Spitzenenergie und Systemdienstleistungen

Neues Kleinwasserkraftwerk «Moosbrunnen 3»

Klimafreundlicher Strom aus der Emme für 360 Haushalte

Kürzlich begannen die Bauarbeiten für ein drittes Kleinwasserkraftwerk an der Emme-Ausleitung UtzenstorfGerlafingen. Durch die Nutzung eines vorhandenen Potenzials wird das neue Werk der ADEV Wasserkraftwerk AG ab 2022 erneuerbaren Strom für rund 360 Haushalte produzieren.

AUSGANGSLAGE

Die 1910 erstellte, viereinhalb Kilometer lange EmmeAusleitung zwischen Utzenstorf und Gerlafingen führt heute das Triebwasser über einen Auslauf beim Gerlafinger Entenweiher zurück in die Emme. Der Fluss strömt an dieser Stelle genau 2,75 Meter unter dem Niveau des Kanals dahin. Dieses Potenzial soll mit einem neuen, kleinen Wasserkraftwerk genutzt werden. Fast der gesamte künstliche Gewässerlauf gehört der ADEV, einem auf die Produktion von erneuerbarer Energie spezialisierten Unternehmen. Die Energiegenossenschaft mit Sitz in Liestal im Kanton Basel-Landschaft betreibt über ihre Tochtergesellschaft ADEV Wasserkraftwerk AG bereits die beiden kleinen Wasserkraftwerke weiter oben am Kanal. GESCHMÄLERTE EINSPEISEVERGÜTUNG

Die neue Energieverordnung auf Grundlage des Energiegesetzes zur Energiestrategie 2050 fördert keine neuen Kleinwasserkraftwerke mehr mit einer Leistung unter 1000kW. Im neuen Gesetz steht jedoch eine Ausnahmeregelung*, von der das Kleinkraftwerk «Moosbrunnen 3» mit seiner Leistung von 265 kW während 15 Jahren profitieren kann, wenn auch nicht im gewünschten Ausmass.

BAU DES DRITTEN KRAFTWERKS

Die ADEV Wasserkraftwerk AG baut nun am Auslauf das dritte Kraftwerk: «Moosbrunnen 3». Projektleiter Bernhard Schmocker erklärt dazu: «Als zentrales Element wird rund 20 Meter vor der Mündung des Kanals in die Emme das neue Maschinenhaus errichtet. Zudem sind einige bauliche Eingriffe auf den letzten 150 Metern des Kanals nötig.» Die Mauern werden stabilisiert und auf das Niveau des Entenweihers erhöht. Damit gewinnt die Anlage fast einen Meter an Fallhöhe, was sich positiv auf die Stromproduktion auswirken wird.

Herr Schmocker rechnet damit, dass die ADEV das neue Kleinwasserkraftwerk bis Anfang 2022 in Betrieb nehmen kann. Die gesamten Baukosten betragen rund 3,5Mio. Franken. Bei Normalbetrieb sollen dereinst insgesamt jede Sekunde 13 Kubikmeter Wasser – etwa 50 Badewannen voll – durch die Turbine rauschen. Die ökologische Anlage soll pro Jahr rund 1,6GWh elektrische Energie produzieren und ins Netz speisen – dies entspricht dem Strombedarf von ungefähr 360 Haushalten.

Das Projekt zeigt, dass in der Schweiz noch viele sinnvolle und nachhaltige Energiepotenziale vorhanden sind. Kleine Wasserkraftwerke wie «Moosbrunnen 3» nutzen diese aus und tragen damit zur Energiewende in unserem Land bei.

Weitere Auskünfte:

ADEV Energiegenossenschaft Kasernenstrasse 63 Postfach 550 4410 Liestal info@adev.ch Tel. +41 61 927 20 30

*Auszug aus dem Energiegesetz (EnG) 4. Kapitel: Vergütung der Einspeisung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (Einspeisevergütungssystem) Art. 19: Teilnahme am Einspeisevergütungssystem Absatz 5: Die Betreiber von Wasserkraftanlagen, die mit Trinkwasserversorgungs- oder Abwasseranlagen verbunden sind, können auch am Einspeisevergütungssystem teilnehmen, wenn die Leistung der Anlage kleiner ist als 1 MW. Der Bundesrat kann für weitere Wasserkraftanlagen Ausnahmen von dieser Untergrenze vorsehen, sofern sie: a. innerhalb von bereits genutzten Gewässerstrecken liegen; oder b. mit keinen neuen Eingriffen in natürliche Gewässer verbunden sind.

Die ADEV Gruppe mit Sitz in Liestal baut seit über 30 Jahren an einer dezentralen erneuerbaren Strom- und Wärmeversorgung. Das Genossenschaftsunternehmen bietet über seine publikumsgeöffneten Tochtergesellschaften Beteiligungsmöglichkeiten in den Bereichen Wasser, Sonne, Wind und Wärme an. Zudem verkauft das Unternehmen schweizweit Ökostrom mit dem strengen Label naturemade star. Die ADEV Gruppe besitzt 116 Produktionsanlagen, die 2020 gut 37Mio. kWh Strom und 17Mio. kWh Wärme produzierten. Die Aktien der ADEV- Gesellschaften werden als Nebenwerte an der BEKB (www.otc-x.ch) gehandelt.

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NOUVELLE PETITE CENTRALE DE MOOSBRUNNEN 3

360 ménages alimentés en électricité respectueuse du climat En 2022 sera mise en service la petite centrale de Moosbrunnen 3 par la société ADEV Wasserkraftwerk AG, filiale du groupe ADEV, basé à Liestal dans le canton de Bâle-Campagne. Les débits en jeu sont ceux transitant dans le canal de 4.5km entre Utzenstorf (BE) et Gerlafingen (SO), dérivation de l’Emme, construit en 1910. Avec un maximum de 13m3/s, le projet valorise la dénivellation à la restitution à l’Emme, soit 2.75mètres. Sa production d’électricité est estimée à 1.6GWh/an, soit l'équivalent des besoins en électricité d'environ 360 ménages, pour un investissement de 3.5millions de Francs. Aucune atteinte supplémentaire n’étant portée au cours d’eau, le nouveau site bénéficie d’une dérogation de la loi sur l’énergie (LEne, chap. 4, art. 19, al. 5), lui permettant d’entrer dans le système de rétribution à l’injection, sa puissance étant inférieure à la valeur légale de 1'000 kWbr.

1. Situationsplan mit Standort des neuen Kraftwerks ADEV Wasserkraftwerk AG

2. Standort des neuen Wasserkraftwerks unmittelbar neben der Stahl Gerlafingen. Das Ufergehölz ist bereits gerodet. Am linken Ufer des Kanals wird das Maschinenhaus gebaut. ADEV Wasserkraftwerk AG

3. Mündung des bestehenden Kanals in die Emme ADEV Wasserkraftwerk AG

Spitzenenergie und Systemdienstleistungen

Kleinwasserkraftwerke machen sich flexibel

Strom dann produzieren, wenn er gute Erlöse bringt oder zur Stabilisierung des Stromnetzes eingesetzt werden kann – das war stets die Geschäftsidee von leistungsfähigen Speicherkraftwerken. Was bisher den Grossen vorbehalten war, wollen kleine Wasserkraftwerke in den Alpen nun nachahmen. Tatsächlich sind auch sie in der Lage, in gewissem Umfang Spitzenenergie und Systemdienstleistungen zur Verfügung zu stellen.

FLEXIBLE STROMPRODUKTION DURCH KLEINWASSERKRAFT

In der Schweiz gibt es über 1000 Kleinwasserkraftwerke, jedes mit einer jahresmittleren Bruttoleistung unter 10MW. Zusammen beträgt die installierte Leistung stattliche 760MW. Mit einer Jahresproduktion von 3400 GWh/Jahr decken sie rund 5% des Schweizer Stromverbrauchs. Gemäss einer BFE-Schätzung aus dem Jahr 2019 lässt sich die Stromproduktion aus Kleinwasserkraft längerfristig um jährlich 110 bis 550GWh steigern. Um dieses Potenzial zu realisieren, müssen neue Kraftwerke den Anforderungen an Landschaftsschutz und Gewässerökologie genügen, und sie müssen – natürlich – wirtschaftlich arbeiten. Letzteres wird begünstigt, wenn sie Strom zu Zeiten produzieren können, in denen er besonders gewinnbringend verkauft werden kann.

Das Kraftwerk Gletsch-Oberwald Ein flexibler Betrieb steht bei grossen Speicherkraftwerken seit jeher im Zentrum des Geschäftsmodells. Anders bei Kleinwasserkraftwerken ohne Speichersee: Sie produzieren in aller Regel durchgehend Bandenergie, so wie die Laufwasserkraftwerke an Schweizer Flüssen. Dabei haben auch Kleinwasserkraftwerke mitunter ein Flexibilitätspotenzial, das sich gezielt nutzen lässt, wie ein Forscherteam nun am Beispiel des Kraftwerks Gletsch-Oberwald belegt: Das Kraftwerk wurde mit entsprechenden Kompensationsmassnahmen (Revitalisierung der Rhone) erbaut und produziert seit der Inbetriebnahme Mitte 2018 jährlich rund 41GWh Strom. Mit zwei Peltonturbinen à 7,5MW Nennleistung übersteigt die Anlage die Schwelle von 10MW. Trotzdem wird sie der Kategorie der Kleinwasserkraftwerke zugerechnet, da die Durchschnittsleistung aufgrund der grossen saisonalen Schwankungen bei 4,7MW liegt.

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Zwei Speichervolumina Das Kraftwerk Gletsch-Oberwald verstromt hauptsächlich das Wasser des Rhonegletschers. Da es keinen Speichersee hat, hängt die Produktion direkt von der Ergiebigkeit des Zuflusses ab. In den Sommermonaten stehen 5000 bis 15000 l/s als nutzbare Wassermenge zur Verfügung, in den Wintermonaten deutlich weniger als 500l/s. Um dem stark schwankenden Volumenstrom gerecht zu werden, lassen sich die sechs Düsen jeder Peltonturbine individuell öffnen. So lässt sich die Durchflussmenge des Kraftwerks in der Bandbreite zwischen 145l/s und 5800l/s regeln.

Nun wäre es allerdings falsch zu glauben, das Kraftwerk könne immer nur so viel Wasser verstromen, wie aktuell zufliesst. Die Anlage verfügt nämlich über zwei Volumina, die sich als Speicher nutzen lassen: einerseits die Entsander-Felskaverne (inkl. Druckaufbaubecken), die der Reduktion des Feinstoffanteils dient, andererseits der obere Teil des Druckstollens, der von der Wasserfassung in Gletsch zum Kraftwerk in Oberwald führt (Höhendifferenz 288m). Dank dieser Speichervolumina lässt sich das Kleinwasserkraftwerk flexibel betreiben, also zu Zeiten, in denen sich auf dem Strommarkt hoch vergütete Spitzenenergie absetzen lässt. Denkbar ist ausserdem, das Speichervolumen zu nutzen, um gegenüber der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid Regelleistung vorzuhalten. Diese wird benötigt, um im Stromnetz Angebot und Nachfrage im Lot zu halten. Spitzenenergie und Regelleistung Ein interdisziplinäres Forscherteam unter der Leitung der Fachhochschule Westschweiz (HES-SO) Valais-Wallis hat nun im Rahmen eines BFE-Forschungsprojekts («SmallFLEX») das Potenzial eines flexiblen Betriebs untersucht. Die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler führten im November 2018 und im Mai 2020 zwei Messkampagnen durch. Unter Ausschöpfung des

1. Die Entsanderkaverne, zur Hälfte entleert. Foto: FMV

2. Mit solchen Netzen erfassen Eawag-Forscher die Zahl der weggeschwemmten Insektenlarven. Foto: Claire Aksamit, Eawag

3. Während der ersten Messkampagne im November 2018 wurden elf Produktionsspitzen zwischen 15 Minuten und zwei Stunden realisiert. Diese wurden unter anderem so terminiert, dass der Strom hauptsächlich in Perioden mit hohen Marktpreisen (gelbe Kurve) erzeugt wurde. In diesen Zeiträumen generierte das Kraftwerk eine Leistung, die ein Vielfaches der Normalleistung betrug. Blau eingezeichnet zum Vergleich: die Leistung des Kraftwerks ohne Produktionsspitzen. Grafik: «SmallFLEX», bearbeitet B. Vogel

Leistung [MW]

7.5

6

4.5

3

00:00 1. Spitze 3h30 / 3h

2. Spitze 2h30 / 1h30

3. Spitze 1h15 / 1h15

288

Fallhöhe [m]

300

190 200

100

12:00 00:00

12:00 5. Mai 2020 6. Mai 2020

00:00

Grafik links: In der zweiten Testkampagne wurde das gesamte identifizierte Speichervolumen für die Produktion von Spitzenenergie genutzt. An zwei Tagen wurden drei Produktionsspitzen erzeugt, um verschiedene Geschwindigkeiten der Niveauabsenkung und der Befüllung im Druckstollen zu testen und die geringstmögliche Fallhöhe für den sicheren Betrieb der Turbinen zu bewerten. Grafik: «SmallFLEX», bearbeitet C. Münch/HESSO Valais-Wallis

Grafik rechts: Vorhersage vom 2. Mai 2020 für die Wassermenge der Rhone während der «SmallFLEX»-Messkampagne (gemessen in m3/s). Die grauen Linien sind einzelne Vorhersagen des Abflusses mit unterschiedlichen Annahmen, die rote Linie zeigt die mittlere Fünftages-Vorhersage, die blaue Linie die tatsächlichen Werte. Grafik: Konrad Bogner, WSL

verfügbaren Speichervolumens – evaluiert durch das Wasserbaulabor der Ecole polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL) und das Team der HES-SO Valais-Wallis – wurden 15 Minuten bis gut 3,5 Stunden lange Produktionsmaxima (Schwälle, engl. Hydropeaks) realisiert. In der ersten Messkampagne wurde allein das Speichervolumen der Entsanderkaverne und der Druckaufbaukammer (2500m³) genutzt, in der zweiten Messkampagne zusätzlich das oberste Drittel des Druckstollens (6400m³), womit insgesamt 8900m³ Speichervolumen zu Verfügung standen.

Eine zentrale Erkenntnis der Tests: Das Kraftwerk ist grundsätzlich in der Lage, Spitzenenergie zu produzieren bzw. Regelleistung gegenüber Swissgrid zur Verfügung zu stellen. Um dies zu tun, steht gemäss Berechnungen der FMV (Sitten), Besitzerin des Wasserkraftwerks, ein nutzbares Speichervolumen von 6180m³ zur Verfügung (entspricht ca. 4,0MWh Strom). Das ist weniger als die theoretisch verfügbaren 8900m³. Der Grund für diese Einschränkung: Wenn der Druckstollen bis unter eine Fallhöhe von 210m entleert wird, treten an der Turbine unwillkommene Effekte auf. Die FMV wird den Druckstollen im flexiblen Betrieb unter Zurechnung einer Sicherheitsmarge bis maximal zu einer Fallhöhe von 230m nutzen. Das entspricht einem Speichervolumen von 6180m³. Eine zweite Erkenntnis aus den Testläufen: Wenn der Druckstollen nicht mehr ganz gefüllt ist, sinkt auch die Turbinenleistung, weil die beiden Peltonturbinen in dieser Situation nicht mehr unter Auslegungsbedingungen (Fallhöhe 288m) arbeiten, wie die numerischen Simulationen der HES-SO Valais-Wallis und der PowerVision Engineering (PVE) zeigen. Die FMV veranschlagen die maximal erzeugbare Leistung im flexiblen Betrieb auf 2 x 5 MW = 10MW. anzubieten», sagt Projektkoordinatorin Prof. Cécile Münch-Alligné, Wasserkraftexpertin der HES-SO ValaisWallis. Nach Auskunft des Forscherteams sind die Ergebnisse auf 175 Schweizer Kraftwerke im Leistungsbereich 1 bis 30MW übertragbar, die ebenfalls mit Peltonturbinen ausgestattet sind. «Die flexible Produktion könnte auch in Regionen mit vielen PhotovoltaikAnlagen eingesetzt werden, um kurzzeitige Einbrüche der Solarstromproduktion auszugleichen», sagt die Walliser Forscherin.

Regelleistung ja, Spitzenenergie nein Das Energieunternehmen FMV wollte im Rahmen des «SmallFLEX»-Projekts erfahren, welche Nutzungen des Speichervolumens finanziell und betrieblich interessant sind. Im Vordergrund steht für die FMV das Anbieten von Regelleistung: «Dank des Speichers können wir praktisch das ganze Jahr Regelleistung für das Schweizer Netz von bis zu 1,5MW vorhalten», sagt Steve Crettenand, der das Projekt für FMV begleitet hat. FMV werde die Regelleistung des Kraftwerks in einen Pool einbringen, an dem mehrere Anbieter von Regelleistung beteiligt sind. Weniger attraktiv ist für das Unternehmen die Produktion von Spitzenenergie: In den Wintermonaten ist diese Produktionsweise nicht möglich, in den Sommermonaten mit grossen Wassermengen nicht lohnend. In den Monaten mit mittelgrossen Zuflüssen (April/Mai und Oktober/November) wäre die Produktion von Spitzenenergie möglich, laut Crettenand aber kaum sinnvoll, da das verfügbare Speichervolumen mit ca. 4,0MWh relativ gering sei. Gegen die Produktion von Spitzenenergie spricht ferner, dass die Effizienz der Peltonturbinen sinkt, wenn der Druckstollen nicht mehr ganz gefüllt ist (siehe oben). So erzielt Spitzenenergie zwar einen guten Preis, aber die Produktionsmenge sinkt, was unter dem Strich den Ertrag schmälert.

Lohnend ist hingegen die Nutzung des Speichervolumens in der Winterperiode (Januar bis März). In diesen wasserarmen Monaten reicht die Wassermenge, die dem Fluss entnommen werden darf, oft nicht zum Betrieb des Kraftwerks. In solchen Momenten hilft das Wasser aus dem Speicher, um die für die Turbinierung minimal erforderliche Wassermenge (145 l/s) zu erreichen. «Dank des Speichers kann das Kraftwerk über längere Zeiträume kontinuierlich Strom produzieren; es kommt seltener zu Produktionsunterbrüchen mit Abschalten und Wiederanfahren der Turbinen. Damit können wir die Produktion in den drei Wintermonaten steigern, nämlich von 200 auf über 500MWh», sagt Steve Crettenand und ergänzt: «Das ist im Sinn der Energiestrategie 2050.» Den finanziellen Gewinn aufgrund der flexiblen Betriebsweise schätzt FMV auf rund 30000 EUR pro Jahr.

Zuflussprognosen für flexiblen Betrieb Der flexible Betrieb eines Kraftwerks setzt voraus, dass für die Produktionsspitzen jeweils eine hinreichende Wassermenge zur Verfügung steht. Das Kraftwerk Gletsch-Oberwald bezieht das Wasser von der Rhone. Ein Team der Eidgenössischen Forschungsanstalt für Wald, Schnee und Landschaft (WSL) hat im Rahmen des «SmallFLEX»-Projekts ein Vorhersagesystem für die Wasserzufuhr des Flusses entwickelt, dies in Zusammenarbeit mit MeteoSchweiz.

Die Ergebnisse zeigen: Das System erlaubt Prognosen bis zu zwölf Stunden mit sehr hoher Genauigkeit. Für einen Vorhersagezeitraum von drei Tagen beträgt der Fehler nur +/- 1000 l/s. «Wir können den Zeitraum für das Auffüllen des verfügbaren Speichers auf drei Tage hinaus auf ca. zehn Minuten Genauigkeit voraussagen, das ist eine akzeptable Grössenordnung», sagt WSLForscher Dr. Manfred Stähli. Mit der erzielten Prognosen genauigkeit lasse sich ein flexibler Betrieb des Kraftwerks auf fünf bis sechs Tage hinaus planen, sagt der Wissenschaftler.

Auswirkungen auf das Ökosystem Die durch den flexiblen Betrieb erzeugten Schwälle haben Auswirkungen auf das Ökosystem der Rhone. Ein wichtiger und vielfältiger Teil des Ökosystems sind Insektenlarven (Makroinvertebraten), die am Grund des Flussbetts leben und als Nahrungsquelle z.B. für Fische und Spinnen dienen. Im Rahmen des BFE-Projektes ging ein Team des Wasserforschungsinstituts des ETHBereichs (Eawag) der Frage nach, in welchem Mass diese wirbellosen Tiere durch die Schwälle weggeschwemmt werden. Zu diesem Zweck erzeugte das Kraftwerk während zwei Wochen experimentelle Schwälle von 15 Minuten Dauer mit immer kürzeren Erholungszeiten (acht Tage bis hin zu einem einzigen Tag). «Die Anzahl der Makroinvertebraten, die mit der Strömung weggeschwemmt werden, ist während der Schwälle stark erhöht, aber die Artengemeinschaft erreichte bei unseren Beobachtungen nach den Schwällen innerhalb eines Tages wieder den Ausgangszustand, vermutlich dank dem naturnahen Zustand des Oberlaufes», fasst Eawag-Forscher Dr. Martin Schmid ein Hauptergebnis der Studie zusammen. Die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler haben allerdings festgestellt, dass die Häufigkeit mancher Arten im Verlauf des Experiments abnahm. Häufige Schwälle bei regelmässigem flexiblem Betrieb der Anlage könnten demnach längerfristig dem Ökosystem Schaden zufügen. Daher raten die Eawag-Experten, im Falle einer Einführung des flexiblen Betriebs die Entwicklung des Ökosystems über mehrere Jahre zu überwachen.

Dr. Benedikt Vogel, im Auftrag des Bundesamts für Energie (BFE)

Weitere Angaben:

Der Schlussbericht zum Projekt «Demonstrator eines flexiblen Kleinwasserkraftwerks» ist abrufbar unter:

www.aramis.admin.ch/Texte/?ProjectID=40717

Auskünfte zu dem Projekt erteilt Dr.-Ing. Klaus Jorde Leiter des BFE-Forschungsprogramms Wasserkraft. (klaus.jorde@kjconsult.net)

Weitere Fachbeiträge über Forschungs-, Pilot-, Demonstrations- und Leuchtturmprojekte im Bereich Wasserkraft finden Sie unter

www.bfe.admin.ch/ec-wasser

Énergie de pointe et services système

Centrale hydroélectrique : petite et flexible

Produire de l'électricité lorsqu'elle génère le plus de revenue ou peut être utilisée pour stabiliser le réseau électrique - telle a toujours été l'idée commerciale à la base des centrales hydroélectriques à accumulation. Les petites centrales hydroélectriques dans les Alpes souhaitent maintenant imiter ce qui était auparavant l'apanage des grands acteurs. En fait, elles sont également capables de fournir, dans une certaine mesure, de l'énergie de pointe et des services système. C'est ce que démontre un projet de recherche soutenu par l'OFEN pour la petite centrale hydroélectrique de GletschOberwald. Le projet a étudié le potentiel économique d'une exploitation flexible, mais aussi des impacts sur l’écologie fluviale.

LA PRODUCTION FLEXIBLE D'ÉLECTRICITÉ GRÂCE À LA PETITE CENTRALES HYDROÉLECTRIQUES

Il y a plus de 1000 petites centrales hydroélectriques en Suisse, chacune d'une capacité brute annuelle moyenne inférieure à 10MW. La capacité totale installée est de 760MW, ce qui est impressionnant. Avec une production annuelle de 3400 GWh/an, ils couvrent environ 5% de la consommation d'électricité suisse. Selon une estimation de l'OFEN datant de 2019, la production d'électricité à partir de petites centrales hydroélectriques peut être augmentée de 110 à 550 GWh par ans à long terme. Afin de réaliser ce potentiel, les nouvelles centrales électriques doivent répondre aux exigences de la protection du paysage et de l'écologie aquatique, et elles doivent - bien sûr - fonctionner de manière économique. Cette dernière est favorisée si elle peut produire de l'électricité à des moments où elle peut être vendue avec un bénéfice particulièrement important.

La centrale de Gletsch-Oberwald Une exploitation flexible a toujours été au cœur du modèle économique des grandes centrales de stockage. La situation est différente pour les petites centrales hydroélectriques sans réservoir de stockage : elles produisent généralement de l'énergie en continu, tout comme les centrales au fil de l'eau sur les rivières suisses. Cependant, même les petites centrales hydroélectriques ont parfois un potentiel de flexibilité qui peut être exploité de manière ciblée, comme une équipe de chercheurs l'a maintenant démontré en prenant l'exemple de la centrale de Gletsch-Oberwald : La centrale a été construite avec des mesures de compensation appropriées (revitalisation du Rhône) et produit environ 41 GWh d'électricité par an depuis sa mise en service à la mi-2018. Avec deux turbines Pelton d'une puissance nominale de 7,5 MW chacune, la centrale dépasse le seuil de 10 MW. Néanmoins, elle est comptée dans la catégorie des petites centrales hydroélectriques car la puissance moyenne est de 4,7 MW en raison des grandes fluctuations saisonnières.

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Deux volumes de stockage La centrale de Gletsch-Oberwald utilise principalement l'eau du glacier du Rhône pour produire de l'électricité. Comme il n'y a pas de réservoir, la production dépend directement des apports naturels. Pendant les mois d'été, 5000 à 15000 l/s d'eau utilisable sont disponibles, pendant les mois d'hiver, nettement moins de 500 l/s. Afin de faire face aux fortes fluctuations du débit volumétrique, les six injecteurs de chaque turbine Pelton peuvent être ouverts individuellement. De cette manière, le débit de la centrale peut être régulé dans une plage comprise entre 145 l/s et 5800 l/s.

Cependant, il serait faux de croire que la centrale électrique ne pourra jamais convertir en électricité qu'une quantité d'eau égale à celle qui circule actuellement. La centrale dispose de deux volumes qui peuvent être utilisés pour le stockage : d'une part, le dessableur (incl. la chambre de mis en charge), qui sert à réduire la proportion de particules fines, et d'autre part, la partie supérieure de la galerie en charge de la chambre de mise en charge à Gletsch à la centrale d'Oberwald (différence d'altitude de 288 m). Grâce à ces volumes de stockage, la petite centrale hydroélectrique peut être exploitée de manière flexible, c'est-à-dire à des moments où l'énergie de pointe hautement rémunérée peut être vendue sur le marché de l'électricité. Il est également envisageable que le volume de stockage puisse être utilisé pour fournir du courant d'équilibrage à la société nationale de réseau Swissgrid. Cela est nécessaire pour maintenir l'équilibre entre l'offre et la demande dans le réseau électrique. Énergie de pointe et pouvoir d'équilibrage Une équipe interdisciplinaire de chercheurs dirigée par la Haute école spécialisée de Suisse occidentale (HES-SO) Valais-Wallis a maintenant étudié le potentiel d'une exploitation flexible dans le cadre d'un projet de recherche de l'OFEN (« SmallFLEX »). Les chercheurs ont mené deux campagnes de mesures en novembre 2018

1. Vue de la chambre de mise en charge ; le passage circulaire sur la droite (galerie en charge) mène aux turbines et les passages sur la gauche mènent au dessableur (photo de la période de construction). Les sédiments transportés par le Rhône en grande quantité, surtout au printemps, sont déposés dans le dessableur. Photo : FMV

2a./2b. Le Rhône avec coulé (photo 2a) et houle (photo 2b) : la houle lors d'un pic de production fait monter le Rhône en dessous de la centrale électrique – et emporte une partie des larves d'insectes vivant dans le fleuve. Photo : Claire Aksamit, Eawag

3. Lors de la première campagne de mesures en novembre 2018, onze pics de production entre 15 minutes et deux heures ont été réalisés. Ceux-ci ont été programmés de manière à ce que l'électricité soit produite soit pendant les périodes où les prix du marché sont élevés soit pendant les mesures dans la zone alluviale (courbe jaune). Pendant ces périodes, la centrale produisait une puissance qui était un multiple de la puissance normale. En bleu à titre de comparaison : la production de la centrale électrique sans les pics de production. Graphique : « SmallFLEX », édité B. Vogel