstärken ausspielen kann, nämlich die Flexibilität. Wasserkraftwerke, so die Annahme, könnten einspringen und zur Schliessung von kurzfristigen Stromproduktionslücken beitragen, wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht. Die Bereitstellung dieser Ausgleichsenergie, so die Hoffnung, würde genügend zusätzliche Einnahmen für die Wasserkraftwerkbetreiber generieren, um den allgemeinen Zerfall der Strompreise mindestens wettzumachen. Die Flexibilität wäre also der wertvollste Trumpf der Wasserkraft.
Doch Studien im Rahmen des Nationalen Forschungsprogramms Energiewende und des Nationalen Kompetenzzentrums für Energieforschung SCCER CREST dämpfen diese Erwartungen. So seien die Chancen für Wasserkraftwerkbetreiber, im kleinen Schweizer Ausgleichsenergiemarkt ihre Umsätze signifikant zu steigern, eher gering. Für die Zukunft sei aus der Flexibilität der Wasserkraft voraussichtlich auch wenig Nutzen zu ziehen. Die Forscher weisen darauf hin, dass auch Stromexporte in Nachbarländer kaum einen Ausweg aus diesem Problem bieten dürften, denn europaweit tendieren die Strompreise ebenfalls dazu, sich immer mehr anzugleichen.
Alternative Speichertechniken wie Batterien, thermische Speicher oder auch Power-to-X werden immer kostengünstiger.
Nicht einmal ein weiterer Ausbau der neuen Erneuerbaren und somit eine Zunahme des Speicherbedarfs wäre ein Garant für bessere Aussichten. Denn alternative Speichertechniken wie Batterien, thermische Speicher oder auch Power-to-X werden immer kostengünstiger und drohen somit die Einnahmen abzufangen, die aus einem allfälligen Zusatzbedarf an flexibler Strombereitstellung hervorgehen könnten. In Zukunft dürften diese noch eher jungen Techniken gar noch kostengünstiger werden, während die bereits ausgereifte Technik der Pumpspeicherkraftwerke kaum noch zusätzliches Kostenreduktionspotenzial aufweist.
Nebst diesen für die Wasserkraft negativen Entwicklungen gibt es jedoch auch einige positive Aspekte. Speicherkraftwerke dürften auch in Zukunft als sehr kosteneffiziente saisonale Speichertechnik gefragt bleiben. Wenn die Speicherseen in den Schweizer Alpen Anfang Oktober vollständig gefüllt sind, fassen sie genügend Wasser, um sieben bis acht Terawattstunden Strom zu produzieren. Das sind immerhin rund zehn bis zwölf Prozent des jährlichen Stromverbrauchs der Schweiz.
Handlungsempfehlungen aus Studien legen nahe, dass Wasserkraftwerkbesitzer bei der Realisierung künftiger Neubauvorhaben sowie bei der Instandsetzung bestehender Werke auf flexiblere Ansätze umstellen müssen, um die finanziellen Risiken einzudämmen. So könnte etwa ein neues Kraftwerk so ausgelegt werden, dass es in Etappen gebaut wird. Die Anzahl installierter Turbinen würde zum Beispiel sukzessive und nach Bedarf aufgestockt, statt wie bisher das komplette Kraftwerk in einem Wurf zu bauen.
Auch wenn der Betrieb von Wasserkraftwerken heute aus wirtschaftlicher Sicht schwieriger ist als noch vor einigen Jahren, wird dennoch nach wie vor investiert. Dies zeigt der Blick auf einige spannende Projekte, die derzeit realisiert werden.
Seit 2008 wird am neuen Pumpspeicherkraftwerk Nant de Drance in der Nähe von Martigny gebaut, 2022 soll die Anlage komplett einsatzbereit sein. Aus dem oberen Speichersee schiesst das Wasser bei hohem Strombedarf im Netz durch zwei 425 Meter tiefe Schächte ins unterirdische Kraftwerk, wo es sechs Turbinen mit einer Gesamtleistung von 900 MW antreibt. Danach fliesst es in den unteren Speichersee, von wo es wieder hochgepumpt wird, wenn eine tiefe Stromnachfrage herrscht. Die Kapazität des oberen Speichersees beträgt rund 25 Millionen Kubikmeter. Damit lassen sich 20 Millionen Kilowattstunden Strom generieren, was etwa der Speicherkapazität von 400’000 Elektroauto-Batterien entspricht. Besonders wichtig aus Sicht des Stromnetzes: Nant de Drance kann innerhalb von weniger als 5 Minuten vom Pump- auf den Turbinenbetrieb umstellen. Damit eignet sich das Kraftwerk vor allem für die Bereitstellung von Elektrizität bei kurzfristigem Bedarf.
Auf 1900 Meter über Meer entsteht im Berner Oberland seit 2019 eine neue Staumauer. Sie ersetzt die bisherige, fast 100 Jahre alte Staumauer des Grimselsees, die sanierungsbedürftig ist. Noch bis 2025 werden jeden Sommer rund 100 Arbeiter auf der Baustelle beschäftigt sein, bis das Projekt fertiggestellt ist.
Die neue Staumauer wird eine maximale Höhe von 113 Metern und einen Kronenlänge von 212 Metern haben. Sie stellt sicher, dass der Grimselsee mit einem Volumen von 94 Millionen Kubikmetern auch in Zukunft Wasser zur Stromerzeugung speichern kann.
Eine Staumauer kann nicht nur zur Stromproduktion beitragen, indem sie einen Wasserspeicher bildet, sondern auch zur Installation von Photovoltaikmodulen dienen. So lässt sich eine Fläche nutzen, die bereits bebaut ist. Zudem eignen sich die Staumauern, weil sie oft hoch im Gebirge liegen. Dort generieren PV-Module im Winter deutlich mehr Strom als im Flachland, weil es weniger oft Nebel gibt, weil es kühler ist (erhöht die Effizienz der Module) und weil der Albedo-Effekt des Schnees, also die Reflexion der Sonnenstrahlen, den solaren Eintrag erhöht.
Auf 2500 Meter über Meer entsteht an der Staumauer des Muttsees in den Glarner Alpen die grösste alpine Solaranlage der Schweiz. Durch die Südausrichtung der Staumauer sind die Solarmodule den ganzen Tag über besonnt und generieren entsprechend viel Ertrag. Nach der vollständigen Inbetriebnahme, die für Sommer 2022 geplant ist, wird die Anlage jedes Jahr etwa 3,3 Millionen Kilowattstunden Strom gewinnen. Aus Sicht der Energieversorgung besonders wertvoll: Die Hälfte der Produktion wird im Winter anfallen, wenn der Stromverbrauch besonders hoch ist. Damit leistet das Projekt einen wichtigen Beitrag zur Schweizer Winterstromversorgung.
Einige Alpentäler weiter südlich wird beim Stausee Albigna im Bergell ein ähnliches Projekt realisiert. Um die maximale Sonneneinstrahlung zu nutzen, montiert man die Photovoltaikmodule dort jedoch nicht an der Aussenseite der Staumauer, sondern an der Krone der Innenseite. Damit werden sie nicht nur direkt besonnt, sondern profitieren auch von der Reflexion der Sonnenstrahlen, die auf das Wasser des Stausees treffen. Nach der Fertigstellung wird die Anlage jährlich etwa 500 000 Kilowattstunden Strom generieren. Auch beim Projekt Albigna wird rund die Hälfte des Stroms im Winter erzeugt.
Titelfoto: Lago Sambuco (Tessin)
Shutterstock / Stefano Ember
SCCER CREST
Kommunikator ZFH, arbeitet bei Faktor Journalisten. Sein Schwerpunkt liegt auf den Themen Energie, Nachhaltigkeit und Mobilität.
