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Bei einer Unterteilung nach installierter Leistung unterscheidet man zwischen Kleinwasserkraftwerken (<10 MW; in den USA <30 MW)3, mittelgroßen Wasserkraftanlagen (<100 MW) und Großwasserkraftwerken (>100 MW)4. Laut dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) bestehen große Wasserkraftanlagen in Deutschland (>1 MW) zu 20 Prozent aus Speicherkraftwerken und zu 80 Prozent aus Laufwasserkraftwerken5. Eine Unterkategorie der Speicherkraftwerke sind Pumpspeicherkraftwerke (rund 7 GW installierte Kapazität in Deutschland6), die die Möglichkeit zum Speichern elektrischer Energie bieten und so ausgleichend zu volatilen Erzeugern wie Wind und Photovoltaik (PV) zur Versorgungssicherheit beitragen können.
Der Wasserkraftanteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland lag 2015 bei 3,2 Prozent7, bezogen auf die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien bei 9 Prozent8. Die installierte Leistung erhöhte sich zwar von 2014 auf 2015 um 8 MW auf 5.588 MW8, der Anteil an den Erneuerbaren Energien verzeichnet jedoch einen Rückgang von ca. 4 Prozent zum Vorjahr. Die Gründe dafür liegen in schlechten Witterungsverhältnissen9 und dem im Verhältnis stärkeren Ausbau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Aufgrund starker geografischer Unterschiede befinden sich in Deutschland 80 Prozent (17,5 Mrd. kWh) der installierten Leistung in den südlich gelegenen Bundesländern Baden-Württemberg und Bayern. Das in Deutschland nutzbare Potenzial an Wasserkraft ist laut einer Studie des BMWi aus dem Jahr 2014 weitgehend ausgeschöpft10, denn der Schutz des ökologischen Zustands von Gewässern setzt dem Ausbau neuer Anlagen Grenzen11. Um Kapazitäten trotzdem zu erweitern, werden bestehende Anlagen verbessert oder vergrößert. So geschehen im Wasserkraftwerk Stiepel an der mittleren Ruhr12 wie auch im bayerischen Landkreis Main-Spessart. Das dort bestehende Main-Kraftwerk Rothenfels wurde um eine Turbine mit einer Leistung von 2,1 MW erweitert und soll zusätzlichen Strom von rund 7,4 Mio. kWh pro Jahr erzeugen. Zusätzlich wird eine Fischaufstiegsanlage installiert, um die Wanderung von Fischen zu ermöglichen13.
Bei Pumpspeicherkraftwerken werden im Rahmen von Machbarkeitsstudien inzwischen ehemalige Bergwerke als mögliche Standorte unter die Lupe genommen. In einen Untertage-Pumpspeicher soll das Steinkohlebergwerk Zeche in Bottrop umfunktioniert werden, so das Vorhaben der Landesregierung Nordrhein-Westfalens. Das Projekt befindet sich noch in der Konzept-Entwicklungsphase und wird finanziell gefördert vom Land sowie der EU14.
Entscheidend für Neuprojekte sind die notwendigen Genehmigungsverfahren. Je nach berührten Tatbeständen empfiehlt es sich, die Rechtsrelevanz und die Verfahrenserforderlichkeit mit den zuständigen Behörden abzuklären. Hierzu ist eine Antragsvorbesprechung („Scoping-Termin”) unter Leitung der für das Wasserrechtsverfahren zuständigen Behörde sinnvoll. Den zweiten Schritt stellt das Wasserrechtsverfahren dar, dem das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) zugrunde liegt. Es gilt, die §§ 33, 34 und 35 Abs. 1 WHG einzuhalten. Darauf folgen die ökologische Vorprüfung und die naturschutzfachliche Planung. Weitere Belange sind Baurecht, Bauleitplanung, Nachbarrecht und Lärmschutz, deren Erforderlichkeit sich jedoch meist schon in der Antragsvorbesprechung feststellen lässt. Die Verfahrensdauer bis zum Rechtsbescheid reicht in Deutschland je nach Komplexität von rund 6 Monaten bis zu mehreren Jahren15. Das könnte ein Grund sein, warum Wasserkraft in Deutschland einen relativ kleinen Anteil an der installierten Leistung von Erneuerbaren Energien besitzt, da gerade Personen mit kleineren Projektvorhaben von dem Prozedere abgeschreckt werden könnten.
Neben dem oben genannten WHG sind 3 weitere Gesetze für die Wasserkraft relevant: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) sowie das Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG). Bei der Einspeisevergütung für Strom aus Wasserkraft sieht § 40 Abs. 1 EEG 2017, abhängig von der Bemessungsgrundlage, folgende Einspeisevergütungen vor:
Bemessungsleistung [MW]
Tabelle 1: Einspeisevergütungen gemäß Bemessungsleistung laut EEG 201716
Wie bei den meisten Erneuerbaren Energien sind auch die Potenziale der Wasserkraft stark von den geologischen und meteorologischen Gegebenheiten eines Landes abhängig. Viele Länder mit Vorreiterrolle wie Norwegen (96–98 Prozent des Stroms aus Wasserkraft), Österreich und Kanada haben ihre Möglichkeiten schon nahezu vollkommen ausgeschöpft, weshalb die Investitionsmöglichkeiten gering ausfallen. Daneben sind China, Brasilien, die Türkei, Indien und Vietnam die Top-5-Länder, die im Jahr 2015 ihre Netto-Wasserkraftkapazitäten weltweit am stärksten ausgebaut haben1.
Wenn es um die Ausnutzung des Wasserkraftpotenzials geht, sind es einige der elektrizitätsärmsten Länder der Welt, die gleichzeitig auch das am geringsten ausgenutzte Wasserkraftpotenzial besitzen22. Äthiopien, dessen Elektrifizierungsrate 2009 noch gerade einmal 15 Prozent (ländlich sogar nur 1 Prozent) betrug23, will mit einem Mega-Staudamm den Sprung zum Industriestaat schaffen. 100 Prozent Elektrifizierung mit Erneuerbaren Energien will das Land in 10 Jahren erreichen. Ein ambitioniertes Ziel für das Entwicklungsland. Doch zusammen mit GERD sowie Geothermie, Wind- und Solarenergie und der bereits zu 90 Prozent aus Wasserkraft bestehenden Stromerzeugung soll es erreicht werden. GERD steht für „Great Ethiopian Renaissance Dam” und ist eine fast 150 Meter hohe und 1.780 Meter lange Betonmauer, die den Nil stauen soll, um das Wasser bei Bedarf in ein Wasserkraftwerk einfließen zu lassen24. 6.000 MW soll das Kraftwerk erzeugen. Der Wert ist allerdings nur unter optimalen Wetterbedingungen während starker Regenzeiten zu erreichen. Womit wir bei den Schwachstellen des Projektes sowie der Strategie der Regierung angelangt sind: Ein zu starker Fokus auf Wasserkraft macht die Stromversorgung des Landes stark wetterabhängig und Blackout-anfällig. Ein weiterer Dämpfer für das Superprojekt sind geopolitische Spannungen mit Ländern, die stromabwärts am Nil liegen. Ägypten und der Sudan würden mit Inbetriebnahme des Staudamms nur noch eingeschränkt mit Nilwasser versorgt werden. Denn um den Stausee zu füllen, müsste der Nil beinahe ein ganzes Jahr gestaut werden, im schlechtesten Fall sogar über 3 Jahre. Das würde ein Viertel weniger Wasser für die Nilanrainer flussabwärts bedeuten. Internationale Geldgeber halten sich zurück, weil sie sich in den Konflikt nicht einmischen möchten. Das ist eine weitere Hürde für das Projekt, denn die anfänglich angesetzten 4,8 Milliarden Dollar werden Experten zufolge nicht ausreichen. Der Staat ist daher intensiv auf der Suche nach neuen Investoren, während sich aktuelle Investoren bereits Sorgen machen, ob sie ihr Geld überhaupt wiedersehen werden24.
Doch warum groß und kompliziert, wenn es auch anders geht. Ohne benötigte Riesendämme und mit geringen Anforderungen an Wassertiefe und Stromgeschwindigkeit sind innovative Kleinwasserkraftanlagen besonders vielversprechend. Diesbezüglich sind weltweit lediglich 43 Prozent (75 GW) des verfügbaren Potenzials ausgeschöpft25. Eine Studie der United Nations Industrial Development Organization (UNIDO) und des International Center on Small Hydro Power (ICSHP) zeigt, in welchen Ländern noch viel ungenutztes Potenzial für Kleinwasserkraftwerke schlummert (dargestellt in Tabelle 2). Viele der Länder fördern bereits den Ausbau von Wasserkraft in ihrem Land durch Einspeisevergütung, Umsatzsteuernachlass, Nettomessung, Ausschreibungen, Steueranrechnung etc. oder erfahren Unterstützung von nationalen und internationalen Organisationen wie der World Bank Group.
Einfach zu montierende schwimmende Kleinstwasserkraftwerke, die auch in kleineren Flüssen einsetzbar sind, sollen das ungenutzte Potenzial nun in Strom umwandeln. Das peruanische Dorf Marisol macht es seit 2011 vor. Mitten im Regenwald schwimmt dort eine – oben schon erwähnte – Smart-Hydro-Turbine der deutschen Firma Smart Hydro Power GmbH. Mindestvoraussetzung ist ein Fluss von ca. 2 m Tiefe und 2 m Breite sowie eine Fließgeschwindigkeit von 1 bis 3,5 Meter pro Sekunde. 1 bis 5 kWh Strom lassen sich somit maximal mit einer der Turbinen generieren, was in Entwicklungsländern für die Elektrifizierung eines ganzen Dorfs ausreicht. Smart-Hydro-Turbinen machen dort das weitere Betreiben von Dieselgeneratoren überflüssig und stellen sie betriebswirtschaftlich in den Schatten. Während die Gestehungskosten für eine Kilowattstunde eines Dieselgenerators 22 bis 41 Eurocent betragen, kommt der schwimmende Generator auf 8 Eurocent unter optimalen Bedingungen bei einer Amortisationszeit von 3 Jahren in Südamerika19.
Was die Meeresenergie angeht, war 2015 wie auch schon die Jahre zuvor dominiert von Demonstrationsprojekten. Das betrifft v.a. Gezeitenkraftwerke sowie Wellenenergieumwandlungsanlagen1. Während sich also die meisten Projekte noch in der Entwicklungsphase befinden, ist Schottland, das einen der wenigen geeigneten Standorte für solche Anlagen besitzt, einen Schritt weiter. Die in Edinburgh ansässige Firma Nova Innovation Ltd., mit finanzieller Unterstützung der belgischen Firma ELSA, installierte laut eigenen Angaben vor der Küste Shetlands die weltweit erste voll funktionsfähige kommerzielle und an das nationale Stromnetz angeschlossene Reihe von Gezeitenkraftwerksturbinen. Jede der 5 Turbinen besitzt eine Leistung von 100 kW, wovon die zweite diesen Monat eingeschaltet wurde26 (die erste im März dieses Jahres27). Beide laufen mit einer Kapazität von 40 Prozent. Die Anlage stellt eine Ausnahme im Vergleich zu anderen Gezeitenkraftwerksprojekten dar, die im Normalfall aus einer einzigen großen Anlage bestehen und nicht wie in diesem Fall aus mehreren kleinen26. Die Shetlandinseln befinden sich in besonders interessanter Lage für eine solche Technologie, da sie nicht an das Stromnetz Großbritanniens angeschlossen sind und den Großteil ihres Stroms von einem mit Diesel angetriebenen Kraftwerk erhalten27. Schottland ist damit einen Schritt weiter auf dem Weg zu dem Ziel seiner Regierung, 100 Prozent erneuerbare Stromerzeugung bis 2020 zu erreichen28.
Wasserkraft stellt eine wettbewerbsfähige regenerative Ressource dar, die international noch viel ungenutztes Potenzial aufweist. Laut der IEA (International Energy Agency) sollen sich die Wasserkraftkapazitäten bis 2050 sogar verdoppeln2. Besonders in Lateinamerika, Afrika und Asien bestehen gute Chancen für deutsche Anlagenhersteller und Planer, ihre Technik und ihr Know-how beim Ausbau der Wasserkraft einzubringen. Abbildung 1 zeigt die weltweiten Marktanteile nach angeforderten Kapazitäten (MWe) von Wasserturbinen im Jahr 2013. 24 Prozent Marktanteil besitzen je ein deutsches (Voith) und ein US-amerikanisches (GE) Unternehmen. Das österreichische Unternehmen Andritz besitzt 10 Prozent Marktanteil, die Firma Dongfang aus China 12 Prozent29. In der Modernisierung, Erweiterung und Reaktivierung bestehender Anlagen stecken noch nicht ausgeschöpfte Möglichkeiten, wobei Kostensenkungspotenziale aufgrund der hohen Ausgereiftheit der Technologie eher begrenzt sind. Unausgereift sind dagegen noch Meeresenergietechnologien, die die USA nun mit einer finanziellen Förderung zur Erforschung und Entwicklung von Wellen- und Gezeitenkraftwerken mit über 20 Millionen Dollar vorantreiben wollen30.
Abbildung 1: Marktanteile gemäß angeforderter Kapazitäten (MWe) von Wasserturbinen im Jahr 2013 (Quelle: eigene Darstellung nach Credit Suisse29)
Auch im Hinblick auf einen Energiemix aus Erneuerbaren Energien spielt Wasserkraft eine bedeutende Rolle, da sie in der Lage ist, Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen, die die zunehmende Nutzung von variabler Sonnen- und Windenergie mit sich bringt. Einen Ansatz hierzu bietet das zwischen Deutschland und Norwegen geschlossene Abkommen zum Ausgleich der Stromschwankungen (Projekt NordLink), wonach im Bedarfsfall das jeweils andere Land mit der Einspeisung von Solar- und Windenergie bzw. Energie aus Wasserkraft unterstützt wird. Dafür soll bis 2020 ein 623 km langes Unterseekabel mit einer Leistung von 1,4 GW von Tonstad in Norwegen bis nach Wilster in Schleswig-Holstein verlegt werden31,32. Das ähnliche Projekt NorGer sollte schon bis 2015 fertiggestellt sein und diese Kapazität verdoppeln, indem ein weiteres Seekabel von Norwegen nach Niedersachsen verlegt wird. Warum NordLink und nicht NorGer realisiert wird, ist unklar, ebenso warum NorGer auf einen unbestimmten Zeitraum verschoben wurde33,34. Zwischen Holland und Norwegen besteht bereits ein solches Kabel (580 km lang, 700 MW Übertragungskapazität) und sorgt seit 2008 für Netzstabilität in beiden Ländern35. Ein weiterer Ansatz ist der Energiespeicher Riedl, ein unterirdisches Pumpkraftwerk mit einer Leistung von 300 MW im Grenzgebiet zwischen Bayern und Oberösterreich, das Mitte 2018 in Betrieb gehen soll und sich aktuell im Planfeststellungsverfahren befindet36,37.
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Kai Imolauer
Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)
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