Wasser Energie Luft 4/2017

4-2017

Wasserspiegelsensor bei der Fassung des Kraftwerk Bristen (Bild: SWV/Pfa)

7. Dezember 2017

路 Wasserkraft im Alpenraum 路 Hochwasser bei Talsperren 路 Gefahrenbeurteilung bei Schwemmholz 路 106. Hauptversammlung SWV

Bestellen Sie unsere Verbandsschriften direkt unter: www.swv.ch Der Verband Aare-Rheinwerke 1915 bis 2015 – Rückblick auf ein Jahrhundert Wasserwirtschaft

Verbandsschrift 69 Herausgegeben vom Schweizerischen Wasserwirtschaftsverband zum 100-jährigen Bestehen des Verbandes Aare-Rheinwerke (VAR)

«100 Jahre VAR 1915–2015»

1

VS: Nr. 69, Der Verband Aare-Rhein-

VS: Nr. 68, Symposium CIPC KOHS

VS: Nr. 67, Der Schweizerische Was-

VS: Nr. 66, Die Engadiner Kraftwerke

werke 1915 bis 2015 – Rückblick auf

2014, Anton Schleiss, Jürg Speerli,

serwirtschaftsverband 1910– 2010,

– Natur und Technik in einer aufstre-

ein Jahrhundert Wasserwirtschaft,

Roger Pfammatter (Eds.), 2014, 214

ein Portrait, von Walter Hauenstein,

benden Region, von Robert Meier,

von Hans Bodenmann und Roger

Seiten, Format A4, ISBN 978-1-138-

2010, 156 S. Format 17 × 24 mm,

2003, 207 S., Format 28.5 × 20.5 cm,

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ISBN 978-3 85545-155-5, CHF 40.–.

ISBN 3-85545-129-X, CHF 60.–.

VS: Nr. 65, Wasserkraft – die erneu-

VS: Nr. 64, Ökologische (Teil A) und

VS: Nr. 63, Wasserbauer und Hyd-

VS: Nr. 62, Uferschutz und Raumbe-

erbare Energie, Beiträge des inter-

technisch/ökonomische Qualitäten

rauliker der Schweiz, Kurzbiografien

darf von Fliessgewässern/Protection

nationalen Symposiums vom 18./19.

der Wasserkraft, ecoconcept, Zürich

ausgewählter Persönlichkeiten, 2001,

des rives et espace vital nécessaire

Okt. 2001 in Chur, CHF 30.–.

und Schnyder Ingenieure AG, Otten-

von Daniel L. Vischer, CHF 50.–.

aux cours d’eau, 2001, Vorträge in

2, CHF 25.–.

bach, CHF 40.–.

Biel, CHF 40.–.

VS: Nr. 60, Externe Effekte der

VS: Nr. 59, Geschiebetransport und

VS: Nr. 57, Betrieb und Wartung von

VS: Nr. 54, Directives pour l’exploi-

Wasserkraftnutzung/Effets externe

Hochwasser/Charriage et crues,

Wasserkraftwerken, 1998, Bernard

tation et la maintenance des grou-

de l’exploitation des forces hydrauli-

Vorträge in Biel, 1998, CHF 50.–.

Comte, CHF 120.–.

pes hydroélectriques, 1995, Bernard

ques, 1999, CHF 50.–.

II

Comte, CHF 98.–.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Editorial Wem gehört die Wasserkraft?

D

Roger Pfammatter Geschäftsführer SWV, Directeur ASAE

ie schnelle und unpräzise Antwort auf diese Frage lautet: der Bevölkerung. Denn die Schweizer Wasserkraftproduktion ist fest in öffentlicher Hand. Gemäss der jährlich vom Bund mit der Elektrizitätsstatistik publizierten Analyse von 335 Elektrizitätsunternehmen ist die öffentliche Hand zu 89 % am gesamten Grundkapital der inländischen Stromwirtschaft beteiligt.

Und auch wenn der Anteil an den Verteilnetzen naturgemäss höher ist, gilt das in erster Näherung auch für die Stromproduktion. Eigentümer sind vor allem die Kantone und Gemeinden, die entweder direkt oder über die kantonalen und kommunalen Elektrizitätswerke und Verteilnetzbetreiber an den Energieversorgungsunternehmen beteiligt sind.

Die Schweizer Wasserkraft gehört also mit all ihren Chancen und Risiken uns allen – wenn auch nicht allen zu gleichen Teilen. Will man genauer wissen, welche öffentlichen Hände bei welchen Wasserkraftwerken zu welchen Anteilen beteiligt sind, wird es sehr schnell sehr komplex. Die Beteiligungsstrukturen

haben sich über die letzten hundert Jahre ausgebildet und sind inzwischen äusserst verworren. Viele Akteure sind über Minderheits- und Mehrheitsbeteiligungen miteinander verbunden und kooperieren darüber hinaus bei gemeinsam betriebenen Partnerwerken.

Die Frage nach den finanziellen Besitz- und Eigentumsverhältnissen der Wasserkraft wird nicht zuletzt angesichts der weiteren Marktöffnung immer wichtiger. Und ein Versuch, diese Strukturen etwas auszuleuchten, lohnt sich allemal. Ein Anfang dazu ist als Werkstattbericht mit Überlegungen zu einer möglichen Methodik in diesem Heft publiziert (vgl. den Beitrag ab Seite 229). Der Autor des Beitrags wird übrigens ab Januar 2018 die Geschäftsstelle des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes als ausgewiesener Energiewirtschafter verstärken (vgl. Nachrichtenbeitrag Seite 299). Gut möglich also, dass wir an den Eigentumsverhältnissen der Wasserkraft dranbleiben und Genaueres in Erfahrung bringen werden.

A qui appartient la force hydraulique?

La réponse courte et imprécise à cette question est: à la population. Car la production hydroélectrique suisse est solidement aux mains des pouvoirs publics.

Selon l’analyse des 335 entreprises électriques publiée annuellement dans la Statistique de l’électricité de la Confédération, le secteur public détient 89 % du capital total de l’industrie électrique indigène. Et même si la participation du secteur public dans les réseaux de distribution est naturellement plus élevée, cette approximation est aussi valable pour la production du courant. Les propriétaires sont principalement les cantons et les communes impliqués dans les enterprises d’éléctricité directement ou par les gestionnaires de réseau de distribution.

Ainsi, la force hydraulique suisse appartient avec toutes ses opportunités et ses risques à nous tous – bien que de manière inégale. Si l’on désire savoir plus précisément l’implication de tels pouvoirs publics dans telles centrales hydroélectriques et dans quelles proportions, cela se complique très rapide-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

ment. Les structures de participation se sont formées au cours des cent dernières années et sont devenues fortement échevelées. De nombreux acteurs sont liés par des participations minoritaires et majoritaires et collaborent ainsi sur des ouvrages partenaires exploités conjointement.

La question des conditions et des rapports de propriété de la force hydraulique devient de plus en plus importante, notamment en raison de l’ouverture accrue du marché. Une tentative d’éclairage de ces structures en vaut vraiment la peine. Une amorce à cela en tant que rapport de travail avec des réflexions sur une méthodologie possible est publiée dans ce numéro (cf. article dès la page 229). D’ailleurs, l’auteur de la contribution va renforcer l’ASAE en tant que spécialiste du système d’énergie suisse à partir de janvier 2018 (cf. nouvelles à la page 299). Il est fort probable que nous nous pencherons sur les rapports de propriété de l’énergie hydraulique et que nous obtiendrons plus de détails à ce sujet.

III

Inhalt

4l2017

229

Wem gehört die Schweizer Wasserkraft – ein Werkstattbericht Michel Piot

237

Neubau Wasserkraftwerk Fermelbach mit interessanter hydraulischer Druckleitungssituation in Y-Form Patrick Manz, Michael Steiner 240

247

Auf der Suche nach dem optimalen Rechen Benedikt Vogel

251

Die Bedeutung der Wasserkraft im Alpenraum: Schwerpunkt Schweiz Martin Schönberg, Armin Baumgartner

261

Abschätzung von Extremhochwassern bei Talsperren nach der Methode CRUEX++ Fränz Zeimetz, Javier Garcìa Hernàndez, Frédéric Jordan, Jean-Michel Fallot, Anton Schleiss

271

Schwemmholz: Gefahrenbeurteilung und Massnahmenplanung am Fallbeispiel Renggbach, Kanton Luzern Isabella Schalko, Lukas Schmocker, Volker Weitbrecht, Robert Boes

279

Sedimenttransport in der Rheinvorstreckung und im Bodensee aufgrund zukünftiger hydrologischer Randbedingungen Daniel Ehrbar, Stefan Mirbach, David F. Vetsch, Ulrich Lang, Robert Boes

IV

248

271

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Inhalt

4l2017

Die Wasserwirtschaft befindet sich in einer paradoxen Situation – Präsidialansprache HV 2017 vom 07.09.2017 in Altdorf Albert Rösti

285

Protokoll – 106. ordentliche Hauptversammlung des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes vom 07.09.2017 in Altdorf

287

Procès-verbal – 106ème Assemblée générale de l’Association suisse pour l’aménagement des eaux du 07.09.2017 â Altdorf

292

Nachrichten Politik Energiewirtschaft Wasserkreislauf/Wasserwirtschaft Umwelt/Landschaftsschutz Wasserkraftnutzung Verbandsmitteilungen Rückblick Veranstaltungen Veranstaltungen Agenda Personen Literatur Industriemitteilungen

295 295 295 296 297 297 299 301 304 304 304 306 308

Publi-Reportage

309

Branchen-Adressen

311

Impressum

312

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291

297

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

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«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Wem gehört die Schweizer Wasserkraft – ein Werkstattbericht Michel Piot

Zusammenfassung: In der Wasserkraftstatistik 2017 des Bundesamtes für Energie werden 686 Zentralen aufgeführt. Im nachfolgenden Beitrag wird der Frage nach den Besitz- und Eigentumsverhältnissen dieser Zentralen nachgegangen. Mit Hilfe öffentlich zugänglicher Informationen und des hier aufgezeigten methodischen Vorgehens ist es möglich, sehr viele der Zentralen den Besitzern bzw.

Eigentümern zuzuordnen. Gleichzeitig wird auch aufgezeigt, weshalb eine datenbankbasierte Lösung Vorteile und Möglichkeiten zu Ergänzungen bieten würde.

1.

Ausgangslage und Fragestellungen In der neuesten Wasserkraftstatistik (WASTA), die alljährlich vom Bundesamt für Energie (BFE) herausgegeben wird (BFE, 2017), sind 686 Zentralen mit einer maximal möglichen Leistung ab Generator von mehr als 300 kW aufgeführt. Eine dieser Zentralen wird als stillgelegt ausgewiesen, 4 sind im Umbau und 23 im Bau. Es verbleiben also 658 Zentralen, die im Normalbetrieb sind (Tabelle 1).

Die WASTA unterscheidet vier Typen von Wasserkraftwerken: • Laufkraftwerk: Wasserkraftanlage ohne eigenen Speicher, die auf die laufende Verarbeitung des jeweiligen Zuflusses ausgelegt ist; • Speicherkraftwerk: Wasserkraftanlage, die nur einen Teil des gefassten Wassers unverzüglich nutzt. Den an-

dern Teil speichert sie und nutzt ihn später. Das Wasser kann auch durch Pumpen zugeführt werden (Zubringerpumpen); • Pumpspeicherkraftwerk: Kombination von Speicherkraftwerk und reinem Umwälzwerk. Von den 17 Pumpspeicherkraftwerken weisen die vier Wasserkraftanlagen Limmern, Hongrin-Léman, Robiei und Mapragg eine installierte Pumpenleistung von über 100 MW aus; • Reines Umwälzwerk: Wasserkraftanlage, die nur Wasser, das vorgängig gepumpt und gespeichert wird, nutzt.

Pumpen und Turbinen sind in der Regel an dasselbe Unter- bzw. Oberbecken angeschlossen. Gemäss WASTA gehören die Wasserkraftanlagen Engeweiher, Grimsel 2 und Tierfehd in diese Kategorie.

Die Frage der Besitz- bzw. Eigentumsverhältnisse der Schweizer Wasserkraft hat sich in den vergangenen Jahren mehrfach gestellt, wie folgende zwei Beispiele zeigen.

1) Die Bedingungen an den europäischen Strommärkten haben sich in den letzten Jahren für Betreiber grosser Wasserkraftwerke stark verschlechtert.

Im Zusammenhang mit der Frage nach der Wirtschaftlichkeit der Wasserkraft ist die Differenzierung vorzunehmen, ob die Produktion am Markt abgesetzt wird oder festen Endverbrauchern gemäss StromVG Art. 6 zu Gestehungskosten verrechnet werden kann. Speziell bei Partnerwerken führt die Teilmarktöffnung zur eigenartigen Situation, dass die einen Besitzer die produzierte Energie zu Gestehungskosten

festen Endverbrauchern liefern können, während die anderen die Energie gleichzeitig zu deutlich tieferen Preisen am Markt verkaufen müssen, da sie keine oder nicht genügend feste Endverbraucher haben.

2) In der Schweiz bezahlen die Wasserkraftproduzenten heute jährlich CHF 550 Mio. Wasserzinse an die Standortkantone und je nach kantonaler Gesetzgebung an die Standortgemeinden.

Eine Übersicht über die Aufteilung dieser Ausgaben auf die einzelnen Kraftwerksgesellschaften existiert nicht, könnte aber mit Kenntnis der Besitzverhältnisse abgeschätzt werden.

Diese und ähnliche Fragestellungen haben den Autor motiviert, Überlegungen zu machen und Informationen zusammenzutragen, um der Übersicht der Besitzund Eigentumsverhältnisse der Schweizer Wasserkraft näherzukommen. Ausgehend von der aktuellen WASTA, wird nachfolgend aufgezeigt, wie die Bestimmung methodisch erfolgen kann, welche Informationen benötigt werden und wo Schwierigkeiten in der Umsetzung auftreten.

2.

Begrifflichkeiten und Abgrenzungen Für das weitere Verständnis und um die Konsistenz mit der WASTA sicherstellen zu können, werden folgende Begrifflichkeiten und, wo nötig, Abgrenzungen verwendet. Diese werden jeweils mit Beispielen veranschaulicht und für das allgemeine Verständnis mit Literaturhinweisen ergänzt: 1) Zentrale: In der Zentrale einer Wasserkraftanlage befinden sich die

Tabelle 1. Schweizer Wasserkraftwerke im Normalbetrieb, unterteilt nach Typ. Datenquelle: WASTA. «Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

229

hydroelektrischen Maschinen. In der Regel besitzt jede Wasserkraftanlage lediglich eine Zentrale. Ist dies nicht der Fall, so werden sämtliche Zentralen einer Wasserkraftanlage separat in der Statistik aufgeführt (Quelle: WASTA).

2) Wasserkraftanlage: Eine Wasserkraftanlage deutet die Eingliederung der Zentrale in einen Anlagekomplex an.

Neben der Zentrale gehören zu einer Wasserkraftanlage alle weiteren Anlageteile wie Fassungen, Triebwasserleitungen, Speicher, Wehre usw., die in ihrer Gesamtheit erst den Betrieb der Zentrale ermöglichen (Quelle: WASTA).

Beispiel: Die Wasserkraftanlage Grande Dixence (Alpiq, 2010) besteht aus den Zubringerpumpenzentralen Z’Mutt, Arolla, Ferpècle und Stafel sowie aus den beiden Zentralen Nendaz und Fionnay.

3) Kraftwerksgruppe: Eine Kraftwerksgruppe kann mehrere Ausgestaltungen annehmen: i) Zusammenfassung einer oder mehrerer technisch zusammenhängender Wasserkraftanlagen zu einer Kraftwerksgruppe, oder kurz zu einem Kraftwerk; ii) regionaler Zusammenschluss verschiedener, nicht notwendigerweise technisch zusammenhängender Wasserkraftanlagen.

Beispiel: Die Kraftwerke Oberhasli AG (KWO, 2017) besteht aus den technisch zusammenhängenden Wasserkraft-

anlagen Gental, Grimsel 1 Grimselsee, Grimsel 1 Oberaarsee, Grimsel 2, Handeck 1, Handeck 2, Handeck 3 Isogyre, Hopflauenen-Leimboden, HopflauenenTrift, Innertkirchen 1, Innertkirchen 2 sowie Innertkirchen 3.

Beispiel: Die Wasserkraftanlage Birsfelden (Kraftwerk Birsfelden AG, 2017) wird auch als Kraftwerksgruppe zusammengefasst, obschon sie nur aus einer einzigen Wasserkraftanlage besteht.

Beispiel: Die Kraftwerksgruppe Bergell des Elektrizitätswerkes der Stadt Zürich (ewz, 2012a) umfasst die regional zusammengeschlossenen Wasserkraftanlagen Castasegna, Löbbia Albignawerk, Löbbia Fornowerk, Plancanin sowie Lizun und Bondo.

4) Kraftwerksgesellschaft: Zusammenschluss einer oder mehrerer Kraftwerksgruppen zu einer übergeordneten, meist juristischen, Einheit.

Beispiel: Das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz) als Kraftwerksgesellschaft betreibt die drei Kraftwerksgruppen ewz Bergell (ewz, 2012a), ewz Mittelbünden (ewz, 2014) und ewz Limmat (ewz, 2012b).

Beispiel: Die Aletsch AG (Aletsch AG, 2017) ist ein juristischer Zusammenschluss der beiden Kraftwerksgruppen Ackersand 2 in Stalden und Aletsch in Mörel. Daneben ist die Kraftwerksgesell-

schaft Aletsch auch noch an der Kraftwerksgruppe Jungbach AG beteiligt.

5) Besitzer: Beteiligte an Kraftwerksgruppen und -gesellschaften, die ihrerseits selber Kraftwerksgruppen oder Kraftwerksgesellschaften sind.

Beispiel: Die Energiedienst-Holding AG ist Besitzerin der Enalpin AG und betreibt über die Energiedienst AG die Kraftwerksgruppen Laufenburg, Rheinfelden und Wyhlen.

6) Eigentümer: Beteiligte an Kraftwerksgruppen und -gesellschaften, ohne selber eine Kraftwerksgruppe oder Kraftwerksgesellschaft zu sein.

Beispiel: Die Kraftwerksgruppe ewz Mittelbünden (ewz, 2014) besteht aus den Wasserkraftanlagen Tinizong, Nandrò, Tiefencastel Ost, Tiefencastel West, Solis, Sils und Rothenbrunnen. Besitzerin ist die Kraftwerksgesellschaft Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), die, als Dienstabteilung organisiert, der Stadt Zürich als Eigentümerin gehört.

Die Beispiele zeigen, dass die eingeführten Begrifflichkeiten im Allgemeinen gut voneinander abgegrenzt werden können.

3.

Präzisierung der Fragestellung Ausgegangen wurde von der Frage, wem die Schweizer Wasserkraft gehört? Diese gilt es nun zu präzisieren: Ist man an den

Bild 1. Besitz- und Eigentumsverhältnisse der Kraftwerksgruppe Lötschen AG und der Kraftwerksgesellschaft Rhonewerke AG. 230

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Bild 2. Besitz- und Eigentumsverhältnisse der Kraftwerke Vorderrhein AG. physischen 1 oder finanziellen Besitz- oder an den (finanziellen) Eigentumsverhältnissen interessiert?

Beispiel: Die Axpo Holding AG besitzt unter anderem zu 100 Prozent die Axpo Power AG und zu 81 Prozent die Centralschweizerische Kraftwerke AG (CKW). Während die Axpo Holding indirekt über die Axpo Power physisch über eine erhebliche Menge an Schweizer Wasserkraft verfügt, ist mit der (finanziellen) Beteiligung der Axpo an der CKW kein physischer Abnahmevertrag der Produktion der CKW durch die Axpo verbunden.

Beispiel: An der Kraftwerk Göschenen AG mit Sitz in Göschenen sind am Aktienkapital von CHF 60 Mio. die CKW AG mit 50 Prozent, die SBB AG mit 40 Prozent und der Kanton Uri mit 10 Prozent beteiligt.

Bezüglich Wassernutzung, das heisst physisch, besitzen die CKW aber 45 Prozent und die SBB 55 Prozent.

Bei Partnerwerken sind die Besitzer der Kraftwerksgruppe aufgrund des Partnervertrages in der Regel verpflichtet, die auf ihren Beteiligungsanteil entfallenden Jahreskosten zu bezahlen und die Energie entsprechend ihrer Beteiligung abzu-

1

Unter physischem Besitz wird hier das Recht auf Verwertung der Energieproduktion verstanden.

nehmen. Wie das Beispiel des Kraftwerks Göschenen allerdings zeigt, sind Ausnahmen möglich. Da die Partnerverträge zwischen den Kraftwerksgruppen und den beteiligten Kraftwerksgesellschaften nicht öffentlich verfügbar sind, kann die Frage der physischen Besitzverhältnisse nicht beantwortet werden. Folglich wird die Frage «Wem gehört die Schweizer Wasserkraft?» präzisiert in «Welches sind die finanziellen Besitz- und Eigentumsverhältnisse der Schweizer Wasserkraft?»

4.

Methodisches Vorgehen

4.1

Schritt 1: Bestimmung der Besitz- und Eigentumsverhältnisse Um die Besitz- und Eigentumsverhältnisse der Schweizer Wasserkraft zu bestimmen, wurde im Wesentlichen auf öffentlich verfügbare Angaben zurückgegriffen. Für rund die Hälfte der 686 Zentralen der WASTA 2017 findet man Geschäftsberichte im Internet. Dies entspricht für das hydrologische Jahr 2015/2016 beziehungsweise das Kalenderjahr 2016 knapp hundert Geschäftsberichten von Kraftwerksgruppen bzw. -gesellschaften.

Beispiel: Die Enalpin AG publiziert nebst dem eigenen Geschäftsbericht die Geschäftsberichte der Aletsch AG, der Kraftwerk Lötschen AG und der Rheinkraftwerk Neuhausen AG, was denjenigen Kraftwerksgruppen entspricht, an denen

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

die Enalpin zu mindestens 50 Prozent beteiligt ist.

Beispiel: Der Axpo-Konzern stellt im Internet die Geschäftsberichte der Axpo Holding AG, der Axpo Trading AG und der Kraftwerke Linth-Limmern AG zur Verfügung.

Schritt 1 ist eine Fleissarbeit. Die Durchsicht zahlreicher Internetauftritte und Geschäftsberichte von Kraftwerksgruppen und -gesellschaften ist indes die Grundlage für ein substanziell besseres Verständnis einzelner Kraftwerksgruppen und -gesellschaften im Speziellen, aber auch der Wasserkraftlandschaft Schweiz im Allgemeinen.

Beispiel Kraftwerke Aegina AG: Dem Geschäftsbericht für das hydrologische Jahr vom 1. Oktober 2013 bis 30. September 2014 der Kraftwerksgruppe Aegina (Aegina AG, 2015) kann entnommen werden, dass das im Griessee gespeicherte Wasser in der Kavernenzentrale Altstafel turbiniert wird und zur weiteren Nutzung über einen Freispiegelstollen in die Anlagen der Maggia Kraftwerke AG im Tessin weitergeleitet wird. Basierend auf einem Nachtrag des Gründungs- und Partnervertrages, erheben die Maggia Kraftwerke von der Kraftwerksgruppe Aegina eine Turbiniergebühr von 1.6 Rp./kWh, was für das Geschäftsjahr 2013/2014 einem Betrag von knapp CHF 2.5 Mio. entsprach. Im Schnitt produzieren die Zentrale Altstafel 231

Bild 3a/b. Schritt 2: Ausgangslage und Verallgemeinerung 1 mit eigenen Anteilen.

Bild 3c/d. Schritt 2: Verallgemeinerung 2 mit Kreuzbeteiligung und Verallgemeinerung 3 als Kombination.

232

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

22 GWh und die drei Stufen auf Tessiner Seite 164 GWh. Beispiel Kraftwerk Birsfelden AG: Aus dem Geschäftsbericht für das Jahr 2016 (Kraftwerk Birsfelden AG, 2017) entnimmt man, dass im Vergleich mit dem langjährigen Mittelwert der Rhein im Jahr 2016 in den Monaten Januar, Februar und April bis Juli eher viel (113–150 Prozent) und in den Monaten September, Oktober und Dezember sehr wenig Wasser (64–82 Prozent) führte und dass insgesamt während 72 Tagen (im Vorjahr 49) Wasser über das Wehr abgeleitet werden musste, weil das Schluckwasservermögen der Turbinen von insgesamt 1500 m3/s überschritten war.

Beispiel: Im Kanton Graubünden wurde 1978 die Grischelectra AG gegründet, die die Nutzung der von den Bündner Gemeinden und vom Kanton Graubünden eingebrachten Energie bezweckt.

Dabei haben sich gemäss Partnervertrag, welcher bis 31.12.2055 fest abgeschlossen ist, die B-Aktionäre verpflichtet, die der Grischelectra zustehenden Energiemengen zu übernehmen und zu verwerten. Dabei haben die B-Partner die Jahreskosten der eingebrachten Energie zu übernehmen und den Gemeinden sowie dem Kanton für jede in die Gesellschaft eingebrachte Kilowattstunde ein Aufgeld zu entrichten. So wird unter anderem der Energieanteil des Kantons an der Kraftwerke Vorderrhein AG eingebracht. Die derzeit durchschnittlich verfügbare Energiemenge beläuft sich auf rund 620 GWh pro Jahr. Die Aufgeldhöhe beträgt seit 2008/2009 0.8 Rp./kWh, was in etwa CHF 5 Mio. pro Jahr entspricht. Per 1. Oktober 2016 wurde auf Begehren der Repower AG das Aufgeld auf das vertragliche Minimum von 0.4 Rp./kWh reduziert. Eine Aufgeldanpassung soll per 1. Oktober 2020 von Neuem beurteilt werden (Quellen: Grischelectra AG, 2016, Grischelectra AG, 2017).

Mit Schritt 1 kann, ausgehend von der WASTA, der Grossteil der Wasserkraftanlagen einer Kraftwerksgruppe und einer Kraftwerksgesellschaft zugeordnet werden. Wie Bild 1 beispielhaft zeigt, ist aber die Besitz- und Eigentümerstruktur teilweise stark verzweigt, weshalb in diesem Bereich noch einige Lücken bestehen.

Aktualisierungsbedarf in Schritt 1 besteht grundsätzlich bei einer Änderung der Besitz- bzw. Eigentumsverhältnisse.

Ein Monitoring, im Sinne einer systematischen Beobachtung, solcher Änderungen ist kaum möglich und kann somit faktisch ausgeschlossen werden, sodass man

Bild 4. Wasserkraftanlage Mörel der Rhonewerke.

hier im Wesentlichen auf Zeitungsartikel, Newsletters und Medienmitteilungen der entsprechenden Kraftwerksgruppen und -gesellschaften angewiesen ist.

4.2

Schritt 2: Rechnerische Überlegungen Nach Erfassung der stufenweisen Besitzund Eigentumsverhältnisse – vorwiegend aus den Informationen der Geschäftsberichte der einzelnen Kraftwerksgruppen und -gesellschaften – stellt sich die Frage, wie aus den finanziellen Besitzverhältnissen der Kraftwerksgruppen und -gesellschaften die Eigentumsverhältnisse bestimmt werden können. Dazu werden vier Fälle betrachtet: Gestartet wird mit der Ausgangslage (Bild 3a) mit zwei Kraftwerken, zwei Kraftwerksgesellschaften und drei Eigentümern mit einfachen Beziehungen.

Im Anschluss daran werden drei Verallgemeinerungen (Bild 3b–Bild 3d) vorgenommen, um eigene Anteile der Kraftwerksgesellschaften und Wechselwirkungen zwischen den Kraftwerksgesellschaften mitberücksichtigen zu können.

Beispiel Rhonewerke AG (Bild 1): Unter Erfassung der stufenweisen Besitzund Eigentumsverhältnisse der Kraftwerk Lötschen AG ist gemeint, dass im Geschäftsbericht der Kraftwerksgruppe Lötschen nur die unmittelbar übergeordneten Besitzer, das heisst die Rhonewerke und die Enalpin AG, ersichtlich sind. Es bedarf zusätzlich noch der Informationen aus dem Geschäftsbericht der Energiedienst Holding AG und der SIG, um die Eigen-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

tumsverhältnisse der Kraftwerksgruppe Lötschen bestimmen zu können.

Ausgangslage: Bild 3a zeigt zwei Kraftwerke KW1 und KW2, zwei Kraftwerksgesellschaften KWG1 und KWG2 und drei Eigentümer E1, E2, E3 mit den stufenweisen Besitz- und Eigentumsverhältnissen. Die Eigentumsverhältnisse lassen sich als Summe der einzelnen Produkte der verschiedenen Pfade bestimmen.

Bild 3a zeigt als Resultat die Eigentumsverhältnisse an der Produktion der beiden Kraftwerke, woraus unmittelbar die prozentualen Eigentümeranteile abgeleitet werden können.

Beispiel Rhonewerke AG (Bild 1): Welchen Anteil an der Kraftwerk Lötschen AG besitzt der Kanton Genf? Der Besitz der Enalpin AG am Kraftwerk Lötschen beträgt 50 Prozent direkt und 15 Prozent indirekt über die Rhonewerke, also 65 Prozent, was damit auch dem Besitzanteil der Energiedienst Holding AG entspricht. Von diesen 65 Prozent gehören 15 Prozent der SIG und wiederum davon 55 Prozent dem Kanton Genf, was somit einem Anteil von 5 Prozent entspricht. Das heisst, das Kraftwerk Lötschen ist zu 5 Prozent im Eigentum des Kantons Genf.

Beispiel Kraftwerke Vorderrhein AG (Bild 2): Der Kanton Aargau besitzt eine direkte Beteiligung an der Axpo Holding AG und eine indirekte über die AEW Energie AG. Damit kann der Eigentümeranteil des Kantons Aargau an der Kraftwerksgruppe Vorderrhein bestimmt werden; dieser liegt bei knapp 23 Prozent. Was die 233

physische Verfügbarkeit der Energie aus der Kraftwerksgruppe Vorderrhein anbelangt, gehören gemäss Partnerwerksvertrag 81.5 Prozent der Axpo Power AG und 18.5 Prozent dem Kanton Graubünden und den Konzessionsgemeinden. Letzterer Anteil wird, wie oben erwähnt, über die Grischelectra AG von der Repower AG verwertet.

Verallgemeinerung 1 (Bild 3b): Es wird nun angenommen, dass die einzelnen Kraftwerksgesellschaften eigene Anteile besitzen. Wie diese aktienrechtlich bzw. finanzmathematisch zu beurteilen sind, soll nachfolgend nicht von Bedeutung sein. Es geht einzig um die Frage, wie die Eigentümeranteile an den beiden Kraftwerken bestimmt werden können und wie sie sich gegenüber der Ausgangslage ändern. Interessiert zum Beispiel der Eigentümeranteil von E1 an KW1, so sind zwei Pfade zu berücksichtigen, einer über KWG1 und der andere über KWG2. Von der Produktion von 100 GWh von KW1 gelangen 70 GWh zur KWG1, wovon rechnerisch (aber nicht physisch) 35 Prozent unmittelbar zu E1 gehen, was 24.5 GWh entspricht.

Die 15-Prozent-Beteiligung von KWG1 an sich selber bedeutet rechnerisch, dass 10.5 GWh der hereinfliessenden 70 GWh in einer ersten Schlaufe bei KWG1 verbleiben, bevor davon wiederum 35 Prozent, oder umgerechnet 3.7 GWh, weiter an E1 gehen usw. Der zweite Pfad kann analog berechnet werden, sodass in Summe rechnerisch 37.7 GWh bei E1 landen. Damit liegt der Eigentümeranteil von E1 an KW1 bei 37.7 Prozent.

Verallgemeinerung 2 (Bild 3c): Zwischen KWG1 und KWG2 besteht nun eine Kreuzbeteiligung. Von den 70 GWh, die bei KWG1 ankommen, gehen 35 Prozent direkt an E1 weiter. 15 Prozent fliessen zu KWG2, davon 27 Prozent weiter zu E1. Neun Prozent fliessen wieder zurück zu KWG1, von diesem Anteil wiederum 35 Prozent nach E1. Diese Schlaufen setzen sich grundsätzlich beliebig fort, doch werden die zusätzlichen Beiträge rasch vernachlässigbar klein. In diesem Fall liegt der Eigentümeranteil von E1 an KW1 bei 36.9 Prozent. Dieser Anteil ist deshalb leicht kleiner als bei Verallgemeinerung 1, da ein Teil der 15 Prozent, die von KWG1 zu KWG2 fliessen, nun im Eigentum von E2 und E3 sind.

Verallgemeinerung 3 (Bild 3d): Im letzten Fall werden die Verallgemeinerung 1 und die Verallgemeinerung 2 kombiniert, das heisst, beide Kraftwerksgesellschaften besitzen eigene Anteile und es besteht zusätzlich eine Kreuzbeteiligung.

234

Um die Resultate nachvollziehen zu können, lohnt es sich zu überlegen, wie viel Energie von den Kraftwerken in genau n Schritten zu den Eigentümern gelangen könnte, und diese Anteile jeweils zu addieren. Im vorliegenden Beispiel liegt der Eigentümeranteil von E1 an KW1 bei 37.1 Prozent. Ohne dies im Detail herzuleiten, ist es plausibel, dass dieser Anteil zwischen Verallgemeinerung 1 und Verallgemeinerung 2 liegt, da gegenüber Verallgemeinerung 1 durch die Beteiligung von KWG2 an KWG1 ein Teil der Energie von KWG1 nach KWG2 fliesst, was zu einer geringeren Beteiligung von E1 an KW1 gegenüber Verallgemeinerung 1 führt. Gleichzeitig führt der eigene Anteil dazu, dass gegenüber Verallgemeinerung 2 etwas weniger Energie von KWG1 nach KWG2 abfliesst und somit den Eigentümeranteil von E1 an KW1 gegenüber Verallgemeinerung 2 leicht erhöht.

Beispiel: Die Kraftwerksgesellschaft Groupe E AG besitzt gemäss Geschäftsbericht 2015 einen eigenen Aktienanteil von 5.433 Prozent. Zudem war die Kraftwerksgesellschaft BKW AG mit 10 Prozent an Groupe E beteiligt. Diese Beteiligung hat sie gemäss Geschäftsbericht 2016 am 19. Dezember 2016 nun aber veräussert. Gleichzeitig besass die BKW gemäss Geschäftsbericht 2015 zum Jahresende einen Eigenbestand von 8.13 Prozent und an der Groupe E ebenfalls zehn Prozent.

Mit den Überlegungen in Schritt 2 ist es möglich, die (finanziellen) Besitz- und Eigentumsverhältnisse für die Ausgangslage und drei Verallgemeinerungen zu bestimmen. Komplexere bzw. weiterführende Besitz- und Eigentumsverhältnisse können jeweils auf diese vier Fälle zurückgeführt und kombiniert werden.

4.3

Schritt 3: Verallgemeinerte Berechnung der Eigentumsverhältnisse In Schritt 3 wird die Frage angegangen, wie die Bestimmung der Eigentumsverhältnisse vom Einzelfall – wie im Bild 1 und Bild 2 – aufgrund der verfügbaren Informationen zu den Besitz- und Eigentumsverhältnissen automatisiert auf sämtliche Kraftwerksgruppen vorgenommen werden kann.

Dazu kann man sich der Wahrscheinlichkeitsrechnung bedienen und die einzelnen Beteiligungen als Übergangswahrscheinlichkeiten zwischen zwei Zuständen interpretieren. In der Ausgangslage (Bild 3a) bedeutet dies, dass von KW1 mit einer Wahrscheinlichkeit von 0.7 eine Einheit Energie zu KWG1 fliesst und mit 0.3

zu KWG2 und in weiteren Schritten zu den Eigentümern. Ist eine Einheit bei einem Eigentümer angelangt, kann sie weder weiter- noch zurückfliessen und verbleibt folglich dort, das heisst, die Übergangswahrscheinlichkeit von E1 nach E1 ist eins.

Um Schritt 3 konkret durchzuführen, sind somit alle Übergangswahrscheinlichkeiten zwischen sämtlichen Kraftwerksgruppen, Kraftwerksgesellschaften und Eigentümern in geeigneter Form aufzubereiten. Die Methoden aus der Wahrscheinlichkeitsrechnung helfen dann, iterativ die Energiemengen der einzelnen Kraftwerksgruppen aufgrund dieser Übergangswahrscheinlichkeiten fiktiv zu den Kraftwerksgesellschaften und schliesslich zu den Eigentümern fliessen zu lassen, bis sämtliche Energie bei den Eigentümern angelangt ist und aufgrund der Eigenschaft, dass die Energie von den Eigentümern weder weiter- noch zurückfliessen kann, dort verbleibt und der finale Zustand erreicht ist.

Selbstverständlich ist es mit diesem Ansatz auch möglich, die Besitzverhältnisse einer spezifischen Kraftwerksgesellschaft zu bestimmen, indem unterstellt wird, dass keine Energie von dieser Kraftwerksgesellschaft weiterfliesst, also sämtliche Übergänge, die von ihr abgehen, eine Übergangswahrscheinlichkeit von null haben.

Beispiel: In Bild 3d lässt sich der Besitzanteil von KWG1 an KW1 und KW2 bestimmen, indem die Übergangswahrscheinlichkeiten von KWG1 nach KWG2 sowie nach E1, E2 und E3 null und die Übergangswahrscheinlichkeit von KWG1 nach KWG1 auf eins gesetzt werden.

Schritt 3 zeigt, wie rechnerisch ein Verfahren aufgesetzt werden kann, um standardisiert die Besitzverhältnisse der Kraftwerksgruppen und -gesellschaften bzw. der Eigentumsverhältnisse der Schweizer Wasserkraftwerke zu bestimmen.

5.

Weiterführende Arbeiten Nachdem der Initialaufwand getätigt wurde und erste Ergebnisse abgeleitet werden können, stehen im Zusammenhang mit der Erhebung der Datengrundlage folgende Arbeiten an: 1) Informationsbeschaffung und Aktualisierung: • Neue Zentralen bzw. Stilllegungen, aber auch Änderungen bezüglich technischer Eigenschaften durch Erneuerungen und Erweiterungen sind jeweils zu erfassen. Diese Aktualisierung kann auf jährlicher Basis mit Hilfe

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

der WASTA erfolgen. Damit ist auch gewährleistet, dass eine amtliche Quelle verwendet wird, deren Kontinuität und Qualität gesichert ist.

• Änderungen in den Besitz- und Eigentumsverhältnissen sind möglichst zeitnah zu erfassen, da die Informationen nicht zentral gesammelt und verfügbar gemacht werden. Dies erfolgt momentan aufgrund von Medienmitteilungen, Newslettern und Stichproben von aktuellen Geschäftsberichten. Allerdings handelt es sich hierbei nicht um ein Monitoring im Sinne eines systematischen Beobachtens, sondern um ein Aufarbeiten von (per Zufall) gesichteten Informationen. Hier ist zu klären, ob es eine Möglichkeit gibt, zumindest standardisierter an diese Informationen zu gelangen, damit auch auf Stufe Besitz- und Eigentumsverhältnisse eine hohe Zuverlässigkeit gesichert werden kann.

2) Erweiterungen Aufbauend auf der Systematik der WASTA, ist die Datengrundlage zu ergänzen und auszuweiten. So kommen verschiedene zusätzliche Erweiterungen in Betracht: • Wasserkraftanlagen mit einer maximalen Leistung ab Generator unter 300 kW; • Weitere Technologien: Ausweitung der Datengrundlage auf den gesamten Schweizer Kraftwerkspark;

•

Zusätzliche Attribute: i) Bekommt die Wasserkraftanlage eine kostendeckende Einspeisevergütung? ii) Ist eine Wasserkraftanlage naturemade zertifiziert?

gentumsflüssen von den Wasserkraftanlagen zu den Eigentümern oder umgekehrt, vergleichbar mit Bild 1 und Bild 2.

Danksagung Der Autor bedankt sich bei Christoph Leuen-

6.

Fazit Mit den Schritten 1 bis 3 wird gezeigt, wie, ausgehend von der WASTA und der Verarbeitung der öffentlichen Quellen zu den Kraftwerksgruppen und -gesellschaften, die finanziellen Besitz- und Eigentumsverhältnisse bestimmt werden können.

Die Erfassung und Verarbeitung der Daten sowie die Generierung von Resultaten sind in der aktuell zur Verfügung stehenden Version allerdings nicht als praxistaugliche Arbeitshilfe geeignet.

Anzustreben ist der Aufbau einer Datenbank, damit die Datenbasis mit geringer Fehleranfälligkeit gespeichert, aktualisiert, erweitert und für Auswertungen aufbereitet werden kann. Resultateseitig wäre es wünschenswert, ein beliebiges Portfolio von Wasserkraftanlagen auswählen zu können und die finanziellen Besitz- und Eigentumsverhältnisse zu erhalten. Umgekehrt sollte es auch möglich sein, Eigentümer oder Besitzer zu wählen, um als Ergebnis einen Überblick über die Wasserkraftanlagen zu erhalten, an denen sie (finanzielle) Anteile halten. Schön wäre zudem eine grafische Darstellungsmöglichkeit mit den jeweiligen Besitz- und Ei-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

berger, Universität Freiburg, herzlich für seine Unterstützung beim methodischen Vorgehen, insbesondere bei Schritt 2 und Schritt 3.

Literatur Aegina AG (2015): Jahresbericht und Jahresrechnung der Kraftwerk Aegina AG, 2013/2014.

Aletsch AG (2017): Geschäftsbericht 2016.

Alpiq (2010): Grande Dixence – Ausflüge rund um die Wasserkraft.

BFE (2017): Wasserkraftanlagen der Schweiz (WASTA). ewz (2012a): Energie aus Wasserkraft. ewzKraftwerke Bergell. ewz (2012b): Ökostrom aus Wasserkraft. ewzKraftwerke an der Limmat. ewz (2014): Energie aus Wasserkraft. ewz-Kraftwerke Mittelbünden.

Grischelectra AG (2016): Grischelectra AG. Grischelectra AG (2017): 38. Geschäftsbericht vom 01.10.2015 bis 30.09.2016.

Kraftwerk Birsfelden AG (2017): Geschäftsbericht 2016.

KWO (2017): Die Kraftwerke der KWO. Anschrift des Verfassers Michel Piot, CH-3005 Bern, info@energiesystemschweiz.ch

235

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8. Dezember 2016

WEL 3-2017

· SWV-Jahresbericht 2016

WEL 2-2017

9. Juni 2016

· Wasserzins – Reformbedarf im neuen Marktumfeld · Aufwertung KW Oberhasli · Mehrzweckspeicher · Schwemmholztransport

Vue vers l’aval du barrage de Rossinière (Bild: Groupe E)

2-2016

15. September 2016

Räterichsbodensee der Kraftwerke Oberhasli (Foto: Roger Pfammatter, SWV)

3-2016

WEL 3-2016

· Solutions au problème d’ensablement Lac du Vernex · Bemessung Abschlussorgane · Hochwasserschutz Zürich · SWV-Jahresbericht 2015

11. Juni 2015

· Projekt Linthal 2015 · Optimierung Turbinenanströmung · Aufgaben Talsperrenwärter · Hochwasserschutz Melchaa

Fundationsarbeiten am Stauwehr beim KW Laufenburg im Jahre 1912 (Bild: Sammlung KW Laufenburg)

2-2015

17. September 2015

Staumauerbau Muttenalp by night (Bild: Axpo © Daniel Boschung)

3-2015

· Ausbau Wasserkraft seit 2006 · Aufgelöste Blockrampen

· Rôle et tâches des barragistes · Gewässerpreis an KW Aarberg · SWV-Jahresbericht 2015

WEL 2-2015

· Optimierte Instandhaltung und Einsatzplanung · Stellenwert Gewässerräume

3. Dezember 2015

4. Dezember 2014

12. März 2015

· Jubiläum VAR – Rückblick auf 100 Jahre Wasserwirtschaft

· Rentabilität Wasserkraft

· 105. Hauptversammlung SWV Die Themen der «ÖWAW» 3-4/2017 • Geschiebehaushalt in kleinen HochWEL 1-2017 WEL 4-2016 der Nordtiroler Zentgebirgsbächen ralalpen Kammerlander, J., Achleitner, S., Schöber, J., Hofer, B. 1-2016 4-2015 • Kombinative Betrachtung von Naturmessung, physikalischer und numerischer Modellierung des Geschiebetransports an grossen alpinen Wasserfassungen Plörer, M., Neuner, J., Achleitner, S., Aufleger, M. • bei der Er· Hochwasserschutzprojekt Umgang mit Feststoffen · Ökologie beim KW Hagneck «Urner Talboden» · Interkantonale Aareplanung · Hydroabrasiver Verschleiss mittlung von Wildbachgefährdungs· KOHS-Empfehlungen Hoch· Geschiebebewirtschaftung wasserschutz/Ufererosion bereichen in Bayern · Unwetterschäden 2015 · 104. Hauptversammlung SWV Dressel, P., Wagner, P., Mayer, K., Rimböck, A. WEL 1-2016 WEL 4-2015 • Bedeutung des Geschiebetransportes für die Planung von Hochwasserschutz- und Retentionsmassnahmen 4-2014 1-2015 in Talflüssen – Numerische Modellierung des Inns im Tiroler Unterinntal Baumgartner, K., Gems, B., Walder, S., Auer, F., Federspiel, M., Aufleger, M. • Weisse Wasserspeicher – Analyse und Modellierung der Schneedichte in den österreichischen Alpen und Alpenvorländern · Bedeutung der Speicher für · Fischabstieg bei FlusskraftAchleitner, S., Schöber, J. die Energiestrategie werken · Hydraulik PSW Lagobianco · Transitoires hydrauliques • Transformation der Stadtentwäs· Brutvögel an Fliessgewässern · Unwetterschäden 2014 · 103. Hauptversammlung SWV von · Zukunft des Wasserbauers serung unter Berücksichtigung «grüner» und «blauer» Infrastruktur WEL 1-2015 WEL Zischg, J.,4-2014 Goncalves, M., Leonhardt, G., Kleidorfer, M., Rauch, W., Sitzenfrei, R. · Antike Hydrotechnik

10. März 2016

WEL 2-2016

WEL 3-2015

5. Dezember 2013

· Geschiebetransport in alpinen Einzugsgebieten · Flexibilisierung Wasserkraft · Murgangsimulationen · Methoden der Hydrologie

WEL 2-2014

· Talsperrenüberwachung · Wasserkraftprojekte Chlus und FMHL+ · Wasserbau und Ökologie · SWV-Jahresbericht 2013

· Perspektiven der Wasserkraft · Flussrevitalisierungen · Hochwasserschutz Stadt Zürich (Teil 2) · Unwetterschäden 2013

Neues KW Illspitz im Bau, Foto: Roger Pfammatter.

4-2013

13. März 2014

Lacs du Vieux Emosson et d’Emosson, Foto: M. Martinez/www.michelmartinez.ch

1-2014

12. Juni 2014

Messkampagne an einer Talsperre (Quelle: Gesellschaft für Ingenieurbaukunst)

2-2014

18. September 2014

Der Gebirgsfluss Brenno unterhalb der Mündung des Riale Riascio, Foto: Martin Böckli, WSL

3-2014

WEL 3-2014

236

· Schwall/Sunk-Defizitanalyse

· Flexibilisierung Wasserzinse – eine Chance für alle

Umgehungsgewässer beim KW Hagneck (Bild: Drohne, Geoplan Team, Nidau)

· Wasserhaushalt Schweiz

· Contraintes aux soudures des blindages

Zwischen Limmernsee und neuem Muttsee, Foto: Roger Pfammatter

· Gestaltung Gewässerräume

· Marktmodelle Wasserkraft

Überlastkorridor Reuss im Urner Talboden (Bild: Joe Müller)

· eDNA im Wasserbau

Bachforellen vor Leiteinrichtung am VAW-Modell (Foto: David Flügel, EAWAG)

· Fischgängigkeit und -schutz bei Wasserkraftwerken

Zuleitstollen des neuen Wasserkraftwerks «Gletsch-Oberwald» (Foto: MMi, SWV)

4-2016

9. März 2017

Seeforellenzaun in der Hasliaare (Foto: Andreas Funk)

1-2017

8. Juni 2017

Section de blindage d’un projet hydroélectrique (© Alexandre J. Pachoud)

2-2017

14. September 2017

Seeforellen-Laichtiere auf der Laichgrube 1 im Wychelbächli (Bild: KWO, Matthias Meyer)

3-2017

· Neubau Kraftwerk Illspitz · Schwall/Sunk-Sanierungen Hasliaare (Teil 2) · Hochwasserschutz Zürich (Teil 1) · 102. Hauptversammlung SWV

WEL 1-2014 WEL 4-2013 «Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Neubau Wasserkraftwerk Fermelbach mit interessanter hydraulischer Druckleitungssituation in Y-Form Patrick Manz, Michael Steiner

Zusammenfassung Das in zweijähriger Bauzeit neu erstellte Wasserkraftwerk Fermelbach besteht aus zwei Wasserfassungen und zwei Zentralen. Das Kraftwerk befindet sich im oberen Simmental in der Gemeinde St. Stephan, zwischen Zweisimmen und Lenk. Mit einer elektrischen Gesamtleistung von 2.1 MW produziert es jährlich rund 9 GWh Strom. Der vorliegende Beitrag beschreibt das Kraftwerk von der ersten Idee bis zur Inbetriebnahme. Es wird insbesondere auf das eher spezielle Druckleitungssystem in Y-Form mit einer Gesamtlänge von rund 4.5 km eingegangen.

1.

Ausgangslage Die Realisierung der Kraftwerke am Fermel- und Albristbach im oberen Simmental, welche im Spätsommer 2016 erfolgreich in Betrieb genommen werden konnten, ist eigentlich einem Abwasserproblem im Fermeltal zu verdanken.

Da die Abwassersituation im Fermeltal, insbesondere die Reinigungsleistung der bestehenden Abwasserfaulräume, nicht mehr dem Stand der heutigen Vorschriften entsprach, beantragte der Gemeinderat im Sommer 2006 anlässlich der Gemeindeversammlung, ein Kanalisationsneubauprojekt samt neuer Tropfkörperkläranlage am Eingang des Fermeltals zu genehmigen. Zuvor wurde bereits eine Projektvariante geprüft, statt eine neue Kläranlage zu bauen, das Abwasser aus dem Fermeltal in das rund 2 km entfernte ARA-Kanalisationsnetz nach Matten bei St. Stephan zu leiten. Aus Kostengründen wurde diese Variante bereist vorgängig durch den Gemeinderat verworfen.

Anlässlich der Gemeindeversammlung beantragte ein Gemeindebürger, das Fermeltal trotzdem an das bestehende ARA-Kanalisationsnetz im Tal anzuschliessen, in dem dafür notwenigen Graben sowohl die Abwasserleitung als auch eine Druckleitung zur Stromer-

zeugung mit Wasser aus dem Fermeltal zu verlegen. Daraufhin genehmigte die Gemeindeversammlung nur das Teilprojekt, die Verlegung der Hauptkanalisationsleitung im Fermeltal, und beauftragte den Gemeinderat, die Machbarkeit für die Produktion von erneuerbarer Energie aus dem Fermelbach abzuklären.

Die anschliessend im Jahr 2007 durch die BKW Energie AG erstellte Machbarkeitsstudie zeigte auf, dass eine Wasserkraftnutzung am Fermelbach zwar technisch anspruchsvoll ist, sich aber das vorhandene Wasserdargebot sowie das nutzbare Gefälle von rund 300 m dennoch wirtschaftlich zur nachhaltigen Stromproduktion nutzen liesse. Das damalige Projekt sah dann auch vor, das Wasser des Fermelbachs im Gebiet «Stalde» bei Kote 1325 m ü M. mittels einer Sohlenentnahme zu fassen und nach rund 2925 m Druckleitung im Weiler Matten der Gemeinde St. Stephan auf 1020 m ü. M. am Rande des Flugplatzes zu turbinieren. Als Trassee für die Druck- und Abwasserlei-

tung sollten vorzugsweise bestehende Weg- und Strassenabschnitte verwendet werden. Als unüberwindbares Hindernis entlang dem geplanten Triebwasserweg entpuppte sich jedoch die rund 200 m unter dem Fassungsstandort liegende Grundwasserschutzzone, welche bautechnisch nur sehr aufwendig hätte umfahren werden können.

2.

Vorprojekts- und Bewilligungsphase Bis zum Abschluss der Vorprojektphase im Jahr 2008 wurde das Projekt weiter optimiert: Für die Wasserfassung zeigten die weiterführenden Abklärungen, dass aus bau- und bewilligungstechnischer Sicht ein rund 40 m tiefer gelegener Standort unterhalb der Gewässerschutzzone wesentlich einfacher zu realisieren wäre. Der Zentralenstandort am Rande des Flugplatzes bewahrheitete sich jedoch nach wie vor als Bestvariante. Jedoch führten ein zu optimistisch angenommenes verfügbares Wasserdargebot sowie die erwähnte Ver-

Bild 1. Geografische Lage der beiden Fassungen, Zentralen und der Druckleitung.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

237

ringerung des Gefälles zu einer schlechteren Rentabilitätsbetrachtung.

Abhilfe hieraus schaffte einzig die signifikante Vergrösserung des Projektperimeters durch die zusätzliche Nutzung des Albristbaches. Dieser interessante Zufluss zum Fermelbach entwässert ein Gebiet von rund 10 km2 und würde dadurch das nutzbare Einzugsgebiet auf 27 km2 vergrössern. Mittels einer zusätzlichen Stufe sollte so der Albristbach bei einer Kote von 1384 m ü. M. gefasst, rund 84 m tiefer turbiniert und anschliessend in den Triebwasserweg vom Fermelbach integriert werden.

Im Sommer 2010 wurde das vorliegende Projekt mit zwei Fassungen und zwei Zentralen (Bild 1) als kombiniertes Konzessions- und Baubewilligungsgesuch der zuständigen kantonalen Behörde eingereicht. Jedoch gestaltete sich das anschliessende Bewilligungsverfahren sehr aufwendig und langwierig. Erst gut drei Jahre später, im November 2013, wurde die Baubewilligung erteilt. Die Gründe hierfür sind vielfältig. Zusatzabklärungen betreffend Fischerei und Raumplanung, aber auch die beantragte Schutz- und Nutzungsplanung betreffend der minimalen Restwassermenge beider Bäche verlangten einen umfassenden Schriftwechsel. Zudem gingen gegen das Vorhaben seitens dem ansässigen Fischereiverein sowie nationaler Umweltschutzorganisationen Einsprachen ein, welche im Rahmen von Einigungsverhandlungen nicht bereinigt werden konnten.

Gesellschaftsgründung und Baubeginn Die konstruktive Zusammenarbeit mit der Standortgemeinde St. Stephan, beginnend mit der Kooperationsanfrage 2007 über die lange Projektierungs- und Baubewilligungsphase, wurde Anfang 2014 mit der Geschäftsgründung der Kraftwerke Fermelbach AG besiegelt. Die Gesellschaft, an welcher sich die BKW Energie AG zu 80 % und die Einwohnergemeinde St. Stephan zu 20 % beteiligen, fällten im Februar 2014 den Baubeschluss für die Realisierung der Kraftwerke am Fermelund Albristbach.

Während des Bewilligungsverfahrens wurden parallel die Bau- und Rohrlegearbeiten, der Stahlwasserbau sowie die elektromechanischen Maschinen ausgeschrieben, sodass unmittelbar nach dem Bauentscheid mit den Bauarbeiten begonnen werden konnte. Bereits ein Jahr später konnte im August 2015 das Kraftwerk Albrist in Betrieb genommen werden. Ein

weiteres Jahr später folgte im Juli 2016 die Inbetriebnahme des Kraftwerks Matten.

4.

Projektbeschreibung

4.1 Anlagenkonzept Das WKW Fermelbach fasst die beiden Gebirgsbäche Fermelbach und Albristbach, wobei die beiden Fassungen auf unterschiedlichen Höhen und Seitentälern liegen. Die Fassung Albristbach (1384 m ü. M.) liegt 97 m höher als die Fassung Fermelbach (1287 m ü. M.). Damit die beiden Zuflüsse in eine gemeinsame Druckleitung geführt werden können, wird das Wasser von der höher gelegenen Fassung Albristbach bereits ein erstes Mal

in der Zentrale Albrist (1300 m ü. M.) turbiniert. Der Unterwasserkanal der Zentrale Albrist ist gleichzeitig der Beginn der Druckleitung für die gemeinsame Turbinierung der beiden Zuflüsse in der Zentrale Matten. Die Druckleitungen der Zentrale Albrist und der Fassung Fermelbach werden in Y-Form zusammengeführt und bilden so ein besonderes Druckleitungssystem (siehe Kapitel 5).

Das Bild 2 zeigt das hydraulische Schema des WKW Fermelbach mit den beiden Fassungen auf unterschiedlichen Höhen und den zwei Zentralen sowie das aufwendige Druckleitungssystem.

Die technischen Daten der Anlagenteile sind in der Tabelle 1 aufgelistet.

3.

238

Bild 2. Hydraulisches Schema der Anlage.

Tabelle 1. Technische Daten der Fassungen und Zentralen.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

4.2 Hydrologie Im Jahr 2007 wurde in Zusammenarbeit mit dem Amt für Wasser und Abfall (AWA) des Kantons Bern im Dorf Matten, unweit des geplanten Zentralenstandortes, eine Abflussmessstation erstellt. Die Messstation misst mittels Pegelmessung (Radar) den Abfluss des Fermelbaches. Die Einzugsgebietsgrösse bei der Messstation beträgt 31 km2. Das Einzugsgebiet der bei-

den Fassungen beträgt total 27 km2 (Fermelbach 17 km2 und Albristbach 10 km2).

Das Abflussregime entspricht typischen Gebirgsbächen mit stark schwankenden Abflüssen und hoher Geschiebeführung (Wildbachcharakter). Die Einzugsgebiete sind nicht vergletschert.

Die maximale Entnahmemenge an den beiden Fassungen wurde aufgrund der hydrologischen Messdaten bestimmt.

Hierfür wurden die Werte der Abflussmessung am Fermelbach proportional zur Einzugsgebietsgrösse interpoliert.

Die Fassung Fermelbach entnimmt an rund 70 Tagen die maximal konzessionierte Wassermenge. Die Fassung Albristbach wurde auf eine Wassermenge ausgelegt, welche gemäss Dauerkurve an rund 90 Tagen erreicht wird. Die Zentrale Matten, welche das Wasser vom Fermel- und Albristbach verarbeitet, ist während rund 80 Tagen im Volllastbetrieb (siehe Dauerkurve in Bild 3).

4.3

Bild 3. Dauerkurve der Zentrale Matten.

Tabelle 2. Angaben zu Restwasser und Fischgängigkeit der Fassungen.

Bild 4. Luftbild der Fassung Fermelbach mit den Hauptkomponenten (Juli 2016).

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Restwasser und Fischgängigkeit Der Fermelbach ist im Bereich der Fassung ein relativ natürliches Gerinne und als Fischgewässer eingestuft. Im unteren Teil, oberhalb des Siedlungsgebiets, ist der Fermelbach mit einem Geschiebesammler und mehreren Sperren stark verbaut.

Der Albristbach stellt kein Fischgewässer dar und ist im Bereich der Fassung Albristbach bis zur Mündung in den Fermelbach ein sehr steiler Gebirgsbach. Aus diesem Grund wurden in Form einer vom Bundesrat unterzeichneten Schutz- und Nutzungsplanung (SNP) gemäss Gewässerschutzgesetz die Restwassermengen gemäss den lokalen Rahmenbedingungen angepasst. So wurde die Restwassermenge im Fischgewässer Fermelbach erhöht und im Gegenzug die Restwassermenge in der Fassung Albristbach auf ein ökologisch vertretbares Minimum reduziert. Die Tabelle 2 zeigt die Restwassermengen und die Charakteristiken bezüglich Fischgängigkeit.

4.4 Anlagenbeschrieb Fassung Fermelbach mit Umgehungsgerinne Die Fassung Fermelbach (Bilder 4 und 5) mit einer Staukote von 1287 m ü. M. stellt eine klassische Bachwasserfassung mit folgenden Elementen dar: • fixe Wehrschwelle (Breite 5.0 m) mit Grundablass rechtsufrig • Seiteneinlauf mit Grobrechen (20 cm Stababstand im Licht) • Kiesfang mit Schieber und Kiesabzugsleitung • Feinrechen (2 cm Stababstand im Licht) mit Rechenreinigungsmaschine (RRM) • Fischabstiegsleitung (10 l/s) • Beruhigungsrechen • Sandfang (L × B × H = 18.0 × 2.2 × 2.5– 3.0 m) • Sandabzug (System HSR) • Einlaufbecken mit Einlauftrompete Druckleitung 239

•

Drosselklappe DN600 mit Staupendel und Fallgewicht • Technikgebäude für Leittechnik, Stromanschluss, LWL und Lagerraum • Einlaufbauwerk Umgehungsgerinne mit Absperrmöglichkeit • Umgehungsgerinne (Fischpass) in Form von einem Beckenpass Raugerinne (125 l/s) Das Umgehungsgerinne (Fischpass) dient einerseits als Fischaufstieg, teilweise wohl auch als Fischabstieg und andererseits als Restwasserabgabegerinne. Der Pegel des ersten Beckens nach dem Einlaufbauwerk in den Fischpass wird permanent mit einem Radar überwacht (Bild 6). Verringert sich der Restwasserabfluss (Pegel) unter ein kritisches Niveau, wird das Betriebspersonal umgehend alarmiert.

Nach der Inbetriebnahme der Fassung Fermelbach wurde festgestellt, dass sich insbesondere nach starken Re-

genfällen einige Amphibien (Salamander, Kröten, Frösche) im Kies- und Sandfang befinden und keinen Ausweg mehr finden (Fliessgeschwindigkeit Einlauf = 0.5 m/s).

Daraufhin wurden im Kies- und Sandfang Amphibienausstiegshilfen montiert. Diese bestehen aus 50 cm breiten Bahnen aus einem Raumgitter aus Kunststoff, welche auch in der Siedlungsentwässerung als Ausstiegshilfen in Schächten Verwendung finden.

Fassung Albristbach mit Coandarechen Die Fassung Albristbach (Bild 7) wurde in einem steilen, geröllübersäten Standort oberhalb der Strassenbrücke auf einer Höhe von 1384 m ü. M. erstellt. Die Fassung besteht aus folgenden Komponenten: • fixes Wehr mit Grundablass linksufrig • Coanda-Rechen (Breite 4.5 m, Spaltbreite 0.6 mm) • Restwasserschacht zu Beginn der Zu-

laufleitung mit Restwasserabgabe und Strömungswächter • Zulaufleitung GFK DN700 zwischen Coanda-Einlaufbecken und Sandfang • Sandfang (L × B × H = 12 × 1.5 × 2.3– 2.8 m) • Einlaufbecken mit Einlauftrompete in Druckleitung • Drosselklappe DN500 mit Staupendel und Fallgewicht • Unterirdischer Technikraum mit Drosselklappe und Leittechnik, Zugang via Treppenabstieg Seit der Inbetriebnahme im August 2015 hat sich die Fassung mit dem Coanda-Rechen bewährt. Der eigentliche Coanda-Rechen aus Edelstahl ist mit einem darüber liegenden Geschiebeschutzrechen geschützt. Dieser hat sich bereits kurz vor der Inbetriebnahme bewährt, als im Juli 2015 ein gewaltiger Murgang über die sich noch nicht in Betrieb befindende Fassung rauschte. Das Bild 8

Bild 5. Blick auf den Fischpass (Beckenpass Raugerinne) der Fassung Fermelbach (Aug. 2016).

Bild 7. Fassung Albrist in Betrieb (Aug. 2015).

Bild 6. Blick (gegen die Fliessrichtung) auf das Einlaufbauwerk des Umgehungsgerinnes mit Restwasserabgabe. Die Pegelmessung ist oben links ersichtlich, die rote Markierung in der Mitte des Bildes stellt die optische Überprüfung der Restwassermenge dar (März 2017).

Bild 8. Coanda-Rechen Fassung Albrist nach Murgang (Juli 2015).

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«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Bild 9. Blick auf die offene Schütze DN1000; der Weg führt direkt ins Triebwasser des WKW Matten. Der Standort des Fotografen befindet sich hinter der Überlaufkante, über welche das turbinierte Wasser direkt in den Albristbach geleitet werden kann (Juni 2016). zeigt den Coanda-Rechen am Tag danach. Das Wehr und der Coanda-Rechen haben keine Schäden erlitten.

Zentrale Albrist mit zwei Unterwasserleitungen und Maschinen-Bypass Die Zentrale Albrist ist komplett unterirdisch im natürlichen steilen Hang integriert. Sichtbar sind nur der Treppeneinstieg, die Revisionsöffnung und ein Lüftungsschacht. Die Albriststrasse verläuft über der Zentrale Albrist.

Die vertikale vierdüsige Peltonturbine (Pelek. = 240 kW) wurde aufgrund der engen Platzverhältnisse mit innenliegenden Düsen erstellt. Die Energieableitung erfolgt über den in der Zentrale platzierten Trockentransformator 16 kV/400 V in die nahe liegende 16 kV Freileitung.

Speziell an der Zentrale Albrist ist der Unterwasserbereich (Bild 9). Mittels einer Absperrschütze DN1000 mit Handantrieb kann das turbinierte Wasser entweder direkt in das Triebwassersystem des Wasserkraftwerks Matten oder über eine Überlaufkante in die Überlaufleitung GFK DN400 zurück in den Albristbach geleitet werden. Die obersten 100 m der Triebwasserleitung des WKW Matten auf dem Ast Albrist haben einen Durchmesser von 1.0 m (GFK-Leitung) und übernehmen die Funktion des Wasserschlosses (siehe auch Kapitel 5).

Sollte die Maschine Albrist längere Zeit stillstehen, kann das Wasser über einen gesteuerten Bypass mit integriertem «Energievernichter» trotzdem in das Triebwasser der Maschine Matten geleitet werden.

Bild 10. Blick auf die Peltonturbine in der Zentrale Matten.

Zentrale Matten mit integriertem Trinkwasserkraftwerk In der Zentrale Matten wird das Wasser aus den beiden Fassungen Fermel- und Albristbach mit einer vertikalen vierdüsigen Peltonturbine (Qmax = 900 l/s, Nettofallhöhe 237 m) turbiniert und über einen rund 20 m langen Rückgabekanal in den Geschiebesammler Matten zurückgegeben. Bild 10 zeigt die Turbine Matten.

Das Zentralengebäude ist oberirdisch angeordnet und wurde aufgrund der Nähe zum Siedlungsgebiet mit einer «schwimmenden» Bodenplatte auf einem Körperschalldämmlager erstellt, um die Lärmschutzvorschriften einzuhalten.

Mit der Trinkwasserversorgung der Gemeinde St. Stephan konnten ideale Synergien nicht nur beim Leitungsbau genutzt werden, sondern auch beim Zentralengebäude. So konnte im gleichen Zentralengebäude das neue Trinkwas-

serüberschusskraftwerk der Trinkwasserversorgung erstellt werden. Hier wird das überschüssige Trinkwasser turbiniert, bevor es in den Rückgabekanal des WKW Matten fliesst.

4.5 Bauprogramm und Eindrücke Die Gestaltung des Bauprogramms stellte Bauherrschaft und Planer vor besondere Herausforderungen. Es galt, alle Randbedingungen unter einen Hut zu bringen.

So wurde sogar die Primarschule des Fermeltales temporär umgesiedelt, sodass auf den Schulbus verzichtet und die Strasse gesperrt werden konnte. Bild 11 illustriert den Grobterminplan. Die Bauzeit betrug insgesamt zwei Jahre, und die Anlagen konnten im vorgesehenen Zeitraum in Betrieb genommen werden. Die Bilder 12 bis 15 zeigen die Bauwerke während des Baus.

Bild 11. Grobterminplan.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

241

5.

Besonderes Druckleitungssystem

• •

5.1 Kurzbeschrieb Das WKW Fermelbach besitzt ein Druckleitungssystem mit einer Gesamtlänge von rund 4.4 km. Die Druckleitungen bestehen zum allergrössten Teil aus schubgesicherten duktilen Gussrohren mit Steckmuffen der Durchmesser DN400, DN500 und DN600. Lediglich die «Wasserschlossleitung» (Länge rund 110 m) nach dem Kraftwerk Albrist mit Durchmesser DN1000 und die Überlaufleitung der Zentrale Albrist (DN400) wurden aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) erstellt.

Das Druckleitungssystem des WKW Fermelbach ist aufgrund der Lage der Fassungen in Form eines Ypsilon gestaltet (siehe Bild 2). Nicht nur die Y-Form ist speziell, auch die lokalen Gegebenheiten führten zu etlichen planerischen und bautechnischen Herausforderungen. Die nachfolgende Auflistung gibt einen Einblick in das besondere Druckleitungssystem und dessen Randbedingungen:

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Druckleitung Fassung Albristbach bis Zentrale Albrist: DG DN500, L = 980 m Druckleitung Wasserschloss Albrist: GFK DN1000, L = 110 m Druckleitung Ast Albrist bis Vereinigung: DG DN400/500, L = 480 m Druckleitung Ast Fermelbach: DG DN600, L = 2800 m Überlaufleitung Zentrale Albrist: GFK DN400, L = 180 m 2 Düker mit Hoch- und Tiefpunkten unter Gewässer 2 Rohrbrücken über Gewässer 2 Gewässerunterquerungen ohne Düker 1 Unterquerung Montreux-OberlandBahn (MOB) 7 Inspektionsöffnungen DN300 und DN400 mit Blindflansch und Leitblech Spezialformstück Vereinigung in Y-Form DG DN600/600/400 3 Magnetisch induktive Durchflussmesser Druckstufen PN10 bis PN 40 Rohrklassen C40 und C50 zum Teil sehr schwierige Platzverhältnisse (eng, steil)

5.2

Druckleitungskonzept und Auslegung

Durchmesser Für die Auslegung der Durchmesser waren je nach Druckleitungsabschnitt verschiedene Kriterien massgebend (Bild 16). Das wichtigste Kriterium war sicherlich die Wirtschaftlichkeit, das heisst, das Optimum zwischen weniger/mehr Reibungsverlusten (-> Nettofallhöhe) und den kapitalisieren Investitionskosten zu finden. In den oberen Leitungsabschnitten wurden aus wirtschaftlichen Überlegungen grössere Rohrduchmesser (Fliessgeschwindigkeiten von 1.8 bzw. 2.0 m/s) eingesetzt. Im untersten Teil des Druckleitungssystems (Vereinigung bis Zentrale Matten) wurden jedoch aufgrund der Druckverhältnisse und wirtschaftlicher Überlegungen ein üblicher Rohrdurchmesser (Fliessgeschwindigkeit 3.2 m/s) eingesetzt. Für die Druckleitung zwischen der Zentrale Albrist und der Vereinigung hingegen zählten andere Kriterien, da die Reibungsverluste auf dieser Seite des Ypsilons keinen Einfluss auf die Nettofallhöhe haben, sondern auf die

Bild 12. Blick auf das Wehr der Fassung Albristbach gegen Fliessrichtung (Okt. 2014).

Bild 14. Fassung Fermelbach in Fliessrichtung, links Umleitung des Baches und rechts Sandfang (Sept. 2015).

Bild 13. Bau der unterirdischen Zentrale Albrist mit Zusammenschluss Druckleitung im Hintergrund (Juli 2014).

Bild 15. Blick auf die Zentrale Matten, links zukünftiger Fixpunkt (Bewehrung) und in der Mitte Turbinenstandort (Juni 2015).

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Wasserspiegelhöhe im Wasserschloss.

Die Wasserschlossleitung wurde so ausgelegt, dass der Wasserspiegel in jedem Betriebszustand in der Wasserschlossleitung verbleibt und den Lufteintrag aus der Zentrale Albrist auszugasen vermag.

Druckverhältnisse Neben der Bestimmung der Durchmesser war die zweite Auslegungsgrösse der Innendruck bei den verschiedenen Betriebszuständen. Massgebend sind folgende Lastfälle: • statischer und dynamischer Druck im Normalbetrieb • normaler Betriebslastfall (öffnen und Schliessen der Maschinen und Absperrorgane) • aussgewöhnlicher Betriebslastfall (Düsenschaftbruch) Wasserschloss Die Turbine Matten wird ausschliesslich über den Pegel in der Fassung Fermelbach geregelt. Bei dynamischen Vorgängen (z. B. Anfahren und Abstellen der Maschinen, insbesondere der Maschine Albrist) ergeben sich im Druckleitungssystem des Ypsilons Druckschwankungen und auf der Seite Albrist grössere Wasserspiegelschwankungen. Um die Wasserspiegelschwankungen in den Griff zu bekommen und den Ausgleich zu beschleunigen, wurde am Ypsilon-Ende auf der Seite Albrist der Durchmesser der Druckleitung auf DN1000 erhöht. Dieser Leitungsabschnitt übernimmt die Funktion eines Wasserschlosses und erlaubt zudem, die einge-

tragene Luft aus der Zentrale Albrist entweichen zu lassen.

Materialwahl und Verlegung Die berechneten Druckverhältnisse und Durchmesser sowie die örtlichen Rahmenbedingungen führten zu folgender Materialisierung der Druckleitung: • Fassung Albristbach – Zentrale Albrist: Duktilguss, Rohrklasse C40, längskraftschlüssige Steckmuffenverbindung ohne Schweissraupe (PFA 16) • Fassung Fermelbach – Vereinigung: Duktilguss, Rohrklasse C40, längskraftschlüssige Steckmuffenverindung mit Schweissraupe (PFA 30) • Vereinigung – Zentrale Matten: Duktilguss, Rohrklasse C50, längskraftschlüssige Steckmuffenverindung mit Schweissraupe (PFA 40) • Wasserschlossleitung: GFK DN1000 PN10 • Überlaufleitung Albrist: GFK DN400 PN6 Die Gussleitungen wurden aufgrund ihrer Längskraftschlüssigkeit ohne Fixpunkte verlegt (ausser bei den Einführungen in die Bauwerke) und konnten mit dem Aushubmaterial wieder hinterfüllt werden. Die beiden GFK-Leitungen wurden im gleichen Graben verlegt und benötigten bei Richtungsänderungen Fixpunkte aus Beton.

Sicherheit Das Druckleitungssystem verfügt bei beiden Wasserfassungen über eine Rohrbruchsicherung mit Staupendel und

Bild 16. Massgebende Kriterien für die Bestimmung der Durchmesser der Druckleitungen.

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Fallgewicht. Zusätzlich zu den Rohrbruchsicherungen verfügt das Druckleitungssystem im Y-Abschnitt über eine Differenzdurchflussmessung mit magnetisch-induktiven Durchflussmessern (MID). Das heisst, der Durchfluss der Fassung Fermelbach, der Abfluss von der Zentrale Albrist und der Zufluss zur Zentrale Matten werden permanent gemessen. Sobald der Zu- und Abfluss mehr als 50 l/s abweichen, stellen die Turbinen ab und die Rohrbruchsicherungen werden geschlossen. Dies erlaubt, auch kleinere Wasseraustritte oder Fehlfunktionen zu entdecken (mit dem Staupendel nicht möglich) und die Anlage in einen sicheren Betriebszustand zu führen.

Korrosionsschutz Alle Gussrohre sind mit einer Zementmörtelumhüllung (5 mm) und einer Innenbeschichtung aus Tonerdezement (5 mm) versehen, um die Gussleitung vor Korrosion und äusseren Einwirkungen zu schützen. Die Druckleitung ist gegenüber den Zentralen und den Fassungen mittels Isolierflanschverbindung elektrisch getrennt, um Kriechströme zu vermeiden. Für die Unterquerung der Montreux-OberlandBahn wurden die Gussrohre zusätzlich auf einer Länge von 24 m mit einem PESchutzmantel versehen.

Gewässerquerungen Das Druckleitungssystem quert insgesamt an sechs Orten ein Gewässer. Zweimal konnte das Gewässer normal unterquert werden. Zweimal stellte eine Rohrbrücke eine bessere Lösung dar. Bei den Rohrbrücken wurde die Druckleitung jeweils aus Frostschutzgründen mit einer Aussenisolation versehen. Zweimal musste das Gewässer mit einem Düker unterquert werden. Beide Düker verfügen je über einen Hochpunkt, ausgestattet mit Be- und Entlüftungsventilen, und je einen Tiefpunkt (einmal mit und einmal ohne Entleerungsmöglichkeit).

5.3 Bauablauf und Eindrücke Aufgrund der Rahmenbedingungen (Zufahrten, Alpbetrieb, Koordination mit Trinkwasserprojekten) wurde das Druckleitungssystem in mehreren Etappen erstellt, welche nicht immer einfach der Fliessrichtung folgten. Dies führte dazu, dass an mehreren Stellen die Druckleitung mit Spezialformstücken zusammengeschlossen werden musste.

Wann immer möglich, wurde die Druckleitung von oben nach unten, mit der Muffe in Richtung Tal erstellt. Teilweise bei 243

Bild 19. Druckleitung DN600 mit Vereinigung und Inspektionsöffnung (April 2015).

Bild 17. Bau der Druckleitung DN600 im alten Fermelweg; der Aushub wird direkt wieder für die Hinterfüllung des vorher verlegten Rohres benutzt (Aug. 2014).

Bild 20. Rohrbrücke mit isolierter Druckleitung DN 600 (Mai 2015).

Bild 21. Inspektionsöffnung mit Entlüftungsventil Hochpunkt Düker (Mai 2016).

Bild 18. Verlegte Druckleitung DN400 im Steilhang Albrist (Aug. 2015).

244

Bild 22. Verlegung Druckleitung GFK DN1000 im steilen Gelände mit eigens konstruiertem Fahrgestell (Sept. 2014).

engen Platzverhältnissen und beschränktem Zugang konnte nur über Kopf gearbeitet werden, sodass der Aushub für ein Gussrohr (Länge 6.0 m) gleich für die Hinterfüllung des vorher verlegten Gussrohres benutzt werden musste (Bild 17). Der steile Abschnitt (70 % Gefälle) der Druckleitung Albrist, unmittelbar vor der Vereinigung, wurde mit Hilfe eines gesicherten Schreitbaggers und einer Materialseilbahn für die Rohrverlegung erstellt (Bild 18).

Der Zusammenschluss der beiden Gussleitungen Albrist und Fermel erfolgte mit einem Spezialformstück (Ypsilon DN600/600/400) aus Guss mit integrierter Inspektionsöffnung (Bild 19).

Die beiden Gewässerüberquerungen wurden mit einer Rohrbrücke aus verzinktem Stahl erstellt (Bild 20). Die Druckleitung wurde isoliert und mit den weiteren Leitungen (Kabelschutzrohre, Abwasser) auf die Stahlkonstruktion gelegt.

Nach der Rohrverlegung von zusammenhängenden Etappen wurden diese jeweils einer Dichtigkeitsprüfung mit Luft unterzogen. Vor der Turbineninbetriebnahme wurde die gesamte Druckleitung mit Wasser gespült und einer Füllprobe unterzogen. Der Düker unter dem Fermelbach wurde zudem mittels KanalTV auf Feststoffe überprüft (Bild 21).

Die Herausforderung der Unternehmer beim Grabenbau und bei der Rohrverlegung bestand darin, die optimalen Gerätschaften vor Ort einzusetzen, das Material ideal zu bewirtschaften sowie mit der geringen Verlegeleistung im schwierigen Gelände umzugehen. Diesen Punkten begegneten die Unternehmer mit grosser Innovation bzw. in der Schaffung von speziellen Gerätschaften (Bild 22) und der Zusammenlegung / Kombination der Rohrverlege- und Grabarbeiten durch denselben Unternehmer. So entstanden keine Wartezeiten für den Rohrverleger.

5.4 Kosten Die Baukosten für das Druckleitungssystem beliefen sich auf rund CHF 7 Mio. Der Bau der Druckleitung verschlang rund 40 % des gesamten Projektbudgets (siehe Tabelle 3). Die Laufmeterkosten betrugen ca. CHF 1550.– für ein aufwendiges Druckleitungssystem. Kosteneinsparungen konnten dank geringer Verlegetiefe und Synergien mit anderen Werkleitungen (Trinkwasser, Abwasser) erreicht werden.

Kostentreiber waren hingegen aufwendige Bachquerungen und enge Platzverhältnisse und entsprechend viele Formstücke.

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Die Überwachung der Druckleitung mittels Differenzdurchflussmessung anhand der drei MID funktioniert nach anfänglichen Kinderkrankheiten unterdessen ebenfalls. Die Messdifferenzen belaufen sich je nach Betriebszustand auf maximal rund 20 l/s. Die Auslösung ist auf 50 l/s eingestellt.

6.

Fazit Rund 10 Jahre nach der ersten Projektidee konnte das Wasserkraftwerk Fermelbach mit den beiden Turbinen Albrist und Matten im Spätsommer 2016 vollständig in Betrieb genommen werden. Die Zusammenarbeit zwischen der Bauherrschaft, den Planern und Behörden sowie den Unternehmern war aus Sicht der Autoren hervorragend und erlaubte einen erfolgreichen technischen und finanziellen Projektabschluss.

Die Planungsphase hat gezeigt, dass der frühzeitige Einbezug der Behörden und möglicher Einsprechenden nur von Vorteil ist. In der Realisierungsphase konnten die Baumeister- und Rohrlegearbeiten an die lokale ARGE vergeben werden. Diese zeichnete sich durch unermüdlichen Einsatz, Ortskenntnisse und kurzenInterventionszeiten aus.

Nach knapp einem Jahr Betrieb sind die Erfahrungen mit der Anlage nach den üblichen Mängeln und Kinderkrankheiten durchaus erfreulich. Mit einer getätigten Investition von knapp CHF 17 Mio. produziert die gesamte Anlage im ersten Betriebsjahr vorrausichtlich 9 GWh Strom.

Tabelle 3. Übersicht Investitionskosten.

Literatur BKW Energie AG (2009, ergänzt 2010): Konzes-

Planer und Unternehmer der Hauptkomponenten

sions- und Baugesuch.

BKW Energie AG (2016): Anlagenkonzept und

5.5 Betriebserfahrungen Das Kraftwerk Albrist ist seit Sommer 2015 in Betrieb. Das Kraftwerk Matten mit seiner Y-Druckleitung ist seit September 2016 im regulären Betrieb. Die ersten Betriebserfahrungen mit dem Druckleitungssystem sind positiv. Die Gestaltung des Ypsilons mit einem Ast für die Regelung und einem Wasserschlossast hat sich bewährt. So schwankt der Pegel im Wasserschloss

wie geplant zwischen der Unter- und Obergrenze, je nach Betriebszustand. Es ist zu beobachten, dass bei grösseren Abflussänderungen aus dem Kraftwerk Albrist die Wassersäule im Ypsilon über mehrere Minuten bis zur Abflachung hin und her schwappt. Mit Hilfe der Durchflussmessungen (MID) ist dieses Phänomen gut zu verfolgen.

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Nutzungsvereinbarung.

Anschrift der Verfasser Patrick Manz, Projektmanager und Bauherrenvertretung, patrick.manz@bkw.ch Michael Steiner, Gesamtplaner, Engineering Hydro & Infrastructure, michaelsteiner@gmx.net BKW Energie AG, Hydraulische Kraftwerke Viktoriaplatz 2, CH-3013 Bern

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Auf der Suche nach dem optimalen Rechen Benedikt Vogel

Zusammenfassung: Um Beschädigungen an Turbinen möglichst gering zu halten, wird das Wasser vor der Verwendung in Wasserkraftwerken von Geröll, Kies und Sand gereinigt.

Hierzu werden in jüngerer Zeit auch sogenannte Coanda-Rechen eingesetzt.

Diese stellten eine gute Alternative zu den herkömmlichen Fallrechen (Tirolerwehren) mit Sandfang dar, stellt ein Forscherteam der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) in Chur nun fest. Allerdings lösen die Rechen die Versprechen der Hersteller nicht in allen Punkten ein.

In Hochdruckwasserkraftwerken erreicht das Wasser eine hohe Geschwindigkeit, bevor es mit Wucht auf die Schaufeln der Turbinenräder trifft. In dieser Situation führen Fremdkörper im Wasser zu Schäden an den Turbinen. Selbst Sandkörner entwickeln unter hohem Druck eine Kraft, die an Turbinenschaufeln bleibende Spuren hinterlassen. «Das ist, als würden Sie mit einer Sandkanone auf die Turbine schiessen», sagt Prof. Dr. Imad Lifa, Leiter des Instituts für Bauen im alpinen Raum (IBAR) an der Hochschule für Technik und Wirtschaft, HTW, Chur. Abrasionsschäden an den aus Edelstahl gefertigten Turbinen sind unvermeidbar. Mitunter helfen spezielle Beschichtungen oder Legierungen, die Abnutzung der Turbinen und damit deren Ersatz möglichst lange hinauszuzögern.

Vor diesem Hintergrund versteht es sich von selbst, dass Betreiber von Wasserkraftwerken alles daran setzen, das Wasser an den Fassungen gründlich von Kies und Sand zu reinigen. Stammt das Wasser aus Stauseen, gelingt das relativ einfach, da sich Fremdkörper im See absetzen und die Wasserfassung erst gar nicht erreichen. Ungünstiger ist die Ausgangslage, wenn das Wasser direkt aus einem Fluss entnommen wird. In diesem Fall wird das Wasser in einem ersten Schritt durch einen Fallrechen von Gestein

So funktioniert der Coanda-Effekt Wenn Hochdruckwasserkraftwerke in den Alpen Wasser aus Flüssen entnehmen, kommen heute in der Regel Fallrechen (auch: Tirolerwehre) zum Einsatz: Das sind Stahlroste, deren Stäbe 3 bis 10 cm Abstand haben und üblicherweise in Flussrichtung verlaufen. Tirolerwehre halten Steine und Geröll (> 6.3 cm Durchmesser) zurück, nicht aber Kies (2 mm–6.3 cm Durchmesser) und Sand (< 2 mm Durchmesser). Auch Treibgut wie Äste und Blätter werden durch ein Tirolerwehr mitunter nicht abgehalten.

Viel höher ist die Reinigungswirkung des Coanda-Rechens, denn hier ist der Stababstand bis zu 100-mal kleiner als beim Tirolerwehr (0.2–3 mm). Die Stäbe verlaufen quer zur Strömung, und sie bilden eine abfallende Krümmung. Diese Krümmung ist so gewählt, dass sich das darüber fliessende Wasser daran anhaftet. Von jedem Stab wird eine dünne Wasserschicht abgeschert (wie die Klingen eines Mehrklingenrasierers). Das Anhaften des Wassers ist auf den Coanda-Effekt zurückzuführen, der auf den rumänischen Physiker Henri Marie Coanda (1886–1972) zurückgeht.

Coanda-Rechen sind geeignet für Mittel- und Hochdruckkraftwerke, nicht aber für Niederdruckkraftwerke (Fallhöhe des Wassers weniger als 15 m). Der CoandaRechen bringt nämlich je nach Typ einen Verlust an Fallhöhe von 0.7 bis 2.2 m mit sich; daher ist sein Einsatz hier unwirtschaftlich.

Bild 1. Illustration, HTW Chur. und Geröll gereinigt. Das grob gereinigte Wasser strömt anschliessend in ein Absetzbecken, das als Sandfang bezeichnet wird. Hier setzen sich Kies und Sand ab, bevor das Wasser durch den Druckstollen bzw. das Druckrohr auf die Turbinen strömt.

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1.

Coanda-Rechen erfasst auch Feinteile Fallrechen sind durchlässig für Sand, Kies und selbst für kleinere Steine, denn der Stababstand beträgt typischerweise 3 bis 10 cm. Somit stellt sich die Frage, ob sich das Flusswasser durch einen feineren Rechen nicht so reinigen liesse, dass auch 247

Bild 2. Der erste Coanda-Rechen der Schweiz kam 1998 am Räppierbach in der Gemeinde Hinterrhein (GR) zum Einsatz. Der Stababstand des einen Meter breiten Rechens beträgt 1 mm, die Schluckfähigkeit 140 l/s. Auf dem Bild liegt der CoandaRechen unterhalb des Schutzrostes versteckt. Der Rost dient dazu, bei Hochwasser grosse Steine vom Coanda-Rechen fernzuhalten.

Bild 3. Der zur Zeit grösste Coanda-Rechen Europas bei St. Leonhard am Pitzbach Tirol, mit einer Schluckfähigkeit von 4000 l/s. Der Coanda-Rechen befindet sich unterirdisch links neben der Klappenschütz (auf dem Foto nicht sichtbar). Sichtbar ist nur der Spülkanal nach dem Coanda-Rechen. Der Betonkanal auf der rechten Seite ist der Fischpass.

Bild 4. Nahaufnahme eines Coanda-Rechens: Die horizontalen Metallstäbe wirken wie Rasierklingen, die das Wasser schichtenweise abscheren.

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Kies und Sand entfernt werden und auf den zweiten Reinigungsschritt – das Absetzbecken – verzichtet werden könnte. Genau dies ist die Idee des Coanda-Rechens.

Hier beträgt der Stababstand nur 0.2 bis 3 mm, womit er auch kleinste Partikel aus dem Wasser entfernt (vgl. Textbox 1). Der erste Coanda-Rechen kam in der Schweiz 1998 am Räppierbach in der Bündner Gemeinde Hinterrhein zur Anwendung. Seither wurden in der Schweiz an 50 Wasserfassungen Coanda-Rechen eingebaut.

Die Betreiber der Kraftwerke konnten sich dank dem neuartigen Rechen die Kosten für die Entsandungsanlage (Absetzbecken) sparen und damit die baulichen Eingriffe in die Natur vermindern.

Coanda-Rechen erfreuen sich in Österreich und in Südtirol unterdessen grosser Beliebtheit. In der Schweiz werden sie dagegen eher zögerlich eingesetzt, weil manche Wasserbauingenieure der noch relativ jungen Anlage nicht recht trauen (Furcht vor Verstopfung durch Sand und Eis, Angst vor schnellem Verschleiss).

Ein Forscherteam der HTW um Imad Lifa hat sich das Ziel gesetzt, wissenschaftlich tragfähige Grundlagen rund um den Coanda-Rechen bereitzustellen. In den letzten zwei Jahren führten sie eine Studie durch, die vom Bundesamt für Energie finanziell unterstützt wurde. Darin werteten die Autoren die Erfahrungen von 22 Anlagen mit Coanda-Rechen in der Schweiz, in Österreich (Vorarlberg, Tirol), Deutschland (Bayern) und Italien (Südtirol) aus. Teil der Studie waren zwei Feldversuche am Mühlbach in Oberschan (SG) und an der Samina in Frastanz (Vorarlberg). Beide Feldversuche dienten der Klärung der Frage, in welchem Mass Coanda-Rechen Sand und Steine unterschiedlicher Grösse aus dem Wasser entfernen. Im ersten Fall geschah

Bild 5. Grosse Wasserfassung mit einem Coanda-Rechen in Kanada (Schluckfähigkeit: 4000 l/s).

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Bild 6. In der Schweiz kommen unterdessen rund 50 CoandaRechen zum Einsatz. Einen Teil von ihnen (GRUEN) haben die Churer Forscher in ihr Projekt mit einbezogen.

Bild 8. Bauingenieur Sascha Dosch, wissenschaftlicher Mitarbeiter im IBAR, präpariert den Feldversuch am Mühlbach: Er platziert auf einem Brett die Sand-Kies-Mischung, die später in den Fluss gekippt wird, um anschliessend zu messen, welcher Teil der Mischung durch den Coanda-Rechen – er befindet sich am Ende des Betonkanals – zurückgehalten wird.

Bild 9. Bauingenieur Franco Schlegel, Dozent am Institut für Bauen im alpinen Raum (IBAR) der HTW Chur, bei der Eingabe einer vorgefertigten Geschiebemischung in den Mühlbach (Oberschan/SG) vor dem Coanda-Rechen. In der Wanne unterhalb des Coanda-Rechens werden die Teile der Mischung aufgefangen, die nicht durch den Rechen gedrungen sind.

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Bild 7. Bei dem Feldversuch am Mühlbach in Oberschan (SG) haben die HTW-Forscher zwei verschiedene, jeweils 20 kg schwere Sandmischungen in den Bach geschüttet und dann gemessen, welcher Anteil vom Coanda-Rechen (Stababstand 1 mm) abgehalten wird. Die erste Mischung bestand aus Sand und Kies von maximal 4 mm Durchmesser (blaue Kurve), die zweite Mischung aus Sand, Kies und Steinen von maximal 16 mm Durchmesser (orange Kurve). Die Grafik zeigt, dass Sandkörner von weniger als 0.5 mm Durchmesser den Rechen weitgehend passierten, die grösseren Teile dann aber mehr und mehr vom Rechen abgehalten wurden. Bei der Darstellung handelt es sich um die Mittelwerte von jeweils vier Proben beider Mischungen. Eigentlich würde man erwarten, dass alle Steine > 1 mm Durchmesser vom Rechen abgehalten werden, da sie zu gross sind, den Rechen zu durchqueren. Dass dies in der Grafik nicht der Fall ist, erklärt Imad Lifa wie folgt: «Dass die Linie bei Korngrösse 1 mm nicht auf 100 % steigt, ist mit dem Versuchskonzept zu erklären. Einige Partikel wurden vom Rechen abgewiesen, sind aber nicht in der Auffangwanne gelandet, da sie zu weit oder seitlich abprallten. Da wir den Rechendurchgang mit einer Differenzrechnung aus dem unten aufgefangenen Material ermittelten, werden diese Partikel als durch den Rechen gelangt angesehen. Bei einem Versuch im Labor, wo alle Partikel aufgefangen werden können, würde die Linie auf 100 % steigen.»

Bild 10. Prof. Dr. Imad Lifa, Leiter IBAR, erklärt die Funktion des Coanda Rechens an einem Demonstrationsmodell der HTW Chur.

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dies mittels Siebanalyse, im zweiten Fall – während eines Hochwassers – mittels Laserdiffraktometrie.

2.

Abweisungsgrad liegt unter den Herstellerangaben Auf der Basis der Untersuchung zieht Prof.

Dr. Imad Lifa grundsätzlich eine positive Bilanz: «Coanda-Rechen entfernen Feinstoffe genügend stark aus dem Wasser, damit man bestensfalls auf den Bau eines Absetzbeckens verzichten kann», fasst der HTW-Forscher, der sein Studium in Dresden und Damaskus absolvierte und sich unter anderem auf Wasserbau spezialisierte, eines der Hauptergebnisse zusammen. Coanda-Rechen seien überdies günstiger und schneller gebaut, verlangten weniger Wartung und würden sich für Orte empfehlen, an denen kein Platz für ein Absetzbecken sei.

Allerdings ist der Abweisungsgrad von Sandkörnern weniger hoch als von den Rechenherstellern angegeben. Die Hersteller versprechen nämlich, dass die Rechen nicht nur Feststoffe abhalten, die grösser sind als der Stababstand, sondern auch einen erheblichen Teil von kleineren Feststoffen. So heisst es, ein CoandaRechen mit einem Stababstand von 1 mm weise auch bei den Sandkörnern von 0.5 bis 1 mm Grösse noch 90 % ab. Bei den Feldversuchen der HTW-Forscher betrug der Abweisungsgrad aber lediglich 43 bzw. 60 %, abhängig von der beim Test eingesetzten Kornmischung.

250

3.

Beträchtliches Entwicklungspotenzial Nach Auskunft der beteiligten Wissenschaftler haben Coanda-Rechen gegenüber den herkömmlichen Fallrechen zusätzliche Besonderheiten. So ist der Rechen selbstreinigend, Geschiebe und Sand werden einfach weitergeleitet, während ein herkömmlicher Sandfang in regelmässigen Abständen entleert und gespült werden muss. Das System ist insofern fischfreundlich, als der Fischabstieg (nicht aber der Fischaufstieg) über den Coanda-Rechen möglich ist. Hierzu ist aber zu beachten, dass die betroffenen Bäche und Flüsse teilweise keinen Fischbestand haben. Die Betriebskosten sind gering, allerdings unterliegen CoandaRechen einem recht hohen Verschleiss; eine entsprechende Wirtschaftlichkeitsrechnung haben die Churer Forscher nicht vorgenommen. Bei der Schluckfähigkeit ist der Coanda-Rechen (50 bis 250 l/s pro Meter Rechenbreite) dem Tirolerwehr (bis zu 2000 l/s pro Meter) deutlich unterlegen. Coanda-Rechen können derzeit mit den praktisch realisierbaren Baubreiten maximal 4 m3/s bewältigen. Bei der Schluckfähigkeit habe der Coanda-Rechnen «vermutlich noch ein beträchtliches technologisches Entwicklungspotenzial», schreiben die HTW-Forscher in ihrem Abschlussbericht.

Um neue Anstösse zu geben, wollen die Wissenschaftler um Prof. Lifa ihre Forschung rund um den Coanda-Rechen

in einem Folgeprojekt fortsetzen. Herzstück des neuen Vorhabens wäre ein Versuchsstand, mit dem unter anderem die Frage geklärt werden könnte, ob CoandaRechen tatsächlich weniger stark vereisen als herkömmliche Fallrechen, wie das gelegentlich vermutet wird. Auch soll die Geometrie der Rechen (z. B. Spaltweiten, Höhen) erforscht werden, um eine Optimierung bei Herstellung und Nutzung der Rechen zu ermöglichen.

Weitere Auskünfte erteilt Dr.-Ing. Klaus Jorde (klaus.jorde@kjconsult.net), Leiter des BFEForschungsprogramms Wasserkraft. Bei ihm kann auch der Schlussbericht zum Projekt angefordert werden.

Weitere Fachbeiträge über Forschungs-, Pilot-, Demonstrations- und Leuchtturmprojekte im Bereich Wasserkraft findet man unter: www.bfe.admin.ch/CT/hydro.

Bilder und Grafiken 1–10: Foto: HTW Chur.

Bild 5: waterscreen.com Anschrift des Verfassers Dr. Benedikt Vogel, im Auftrag des Bundesamts für Energie (BFE)

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Die Bedeutung der Wasserkraft im Alpenraum: Schwerpunkt Schweiz Martin Schönberg, Armin Baumgartner

Zusammenfassung: Im Rahmen einer im Jahr 2016 von der Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) bei Verfahren Umwelt Management GmbH (VUM) beauftragten Studie «Status und Zukunft der alpinen Wasserkraft» wurde eine Erhebung auf Einzelkraftwerksebene im gesamten Alpenraum durchgeführt. Dabei dienten neben öffentlich zugänglichen Quellen auch die von Betreibern zur Verfügung gestellten Informationen als Datengrundlage. Als Ergebnis liegt eine fundierte Datenbasis zu den installierten Wasserkraftwerken ab 5 MW im Alpenraum vor. Ziel war es, mit dieser Grundlagenerhebung eine Informationsquelle zu schaffen, damit weitere Untersuchungen und Studien auf eine möglichst vollständige und aussagekräftige Datenbasis zugreifen können. Die Ergebnisse der aggregierten Kraftwerksdaten zeigen, dass im Alpenraum 1.019 Wasserkraftwerke (ab 5 MW) betrieben werden. In der Schweiz wurden 240 Wasserkraftanlagen (ab 5 MW) erhoben. Des Weiteren beschäftigt sich die Studie mit dem Zusatznutzen, der durch die alpine Wasserkraft in den verschiedensten Bereichen wie zum Beispiel Gewässerschutz, Hochwasserschutz, Schiffbarkeit und Tourismus generiert wird. Dennoch stehen Betreiber aufgrund von regulatorischen Instrumenten vor einer Reihe an Herausforderungen, die je nach Standort zu unterschiedlichen monetären Belastungen führen können. In diesem Zusammenhang sind in der Schweiz u.a. Wasserzinsen, Konzessionen, Heimfall, Wiederverleihung von Wasserrechten oder auch limitierte Förderungen für grössere Wasserkraftanlagen anzuführen.

1.

Einleitung Aufgrund eines verstärkten politischen Fokus auf die Stromerzeugung aus «neuen» erneuerbaren Energien wie Wind- und Sonnenkraft und den damit verbundenen Herausforderungen durch die Einspeisung dieser volatilen Erzeugung ins Stromnetz verzeichnet auch die Wasserkraft zunehmendes politisches, wirtschaftliches und technisches Interesse. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass neben der hohen gesicherten Leistung und der hohen Verfügbarkeit auch die Speicherfähigkeit von Wasserkraft dazu dienen kann, den Herausforderungen zu begegnen, die der Ausbau «neuer» erneuerbarer Energien – nämlich jene der Dezentralität und Volatilität – mit sich bringt.

Eine herausragende Stellung in der Energiegewinnung aus Wasserkraft nimmt in Europa der Alpenraum ein, ist doch in den acht Alpenländern Frankreich, Schweiz, Deutschland, Liechtenstein, Monaco, Österreich, Italien und Slowenien ein beachtlicher Teil der gesamteuropäischen Wasserkraftleistung installiert.

Wasserkraft bedeutet nicht nur emissionsneutrale Stromerzeugung, sondern steht im Alpenraum auch für regionale Wertschöpfung, Arbeitsplätze, Investitionen und Innovationen sowie für Zusatznutzen in vielen Bereichen (bspw. Hochwasserschutz, Schifffahrt, Tourismus usw.).

Wenngleich die Wasserkraft für den Alpenraum massgeblich und zukunftstauglich ist, haben sich bisher nur wenige Arbeiten mit dem gesamten Kraftwerkspark des Alpenraums auseinandergesetzt bzw. versucht, diesen in seiner Gesamtheit zu erfassen. Zu nennen sind in diesem Zusammenhang der im Rahmen eines Interreg-III-A-Projekts entstandene sog. Tirolatlas (Universität Innsbruck – Institut für Geographie 2007) sowie die Erhebungen des Umweltbundesamtes im Rahmen des Berichts über den Status der Alpen (Permanent Secretariat of the Alpine Convention 2009). Diese Erhebungen stammen aus den Jahren 2006 bzw.

2008 und sind nur mehr zum Teil verfügbar. Öffentlich verfügbare Daten zu allen Kraftwerken auf nationaler Ebene sind in

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den Alpenländern ausschliesslich für die Schweiz abrufbar, wo mit der Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz des Bundesamtes für Energie (vgl. Bundesamt für Energie 2015 und Bundesamt für Energie 2017c) eine umfassende Datengrundlage in hoher Qualität jährlich bereitgestellt wird.

Da keine aktuelle und länderübergreifende Datenbasis zur Energiegewinnung aus Wasserkraft im Alpenraum bestand, hat die Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) im Jahr 2016 eine umfassende und aktuelle Daten- und Faktenbasis zur Wasserkraftnutzung im Alpenraum beauftragt. Auszüge dieser Studie werden zurzeit bzw. wurden bereits mit einem unterschiedlichen Länderfokus publiziert (vgl. Römer et al. 2017a und Römer et al. 2017b). Deshalb können sich Textteile des vorliegenden Artikels – insbesondere was die Beschreibung der Methodik und die Ergebnisse zum gesamten Alpenraum angeht – mit den anderen veröffentlichen Beiträgen teilweise decken.

2.

Daten und Methode Im Sinne eines Bottom-up-Ansatzes wurde eine Erhebung des gegenwärtigen Status der Wasserkraftnutzung im Alpenraum auf Ebene der Einzelkraftwerke durchgeführt und die massgeblichen Informationen in einer Kraftwerksliste zusammengefasst. In einem ersten Schritt wurden die Engpassleitung, das Regelarbeitsvermögen sowie die Pumpenleistung als Kerngrössen erho-

1

Anzumerken ist, dass sich die Informationslage länderspezifisch sehr unterschiedlich darstellt und daher die Kraftwerksliste, abgesehen von Daten zu Kraftwerkstyp, Lage, Betreiber, Gewässer, Engpassleistung und Arbeitsvermögen, keine Vollständigkeit aufweist. Es ist daher angedacht, die Kraftwerksliste in einem kontinuierlichen Prozess über die kommenden Jahre zu vervollständigen.

251

ben. 1 Aus praktikablen Gründen wurden ausschliesslich Wasserkraftanlagen ab der Leistungsgrösse von 5 MW (kaufmännisch gerundet) berücksichtigt. Datenquellen stellten diverse Veröffentlichungen der Betreiber selbst (Broschüren, Internet) bzw. Dritter sowie von Kraftwerksbetreibern direkt zur Verfügung gestellte Informationen dar. Stichtag für die Erhebung und Aufnahme von Kraftwerken bildet der 31.12.2016; d.h., dass nur Kraftwerke, die zu diesem Stichtag vollständig in Betrieb waren, auch berücksichtigt wurden. Um die Richtigkeit und Vollständigkeit der aggregierten Daten zu überprüfen, wurden diese im Sinne eines Benchmarkings mit verfügbaren nationalen Statistiken und Referenzwerten verglichen.

2.1.

Festlegungen und Abgrenzungen Das Untersuchungsgebiet «Alpenraum» erfordert eine räumliche Abgrenzung, da zahlreiche unterschiedliche Definitionen der Grenzen der Alpen bzw. des Alpenraums existieren. Aufgrund der Lage vieler Kraftwerke im direkten Grenzbereich zweier Staaten und der nur teilweise verfügbaren Daten mussten Festlegungen und Abgrenzungen getroffen werden.

2.1.1 Festlegungen zur Lage von Kraftwerken Ein Wasserkraftwerk ist die Gesamtheit aller Bauwerke, Maschinen und Einrichtungen, mit der Wasserkraft in elektrische Energie umgewandelt werden kann. Diese Elemente stehen in unterschiedlicher Entfernung zueinander, wobei sich auch oft eine grosse räumliche Erstreckung erge-

ben kann. In der vorliegenden Arbeit wird der Standort der Kraftwerksanlage mit dem Standort des Krafthauses (Teil der Wasserkraftanlage, der elektrische und maschinelle Einrichtungen für den Kraftwerksbetrieb beinhaltet) festgelegt. Damit wird eine eindeutige Verortung des Wasserkraftwerks möglich.

Aufgrund der Vielzahl inneralpiner und flussgebietsübergreifender Staatsgrenzen und damit energetisch genutzte Flussabschnitte, die entweder selbst direkt eine Staatsgrenze bilden oder sich in deren unmittelbaren räumlichen Nähe befinden (wie Inn, Donau, Rhein, Rhône), ist eine Festlegung zur Zuordnung solcher Kraftwerke zu einzelnen Alpenstaaten zu treffen. Tatsächlich bestehen für Kraftwerke an oder in der Nähe von Staatsgrenzen zwischenstaatliche Vereinbarungen, welche die Zuordnung dieser Kraftwerksanlagen nach spezifischen, unterschiedlichen Gesichtspunkten festlegen. Dies kann in vielen Fällen dazu führen, dass bauliche Anlagen vollständig in einem Staat liegen, jedoch eine zwischenstaatlich festgelegte Aufteilung von Kraftwerken erfolgt. Beim Alpenraum stösst eine solche Zuordnung an ihre Grenzen, da die definierte räumliche Abgrenzung selbst in weiten Bereichen auch nicht nationalen Grenzen folgt (deutscher, französischer und italienischer Alpenraum). Folgerichtig wären daher auch Kraftwerksanlagen, die in räumlicher Nähe zu innerstaatlichen Abgrenzungen des Alpenraumes liegen, nur anteilsmässig dem Alpenraum zuzuordnen. Dies würde zu Situationen führen, bei denen Kraftwerksanlagen zwar ausserhalb des Alpenraumes liegen, diese

jedoch sehr wohl anteilsmässig mitzuzählen wären. Dafür bestehen, da diese Kraftwerke innerstaatlich sind, jedoch keinerlei vorgegebene Aufteilungsschlüssel. Aufgrund zahlreicher methodischer Herausforderungen wird folgender pragmatischer Ansatz gewählt: • Sofern eine offizielle Zu- bzw. Aufteilung von Kraftwerken auf unterschiedliche Nationalstaaten bekannt ist (beispielsweise durch nationale Statistiken), so wird diese berücksichtigt. Dies trifft insbesondere für die Kraftwerke der Schweiz zu.

• Ist keine Aufteilung eines Kraftwerks bekannt, so wird eine Kraftwerksanlage jenem Alpenstaat zugeordnet, in dem das Krafthaus situiert ist.

• Laufkraftwerke werden beiden Alpenstaaten zu gleichen Anteilen zugeordnet, wenn diese an Flüssen liegen, die auf Höhe des Krafthauses die Staatsgrenze bilden. Dabei ist es unerheblich, in welchem Alpenstaat sich das Krafthaus befindet und auf welchem Staatsgebiet die Ableitung von elektrischer Energie erfolgt.

2.1.2. Festlegung zur Erhebung energetischer Daten Als wesentliche energetische Kennzahlen werden die Engpassleitung, das Regelarbeitsvermögen sowie die Pumpenleistung erhoben. Die verfügbare Datenlage weist jedoch grosse qualitative Diskrepanzen auf. Wesentliche Problemstellung sind fehlende Spezifizierungen (Brutto- oder Nettoangaben) sowie widersprüchliche und nicht aufklärbare Literaturangaben.

Im Falle widersprüchlicher Angaben werden, soweit verfügbar, die Betreiberangaben herangezogen. Vielfach sind Daten nur in gerundeter Form verfügbar. Wenn Leistungs- oder Arbeitsangaben nicht erhoben werden können, werden die fehlenden Angaben unter Annahme einer Jahreseinsatzzeit von 5500 Volllaststunden [Vh] 2 für Laufkraftwerke und 1500 Vh für Speicherkraftwerke abgeschätzt.

2

Volllaststunden [Vh] bilden den Nutzungsgrad eines Kraftwerkes ab und beziehen sich auf die Zeit, für die eine Anlage bei Nennleistung betrieben werden muss, um die gleiche elektrische Arbeit umzusetzen, wie die Anlage innerhalb einer festgesetzten Periode (für gewöhnlich ein Jahr) tatsächlich umgesetzt hat.

Dies entspricht dem Verhältnis von Regel-

Bild 1. Vorgenommene räumliche Abgrenzung des Alpenraums.

252

arbeitsvermögen zu Nennleistung.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

2.1.3 Räumliche Abgrenzung des Alpenraums Wenngleich die Alpen Gegenstand einer Vielzahl an politischen und wirtschaftlichen Programmen, wissenschaftlichen Untersuchungen und Publikationen unterschiedlicher Art sind, bestehen für die «Alpen» oder den «Alpenraum» keine allgemein gültigen Definitionen. Die Grenzen der Alpen bzw. des Alpenraumraums werden vielmehr in Abhängigkeit des jeweiligen thematischen Schwerpunktes naturräumlich oder in Kombination von geografischen, politischen, demografischen und wirtschaftlichen Kriterien individuell festgelegt. Beispielsweise wurden entsprechende Abgrenzungen mit dem Übereinkommen zum Schutz der Alpen (Alpenkonvention), mit dem Alpenraumprogramm (Alpine Space Programme 2007–2013) oder der makroregionalen Strategie für den Alpenraum (EUSALP) gefasst (European Commission 2015).

Für gegenständliche Betrachtung ist eine Abgrenzung des Alpenraums entsprechend dem Alpenraumprogramm zweckdienlich, zumal dieses den Gebirgszug der Alpen gänzlich und die alpendominierten Fliessgewässer in den Ausläufern der Alpen adäquat umfasst. Zur besseren Erfassung der wichtigen Flüsse Inn, Donau und Isar wird der Betrachtungsraum um Niederbayern ergänzt. Der Alpenraum umfasst gemäss dieser Festlegung folgende Staaten bzw. einzelne Verwaltungseinheiten dieser Staaten (Abbildung 1): • Deutschland: Regierungsbezirke von Bayern (Niederbayern, Oberbayern, Schwaben) sowie von Baden-Württemberg (Freiburg, Tübingen) • Österreich: Gesamtes Staatsgebiet • Schweiz: Gesamtes Staatsgebiet • Frankreich: Regionen Elsass, Freigrafschaft Burgund (Franche-Comté), Rhône-Alpes und Provence-AlpesCôte d’Azur • Italien: Regionen Aostatal, Piemont, Ligurien, Lombardei, Trentino-Südtirol, Venetien und Friaul-Julisch-Venetien • Slowenien: Gesamtes Staatsgebiet • Liechtenstein: Gesamtes Staatsgebiet • Monaco: Gesamtes Staatsgebiet Somit wurden an folgenden 15 Flussgebietseinheiten (hydrologische Einzugsgebiete), die vielfach auch mehrere Alpenstaaten übergreifen, Kraftwerke erfasst (Bild 2): • Donau: deutscher Alpenraum, Österreich, Schweiz, italienischer Alpenraum (kleinräumig), Slowenien • Rhein: deutscher Alpenraum, Öster-

Bild 2. Vorgenommene räumliche Abgrenzung inkl. der wichtigsten Flussgebietseinheiten im Alpenraum.

Tabelle 1. Anzahl an Wasserkraftwerken (ab 5 MW) im Alpenraum.

• •

• • • • • • • • • • •

reich, Schweiz, französischer Alpenraum, italienischer Alpenraum (kleinräumig), Liechtenstein Rhône: Schweiz, Französischer Alpenraum Po: Schweiz, französischer Alpenraum (kleinräumig), italienischer Alpenraum Loire: französischer Alpenraum Adige (Etsch): italienischer Alpenraum Brenta: italienischer Alpenraum Piave: italienischer Alpenraum Livenza: italienischer Alpenraum Tagliamento: italienischer Alpenraum Soča (Isonzo): italienischer Alpenraum, Slowenien Loup: französischer Alpenraum Roya: französischer Alpenraum Siagne: französischer Alpenraum Var: französischer Alpenraum

3.1

Ergebnisse und Diskussion

3.1 Wasserkraft im Alpenraum Der im vorigen Abschnitt definierte Alpenraum umfasst eine Fläche von rd.

390 000 km2 und teilt sich auf acht Al-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

penstaaten auf. Während Österreich, die Schweiz, Slowenien sowie die Kleinstaaten Liechtenstein und Monaco zur Gänze in den Alpen liegen, sind lediglich Teile Deutschlands (16 %), Frankreichs (18 %) und Italiens (30 %) dem Alpenraum zuzuordnen.

Die Ergebnisse der aggregierten Kraftwerksdaten zeigen, dass im Alpenraum 1019 Wasserkraftwerke mit einer Leistung ab 5 MW betrieben werden (Tabelle 1). Mit 59 % dominieren Laufkraftwerke; 33 % sind Speicher- und 8 % Pumpspeicherkraftwerke. Mit Ausnahme des italienischen Alpenraums (Mehrzahl der Wasserkraftwerke sind Speicherkraftwerke) dominieren in allen anderen Alpenregionen quantitativ die Laufkraftwerke.

Die Hälfte aller Wasserkraftwerke des Alpenraums ab einer Leistung von 5 MW befindet sich in den beiden Ländern Italien (27 %) und Schweiz (23 %).

Gänzlich anders geartet, stellt sich die Verteilung der Typen von Wasserkraftwerken und der installierten WasserkraftLeistung innerhalb des Alpenraums dar.

In Summe weisen die Wasserkraftwerke 253

Bild 3. Regionale Verteilung der Wasserkraftleistung im Alpenraum.

im Alpenraum eine Leistung von etwa 62.8 GW auf, die sich zu 68 % auf Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke und zu 32 % auf Laufkraftwerke aufteilt (Bild 3).

Zurückzuführen ist dies auf die Struktur des Kraftwerksparks: Während bei Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken hohe Kraftwerksleistungen dominieren, ist die Struktur der Laufkraftwerke stark geprägt von Anlagen mit vergleichsweise geringen Leistungen (kleiner 20 MW). Regional zeigt sich eine gleichmässige Verteilung der gesamten Wasserkraftleistung auf den italienischen und französischen Alpenraum sowie auf die Schweiz und Österreich, die gemeinsam 90 % der Wasserkraftleistung abdecken. Bedingt durch die unterschiedlichen Einsatzprofile der Wasserkraftwerkstypen, zeigt sich hinsichtlich ihres Arbeitsvermögens eine starke Dominanz der Laufkraft (Bild 4).

3.1.1 Laufkraftwerke ab 5 MW im Alpenraum Laufkraftwerke stellen mit 603 Kraftwerksanlagen bzw. 59 % der gesamten Wasserkraftwerke den dominierenden Kraftwerkstyp im Alpenraum dar (Tabelle 2). In Summe weisen die Laufkraftwerke eine Leistung von 20.3 GW und ein Arbeitsvermögen von 98.6 TWh auf. Über 50 % der Leistung und des Arbeitsvermögens der Laufkraftwerke sind dem französischen Alpenraum und Österreich zuzuordnen. Dies ist im Besonderen auf die dominierende Stellung der energetisch intensiv genutzten Flüsse Rhône und Donau zurückzuführen, an denen auch die leistungsstärksten Laufkraftwerke im Alpenraum liegen.

Bild 4. Regionale Verteilung des Arbeitsvermögens der Wasserkraft.

Tabelle 2. Laufkraftwerke im Alpenraum.

Tabelle 3. Speicherkraftwerke im Alpenraum.

254

3.1.2 Speicherkraftwerke im Alpenraum (exkl. Pumpspeicher) Ein Drittel der Wasserkraftanlagen grösser 5 MW im Alpenraum sind Speicherkraftwerke (exkl. Pumpspeicherkraftwerke).

Die Gesamtleistung dieser Anlagen beläuft sich auf 24.1 GW, das Arbeitsvermögen auf in Summe 56.9 TWh. Hinsichtlich der installierten Speicherkraftleistung zeigt sich eine Gleichverteilung auf die Schweiz, den französischen und italienischen Alpenraum (jeweils zwischen 26 und 29 % der installierten Leistung) – vgl. dazu Tabelle 3.

3.1.4 Pumpspeicherkraftwerke ab 5 MW im Alpenraum Im Alpenraum werden zusätzlich zu den reinen Speicherkraftwerken auch 78 Pumpspeicherkraftwerke betrieben, die eine Gesamtturbinenleistung von etwa 18 GW und eine Gesamtpumpleistung von «Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Tabelle 4. Pumpspeicherkraftwerke im Alpenraum.

Bild 5. Wasserkraftleistung und Arbeitsvermögen nach Flussgebieten. rund 14 GW aufweisen (Tabelle 4). 28 der installierten 78 Pumpspeicherkraftwerke im Alpenraum verfügen über eine kumulierte Leistung von mehr als 80 % der installierten Pumpspeicherleistung (Turbinen) im Alpenraum.

Bild 6. Verteilung der Wasserkraftwerke nach Flussgebieten.

3.1.4 Kraftwerke im Alpenraum nach Flussgebietseinheiten Die insgesamt 1019 Wasserkraftwerke (Leistung ab 5 MW) des Alpenraums können 15 Flussgebietseinheiten zugeordnet werden: Brenta, Donau, Adige (Etsch), Livenza, Loire, Loup, Piave, Po, Rhein, Rhône, Roya, Soča (Isonzo), Siagne, Tag-

liamento und Var. Für die Wasserkraftnutzung im Alpenraum massgeblich sind vor allem die Flussgebietseinheiten der grossen Flüsse Donau, Po, Rhein und Rhône: 88 % aller Kraftwerke liegen in diesen vier grössten Flussgebietseinheiten des Alpenraums, Auf diese Kraftwerke der vier grössten Flussgebietseinheiten entfallen 92 % der installierten Leistung im Alpenraum; bzw. erbringen diese ein Arbeitsvermögen von 91 % des Gesamtarbeitsvermögens im Alpenraum (Bild 5 und Bild 6).

3.1.5 Der Alpenraum im regionalen Vergleich Die Erhebungen zeigen, dass im Alpenraum rund 62.8 GW an Wasserkraftleistung installiert sind. Ein direkter, regionaler Vergleich zeigt deutlich die hohe Bedeutung der alpinen Wasserkraft, vor allem auch im Vergleich mit Skandinavien (Tabelle 5).

Basierend auf den verfügbaren Daten über die Wasserkraft in der Europäischen Union (EU 28), zeigt sich, dass der Alpenraum über eine installierte Wasserkraftleistung (Anlagen ab 5 MW) verfügt, dies entspricht über 40 % jener der Gesamt-Wasserkraftleistung der EU 28 – variierende Literaturangaben zwischen 143 GW (International Hydropower Association 2016) und 148 GW (Bigerna et al.

2015) (Bild 7).

3.2

Länderspezifische Betrachtung: Wasserkraft in der Schweiz Die Bruttostromerzeugung der Schweiz lag im Jahr 2015 bei 66.0 TWh (2014: 69.6 TWh), wovon 42.3 TWh bzw. 64 % (2014: 41.9 TWh bzw. 60.2 %) aus erneuerbaren Quellen stammten. Der Anteil der Wasserkrafterzeugung an der Gesamterzeugung in der Schweiz ist mit knapp 60 % ausserordentlich hoch (vgl. Bundesamt für Energie 2015 und Bundesamt für Energie 2017c). In gleicher Weise wie im Nachbarland Österreich dominiert auch in der Schweiz die Wasserkraft die Erzeugungsstruktur. Über 70 % (13.7 GW) der 2014 installierten Kraftwerksleistung von 19.1 GW

(siehe Tabelle 5) 3

Tabelle 5. Wasserkraftleistung im Alpenraum im regionalen Vergleich (Ess et al. 2012; Hydropower Companies and Associations 2015).

Zu berücksichtigen ist, dass die Leistungsangaben für die EU-Staaten (EU 28) Kraftwerke aller Leistungsgrössen umfassen, für den Alpenraum jedoch nur Wasserkraftwerke ab 5 MW inkludiert sind.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

4

56 GW inklusive Laufkraft der Türkei

5

73 GW inklusive Speicherkapazität der Türkei

255

sind nämlich der Wasserkraft zuzuordnen (Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom 2016).

Bild 7. Wasserkraftleistung des Alpenraums im europäischen Vergleich.

Tabelle 6. Wasserkraftwerke (ab 5 MW) in der Schweiz. 6

3.2.1 Erhebung der Wasserkraftwerke ab 5 MW in der Schweiz Für die Schweiz wurden 240 (gesamt, inkl.

Grenzkraftwerke) Wasserkraftanlagen ab einer Leistung von 5 MW mit in Summe rd.

13.5 GW Leistung erhoben (Tabelle 6 und Bild 8).

Die Datenbasis für die Erhebung der Wasserkraftanlagen in der Schweiz ist ausserordentlich gut (Statistik der Wasserkraftanlagen auf Einzelkraftwerks- und Gruppenebene vom Bundesamt für Energie) und liegt der gegenständlichen Erhebung zu grossen Teilen zugrunde. Abweichungen der Kraftwerksliste hinsichtlich Leistung und Arbeitsvermögen können damit begründet werden, dass im Laufe des Jahres 2016 einige Kraftwerke vollständig in Betrieb genommen wurden und dies – im Gegensatz zu den Statistiken – bereits in der Kraftwerksliste mit Stichtag 31.12.2016 berücksichtigt wurde. Bei den in der Statistik festgelegten Hoheitsanteilen (Zuordnung zur Schweiz) werden jene Anteile an der Wasserkraftanlage angeführt, bei denen der Bundesrat über die Erteilung oder Ausübung der Nutzungsrechte entschieden hat. Die Studie folgt dieser Zuordnung nach Nutzungsrechten. Abweichend davon erfolgt nur für Grenzkraftwerke ohne Bezug zur Schweiz eine Zuordnung nach rein geografischen Gegebenheiten. Die leistungsstärksten Kraftwerke der Schweiz sind in Tabelle 7 (Laufkraftwerke), Tabelle 8 (Speicherkraftwerke) und Tabelle 9 (Pumpspeicherkraftwerke) angeführt.

3.2.2 Strategien und Plänen stehen spezifisch ungünstige Rahmenbedingungen entgegen Der hohe Stellenwert der Wasserkraft in der Schweiz wird dadurch unterstrichen, dass diese in nationalen Strategien und Plänen fest verankert ist.

Bild 8. Wasserkraftwerke (ab 5 MW) in der Schweiz (CH).

6

(siehe Tabelle 6) Eine Aufteilung der Grenzkraftwerke erfolgte nach bekannten Schlüsseln oder Situierung. Dabei bezieht sich die Bezeichnung «anteilig» auf die Zu- bzw. Aufteilung von Kraftwerken auf unterschiedliche Nationalstaaten.

7

(siehe Tabelle 7) Angaben zu Leistung und Arbeitsvermögen sind hier kraftwerksbezogen, ohne dass eine Aufteilung auf National-

Tabelle 7. Die zehn leistungsstärksten Laufkraftwerke in der Schweiz. 7 256

staaten erfolgt.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Beispielsweise wurde seitens des Schweizer Bundesrates eine Energiestrategie 2050 entwickelt, die den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie und den Umbau des Energiesystems vorsieht. Um den durch den Ausstieg aus der Kernenergie wegfallenden Teil des Stromangebots ohne Anhebung der Stromimporte zu kompensieren, wird im Besonderen eine Senkung des Stromverbrauchs und die Verbreiterung des Stromangebots durch Ausbau der Wasserkraft und anderer erneuerbaren Energien angestrebt (Eidgenössisches Department für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation, UVEK, 2011). Im Jahr 2016 wurde das erste Massnahmenpaket der Energiestrategie vom Bundesparlament verabschiedet, im Frühling 2017 in einer Referendumsabstimmung vom Schweizer Stimmvolk gutgeheissen. Dieses wird mit 1.1.2018 in Kraft gesetzt und sieht für die Wasserkraft Folgendes vor (Bundesamt für Energie BFE 2017a): • Einführung einer Marktprämie für die Wasserkraft zum Ausgleich von Differenzen zwischen Gestehungskosten und Marktpreis (maximal 1 Rp./kWh bzw. 10 CHF/MWh) • Einführung von Investitionsbeiträgen für neue Wasserkraftwerke bis maximal 40 % der anrechenbaren Investitionskosten • Hervorhebung des nationales Interesses für den Ausbau und die Nutzung der erneuerbaren Energien zur Schaffung einer besseren Ausgangslage im Falle von Interessensabwägungen Langfristig soll die Wasserkrafterzeugung von derzeit 36 TWh/a (durchschnittlicher Wert) auf 37.4 TWh/a (2035) sowie 38.6 TWh/a (2050) gesteigert werden (Bundesamt für Energie, BFE, 2017b). Dies entspricht einer Zunahme von 1.4 TWh/a bis 2035 bzw. von 2.6 TWh/a bis 2050.

Die Bedeutung der schweizerischen Wasserkraft reicht weit über die nationalen Grenzen hinaus. Erklärungen zur energiepolitischen Zusammenarbeit

8 9

Tabelle 8. Die zehn leistungsstärksten Speicherkraftwerke in der Schweiz. 8

Tabelle 9. Die zehn leistungsstärksten Pumpspeicherkraftwerke in der Schweiz. 9, 10 unterstreichen dabei die transnationale Bedeutung der schweizerischen Wasserkraft. So wurde als Folge der zunehmenden Fluktuationen im Stromnetz und des dadurch hervorgerufenen dringenden Bedarfs an Grossspeicherlösungen im Mai 2012 die «Erklärung von Deutschland, Österreich und der Schweiz zur gemeinsamen Initiative für den Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken» unterzeichnet (Eidgenössisches Departement für UVEK et al.

2012). Die Erklärung stellt eine politische Willensbekundung dar, beinhaltet selbst jedoch keine verbindlichen Angaben über den Umfang dieses Ausbaus.

Diesen grundsätzlichen politischen Bekenntnissen, die Bedeutung der Wasserkraft in der Schweiz weiter anzuheben, steht jedoch eine aktuell noch unzureichende Berücksichtigung im Förderregime entgegen.

Zwar kann die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV), die der Abgel-

tung der Differenz zwischen Erzeugungskosten und Marktpreis dient, auch für Wasserkraftanlagen beantragt werden, dies ist jedoch auf eine Leistung von bis zu 10 MW) beschränkt. Ausserdem können aufgrund der starken Nachfrage und der bestehenden Warteliste Betreiber von Neuanlagen nur schwer abschätzen, wann sie ins Anmeldesystem von Swissgrid aufgenommen werden und auch tatsächlich ein KEV-Förderkontingent erhalten (Swissgrid 2017). Neuerungen wird das vom Stimmvolk angenommene Energiegesetz (EnG) ab 1.1.2018 bringen, das auch verschiedene Fördermassnahmen für die Wasserkraft beinhaltet. Speziell für die Grosswasserkraft (Anlagen grösser 10 MW) ist die Einführung einer Marktprämie in der Höhe von maximal 1 Rp./kWh bzw. 10 CHF/MWh vorgesehen, um zur Deckung der Gestehungskosten beizutragen (wenn Betreiber Elektrizität unter diesen Gestehungskosten am Markt ver-

(siehe Tabelle 8) Angaben zu Leistung und Arbeitsvermögen sind hier kraftwerksbezogen, ohne dass eine Aufteilung auf Nationalstaaten erfolgt.

(9–13 siehe Tabelle 9) Aufgrund der ausschliesslichen Berücksichtigung von Kraftwerken, die zum gewählten Stichtag (31.12.2016) vollständig in Betrieb waren, ist das inzwischen grösste Pumpspeicherkraftwerk der Schweiz, das Kraftwerk Linth-Limmern noch nicht unter den leistungsstärksten Pumpspeicherkraftwerken zu finden. Die Maschinen 1 und 2 dieses Kraftwerks mit in Summe 500 GW Leistung (Turbinen und Pumpen) gingen bereits im Jahr 2016 ans Netz; die Maschinen 3 und 4 mit nochmals 500 GW Leistung (Turbinen und Pumpen) sollen im Jahr 2017 folgen.

10

Angaben zu Leistung und Arbeitsvermögen sind hier kraftwerksbezogen, ohne dass eine Aufteilung auf Nationalstaaten erfolgt.

11

Bei Pumpspeicherkraftwerken nur die Erzeugung aus natürlichem Zufluss.

12

Grenzkraftwerk zu Frankreich

13

Grenzkraftwerk zu Italien

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kaufen müssen). Des Weiteren ist ein Investitionsbeitrag für neue Wasserkraftanlagen geplant, der für Anlagen mit einer Leistung von bis zu 10 MW höchstens 60 % der anrechenbaren Investitionskosten und für Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW höchstens 40 % ausmacht.

Auch wenn in der Schweiz die Wasserkraft in vergleichsweise geringerem Ausmass durch Netznutzungsentgelte wie etwa im Nachbarland Österreich belastet wird, 14 ist zu beachten, dass für «künstlich produzierte» Wasserkraft dennoch eine sog. Pumpwerksteuer bzw. Pumpwerkabgabe zu entrichten ist. Diese wird auf Energie erhoben, die aus der wiederholten Verwendung von öffentlichen Gewässern (durch Umwälzpumpen) produziert wird.

Dabei heben nur die Kantone Bern (2 CHF/ kW installierter Pumpleistung) und Schwyz (Pumpwerksteuer darf maximal drei Viertel des bundesrechtlichen Höchstansatzes ausmachen) tatsächlich Pumpwerksteuern ein. Die Einhebung erfolgt dabei durch das öffentliche Gemeinwesen, in dem das jeweilige Kraftwerk situiert ist, wobei die erhobene Geldsumme nach einem bestimmten Schlüssel zwischen Gemeinden und Staat aufgeteilt wird.

Ein Schweizer Spezifikum im Alpenraum ist die hohe Belastung der Wasserkraft durch Wasserzinsen. Für das Jahr 2016 belaufen sich die Wasserzinsen auf rund 16 CHF/MWh (Betz et al. 2016). Der Bezug auf typische pagatorische Gestehungskosten von 50 CHF/MWh (Niederdruck-Fluss) und 70 CHF/MWh (Pumpspeicher) macht deutlich, dass die Wasserzinsen mit einem Anteil von etwa 15 bis 20 % wesentliche kostentreibende Faktoren sind. In Summe belasten öffentliche Abgaben ein typisches Wasserkraftwerk bereits mit rund einem Drittel der Gesamtkosten, wobei davon ein Grossteil der Wasserzins ausmacht. Vor dem Hintergrund sinkender Börsenstrompreise ist die Bemessung des Wasserzinses anhand der Bruttostromleistung und ohne Berücksichtigung ökonomischer Faktoren massiv in der Kritik. Die Diskussion wird ins-

14

besondere auch deshalb erschwert, weil Wasserzinsen in der Schweiz ein Volumen von jährlich 550 Mio. CHF ausmachen und einen signifikanten Anteil am Haushaltsbudget von einzelnen Kantonen (insbesondere der Kantone Wallis, Graubünden, Tessin, Bern, Uri und Aargau) sowie von Gemeinden einnehmen können. Da die aktuelle Regelung des Wasserzinses nur noch bis zum Ende des Jahres 2019 gültig ist, sind zukünftige Bemessung und Höhe des Wasserzinses Gegenstand intensiver Verhandlungen und Diskussionen. So wird vielfach aufgeworfen, dass das aktuelle System der Wasserzinse aus ökonomischer Sicht nicht den tatsächlichen Wert der natürlichen Ressource Wasserkraft bei der Elektrizitätserzeugung widerspiegelt, und vielmehr die Einführung eines Systems gefordert, das auf dem ökonomischen Konzept der Ressourcenrente basiert (Banfi et al. 2004). Vonseiten des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (2017) wird in diesem Zusammenhang auch betont, dass Betreiber von Wasserkraftwerken keine Abgaben bezahlen sollen, die weder finanzierbar noch weiterverrechenbar sind, was für eine Einführung marktpreisabhängiger Entschädigungen sprechen würde.

Eine weitere Problematik für die Wasserkraft in der Schweiz ergibt sich dadurch, dass viele der aktuellen Konzessionen in den kommenden Jahrzehnten auslaufen. Dabei sieht das schweizerische Recht (abgesehen von der freiwilligen Rückgabe bzw. der Verwirkung einer Konzession) mehrere Formen des Konzessionsendes (Rückkauf, Heimfall an das verfügungsberechtigte Gemeinwesen, Ablauf ohne Heimfall) vor. Aufgrund des sog. Heimfalls oder Rückfalls der Konzessionen geht ein über Jahrzehnte aufgebauter Anlagenwert von geschätzten 40 Mrd. CHF an die Kantone und Gemeinden über (Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband 2016). Kantone und Gemeinden können dann vollumfänglich über ihre Wasserressourcen und die Anlagen verfügen und die ihnen zugefallenen Kraftwerke zurückbauen, selbst betreiben

oder die Konzessionen wieder neu verleihen. Spätestens mit der Erneuerung der Konzessionen müssen zwischenzeitlich entstandene strengere gewässerschutzrechtliche Vorschriften umgesetzt werden.

4.

Nutzen und Zusatznutzen der alpinen Wasserkraft Sowohl die absolute Höhe der Grosshandelspreise (base und peak) als auch die Preis-Spreads (Unterschiede zwischen Base- und Peak-Preisen) für Strom verzeichneten seit 2011 einen massiven Verfall von über 58 CHF/MWh auf knapp 23 CHF/MWh. Wesentliche Gründe dafür waren und sind Überangebote am Strommarkt, bedingt sowohl durch zunehmende Einspeisung geförderter erneuerbarer Energien (v.a. Wind und PV) als auch niedrige Brennstoffpreise für fossil befeuerte thermische Kraftwerke. Niedriges Strompreisniveau und länderspezifisch unterschiedlich ausgestaltete und zum Teil sehr ungünstige regulatorische Rahmenbedingungen (Netzentgelte, Wasserzinse, sehr strenge Umsetzung der Wasserrahmenrichtlinie usw.) führen im gesamten Alpenraum zu hohem ökonomischen Druck auf die Wasserkrafterzeugung.

Ungeachtet des rasanten Ausbaus der geförderten erneuerbaren Erzeugungstechnologien (im Speziellen Windund Sonnenenergie), bleibt die Wasserkraft auch auf absehbare Zeit das Fundament der Stromwirtschaft im Alpenraum.

Diese zentrale Rolle wird auch unterstützt durch einen vielfältigen (Zusatz-)Nutzen der Wasserkraft, der weit über die reine Stromerzeugung hinausgeht: • Wasserkrafttechnik ist eine technisch ausgereifte und langjährig erprobte europäische Technologie.

• Wasserkraft ist jene grosstechnische Erzeugungstechnologie mit dem höchsten elektrischen Wirkungsgrad (80 bis 90 %, verglichen mit ca. 25 % bei PV und ca. 45 % bei Windenergie).

• Die hohe Flexibilität der Wasserkraft unterstützt und ermöglicht die Integration volatiler erneuerbarer Energien (Sonne und Wind) in das Stromsystem.

Für die Einspeisung elektrischer Energie sind in der Schweiz keine Netzentgelte zu entrichten. Es bestehen nur Lastkomponenten (Load- oder L-Komponente), jedoch keine Erzeugerkomponenten (Generation- oder G-Komponenten).

15

Im Vergleich zur Stromerzeugung gemäß ENTSOE-Mix.

258

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•

Emissionsfreie Wasserkrafterzeugung unterstützt massgeblich die Erreichung der europäischen und nationalen Klima- und Luftreinhalteziele. Durch alpine Wasserkraftwerke können jährlich 57 Mio. Tonnen Kohlendioxid in der Stromerzeugung eingespart werden. 15 • Wasserkraftnutzung schont weltweit die natürlichen Ressourcen. 166TWh/a Wasserkrafterzeugung im Alpenraum substituieren durch ihren hohen Wirkungsgrad fossile Energieträger im Ausmass von rd. 300 TWh/a.

• Umfangreiche Massnahmen bspw. in Bezug auf Durchgängigkeit der Gewässer, Reduktion von Schwall-SunkAuswirkungen, Renaturierungen, Verbesserung der Auenanbindungen machen die Wasserkraft in vielen Fällen zu Partnern von Natur- und Gewässerschutz.

• Wasserkraftwerke tragen durch flexible Steuerung massgeblich zum Hochwasserschutz bei und nehmen vielfältige technische Funktionen wahr, bspw. Hintanhaltung von Gewässereintiefungen, Sicherstellung von Grundwasserniveaus usw.

• Grosse Alpenflüsse wie Donau, Rhein und Rhone sind wichtige Transportwege. Grosse Wasserkraftwerke an diesen Flüssen sind schiffpassierbar und stellen ausreichende Wasserstände sicher.

• Wasserkraftwerke sind Besuchermagneten und werden vielfach touristisch genutzt.

Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass die Wasserkraft nicht nur eine bewährte und sichere, erneuerbare und flexible Form der Stromerzeugung ist. Vielmehr unterstützt die alpine Wasserkraft, und im Speziellen die Schweizer Wasserkraft, durchaus auch das Erreichen übergeordneter Ziele wie zum Beispiel im Klimaschutz. Auch wenn die alpine Wasserkraft mit zahlreichen positiven externen Effekten verbunden ist, so sind Wasserkraftbetreiber in allen Ländern vor zahlreiche unterschiedlichen Herausforderungen gestellt. Diese sind insbesondere auf regulatorische Rahmenbedingungen zurückzuführen, die standortbedingt unterschiedliche Wettbewerbsbedingungen schaffen. Zu diesen zählen beispielsweise Entgelte für die Netznutzung, Wasserzinsen, Konzessionen, Heimfall, Wiederverleihung von Wasserrechten, limitierte Förderungen für grössere Wasserkraftanlagen sowie alle Massnahmen zur Umsetzung supranationaler Vorgaben.

Kasten 1 Der vorliegende Beitrag stellt einen Auszug aus der umfangreichen Studie «Status und Zukunft der alpinen Wasserkraft» dar, deren Auftraggeber die Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) ist. In den Jahren 2016 und 2017 haben die Studienautoren eine umfassende Datensammlung von Wasserkraftwerken im Alpenraum durchgeführt. Mehr als 1000 Kraftwerke mit einer installierten Leistung von über 5 MW wurden erhoben: In Summe befinden sich im Alpenraum Wasserkraftwerke mit 63 GW Leistung und 166 TWh/Jahr Erzeugung. Diese Erhebung stellt die bisher umfassendste Datensammlung über die alpine Wasserkraft dar. Die Studie kann über die Webseite der AGAW (www.alpine-wasserkraft.com) abgerufen werden.

Kasten 2 Die Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) wurde am 13. Juli 1999 in Landshut/Deutschland von deutschen, österreichischen und schweizerischen Betreibern von Wasserkraftwerken als eingetragener Verein gegründet. Derzeit umfasst die AGAW 18 Kollektivmitglieder mit eigener Wasserkraftproduktion.

Die AGAW ist ein nicht auf Erwerb gerichteter technisch-wissenschaftlicher Verein. Zweck des Vereins ist die Förderung von Wissenschaft und Forschung. Durch Zusammenarbeit in den Alpenländern fördert die AGAW die Energiegewinnung durch die Nutzung der Wasserkraft und verwandter Fachgebiete.

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Abschätzung von Extremhochwassern bei Talsperren nach der Methode CRUEX++ Fränz Zeimetz, Javier Garcìa Hernàndez, Frédéric Jordan, Jean-Michel Fallot, Anton Schleiss

Zusammenfassung Das Forschungsprogramm CRUEX, welches vor rund 25 Jahren initiiert wurde und die Erarbeitung der erforderlichen theoretischen Grundlagen sowie einer allgemein gültigen Methode für die Abschätzung extremer Hochwasser in Hinsicht auf Talsperrensicherheit zum Ziel hatte, konnte mit dem Projekt CRUEX++ (2012–2017) zu Ende geführt werden. In diesem Beitrag werden die Resultate des abschliessenden Projekts CRUEX++ und die sich daraus ergebende neue Methode zur Abschätzung extremer Hochwasser mit Hilfe von PMP-PMF-Simulationen und statistischen Ansätzen für den Sicherheitsnachweis von Talsperren vorgestellt.

Die Ermittlung der massgebenden Extremniederschläge im Einzugsgebiet der Talsperre wird dabei mit den speziell für die Schweiz entwickelten PMP-Karten vorgenommen. Die Vorgehensweise gemäss der neuen Methode Cruex++ wird mit einem Anwendungsbeispiel illustriert, und die Resultate werden mit denen konventioneller statistischer Methoden verglichen. Dadurch können die Vorteile der neuen Methode CRUEX++ hervorgehoben werden.

Résumé Le programme de recherche CRUEX, qui a été initié il y a environ 25 ans, visait le développement de connaissances théoriques de base et d’une méthodologie valide pour l’estimation de crues extrêmes afin de vérifier la sécurité des barrages. Le projet CRUEX a pu être conclu grâce au projet CRUEX++ (2012–2017). Dans cette contribution sont présentés les résultats du projet CRUEX++ ainsi que la nouvelle méthodologie d’estimation de crues extrêmes qui en découle. Cette dernière base la vérification à la sécurité des ouvrages d’accumulation sur le concept PMP-PMF ainsi que sur une approche statistique. La détermination des précipitations extrêmes décisives est entreprise en considérant les cartes PMP spécialement développées pour la Suisse. Le procédé de la méthodologie CRUEX++ est illustré à l’aide d’un exemple d’application. Les résultats sont alors comparés avec ceux des estimations issues de méthodes statistiques conventionnelles. De cette manière, les avantages de la nouvelle méthodologie CRUEX++ peuvent être mis en évidence.

1.

Einleitung Die Sicherheit der Talsperren muss gemäss der geltenden Richtlinien des Bundesamtes für Energie (BFE, 2017) selbst im Falle einer extremen Situation unter Annahme des sogenannten Sicherheitshochwassers gewährleistet sein. Das Sicherheitshochwasser (respektive dessen natürlicher Anteil) soll eine Wiederkehrperiode von deutlich mehr als 1000 Jahren aufweisen. Je nach Stauanlagenklasse ist das Sicherheitshochwasser nicht nur ausgehend vom Bemessungshochwasser (zu 1.5 · Q1000 bei bestehenden Anlagen), sondern auch als PMF (probable maximum flood) zu bestimmen.

Die verlässliche Abschätzung von Extremhochwasser ist eine grosse Herausforderung für die Praxis. Zum einen sind solche Hochwasser nie beobachtet worden; ihr Ausmass entzieht sich somit jeder Erfahrung. Zum anderen stossen die allgemein bekannten statistischen Verfahren an ihre Grenzen, wie zum Beispiel das Extrapolieren jährlich gemessener Maximalhochwasser mit den allgemein verwendeten Extremwertverteilungen. Bekanntlich sollten statistische Verteilungen nämlich nicht für Extrapolationen auf Wiederkehrperioden verwendet werden, welche die zugrunde liegende gemessene Zeitreihe um das Dreifache überschreiten (DWA, 2012; BWG, 2003). In den besten

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Summary The research program CRUEX, initiated roughly 25 years ago and aiming at the development of theoretical fundamental knowledge and of a methodology for the estimation of extreme floods to verify dam safety, could be concluded through the project CRUEX++ (2012– 2017). In this contribution, the results of the project CRUEX++ and the resulting new methodology for extreme flood estimations using the PMP-PMF method and statistical approaches are presented. The estimation of the decisive extreme precipitations is based on the PMP maps specially developed for Switzerland. The workflow of the new methodology CRUEX++ is illustrated through an application example and the results are compared to those resulting from conventional statistical estimations. In this manner, the advantages of the new methodology CRUEX++ can be highlighted.

Fällen verfügt man über eine Messdauer von 100 Jahren, in den meisten Fällen sind es jedoch weniger als 50 Jahre. Theoretisch kann man also mit Verlässlichkeit nicht über eine Wiederkehrperiode von 300 Jahren hinaus extrapolieren.

Das maximal mögliche Hochwasser, PMF (probable maximum flood), muss laut der Weltmeteorologischen Gesellschaft (WMO, 2009) vom maximal möglichen Niederschlag, PMP (probable maximum precipitation) abgeleitet werden.

Dies kann nur mit Hilfe von Regen-AbflussModellen geschehen. Diese haben den grossen Vorteil, dass gleichzeitig auch die Ganglinie des abgeschätzten Hochwassers ermittelt wird, was mit statistischen Verfahren nicht möglich ist. Somit kann auch der Rückhalteeffekt im Einzugsgebiet sowie des Staubeckens selbst simuliert werden.

Um die PMP-PMF-Methode für schweizerische Verhältnisse anzupassen 261

und praxistauglich zu machen, wurde vor rund 25 Jahren das Forschungsprogramm CRUEX ins Leben gerufen. Die weltweit verwendete PMP-PMF-Methode muss nämlich unter Berücksichtigung lokaler Bedingungen angewendet werden (Beauchamp et al., 2013; Brigode et al., 2015; Casas et al., 2011; Felder et al., 2017; Haddad et al., 2016; Jothityangkoon et al., 2013; Lagos-Zúñiga et al., 2014; Nathan et al., 2001; Salas et al., 2014; Swain et al., 2006; Zeimetz, 2017; Zeimetz et al., 2015; Zhirkevich et al., 2010). Im Rahmen des

Forschungsprogrammes CRUEX waren mehrere wissenschaftliche Entwicklungen nötig, um die PMP-PMF-Methode an die Gegebenheiten im schweizerischen Alpenraum anzupassen. Verschiedene hydrologische Simulationsmodelle wurden entworfen und im Laufe der Zeit überarbeitet und verbessert. Die maximal möglichen Niederschläge (PMP), welche für diese Methode ausschlaggebend sind, wurden für die ganze Schweiz mit aufwendigen Simulationen ermittelt und auf PMP-Karten dargestellt, die in einem Raster von 2 × 2 km

die Extremwerte angeben (Audouard et al., 2006; Hertig et al., 2005; Hertig et al., 2009). Die Praxis zeigte allerdings, dass eine simple Integration dieser Extremwerte über ein bestimmtes Einzugsgebiet ab einer bestimmten Grösse zu einer starken Überschätzung des Sicherheitshochwassers führen kann. Der Grund dafür lag im Fehlen von Anwendungsgrenzen sowie einer klaren Methodik, die beschreibt, wie diese Karten in Abhängigkeit der Einzugsgebietsgrösse respektive der räumlichen Niederschlagverteilung anzuwenden sind.

Unter anderem aus diesem Grunde wurde im Jahre 2012 das Forschungsprojekt CRUEX++ initiiert, welches diese Lücken füllen sollte und, basierend auf früheren Entwicklungen sowie wo nötig mit ergänzenden Studien, schlussendlich eine für den Schweizer Alpenraum allgemein anwendbare Methode für die Abschätzung von Extremhochwasser bei Talsperren erarbeiten sollte. Im Folgenden werden die für die Anwendung wesentlichen Forschungsresultate des Projekts CRUEX++ kurz vorgestellt. Anschliessend wird die Methode CRUEX++ mit einem Anwendungsbeispiel illustriert und erläutert.

2.

Bild 1. Regensummenkurve für die zeitliche Verteilung von PMP-Ereignissen.

Bild 2. Lineare Interpolation der maximal gemessenen Höhe der Nullgradgrenze abhängend von der Regendauer.

262

Resultate des Projekts CRUEX++

2.1 Forschungsfragen Das Ziel des Projekts CRUEX++ war, wie erwähnt, eine robuste Methode zur Abschätzung von Extremhochwassern, basierend auf der PMP-PMF-Methode ,zu entwickeln und zu validieren (Zeimetz, 2017). Hierzu mussten folgende wissenschaftliche und praxisrelevante Fragen behandelt werden: 1. Wie müssen die PMP-Niederschlagsvolumen, die für ein gewisses Einzugsgebiet aus den PMP-Karten entnommen werden, zeitlich verteilt werden?

2. Welche Temperaturverteilung muss für eine PMP-PMF-Simulation angenommen werden?

3. Wie können plausible Anfangsbedingungen für eine PMP-PMF-Simulation bestimmt werden?

4. Wie gross darf ein Einzugsgebiet sein, damit angenommen werden kann, dass sich das PMP Ereignis über das ganze Gebiet erstreckt?

Darüber hinaus beinhaltet die Methode CRUEX++ einen statistischen Ansatz, welcher es erlaubt, das abgeschätzte, grösstmögliche Hochwasser mit nach oben begrenzten Verteilungen bezüglich seiner Wiederkehrperiode einzuordnen. Damit kann die Plausibilität

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und Gültigkeit der Extrapolation auf sehr grosse Wiederkehrperioden verbessert werden. Im Folgenden wird auf jeden der genannten Ansätze eingegangen.

2.2 Zeitliche Regenverteilungen Laut WMO (2009) kann eine sogenannte Regensummenkurve (engl.: rainfall mass curve) zur zeitlichen Verteilung der PMPNiederschlagsvolumen verwendet werden. Im Rahmen von CRUEX wurden aus Tausenden gemessenen Regenereignissen die für die Schweiz gültigen Regensummenkurven abgeleitet und analysiert Zeimetz (2017). Es konnte aufgezeigt werden, dass eine geografische, regendauerbedingte und saisonale Unterscheidung der Regensummenkurven nicht zu bedeutenden Unterschieden in der Hochwasserabschätzung führt. Somit wird in der Methodik CRUEX++ eine allgemein anwendbare dimensionslose Regensummenkurve für die Schweiz angenommen. Letztere ist in Bild 1 dargestellt.

Temperaturverteilung in der Atmosphäre für PMP-PMFSimulationen In der Methode CRUEX++ wird die massgebende Temperaturverteilung durch die Höhe der Nullgradgrenze charakterisiert.

Mit aufwendigen Analysen konnte nachgewiesen werden, dass die höchste gemessene Nullgradgrenze linear mit der Regendauer abnimmt (Zeimetz et al., 2017).

Dabei wurde zwischen zwei homogenen Regionen unterschieden, nämlich dem Norden und dem Süden der Alpenkette.

Die lineare Abhängigkeit ist für beide Regionen für den Sommer (Juni–August) in Bild 2 gezeigt, welcher für die Methode massgebend ist, da die PMP-Karten laut Audouard et al. (2006) Regenvolumen darstellen, die nur unter warmen Bedingungen generiert werden können.

Bild 3. Deterministisches Vorgehen bei der Bestimmung einer Kombination von Anfangsbedingungen für die Simulation, beruhend auf den empirischen Wahrscheinlichkeitsfunktionen.

2.3

2.4

Ermittlung der Anfangsbedingungen für die PMP-PMFSimulationen Die angenommenen Anfangsbedingungen für ereignisbasierte hydrologische Simulationen haben einen grossen Einfluss auf das Resultat (Chen et al., 2016; Hingray et al., 2009). Typische zu initialisierende Grössen sind Bodenfeuchte, Schneeschmelze, Schneefeuchte usw. Die Zustandsvariablen, die initialisiert werden müssen, hängen vom verwendeten hydrologischen Modell ab. Letztere sollten also bei Abschätzungen extremer Hochwasser mir Sorgfalt gewählt werden. Die Methode CRUEX++ strebt realistische Werte für An-

Bild 4. Stochastisches Vorgehen bei der Bestimmung von N Kombinationen von Anfangsbedingungen, beruhend auf stochastisch generierten Momenten innerhalb der Zeitreihen von simulierten Werten der Zustandsvariablen. fangsbedingungen an. Aus diesem Grund wird eine ausführliche Analyse über einen langen Zeitraum simulierter Werte der Zustandsvariablen des hydrologischen Modells empfohlen. Ein schnell umsetzbarer deterministischer Ansatz sowie ein generell einsetzbarer, aber etwas zeitaufwendigerer stochastischer Ansatz wurden für die Anwendung der Methode CRUEX++ erarbeitet, welche nachfolgend detailliert vorgestellt werden (Zeimetz, 2017). Generell ist es wichtig, dass die Anfangsbedingungen mit der Jahreszeit des PMPEreignisses übereinstimmen.

2.4.1 Deterministischer Ansatz Die Analyse der Zustandsvariablen basiert auf flächengewichteten Mittelwerten, welche im Sommer simuliert wurden. Die Ver-

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teilungsfunktion jeder Variable wird empirisch bestimmt und dient zur Abschätzung der Anfangsbedingungen für gewisse Übertretungswahrscheinlichkeiten (Quantile), die der Anwender selbst bestimmen kann. Für jede Variable wird das gleiche Quantil angenommen (Bild 3). Diese Methode ist aber nur anwendbar, falls keine Wechselwirkungen zwischen den Variablen bestehen und der Einfluss einer einzigen Variable überwiegt.

2.4.2 Stochastischer Ansatz Die Anfangsbedingungen werden mit einem stochastischen Generator von verschiedenen Momenten in der zu berücksichtigenden Jahreszeit innerhalb der Simulationsperiode über die zur Verfügung stehenden meteorologischen Zeitreihen 263

ausgeht, dass die PMP dem physikalisch grösstmöglichen Regenvolumen entspricht, dann generiert man das grösstmögliche Hochwasser, indem man die PMP mit den kritischsten Anfangsbedingungen verbindet. Dieser Spezialfall eines PMF wird im Folgenden als PoMF (possible maximum flood) bezeichnet.

2.5

Bild 5. Einzugsgebiet der Talsperre Mattmark mit Angaben über die Beileitungen von benachbarten Einzugsgebieten, Gletscherbereiche und Höhenbänder.

(Bild 4) ermittelt. Für jedes Zeitfenster werden die simulierten Werte der Zustandsvariablen in einem sogenannten Szenarium abgelegt. Die Anzahl der generierten Zeitfenster sollte gross genug sein, um die möglichen Kombinationen gut zu widerspiegeln. Wechselwirkungen zwischen den Variablen werden mit diesem stochastischen Ansatz berücksichtigt.

Der Einfluss, welchen mehrere Variablen auf das Resultat haben können, wird durch die Berücksichtigung der Abhängigkeit der einzelnen Variablen bei der Generierung der Szenarien realistisch wiedergegeben.

264

Das BFE als Aufsichtsbehörde über die Stauanlagen sieht in seiner Richtlinie (BFE, 2017) jedoch vor, dass nur Zeitfenster betrachtet werden, welche kurz vor seltenen bis extremen Ereignissen liegen.

2.4.3 Einfluss der Anfangsbedingungen Die Anfangsbedingungen haben einen starken Einfluss, indem mehrere relativ stark verschiedene Hochwasserwerte für dasselbe Regenereignis simuliert werden können. Je nach Anfangsbedingungen können also verschiedene Resultate erhalten werden. Wenn man nun also davon

Bestimmen der maximalen Fläche des Einzugsgebiets Unter Berücksichtigung der Schweizer PMP-Karten wurden für 13 Einzugsgebiete, entsprechend den oben erklärten Annahmen und Ansätzen, PMF-Abschätzungen vorgenommen. Die simulierten Extremabflüsse wurden dann in Abhängigkeit des Einzugsgebiets dargestellt und mit bekannten Flächen-Abfluss-Verhältnissen verglichen (Zeimetz, 2017). Letztere wurden durch Herschy (2001), Marchi et al. (2010) und Francou et al. (1967) von maximalen gemessenen Hochwasserabflüssen abgeleitet. Dabei zeigt sich, dass in einer Log-log-Darstellung einen linearen Zusammenhang zwischen Einzugsfläche und Extremabfluss ergibt, welcher bis zu einer maximalen Fläche von 230 km2 auch mit den PMF-Simulationen reproduziert werden konnte. Diese Reproduktion des linearen Verhältnisses validiert somit die die Plausibilität der Resultate der Methodik CRUEX++. Für Einzugsgebiete, die grösser als 230 km2 sind, wurde eine Abweichung der simulierten Abflüsse von den zu erwarteten beobachteten Verhältnissen festgestellt. Es kann also davon ausgegangen werden, dass sich für Einzugsgebiete, die grösser als 230 km2 sind der PMF-Abfluss durch Verwendung der PMP-Karten überschätzt wird. Der Grund dafür ist einerseits die Annahme, dass sich das PMP-Ereignis über das gesamte Einzugsgebiet erstreckt und andererseits die Gegebenheit, dass die PMP Karten nicht tatsächliche meteorologische Ereignisse darstellen, sondern dem lokal maximal möglichen Regenvolumen entsprechen. Logischerweise können diese lokalen Maximalwerte nicht einfach über das Einzugsgebiet integriert werden, da lokale PMP-Ereignisse sich nicht über sehr grosse Einzugsgebiete flächenhaft ausdehnen können.

2.6

Nach oben begrenzte statistische Verteilungen zur Eingrenzung der Extremabflüsse Nach oben begrenzte statistische Verteilungen werden als wertvolles Hilfsmittel in der Literatur empfohlen, um die systematische Zeitreihe maximaler Jahreshochwasser, die üblicherweise zur Extrapolation

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herangezogen werden, mit einem a priori bestimmten PoMF zu erweitern. Auf diese Weise werden zusätzliche Informationen, vor allem über die Wiederkehrperiode extremer Hochwasser, in die Extrapolation mit einbezogen.

Dies bringt zwei grosse Vorteile mit sich. Zum einen verbessert die Erweiterung die Zuverlässigkeit und Plausibilität der statistisch bestimmten Extremhochwasser, zum anderen wird ein Widerspruch zwischen der simulationsbasierten PMF-Abschätzung und der statistischen Abschätzung extremer Hochwasser vermieden. Die in der Praxis traditionell verwendete Allgemeine Extremwertverteilung (GEV) mit drei Parametern hat den Nachteil, dass durch den grossen Einfluss von beobachteten Ausreissern die Hochwasserabflüsse für grosse Wiederkehrperioden überschätzt werden. Diese können sogar höher als die PoMF ausfallen, was offensichtlich ein Widerspruch ist. Umgekehrt kann die Abwesenheit gemessener seltener Hochwasser zu einer Unterschätzung der extremen Hochwasser führen. Die traditionellen Extrapolationsansätze sind also für extreme Hochwasser in den meisten Fällen nicht zuverlässig, wie schon im Kapitel 1 erwähnt wurde. Durch Verwenden von nach oben begrenzten Verteilungen, unter Berücksichtigung des simulierten PoMF, können statistisch beobachtete Hochwasserereignisse verlässlich auf grosse Wiederkehrperioden extrapoliert werden, und dies mehr als die in Kapitel 1 erwähnte Faustregel der dreimaligen Zeitreihendauer besagt. Diese Faustregel gilt nicht mehr da, die asymptotisch angenäherte Obergrenze der Verteilung durch das simulierte PoMF bekannt ist.

In der Methode CRUEX++ werden zwei von Botero et al. (2010) analysierte Verteilungen angewendet. Es handelt sich dabei um die Extremwertverteilung mit 4 Parametern EV4 (Kanda, 1981), welche von der Allgemeinen Extremwertverteilung abgeleitet wurde, sowie um die Log-Normal-Verteilung mit 4 Parametern, LN4, (Slade Jr, 1936) welche aus der LogNormal-Verteilung entstand. Diese Verteilungen nähern sich einer definierten Obergrenze asymptotisch an. Das simulierte PoMF kann also als Obergrenze angenommen werden, was auch von Merz et al.

(2008a, 2008b) empfohlen wurde. Sobald das PoMF bekannt ist und eine Zeitreihe jährlicher beobachteter Maximalabflüsse vorliegt, kann eine nach oben begrenzte statistische Verteilung entsprechend angepasst werden.

Bild 6. Flussdiagramm der CRUEX++-Methode für die deterministische Bestimmung der Anfangsbedingungen (AB).

Die Bestimmung des Sicherheitshochwassers, welches unter dem Wert des PoMF liegt, erfolgt durch PMP-PMFSimulationen, jedoch mit einer bei seltenen bis extremen Ereignissen vorherrschenden Kombination von Anfangsbedingungen. Die Wiederkehrperiode des so bestimmten Sicherheitshochwassers wird dann mithilfe der angepassten, nach oben begrenzten Verteilung abgeschätzt.

Dieses Vorgehen erlaubt es zu überprüfen, dass die Wiederkehrperiode des so ermittelten Sicherheitshochwassers, wie von der Richtlinie (BFE, 2017) gefordert, deutlich grösser als 1000 Jahre ist. Es ist aber zu beachten, dass die abgeschätzte Wiederkehrperiode nicht derjenigen des Niederschlagereignisses entspricht, sondern demjenigen des gesuchten Spitzenabflusses. Die tatsächliche Wiederkehrperiode des PMF-Ereignisses mag also höher sein.

3.

Simultationsprogramm RS MINERVE mit Plug-in CRUEX++ Durch die unausweichliche Komplexität der Methode CRUEX++ erschien es bei deren Erarbeitung von grosser Bedeutung,

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ein für die Praxis taugliches und einfach zu handhabendes Informatikhilfsmittel frei zugänglich zu machen. Da hydrologische Simulationen notwendig sind, wurde dieses Hilfsmittel als sogenanntes Plug-in für das bereits seit Langem in der Praxis bewährte Programm RS MINERVE entwickelt. Dieses ist auch frei verfügbar und enthält die gängigen, von der internationalen Forschungsgemeinschaft erprobten hydrologischen Modelle, die auch für alpine Regionen geeignet sind und erprobt wurden. Da das Programm RS MINERVE in der Schweiz entwickelt wurde und stetig weiterausgebaut wird, ist die direkte Unterstützung der Benutzer durch standortspezifische Praxiserfahrung gewährleistet (Billeter et al., 2014; Garcìa Hernàndez et al., 2013; Garcìa Hernàndez et al., 2011; Garcìa Hernàndez et al., 2016; Jordan et al., 2012; Schaefli et al., 2005; Schaefli et al., 2009; Zeimetz, 2017). RS MINERVE eignet sich hervorragend für Simulationen von extremen Hochwassern in komplexen Einzugsgebieten unter effizienter Berücksichtigung der Funktionsweise der vorhandenen Wasserinfrastrukturanlagen wie Stauseen mit Zuleitungen und Talsperren 265

mit Grundablässen und Triebwasserfassungen und Triebwasserleitungen sowie Kraftwerkszentralen mit Pump- und Turbinenbetrieb inklusive Ausgleichsbecken.

Die Kapazität der Hochwasserentlastungen unter Berücksichtigung des Retentionseffekts des Stausees kann also ohne Umwege direkt mit RS MINERVE analysiert und beurteilt werden.

Das Plug-in CRUEX++ ermöglicht es, direkt auf die Schweizer PMP-Karten (Audouard et al., 2006; Hertig et al., 2005; Hertig & Fallot, 2009) zuzugreifen und die für die Analyse relevanten Bereich aus den Karten zu entnehmen und anschliessend in das Simulationsprogramm RS MINERVE zu importieren sowie die Regenvolumen zeitlich gemäss der Summenkurve (Bild 1) über das Einzugsgebiet zu verteilen. Nach dem Hinzufügen der vom Benutzer definierte Höhe der Nullgradgrenze kann ein vollständiges PMP-Ereignis im

Einzugsgebiet generiert und simuliert werden. Das Plug-in ermöglicht ausserdem, hydrologische und hydraulische Szenarien zu simulieren, deren vom Benutzer definierten Resultate übersichtlich darzustellen (Ganglinien, Wasserspiegel, Schneeschmelze usw). Die gängigen statistischer Verteilungen sowie auch die nach oben begrenzten Verteilungen können einfach angepasst werden.

Das Plug-in CRUEX++ sowie das Simulationsprogramm RS MINERVE können frei über die Webseite https://cruex. crealp.ch zusammen mit den Schweizer PMP-Karten heruntergeladen werden.

4.

Anwendungsbeispiel

4.1 Beschreibung der Fallstudie Als Fallbeispiel dient die Talsperre Mattmark im Kanton Wallis (Bild 5). Das natürliche Einzugsgebiet erstreckt sich über

Bild 7. Bestimmung des kritischen Windsektors für die PMP-PMF-Simulationen, beruhend auf einem dreistündigen PMP-Ereignis.

Bild 8. Stündliche Maximalwerte des Abflusses für verschiedene PMP-Ereignisse zur Bestimmung des grösstmöglichen Abflusses (PoMF), basierend auf möglichen Anfangsbedingungen mit einer Übertretenswahrscheinlichkeit (Quantil) von 99 %.

266

rund 36 km2, und etwa 28 % der Fläche sind mit Gletscher bedeckt. Das Einzugsgebiet befindet sich im Hochgebirge zwischen 2197.5 m ü. M. (Vollstauspiegel) und 3920 m ü. M. Wegen der kleinen Fläche dieses Einzugsgebiets und den somit kurzen Fliessstrecken kann der Rückhalteeffekt in den Fliessgewässern vernachlässigt werden. Das natürliche Einzugsgebiet wird durch eine Überleitung mit sieben Wasserfassungen ergänzt, welche dem Stausee maximal 16 m3/s zuführen können.

4.2 Vorgehensweise Das Programm RS MINERVE und das Plug-in CRUEX++ werden für die Anwendung herangezogen. Da die Anwendung darauf abzielt, das Verständnis der Methode CRUEX++ zu verbessern und nicht weitgehende Analysen der Resultate zu behandeln, wird auf den stochastischen Ansatz zur Bestimmung der Anfangsbedingungen verzichtet und nur der deterministische Ansatz verwendet. Das Flussdiagramm in Bild 6 illustriert die Methode CRUEX++ (Zeimetz (2017). Folgende Details sollen hervorgehoben werden: • Das PoMF entspricht dem grösstmöglichen Zufluss in das Staubecken.

Für die Abschätzung des PoMF wird das Quantil 99 % für die Berechnung der Anfangswerte der Zustandsvariabeln angenommen.

• Das Sicherheitshochwasser entspricht dem PMF-Ereignis unter der Annahme von Anfangsbedingungen, wie sie bei seltenen bis extremen Ereignissen vorherrschen. Zu Beginn des extremen Hochwassers wird angenommen, dass der Stausee sich auf dem maximalen Betriebsspiegel befindet (H = 2197.5 m ü. M.). Als Anfangsbedingungen für die Berechnung des Sicherheitshochwassers wird für dieses Anwendungsbeispiel das 50 %-Quantil für die Werte der Zustandsvariablen angenommen.

• Da die extrapolierte Zeitreihe stündliche Werte enthält, werden die PMFEreignisse mit einem stündlichen Zeitschritt dargestellt, jedoch aus numerischen Gründen mit einem Zeitschritt von 10 Minuten berechnet.

4.3 Daten Für die Simulationen sind meteorologische Daten wie Niederschlag und Temperatur notwendig. Für die vorliegende Anwendung wurden 14 meteorologische Stationen von MeteoSchweiz verwendet (Ackersand Stalden, Brig, Evolène, Graechen, Grimentz, Montana, Mottec, Saas Alma-

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gell, Saas Balen, Saas Fee, Simplon Dorf, Ulrichen, Visp, Zermatt).

Für die PMP-PMF-Simulationen wurden die Schweizer PMP-Karten (Audouard et al., 2006; Hertig et al., 2005; Hertig & Fallot, 2009) herangezogen. Alle drei Windsektoren (S, N, WNW) wurden berücksichtigt. Für die Temperatur wurden die Resultate der Analyse der Nullgradgrenze (siehe Abschnitt 2.3) beachtet.

Die Höhe der Nullgradgrenze wurde auf 4800 m ü. M. festgelegt; somit trägt das gesamte Einzugsgebiet zur Abflussgenerierung bei. Schneefall ist während des PMP-Ereignisses also ausgeschlossen.

4.4

Aufbau des Simulationsmodells GSM-SOCONT Das in RS MINERVE integrierte hydrologische Modell GSM-SOCONT (Garcìa Hernàndez et al., 2016; Jordan et al., 2012; Schaefli et al., 2005; Schaefli & Zehe, 2009) wurde für die Simulationen benutzt. Es handelt sich dabei um ein konzeptionelles Modell, bestehend aus einem Gletscheranteil (GSM) und einem Bodenanteil (SOCONT). Beide verfügen über das gleiche Schneemodell. Der Übergang von Regen zu Schnee wird linear zwischen 0 °C und 2 °C simuliert. Diese Hypothesen stimmen mit beobachteten Ereignissen überein (Rohrer et al., 1994). Die Modellierung des Einzugsgebiets erfolgte mit Höhenbänder, von 300 m. Die Schneeschmelze wird mittels Grad-Tag-Ansatz «degree-day approach» von Hock (2003) berechnet. Für jedes Gletscherband wird der Abfluss der Schneeschmelze durch zwei hintereinander gekoppelte Reservoirs simuliert. Das Wasser, welches vom Schneemodell geliefert wird (Schneeschmelze, Regen auf Schneedecke oder nur Regen), wird zum Teil durch Oberflächenabfluss abgeführt, das restliche Wasser wird an das Bodenmodul zur Infiltrationssimulation weitergegeben, wo ein einziges Reservoir für die Abflusssimulation zuständig ist.

4.5

Resultate

4.5.1 Kritischer Windsektor Die Testsimulationen mit einem PMP-Ereignis von drei Stunden zeigen, dass die Windrichtung vom Süden zu den grössten Abflüssen und Volumen führt (Bild 7). Im Folgenden wurde somit nur der Windsektor Süden für die Simulationen berücksichtigt.

4.5.2 Abschätzung der PoMF Bild 8 zeigt die stündlichen Spitzenabflüsse für PMP-Ereignisse mit unterschiedlicher Dauer, unter Annahme von Anfangsbedin-

Bild 9. Stauspiegel für verschiedene PMP-Ereignisse, basierend auf möglichen Anfangsbedingungen mit einem Quantil von 50 % zur Bestimmung des kritischen PMP-Ereignisses (maximaler Stauspiegel).

Bild 10. Vom kritischen PMP-Ereignis abgeleitete Abflussganglinie für Anfangsbedingungen mit einem Quantil von 50 %. gungen, die dem 99 %-Quantil entsprechen. Es ist ersichtlich, dass eine Regendauer von drei Stunden zum grössten Abfluss führt, wo das Einzugsgebiet in den Stausee mündet. Für das PoMF konnte somit ein maximaler Abfluss von 760 m3/s ermittelt werden.

4.5.3 Abschätzung einer PMF mit medianen Anfangsbedingungen Ein PMP-Ereignis von 18 Stunden führt laut Bild 9 zum maximalen Wasserspiegel im Stausee unter den zuvor angenommenen medianen Anfangsbedingungen (50 %-Quantil). Dieses PMP-Ereignis generiert unter diesen Bedingungen gemäss Simulation einen Zufluss von maximal 350 m3/s in den Stausee. Die entsprechende Ganglinie ist in Bild 10 dargestellt.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

4.5.4 Anpassung der nach oben begrenzten EV4-Verteilung und der Allgemeinen Extremwertverteilung (GEV) Die Anpassung der nach oben begrenzten EV4-Verteilung an die beobachteten stündlichen Jahresmaxima (Abfluss) mit Einbeziehung der PoMF als Obergrenze (Bild 11) zeigt, dass dem Spitzenabfluss des Sicherheitshochwassers laut EV4 eine Wiederkehrperiode von rund 2000 Jahren zugeordnet werden kann. Laut GEV hat der simulierte PMF-Abfluss eine Wiederkehrperiode von weniger als 1000 Jahren.

Da für die Anpassung der EV4-Verteilung die Information der PoMF mit einfliesst, was für die GEV-Anpassung nicht der Fall ist, kann man davon ausgehen, dass die Extrapolation mit der EV4-Verteilung ver267

Die GEV ordnet dem PoMF-Abfluss von 760 m3/s eine Wiederkehrperiode von nur 4000 Jahren zu, was dieser Extrapolation nicht viel Vertrauen zugesteht, da dessen Wiederkehrperiode allein durch den PMPPMF-Ansatz logischerweise viel seltener ausfallen muss. In der Tat dürfte in diesem Falle die Extrapolation mit einer GEV laut DWA (2012) und BWG (2003) nicht über eine Wiederkehrperiode von 90 Jahren (dreimal die Länge der Zeitreihe) hinausgehen. Die gesteigerte Plausibilität der EV4-Extrapolation rührt daher, dass durch die PoMF-Simulation eine wichtige Information am Ende der Verteilung hinzugefügt werden konnte. Die EV4-Verteilung ermöglicht also eine Frequenzanalyse welche weder im Widerspruch zur mathematisch zulässigen GEV-Verteilung noch zum PMP-PMF-Ansatz steht.

Bild 11. Anpassung einer EV4-Verteilung (mit Einbeziehung der PoMF) und GEV-Verteilung für die Jahresmaxima zur Abschätzung von Wiederkehrperioden und Abflüssen. trauenswürdiger ist. Im Folgenden werden beide Abschätzungen diskutiert um die Unterschiede der zwei Ansätze hervorzuheben und um aufzuzeigen wie sehr die Abschätzung des Sicherheitshochwassers durch die GEV von den Resultaten der kompletteren CRUEX++-Methode abweichen kann.

Laut Richtlinie (BFE, 2017) soll die Wiederkehrperiode des Sicherheitshochwassers deutlich grösser sein als 1000 Jahre. Im betrachteten Beispiel ist das Sicherheitshochwasser sowohl ausgehend vom Bemessungshochwasser (1.5 · Q1000) als auch als PMF zu bestimmen. Die zu geringe Wiederkehrperiode des simulierten PMF-Abflusses zeigt, dass die in diesem Beispiel getroffenen Annahmen der Anfangsbedingungen für die PMP-PMF-Simulation (50 %-Quantil) nicht ausreichend konservativ waren. Die PMP-PMF-Simulation sollte deshalb mit ungünstigeren Annahmen hinsichtlich der Anfangsbedingungen erneut durchgeführt werden.

Hier sollte daran erinnert werden, dass die Wiederkehrperiode des PMF-Ereignisses allerdings höher ausfallen kann als diejenige des Spitzenabflusses, da das extrem seltene Wasservolumen des PMP-Ereignisses bei der Ermittlung der Wiederkehrperiode nicht berücksichtigt wurde.

Wenn die Abschätzung des Sicherheitshochwassers, basierend auf dem Bemessungshochwasser (d.h. zu 1.5 · Q1000) 268

vorgenommen wird, kann Folgendes festgestellt werden: Laut GEV beträgt das tausendjährige Hochwasser Q1000 = 400 m3/s.

Das Sicherheitshochwasser hätte also einen Abfluss von 1.5 · Q1000 = 600 m3/s, was einer Wiederkehrperiode von rund 3000 Jahren entspräche. Laut EV4 hätte das Sicherheitshochwasser einen Abfluss von 1.5 · Q1000 = 457 m3/s und eine Wiederkehrperiode von ungefähr 6500 Jahren.

Es wird aber auch ersichtlich, dass ein 10 000-jähriges Hochwasser mittels GEV in diesem Falle nicht ohne Wiederspruch mit der PoMF-Abschätzung ermittelt werden kann, da das 10 000-jährige Hochwasser (GEV) höher als ein PoMF liegen würde. Dies kann vorkommen, wenn die Datenreihe kurz ist und der Schiefekoeffizient der Stichprobe gross ist. Mathematisch gesehen, ist die GEV allerdings durch das Fisher-Tippet-Gnedenko-Theorem oder «Extremal Type Theorem» (Coles, 2001) vollkommen zulässig. Die Analyse des Konfidenzintervalls der GEV kann in diesem Fall zu interessanten Erkenntnissen führen. Es gilt zu überprüfen, ob die EV4-Verteilung einen Widerspruch zu der GEV-Abschätzung aufweist. Gemäss dem 95 %-Konfidenzintervall der GEV ist die EV4-Verteilung aber in keiner Hinsicht im Widerspruch zur GEV. Allerdings ermöglicht die EV4-Verteilung die Abschätzung von wesentlich plausibleren Werten, ohne Widerspruch zur PoMF-Abschätzung.

5.

Schlussfolgerung In diesem Beitrag konnte die Methode CRUEX++ kurz erklärt und erläutert werden. Durch die Verwendung eines hydrologischen Modells können alle hydrologischen Prozesse, die in einem Einzugsgebiet stattfinden, auch für die Abschätzung extremer Hochwasser mit einbezogen werden. Dies ermöglicht es realistische Prozesse für die PMP-PMF-Simulation zu berücksichtigen. Durch die Simulation ergibt sich eine komplette Ganglinie des abgeschätzten Hochwassers.

Da das Modell das Einbeziehen von hydraulischen Bauwerken ermöglicht, kann, basierend auf der ermittelten Ganglinie, der Stauspiegel im Rückhaltebecken berechnet werden. Der kritischste Stauspiegel, abhängig von der Dauer der simulierten PMP-Ereignisse und von den Anfangsbedingungen der Simulation, definiert das kritische PMP-Ereignis und somit auch das kritische Hochwasserereignis, welches als Sicherheitshochwasser angenommen wird.

Für realistische und zuverlässige PMP-PMF-Simulationen wurden während des CRUEX++-Projekts allgemeingültige Rahmenbedingungen erarbeitet. So konnte die zeitliche Verteilung der PMPEreignisse auf eine Regensummenkurve reduziert werden, welche nachweislich in der gesamten Schweiz anwendbar ist.

Die Temperaturbedingungen, welche für eine PMP-PMF-Simulation angenommen werden müssen, konnten durch eine detaillierte Analyse der maximal gemessenen Höhe der Nullgradgrenze vor einem Regenereignis ermittelt werden. So konnte ein annähernd lineares Verhältnis zwischen der Höhe der Nullgradgrenze

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

und der Dauer des Regenereignisses abgeleitet werden. Die Grössenordnung der anzunehmenden Höhe der Nullgradgrenze (4500 m ü. M.) lässt darauf schliessen, dass Schneefall während eines PMP-Ereignisses durchaus ausgeschlossen werden kann.

Die CRUEX++-Methode empfiehlt, dass zur Bestimmung der Anfangsbedingungen für die PMP-PMF-Simulationen zuerst langjährige kontinuierliche Simulationen durchgeführt werden sollten. Die auf diese Weise generierten Zeitreihen der Zustandsvariablen werden anschliessend statistischen Analysen unterzogen, um seltene, jedoch realistische und mit dem Modell verträgliche Anfangsbedingungen abzuleiten.

Gemäss den Ergebnissen des CRUEX++-Projekts kann sich ein PMPEreignis, welches von den Schweizer PMP-Karten abgeleitet wurde, maximal auf einer Fläche von 250 km2 ausdehnen.

Für Einzugsgebiete kleiner als diese maximale Fläche können die Hüllkurven der Schweizer PMP-Karten ohne Verringerungskoeffizient zur Ermittlung von PMPEreignissen herangezogen werden, die dann mittels hydrologischer Simulation in PMF-Ereignisse umgewandelt werden können.

Um das ermittelte Hochwasser als Sicherheitshochwasser annehmen zu können, muss aufgezeigt werden, dass das Hochwasser in der Tat eine sehr hohe Wiederkehrperiode hat. Dazu dienen in der Methode CRUEX++ nach oben begrenzte statistische Verteilungen. Als Obergrenze wird der grösstmögliche Hochwasserabfluss angenommen, der von einer PMP abgeleitet werden kann, das sogenannte PoMF. Schlussendlich kann durch Anpassung jährlicher Abflussmaxima unter Berücksichtigung des PoMF die Wiederkehrperiode des Spitzenabflusses des Sicherheitshochwassers abgeschätzt werden.

Die Plausibilität der extrapolierten Werte kann im Vergleich zu herkömmlicher Extremwertstatistik signifikant gesteigert werden, indem die Methodik CRUEX++ die PoMF über die nach oben begrenzten Verteilungen die Extrapolation beobachteter jährlicher Maxima mit einbezieht. Die mittels Statistik abgeschätzten Wiederkehrperioden entsprechen allerdings nur der Wiederkehrperiode des Abflusses und nicht des Ereignisses als Ganzes. Die Simulation ermöglicht es, das Hochwasservolumen und dessen zeitliche Verteilung zu berücksichtigen. Dadurch kann der Anstieg des Stauspiegels berechnet werden

und somit die Kapazität der Hochwasserentlastung überprüft werden.

Die Methodik CRUEX++ ermöglicht eine Abschätzung des Sicherheitshochwassers nach der Richtlinie über die Stauanlagensicherheit (BFE, 2017).

Die Methodik CRUEX++ verknüpft hierzu die PMP-PMF-Methode mit statistischen Analysen.

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Kanton ZĂźrich Baudirektion AWEL Amt fĂźr Abfall, Wasser, Energie und Luft

Sektionsleiter/-in Wasserbau 100%

Gegen 3â&#x20AC;&#x2DC;600 km Bäche und FlĂźsse sowie zahlreiche Seen prägen den Lebensraum im Kanton ZĂźrich. Die Sektion Beratung und Bewilligung mit ihren sechs Mitarbeitenden unterstĂźtzt die Gemeinden, Planer und Private bei deren Vorhaben die Gewässer hochwassersicher und naturnah zu gestalten.

Fßr die konsequente Umsetzung von Hochwasser- und Gewässerschutzvorgaben als auch bei der kreativen Suche nach umsetzbaren LÜsungen sind Sie gefragt, eine Fßhrungskraft mit Erfahrung, fßr die Leitung der Sektion.

'DEHL SURÂżWLHUHQ 6LH YRQ ,KUHU )Â KUXQJVWlWLJNHLW LQ HLQHU %DXYHUZDOWXQJ RGHU ,KUHU PHKUMlKULJHQ (UIDKUXQJ LQ GHU /HLWXQJ YRQ :DVVHUEDX 3URMHNWHQ XQG ,KUHP $EVFKOXVV DOV Bau- bzw. Umweltingenieur/-in ETH / FH oder einer fachverwandten Studienrichtung. Die Koordination der verschiedenen $XIJDEHQ GHU 6HNWLRQ XQG GLH =XVDPPHQDUEHLW PLW GHQ *HPHLQGHEHK|UGHQ YHUODQJW hEHUVLFKW NODUHV 9RUJHKHQ XQG JHVFKLFNWH .RPPXQLNDWLRQ 6LH VLQG LQ GHU /DJH ,KU 7HDP DXFK XQWHU KRKHU %HODVWXQJ ]X PRWLYLHUHQ XQG JOHLFK]HLWLJ PLW LKP GLH $XIJDEHQWHLOXQJ ]ZLVFKHQ .DQWRQ *HPHLQGHQ XQG EHDXItragten Wasserbauplanern zu hinterfragen und gegebenenfalls neu zu organisieren.

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ÂŤWasser Energie LuftÂť â&#x20AC;&#x201C; 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Schwemmholz: Gefahrenbeurteilung und Massnahmenplanung am Fallbeispiel Renggbach, Kanton Luzern Isabella Schalko, Lukas Schmocker, Volker Weitbrecht, Robert Boes

Zusammenfassung: Bei Hochwasser wird neben Geschiebe auch häufig Schwemmholz transportiert, das bei Engstellen zu Verklausungen führen kann. Das Überflutungsrisiko sowie das Schadenpotenzial können infolge einer Schwemmholzverklausung stark zunehmen.

Daher sollten bei der Erarbeitung von Hochwasserschutzprojekten die Auswirkungen von Schwemmholz eingehend untersucht werden. Im vorliegenden Artikel werden die Gefahrenbeurteilung von Schwemmholz und die Massnahmenplanung am Fallbeispiel des Renggbachs im Kanton Luzern vorgestellt. Das generelle Vorgehen kann beispielhaft für viele Wildbäche in der Schweiz übernommen und wie folgt zusammengefasst werden: In einem ersten Schritt werden die massgebenden Eintragsprozesse von Schwemmholz im Einzugsgebiet definiert. Danach werden das Schwemmholzpotenzial und die effektive Schwemmholzmenge mit Hilfe einer GIS-Analyse (Einzugsgebietsbetrachtung) und den empirischen Schätzformeln aus der Literatur ermittelt. Basierend auf den Schwemmholz- Querschnittsabmessungen statt Brückenabmessungen wird die Verklausungsgefahr von Engstellen (z. B. Brücken oder Durchlässe) im Projektperimeter beurteilt. Abschliessend werden unter Berücksichtigung der neuesten Forschungserkenntnisse der VAW geeignete Schutzmassnahmen (Unterhaltsmassnahmen, Massnahmen zur schadlosen Weiterleitung sowie zum Schwemmholzrückhalt) abgeleitet. Das Vorgehen soll die Beurteilung der Schwemmholzsituation und die Massnahmenplanung in der Praxis vereinfachen und den aktuellen Stand der Technik zusammenfassen.

1.

Einleitung In bewaldeten Einzugsgebieten können im Hochwasserfall erhebliche Schwemmholzmengen mobilisiert und transportiert werden. Bei Engstellen, wie zum Beispiel bei Brücken, kann es zu Verklausungen kommen. Aufgrund der damit verbundenen Reduktion des Fliessquerschnitts entsteht ein Rückstau flussaufwärts der Engstelle, welcher zu Überschwemmungen

führen kann (Bild 1). Die Hochwasserereignisse der letzten Jahre haben gezeigt, dass das Überflutungsrisiko in Kombination mit ausgeprägtem Schwemmholztransport aufgrund von Verklausungen deutlich zunimmt. Für bewaldete und steilere Einzugsgebiete wird daher eine Beurteilung der Schwemmholzsituation empfohlen.

In diesem Artikel soll das Vorgehen für die Gefahrenbeurteilung von Schwemmholz

und die Massnahmenplanung beispielhaft für viele andere Wildbäche in der Schweiz gezeigt werden.

Angrenzend an die Gemeinde Luzern befindet sich der Renggbach, der während grosser Hochwasserereignisse immer wieder zu Schäden im Siedlungsgebiet geführt hat. Der Renggbach besitzt ein grosses Geschiebepotenzial, das im Wesentlichen durch Hangrutsche oder Sohlenerosion mobilisiert werden kann. Der Grossteil des Einzugsgebiets ist deshalb durch Sperren verbaut, die, in Kombination mit fortwährender Waldpflege, den Geschiebetransport und das Verklausungsrisiko vermindern und somit das Überflutungsrisiko reduzieren sollen.

Bei einer Überflutung im Bereich zwischen Blattigbrücke und Fussgängersteg in Richtung Kriens bzw. Luzern (Bild 2) besteht ein Schadenpotenzial von rund 200 Mio. CHF (Plüss Meyer Partner, 2009).

Am Beispiel des Renggbachs werden die erforderlichen Schritte zur Gefahrenbeurteilung von Schwemmholz für die Gewährleistung der Hochwassersicherheit vorgestellt (Schalko et al., 2016; VAW, 2016a). In einem ersten Schritt werden die massgebenden Eintragsprozesse von Schwemmholz in den Renggbach definiert. Das im Hochwasserfall zu erwartende Schwemmholzvolumen wird mit Hilfe verschiedener Ansätze für das Ein-

Bild 1. (a) Verklausung der Eisenbahnbrücke Sarnen, Kanton OW, und (b) Verklausung bei einem Brückenpfeiler, Tirol, Österreich.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

271

zugsgebiet ermittelt. Anschliessend wird die Verklausungsgefahr der Brücken beurteilt. Basierend auf dieser Gefahrenbeurteilung und den aktuellen Forschungsergebnissen einer laufenden Studie an der VAW, werden geeignete Schutzmassnahmen vorgestellt. Die Studie ist Teil des interdisziplinären Forschungsprojekts WoodFlow: Schwemmholzmanagement an Fliessgewässern. WoodFlow wird vom BAFU finanziert und gemeinsam mit dem Dendrolab, der WSL und der Berner Fachhochschule bearbeitet (Ruiz-Villanueva et al., 2016).

2.

Der Renggbach Der Renggbach entspringt am nördlichen Abhang des Pilatusmassivs und mündet nach 7 km in die Kleine Emme (Bild 2). Er weist ein Einzugsgebiet von EG = 12.5 km2 und ein durchschnittliches Längsgefälle von J = 14 % auf (Plüss Meyer Partner, 2009). Mit Hilfe von rund 700 Schutzbauten (Querbauwerke, Ufermauern) sowie ergänzenden Unterhaltsmassnahmen wird die Hochwassergefahr im EG reduziert (VAW, 1999). Die Abflussspitzen für den Renggbach betragen für das HQ100 = 96 m3/s und HQ300 = 136 m3/s. Die Ein-

zugsgebietseigenschaften des Renggbachs sind charakteristisch für Wildbäche mit bewaldeten Einzugsgebieten und mit dem Chämtnerbach (Kanton ZH, EG = 13.4 km2; Lange und Bezzola, 2006), Steinibach (Kanton OW, EG = 12 km2), Saxetebach (Kanton BE, EG = 20 km2) (Rickenmann, 1997) oder der Kleinen Schliere (Kanton OW, EG = 21 km2; VAW, 2016b) vergleichbar. Beim Hochwasserereignis im August 2005 wurden bei einem HQ30 im Renggbach 20–50 m3 abgelagertes Festvolumen Schwemmholz (VF) erfasst (Hunziker, Zarn & Partner et al., 2008). Weitere Angaben zu der Zusammensetzung und Art des Schwemmholzes liegen nicht vor.

Das Schwemmholzpotenzial wird aufgrund der Flächennutzung (grosse Waldflächen) und Topografie (steiles Gelände) als hoch eingeschätzt. Die vielen Brücken im EG stellen ein Verklausungsrisiko dar.

Der Projektperimeter (Bild 2) umfasst die Abschnitte Oberer Renggbach (Mündung Rotbach bis Hergiswaldbrücke) und Unterer Renggbach (Hergiswaldbrücke bis Einmündung in die Kleine Emme) sowie den seitlichen Zufluss Fischerenbach.

Das Schwemmholzvolumen wird für das gesamte EG ermittelt. Die Verklausungsgefahr wird für sieben Brücken im Projektperimeter beurteilt.

3.

Schwemmholzvolumen Im folgenden Abschnitt wird das Schwemmholzvolumen im EG mit einer GIS-Analyse sowie den gängigen empirischen Schätzformeln aus der Literatur ermittelt und als Grundlage für die weitere Beurteilung der Verklausungsgefahr der Brücken verwendet (Abschnitt 4). Generell kann zwischen der effektiven Schwemmholzmenge und dem Schwemmholzpotenzial unterschieden werden. Die effektive Schwemmholzmenge entspricht der tatsächlichen Holzmenge, die während eines Hochwasserereignisses in das Gewässer eingetragen wird. Im Gegensatz dazu beschreibt das Schwemmholzpotenzial den Holzvorrat in einem EG, der theoretisch während eines Hochwasserereignisses das Gewässer durch Eintragsprozesse erreichen kann.

Bild 2. Einzugsgebiet des Renggbachs (schwarze Umrandung) und Projektperimeter (rote Umrandung); die untersuchten Brücken sind in Schwarz dargestellt (nach swisstopo, 2016).

272

3.1 GIS-Analyse Gemäss der Gefahrenkarte treten im EG des Renggbachs vorrangig Rutschungen auf (Geoinformation Kanton Luzern, 2015).

Zusätzlich kann Schwemmholz im Hochwasserfall infolge Seitenerosion in das Gewässer eingetragen werden. Mit Hilfe einer GIS-Analyse werden die Gefährdungsflächen infolge Rutschungen und Seitenero-

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sion unter Berücksichtigung der Flächennutzung, Hangneigung und Durchflusscharakteristika ermittelt (Rimböck, 2003; Mächler, 2009). Diese Gefährdungsflächen werden mit dem Holzvorrat multipliziert und so das Schwemmholzpotenzial Spot_GIS in [m3] als Festvolumen (VF) für das EG berechnet. Die effektive Schwemmholzmenge Seff_GIS wird mit Hilfe eines Abminderungsfaktors von Spot_GIS abgeleitet.

Das Vorgehen zur Ermittlung des Schwemmholzpotenzials wurde von Mächler (2009) adaptiert und kann wie folgt zusammengefasst werden: 1. Zusammenstellung der erforderlichen Grundlagendaten: Für die GISAnalyse werden ein digitales Höhenmodell (DHM25) sowie eine Landeskarte im Pixel- (PK25) und im Vektorformat (PRI25) verwendet. Mittels PRI25 können die Waldflächen und das Gewässernetz analysiert werden.

2. Definition des Perimeters: Das EG des Renggbachs wird als Perimeter gewählt, und die Grundlagendaten werden darauf zugeschnitten. Die Analyse kann auch für Teil-EG durchgeführt werden.

3. Berechnung der Hangneigungen: Mittels DHM25 können die Hangneigungen im EG ermittelt werden. Sie variieren im EG des Renggbachs zwischen 0–62°. Nach Bezzola und Hegg (2008) sind beim Hochwasserereignis 2005 Rutschungen bei Hangneigungen von 20–50° aufgetreten. In einem nächsten Schritt werden diese Gebiete ausgeschieden. Da eine Rutschung bei einer Hangneigung von weniger als 20° nicht sofort zum Stillstand kommt, werden die definierten «Rutschgebiete» um eine Auslaufstrecke von 25 m erweitert (Rickli et al., 2008).

4. EG ≥ 1 km2 im Gewässernetz ausscheiden: Falls es zu Rutschungen kommt, ist die Durchflusskapazität des Gewässers massgebend dafür, ob eingetragenes Schwemmholz weitertransportiert werden kann. Da dieser Parameter schwierig abzuschätzen ist, wurde nach Waldner et al. (2009) definiert, dass der Schwemmholztransport ab einer Teileinzugsgebietsgrösse von ≥ 1 km2 möglich ist. Mittels PRI25 können diese Einzugsgebietsflächen berechnet werden.

5. Definition von Waldflächen: Mit Hilfe von PK25 werden die Waldflächen im EG definiert. Insgesamt beträgt die Waldfläche im EG des Renggbachs 8.9 km2 und entspricht einem Flächenanteil von ≈ 70 %.

Bild 3. Ermittelte Gefährdungsflächen infolge Rutschungen (braune Schraffur) im Einzugsgebiet; die schwarzen Umrandungen stellen die Teileinzugsgebiete und die grüne Schraffur stellt die Waldflächen dar (nach swisstopo, 2016).

6. Ermittlung der Gefährdungsflächen infolge Rutschungen: Für die Ausweisung der Gefährdungsflächen infolge Rutschungen werden nun Waldflächen mit einer Hangneigung zwischen 20–50° (unter Berücksichtigung der Auslaufstrecke) ermittelt, die ein Gewässer mit einem EG ≥ 1 km2 überlagern. Als Ergebnis wird für das EG des Renggbachs eine Gefährdungsfläche von AR = 1.6 km2 ausgewiesen, was einem Flächenanteil von ≈ 13 % entspricht (Bild 3). Aufgrund der stabilisierenden Wirkung der Baumwurzeln wird nicht die gesamte ermittelte Fläche zu Rutschungen führen. Basierend auf Empfehlungen von Rimböck (2003), wird dies mit Hilfe eines Abminderungsfaktors fR = 0.4 berücksichtigt.

7. Bestimmung der Gefährdungsflächen infolge Seitenerosion: Bei einem HQ30–100 stellt sich in einem unverbauten Wildbach in erster Näherung die

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Regimebreite ein, und es kommt infolge Seitenerosion zum Schwemmholzeintrag. Daher wird für den Renggbach die Regimebreite BParker für ein HQ100 (96 m3/s) mit dem empirischen Ansatz nach Parker (1979) berechnet.

Schluchtstrecken oder andere Abschnitte mit Felsufern müssen bei dieser Betrachtung separat ausgewiesen und von der Berechnung ausgenommen werden.

(1)

mit BParker = Regimebreite [m], Q = Durchfluss bei HQ100 [m3/s], g = Erdbeschleunigung [m/s2], s = relative Feststoffdichte des Sohlenmaterials ≈ 2.65 [-] und d50,D = charakteristischer Korndurchmesser der Deckschicht mit d50,D ≈ d90 ≈ 36.3 cm (Renggbach).

Die Differenz zwischen der Regime273

breite und der mittleren Flussbreite wird mit der bewaldeten, unbefestigten Uferlänge LW für Abschnitte ohne Rutschgefährdung multipliziert, womit sich eine potenzielle Gefährdungsfläche infolge Seitenerosion für den Renggbach von ASE = 0.05 km2 ergibt.

8. Berechnung des Schwemmholzpotenzials: Für die Berechnung des Schwemmholzpotenzials müssen die Gefährdungsflächen infolge Rutschungen und Seitenerosion mit dem Holzvorrat vH multipliziert werden, welcher für das EG des Renggbachs mit vH = 0.04 m3/m2 (Gesamtvorrat für das Schweizer Mittelland) angenommen wird (Brändli, 2010). Somit ergibt sich ein Schwemmholzpotenzial infolge Rutschungen und Seitenerosion von Spot_GIS = 28 420 m3. Dabei beträgt der Anteil des Schwemmholzpotenzials infolge Rutschungen 93 % und infolge Seitenerosion 7 %.

Mit Hilfe von dokumentierten Schwemmholzmengen während Hochwasserereignissen kann die effektive Schwemmholzmenge abgeschätzt werden. Beim Hochwasserereignis 2005 (HQ30) wurden 50 m3 Festvolumen Schwemmholz in den Renggbach eingetragen (Hunziker, Zarn & Partner et al., 2008). Dies entspricht 0.2 % des Schwemmholzpotenzials der GIS-Analyse. Im Vergleich dazu wurden beim Hochwasserereignis 2005 (HQ100) bei der Kleinen Emme 0.01 % und bei der Grossen Melchaa 0.5 % des berechneten Schwemmholzpotenzials infolge Rutschungen (ohne Seitenerosion) in das Gewässer eingetragen (Mächler, 2009). Unter der konservativen Annahme,

dass im Hochwasserfall (HQ100) 1.0 % des Schwemmholzpotenzials im Renggbach mobilisiert wird, ergibt sich die effektive Schwemmholzmenge zu Seff_GIS ≈ 280 m3 (Bild 4). Die Festlegung dieses Abminderungsfaktors beinhaltet die grösste Unsicherheit bei der Abschätzung der effektiven Schwemmholzmenge. Der Abminderungsfaktor ist stark von den Unterhaltsmassnahmen (z. B. Art und Ausmass der Waldpflege) und des Zustands des Bachverbaus abhängig. Werden Rückhaltemassnahmen projektiert, sollte der Abminderungsfaktor im Sinne einer Sensitivitätsanalyse variiert und entsprechend Reserven im Rückhalteraum eingeplant werden.

3.2 Empirische Schätzformeln Neben der GIS-Analyse kann das Schwemmholzvolumen in einem EG auch mit Hilfe empirischer Schätzformeln berechnet werden. Rickenmann (1997) hat aufgenommene Schwemmholzmengen während der Hochwasserereignisse der Jahre 1987 und 1993 für mehrere EG in der Schweiz ausgewertet und, basierend darauf, empirische Schätzformeln für die effektive Schwemmholzmenge und das Schwemmholzpotenzial abgeleitet. Seine Datengrundlage wurde durch Hochwasserereignisse in Japan, Deutschland und den USA erweitert (Ishikawa, 1990; Uchiogi et al., 1996). Die empirischen Schätzformeln berechnen die effektive Schwemmholzmenge Seff_emp und das Schwemmholzpotenzial Spot_emp in [m3] als Lockervolumen (VL), basierend auf den folgenden Eigenschaften des Einzugsgebiets bzw. des Hochwasserereignisses:

Bild 4. Schwemmholzvolumen (Festvolumen), berechnet mit der GIS-Analyse und den empirischen Schätzformeln: (a) effektive Schwemmholzmenge und (b) Schwemmholzpotenzial.

274

•

Grösse des Einzugsgebiets (Rickenmann, 1997): Seff_emp, = 45 EG2/3, gültig für EG = 0.054–6273 km2 (erfüllt), (2) mit EG = Einzugsgebiet in [km2].

• Abflussfracht (Rickenmann, 1997): Seff_emp, = 4 VW2/5, gültig für VW = (3) 21.6–390 106 m3 (erfüllt), mit VW = Abflussfracht in [m3]. Bei einem HQ100 im Renggbach wurde dieser Wert zu ca. VW = 925 000 m3 abgeschätzt.

• Feststofffracht (Ishikawa, 1990; Uchiogi et al., 1996): Seff_emp, = 0.02 F, gültig für F = 380– (4) 50 000 m3 (erfüllt), mit F = Feststofffracht in [m3]. Bei einem HQ100 im Renggbach beträgt dieser Wert rund F = 17 000 m3 (VAW, 1999).

• Vegetationstyp im Einzugsgebiet (Ishikawa, 1990; Uchiogi et al., 1996): Spot_emp = C EG, gültig für EG < 100 km2 (erfüllt), (5) mit C = dimensionsloser Beiwert, in Abhängigkeit des Vegetationstyps.

Die tatsächlich aufgenommenen Schwemmholzmengen während des Hochwasserereignisses 2005 entsprechen für EG mit ≈10 km2 maximal einem Beiwert C = 400 (Bezzola und Hegg, 2008). Für eine konservative Berechnung wird für den Renggbach C = 400 angenommen. Bei der Wahl des C-Beiwerts können zum Beispiel die Erfahrungswerte des Hochwasserereignisses vom August 2005 herangezogen werden.

• Waldanteil des Einzugsgebiets (Rickenmann, 1997): Spot_emp = 90 EGW, gültig für EG = 0.76–78 km2; EGW = 0.3–21.1 km2 (erfüllt), (6) mit EGW = bewaldetes Einzugsgebiet in [km2]. Der Waldanteil im RenggbachEinzugsgebiet beträgt ca. 70 %, d. h.

EGW = 8.9 km2.

• Bewaldete Uferlänge (Rickenmann, 1997): Spot_emp = 40 LW2, gültig für LW < 20 km (erfüllt), (7) mit LW = bewaldete Uferlänge in [km].

Für den Renggbach beträgt LW = 6.6 km.

Je nach Schätzformel beträgt das Schwemmholzvolumen für den Renggbach bei einem HQ100 zwischen ca. 240– 5000 m3 (Lockervolumen). In der Literatur werden die Schätzformeln (2)–(4) als effektive Schwemmholzmenge für ein betrachtetes Hochwasserereignis und (5)–(7) als Schwemmholzpotenzial definiert. Das Schwemmholzpotenzial von Gl. (5)–(7) ist

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jedoch nur eine Funktion des Uferbereichs (LW) respektive des Vegetationstyps (C, EGW) im EG. Die Ergebnisse von Gl. (5)–(7) entsprechen somit nicht dem gesamten mobilisierbaren Holzvorrat im EG. Die Gegebenheiten im EG können mit Hilfe der GIS-Analyse besser berücksichtigt werden. Die Ergebnisse der GIS-Analyse sind in Bild 4 den Resultaten der empirischen Schätzformeln gegenübergestellt. Für die Vergleichbarkeit der Ergebnisse wurden dabei die Schwemmholzvolumen der Schätzformeln (Lockervolumen) unter der Annahme eines kompakten Schwemmholzkörpers (Auflockerungsfaktor a = VL / VF = 2) in Festvolumen umgerechnet.

Basierend auf den Werten in Bild 4, wird für das Schwemmholzpotenzial im EG konservativ das Ergebnis der GIS-Analyse mit Spot_GIS = 28 420 m3 (Festvolumen) verwendet. Für die effektive Schwemmholzmenge wird anstelle des Maximalwerts (Gl. (3) = 487 m3) jedoch der Mittelwert aller Ansätze (Gl. (2)–(4) und GIS-Analyse) mit Seff_m ≈ 270 m3 (Festvolumen) verwendet, da die umfangreiche Waldpflege im EG des Renggbachs die effektive Schwemmholzmenge reduziert. Es wird jedoch empfohlen, bei EG mit geringen Unterhaltsmassnahmen den berechneten Maximalwert zu verwenden. Für die Beurteilung des Überlastfalls könnte als Richtwert die doppelte effektive Schwemmholzmenge des HQ100 angenommen werden, wie beispielsweise bei der Engelberger Aa (VAW, 2011), Sihl (VAW, 2012) oder Kleinen Schliere (VAW, 2016b).

4.

Gefahrenbeurteilung Für die Gefahrenbeurteilung werden die Brücken im Projektperimeter (Bild 2) näher betrachtet. In einem ersten Schritt wird überprüft, ob eingetragenes Schwemmholz im Hochwasserfall mobilisiert wer-

den kann und somit die Brücken erreicht.

Die Schwemmholzabmessungen basieren auf Daten, die nach dem Hochwasserereignis 2005 (Bezzola und Hegg, 2007) erhoben wurden und repräsentativ für verschiedene EG sind. Sie entsprechen einer ersten Abschätzung und können wie folgt zusammengefasst werden: • Stammlänge L = 10 m • Stammdurchmesser d = 0.5 m • Maximaler Durchmesser des Wurzeltellers dWmax = 2 m • Minimaler Durchmesser des Wurzeltellers dWmin = 1 m Nach Lange und Bezzola (2006) können glatte Stämme mit einem Durchmesser d ab einer Wassertiefe h > d/2 transportiert werden. Dieses Kriterium wird im Renggbach bei einem HQ100 im Projektperimeter erfüllt. Unter Berücksichtigung der Rutschungsflächen (Abschnitt 3.1 sowie Bild 3) kann im Hochwasserfall ein Schwemmholzeintrag bis in die Kleine Emme nicht ausgeschlossen werden.

Die Verklausungsgefahr der Brücken wird mit Hilfe von drei Faktoren beurteilt. Neben (1) der Verklausungswahrscheinlichkeit sind (2) das Freibord und (3) die Energiehöhe die massgebenden Parameter. Die Verklausungswahrscheinlichkeit wird nach Lange und Bezzola (2006) sowie Schmocker und Hager (2011) ermittelt. Die erforderlichen Eingangsgrössen sind die hydraulischen Parameter, die Brückenabmessungen und die Schwemmholzabmessungen. Bei beiden Berechnungsmethoden wird zwischen der Verklausung einzelner Stämme und einzelner Wurzelstöcke unterschieden. Fällt das Schwemmholz schubweise an, erhöht sich die Verklausungswahrscheinlichkeit (Lange und Bezzola, 2006; Schmocker und Hager, 2011), was jedoch bei beiden Ansätzen nicht rechnerisch berücksichtigt

Bild 5. Verklausungswahrscheinlichkeiten (a) pS_LB für einzelne Stämme nach Lange und Bezzola (2006), (b) pW_LB für einzelne Wurzelstöcke (Index W) nach Lange und Bezzola (2006) und (c) pW_SH nach Schmocker und Hager (2011); Brücken mit einer hohen Verklausungsgefahr sind in Rot dargestellt.

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wird. Die Verklausungswahrscheinlichkeiten pS_LB für einzelne Stämme (Index S) sind in Bild 5a nach Lange und Bezzola (2006) (Index LB) in Abhängigkeit der Stammlänge L zur Breite des Brückenquerschnitts B dargestellt. In Bild 5b sind die Verklausungswahrscheinlichkeiten pW_LB für einzelne Wurzelstöcke (Index W) nach Lange und Bezzola (2006) in Abhängigkeit von dW* (geometrisches Mittel der Abmessungen des Wurzeltellers und der Stammlänge L) zur lichten Höhe des Brückenquerschnitts H abgebildet. Im Vergleich dazu sind in Bild 5c die Verklausungswahrscheinlichkeiten für einzelne Wurzelstöcke pW_SH nach Schmocker und Hager (2011) (Index SH) in Abhängigkeit der Zufluss-FroudeZahl Fo dargestellt. Je nach Berechnungsansatz (Bild 5b versus Bild 5c) sind die Verklausungswahrscheinlichkeiten sehr unterschiedlich. pS_LB schwankt zwischen 0–25 % und pW = 0–100 %, wobei pW_LB tendenziell grösser ist als pW_SH. Um abzuschätzen, ob eine Brücke nun tatsächlich verklausungsgefährdet ist, werden zusätzlich das vorhandene Freibord und die Energiehöhe betrachtet. Das erforderliche Freibord wird nach KOHS (2013) ermittelt und die Energiehöhe beim HQ100 für jeden Brückenquerschnitt berechnet.

Die Verklausungsgefahr wird als mittel bis hoch eingestuft, wenn die Verklausungswahrscheinlichkeit p ≥ 0.25, das Freibord gering (fe ≤ 1.0 m) und sich die Energiehöhe im Bereich der Brückenunterkante befindet. Brücken mit einer ungünstigen Geometrie (Fachwerkkonstruktion) können die Verklausungsgefahr zusätzlich erhöhen (Bild 6). Damit resultiert bei einem HQ100 für vier von sieben Brücken eine mittlere bis hohe Verklausungsgefahr (Bilder 5a–c in Rot dargestellt).

5.

Schutzmassnahmen Um die negativen Auswirkungen von transportiertem Schwemmholz im Hochwasserfall zu verringern, sind passive und aktive Schutzmassnahmen möglich (Lange und Bezzola, 2006). Mit Hilfe von passiven Massnahmen (organisatorisch oder planerisch) kann das Schadenpotenzial verringert werden. Aktive Massnahmen sind zum Beispiel (1) Unterhaltsmassnahmen, (2) Massnahmen zur Verminderung des Verklausungsrisikos oder (3) Schwemmholzrückhalt. Im Folgenden werden mögliche aktive Massnahmen für den Renggbach vorgestellt.

5.1 Unterhaltsmassnahmen Derzeit wird das Schwemmholzrisiko im EG des Renggbachs mit Hilfe von Unter275

Bild 6. Beispiele für Brücken im Projektperimeter mit einer ungünstigen Geometrie: (a) Unterzugkonstruktion der Hergiswaldbrücke II, (b) Fachwerkkonstruktion der SBB Brücke, (c) Werkleitung an der Fischerenbachbrücke. haltsmassnahmen reduziert. Der Zustand des Renggbachs und der Seitenbäche wird regelmässig sowie nach grösseren Abflussereignissen vom Bachmeister überprüft. Die umliegenden Waldflächen werden aktiv beobachtet. Neben der regelmässigen Räumung des Bachbetts (Schwemmholz sowie Geschiebe) werden kritische Bereiche vom Forstbetrieb ausgeholzt (Plüss Meyer Partner, 2009). Die aktuellen Unterhaltsmassnahmen verringern die effektive Schwemmholzmenge und somit die Gefahr einer Verklausung.

Für die Hochwassersicherheit sind diese Massnahmen von grosser Bedeutung und sollten so weitergeführt werden. Vor allem die Bereiche stromabwärts der Rutschungsflächen (Bild 3) weisen eine hohe Verklausungsgefahr auf und sollten regelmässig überprüft werden. Aufgrund der ökologischen Bedeutung von Totholz im Gewässer wird empfohlen, Bachabschnitte mit einem geringen Verklausungsrisiko (Abschnitte ohne Engstellen, mit geringen Rutschungsflächen oder entfernt von Infrastrukturbereichen) weniger zu bewirtschaften. Die Unterhaltsmassnahmen im EG sollten einerseits die Risikominimierung von Schwemmholzverklausungen gewährleisten und andererseits zu den positiven morphologischen und ökologischen Auswirkungen von Totholz im Gewässer beitragen.

5.2

Verminderung des Verklausungsrisikos Mit Hilfe von technischen Massnahmen kann das Verklausungsrisiko bei Brücken minimiert werden. Die Brücken im Projektperimeter weisen teilweise eine ungünstige Geometrie auf, die das Verhängen von Stämmen oder Wurzelstöcken begünstigt (Bild 6). Die Hergiswaldbrücke II (Bild 6a) weist mit der Unterzugkonstruktion zwar eine ungünstige Geometrie auf, besitzt jedoch genügend Freibord, sodass das Risiko einer Verklausung eher klein ist. Bei 276

Bild 7. Massnahmen zur Verminderung des Verklausungsrisikos: (a) Vollverschalung; (b) Einzelverschalung Typ Nase; (c) Einzelverschalung Typ Leitblech (nach Lange und Bezzola, 2006). offenen Konstruktionen (Bild 6b) ist eine Vollverschalung (Bild 7a) eine geeignete Gegenmassnahme, während bei Brücken mit einer befestigten Werkleitung (Bild 6c) Einzelverschalungen, wie zum Beispiel Nasen oder Leitbleche, besser geeignet sind und an der stromaufwärts gerichteten Brückenunterkante befestigt werden sollten (Lange und Bezzola, 2006; Bilder 7b und 7c).

5.3 Schwemmholzrückhalt Ist das Risiko einer Verklausung und gleichzeitigen Überschwemmung auch mit Unterhaltsmassnahmen oder Massnahmen an Brücken noch immer zu gross, kann Schwemmholz oberstrom von gefährdeten Gebieten zurückgehalten werden. Die verschiedenen Ausführungsmöglichkeiten des Schwemmholzrückhalts werden in Schmocker und Weitbrecht (2013) zusammengefasst. Im Fallbeispiel Renggbach eignet sich der Bereich der Hergiswaldbrücke II (Bild 2) als Rückhaltestandort, da er für den Projektperimeter ein eher geringes Längsgefälle von J = 3.5 % aufweist und sich flussaufwärts von grösseren Siedlungen oder Infrastrukturbereichen befindet.

Im vorliegenden Fall würde sich die Anordnung eines V-Rechens gegen Fliessrichtung anbieten (Knauss, 1995).

Für die Dimensionierung des Schwemmholzrechens können die Rechenhöhe und der Stababstand, basierend auf empirischen Gleichungen, ermittelt werden.

Der Aufstau Δh infolge einer Schwemmholzverklausung ist eine wichtige Eingangsgrösse für die Bestimmung der Re-

chenhöhe hR. Die Berechnung von Δh [m] wird nach Knauss (1995, Index K) sowie nach Schmocker und Hager (2013) für ein HQ100 = 96 m3/s durchgeführt. Der resultierende Aufstau für ein HQ100 nach Knauss (1995) ergibt ΔhK = 2.0 m, während er nach Schmocker und Hager (2013) ΔhSH = 3.7 m beträgt. Die Höhe der einzelnen Rechenstäbe hR sollte grösser sein als die Summe der Ausgangswassertiefe ho und dem zu erwartenden Aufstau Δh; hR ≥ ho + Δh sollte demnach 3.4–5.1 m betragen. Der erforderliche Stababstand s [m] kann in Abhängigkeit der Stammlänge L [m] nach Lange und Bezzola (2006) berechnet werden mit L ≥ 1.5 s .

(8) Unter der Annahme, dass Stammlängen ab 2.5 m zurückgehalten werden sollen, ergibt sich s ≤ 1.70 m. Der Schwemmholzrechen sollte in der Lage sein, die ermittelte effektive Schwemmholzmenge Seff_m mit einem Festvolumen ≈ 270 m3 zurückzuhalten und noch genügend Reserve aufweisen, falls das Schwemmholzaufkommen grösser ist. Je nach Kompaktheit der Verklausung kann das Lockervolumen ≈ 500 m3 (a = 2) bis ≈ 700 m3 (a = 4) betragen. Bei einem V-förmigen Schwemmholzrechen gegen die Fliessrichtung im Bereich der Hergiswaldbrücke wäre unter Annahme der Bildung eines einlagigen Schwemmholzteppichs der vorhandene Rückhalteraum ausreichend gross. Hinsichtlich der Gewährleistung der Geschiebedurchgängigkeit wäre allenfalls ein selektiver Rückhalt besser geeignet, wie er z. B. beim Riemenstaldnerbach (Kanton Uri) im Rahmen von Modellversuchen an

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Bild 8. Modellversuche an der VAW mit Q = 371 l/s, Kanalbreite b = 150 cm, ho = 45 cm, Stammdurchmesser d = 6.5 cm, (a) 0 % und (b) 17 % (Volumenprozent) Feinanteil. der VAW untersucht wurde (VAW, 2001).

Eine weiterführende Dimensionierung, verschiedene Ausführungsmöglichkeiten oder der Überlastfall waren nicht Teil der vorliegenden Untersuchung. Für die Überprüfung dieser Aspekte müssten zusätzliche Untersuchungen bzw. Modellversuche durchgeführt werden.

Im Rahmen des WoodFlow-Projekts werden an der VAW die massgebenden Parameter für den Aufstau an einem Schwemmholzrechen unter Berücksichtigung von Blättern und Ästen (Feinanteil) untersucht. Die Forschungsergebnisse der VAW zeigen, dass der Feinanteil in einer Schwemmholzverklausung den Aufstau wesentlich erhöht (Bild 8). Der Aufstau Δh wird pro Volumenprozent des Feinanteils in einer Schwemmholzverklausung um ca. 9 % erhöht. Unter der Annahme, dass beim Renggbach im Hochwasserfall etwa 5 % Feinanteil in der Schwemmholzverklausung vorhanden sind, erhöht sich der Aufstau Δh um ca. 45 %. Die erforderliche Rechenhöhe hR beträgt daher unter Berücksichtigung des Feinanteils hR ≈ 4.9– 7.4 m statt ≈ 3.4–5.1 m.

6.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen Am Fallbeispiel Renggbach werden das Vorgehen bei der Gefahrenbeurteilung von Schwemmholz und die Massnahmenplanung für steile und bewaldete Einzugsgebiete beschrieben. Das Vorgehen kann anhand der folgenden vier Schritte durchgeführt werden: 1. Definition und Analyse der massgebenden Eintragsprozesse von Schwemmholz im Einzugsgebiet; 2. Ermittlung des Schwemmholzpotenzials und der Schwemmholzmenge mit Hilfe einer GIS-Analyse (Einzugsge-

bietsbetrachtung) und Vergleich mit Ergebnissen empirischer Schätzformeln aus der Literatur; 3. Beurteilung der Verklausungsgefahr der massgebenden Brücken unter Berücksichtigung a) der Verklausungswahrscheinlichkeit b) des Freibords c) der Lage der Energiehöhe, und d) der Brückengeometrie und des -standorts; 4. Ableitung geeigneter Schutzmassnahmen (Präventiv- und Unterhaltsmassnahmen, Massnahmen zur schadlosen Weiterleitung sowie Schwemmholzrückhalt).

Das Schwemmholzpotenzial im Einzugsgebiet des Renggbachs wird, basierend auf den Berechnungen, als gross eingestuft, beträgt anhand der GISAnalyse Spot_GIS = 28 420 m3 und dient als Richtwert für den potenziell mobilisierbaren Holzvorrat infolge Rutschungen und Seitenerosion. Im Vergleich zur GISAnalyse wird das Schwemmholzpotenzial mit den empirischen Schätzformeln (Gl. (5) bis (7)) auf andere Weise bewertet und ist deutlich kleiner. Weiter können mit Hilfe der GIS-Analyse kritische Bereiche im Projektperimeter infolge Rutschungen und Seitenerosion identifiziert werden, die in einem weiteren Schritt als Grundlage für die Massnahmenplanung dienen können.

Unter Berücksichtigung von beobachteten Schwemmholzmengen, kann basierend auf dem Schwemmholzpotenzial der GISAnalyse, eine effektive Schwemmholzmenge bei Bemessungshochwassern (typisch HQ100) abgeschätzt werden, die bei ca. 0.5–1 % des ermittelten Schwemmholzpotenzials liegt. Für die Beurteilung des Überlastfalls kann als Richtwert die

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doppelte effektive Schwemmholzmenge des HQ100 angenommen werden. Die Ergebnisse der GIS-Analyse sollten mit Hilfe der empirischen Schätzformeln auf Plausibilität geprüft und wenn möglich mit Daten aus vorhergehenden Hochwasserereignissen verglichen werden.

Das Einzugsgebiet des Renggbachs ist durch zahlreiche Sohlsicherungsmassnahmen und mehrere Brücken charakterisiert. Für vier von sieben Brücken resultiert eine mittlere bis hohe Verklausungsgefahr, da sie eine Verklausungswahrscheinlichkeit p ≥ 0.25, ein geringes Freibord und eine Energiehöhe im Bereich der Brückenunterkante aufweisen. Weiter befinden sich diese Brücken in der Nähe von potenziellen Rutschungsflächen mit grossem Schwemmholzeintrag.

Aufgrund der effektiven Schwemmholzmenge und der Verklausungsgefahr bei den Brücken wurden verschiedene Schutzmassnahmen für ein HQ100 geprüft. Die derzeit durchgeführten Unterhaltsmassnahmen im Renggbach sind für die Reduktion der effektiven Schwemmholzmenge notwendig. Die Verklausungsgefahr kann bei den Brückenquerschnitten durch Massnahmen zur schadlosen Weiterleitung verringert werden. Es ist zu berücksichtigen, dass bereits eine geringe Schwemmholzmenge im Hochwasserfall zu einer Verklausung und folglich zu Überschwemmungen führen kann.

Basierend auf einer ersten Abschätzung, ist die Machbarkeit eines Schwemmholzrechens im Bereich der Hergiswaldbrücke gegeben. Im Überlastfall sollten Rückhaltemassnahmen robust reagieren und Siedlungsgebiete sowie Sonderstandorte, zum Beispiel wichtige Infrastrukturbereiche, speziell geschützt werden.

277

Der Aufstau infolge Schwemmholzverklausung ist ein wesentlicher Parameter für die Dimensionierung eines Schwemmholzrechens (Rechenhöhe). Die gängigen Schätzformeln zur Ermittlung des Aufstaus vernachlässigen jedoch die Kompaktheit der Schwemmholzverklausung sowie die Schwemmholzeigenschaften (Abmessungen, Zusammensetzung, Feinanteil).

Dies könnte dazu führen, dass die resultierende Rechenhöhe unterschätzt wird.

Somit können die Rückhalteleistung und das Verhalten im Überlastfall nicht ohne Weiteres ermittelt werden. Es empfehlen sich für solche Bauwerke zusätzliche Untersuchungen, z. B. mit Hilfe von Modellversuchen.

Eine aktuelle Studie an der VAW zeigt, dass der Feinanteil in einer Schwemmholzverklausung den resultierenden Aufstau wesentlich erhöht. Zukünftig sollte die Berechnung des Aufstaus infolge Schwemmholzverklausung sowohl die Zuflussbedingungen als auch die Schwemmholzeigenschaften berücksichtigen. Eine entsprechende Bemessungsgleichung ist zurzeit in Entwicklung.

Mit Hilfe dieser Gleichung kann die Gefahrenbeurteilung von Schwemmholzverklausungen in der Praxis weiter verbessert werden und eine Risikoabschätzung für Hochwasserereignisse mit hohem Schwemmholzaufkommen durchgeführt werden.

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Schwemmholzrückhalt

Sihl,

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Sedimenttransport in der Rheinvorstreckung und im Bodensee aufgrund zukünftiger hydrologischer Randbedingungen Daniel Ehrbar, Stefan Mirbach, David F. Vetsch, Ulrich Lang, Robert Boes

Zusammenfassung Mehrere Millionen Kubikmeter an Feststoffen werden jährlich durch den Alpenrhein in den Bodensee eingetragen. Zwei Vorstreckungsdämme leiten Wasser und Feinsedimente durch die Flachwasserzone hindurch zu tieferen Bereichen des Sees. Damit wird die Verlandung des Deltas verhindert. Neue Hochwasserstatistiken liefern Hinweise auf deutlich höhere Abflussspitzen bei Extremereignissen. Mit dem geplanten Ausbau des Gerinnes des Alpenrheins im Rahmen des Hochwasserschutzprojekts Rhesi können solche Ereignisse im Rheintal sicher bewältigt werden. Die Auswirkungen der grösseren Wasser- und Sedimentfrachten auf die Rheinvorstreckung und den Bodensee wurden mit numerischen Modellen untersucht. Dabei waren einerseits die Ablagerungsprozesse innerhalb der Vorstreckung von Interesse, welche durch die Interaktion mit dem Bodensee beeinflusst sind. Andererseits können bei Hochwasserereignissen im Mündungsbereich Trübeströme entstehen, welche sich bis zum deutschen Seeufer ausbreiten können.

1.

Einleitung

1.1 Ausgangslage Rund 90 km nach dem Zusammenfluss von Vorder- und Hinterrhein bei Reichenau mündet der Alpenrhein in den Bodensee.

Nebst grossen Abflussspitzen von bis zu 2500 m3/s und mehr führt der Alpenrhein grosse Mengen an Sedimenten dem See zu. Die Schätzungen variieren von 1.5 bis 3 Millionen m3 an Feststoffen pro Jahr, wobei einzelne Hochwasserereignisse diesen Eintrag noch wesentlich erhöhen können. Häufig wird der Grossteil des Eintrags bei Hochwassern dem Bodensee zugeführt: während des Hochwassers vom 16. und 17. Juni 2016 wurden beispielsweise rund 35 % der Jahresfracht eingetragen.

Bei der Einmündung des Alpenrheins in den Bodensee wird ein grosser Teil des Strömungsimpulses gedämpft.

Dies führt je nach Seestand zu einer deutlichen Abnahme der Sedimenttransportkapazität. Während das Längsgefälle im unteren Rheintal rund 1 ‰ beträgt, nimmt dieses im Mündungsbereich auf 0.3 ‰ ab.

Folglich treten Ablagerungen auf, wenn die mitgeführte Sedimentfracht die Transportkapazität übersteigt, und es kommt zur Bildung eines Deltas.

Die Bregenzer, Harder und Fussacher Bucht waren nach der Verlegung der Rheinmündung im Jahr 1900 starken Verlandungen ausgesetzt; es bestand sogar die Befürchtung, dass die Bregenzer Bucht vom restlichen Bodensee abgeschnitten wird. Aus diesem Grund wurde 1972 der Bau der Vorstreckung beschlossen. Durch zwei 180 m auseinander liegende Vorstreckungsdämme wird die Sedimentfracht des Alpenrheins durch die Flachwasserzone hindurch bis zur Haldenkante geführt, wo der tiefere Teil des Bodensees beginnt. Die beiden Dämme erstrecken sich heute rund 4 km weit in den See hinaus. Die weitere Verlandung der Buchten konnte damit verhindert werden.

Das Hochwasserschutzprojekt «Rhesi – Rhein, Erholung und Sicherheit» der Internationalen Rheinregulierung (IRR) sieht nun einen Ausbau der internationalen Strecke des Alpenrheins auf Abflüsse von mindestens 4300 m3/s vor (Schenk et al. 2014). Folglich könnten zukünftig auf

dieser Strecke deutlich grössere Wasser- und Sedimentfrachten im Gerinne abgeführt werden als heute. Das Ziel der hier beschriebenen numerischen Modellierung war es, die Auswirkungen zukünftiger Frachten auf den Mündungsbereich des Alpenrheins und den Bodensee zu untersuchen.

1.2

Modellkonzept und Vorgehensweise Das Untersuchungsgebiet wurde in das Mündungs- und das Seemodell unterteilt (Bild 1). Aufgrund des vorwiegend fluvialen Charakters der Strömung im Nahbereich der Vorstreckung wurde für die Berechnung ein tiefengemitteltes 2D-Modell mit Sedimenttransport verwendet. Mit dem Mündungsmodell untersuchte die Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie (VAW) der ETH Zürich, welche Auswirkungen ausserordentliche Hochwasserabflüsse auf die Rheinvorstreckung und die unmittelbar angrenzenden Flachwasserbereiche haben. Ferner konnten Einströmung und örtliche Verteilung der Schwebstoffe im Flachwasserbereich und bei den angrenzenden Buchten bestimmt werden, woraus eine Randbedingung für das Seemodell resultierte.

Das 3D-Seemodell wurde durch die Ingenieurgesellschaft Professor Kobus und Partner GmbH (kup) erstellt. Die Aufgabe war die Untersuchung der Ausbreitung der Schwebstoffe im Bodensee. Die Kombination beider Modelle ermöglichte umfas-

Bild 1. Modellperimeter des Mündungsmodells (rechts) und des Seemodells (links).

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

279

sende Aussagen über mögliche Auswirkungen des Ausbauprojekts Rhesi auf die Rheinvorstreckung und den Bodensee.

2.

Grundlagen

2.1

Topografie, Hydrologie und Meteorologie Jährlich wird im Winterhalbjahr die Sohlenlage der Rheinvorstreckung vermessen.

Die Daten liegen als Querprofile vor. Der Seegrund wird im Abstand von rund zehn Jahren vermessen. Zum Zeitpunkt dieser Untersuchung waren die Daten der Messkampagne 2008 aktuell. Die Abflussmessdaten werden von der BAFU-Messstation 2473 «Diepoldsau, Rietbrücke» rund 20 km oberstrom der Mündung und die Seewasserstände von der Station 2032 «Obersee, Romanshorn» übernommen. Beide Datensätze dienen als Randbedingung für die Modellierung. Die meteorologischen Randbedingungen (Wind, Lufttemperatur, Luftfeuchte, lang- und kurzwellige Strahlung sowie Niederschlag) stammen aus dem COSMO-Modell, das von MeteoSchweiz betrieben wird. Das Seemodell benötigt Informationen zu Abfluss, Wassertemperatur und Schwebstoffkonzentration in den Zuflüssen des Bodensees.

Nebst dem Alpenrhein wurden Bregenzerach, Dornbirnerach, Leiblach, RheintalBinnenkanal (Vorarlberg) und neun weitere Zuflüsse berücksichtigt.

2.2 Feststoffe Für die Modellierung des Sedimenttransports wurden insgesamt drei Kornklassen verwendet: 4 μm, 30 μm und 300 μm.

Die feinste Kornfraktion zu 4 μm wird als Schwebfracht durch die Rheinvorstreckung hindurch transportiert (sog. «wash load») und wurde deshalb im Mündungsmodell nicht berücksichtigt. Umgekehrt konnten im Seemodell die gröbsten Körner mit einem Durchmesser von 300 μm vernachlässigt werden, da diese nicht über grössere Distanzen transportiert werden, sondern bereits im Nahbereich der Rheinvorstreckung sedimentieren.

Für die Schwebstofffracht des Alpenrheins wurde von einer Verteilung mit 90 % Körner zu 30 μm und 10 % Körner zu 300 μm ausgegangen. Für das Seemodell wurde als Randbedingung eine Zusammensetzung von 80 % zu 30 μm und 20 % zu 4 μm angesetzt. Diese Kornmischungen wurden anhand von Korngrössenverteilungen bestimmt. Im Mündungsbereich des Alpenrheins in den Bodensee wird der Zufluss von Wasser und Schwebstoffen aus dem Mündungsmodell als Randbe280

dingungen an das Seemodell übergeben.

Das Seemodell selber gibt keine Daten ans Mündungsmodell weiter.

Da keine kontinuierlichen Schwebstoffmessungen am Alpenrhein für die Kalibrierungs- und Validierungszeiträume vorliegen, wurde, basierend auf 2-mal wöchentlichen Stichproben an der Messstation Lustenau, eine Schwebstoff-AbflussBeziehung hergeleitet. Diese berücksichtigt einerseits, dass die Verfügbarkeit an Schwebstoffen begrenzt ist, und andererseits eine Hysterese: Bei ansteigendem Pegel sind die Konzentrationen in der Regel höher als bei vergleichbarem Abfluss bei fallendem Pegel (Asselman 1999). Anhand eines Vergleichs der Messdaten von acht anderen grossen Schweizer Fliessgewässern, welche in Alpenrandseen münden, wurde als maximale Schwebstoffkonzentration ein Wert von 10 g/l festgelegt (Tabelle 1). Dies korrespondiert auch mit dem höchsten Messwert von 9.3 g/l, welcher am 3. August 1974 bei der Messstation Diepoldsau gemessen wurde.

2.3 Szenarien Um die Auswirkungen des Ausbauprojekts zu untersuchen, wurde zwischen Referenz- und Ausbauszenarien unterschieden. Referenzszenarien können bereits im heutigen Zustand eintreten, d. h., sie sind unabhängig vom Ausbauprojekt. Zu ihnen gehören das HQ100 mit einer Abflussspitze von 3100 m3/s sowie Extremereignisse (EHQ = 5800 m3/s), welche mit einem Dammbruch oder einem Überströmen der Dämme einhergehen. In diesen Ereignissen treten im Alpenrhein Abflussspitzen von bis zu 4100 m3/s auf, was nahezu einem HQ300 von 4300 m3/s entspricht.

Die über die Dämme entlasteten Wassermassen fliessen über Land dem Bodensee zu und führen zu einem höheren Seestand.

Ausbauszenarien können erst nach der Realisierung von Rhesi auftreten. Zu ihnen gehören das HQ300 mit einer Abflussspitze von 4300 m3/s und das Extremereignis ohne Dammbruch oder Überströmen der

Dämme (d. h. bordvoller Abfluss). Ergänzend wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss von Randbedingungen zu untersuchen.

3.

Modellaufbau

3.1 Mündungsmodell Für die numerischen Berechnungen des 2D-Mündungsmodells wurde die an der VAW entwickelte Software BASEMENT (Vetsch et al. 2017) eingesetzt, womit die Strömung und der Transport von Feststoffen als Schwebstoff- und Geschiebetransport berechnet werden. Für den Geschiebetransport wurde die Transportformel von Wu et al. (2000) verwendet.

Dieser Mehrkorn-Ansatz berücksichtigt Abschattungseffekte und weist bei sehr kleinen Sohlgefällen, wie sie in der Rheinvorstreckung auftreten, eine gute Übereinstimmung mit Natur- und Labormessdaten auf. Das Modellgebiet wurde mit gut 9000 Rechenzellen diskretisiert, welche in der Rheinvorstreckung durchschnittlich rund 300 m2 gross sind.

Am Einströmrand wurden Ganglinien für Wasser und Sediment definiert, und als untere Randbedingung wurde die Ganglinie des Seestands angesetzt.

Als Initialzustand wurde ein konstanter Abflusszustand vorgegeben, welcher den Ausgangswerten der Ganglinien entspricht.

3.2 Seemodell Zur Simulation der Prozesse im See wurde das vom Centre for Water Research an der University of Western Australia entwickelte 3D-Modellsystem ELCOM-CAEDYM (Hipsey und Dallimore 2012, Hodges et al.

2012) verwendet, welches bereits bei einer Vielzahl unterschiedlicher Fragestellungen am Bodensee angewendet wurde (z. B. Lang et al. 2008). Das Modell berechnet die Seeströmung sowie die Temperatur- und Leitfähigkeitsverteilung im See. ELCOM wird gekoppelt mit dem Wasserqualitätsmodell CAEDYM, mit dem der Transport

Tabelle 1. Maximal gemessene Schwebstoffkonzentrationen SSCmax an acht BAFUMessstationen vor Alpenrandseen (BAFU, individuelle Datenlieferung).

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

von Schwebstoffen simuliert werden kann.

Der Transport der Schwebstoffe erfolgt durch die Seeströmung, wobei die Auswirkungen auf die Dichte des Seewassers berücksichtigt werden können und somit die Ausbreitung von Dichteströmen simuliert werden kann.

Das Modellgebiet umfasst den gesamten Bodensee. Die horizontale Auflösung des Modellnetzes beträgt 400 × 400 m2 mit einer lokalen Verfeinerung auf 100 × 100 m2 im Bereich der Mündung des Alpenrheins. Die vertikale Diskretisierung ist tiefenabhängig und beträgt 2.5 m von der Wasseroberfläche bis in 80 m Tiefe, steigt danach bis 110 m stetig an auf 10 m und verbleibt darunter auf diesem Wert. Die vertikal hohe Auflösung im oberen Bereich der Wassersäule ist wichtig, um die Dichteschichtung, interne Wellen und die Ausbreitung des Wassers aus dem Alpenrhein im Modell nachbilden zu können.

Dem Modell werden Randbedingungen zu den hydrologischen Verhältnissen der Zuflüsse sowie zur Meteorologie vorgegeben (siehe Abschnitt 2.1). Daten zum Zufluss des Alpenrheins und dessen Schwebstoffkonzentration wurden vom 2D-Mündungsmodell übernommen.

Zur Definition des Anfangszustands der Simulation wurden dem Modell der Wasserstand, Temperaturprofile und die Schwebstoffkonzentration in der Wassersäule vorgegeben. Die initialen Strömungsgeschwindigkeiten im See sind null, jedoch wurde die erste Woche des Simulationszeitraums als Einschwingdauer angesetzt, damit sich ein realistisches Geschwindigkeitsfeld einstellten konnte (Appt et al. 2004).

4.

Tabelle 2. Vergleich der Naturmessdaten «Natur» mit den im numerischen Modell berechneten Werten «Modell». rung der mittleren Sohlenlage verwendet.

Unter Berücksichtigung der Entnahmevolumina infolge Baggerungen ergeben sich die Resultate aus Tabelle 2, welche in sehr guter Übereinstimmung mit den Naturmessdaten stehen.

Das numerische Modell zeigt auf, dass die Rheinvorstreckung grundsätzlich einer Auflandungstendenz ausgesetzt ist – dies kommt in einem Jahr wie 2008 mit kleinen Hochwasserspitzen zum Ausdruck (Bild 3). Nur grosse Hochwasserereignisse wie 2005 führen dazu, dass grosse Mengen Sohlenmaterial erodiert werden und am Ende des Jahres eine Erosion anstatt einer Auflandung verbleibt. 82 % (Kalibrierung) resp. 83 % (Validierung) der am oberen Modellrand der Rheinvorstreckung zugegebenen Sedimente werden ohne

Interaktion mit der Sohle durch diese hindurchtransportiert und direkt dem Seemodell übergeben. Das Modell ist in der Lage, mit exakt denselben Parametern die beiden gänzlich unterschiedlichen Situationen zu erfassen.

4.2 Seemodell Für die Kalibrierung des Seemodells wurde das Hochwasserereignis vom August 2005 verwendet, infolge dessen sich im See ein Dichtestrom ausgebildet hat, der bis an die tiefste Stelle im See vorgedrungen ist. Die Schwebstoffprozesse im Modell wurden so parametrisiert, dass Temperatur und Geschwindigkeit des Dichtestroms möglichst exakt nachgebildet werden. Dabei hat sich gezeigt, dass sich insbesondere die Parametrisierung der Sedimentations-

Kalibrierung und Validierung

4.1 Mündungsmodell Das Mündungsmodell wurde anhand des Jahres 2005 kalibriert. In diesem Jahr trat ein Abfluss von 2252 m3/s auf, was einem rund 30-jährlichen Hochwasser entspricht. Die Validierung wurde anhand des Jahres 2008 mit Abflussspitzen von maximal 1331 m3/s (2-jährliches Ereignis) durchgeführt. Sowohl bei der Kalibrierung als auch bei der Validierung wurde über ein Zeitfenster von einem halben Jahr gerechnet, in welchen Sedimentvolumina von 2.296 Mio m3 (Kalibrierung) resp.

5.183 Mio m3 (Validierung) eingetragen wurden. Als Zielgrössen wurde einerseits die Volumenveränderung innerhalb der Rheinvorstreckung und andererseits die davon abgeleitete Grösse der Verände-

Bild 2. Sohlenveränderungen nach dem Validierungsereignis HW 2008.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

281

Bild 3. Längsschnitt durch den Bodensee mit berechneten Schwebstoffkonzentrationen (links) und Wassertemperaturen (rechts) 0, 6, 14 und 62 Stunden nach dem Spitzenabfluss im Alpenrhein beim Hochwasserereignis im August 2005.

Bild 4. Gemessene und berechnete Wassertemperaturen an der Verankerung WH in 140 m Wassertiefe. und Erosionsprozesse der feinen Sedimentfraktion sensitiv auf die Modellergebnisse auswirkt.

Bild 3 zeigt den vom Modell berechneten Dichtestrom anhand der Schwebstoffkonzentrationen und Wassertemperaturen im Längsschnitt durch den See. Die Ergebnisse verdeutlichen, 282

dass die typischen Ausbreitungsprozesse eines Dichtestroms vom Modell qualitativ erfasst werden. Das mit Schwebstoffen angereicherte, wärmere Flusswasser strömt aufgrund der höheren Dichte im Vergleich zum Seewasser als turbulenter Dichtestrom entlang der Seesohle bis zum tiefsten Punkt des Sees. Aufgrund abneh-

mender Geschwindigkeiten und zunehmender Sedimentation der Schwebstoffe nimmt die Dichte des Dichtestroms ab und dieser bricht zusammen. Das wärmere Wasser steigt zusammen mit der feinen Schwebstofffraktion auf.

Anhand zweier Messverankerungen des Instituts für Seenforschung der Landesanstalt für Umwelt, Messungen und Naturschutz Baden-Württemberg konnte der durch das Hochwasserereignis ausgelöste Dichtestrom an der Seesohle identifiziert werden. Die Verankerung FU liegt an der tiefsten Stelle des Bodensees in 252 m Tiefe in einer Entfernung von mehr als 20 km von der Rheinmündung, die Verankerung WH liegt in 140 m Wassertiefe ca. 5 km von der Mündung entfernt. Bild 4 vergleicht die gemessenen und mit dem Modell berechneten Wassertemperaturen an der Verankerung WH. Kurz nachdem im Alpenrhein der Spitzenabfluss auftrat, steigt die Wassertemperatur an der Verankerung schlagartig von 4.5° C auf 13° C. Sowohl der Zeitpunkt als auch die Höhe des Anstiegs werden vom Modell genau nachbildet.

Das Seemodell berechnet auch die durch Sedimentations- und Erosionsprozesse auftretenden Änderungen der Sohlhöhen. Bild 5 zeigt die entsprechenden Ergebnisse als Folge des Hochwasserereignisses vom August 2005. Im unmittelbaren Mündungsbereich des Alpenrheins dominieren Erosionsprozesse, während in etwas grösserer Entfernung Bereiche mit Erosion und Sedimentation alternieren. In den Randzonen des Dichtestroms dominiert die Erosion.

In Folge von Hochwasserereignissen im Alpenrhein auftretende Dichteströme sind, je nach Ausmass und Ausbreitung, oft auch an den Trinkwasserentnahmen im See anhand erhöhter Trübungswerte erkennbar. Dies trifft insbesondere auf die nur wenige Kilometer von der Mündung des Alpenrheins am Nordufer in 60 m Wassertiefe gelegene Entnahme des Seewasserwerks Nonnenhorn zu (Lage siehe Bild 1). Zur Validierung des Modells wurde der Zeitraum von Mai bis Oktober 2008 nachgebildet und die vom Modell berechneten Schwebstoffkonzentrationen und Wassertemperaturen an der Entnahme Nonnenhorn mit Messwerten verglichen (Bild 6). Im Mai, Juli und September 2008 konnten deutliche Trübungs- und Temperaturanstiege als Folge von Dichtestrom-Ereignissen an der Entnahme verzeichnet werden. Diese werden vom Modell nachgebildet. Die berechneten Wassertemperaturen und Trü-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Bild 5. Berechnete Änderungen der Sohlhöhen als Folge des Hochwasserereignisses vom August 2005.

Bild 6. Gemessene Trübung und berechnete Schwebstoffkonzentration (oben) und gemessene und berechnete Wassertemperatur (unten) an der Trinkwasserentnahme des Seewasserwerks Nonnenhorn in 60 m Wassertiefe von Mai bis Oktober 2008. bungen wurden beim ersten Ereignis im Mai überschätzt, im September dagegen unterschätzt. Die Ursache hierfür liegt in einer ungenauen Quantifizierung der über den Rhein einströmenden Schwebstoffe und deren Korngrössenverteilung, die entscheidend für eine gute Nachbildung im Modell ist. Die verwendete SchwebstoffAbfluss-Beziehung ist mit Unsicherheiten behaftet, da insbesondere bei Abflüssen über 600 m3/s erst wenige Messwerte vorhanden sind. Daher sind weitere Messungen und Untersuchungen notwendig, um diese Grössen besser quantifizieren und beschreiben zu können.

5.

Szenarien Bei den Referenzszenarien (Abflussspitzen ≥ HQ100) treten grundsätzlich Erosionen innerhalb der Rheinvorstreckung auf.

Dies deckt sich mit den Erkenntnissen

der Kalibrierung: grosse Abflussspitzen sind in der Lage, beträchtliche Mengen an Sohlenmaterial zu erodieren und in den See auszutragen. Rund 90 % der eingetragenen Schwebstoffe werden bei den Ausbauszenarien (Abflussspitzen ≥ HQ300 nach Realisierung des Ausbauprojekts) durch die Rheinvorstreckung hindurchtransportiert.

Die Simulationen der Szenarien zeigen, dass bei einem tiefen Ausgangsseestand die Erosionen grösser ausfallen als bei hohem Seestand. Dieses Verhalten entspricht den Erwartungen: bei einem tiefen Seestand treten die dämpfende Wirkung des Bodensees und der Rückstaueffekt weiter unterstrom in der Rheinvorstreckung ein als bei einem hohen Seestand.

Dadurch wird die Rheinvorstreckung bei tiefem Seestand länger durch die dynamischen Prozesse des Alpenrheins be-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

einflusst und die Erosionen dauern länger an und fallen grösser aus. Die Dammoberkante respektive die Standfestigkeit der Dämme ist entscheidend; bei einer Bresche im Damm ändert sich das Verhalten grundsätzlich. Die über eine Bresche entlasteten Sedimente werden nur über kurze Distanzen transportiert und relativ rasch abgelagert. In diesem Fall kann aufgrund des verringerten Abflusses innerhalb der Rheinvorstreckung die Sedimentfracht nicht mehr im selben Umfang transportiert werden, weshalb wesentlich höhere Auflandungen eintreten können.

Im Seemodell treten zwei verschiedene Arten von Dichteströmen auf: sogenannte Underflows und Interflows. Erstere breiten sich entlang des Seegrunds aus, Letztere schichten sich unterhalb der Sprungschicht (Metalimnion) ein. Die Sprungschicht bildet den Übergang zwischen der oberen Wasserschicht (Epilimnion) und der unteren (Hypolimnion). Die Schwebstoffkonzentrationen im Bodensee sind im Nahbereich der Mündung von Underflows, mit zunehmender Entfernung von der Mündung durch Interflows bestimmt. Niedrige Seestände verstärken die Ausbildung von Underflows und hemmen die Ausbildung von Interflows.

Im Seemodell beschränken sich die Unterschiede zwischen Referenz- und Ausbauszenarien auf die Extremereignisse; für das HQ100 und HQ300 sind keine wesentlichen Unterschiede erkennbar. Ein EHQ im heutigen Referenzzustand hätte eine seitliche Entlastung über die Dämme im Rheintal zur Folge, wodurch die Abflussspitze bei der Mündung und damit auch die Sedimentfracht reduziert würden. Im Ausbauzustand würde diese Spitze aber innerhalb des Gerinnes abtransportiert, und damit wären die Belastungen deutlich grösser. Die Entstehung von Dichteströmen wird dadurch begünstigt. Entscheidend für die Schwebstoffkonzentrationen im See ist aber nicht nur der Zufluss an Wasser und Sediment, sondern ebenso der Seestand.

6.

Schlussfolgerung Die Auswirkungen zukünftiger Abflussund Sedimenteinträge in den Mündungsbereich des Alpenrheins und den Bodensee wurden mit numerischen Simulationen untersucht. Mit einem tiefengemittelten 2D-Modell konnten die vorwiegend fluvialen Prozesse innerhalb der Rheinvorstreckung modelliert werden. Die Sedimentflüsse, welche im numerischen Modell die Rheinvorstreckung verlassen, wurden als Randbedingung für ein 3D-Seemodell 283

verwendet. In diesem konnten die Ausbreitungen der feinen Schwebstoffe im Bodensee abgebildet werden. Zur Kalibrierung und Validierung wurden zwei Hochwasserereignisse simuliert und mit Naturmessdaten verglichen, wie z. B. von Querprofil- und Seegrundaufnahmen oder Temperatur- und Trübungsmessungen im Bodensee.

Die Rheinvorstreckung ist grundsätzlich einer Auflandungstendenz ausgesetzt. Dies zeigt u. a. die Validierung mit dem 2-jährlichen Hochwasserereignis des Jahres 2008. Bei grossen und extremen Abflüssen hingegen können mehrere 100 000 m3 der abgelagerten Sedimente wieder mobilisiert und in den See ausgetragen werden. Deshalb kann innerhalb eines Jahres eine Erosion beobachtet werden, wie dies u.a. bei der Kalibrierung mit dem 30-jährlichen Hochwasserereignis des Jahres 2005 gezeigt wurde. Über 80 % der Sedimentfracht des Alpenrheins werden durch die Rheinvorstreckung hindurchtransportiert. Diese sehr feinen Sedimente werden in den Bodensee eingetragen, ohne dass sie sich in der Rheinvorstreckung absetzen.

Aufgrund des stark Schwebstoffbeladenen Zuflusses des Alpenrheins kann es im Bodensee zu Dichteströmen kommen, welche mit dem Seemodell simuliert werden können. Die Dichteströme führen mit vergleichsweise hoher Geschwindigkeit warmes Oberflächenwasser zum Seegrund. Der gemessene Temperaturanstieg von bis zu 8° C in 140 m Tiefe wurde gemessen und simuliert. Die Übereinstimmung von gemessenem und simuliertem Temperaturanstieg ist bei grossen Hochwasserereignissen besser als bei kleinen.

Die Resultate zeigen, dass die numerischen Modelle in der Lage sind, die

284

wesentlichen Prozesse korrekt zu erfassen. Beide Modelle ermöglichen damit grundsätzliche Aussagen zu den Auswirkungen baulicher Massnahmen am Alpenrhein – wie sie im Rahmen des Ausbauprojekts Rhesi projektiert werden – oder an der Rheinvorstreckung. Die Simulationen von Szenarien mit zukünftig zu erwartenden Abflüssen zeigen, dass das Ausbauprojekt Rhesi aus morphologischer Sicht keine negativen Auswirkungen auf den Wasser- und Sedimenttransport in der Rheinvorstreckung und im Bodensee haben wird. Des Weiteren bilden die beiden Modelle eine Ausgangslage für weiterführende längerfristige numerische Simulationen der Mündungs-, Delta- und See-Entwicklung.

Lang, U., Kobus, H., Mehlhorn, H. (2008): BodenseeOnline als Entscheidungs- und Unterstützungssystem. Wasserwirtschaft 98(10):45– 48.

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Vetsch, D. F., Siviglia, A., Ehrbar, D., Facchini, M., Kammerer, S., Koch, A., Peter, S., Vonwiller, L., Gerber, M., Volz, C., Farshi, D., Müller, R., Rousselot, P., Veprek, R., Faeh, R. (2017).

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Die Studie wurde von der Internationalen Rhein-

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regulierung (IRR) in Auftrag gegeben. Die Auto-

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ren gratulieren der IRR zu ihrem 125-jährigen Anschrift der Verfasser

Bestehen.

Daniel Ehrbar, ehrbar@vaw.baug.ethz.ch, Literatur

Dr. David Vetsch, Prof. Dr. Robert Boes

Asselman, N. E. M. (1999). Suspended sedi-

Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und

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Glaziologie (VAW) der ETH Zürich

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Hönggerbergring 26, CH-8093 Zürich

1437–1450.

Stefan Mirbach, mirbach@kobus-partner.com

Appt, J., Imberger, J., Kobus, H. (2004). Basin-

und Dr. Ulrich Lang

scale motion in stratified Upper Lake Cons-

Ingenieurgesellschaft Prof. Kobus und Partner

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DE-70565 Stuttgart

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«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

106. Hauptversammlung 2017

Die Wasserwirtschaft befindet sich in einer paradoxen Situation Präsidialansprache HV 2017 vom 07.09.2017 in Altdorf Albert Rösti

Albert Rösti, Präsident des Schweizerischen Wasserwirtschaftverbandes.

Sehr geehrte Mitglieder des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes Sehr geehrte Damen und Herren Geschätzte Gäste Die Wasserwirtschaft befindet sich wahrlich in einer paradoxen Situation. Auch wenn die Stromproduktion aus Wasserkraft bereits in der Vergangenheit die bedeutendste aller Stromproduktionsarten war, ist sie es in Zukunft noch viel mehr. Mit dem Volksentscheid vom 21. Mai 2017 hat eine Mehrheit der Bevölkerung entschieden, schrittweise aus der Kernkraft auszusteigen. Damit wird die Bedeutung der Wasserkraft für die Versorgungssicherheit noch massiv steigen, und es sollte in zusätzliche Ausbauprojekte, gemäss Energiestrategie, im Umfang von 3 TWh investiert werden. Das würde eigentlich auf eine glorreiche Zukunft für die Wasserkraft schliessen lassen. Das ist die eine Seite der Medaille. Die andere Seite, und diese bestimmt aktuell unseren Alltag, zeigt genau in eine andere Richtung. Aufgrund der tiefen Strompreise werden Investitionen für die Zukunft in Frage gestellt. Bei einem Strompreis von 3–4 Rappen pro KWh und Gestehungskosten inkl. Steuern und Abgaben zwischen 5 und 8 Rappen kann lange darüber gestritten werden, ob bei den Kraftwerken in den vergangenen Jahren viele Reserven auf-gebaut werden konnten und die Situation gar nicht so

schlimm ist oder ob es bereits kurzfristig zu Engpässen kommt. Eines ist sicher: Bei dieser Differenz geht die Rechnung langfristig nicht auf.

Dies waren denn auch die bestimmenden Themen im ablaufenden Berichtsjahr. Dem Sprechenden blieb somit keine Zeit zur Einarbeitung. Ich durfte aber nach meinem Amtsantritt ein sehr tatkräftiges, effizientes Team unter der Leitung unseres Geschäftsführers, Roger Pfammatter, auf der Geschäftsstelle kennenlernen, das mir gerade in dieser Anfangsphase eine hervorragende Unterstützung geboten hat. So will ich einleitend den Mitarbeitenden der Geschäftsstelle sicher im Namen aller anwesenden Mitgliedern recht herzlich für ihr grosses Engagement zu Gunsten der Schweizerischen Wasserkraft danken. Aber ein Dank gebührt natürlich auch Ihnen, geschätzte Mitglieder, für Ihre Unterstützung des Verbandes.

Gerade in schwierigeren Marktphasen ist es wichtig, dass man, wo immer möglich, mit einer Stimme spricht. So haben wir in den vergangenen Monaten die folgenden politischen Geschäfte bearbeitet, beziehungsweise dazu im Interesse der Wasserwirtschaft Stellung bezogen: 1. Verordnungen zur Energiestrategie 2. Wasserzinse 3. Parlamentarische Vorstösse 4. Neues Marktdesign

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Verordnungen zur Energiestrategie Der Wasserwirtschaftsverband begrüsst, dass im Rahmen der Energiestrategie 2050 beschlossen wurde, einerseits den Zubau von Grosswasserkräften mittels Investitionsbeiträgen etwas interessanter zu machen und andererseits die bestehende Wasserkraft mit einer Marktprämie zu unterstützen.

Parallel zur Kampagne während der Volksabstimmung lief auch das Vernehmlassungsverfahren zu den Verordnungen. Entsprechend den Zweckbestimmungen unseres Verbandes konzentrierten wir uns auf die Energieverordnung und die Energieförderverordnung. Wir haben dabei vor allem auf administrative Vereinfachungen und eine gerechte Mittelverteilung geachtet. So haben wir unter anderem keine Unterscheidung der Anlagengrösse für die Mittelzuteilung, eine Verkürzung des Rhythmus für die Mittelzuteilung und eine Vereinfachung der nachträglichen Berechnung für Investitionssicherheit verlangt. Nun warten wir den Entscheid des Bundesrates zu den Verordnungen ab, die am 1. Januar 2018 in Kraft treten sollen.

Wasserzinse Sie wissen es. Allein in den letzten 20 Jahren haben sich die Wasserzinse verdoppelt. Im Hinblick auf die Bedeutung für einige Budgets der öffentlichen Hand, zum Beispiel gerade hier im Kanton Uri, ist es 285

106. Hauptversammlung 2017

verständlich, dass sich die Kantone gegen eine Reform mit tieferen Wasserzinsen zur Wehr setzen.

«Wir müssen aber konstatieren, dass bei der Bemessung der Wasserzinse ein klarer Systemfehler vorliegt. Wenn die Ressource Wasser aufgrund des tiefen Strompreises weniger Wert ist, kann schlicht nicht mehr die gleiche Entschädigung bezahlt werden.»

In der Langfristoptik kann es aber auch nicht im Interesse der Kantone oder Gemeinden sein, kurzfristig durch ein Festhalten am Wasserzins die Elektrizitätsunternehmen auszubluten. Deshalb waren wir vor knapp einem Jahr relativ optimistisch, als Frau Bundespräsidentin Leuthard das Modell mit einem Sockelbeitrag und einem va-riablen Beitrag in Abhängigkeit der Strompreisentwicklung für die Neuberechnung der Wasserzinse in Erwägung zog. Nur ein solches Modell korrigiert den Systemfehler. Es wird sich allenfalls kurzfristig negativ für die betroffenen Gemeinden und Kantone auswirken. In der Mittel- und Langfristoptik ist aber durchaus wieder mit steigendem Strompreisen aufgrund von Knappheiten zu rechnen; dann würden die Einnahmen für die öffentliche Hand wieder entsprechend steigen.

Leider mussten wir dann mit etwas Ernüchterung zur Kenntnis nehmen, dass dieses Modell erst zu einer späteren Phase diskutiert werden soll und im Sinne einer Übergangsfrist zwischen 2019 und 2022 vorerst einfach eine Senkung des Wasserzinses auf Fr. 80 vorgesehen ist. Immerhin ist es eine Entlastung. Aber für den Wasserwirtschaftsverband, in Anbetracht der bereits geschilderten Preissituation, natürlich klar zu wenig weit. Dabei darf die berechtigte Frage gestellt werden: Macht es denn Sinn, auf der einen Seite vom Staat Marktprämien auszurichten und auf der anderen Seite fast doppelt so hohe Beiträge wieder vom gleichen Staat, wenn auch nicht von gleicher Ebene, einkassieren zu lassen? Entsprechend kritisch haben auch wir hierzu Stellung bezogen.

Ich gestatte mir noch eine kritische Anmerkung zu den betroffenen Körperschaften, deren Anliegen betreffend Beibehaltung des Wasserzinses ich zwar durchaus verstehe. Die Konsistenz ihrer Argumentation ist aber nicht gegeben, wenn mir als Bundesparlamentarier noch

286

vor einem Jahr zur Erlangung der Marktprämie geschildert wurde, wie desolat die Lage der Wasserwirtschaft sei, während heute mit einem Ex-post-Bericht bewiesen werden soll, dass die Situation gar nicht so schlimm sei.

Parlamentarische Vorstösse In Absprache mit dem Verband wurden ebenfalls zur Verbesserung der Wettbewerbssituation zwei parlamentarische Initiativen eingereicht, die zumindest im aktuellen Stadium auf gutem Wege zu sein scheinen. In der ersten Pa.Iv. wird verlangt, dass die bei der Neukonzessionierungen oder Änderungen von Wasserkraftkonzessionen erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen nicht mehr vom ursprünglichen Zustand vor Bestehen des oft vor vielen Jahrzenten konzessionierten Kraftwerks, sondern vom Ist-Zustand vor der beabsichtigten Neukonzessionierung ausgegangen wird. Sowohl die nationalrätliche als auch die ständerätliche Kommission haben dieser Initiative Folge gegeben. Nun muss die Kommission mit der Verwaltung eine Lösung ausarbeiten.

Schliesslich hat sich die UREK des Nationalrats an ihrer letzten Sitzung mit der Folgegebung einer weiteren Pa.Iv. zur Sicherung der Selbstversorgung mit Strom aus Wasserkraft zur Überbrückung der aktuellen Preisbaisse im Grundsatz ein weiteres Mal zur Wasserkraft bekannt.

Mögliche Lösungen sollen im Rahmen der Diskussion um ein neues Marktdesign entwickelt und entschieden werden.

Neues Marktdesign Auch wenn die Bedeutung der Wasserkraft für die schweizerische Stromproduktion allseits und parteiübergreifend unbestritten ist, bestehen noch viele offene Fragen, inwieweit über die Energiestrategie 2050 hinausgehende staatliche Eingriffe notwendig sein werden oder nicht. Diesbezüglich wird dann gerne jeweils auf das noch zu definierende Marktdesign ab 2022 verwiesen. Wenn ich die Diskussionen verfolge, muss ich Ihnen sagen, dass der Weg dazu noch einige Zeit dauern wird. Ich bin deshalb dankbar, dass sich der Ausschuss des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes trotz einzelbetrieblich unterschiedlichen Interessenlangen bereits zu einer gemeinsamen Stellungnahme zur Wettbewerbsfähigkeit der Wasserkraft durchgerungen hat. Diesbezüglich stehen nebst betrieblichen Kostenreduktionen durch Betriebsoptimierungen die folgenden drei Punkte im Vordergrund:

1. Die bereits erwähnte Entlastung der Wasserkraftproduzenten von öffentlichen Abgaben, insbesondere durch eine faire und zukunftsgerichtete Regelung der Wasserzinse im Rahmen der aktuellen Revision des Wasserrechtsgesetzes, 2. Die Korrektur der aufgrund der verschobenen vollen Marktöffnung bestehenden Wettbewerbsverzerrung zwischen inländischen Wasserkraftproduzenten (volle Marktöffnung oder Unterstützung der im Markt stehenden Produzenten) 3. Und die Einführung neuer Marktmechanismen, welche den unbestrittenen Nutzen der inländischen Wasserkraft für eine sichere, zuverlässige und klimaschonende Versorgung angemessen entschädigen.

Diese gemeinsame Positionierung wird auch mir in den Beratungen helfen, die Position des Wasserwirtschaftsverbandes gut und kraftvoll zu vertreten.

Sie sehen, es ist im vergangenen Jahr einiges gelaufen, aber ganz viele offene Fragen sind für die Zukunft noch zu bearbeiten. Ich bin deshalb auch froh, dass wir unsere Geschäftsstelle noch etwas verstärken können, denn die politische Arbeit kann nur erfolgreich sein, wenn sie auf fachlich fundierter Vorarbeit basieren kann. Ich komme darauf bei den statuarischen Geschäften noch zurück.

Auch wenn die Marktsituation zumindest kurz- und mittelfristig düster aussieht, bin ich der festen Überzeugung, dass wenn dereinst auch bei unseren Importländern die grossen Werke erneuert werden müssen und gleichzeitig bei uns die Kernkraft schrittweise wegfällt, die Strompreise sich wieder erholen und die Wasserkraft als unschätzbarer Wert und Motor unserer Wirtschaft den ihr zustehenden Preis wieder erhalten wird. In diesem Sinn wünsche ich Ihnen viel Mut für die Zukunft und danke für Ihre Arbeit, nicht nur für Ihre Unternehmungen, sondern im Dienste der ganzen Gesellschaft.

Albert Rösti, Präsident des Schweizerischen Wasserwirtschaftverbandes

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

106. ordentliche Hauptversammlung des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes vom Donnerstag, 7. September 2017, in Altdorf Begrüssung Der Präsident, Nationalrat Albert Rösti, heisst die anwesenden Mitglieder und Gäste zur 106. ordentlichen Hauptversammlung des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV) im Theater Uri in Altdorf herzlich willkommen.

Die Verbandsgruppen sind vertreten durch Michelangelo Giovannini, Präsident des Rheinverbandes (RhV) und Oliver Steiger, Präsident des Verbandes Aare-Rheinwerke (VAR). Entschuldigt ist Laurent Filippini, Präsident des Tessiner Wasserwirtschaftsverbandes (ATEA). Die Kommissionen im SWV sind namentlich durch ihre Vorsitzenden Andreas Stettler seitens der Kommission Hydrosuisse und Jürg Speerli seitens der Kommission Hochwasserschutz vertreten.

Verschiedene Personen, welche an der Versammlung nicht teilnehmen können, haben sich entschuldigt. Auf das Verlesen der Liste wird verzichtet.

Vorbemerkung zu Abstimmungen Alle angemeldeten Mitglieder des Verbandes haben ihre Stimmrechtsausweise zur Versammlung erhalten. Die gelben Stimmzettel gelten für die Einzelmitglieder und die blauen Stimmzettel für die Kollektivmitglieder. Die jeweilige Anzahl Stimmrechte sind auf dem Stimmzettel vermerkt. Insgesamt sind 487 von total 1026 Stimmrechten anwesend. Die Versammlung ist unabhängig von der anwesenden Anzahl Stimmrechte beschlussfähig. Das einfache Mehr beträgt 244 Stimmen. Anmerkung: Einzelmitglieder und Kollektivmitglieder verfügen über 1 Stimme; Kollektivmitglieder mit eigener Wasserproduktion, deren Mitgliederbeiträge je nach Produktionsmenge festgelegt sind, verfügen über 1 Stimme pro 60 GWh. Der Einfachheit halber und soweit dies zu keinen Fehlinterpretationen der Meinung der Stimmenden führen kann, werden die Abstimmungen im Einvernehmen mit der Versammlung ohne Auszählung der Stimmabgabe durchgeführt. Bei

einer Auszählung würde mit Namensruf in der Reihenfolge der gewichtigsten Stimmrechtsvertreter bis zu einem allfälligen einfachen Mehr ausgezählt.

Traktandum 1: Präsidialansprache (siehe Text auf Seite 285) Traktandum 2: Traktanden Die Einladung zur Hauptversammlung wurde im Juni 2017 zusammen mit dem Jahresbericht 2016 in der Verbandszeitschrift «Wasser Energie Luft» Heft 2/2017 publiziert. Die Traktandenliste sowie die Unterlagen zu den Geschäften wurden allen Angemeldeten per E-Mail zugestellt und liegen auch im Versammlungssaal nochmals auf.

Bis zum statutarisch vorgesehenen Termin von Ende April des laufenden Jahres sind keine Anträge der Mitglieder eingegangen und die Traktanden vom Vorstand wie folgt festgelegt worden: 1. Präsidialansprache 2. Traktanden 3. Protokoll der 105. Hauptversammlung vom 1. September 2016 in Brig 4. Jahresbericht 2016 5. Jahresrechnung 2016 und Revisionsbericht, Entlastung der Organe 6. Mitgliedertarife und Budget 2018 7. Erneuerungswahlen Vorstand und Revisionsstelle 2017–2020 8. Hauptversammlung 2018 9. Mitteilungen, Verschiedenes Die Traktandenliste und deren Reihenfolge werden ohne Bemerkungen von der Versammlung genehmigt.

Traktandum 3: Protokoll der 105. Hauptversammlung vom 1. September 2016 in Brig Das Protokoll der 105. Hauptversammlung wurde in der Verbandszeitschrift «Wasser Energie Luft» im Heft 4/2016 auf den Seiten 312 bis 317 in deutscher und französischer Sprache abgedruckt. Es sind keine schriftlichen Anmerkungen zum Protokoll eingegangen. Das Wort wird auch von der

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Versammlung nicht verlangt.

Die Versammlung genehmigt das Protokoll einstimmig.

Traktandum 4: Jahresbericht 2016 Der Jahresbericht 2016 ist in der WELAusgabe 2/2017 auf den Seiten 113 bis 134 in deutscher und französischer Sprache veröffentlicht bzw. wurde den Mitgliedern vor der Versammlung nochmals zugestellt und ist ebenfalls auf der Webseite zugänglich. Der Präsident verzichtet darauf, den Bericht zu verlesen. Es erfolgen keine Wortmeldungen.

Der Jahresbericht wird ohne Bemerkungen in zustimmendem Sinne zur Kenntnis genommen.

Traktandum 5: Jahresrechnung 2016 und Revisionsbericht Entlastung der Organe Die Jahresrechnung 2016 und die Bilanz per 31. Dezember 2016 wurden im Jahresbericht 2016 im WEL 2/2017 veröffentlicht und erläutert. Das Wichtigste wird vom Geschäftsführer zusammengefasst wie folgt: Rechnung Die Rechnung 2016 schliesst mit einem Einnahmeüberschuss von CHF 33 351.–, welcher als Gewinnvortrag dem aktiven Vereinsvermögen gutgeschrieben werden soll. Der Umsatz ist mit etwas über CHF 1 Mio. ähnlich wie im Vorjahr, was nicht zuletzt auf eine hohe Anzahl Veranstaltungen 2016 zurückzuführen ist.

Ausserdem konnten erneut gesteigerte Erträge aus dem Mitgliederzuwachs und sehr gute Deckungsbeiträge aus den vielen Veranstaltungen verzeichnet werden.

Bilanz Bei den Aktiven zeigt die Bilanz die finanzielle Stabilität des Verbandes mit unveränderten Rückstellungen und Reserven in der Höhe von rund CHF 1.2 Mio. Das aktive Vereinsvermögen wurde auf CHF 399 080.25 erhöht.

287

106. Hauptversammlung 2017

Protokoll

106. Hauptversammlung 2017

Revision Rechnung und Bilanz wurden von der OBT AG in Brugg im Rahmen einer eingeschränkten Kontrolle revidiert und für in Ordnung befunden. Der Revisionsbericht, welcher bei Bedarf auf der Geschäftsstelle eingesehen oder bezogen werden kann, liegt vor. Auf das Vorlesen des Berichts wird verzichtet. Da eine eingeschränkte Revision durchgeführt wurde, liegt kein explizit ausformulierter Antrag der Kontrollstelle auf Annahme der Rechnung vor. Es wird aber versichert, dass die Revisionsstelle keine Beanstandungen gefunden hat, welche der Abnahme der Rechnung entgegenstehen würden. Ausschuss und Vorstand beantragen die Annahme der Rechnung.

Die Verbandsrechnung 2016 und die Bilanz per 31. Dezember 2016 werden von der Versammlung ohne Diskussion einstimmig genehmigt und die Organe entlastet.

Traktandum 6: Festlegen der Mitgliedertarife und Budget 2018 Zu genehmigen sind die Mitgliedertarife und das Budget für das Jahr 2018, das ebenfalls und vorbehältlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung bereits im Jahresbericht abgedruckt wurde.

Das Budget geht von folgenden Annahmen aus: Mitgliedertarife 2018 Die aktuellen Tarife nach Mitgliedschaftskategorien sind seit der Hauptversammlung 2004 beziehungsweise seit dem 1. Januar 2005 gültig und sollen auch im kommenden Jahr 2018 für sämtliche Kategorien unverändert bleiben. Das bedeutet, dass sich die Ressourcen und damit auch die Arbeiten der Geschäftsstelle ungefähr im bisherigen Rahmen bewegen.

Budget 2018 Gemäss Voranschlag 2018 steht einem budgetierten Ertrag von CHF 982 555.– ein Aufwand von CHF 972 500.– gegenüber, womit ein ausgeglichenes bzw. mit CHF 10 055.– leicht positives Ergebnis budgetiert ist. Ertragsseitig wird mit stabilen Erträgen aus den per 1. Januar 2016 aktualisierten Deklarationen der Mitglieder mit Wasserkraftproduktion und den wiederum guten Deckungsbeiträgen aus eigenen Veranstaltungen gerechnet. Ausgabenseitig entspricht das Budget in etwa dem Vorjahr.

Der Präsident führt aus, dass die Geschäftsstelle des SWV angesichts der 288

zahlreichen Aktivitäten an den Kapazitätsgrenzen angelangt ist und keinerlei Spielraum für zusätzliche Geschäfte aufweist.

Eine Verstärkung, namentlich mit Fachexpertise, ist dringlich. Der Vorstandsausschuss hat deshalb dem Antrag der Geschäftsstelle für eine zusätzliche Stelle ab 1.1.2018, inkl. Finanzierung, zugestimmt.

Da das Budget 2018 bereits zur Verabschiedung unterbreitet wurde, sieht der Vorstandsausschuss folgende Finanzierung vor: • Übergangsfinanzierung 2018: Verwendung der Reserven; alleine die Allgemeinen Reserven belaufen sich auf CHF 500 000.–, womit die Stelle im Bedarfsfall auch 1–2 weitere Jahre finanziert werden könnte; • Ab 2019: Erhöhung ordentliches Budget mit Anpassung der Mitgliedertarife; ein Antrag wird im Vorstand vorbereitet und folgt mit dem Budget 2019 bis zur Hauptversammlung 2018.

Es folgen keine Wortmeldungen aus der Versammlung.

Die unveränderten Mitgliedertarife werden bestätigt und das Budget 2018 inkl. Hinweis auf die Verwendung der Reserven ohne Bemerkungen einstimmig genehmigt.

Traktandum 7: Erneuerungswahlen Vorstand und Revisionsstelle 2017–2020 Der Vorstand hat im Mai 2017 statutengemäss die Erneuerungswahlen der Kommission Hydrosuisse und der Kommission Hochwasserschutz vorgenommen.

Bei der Kommission Hydrosuisse ergaben sich keine Veränderungen, bei der Kommission Hochwasserschutz wurde eine Ergänzungswahl vorgenommen. Der Wechsel wurde bereits kommuniziert und die neue Zusammensetzung ist auf der Webseite publiziert.

Die Gesamterneuerungswahlen des Vorstandes und des Vorstandsausschusses hingegen sind von der Hauptversammlung zu tätigen. Sämtliche Mitglieder des Vorstandes wurden bezüglich ihres weiteren Engagements für eine neue Amtsperiode angefragt. Die Liste mit den Rücktritten und den vom Vorstand vorgeschlagenen Kandidaten wurden mit den Unterlagen zur Hauptversammlung allen zugestellt.

Vorstand Für die Amtsperiode 2017–2020 sind fünf Rücktritte aus dem Vorstand zu vermelden, namentlich: Rolf Mathis, Axpo (Ausschuss und langjähriger Vizepräsident), Beat Imboden, Alpiq (Ausschuss), Moritz

Steiner, Kanton Wallis bzw. RKGK, Christian Dupraz, BFE und Hanspeter Willi, BAFU. Es sind zwei der zurücktretenden Vorstandsmitglieder anwesend (Rolf Mathis und Beat Imboden). Der Präsident verdankt den Zurücktretenden und ihren Arbeitgebern im Namen des Vorstandes und der Hauptversammlung ganz herzlich das vergangene, teilweise sehr langjährige Engagement für den Verband.

Die zurücktretenden Vorstandsmitglieder werden mit einem kleinen Geschenk und grossem Applaus verabschiedet.

Als Nachfolger schlägt der Vorstand einstimmig folgende Kandidaten vor: Jörg Huwyler, Leiter der Division Hydroenergie der Axpo (bereits im Vorstand und Ausschuss) als neuen Vizepräsidenten; Christian Plüss, Leiter Produktion Wasserkraft Alpiq, neu in den Ausschuss; Martin Roth, Leiter Produktion EWZ und Vorstandsmitglied, neu in den Ausschuss; Lionel Chapuis, Leiter Produktion Wasserkraft Groupe E, neu in den Vorstand. Ausserdem wird vorgeschlagen, die Kantone im Vorstand zu stärken mit: Sandro Pitozzi, Leiter Abteilung Energie Tessin, als Vertreter RKGK und Werner Leuthard, Leiter Abteilung Energie Aargau, als Vertreter EnDK. Die Kandidaten sind anwesend und stellen sich kurz vor.

Die Kandidaten werden durch die Hauptversammlung einstimmig in den Vorstand bzw. in den Vorstandsausschuss gewählt.

Die übrigen Mitglieder des Vorstandes resp. Vorstandsausschusses werden ebenfalls einstimmig wiedergewählt.

Revisionsstelle Für die Amtsperiode 2017–2020 ist ebenfalls die Revisionsstelle erneut zu wählen.

Die Versammlung wählt die OBT AG Brugg einstimmig für die Amtsperiode 2017– 2020.

Traktandum 8: Hauptversammlung 2018 Der SWV versucht bei den Durchführungsorten der Hauptversammlung die verschiedenen Regionen des Landes zu berücksichtigen. Verteilt man die Durchführungsorte seit 2000 auf einer Schweizer Karte, fällt auf, dass der Kanton Graubünden seit Längerem nicht mehr besucht wurde.

Der Vorstand schlägt deshalb vor, die nächste Hauptversammlung in Disentis, im Kanton Graubünden durchzuführen.

Als Termin wird der 6./7. September 2018 vorgeschlagen, dann wieder begleitet von einer halbtägigen Vortragsveranstaltung und gefolgt von einer Exkursion.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Traktandum 9: Mitteilungen, Verschiedenes Bericht der Geschäftsstelle Die Tätigkeiten von Geschäftsstelle und Kommissionen des vergangenen Jahres sind im publizierten Jahresbericht 2016 detailliert beschrieben. Der Geschäftsführer erwähnt deshalb nur ein paar der wichtigsten, im neuen Jahr bisher vorangetriebenen Hauptaktivitäten in den zwei Bereichen Wasserkraft (Kommission Hydrosuisse) und Hochwasserschutz / Wasserbau (Kommission KOHS). Abschliessend verdankt er das ehrenamtliche Engagement der Kommissionsmitglieder und vor allem auch der Vorsitzenden; ohne dieses Engagement in den Kommissionen würde die Arbeit im Verband nie die gleiche Qualität und Wirkung erreichen.

Die Versammlung nimmt in zustimmendem Sinne Kenntnis der Aktivitäten.

Dienstleistungen für Mitglieder Der Präsident weist darauf hin, dass das vorrangige Ziel des Verbandes nach wie

vor ist, Dienstleistungen zu erbringen, welche für die Mitglieder von Nutzen sind. Er hebt die wichtigsten Plattformen für die Mitglieder hervor: • Fach- und Verbandszeitschrift «Wasser Energie Luft» • Webseite www.swv.ch (mit Agenda und diversen Dokumenten wie Positionspapiere, Faktenblätter, Referate usw.)

• E-Mail-Newsletter (mit Mitteilungen und Hinweisen auf Veranstaltungen) • Veranstaltungen und Tagungen (mit Vorzugskonditionen für Mitglieder).

Die wichtigsten Aktivitäten und Veranstaltungen der kommenden Monate sind jeweils in der Agenda auf der Webseite aufgeführt. Der Präsident ist überzeugt, dass die Mitglieder von den wertvollen Leistungen profitieren können, und zählt weiterhin auf die breite Unterstützung als Mitglieder, als Teilnehmer an Veranstaltungen, als Inserenten und Autoren für die Fachzeitschrift.

In der Umfrage folgen keine weiteren Wortmeldungen aus der Versammlung.

•

den Kollegen im Vorstand und den Mitgliedern in den Kommissionen für die konstruktive, gute Zusammenarbeit im Interesse des Verbandes; • allen Mitgliedern und Anwesenden für ihre Unterstützung und das Interesse an den Aktivitäten des Verbandes; • der Geschäftsstelle in Baden, welche das ganze Jahr hindurch die vielfältige Verbands- und Redaktionsarbeit bewältigt. Es sind dies neben dem Geschäftsführer: Sonja Ramer für das Verbandssekretariat und die Assistenz des Geschäftsführers; Doris Hüsser für die Buchhaltung, das Personalwesen und die Administration der Abonnenten sowie Manuel Minder für die Produktion, inklusive Anzeigenverwaltung, der Zeitschrift «Wasser Energie Luft».

Der Präsident erklärt die 106. ordentliche Hauptversammlung für geschlossen.

Protokoll: Sonja Ramer

Abschluss und Dank Der Präsident verdankt der Versammlung die spannende Zusammenarbeit. Ganz zum Schluss dankt der Präsident namentlich:

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106. Hauptversammlung 2017

Die Versammlung stimmt dem Vorschlag zur Durchführung der Hauptversammlung am 6./7. September 2018 im Kloster Disentis zu.

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106. Hauptversammlung 2017

Procès-verbal

106ème Assemblée générale de l’Association suisse pour l’aménagement des eaux Jeudi, 7 septembre 2016 à Altdorf Message d’accueil Le Président, le conseiller national Albert Rösti, souhaite la bienvenue aux membres et invités présents à la 106ème assemblée générale annuelle de l’Association suisse pour l’aménagement des eaux (ASAE) au Théâtre d’Uri à Altdorf.

Les groupes régionaux affiliés à l’ASAE sont représentés par Michelangelo Giovannini, Président de l’Association Rheinverband (RhV), et Oliver Steiger, Président de l’Association Aare-Rheinwerke (VAR). Laurent Filippini, Président de l’Association Ticinese di Economie delle Acque (ATEA), est excusé. Les deux commissions de l’ASAE sont représentées par leurs présidents: Andreas Stetteler pour la commission Hydrosuisse et Jürg Speerli pour la commission pour la protection contre les crues.

Plusieurs personnes non présentes à l’assemblée ont présenté leurs excuses.

On renonce à la lecture des personnes excusées.

Remarque préliminaire sur les votes Tous les membres présents ont reçu leurs cartes de légitimation pour les votes durant l’assemblée. Le bulletin de vote jaune s’applique aux membres individuels et le bulletin bleu pour les membres collectifs.

Le nombre de voix est marqué sur le bulletin de vote. Il y a 487 voix présentes sur les 1026 au total. L’Assemblée délibère valablement indépendamment au nombre de voix présent. La majorité simple est à 244 voix. Note: Les membres individuels et les membres collectifs ont 1 vote; les membres collectifs ayant leur propre production, dont les cotisations sont déterminées en fonction du volume de production, disposent d’une voix par tranche de 60 GWh. Pour plus de simplicité, et dans la mesure où aucune erreur d’interprétation n’est possible, les votes sont effectués en accord avec l’Assemblée sans décompte des voix. En cas de décompte, les votants seraient appelés par ordre d’importance et 292

leurs voix seraient comptabilisées jusqu’à ce qu’une majorité simple soit atteinte.

Point 1: Allocution présidentielle (cf. texte à la page 285) Point 2: Ordre du jour L’invitation à l’assemblée générale annuelle a publiée avec le rapport annuel 2016 dans la revue 2/2017 «Eau énergie air» (WEL) en juin 2017. L’ordre du jour et les documents relatifs aux opérations ont été envoyés à tous les participants par e-mail et se trouvent aussi dans la salle de réunion.

Jusqu’à la date prévue par les statuts à la fin avril de l’année en cours, aucune demande n’a été reçue de la part des membres et l’ordre du jour a été fixé par le comité comme suit: 1. Allocution présidentielle 2. Ordre du jour 3. Procès-verbal de la 105ème assemblée générale annuelle le 1 septembre 2016 à Brigue 4. Rapport annuel 2016 5. Comptes 2016 et rapport de révision, décharge des organes 6. Montants des cotisations et budget 2018 7. Elections comité et organe de révision 2017–2020 8. Assemblée générale 2018 9. Communications, divers L’ordre du jour et leur ordre sont approuvés sans aucune remarque par l’Assemblée.

Point 3: Procès-verbal de la 105ème assemblée générale annuelle le 1 septembre 2016 à Brigue Le procès-verbal de la 105ème assemblée générale annuelle a été publié dans le numéro 4/2016 de la revue «Eau énergie air» aux pages 312–317 en allemand et en français. Aucune observation écrite n’a été reçue sur le protocole. Personne ne réclame la parole au sein de l’Assemblée.

L’Assemblée approuve à l’unanimité le procès-verbal.

Point 4: Rapport annuel 2016 Le rapport annuel 2016 a été publié en allemand et en français dans le numéro 2/2017 de la revue WEL aux pages 113–134. De plus, il a été envoyé aux membres avant l’assemblée et est également accessible sur le site internet. Le Président renonce à lire le rapport. Aucune prise de parole n’est demandée.

L’Assemblée prend acte du rapport annuel sans aucune remarque.

Point 5: Comptes 2016 et rapport de révision, décharge des organes Les comptes annuels 2016 et le bilan au 31.12.2016 ont été publiés et expliqués dans le rapport annuel 2016 dans la revue WEL 2/2017. Les principaux points sont résumés ci-dessous par le Directeur: Comptes Les comptes 2016 bouclent avec un excédent de recettes de CHF 33 351.–, excédent qui sera crédité à la fortune de l’Association. Le chiffre d’affaire supérieur à CHF 1 million est semblable à celui de l’année précédente et se distingue notamment par un grand nombre d’événements en 2016. En outre, une légère croissance des revenus a de nouveau été enregistrée grâce à l’augmentation du nombre de membres et aux très bonnes contributions des événements.

Bilan Du côté des actifs, le bilan témoigne de la stabilité financière de l’Association avec des provisions inchangées et des réserves totalisant environ CHF 1.2 million. La fortune active de l’Association a été augmenté à CHF 399 080.25.

Révision Compte et bilan ont été soumis par le cabinet OBT AG à Brugg à un contrôle restreint et approuvés. Le rapport de révision, auquel on peut se rapporter et qui au besoin peut être consulté au bureau, est mis à disposition. On renonce à la lec-

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Point 6: Montants des cotisations et budget 2018 Les montants de cotisation et le budget pour l‘année 2018, également publiés à l’avance avant l’approbation de l’assemblée générale dans le rapport annuel, sont à approuver. On relève les points suivants: Cotisation 2018 Les montants de cotisations actuels, décidés lors de l’assemblée générale annuelle 2004 et en vigueur depuis le 1 janvier 2005, devraient rester inchangés pour toutes les catégories en 2018, signifiant que les ressources et donc le travail du secrétariat se maintiennent environ au niveau actuel.

Budget 2017 Selon les estimations pour 2018, le revenu budgété se monte à CHF 982 555.– pour des charges de CHF 972 500.– et un résultat budgétisé équilibré, respectivement légèrement positif à CHF 10 055.–. Du côté des revenus, on s’attend à des revenus stables suite à la mise à jour au 1 janvier 2016 de la déclaration de production hydroélectrique des membres et à la bonne couverture des contributions issues des événements organisés par l’Association.

Du côté des charges, le budget prévoit des dépenses correspondantes à celles de l’année précédente.

Au vu de ses nombreuses activités, le secrétariat de l’ASAE est arrivé aux limites de ses capacité et ne dispose plus de possibilités pour des activités supplémentaires.

Un renforcement, en particulier avec une expertise spécialisée, est urgent. Le bureau exécutif du comité a approuvé la demande du secrétariat pour un poste supplémentaire à partir du 1 janvier 2018, y compris son financement. Le budget 2018 ayant déjà été soumis pour adoption, le bureau exécutif du comité propose le financement suivant:

•

Financement transitoire 2018: utilisation des réserves; les réserves générales seules s'élèvent à CHF 500 000.–, ce qui, en cas de besoin, pourrait aussi servir au financement du poste durant 1 ou 2 ans supplémentaire; • à partir de 2019: augmentation du budget ordinaire en ajustant les montants de cotisation des membres; une proposition est préparée au comité et suivra avec le budget de 2019 d’ici à l’assemblée générale annuelle 2018.

Aucune prise de parole n’est demandée par l’Assemblée.

Les montants inchangés des cotisations des membres et le budget 2018, y compris l’indication sur l’utilisation des réserves, sont approuvés à l’unanimité sans aucun commentaire.

Point 7: Elections comité et organe de révision 2017–2020 Selon les statuts, le comité a procédé en mai 2017 à des élections de renouvellement de la Commission Hydrosuisse et de la Commission pour la protection contre les crues. Il n’y a eu aucun changement à la Commission Hydrosuisse et une élection complémentaire a été faite à la Commission pour la protection contre les crues.

Les changements ont déjà été communiqués et les nouvelles compositions sont publiées sur le site internet.

En revanche, les élections de renouvellement général du comité et du bureau exécutif du comité sont du ressort de l’assemblée générale. Tous les membres du comité ont été invités à renouveler leur engagement pour un nouveau mandat. La liste des démissionnaires et des candidats proposés par le comité a été remise à tous avec les documents fournis pour l’assemblée générale.

Comité Pour le mandat 2017–2020, cinq démissions sont à signaler au sein du comité: Rolf Mathis, Axpo (bureau et vice-président pendant plusieurs années), Beat Imboden, Alpiq (bureau), Moritz Steiner, canton du Valais resp. CGCA, Christian Dupraz, OFEN, et Hanspeter Willi, OFEV. Deux membres démissionaires du comité sont présents (Rolf Mathis et Beat Imboden).

Le Président remercie chaleureusement les démissionaires et leurs employeurs au nom du comité et de l’assemblée générale pour leur engagement passé, parfois de longue date, envers l’Association.

Les membres démissionnaires du comité sont salués par un petit cadeau et une valve d’applaudissements.

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Comme successeurs, le comité présente à l’unanimité les candidats suivants: Jörg Huwyler, chef de la division Hydroénergie chez Axpo (déjà engagé au comité et au bureau) comme nouveau vice-président; Christian Plüss, chef de la production force hydraulique chez Alpiq, pour un siège au bureau du comité; Martin Roth, chef de la production chez EWZ et membre du comité, également pour un siège au bureau du comité; Lionel Chapuis, chef de la production force hydraulique au Groupe E, pour un siège au comité. En outre, il est proposé de renforcer la présence des cantons au comité avec: Sandro Pitozzi, chef de la division Energie au Tessin, en tant que représentant CGCA; et Werner Leuthard, chef de la division Energie en Argovie, en tant que représentant de l’EnDK. Les candidats sont présents et se présentent brièvement.

Les candidats sont élus sans objections par l’assemblée générale annuelle au comité, resp. au bureau exécutif du comité.

Les autres membres du comité, resp. du bureau exécutif du comité, sont également réélus à l’unanimité.

Organ de révision L’organe de révision doit également être réélu pour la durée du mandat 2017–2020.

L’Assemblée élit OBT AG, Brugg, à l’unanimité pour la durée du mandat 2017– 2020.

Point 8: Fixation de l’assemblée générale annuelle 2018 L’ASAE essaie notoirement de varier les emplacements de son assemblée générale et de visiter les différentes régions du pays. Si l’on regarde de plus près les différents lieux choisis depuis l’an 2000 sur une carte de la Suisse, on se rend compte que le canton des Grisons n’a plus été visitée depuis un certain temps.

Le comité propose donc le canton des Grisons, nommément l’Abbaye de Disentis, comme lieu pour la prochaine assemblée générale annuelle. La date proposée est le 6–7 septembre 2018.

L’assemblée sera à nouveau suivie d’une demi-journée de conférence suivie d’une excursion.

L’Assemblée approuve la proposition de procéder à la prochaine assemblée générale le 6–7 septembre 2018 à l’Abbaye de Disentis sans contre-proposition.

Point 9: Communications, divers Rapport du secrétariat Les activités du secrétariat et des commis293

106. Hauptversammlung 2017

ture du rapport. Comme un contrôle restreint a eu lieu, il n’y a pas de demande formulé explicitement de l’organe de révisionconcernant l’adoption des comptes.

On s’assure que l’organe de révision n’a aucune objection à formuler qui pourrait empêcher l’acceptation des comptes. Bureau et comité de l’ASAE sollicitent alors l’acceptation des comptes.

Les comptes 2016 de l’Association et le bilan au 31 décembre 2016 sont approuvés à l'unanimité par l'Assemblée sans discussion et les organes sont déchargés.

106. Hauptversammlung 2017

sions de l’année dernière sont décrites en détail dans le rapport annuel 2016. Le directeur ne mentionne donc que quelquesunes des activités principales les plus importantes amorcées durant l’année dans les deux domaines de l’énergie hydraulique (commission Hydrosuisse) et de la protection contre les crues/aménagement hydraulique (commission CIPC). Enfin, il remercie l’engagement volontaire des membres des commissions, notamment les présidents; sans cet engagement dans les commissions, le travail de l’Association n’atteindrait pas la même qualité ni efficacité.

L’Assemblée prend acte des activités.

Services pour les membres Le Président souligne que l’objectif principal de l’ASAE demeure inchangé, soit de fournir des services au bénéfice de ses membres. Il met en évidence les platesformes les plus importantes pour les membres de l’ASAE: • Revue spécialisée de l’Association «Eau énergie air»

294

•

Website www.swv.ch (avec agenda et divers documents tels que prises de position, fiches d’information, présentations, etc.)

• Newsletter électronique (avec messages et indications des prochains événements) • Événements et symposiums (avec conditions préférentielles pour les membres).

Les principales activités et événements à venir figurent dans l’agenda sur le site internet. Le Président est convaincu que les membres peuvent bénéficier des précieux services de l’ASAE et compte toujours sur le large soutien des membres, des participants aux événements, des annonceurs et des auteurs pour la revue.

Suite à la demande du Président, aucune autre prise de parole n’est requise par l’Assemblée.

Conclusion et remerciement Le Président remercie l’Assemblée pour la collaboration passionnante. Tout à la fin, le Président remercie:

•

Les collègues du comité et les membres des commissions pour leur collaboration bonne et constructive dans l’intérêt de l’Association.

• Tous les membres et participants pour leur soutien et intérêt envers les activités de l‘Association.

• Le secrétariat à Baden qui se charge tout au long de l’année des divers travaux de rédaction et activités de l’Association. En plus du directeur il s’agit de nommer: Sonja Ramer pour le secrétariat de l’Association et assistante du directeur; Doris Hüsser pour la comptabilité, les ressources humaines et les abonnements de la revue «Eau énergie air», et Manuel Minder, pour la production ainsi que l’administration des annonces de la revue «Eau énergie air».

Le Président clôture la 106ème assemblée générale annuelle de l’Association suisse pour l’aménagement des eaux.

Procès-verbal: Sonja Ramer

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Nachrichten Informationen aus der Wasser- und Energiewirtschaft

P ol iti k Politi Beratungen UREK-N zum Strommarkt 2020 Die Energiekommission des Nationalrats beschliesst zwei Kommissionsmotionen, die wichtige Eckpunkte für das Strommarktdesign nach 2020 festlegen.

Einerseits soll die vollständige Liberalisierung des Strommarkts umgesetzt werden, andererseits unterstützt die Kommission die Etablierung einer strategischen Stromreserve zur Absicherung der Energieverfügbarkeit in extremen Situationen.

Die Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrats hat sich vom Bundesamt für Energie über den aktuellen Stand der Vorbereitungen zum Strommarktdesign für die Zeit nach 2020 (Revision StromVG) informieren lassen.

Eine Studie dazu wurde am vergangenen Freitag von Bundespräsidentin Doris Leuthard am Infrastrukturtag des UVEK auch der Öffentlichkeit präsentiert. Darin wird aufgezeigt, dass die Versorgungssicherheit in der Schweiz unter den Rahmenbedingungen der Energiestrategie 2050 grundsätzlich sichergestellt sei. Austausch und Integration in die umliegenden Strommärkte sei zum Erhalt der Versorgungssicherheit für die Zukunft aber zentral.

Hin zur vollständigen Marktöffnung Anknüpfend an die in der Kommission seit Anfang Jahr geführte Diskussion zu den Herausforderungen im Strommarkt, beschliesst die UREK mit 15 zu 4 Stimmen bei 3 Enthaltungen eine Motion (17.3971), die den Bundesrat beauftragt, den Schritt hin zu einer vollständigen Marktöffnung zu gehen. So soll die Effizienz im Strommarkt erhöht und die Verzerrung durch die bisherige Teilöffnung des Markts behoben werden. Gleichzeitig spricht sich die Kommission einstimmig für eine Motion (17.3970) aus, die zur Absicherung der Energieverfügbarkeit in extremen Situationen die Einführung einer strategischen Reserve im Strommarkt fordert. Damit unterstützt die Kommission die Bestrebungen des BFE, das die Marktöffnung mit einer sol-

chen Massnahme koppeln möchte. Eine Minderheit ist der Ansicht, dass die Kommissionsmotion zur Strommarktliberalisierung nicht zielführend sei.

Keine Sofortmassnahmen, aber neues Strommarktdesign Schliesslich hat sich die Kommission auch erneut mit der Vorlage 2 der «Stromnetzstrategie» (16.035) beschäftigt. Der Entwurf mit allfälligen Unterstützungsmassnahmen für die Wasserkraft war vom Nationalrat in der Sommersession zur vertieften Prüfung an die UREK zurückgewiesen worden. In der Zwischenzeit hat die Kommission verschiedene Abklärungen hinsichtlich der Dringlichkeit solcher Massnahmen getroffen. Sie kommt mit 20 zu 4 Stimmen bei 1 Enthaltung zum Schluss, dass für die Wasserkraft als Ganzes kein unmittelbarer Handlungsbedarf bestehe.

In diese Richtung deuten nicht zuletzt erste Ergebnisse der umfangreichen Datenerhebung des Bundesamtes für Energie bei den Betreibern von Wasserkraftwerken, die im Rahmen der Vorbereitung zur StromVG-Revision durchgeführt werden.

Mit 18 zu 5 Stimmen bei 2 Enthaltungen beschliesst sie deshalb formell, nicht länger an der Vorlage 2 des Geschäfts zum Um- und Ausbau der Stromnetze weiterzuarbeiten. Gleichzeitig ist sich die Kommission aber bewusst, dass das aktuelle Marktumfeld eine Herausforderung gerade für jene Unternehmen ist, die über keine gebundenen Kunden verfügen. Um hier mittel- bis langfristig Investitionsdefizite zu vermeiden, wird die Kommission dieses komplexe Thema im Rahmen der Diskussionen zum neuen Strommarktdesign weiter behandeln.

Die Kommission hat am 30. und 31. Oktober 2017 unter dem Vorsitz von Nationalrat Stefan Müller-Altermatt (CVP, SO) in Bern getagt.

(UREK-N)

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Ene E ne r g iewi i ewi r ts t s c haf t Finanzielle Situation der Schweizer Stromwirtschaft Eine vom Bundesamt für Energie (BFE) und von der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) in Auftrag gegebene Studie untersucht die Entwicklung der finanziellen Lage der Schweizer Stromwirtschaft in den letzten zehn Jahren. Die von EY durchgeführte Studie weist auch die von den Energieversorgungsunternehmen (EVU) geleisteten Beiträge für Gewinnausschüttungen, Steuern oder Wasserzinsen an die öffentliche Hand aus.

Für die Studie «Wirtschaftliche Situation von Schweizer Energieversorgungsunternehmen im Zeitverlauf» wurden öffentlich verfügbare Informationen für den Zeitraum 2007 bis 2016 für eine repräsentative Auswahl von Schweizer EVU ausgewertet. Ermittelt wurden daraus die Kennzahlen zu Gewinnsituation, Profitabilität, Finanzierung, Reserven und Liquidität, Wasserzinsen, Dividenden und Steuern.

Wichtigste Resultate • Die EVU können aufgrund ihrer Struktur und unternehmerischen Ausrichtung in zwei Gruppen aufgeteilt werden: Alpiq und Axpo einerseits, die keine Kunden in der Grundversorgung haben, und der Rest der Branche andererseits.

• Die erste Gruppe mit Alpiq und Axpo hat sich hinsichtlich Umsatz, EBITDA und Reingewinn im Zeitraum 2007 bis 2016 negativ entwickelt: aggregierter Umsatz beinahe halbiert und ab 2011 Reinverluste. Zudem stieg der Fremdkapitalanteil von 24 % auf 49 %.

• Die zweite Gruppe hat sich hinsichtlich Umsatz und EBITDA tendenziell positiv entwickelt: Der aggregierte Reingewinn ist zwar tendenziell gesunken (ausser bei den kleineren EVU, bei denen der Reingewinn von 2007 bis 2016 gestiegen ist), blieb jedoch auch nach 2011 in der Regel im positiven Bereich. Die Schwankungen des Reingewinns bei den grösseren EVU die295

Nachrichten

ser Gruppe sind massgeblich auf deren Aktienbeteiligungen an Alpiq und Axpo zurückzuführen. Der Fremdkapitalanteil dieser EVU-Gruppe ist leicht angestiegen, aber weiterhin mit insgesamt rund 20 % auf einem tiefen Niveau.

• Die Gewinnausschüttungen an Kantone sind um knapp 40 % gesunken, wobei die Mittellandkantone (mit über 10 % Beteiligung an Axpo und Alpiq) den grössten Rückgang verzeichnen mussten.

• Die Gewinnausschüttungen an die in der Studie untersuchten Gemeinden und Städte waren 2016 etwa gleich hoch wie 2007 (mit höheren Ausschüttungen in den Jahren 2009 bis 2015).

• Das Volumen der gezahlten Wasserzinsen hat sich im Zeitraum 2007 bis 2015 um fast 40 % erhöht.

• Die gezahlten Steuern sind im Betrachtungszeitraum deutlich gesunken, im Wesentlichen verursacht durch die grossen EVU. Die Steuerzahlungen der grösseren bis kleineren EVU sind vergleichsweise konstant geblieben.

Die Studie ist in Deutsch auf der Webseite des BFE verfügbar und enthält eine Zusammenfassung in französischer Sprache.

(BFE)

Inkraftsetzung des revidierten Energiegesetzes per Anfangs 2018 Der Bundesrat hat das totalrevidierte Energiegesetz, dem die Schweizer Stimmbevölkerung in der Referendumsabstimmung vom 21. Mai 2017 zugestimmt hat, per 1. Januar 2018 in Kraft gesetzt. Gleichzeitig hat er die Ergebnisse der Vernehmlassung zu den zugehörigen Verordnungsrevisionen zur Kenntnis genommen und die Verordnungen verabschiedet. Die drei neuen und sechs revidierten Verordnungen treten gleichzeitig mit dem Gesetz in Kraft.

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Am 30. September 2016 hatte das Parlament die Totalrevision des Energiegesetzes sowie Anpassungen weiterer elf Bundesgesetze als ersten Schritt zur Umsetzung der Energiestrategie 2050 verabschiedet. Die neue Gesetzgebung dient dazu, den Energieverbrauch zu senken, die Energieeffizienz zu erhöhen und die Potenziale der neuen erneuerbaren Energien wie Sonne, Wind, Geothermie und Biomasse auszuschöpfen. Zudem werden bestehende Grosswasserkraftwerke vorübergehend unterstützt und der Bau neuer Kernkraftwerke verboten.

Neue und angepasste Verordnungen Die Änderungen auf Gesetzesebene machen auch Anpassungen auf Verordnungsstufe notwendig. Dazu wurde vom 1. Februar bis zum 8. Mai 2017 eine Vernehmlassung durchgeführt. Die Anpassungen betreffen folgende Verordnungen: Die Energieverordnung wird totalrevidiert und neu in drei separate Verordnungen aufgeteilt (Energieverordnung, Energieförderungsverordnung, Energieeffizienzverordnung). Ebenfalls totalrevidiert wird die Herkunftsnachweis-Verordnung. Eine Teilrevision erfahren die Kernenergieverordnung, die Stromversorgungsverordnung, die CO2-Verordnung, die Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich sowie die Landesgeologieverordnung.

Ergebnis des Vernehmlassungsverfahrens Im Rahmen des Vernehmlassungsverfahrens sind insgesamt 317 Stellungnahmen zu über 1000 einzelnen Punkten eingegangen. Der Ergebnisbericht sowie die einzelnen Stellungnahmen sind im Internet verfügbar.

Die Texte der angepassten Verordnungen (provisorische Fassungen) und die Erläuterungen sind auf www.energiestrategie2050.ch verfügbar.

(Der Bundesrat)

Was s e r kr ei s lauf / Was s e r wi r ts c haf t z Lernmedium «WASSERvertstehen» – neues Modul Das mit dem Worlddidac Award 2016 ausgezeichnete Lernmedium zur Hydrologie für die Sekundarstufe II geht im zweiten Modul aktuellen hydrologischen Fragen nach: Gibt es in der Schweiz am Ende dieses Jahrhunderts auch ohne Gletscher noch genügend Wasser für Trinkwasserversorgung, Wasserkraft, Bewässerung, Beschneiung und andere Nutzungen? Wie muss sich eine nachhaltige Wasserbewirtschaftung an das verändernde Wasserdargebot anpassen?

Das neue Modul «Wallis – Wassernutzung im Wandel» geht am Beispiel der Region Crans-Montana–Sierre diesen Fragen nach. Das Modul zeigt dabei neueste Forschungskenntnisse auf. Die gedruckten Themenblätter «Wasserdargebot», «Nutzung von Wasser», «Wasserverteilung» und «Wasserbewirtschaftung bis 2100» werden mit einem E-Book ergänzt. Dieser Medienverbund unterstützt eine vertiefte Auseinandersetzung und flexible Umsetzung im Unterricht.

Der «Hydrologische Atlas der Schweiz» (HADES) ist ein Gemeinschaftswerk der Schweizer Hydrologie und wird vom Bundesamt für Umwelt, BAFU, herausgegeben. Mit dem Lernmedium «WASSERverstehen» wird dieses umfassende Forschungswissen für die Lernenden an Mittelschulen aufbereitet. In gedruckter und elektronischer Form bietet das Lernmedium eine inhaltlich und didaktisch durchdachte Lernumgebung an, welche eine aktive Auseinandersetzung mit den Sachverhalten fördert. Das Angebot ist in die Webseite des Hydrologischen Atlasses integriert und – mit Ausnahme der gedruckten Themenblätter – kostenlos zugänglich.

Gesellschaft und Wirtschaft sind bereits heute in vielfacher Art und Weise vom Klimawandel betroffen. Rolf Weingartner, Hydrologie-Professor an der Universität Bern und Co-Projektleiter des HADES, argumentierte, dass allerdings die gesellschaftliche Betroffenheit noch fehle, um das notwendige Handeln auszulösen. Es sei deshalb von grosser Bedeutung, überall und in verschiedenen Formen auf die Auswirkungen des Klimawandels hinzuweisen. «WASSERverstehen» leiste dazu einen wichtigen Beitrag. Einmal werde die junge Generation angesprochen, die

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Umwelt-/L ands c haf ts s c hu hutt z

Bild 1. Einstiegsseite des Lernmediums «WASSERverstehen» (Bild: zvg).

Bild 2. Ausschnitt eines Themenblattes von «WASSERverstehen» (Bild: zvg). vom Klimawandel besonders betroffen sein werde. «Mit dem vorbildlichen didaktischen Aufbau des Lehrmittels wird dieses Wissen nachhaltig vermittelt», so Weingartner. Für das Bundesamt für Umwelt vermittelt die Umweltbildung den Lernenden spezifische Fähigkeiten, um verantwortungsvoll und vorausschauend zu handeln. «Das neue HADES-Lernmedium leistet einen wesentlichen Beitrag zum Verständnis der Wasserwirtschaft und zu den Herausforderungen, die lebenswichtige Ressource Wasser zu bewahren», sagt Olivier Overney, Chef der Abteilung Hydrologie des BAFU. Um den erwarteten Veränderungen in der Wasserwirtschaft zu begegnen, werde es entscheidend sein, dass Schülerinnen und Schüler ihr Handeln auf verlässliche und zugängliche wissenschaftliche Erkenntnisse abstützen könnten.

Das Modul «Wallis – Wassernutzung im Wandel» besteht aus den in sich geschlossenen Themenblättern: «Wasserdargebot», «Nutzung des Wassers», «Wasserverteilung» und «Wasserbewirtschaftung bis 2100». Die flexibel einsetzbaren Themenblätter und das dazugehörige E-Book unterstützen eine vertiefte und analytische Auseinandersetzung mit aktuellen Fragestellungen der Hydrologie.

Inkraftsetzung der revidierten Bundesinventare zum Schutz von Biotopen Der Bundesrat hat Ende September 2017 die Revision der Bundesinventare der Biotope und Moorlandschaften von nationaler Bedeutung genehmigt. Diese Revision ist gemäss Bundesrat ein weiterer Meilenstein beim Schutz der natürlichen Lebensräume und gefährdeter Arten. Der Anteil der in den Inventaren verzeichneten Gebiete an der gesamten Landesfläche erhöht sich von 1.8 auf 2.2 Prozent.

Die sechs Bundesinventare der Biotope von nationaler Bedeutung – Trockenwiesen und -weiden, Hochmoore, Flachmoore, Auen, Amphibienlaichgebiete und Moorlandschaften – sind wichtige Instrumente des Bundes für die Erhaltung der natürlichen Lebensräume in der Schweiz und der dort vorkommenden Tier- und Pflanzenarten.

Aufwertung der Amphibienlaichgebiete Die Gesamtfläche der in den Inventaren aufgeführten Objekte wächst um knapp 16 000 Hektaren und bedeckt neu 2.2 Prozent der Landesfläche. Bei den zusätzlichen Gebieten handelt es sich zu einem grossen Teil um Objekte, die bereits auf regionaler Ebene oder privatrechtlich geschützt sind. Mit der Aufnahme in die Bundesinventare geniessen sie künftig einen einheitlichen Schutz und einen besseren Unterhalt. Die flächenmässige Ausdehnung betrifft insbesondere die Amphibienlaichgebiete und Auen. Diese Gebiete sowie ihre Fauna und Flora zählen zu den am stärksten gefährdeten Objekten und Arten der Schweiz.

Beitrag zur Strategie Biodiversität Schweiz Die Ausdehnung des Netzes der Schweizer Schutzgebiete leistet einen grossen Beitrag an die Erreichung der Ziele der Strategie Biodiversität Schweiz. Damit jedoch diese Biotope ihre ökologische Funktion wahrnehmen können, müssen sie in einem guten Zustand erhalten werden.

Zu diesem Zweck hat der Bundesrat am 6. September 2017 den Aktionsplan Biodiversität in Kraft gesetzt. Ergänzend zu

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

weiteren Massnahmen werden zusätzliche Mittel bereitgestellt, etwa für die Sanierung und den Unterhalt von Biotopen.

Mit der Revision werden überdies bessere Grundlagen für den Vollzug des Schutzes der einzelnen Objekte durch die Kantone geschaffen. Bei über 1100 Objekten wurde der Perimeter an die detaillierte regionale Kartografie angepasst. Die gleichzeitige Revision sämtlicher Inventare stärkt ausserdem die Kohäsion innerhalb des Systems. Die qualitativ und landschaftlich hochwertigen natürlichen Lebensräume, die unter Schutz gestellt wurden, sind nicht zuletzt für den Tourismus von grosser Bedeutung und dienen der Bevölkerung als Erholungsräume.

(BAFU)

Was s e r kr af tnut zung Konzessionsgesuch Trift-Projekt wird eingereicht Das Konzessionsgesuch der Kraftwerke Oberhasli (KWO) für das Trift-Projekt wurde eingereicht. Die Konzessionsunterlagen sind das Resultat eines engen, partizipativen Kooperationsprozesses.

Vorgesehen sind der Bau eines Stausees und eines Kraftwerks mit einer Leistung von 80 Megawatt.

Der Rückzug des Triftgletschers eröffnet das Potenzial für ein Wasserkraftprojekt von nationaler Bedeutung. Die freigelegte Geländemulde und die topografischen Voraussetzungen sind ideal. Die KWO hat in den vergangenen vier Jahren ein Projekt erarbeitet, das einen Stausee und ein Kraftwerk in der «underen Trift» vorsieht.

Fotomontage der geplanten Talsperre Trift (Bild: KWO).

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Nachrichten

Das Lernmedium findet sich auf der Webseite www.wasserverstehen.ch. Die gedruckten Themenblätter im Format A4 sind zudem in einer Mappe in Deutsch (via hepVerlag) oder Französisch (via Editionslep) erhältlich.

(UNIBE)

Nachrichten

Der neue Triftsee wird über ein Stauvolumen von 85 Millionen Kubikmeter verfügen und mit dem geplanten Kraftwerk eine Fallstufe von rund 440 Meter nutzen. Das neue Kraftwerk Trift soll eine Leistung von 80 Megawatt und eine jährlich produzierte Energiemenge von 145 Gigawattstunden umfassen. Diese Menge entspricht dem durchschnittlichen Verbrauch von gut 30 000 Haushalten. Das Projekt ermöglicht zudem eine wesentliche Verlagerung von Sommer- auf Winterenergie.

Bei der Projektlancierung vor vier Jahren wurde eine Begleitgruppe unter der Leitung von Regierungsrätin Barbara Egger ins Leben gerufen, die einer breiten Palette von Anspruchsgruppen aus Politik, Umweltverbänden, Tourismus und Region offen stand. Die Begleitgruppe gründete in der Folge aus ihrer Mitte heraus einen Ausschuss, der den eigentlichen Projektierungs- und Planungsprozess über vier Jahre intensiv begleitete. Dabei wurde in zahlreichen Sitzungen und bei Begehungen intensiv diskutiert, verhandelt und gemeinsam nach Lösungen gesucht. Die zu Beginn teils diametralen Interessen zwischen Schützen und Nutzen wandelten sich in einem beispielhaft konstruktiven Prozess in eine gemeinsame, breit tragfähige Lösung.

Eckdaten Projekt Trift • Zusätzliche Produktion von 145 GWh pro Jahr (entspricht jährlichem Verbrauch von gut 30 000 Haushalten) • Zusätzlicher Energiespeicher von 215 GWh (Winter- und Spitzenenergie) • Schaffung von Speichermöglichkeiten im Gadmental mit 85 Mio. m3 (bisher ausschliesslich Laufwasser ohne Speichermöglichkeit) • Natürliche Zuflüsse, keine Pumpen nötig.

• Verbesserter Einsatz der Kraftwerke im Gadmental, Reduktion der nicht planbaren Bandenergie im Sommer dank Speichermöglichkeit • Verbesserung des Hochwasserschutzes im Gadmental

(BVE/KWO)

Grundablass in Punt dal Gall der EKW in Betrieb Bereits Ende September 2017 konnte der Grundablass der Stauanlage Punt dal Gall der Engadiner Kraftwerke AG (EKW) in Abstimmung mit dem Amt für Natur und Umwelt (ANU) erfolgreich in Betrieb 298

darunterliegenden Spölbach. Nachdem ein erster Sanierungsschritt zur Entfernung des PCB, die Reinigung des sogenannten Tosbeckens direkt unterhalb der Staumauer, durchgeführt worden war, gab das ANU grünes Licht für die Inbetriebnahme des Grundablasses. Dank dem erfolgreichen Abschluss dieser äusserst anspruchsvollen und einmaligen Sanierungsarbeiten an der Stauanlage kann diese bis zum Konzessionsende im Jahre 2050 sicher und zuverlässig betrieben werden.

(EKW)

Installation Ponton für Unterwasserarbeiten Punt dal Gall (Bild: EKW) genommen und das aufwendige Sanierungsprojekt abgeschlossen werden.

Im Rahmen des Sanierungsprojekts der Stauanlage Punt dal Gall wurden unter anderem die unter Wasser liegenden Sicherheitsorgane saniert. Die Sanierungsarbeiten begannen im Juni 2016. Vier französische Taucher lebten danach für einen Monat in Druckkammern, die auf einer auf dem See schwimmenden Arbeitsplattform installiert waren. Die Taucher hatten die Aufgabe, zwei temporäre Abschlüsse zu montieren, hinter denen die Revisionsarbeiten an den Sicherheitsorganen am Fusse der Staumauer im Trockenen erfolgen konnten. Im Interesse der Umwelt hatte sich EKW für diese äusserst anspruchsvolle und kostenintensive Sanierungsmethode entschieden, bei der auf eine Entleerung des Stausees Livigno verzichtet werden konnte.

Der Grundablass bildet eines der Sicherheitsorgane der Stauanlage Punt dal Gall, mit dem im Hochwasserfall das Wasser kontrolliert abgelassen werden kann. Mit seiner Sanierung ist die Funktionsfähigkeit der Stauanlage wieder vollumfänglich gewährleistet, sodass das 25 Millionen Franken teure und spektakuläre Sanierungsprojekt mit dem aufwendigen Sättigungstauchverfahren nun abgeschlossen werden kann.

Die Inbetriebnahme des Grundablasses hat sich aufgrund des Schadstoffaustrags von PCB (Polychlorierte Biphenyle) vom letzten Herbst verzögert. Damals entwich bei Korrosionsschutzarbeiten PCB in den

Abschluss der Gesamterneuerung der Kraftwerke Hinterrhein Die Gesamterneuerung der Kraftwerksanlagen der Kraftwerke Hinterrhein AG (KHR) konnte erfolgreich abgeschlossen werden. Sämtliche Anlagen sind wieder in Betrieb. Das Projekt kostete CHF 300 Mio. und wurde innerhalb des Budgets abgerechnet.

Im Rahmen eines schlichten Anlasses in der Kavernenzentrale Ferrera feierten die KHR Ende September 2017 den erfolgreichen Abschluss ihrer Gesamterneuerung.

Anwesend waren Vertreter des Regierungsrats, der Unternehmen, die Mitarbeitenden sowie zahlreiche weitere Gäste.

Die Gesamterneuerung der Kraftwerksanlagen war notwendig, um die Betriebssicherheit und die Wirtschaftlichkeit bis zum Konzessionsende 2042 zu gewährleisten.

Als Novum in der Schweiz entschieden sich die KHR, eine Gesamterneuerung aus einem Guss zu realisieren, und nicht etappenweise über längere Zeit vorzugehen.

Erste Arbeiten vor zwölf Jahren 2005 zeichnete sich ein grösserer Investitionsbedarf ab, sodass KHR-intern erste Überlegungen zum Sanierungsumfang gemacht wurden. 2007 wurden dann der Sanierungsumfang festgelegt sowie die Projekteckpunkte bestimmt. Die Genehmigungen für das Gesamtprojekt durch den Verwaltungsrat der KHR wurde im Dezember 2008 erteilt, die Baubewilligungen von der schweizerischen und der italienischen Seite folgten 2010. Im Herbst 2011 startete man die Ausführungsarbeiten. Es wurden 99 verschiedene Lose unter den öffentlichen Submissionsverfahren ohne Verzögerung durch Klagen vergeben, ca. 50 Unternehmen waren beteiligt, und zu Spitzenzeiten arbeiteten über 300 Personen gleichzeitig auf den Baustellen.

Mit einem Investitionsvolumen von rund 300 Mio. CHF erreichte das sehr komplexe Projekt eine Grössenordnung, die nur mit

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Sehr komplexes Projekt Die gesamten Energieverluste waren minimal und hielten sich trotz den teilweise erstmaligen See-Entleerungen und -absenkungen im Rahmen. Die Steigerung der Produktion der KHR-Anlagen durch die Verbesserung der Effizienz der Maschinen von jährlich 50 GWh, ohne zusätzliches Wasser, entspricht dem gesamten Stromverbrauch im Konzessionsgebiet von Rheinwald, Avers und Thusis. Die Wahl eines wasserrechtlichen Genehmigungsverfahrens war ebenfalls ein Novum sowohl in der Schweiz als auch in ltalien.

Die Koordination durch eine führende Amtsstelle bewährte sich sehr.

Nur zwei Abstellungen Durch die Komplexität hatte das Projekt in der Abwicklung extrem viele Schnittstellen. Die Erneuerung der Anlage unter Betrieb stellte allerhöchste Anforderungen.

Während der ganzen Projektdauer war die Anlage nur zweimal sechs Monate total abgestellt. Seit Ende August 2017 sind alle Anlagen uneingeschränkt in Betrieb. Es verbleiben die Erledigung von Rest- sowie von Garantiearbeiten. Die Garantieinspektion der Triebwasserwege Valle di Lei bis Ferrera, welche per Ende September terminiert wurde, ist einer der letzten wichtigen Meilensteine im Gesamterneuerungsprojekt.

(KHR)

Ve r band s mit tei lunge n

Verstärkung der Geschäftsstelle SWV Angesichts der zahlreichen Geschäfte rund um die Wasser- und Energiewirtschaft hat der Vorstandsausschuss des SWV eine zusätzliche Stelle für den Verband bewilligt. Diese Stelle konnte inzwischen bereits prominent besetzt werden: die Geschäftsstelle wird per 1. Januar 2018 mit Michel Piot, einem profunden Kenner des Energiesystems Schweiz und der Schweizer Wasserkraft, verstärkt.

Michel Piot (Foto: zvg) Michel Piot, Jahrgang 1969, hat Mathematik, Geografie und Betriebswirtschaftslehre an der Universität Bern studiert und in mathematischer Statistik doktoriert.

Nach ersten beruflichen Erfahrungen, u. a. als Risikomanager, hat er einen MAS in Energiewirtschaft an der ETH Lausanne abgeschlossen und sich beruflich auf das Energiesystem Schweiz fokussiert. So war er von 2003–2010 beim Bundesamt für Energie tätig, zuerst als Fachspezialist und später als Leiter der Sektion Energieversorgung, und hat in dieser Funktion u. a. die Energieperspektiven 2035 mitgeprägt.

Von 2011 bis September 2017 war er beim Branchenverband swisselectric engagiert und hat sich u. a. intensiv mit der Energiestrategie 2050 und dem künftigen Strommarktdesign auseinandergesetzt.

Seine neue Tätigkeit als Energiewirtschafter beim SWV wird er mit einem 80 %-Pensum per 1. Januar 2018 in Angriff nehmen.

Parallel dazu führt er seinen Lehrauftrag zu «Statistischen Methoden in den Klimawissenschaften» am Oeschger Centre der Universität Bern fort. Wir heissen Michel Piot schon jetzt ganz herzlich willkommen in unserem Team und wünschen ihm einen guten Start in die Welt des SWV! (SWV/Pfa)

Teilentleerter Stausee Valle di Lei während der Gesamterneuerung (Bild: KHR).

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Nachrichten

der Bauphase selbst (1956 bis 1963) verglichen werden kann.

Sanierungsumfang Das Projekt umfasste die See-Entleerungen und Revision der Sicherheitseinrichtungen, die Sanierung der Druckschächte, die Erneuerung des Korrosionsschutzes, die Revision aller Turbinen mit Ersatz der Laufräder und Generatoren, den Ersatz der elektrischen Ausrüstung und die komplette Erneuerung der Leittechnik. Im Verlaufe des Projekts wurde auch die Restwassersanierung der Anlagen umgesetzt.

Wiederbesatz Fische Die aufwendige ökologische Begleitung des Projekts erfolgte in enger Zusammenarbeit mit den Behörden, den Umweltverbänden und dem Fischereiverband. Die Fischbestände in den beiden Stauseen waren nach der Gesamterneuerung KHR einerseits durch die Vorsorgemassnahmen, aber auch durch die Spül- und Entleerungsvorgänge stark dezimiert worden.

Basierend auf den Erkenntnissen, wurde in Zusammenarbeit und in Absprache mit dem Amt für Jagd und Fischerei (AJF) des Kantons Graubünden und der italienischen Unione Pesca Sportiva (UPS) ein Wiederbesatz in den beiden Stauseen geplant. Die Besatzmassnahmen dauern noch bis 2018 an. Die finanziellen Aufwendungen für den Wiederbesatz wurden vollumfänglich durch die KHR beglichen.

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Prof. Vischer feiert 85. Geburtstag Am 12. Dezember 2017 jährt sich der Geburtstag von Prof. Dr. Dr. E.h. Daniel L. Vischer zum 85. Mal. VAW und SWV gratulieren herzlich!

Daniel Vischer (Foto: zvg).

Daniel Vischer studierte Bauingenieurwesen an der ETH Zürich und promovierte an der damaligen Technischen Hochschule in Karlsruhe bei Prof. Heinrich Wittmann.

Anschliessend zog es ihn in die Wasserbaupraxis. Er war bis 1970 bei der Motor Columbus Ingenieurunternehmung in Baden bei Zürich in vielfältigen Projekten der Talsperren- und Wasserkraftplanung tätig, bevor er 1970 einen Ruf an die ETH Zürich erhielt. Dort hatte er von 1970 bis 1998 die Professur für Wasserbau inne und war gleichzeitig Direktor der Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie (VAW). Im Laufe seiner Berufstätigkeit wirkte er in einer Vielzahl von Kommissionen und Fachgremien an zentraler Stelle mit. Zu nennen seien z. B. das Schweizerische Talsperrenkomitee (STK), dessen Präsident er von 1991 bis 1994 war, und der Schweizerische Wasserwirtschaftsverband (SWV), für den er von 1972 bis 1999 im Vorstand engagiert war, die letzten 18 Jahre davon als Vizepräsident. Auf Initiative von Daniel Vischer wurde zusammen mit dem SWV und dem damaligen Bundesamt für Wasserwirtschaft und Geologie (BWG) im Jahre 1994 auch die Kommission für Hochwasserschutz, Wasserbau und Gewässerpflege (KOHS) gegründet, welche nach wie vor die Belange des Schutzwasserbaus in der Schweiz unter Beachtung flussbaulicher und gewässerökologischer Aspekte vertritt.

Daniel Vischer war ein begnadeter Lehrer und Redner, dessen Lehr- und Vortragstätigkeiten bei Studenten und Fachkollegen äusserst beliebt und geschätzt waren. Als Wissenschaftler legte er stets Wert auf die Anwendbarkeit und Übertragbarkeit der Forschungserkenntnisse in die wasserbauliche Praxis. Unter seiner 28-jährigen 300

Ägide als ETH-Professor und VAW-Direktor sind nicht weniger als 157 VAW-Mitteilungen erschienen, viele davon zu Resultaten von Doktorarbeiten. Hervorzuheben ist zudem seine Publikationstätigkeit über Fachartikel im engeren Sinne hinaus, die bis heute andauert. Einerseits gilt sein Interesse der Geschichte der Wasserwirtschaft, des Wasser- und Flussbaus und der Binnenschifffahrt, andererseits verfasste er eine Reihe von Artikeln in seiner typischen prägnanten und humorvollen Art, in denen er z. B. die mitunter sehr egozentrische und berechnende Sichtweise von Wissenschaftlern aufs Korn nahm.

Im Namen der Mitarbeitenden der VAW wünsche ich Daniel Vischer für die Zukunft weiterhin eine gute Gesundheit und alles Gute.

Prof. Dr. Robert Boes, VAW, ETH Zürich (und Vorstandsmitglied SWV)

Rheinverband mit 100-jährigem Jubiläum (1917–2017) Der Rheinverband ist am 15. Dezember 1917 als Verbandsgruppe des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV) ins Leben gerufen worden. Hundert Jahre später gibt es den Verband immer noch, wenn auch mit anderen Aufgaben.

Im Jahre 1912, also zwei Jahre nach der Gründung des SWV, wurde ein Komitee bestellt zur «Prüfung von Organisationsmöglichkeiten für die Interessenten wasserwirtschaftlicher Bestrebungen im Rheingebiet oberhalb des Bodensees».

Weitere fünf Jahre später wurde der neue «Rheinverband» als Verbandsgruppe des SWV gegründet. Die konstituierende Versammlung fand am 15. Dezember 1917 in Chur statt, und zwar, wie der damalige Berichterstatter festhält, «unter reger Beteiligung weitsichtiger Behördenmitglieder und eines grossen Kreises von Interessenten».

Der Zweck des Verbandes umfasste von Beginn an – und in enger Anlehnung an denjenigen des SWV – die «gemeinsame Wahrung und Förderung der wasserrechtlichen und wasserwirtschaftlichen Interessen» im Gebiet des Alpenrheins. Aufgabe war es vorerst, Pionierarbeit zu leisten, Anregungen zu geben und Vorarbeiten für eine rationelle und gemeinnützige Wasserwirtschaft im Einzugsgebiet des Alpenrheins zu schaffen.

Hundert Jahre später gibt es den Rheinverband immer noch. Viele der damaligen Aufgaben haben inzwischen neu gegründete kantonale, eidgenössische und internationale Behörden übernommen. Nach wie vor fördert der Rheinverband aber als Informationsplattform den Meinungsaustausch zwischen Projektanten, Behörden, Fachpersonen und einem interessierten Publikum. Zu diesem Zweck organisiert der Verband alljährlich Vortragreihen zu wasserwirtschaftlichen Themen rund um den Alpenrhein.

Die internen Festivitäten zur Begehung des Jubiläums finden im Rahmen der Generalversammlung des Rheinverbandes im Mai 2018 statt. Die Geschäftsstelle des SWV (und des Rheinverbandes) gratuliert aber schon jetzt ganz herzlich zum 100-jährigen Bestehen!

(SWV/Pfa)

Die Ankündigung zur Gründung des Rheinverbandes in «Schweizerische Wasserwirtschaft» Ausgabe 1/2-1917; die Gründung verzögerte sich dann noch bis zum 15. Dezember 1917.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

AGAW-Symposium 2017: «Alpine Wasserkraft – Stütze der Energiewende» Das alljährlich von der Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) veranstaltete Symposium fand Ende Juni 2017 in Baden-Baden (DE) zum Thema «Alpine Wasserkraft – Stütze der Energiewende» statt. Ziel war es, den fachlichen Austausch zu den unterschiedlichen Herausforderungen der Wasserkraft sowie dem energiewirtschaftlichen Umfeld zu pflegen.

Das Symposium wurde durch Herrn Nicolaus Römer, Präsident der AGAW, im Kurhaus Baden-Baden vor rund 150 Teilnehmenden eröffnet. In seiner Begrüssung hob er hervor, dass die Wasserkraft das Rückgrat der alpinen Stromwirtschaft mit ihren acht Staaten darstellt. Durch die umfassende Nutzung aller regenerativen Energiequellen verstärkt sich die Notwendigkeit, jederzeit ausreichend Regelleistung zur Netzstabilität zur Verfügung zu stellen, wobei es bis heute keine grosstechnische Alternative zu sekundengenau einsetzbaren Speicherund Pumpspeicherkraftwerken gibt. Auch die Laufwasserkraft liefert eine gesicherte regenerative Energie.

Trotz diesen positiven Eigenschaften einer erneuerbaren, flexiblen und v. a. heimischen Energiequelle ist das Umfeld für die Wasserkraft derzeit schwierig, zumal andere Erzeugungs- und Speichertechniken gefördert und so der Markt verzerrt wird.

Ziel des Symposiums sollte es daher sein, dieses Umfeld zu beleuchten sowie Strategien für die Wasserkraft zu diskutieren.

Energiestrategien im Alpenraum Im ersten Vortragsblock wurden die verschiedenen Energiestrategien im Detail erläutert, wobei für die nachhaltige Versorgungssicherheit bei allen sowohl der Ausbau der erneuerbaren Energien als auch die Steigerung der effizienteren Energienutzung und -einsparung die zentralen Massnahmen darstellen.

Herr Flavio Ruffini von der Südtiroler Landesagentur für Umwelt, Bozen, stellte die sehr umfangreiche Energiestrategie Südtirols vor, die eine intelligente Nutzung v. a. der heimischen Energien beabsichtigt.

Da derzeit der Gesamtenergieverbrauch rückläufig und der Wärmebedarf steigend ist, stellt die energetische Sanierung des Gebäudebestands einen wichtigen Baustein dar.

Die österreichische sowie die Vorarlberger Vorgehensweise bei der Energiestrategie wurde von Herr Christian Vögel, Vorarlberger Landesregierung, erläutert. Mit der «Energiezukunft Vorarlberg» will das Bundesland bis 2050 eine vollständige Energieautarkie erreichen, wobei der Ausbau der erneuerbaren Energien mit einer spürbaren Wasserkrafterweiterung um mindestens 8 % hervorzuheben ist. Seitens des Bundes wurden zwar zahlreiche gesetzliche Rahmenbedingungen entsprechend geändert, wobei jedoch nach Einschätzung von Herrn Vögel nicht immer der glücklichste Weg gewählt wurde.

Herr Pascal Previdoli, Schweizer Bundesamt für Energie, stellte schliesslich die Schweizer Herangehensweise vor. Das beschlossene Gesetzespaket beinhaltet ein klares Bekenntnis zur heimischen Wasserkraft, die in einem ausgewogenen

Prozess spürbar ausgebaut werden soll.

Nachdem die Wasserzinsen in den letzten Jahrzehnten stetig gestiegen, der Strompreis jedoch in den letzten Jahren permanent gesunken ist, ist eine Änderung zur langfristigen Sicherung der heimischen Wasserkraft beabsichtigt. So soll ab 2019 ein neues Regime für den Wasserzins eingeführt werden, das eine temporäre Absenkung und anschliessend ein neues Modell, bestehend aus fixen und variablen Komponenten, vorsieht.

Herausforderungen in der Stromversorgung Im zweiten Vortragsblock befassten sich die Referenten mit den verschiedenartigen Herausforderungen in der elektrischen Energieversorgung.

Herr Walter Sattinger von swissgrid legte dabei seinen Schwerpunkt auf die Änderungen in den Verteilnetzen infolge der

Eröffnung durch Nicolaus Römer, Präsidenten der AGAW (Bild: zvg).

Angeregte Diskussionen im Nachgang zu den Vorträgen (Bild: zvg).

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

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Rüc kbl ic k Ve r anstaltunge n

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verstärkten Einspeisung durch erneuerbare Energien sowie die Grenzen des Verbundnetzbetriebs hinsichtlich der Netzstabilität. Insbesondere bei extremen Wetterverhältnissen und den daraus resultierenden Änderungen der Netzfrequenz sind Einspeiser ohne Dämpfungskomponenten, wie z. B. PV oder Windkraftanlagen ohne rotierende Massen, kritisch und Speichermöglichkeiten im Netz sowie die Vernetzung durch ausreichend Leitungskapazitäten essenziell, um Netzausfällen gegensteuern zu können.

Herr Reinhard Nenning, Vorarlberger Energienetze GmbH, stellte sich den Wirkungen der eMobility für das Netz. Es zeichnet sich ab, dass sich die E-Mobilität schneller entwickelt und dann die Versorgungsnetze durch die notwendigen Ladelasten v. a. für Autos schnell an ihre Grenzen stossen, da die kurzzeitig für Ladevorgänge abgerufenen Lasten eine Steigung um 250 % bei den Abnehmern zur Folge haben und dafür erhebliche Netzausbauten notwendig sind. Eine ergänzende Massnahme wäre die intelligente Steuerung der Ladevorgänge und der Netze.

Herr Stephan Wunderlich, EnBW AG, behandelte die Elektromobilität (v. a. Auto, EBike und ÖPNV) als Teil der Energiewende aus baden-württembergischer Sicht. Auch bei diesem Versorger wird die Notwendigkeit gesehen, die Ladevorgänge intelligent zu gestalten und dabei die Fahrzeuge auch als temporäre Speicher zu berücksichtigen, um über ein vernetztes System die Belastung des Netzes zu optimieren.

Keynote Speech und Podiumsdiskussion In der Keynote Speech legte Staatssekretär Andre Baumann, Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg, ein erfreulich klares Bekenntnis zur Wasserkraft ab und stellte fest, dass bei Weitem nicht alle Defizite an Gewässern der Wasserkraft zuzuordnen seien. Gleichzeitig vertrat er die Auffassung, dass der Pumpspeicherung eine wichtige Rolle im Energieverbundnetz zukommt und Baden-Württemberg für deren Nutzung prädestiniert sei. Das Ministerium würde daher alle entsprechenden Projekte grundsätzlich unterstützen.

In der anschliessenden Podiumsdiskussion mit Herrn Harald Köhler, APG Wien, Prof. Franz Nestmann, KIT Karlsruhe, Herrn Jörg Gantzer, Landratsamt Waldshut, Herrn Hans-Perter Ernst, Uniper Landshut, sowie dem Moderator, Herrn Stephan Heimerl, Fachzeitschrift WasserWirtschaft, wurden die aktuellen Herausforderungen der Wasserkraft und dabei besonders der Pumpspeicherkraft erörtert. Insgesamt stellte es sich 302

als bedauerlich heraus, dass es nach wie vor schwer ist, die Vorteile der Wasserkraft zu kommunizieren und dass die Masse der Bevölkerung dieser zwar offenkundig positiv gegenübersteht, bei Genehmigungsverfahren, wie z. B. für das kürzlich aufgegebene Pumpspeicherkraftwerk Atdorf, jedoch still ist und nicht zur aktiven Beteiligung motiviert werden kann. Es wurde dabei auch herausgearbeitet, dass insbesondere in Deutschland wenig Konsensbereitschaft anzutreffen ist, für die es hingegen in der Schweiz eine sehr lange Tradition gibt, um die Herausforderungen der Gesellschaft nachhaltig lösen zu können.

Herausforderungen der Wasserkraftbetreiber Im letzten Vortragsblock wurden die aktuellen und künftigen Herausforderungen der Wasserkraftbetreiber beleuchtet.

Herr Roger Pfammatter, Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband, stellte fest, dass die Wasserkraft das Rückgrat der Stromversorgung und der energiepolitische Trumpf der Schweiz war und ist. Sie hat alle Voraussetzungen, um dies auch in Zukunft zu bleiben, wobei die Weichen aber richtig zu stellen seien. Er führte weiter aus, dass der massiv verzerrte europäische Strommarkt den Substanzerhalt und letztlich den Betrieb der Schweizer Wasserkraftwerke gefährdet. Nach seiner Auffassung sind die mit der Energiestrategie 2050 vorgesehenen Massnahmen zugunsten der Wasserkraft notwendig, aber nicht hinreichend, sodass es v. a. neue Marktmechanismen zur Honorierung der Vorzüge der Wasserkraft braucht.

Herr Ulrich Rost, EnBW AG, ging auf die Erzeugung von Strom aus den verschiedenen erneuerbaren Energien und deren Zusammenspiel ein. Anhand eindrucksvoller Beispiele konnte er aufzeigen, dass die nicht planbaren Situationen mit beispielsweise einem Übermass an Erzeugung und geringem Bedarf auf Verbraucherseite letztlich nur mit Pumpspeicheranlagen zu meistern sind. Problematisch ist dabei, dass diese Netzservicedienstleistungen derzeit nur unzureichend oder z. T. gar nicht vergütet werden.

Abschliessend ging Herr Herfried Harreiter, Verbund Hydro Power, auf die österreichische Stromstrategie ein. Trotz des in nächster Zeit absehbaren Wandel hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Effizienzmassnahmen stellte er fest, dass zumindest mittelfristig thermische Kraftwerke in Österreich notwendig sind, um den Netzbedarf im Land decken und damit die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können.

Alpine Wasserkraft als Stütze In seinen Abschlussworten hat Herr Römer nochmals eine Lanze für die Wasserkraft im Alpenraum mit ihren mannigfaltigen Vorteilen gebrochen: • Die Alpen sind die bedeutendste Wasserkraftregion Europas und sorgen mit über 1000 Wasserkraftwerken (>5 MW) für hohe Verlässlichkeit und Flexibilität.

• Weiterhin bieten die Alpen mit ihrer zentralen Lage ideale Voraussetzungen für die verstärkte Integration volatiler Energieträger.

• Aktuell machen jedoch niedrige Strompreise, regulatorische Belastungen und eine unzureichende Berücksichtigung im Zuge der Ökostromvergütung die eigentlich wettbewerbsfähige Wasserkraft wenig attraktiv.

• Die technischen und ökologischen Vorteile sollten jedoch Anlass dafür geben, das Asset der alpinen Wasserkraft zu stärken und den Rahmen zukünftig zu verbessern.

Er hielt fest, dass alle an einer Änderung zum Besseren arbeiten müssen. Dabei spielt der Dialog zwischen Behörden, Politik und Betreibern sowie den Fachkreisen eine wichtige Rolle, der fortzusetzen und zu vertiefen ist.

Hinweis: Ein Teil der Beiträge des Symposiums wird im Heft 12/2017 der deutschen Fachzeitschrift WasserWirtschaft als Fachartikel publiziert.

Die Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft (AGAW) wurde am 13. Juli 1999 als nicht auf Erwerb gerichteter technischwissenschaftlicher Verein gegründet.

Durch Zusammenarbeit in den Alpenländern fördert die AGAW die Energiegewinnung durch die Nutzung der Wasserkraft und verwandter Fachgebiete. Derzeit umfasst die AGAW 18 Kollektivmitglieder mit eigener Wasserkraftproduktion aus den deutschsprachigen Gebieten Europas, namentlich: Deutschland, Österreich, Schweiz und Südtirol. Mehr Informationen: www.alpine-wasserkraft.com (Autor: Stephan Heimerl, für die AGAW)

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UVEK-Infrastrukturtagung 2017 «Strommarktdesign – die Herausforderungen» Die Schweiz werde bis 2035 ausreichend Strom zur Verfügung haben – sofern die Integration in den europäischen Strommarkt gelingt, die Energieeffizienz gesteigert wird und der Anteil an erneuerbaren Energien wächst. So lautet das Fazit einer Studie, welche Bundespräsidentin Doris Leuthard und Benoît Revaz, der Direktor des Bundesamts für Energie, am diesjährigen Infrastrukturtag des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) vorgestellt haben.

Ausgangspunkt der Tagung unter dem Titel «Strommarktdesign – die Herausforderungen» war die Frage nach der langfristigen Sicherstellung der Stromversorgung mit den Voraussetzungen des heutigen Marktumfeldes. Die Stromversorgung der Schweiz müsse sicher sowie wirtschaftlich und umweltverträglich sein, sagte Bundespräsidentin Leuthard. Dabei sei der gegenwärtig tiefe CO2-Anteil am Schweizer Energiemix zu wahren, was einen Ausbau der erneuerbaren Energiequellen erfordere. Gestärkt werde die Versorgungssicherheit durch eine gute Vernetzung mit den Nachbarländern: «Es ist in unserem Interesse, beim Stromhandel grenzüberschreitend zusammenzuarbeiten. Wird die Zusammenarbeit innerhalb der EU institutionalisiert, könnte die Schweiz den Anschluss verlieren», warnte die UVEKVorsteherin. Der Strommarkt der Zukunft muss überdies neue dezentrale Produktionen integrieren, Möglichkeiten der Digitalisierung nutzen, neue Akteure, Tarife und Zahlungssysteme möglich machen und der Innovation genug Raum verschaffen.

Dafür brauche es etwa einen funktionierenden europäischen Emissionsmarkt, einen Abbau von Markthemmnissen, Speicherlösungen und einen Ausbau des Übertragungsnetzes, führte die Bundespräsidentin aus.

EU interessiert an Abschluss des Stromabkommens Die europäische Perspektive brachte Oliver Koch ein, der stellvertretende Referatsleiter im Generaldirektorat Energie der EU-Kommission. Die Reformen und Umbrüche auf dem EU-Strommarkt – insbesondere die Umstellung auf erneuerbare Energien – seien im nationalen Alleingang kaum in bezahlbarer Weise zu bewältigen.

Die enge Zusammenarbeit im europäischen Netzverbund könne sicherstellen, dass Strom jederzeit überall verfügbar sei – auch wenn im eigenen Land einmal nicht

Bundespräsidentin Doris Leuthard (Bild: UVEK). die Sonne scheine und kein Wind wehe, führte Koch aus. Mit der Umstellung auf erneuerbare Energien würden auch die Vorteile einer engeren Kooperation zwischen der EU und der Schweiz im Strombereich immer deutlicher. So können Stromimporte aus der EU dazu beitragen, die Umstellung auf erneuerbare Energien ohne Versorgungsengpässe zu bewältigen. Die EU profitiere ihrerseits von dem gut ausgebauten Schweizer Stromnetz und den zahlreichen Wasserkraftwerken, die bei ausbleibendem Wind oder Sonnenschein als Puffer dienen können. Erschwert werde die gemeinsame Nutzung des Verbundnetzes allerdings durch das Fehlen eines Stromabkommens. Da die Vorteile eines Abkommens aber Jahr für Jahr greifbarer würden, zeigte sich Koch zuversichtlich, dass es gelingen könne, ein solches Abkommen «zeitnah» abzuschliessen.

Für Benoît Revaz, den Direktor des Bundesamts für Energie, ist die heute publizierte Studie zur «System Adequacy» eine wichtige Grundlage zur Beurteilung der Stromversorgungssicherheit. Die Studie zeige anhand mehrerer Entwicklungsszenarien, dass die Versorgungssicherheit bis 2035 gewährleistet ist. Dies gelte auch für den Fall, dass in der Schweiz und den umliegenden Ländern eine rasche Transformation in Richtung erneuerbare Energien erfolge. Die Schweiz habe auf absehbare Zeit kein Leistungsproblem, sodass ein Kapazitätsmechanismus weder sinnvoll noch notwendig sei. Die langfristige Versorgungssicherheit könne marktorientiert und im Verbund mit unseren Nachbarstaaten sichergestellt werden. Gemäss Revaz müsse das Ziel des neuen Marktdesigns die Stärkung des Marktes und die Integ-

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ration in die umliegenden Märkte sein. Zur Stärkung der Marktsignale und der Effizienz sei die volle Marköffnung ein wichtiges Element. Um die Energieverfügbarkeit auch in extremen Situationen zu gewährleisten, sei zudem eine strategische Reserve als zusätzliches Sicherheitselement zu einem starken «Energy Only»-Markt zu prüfen.

Energieeffizienz auch in Zukunft zentral Martin Patel, Professor für Energieeffizienz an der Universität Genf, referierte über die bereits in mehreren Ländern eingeführten Energieeffizienzverpflichtungen (EEO, «Energy Efficiency Obligations»). Es kann als ein System beschrieben werden, das eine Steuer mit Subventionen kombiniert: Die Energieversorger sind berechtigt, den Energiepreis ihrer Kunden um einen Aufschlag zu erhöhen, mit dem sie Energieeffizienzmassnahmen durchführen. Eine mit EEO operierende Energiepolitik könnte auch für die Schweiz von Interesse sein, sagte Patel – werde damit doch die stabile Finanzierung der Energieeffizienz in einem freien Markt abgesichert. EEO könnten sich eignen als eines der Instrumente, die den schrittweisen Übergang von einem Subventions- zu einem Anreizsystem ermöglichen.

Auf dem Podium diskutierten Yves Zumwald, CEO von Swissgrid, Thomas Sieber, Verwaltungsratspräsident der Axpo Holding AG, Regierungsrat Mario Cavigelli (GR), Präsident der Konferenz der kantonalen Energiedirektoren, Michael Wider, Präsident des Verbandes schweizerischer Elektrizitätsunternehmen sowie Renato Tami, Geschäftsführer der Eidgenössischen Elektrizitätskommission.

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KOHS-Tagung 2018 / Symposium CIPC 2018 Geschiebehaushalt im 21. Jahrhundert / Régime de charriage au 21ième siècle Dienstag, 20. März 2018, Hotel Arte, Olten / Mardi, 20 mars 2018, Hotel Arte, Olten

Die jährlich von der Kommission Hochwasserschutz (KOHS) des SWV organisierte Tagung stellt 2018 das Thema «Geschiebehaushalt im 21. Jahrhundert» in den Vordergrund. Das Thema wird mit Referaten aus Wissenschaft und Praxis sowie mit einer Podiumsdiskussion ausgeleuchtet. / Le symposium annuel de la Commission pour la protection contre les crues (CIPC) de l’ASAE a pour sujet le «Régime de charriage au 21ème siècle». Ce sujet sera éclairé avec des présentations de la science et de la pratique ainsi qu’un panel de discussions.

Zielpublikum / Public cible Angesprochen werden wie üblich Wasserbauer und weitere mit Hochwasserschutz beschäftigte Fachleute aus der Privatwirtschaft und der Verwaltung. Die Tagung ist immer auch ein ausgezeichneter Treffpunkt der Fachwelt. / Le symposium est destiné comme d’habitude aux ingénieurs et aux spécialistes des aménagements des cours d’eau. La journée est d’ailleurs toujours une excellente opportunité d’échange entre les professionnels.

Inhalt, Sprache / Contenu, Langues Das detaillierte Tagungsprogramm ist diesem Heft als Flyer beigelegt bzw. kann der Webseite entnommen werden. Die Vorträge werden in Deutsch und Französisch gehalten mit Parallelprojektion der Folien in beiden Sprachen. / Pour les détails voir le programme adjoint dans la présente revue ou sur le site web. Les conférences seront présentées en allemand ou français avec projection simultané des slides dans les deux langues.

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Kosten / Frais Für Einzelmitglieder und Vertreter von Kollektivmitgliedern des SWV gelten vergünstigte Tarife / Membres de l’ASAE profitent des tarifs préférentiels: Mitglieder/Membres CHF 250.– Nichtmitglieder/Nonmembres CHF 330.– Studenten/Etudiants CHF 100.– Inkl. Mittagessen und Pausenkaffee; zzgl.

7.7 % MWSt. / Sont inclus le repas de midi, les pauses café. 7.7 % TVA exclue.

Anmeldung / Inscription Anmeldungen bitte bis spätestens 28.

Februar 2018 über die Webseite des SWV / Inscriptions s.v.p. jusqu’au 28 février 2018 par le site web de l’ASAE: www.swv.ch/KOHS-Tagung-2018 Als Anmeldebestätigung gilt die automatisch generierte Antwort-Mail auf die Online-Anmeldung. / Après l’inscription en ligne une confirmation est envoyée automatiquement par courrier électronique.

Age nda Landquart 17.01.2018 Vortragsreihe Rheinverband 1/2018: Auswirkungen des Klimawandels auf den Alpenrhein (d) Rheinverband, eine Verbandsgruppe des SWV. Teilnahme für Mitglieder und Interessierte. Weitere Informationen: www.swv.ch

Olten 20.03.2018 KOHS-Wasserbautagung 2018: Geschiebehaushalt im 21. Jahrhundert (d/f) Kommission Hochwasserschutz (KOHS) des SWV. Weitere Informationen und Anmeldung: www.swv.ch Wädenswil 23.03.2018 Zertifikatslehrgang (CAS) Phytobenthos: Wasserpflanzen und Algen (d) ZHAW, zusammen mit hepia. Modularer CAS-Lehrgang mit insgesamt 21 Kurstagen über 18 Monate. Weitere Informationen: https://weiterbildung.zhaw.ch Zürich 07.06.2018 Zürich Forum Powertage 2018: Kraftwerk Schweiz – Referate und Austellung rund um die Wasserkraft (d) Powertage, mit Unterstützung SWV. Bitte Termin reservieren. Weitere Informationen: www.powertage.ch Powertage 2018 Disentis 06./07.09.2018 SWV-Wasserwirtschaftstagung mit 107. Hauptversammlung (d/f) SWV. Tagung mit Hauptversammlung und Exkursion. Bitte Termin reservieren: www.swv.ch

Perso one ne n Rapperswil 24.01.2018 BASEMENT-Anwendertreffen 2018: Austausch zwischen Anwendern und Entwicklern der Software BASEMENT (d) VAW-ETHZ und HSR. Es können sowohl Beiträge wie Teilnahmen angemeldet werden. Weitere Informationen und Anmeldung: www.vaw.ethz.ch

Omaggio a Giovanni Lombardi (1926–2017)

Zürich 07./08.02.2018 BASEMENT-Fortbildungskurs: Numerische Simulation von hydro- und morphodynamischen Fragestellungen (d) VAW-ETHZ. Zwei 1-tägige Kursmodule, welche auch einzeln besucht werden können. Weitere Informationen und Anmeldung: www.vaw.ethz.ch

Giovanni Lombardi (Photo: zvg).

Landquart 28.02.2018 Vortragsreihe Rheinverband 2/2018: Wasserzins – wie weiter? Positionen und Diskussion (d) Rheinverband, eine Verbandsgruppe des SWV. Teilnahme für Mitglieder und Interessierte. Weitere Informationen: www.swv.ch

Dopo la laurea in ingegneria civile presso il Politecnico federale di Zurigo nel 1948, Giovanni Lombardi ha conseguito un dottorato in scienze tecniche nel 1955 con la tesi «Le dighe ad arco sottili», un tema che ha contraddistinto la sua lunga carriera di successo. Ha iniziato la sua attività professionale presso l’ufficio di ingegneria

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per il trattamento di formazioni rocciose e il modello MIC (modello interpretativo combinato) per l’analisi del comportamento e della sicurezza delle dighe.

La carriera eccezionale di Giovanni Lombardi è stata coronata da numerosi premi e riconoscimenti, tra cui lo Swiss Award nel 2008, il premio Engeniería 2009 della Fondazione «José Entrecanales Ibarra» a Madrid nel 2011 e il titolo G.R.E.A.T. (Grouters Dedicated to Research, Education, Advancement of Technology and Service) del American Institute of «Deep foundations» (New Orleans) nel febbraio 2012 e molti altri ancora.

I contributi di Giovanni Lombardi allo sviluppo dell’ingegneria delle dighe e gallerie hanno fatto splendere l’ingegneria svizzera in tutto il mondo e sono stato in grado di suscitare la vocazione di molti ingegneri di talento che oggi seguono le sue tracce.

(Comitato svizzera delle dighe) Hommage an Giovanni Lombardi (1926–2017) Nach seinem Diplomabschluss 1948 als Bauingenieur an der Eidgenössischen Technischen Hochschule Zürich hat Giovanni Lombardi 1955 seine Doktorarbeit in Technischen Wissenschaften zum Thema «Les barrages en voûte mince» (Schlanke Bogensperren) abgeschlossen. Ein Thema, welches seine ganze brillante Karriere geprägt hat. Von 1949 bis 1950 startete er seine berufliche Tätigkeit im Ingenieurbüro von Henri Gicot (Fribourg), danach arbeitete er von 1952 bis 1955 in Frankreich und in Bern als Oberingenieur im Büro von Ing. Dr. h.c. A. Kaech. 1955 gründete er sein eigenes Ingenieur- und Beratungsunternehmen in Locarno (ab 1989 Lombardi AG, Umzug nach Minusio 1993). Von 1989 bis 2013 war er Präsident der Firma Lombardi AG. Giovanni Lombardi war einer der weltweit bedeutendsten Staudamm-Ingenieure und ein Lehrmeister für eine ganze IngenieurGeneration, in seinem Land Schweiz sowie auch in den unzähligen Ländern, in welchen er seine Spuren hinterlassen hat. Unter seinen Grossprojekten besonders hervorzuheben ist die 220 m hohe Bogenstaumauer von Contra im Tessiner Verzascatal und die Staumauern von Kops (Österreich), Huites (Mexico), Zimapán (Mexico) sowie die Sanierung zahlreicher Staumauern wie Zeuzier (Kanton Wallis), Kölnbrein (Österreich) und Flumendosa (Italien). Er war aber ebenfalls ein Mann der Tunnels. Der GotthardStrassentunnel (Länge: 17 km) ist sicherlich sein Hauptwerk auf diesem Gebiet. Er war aber auch an den Studien und der Reali-

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sierung der Tunnels für die Umfahrungen von Neuenburg, Locarno, Luxemburg und Hergiswil beteiligt. Ebenfalls hat er zur Realisierung des Ärmelkanal-Tunnels und zur Entwicklung des geplanten GibraltarEisenbahntunnels beigetragen, und er war an den Studien für einen Tunnel unter der Strasse von Messina engagiert. Nicht zu vergessen sind auch die unterirdischen CERN-Anlagen, das nationale Laboratorium von Gran-Sasso und zahlreiche Wasserkraftanlagen.

Von 1979 bis 1985 war Giovanni Lombardi Präsident des Schweizerischen Nationalkomitees für Grosse Talsperren und danach, von 1985 bis 1988, Präsident des Internationalen Komitees für Grosse Talsperren (CIGB). Er war Mitglied des Schulrates der Eidgenössischen Technischen Hochschulen (1967–1983), Verwaltungsratsmitglied der UBS (1980-1996), Ehrendoktor der Eidgenössischen Technischen Hochschule Lausanne (1986) und der Technischen Universität Mailand (2004).

Er ist Autor von über 100 wissenschaftlichen und technischen Publikationen zum Thema Staudämme und Untertagbau. Er trug kreativ bei zur theoretischen Entwicklung und praktischen Umsetzung mehrerer innovativer Ansätze, welche inzwischen zur gängige Praxis im Ingenieurwesen geworden sind, insbesondere: die Definition des Schlankheitskoeffizienten von Bogensperren, die Methode der Kennlinien zur Stabilitätsanalyse von Untertagbauwerken, das Modell FES zur Analyse von Festigkeit und Verformbarkeit von geklüfteten, elastischen und gesättigten Felsmassen, die Methode für die Injektion von Felsmassen GIN (Grouting Intensity Number) und das Modell MIC (Modèle Interprétatif Combiné) für die Überwachung von Talsperren und zur Beurteilung deren Sicherheit.

Giovanni Lombardis aussergewöhnliche Karriere wurde gekrönt durch zahlreiche Preise und Ehrungen, u. a. mit dem Swiss Award 2008, dem Preis «José Entrecanales Ibarra» in Madrid 2011, dem Titel G.R.E.A.T. (Grouters Dedicated to Research, Education, Advancement of Technology and Service) des Amerikanischen Instituts »Deep Foundations» (New Orleans) im Februar 2012 und vielem mehr. Giovanni Lombardi hat einen unschätzbaren Beitrag zur Entwicklung im Talsperren- und Tunnelbau geleistet und damit das Schweizer Ingenieurwesen auf der ganzen Welt zum Erstrahlen gebracht.

(Schweiz. Talsperrenkomitee)

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di Henri Gicot (Friburgo) dal 1949 al 1950, proseguita in seguito in Francia e a Berna come ingegnere capo dell’ufficio Dr.-Ing. hc A. Kaech dal 1952 al 1955. Nel 1955 ha aperto il proprio ufficio di ingegneri consulenti a Locarno (dal 1989, Lombardi SA) per poi trasferirsi a Minusio nel 1993. Dal 1989 al 2013 è stato il Presidente della società Lombardi SA. Giovanni Lombardi è stato uno dei più grandi ingegneri di dighe in tutto il mondo e un maestro a tutta una generazione di ingegneri nel suo paese in Svizzera, ma anche in molti paesi in cui ha lasciato il suo segno.

Tra i principali progetti che hanno occupato Giovanni Lombardi, merita di menzionare in particolare la diga ad arco di Contra (H = 220 m) in Val Verzasca (Canton Ticino), ma anche la diga di Kops (Austria), Huites (Messico ) Zimapán (Messico) e molte altre per non parlare della riabilitazione di numerose dighe, come Zeuzier (Canton Vallese), Kölnbrein (Austria) e Flumendosa (Italia).

Giovanni Lombardi è stato anche l’uomo delle gallerie. La galleria stradale del San Gottardo (L = 17 km) è certamente la sua maggiore opera in questo settore, ma ha anche partecipato allo studio e alla realizzazione delle gallerie di bypass delle città di Neuchâtel, Locarno, Lussemburgo e Hergiswil (Canton Lucerna). Ha inoltre contribuito alla realizzazione della galleria sotto la Manica e a progetti di sviluppo per la galleria sotto lo Stretto di Gibilterra e nello Stretto di Messina, senza dimenticare le grandi caverne del CERN e del Laboratorio Nazionale del Gran Sasso, oltre che a molteplici impianti idroelettrici.

Dal 1979 al 1985 Giovanni Lombardi è stato Presidente del Comitato svizzero delle dighe (CSD) e poi presidente della Commissione Internazionale sulle Grandi Dighe (ICOLD) dal 1985 al 1988. E’stato membro del consiglio dei politecnici federali (1967– 1983), membro del consiglio della Società di Banche Svizzere (1980–1996). Ha ricevuto la Laurea honoris causa dal Politecnico federale di Losanna (1986) e dal Politecnico di Milano (2004). È autore di oltre 100 pubblicazioni scientifiche e tecniche su numerosi temi legati alle dighe e opere in sotterraneo.

E’stato molto creativo, contribuendo allo sviluppo teorico e all'attuazione pratica di diversi approcci innovativi che oggi sono integrati nella pratica comune di ingegneria, in particolare: la definizione del coefficiente di snellezza delle dighe ad arco, il metodo delle linee caratteristiche per l’analisi di stabilità di strutture interrate, il modello digitale FES per l’analisi di ammassi rocciosi fessurati elastici e saturi, il metodo di iniezione GIN (Grouting Intensity Number)

Nachrichten

Nachruf Reimer Bonhage (1936–2017)

Reimer Bonhage (rechts) als junger Ingenieur bei Setzungsmessungen auf der Baustelle des Staudammes Mattmark (Quelle: zvg).

Am 19. Juli 2017 ist Dr. Reimer Bonhage in seinem 81. Lebensjahr verstorben. Nach dem Bauingenieurstudium an der Technischen Universität Stuttgart mit anschliessender Promotion auf dem Gebiet der analytischen Lösungen von Druckstossproblemen ist Reimer Bonhage 1966 zur damaligen Elektrowatt Ingenieurunternehmung gestossen, für die er zeitlebens tätig blieb. Als junger Ingenieur war Dr. Bonhage jeweils über mehrere Jahre auf verschiedenen Grossbaustellen für Wasserkraftwerke, Staumauern und Dämme im In- und Ausland stationiert. Dabei sind besonders die Vor-Ort-Einsätze auf den Baustellen der Staumauer Punt dal Gall sowie des Staudammes Mattmark in der Schweiz, der Wasserkraftanlagen Polyphyton in Griechenland sowie Mantaro in Peru zu erwähnen. In den späteren Jahren war Dr. Bonhage fortlaufend bis zu seiner Pensionierung als Projektleiter, Projektdirektor sowie Bereichsleiter und Dammexperte für die verschiedensten Wasserkraft- und Bewässerungsprojekte der Elektrowatt Ingenieurunternehmung verantwortlich. Neben den schon weiter oben erwähnten Ländern war Dr. Bonhage für eine Vielzahl von Projekten insbesondere in den Ländern Afghanistan, Algerien, Brasilien, Island, Irak, Iran, Laos, Malaysia, Marokko, Nepal, Nigeria Philippinen, Sri Lanka, Südkorea, Thailand, USA und Jemen tätig. Als zuständiger Bereichsleiter für die Wasserkraftprojekte im Ausland hat Dr. Bonhage nachhaltig den weltweiten Erfolg der Elektrowatt Ingenieurunternehmung auf diesem Gebiet geprägt sowie einen wichtigen Beitrag beim Export von Schweizer Ingenieurskunst auf Wasserkraftprojekten im Ausland geleistet.

Bei all diesen Projekteinsätzen hat sich 306

Reimer Bonhage im Speziellen auf das Gebiet der Planung und Ausführung von Erd- und Steinschüttdämmen konzentriertr. Insbesondere hat er sich dabei auch mit den entsprechenden Fragen und Spezialitäten in Zusammenhang mit Dammfundationen auf Fels und Lockergestein auseinandergesetzt. Als Dammbauingenieur und späterer Dammexperte verfügte er auch über profunde Kenntnisse hinsichtlich den verschiedenen Methoden von Stabilitätsanalysen sowie der Einbindungen und Wahl der geeigneten Konzepte für die entsprechenden Nebenanlagen insbesondere für die hydraulischen Bauwerke.

Im Rahmen seiner Tätigkeit als erfahrener und weltweit anerkannter Dammexperte war Dr. Bonhage über mehrere Jahrzehnte bis ins hohe Alter mit den 5-Jahres-Expertisen der Schweizer Staudämme Göscheneralp, Mattmark und Godey betraut.

Seine grosse Passion für Planung, Bau und Betrieb von Stauanlagen rundete sein langjähriges Mitwirken in der Technischen Kommission sowie in der Fachgruppe für Talsperrenbeobachtung des Schweizerischen Talsperrenkomitees ab.

Alle seine ehemaligen Mitarbeiter haben Dr. Bonhage als zielorientierten, sachlichen und pragmatischen Vorgesetzten in Erinnerung, bei dem in erster Linie die beste Lösung für das Projekt im Vordergrund stand. Nachdem alle Meinungen und Ansichten angehört und diskutiert wurden, endete jede Projektbesprechung mit einem klaren, gemeinsam getragenen Beschluss. So gelang es Dr. Bonhage, seine Mitarbeiter zu Höchstleistungen zu motivieren und die oft komplexen Projekte effizient sowie erfolgreich umzusetzen, womit er natürlich auch bei den Kunden hohe Anerkennung genoss.

Nach seiner Pensionierung war Dr. Bonhage für eine kurze Zeit auch als Dozent für Wasser- und Flussbau sowie Projektmanagement an der Fachhochschule Horw/ Luzern tätig, wo er mit Herzblut seine ausserordentliche Erfahrung an die zukünftigen Bauingenieure weitergab.

(Martin Aemmer, Knut Sierotzki und Anton Schleiss)

Nécrologie Walter Graf (1936–2017) Le professeur Graf s’est éteint à Lausanne le 27 juin 2017 dans sa quatre-vingtunième année. Walter H. Graf a dirigé le laboratoire de recherches hydrauliques (devenu le LHE) de 1973 à 2001, reprenant ainsi le flambeau d’Alfred Stucky (1928– 1958) et Daniel Bonnard (1958–1973),

Walter Graf, 2007 (Photo: IAHR). deux professeurs essentiels au génie civil suisse et entrepreneurs illustres de l’arc lémanique. À cet égard, M. Graf a été l’un des premiers professeurs recrutés à l’international pour porter la recherche au sein du nouveau campus de l’EPFL. Ses travaux ont concerné de nombreux domaines, dont l’hydraulique à surface libre, les courants de turbidité, le transport de sédiment, l’hydrodynamique des lacs (avec Ulrich Lemmin). Doctorant de Hans Albert Einstein (fils d’Albert) à Berkeley, il a été l’un des pionniers dans l’étude du couplage entre turbulence et transport de sédiment. Auteur d’une œuvre prolifique, dont plusieurs traités de Génie civil aux PPUR (avec Mustafa Altinakar), parmi lesquels le volume «Hydraulique fluviale» traduit et publié chez Wiley, ses livres sont devenus des bibles pour de nombreux étudiants suisses et étrangers. Le professeur Graf a d’ailleurs été récompensé par de nombreuses distinctions. Longtemps actif après sa retraite en 2001, il a donné des cours en Chine, en Inde, également en France tout en demeurant très proche de l’EPFL où il passait régulièrement.

(Christophe Ancey, Anton Schleiss)

L ite i te r atur Elektrisiert – Bilder einer Schweiz unter Strom Publikation: 2017; Autor: Steven Schneider; Format: 19.5 × 27 cm; Seiten: 224 mit 48 farbigen und 139 s/w Abbildungen; Form: Broschiert, Paperback; Sprache: Deutsch ISBN/EAN: 978-3-03919-422-3, Verlag: Hier und Jetzt, verlag für Kultur und Geschichte, Baden Beschrieb: Mit legendären Staumauern in den Alpen und imposanten Kraftwerkzentralen hat die Schweizer Elektrizitätswirtschaft Ikonen geschaffen. Sie hat Landschaften umgestaltet, sich euphorisch auf die Kernkraft eingelassen und ist an die Grenzen des Wachstums gestossen.

Heute steht das vor mehr als hundert Jah-

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

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ren geschaffene System der Produktion und Verteilung von Elektrizität angesichts der Energiewende wiederum vor grossen Herausforderungen. Die Zukunft ist ungewiss. Steven Schneider nimmt die aktuelle Situation zum Anlass für eine visuelle Reise in die Geschichte des Schweizer Stroms.

Anhand von 200 Fotografien schildert er Meilensteine, Krisen und den Wandel der «weissen Kohle»: den Aufbau des austarierten Systems von Industrie-, Planungs-, Produktions- und Verteilungsfirmen, das Engagement des Staates, die Entwicklung des Stroms zum zentralen Treiber des Wirtschaftswunders und die damit verbundenen neuen Herausforderungen.

Das Buch besticht durch starke Bilder, die Emotionen wecken, denn Strom war nie nur Energielieferant, sondern immer auch nationale Projektionsfläche. Weitere Informationen und Bezug bei: Hier und Jetzt Verlag für Kultur und Geschichte, Kronengasse 20f, CH-5400 Baden +41 56 470 03 02, b.meier@hierundjetzt.ch www.hierundjetzt.ch (hier+jetzt)

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• Die Themen der «Wasserwirtschaft» 11, 12/2017 und 1/2018 • Hochwasserrisikomanagement in Bayern Ulrike Scharf • Möglichkeiten und Grenzen der Raumplanung im Hochwasserrisikomanagement Peter Heiland • Hochwasserrisikomanagement aus der Sicht einer bayerischen Kommune Liane Sedlmeier

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Hochwasserangepasster Umbau der Kläranlage Dresden-Kaditz Gert Bamler Gute landwirtschaftliche Praxis für die Hochwasservorsorge Ellen Müller, Uwe Müller, Walter Schmidt, Olaf Nitzsche Vorlandmanagement an der niederbayerischen Donau im Spannungsfeld von Hochwasserschutz, Landwirtschaft und Naturschutz Michael Kühberger, Clemens Berger Erosionsvorsorgende Landwirtschaft Peter Fiener Die Gruppen Landwirtschaft und Forsten – Hochwasserschutz (GLF) – Partner beim Hochwasserschutz in Bayern Michael Kaiser Unsicherheitsabschätzung für die Berechnung von dynamischen Überschwemmungskarten – Fallstudie Kulmbach Markus Disse, Iris Konnerth, Punit Bhola, Jorge Leandro Treibgutrückhalt in unteren Mittelgebirgsregionen – Möglichkeiten und Grenzen Michael Eiden, Robert Jüpner Multikriterielle Wirksamkeitsanalysen zum dezentralen Hochwasserschutz Wolfgang Rieger, Sonja Teschemacher, Susanne Haas, Johanna Springer, Markus Disse Hochwasser Simbach 2016: Dokumentation und Analyse Johannes Hübl Zusammenspiel von Sonne, Wind und Wasser Ulrich Rost Energiestrategie Österreich Christian Vögel Empowering Austria: Die Stromstrategie von Österreichs Elektrizitätswirtschaft Herfried Harreiter Herausforderung Elektromobilität für die Niederspannungsnetze – ein Bericht aus der Praxis Reinhard Nenning Kosten und Nutzen von ökologischen Sanierungsmassnahmen Jürgen Eberstaller Flussabwärts gerichtete Fischwanderung an mittelgrossen Fliessgewässern in Österreich Josef Schneider, Clemens Ratschan, Paul Heisey, Chris Avalos, Jeffrey Tuhtan, Christian Haas, Walter Reckendorfer, Martin Schletterer, Andreas Zitek

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Fischdetektion an Rechen grosser Wasserkraftanlagen mittels akustischer Kameras Marc Schmidt, Manuel Langkau, Marc Zeyer, Martin Schletterer Dynamischer Umgehungsarm Donaukraftwerk Ottensheim-Wilhering – Durchgängigkeit und Lebensraum Gerald Zauner, Michael Jung, Wolfgang Lauber, Martin Mühlbauer, Clemens Ratschan Monitoring Natur, Landschaft und Gewässer am Kraftwerk Rheinfelden Jochen Ulrich FIThydro – neue Ansätze und Bewertungen für das Sedimentmanagement als Bestandteil der Betriebsstrategie an Wasserkraftanlagen Kordula Schwarzwälder, Hany Abo-ElWafa, Peter Rutschmann Prototypensohlengleite Quakenbrück – experimentelle hydraulische und sedimentologische Untersuchungen Bernd Ettmer, Stefan Müller, Stefan Orlik, Ralf Jaspers, Heiner Kollhoff Ergebnisse des gewässerökologischen Langzeitmonitorings in Grossschutzgebieten Sachsen-Anhalts Uta Langheinrich, Volker Lüderitz Ingenieurökologische Sanierungsansätze für den Bederkesaer See Petra Schneider, Heinrich Reincke, Silke Ochmann, Hana Majrada, Martin Jakob, Michael Seewald Das hydrologische Versuchsgebiet Schäferbach – Referenzgebiet für Klimasimulationen Marcus Beylich, Florian Pöhlein, Frido Reinstorf Infrastruktur der Siedlungswasserwirtschaft – Herausforderungen und Perspektiven Torsten Schmidt Optimierung von Kläranlagen und Biogasanlagen durch Mess- und Automationstechnik sowie Computersimulation Jürgen Wiese, Ingolf Seick Partikelmessungen in Roh- und Trinkwasser Silke Dorow, Uwe Brettschneider

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Nachrichten

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Nachrichten

I ndustr ie mit tei Industriemit teilunge lunge n LEAD CRYSTAL® Alternative zu Lithium-Ionen-Akkus, saubere Energie definiert die Welt, in der wir heute und morgen leben.

Mit Lead-Crystal®-Technologie bieten wir Batterien, die sauberer, sicherer und lang anhaltend für eine bessere Zukunft sind.

Um die grundlegenden Fehler von BleiSäure-, Blei-Gel- und AGM-Batterien, wie beispielsweise Platten Sulfatierung, aktiven Materialverlust, Säure-UmweltVerschmutzung, schlechte Leistung bei niedrigen Temperaturen oder kurze Lebenszyklen, zu überwinden, haben wir mit Betta Batteries erfolgreich eine neue Batterie entwickelt. Lead-Crystal®-Batterien haben eine einzigartige proprietäre Technologie mit fünf exklusiven patentierten technischen Innovationen.

Crystal-Batterien sind ein revolutionärer technologischer Durchbruch im Bereich der Batterietechnologie, die die Vorteile der bestehenden Technologien kombinieren.

• Die häufigsten Mängel von Blei-Säure-, Blei-Gel- und AGM-Batterien wie z. B. kurze Lebensdauer, schlechte Leistung und Wartungsaufwand sind beseitigt.

• Die Hauptprobleme von Lithium-Batterien wie z. B. Umweltschäden bei der Herstellung und Entsorgung, schlechte Leistung bei geringen Temperaturen sowie Brand- und Explosionsgefahr, sind ebenfalls beseitigt Die Hauptunterschiede der Lead-Crystal®Batterien zu herkömmlichen Bleibatterien sind: Bleiplatten in höchster Qualität (99.97 % reines Blei)  Die Bleiplatten sind der Kern der elektrochemischen Reaktion und damit die wichtigste Komponente der Batterie  Kein Cadmium, kein Antimon, AGMähnliches Trennmaterial  Hergestellt aus ultrafeinen Glasfaserseparatoren hoher Porosität neuartiges Elektrolyt  Verwendung einer einzigartigen komplexen Technologie unter Verwendung einer Reihe von anorganischen Salzen und organischen Substanzen, welche die Reaktion zwischen dem Elektrolyt und dem aktiven Elektroden-Material, ihre Reaktion und auch die Sicherheit verbessert.

Vergleich mit herkömmlichen Batterien Crystal-Batterien schlagen auch die besten am Markt verfügbaren Batterien in nahezu allen Belangen. Sie können schneller 308

Temperaturbereich Lebensdauer Umweltverträglichkeit Transport-Sicherheit Arbeitssicherheit Zyklen Hohe Entladeströme Gesamtperformance Recyclebar Kosten

Lead Crystal -40 °C bis +65 °C 7–15 Jahre Sehr gut Kein Gefahrgut Sehr gut bis zu 8000 Sehr gut Sehr gut Sehr gut Gering

aufgeladen werden, können tiefer entladen werden (bis auf 0 Volt), schaffen mehr Zyklen und haben einen sehr weiten Betriebstemperaturbereich (-40 bis +65 °C).

Crystal-Batterien können für zwei Jahre, ohne aufgeladen zu werden, gelagert werden. Ihr Einsatz erfordert keine besondere Belüftung, keine Kühlung und ist wartungsfrei. In jedem Falle bieten sie mit Abstand das beste Preis / Leistungs-Verhältnis.

Benefits Recyclebar – Bis zu 99 % recyclebar – Vergütung bei der Rückgabe der Batterie Umweltschonend – Deutlich geringere Umwelbelastung; ISO14001 zertifiziert Sicher – Kein Brand- oder Explosionsrisiko, keine gefährlichen Gase und Flüssigkeiten Beste Performace – Lädt und entlädt 20 bis 40 % schneller als konventionelle Alternativen. Beste Schnellentladeeigenschaften Tiefenentladefähigkeit – Kann bis zu 0 Volt entladen werden und erreicht in nur zwei Ladevorgängen wieder 100 % Kapazität Lange Lebensdauer – Über 15 Jahren bei 20° C und über 8000 Zyklen möglich

Blei Säure/Gel -20 °C bis +45 °C 2–8 / 3–7 Jahre Schlecht / Befriedigend Schlecht / Gut Schlecht / Gut bis zu 2500 Schlecht Befriedigend Gut Sehr gering / Gering

Lithium -5 °C bis +40 °C 5–15 Jahre Sehr schlecht Gefahrgut Schlecht bis zu 10 000 Sehr Gut Gut Sehr schlecht Sehr hoch

Temperaturbeständig – Funktioniert bei -40 bis +65° C einwandfrei.

Lagerfähigkeit – Kann 2 Jahre ohne Aufladen gelagert werden Leichter Transport – Nicht als Gefahrengut klassifiziert für Lagerung und Transport Günstiger – Deutlich günstiger als vergleichbare Lithium-Batterien Die Alternative LEAD CRYSTAL® ist die Alternative für alle Anwendungen, bei denen Langlebigkeit und Zyklenfestigkeit analog den LiFePO4Systemen erreicht werden, gleichzeitig aber die Eigenschaften von Bleiakkusystemen beibehalten werden sollen. Für viele Branchenführer in den Bereichen Energie, Prozessmanagement und Telekommunikation sind Bleikristall-Batterien das Produkt der Wahl für geschäftskritische Anwendungen.

Weitere Informationen Contrel AG, Bösch 35, CH-6331 Hünenberg, 041 781 17 17, message@contrel.com, www.contrel.com.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

Repower-Tools im Interesse der Energiewende Energiewende, schrumpfende Margen, neue Vorschriften und vor allem veränderte Kundenbedürfnisse verlangen viel Initiative und Innovation seitens der Energieversorgungsunternehmen und Infrastrukturbetreiber. Dieser Problematik hat sich Repower angenommen und eine Reihe von Produkten entwickelt, die dazu geeignet sind, effizienter und kundengerechter zu arbeiten. Die neuen Instrumente kommen jetzt schrittweise auf den Markt.

Die Grundidee dahinter: Was bei Repower dazu beiträgt, Probleme zu lösen, ist auch für andere Unternehmungen geeignet.

Repower betreibt seit vielen Jahrzehnten Kraftwerke und Netze in der Südostschweiz, sie hat Erfahrungen in offenen Märkten und im internationalen Trading,

und sie bedient Endkundinnen und -kunden mit Strom und anderen Produkten.

Darüber hinaus stellt Repower Handels-, Planungs- und Betriebs-Dienstleistungen einer Vielzahl anderer Unternehmungen zur Verfügung, seien dies Energieversorgungsunternehmen (EVU), Netzbetreiber oder Betreiber anderer Infrastrukturen: Sie kann für andere Unternehmungen Assets planen, bauen, unterhalten und betreiben.

Und auch eigens entwickelte Schulungsprogramme wie Sicherheitskurse stossen in der Branche auf Interesse.

Aufgrund dieser Ausgangslage beschäftigt sich die Unternehmung mit Hauptsitz in Graubünden intensiv mit der Frage, wie sie ihre eigene Arbeit effizient gestalten und die Assets optimal bewirt-

schaften kann und wie neue Kundenbedürfnisse rasch und sachgerecht aufgenommen werden können. Das hat zu einer Reihe von Lösungen geführt, die teilweise bereits am Markt sind, beziehungsweise in einer fortgeschrittenen Umsetzungsphase stehen. Alle Produkte können die Kunden übrigens problemlos in ihre eigene Corporate Identity integrieren.

Smartes Energiemanagement Eine dieser Lösungen entstand aufgrund der Tatsache, dass ein kluges Energie- und Netzmanagement angesichts vermehrter dezentraler Einspeisung und neuer Kundenbedürfnisse immer wichtiger wird und dass es gilt, Vorgaben der Energiestrategie umzusetzen. SMARTPOWER ist eine Ant-

Bei der Produkteentwicklung arbeiten die Repower-Spezialisten interdisziplinär zusammen.

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Publireportage

Publireportage

Publireportage Strommasten im Freien: EASYASSET erleichtert die Bewirtschaftung aller Assets und schafft die Voraussetzungen für eine optimale und wirtschaftliche Planung der Unterhaltsarbeiten.

wort auf diese Herausforderungen. Die Lösung basiert auf einer vermehrten Einbindung der Kundinnen und Kunden, die ihr Verhalten beeinflussen, steuern und kontrollieren können und bei effizientem Verhalten preislich profitieren. Denn: Die Energiewende beginnt im Kopf! Basis dafür ist der Leistungstarif, der die entsprechenden Anreize schafft: Entsprechend werden die Netzkosten nicht mehr aufgrund der bezogenen Menge, sondern auf Basis der beanspruchten Leistung berechnet. Das nützt auch dem EVU – unter anderem weil Leistungsspitzen nivelliert werden. Smart Metering, Leistungspreis und App-gesteuerte Beeinflussung des Verbrauchs durch die Kunden sind die drei SMARTPOWERSäulen, die zusammenspielen und Nutzen sowohl für Kunden wie auch für Netzbetreiber generieren.

Effizientes Portfoliomanagement Ihr Know-how im Handelsbereich stellt Repower auch anderen Unternehmungen zur Verfügung: ENERGYSPACE ist eine webbasierte Plattform, über welche Energieversorgungsunternehmungen ihr Energieportfolio übersichtlich darstellen, bewerten und verwalten können. Das Tool unterstützt den Energiewirtschafter bei seiner Arbeit. Es bietet je nach individuellen Bedürfnissen mehr oder weniger Elemente wie Marktzugang, Risikobeurteilung, Simulationen, Preisübersichten, Optimierung der eigenen Produktion, Bilanzgruppenmanagement und weitere mehr. Die Vorteile liegen auf der Hand: Die Partner können auf bewährte Tools mit direktem Draht zum Händler zurückgreifen, und sie profitieren von den Erfahrungen des Repower Trading-Floors, ohne dabei einen grossen eigenen Aufwand betreiben zu müssen.

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PALINA-Ladestationen und Plug’n Roll: Angebote für die Mobilität der Zukunft.

PLUG’N’Roll für die Mobilität Bereits seit einiger Zeit bewährt hat sich die unter dem Markennamen PLUG’N’ROLL angebotene Elektromobilitätslösung von Repower. Sie richtet sich einerseits an Betreiber von Ladestationen. Hier eignet sich das Angebot namentlich für Kunden, welche ihre Aufgeschlossenheit gegenüber der Elektromobilität auch als Teil ihrer eigenen Marktstrategie verstehen.

So können sich beispielsweise Hotels und Restaurants oder andere Unternehmungen bei E-Auto-Fahrerinnen und -Fahrern damit profilieren, ihren Gästen Lademöglichkeiten anzubieten. Mit der PALINA und der BITTA hat Repower zwei eigens entwickelte Ladestationen im Angebot, die sich durch hohe Funktionalitäten und aussergewöhnliches Design auszeichnen. PLUG’N’ROLL richtet sich anderseits auch an Privatpersonen, welche E-Fahrzeuge benutzen.

Assets kostengünstig bewirtschaften Mit EASYASSET hat Repower ein Tool erarbeitet, welches die Bewirtschaftung der Assets erleichtert und optimiert und damit das ganze Team bei seiner täglichen Arbeit unterstützt. Auch hier entstand das Bedürfnis zunächst im eigenen Haus – und die Lösung wird sich zweifellos auch anderswo bewähren. Mit EASYASSET ist eine übersichtliche Darstellung aller Anlagedaten samt grafischen Aufbereitungen gewährleistet. Die nötigen Kennzahlen stehen damit «auf Knopfdruck» zur Verfügung. Zudem erleichtert die kontinuierliche Zustandsbewertung die Planung und Ausführung der nötigen Inspektionen und Wartungsarbeiten – dies mit dem Ziel, diese Arbeiten dann vorzunehmen, wenn

dies wirtschaftlich und betrieblich am sinnvollsten ist. Schliesslich optimiert der EASYASSET das Auftragsmanagement und die Administration. Die Lösung erfüllt zudem alle gesetzlichen Anforderungen, hilft bei der Budgetplanung und digitalisiert das Know-how der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Massgeschneiderte Lösungen aus einer Hand Nebst den oben skizzierten Produkten und Lösungen arbeitet Repower an weiteren Ideen, welche die Wirtschaftlichkeit im immer kompetitiver werdenden Umfeld erhöhen und den Effizienzzielen sowohl der Anlagenbetreiber als auch der Endkunden entgegenkommen. Weil dabei jedes EVU, jeder Analgebetreiber, jeder Kunde verschieden ist, können die von Repower entwickelten Lösungen und Dienstleistungen weitgehend modular und massgeschneidert auf die individuellen Bedürfnisse bezogen werden. Dank der Tatsache, dass die Lösungen zunächst in der Absicht entwickelt wurden, die eigene Arbeit besser zu machen, ist ein umfassender Praxisbezug stets gewährleistet.

Kontakt: Repower AG Bahnhofplatz 3A 7302 Landquart T +41 81 423 7811 Bernhard Signer Leiter Vertrieb T +41 81 839 7189 M +41 79 688 3299 bernhard.signer@repower.com www.repower.com

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Ingenieurdienstleistungen

Impressum «Wasser Energie Luft» Schweizerische Fachzeitschrift für Wasserrecht, Wasserbau, Wasserkraftnutzung, Gewässerschutz, Wasserversorgung, Bewässerung und Entwässerung, Seenregulierung, Hochwasserschutz, Binnenschifffahrt, Energiewirtschaft, Lufthygiene. / Revue suisse spécialisée traitant de la législation sur l’utilisation des eaux, des constructions hydrauliques, de la mise en valeur des forces hydrauliques, de la protection des eaux, de l’irrigation et du drainage, de la régularisation de lacs, des corrections de cours d’eau et des endiguements de torrents, de la navigation intérieure, de l’économie énergétique et de l’hygiène de l’air.

Gegründet 1908. Vor 1976 «Wasser- und Energiewirtschaft». / Fondée 1908. Avant 1976 «Cours d’eau et énergie».

Redaktion Roger Pfammatter (Pfa) Direktor des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV)

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Layout, Redaktionssekretariat und Anzeigenberatung Manuel Minder (Mmi)

Engineering, Planung, Fabrikation und Herstellung von:

Französische Übersetzung Editorial und SWV-Jahresbericht Rolf T. Studer

x Kegelstrahlschieber

ISSN 0377-905X

x Ventilen

Verlag und Administration SWV · Rütistrasse 3a · CH-5401 Baden Tel. +41 56 222 50 69 · Fax +41 56 221 10 83 www.swv.ch · info@swv.ch roger.pfammatter@swv.ch manuel.minder@swv.ch Postcheckkonto Zürich: 80-1846-5 Mehrwertsteuer-Nr.: CHE-115.506.846

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Inseratenverwaltung Manuel Minder SWV · Rütistrasse 3a · 5401 Baden Tel. +41 56 222 50 69 · Fax +41 56 221 10 83 manuel.minder@swv.ch Preis Jahresabonnement CHF 120.–, zzgl. 2.5% MWST), für das Ausland CHF 140.–, Erscheinungsweise 4 × pro Jahr im März, Juni, September und Dezember; Einzelpreis Heft, CHF 30.–, zzgl. Porto und 2.5% MWST

Stahlwasserbau

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«Wasser Energie Luft» ist offizielles Organ des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV) und seiner Gruppen: Associazione Ticinese di Economia delle Acque, Verband Aare-Rheinwerke, Rheinverband und des Schweizerischen Talsperrenkomitees. Die publizierten Beiträge geben die Meinung der jeweiligen Autoren wieder. Diese muss sich nicht mit derjenigen der Redaktion oder der Verbände decken.

Druck/Lektorat Binkert Buag AG Baslerstrasse 15 · CH-5080 Laufenburg Tel. +41 62 869 74 74 · Fax +41 62 869 74 80 «Wasser Energie Luft» wird mit Strom aus 100% Wasserkraft produziert und auf FSC-Papier gedruckt.

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Infos unter: SWV «Schweizerischer Wasserwirtschafts-

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verband» Rütistr. 3a CH-5401 Baden Tel. 056 222 50 69 manuel.minder@swv.ch

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden

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Gesunde Umwelt durch Wasserkraft

Ökologische Bestnoten: Im Quervergleich mit anderen Stromerzeugungsarten hat die Wasserkraft in Sachen ökologischer Qualität die Nase ganz vorn.

Strom für morgen und übermorgen: Wasserkraft ist erneuerbare Energie, schont die Ressourcen und trägt entscheidend zur nachhaltigen Stromerzeugung bei.

Trumpfkarte im Klimaschutz: Die saubere Energiequelle Wasserkraft trägt massgeblich zur Verbesserung der CO2-Bilanz der Schweiz bei.

Gebannte Hochwasser-Gefahr: Speicherseen halten bei starken Regenfällen die Wassermassen zurück und bewahren so tiefer gelegene Regionen vor Hochwasser.

mmi · swv · 9/08

Raum für neues Leben: Wo Wasser gestaut wird, entstehen neue, biologisch wertvolle Wasserflächen und Uferzonen.

Eine ganze Reihe davon stehen 314 heute unter Naturschutz.

«Wasser Energie Luft» – 109. Jahrgang, 2017, Heft 4, CH-5401 Baden