Laufwasserkraftwerke am Oberrhein

Mit der Begradigung des Rheins wurde auch die Stromgewinnung aus Wasserkraft möglich. 1928 begann Frankreich mit dem Bau des Rheinseitenkanals zwischen Basel und Breisach, an dem vier Kraftwerke entstanden.

Heute produzieren am Oberrhein – zwischen Basel und Karlsruhe – zehn große Wasserkraftwerke jährlich rund 9 Mrd. kWh Strom. Mit ihren Staustufen- und Schutzdämmen regulieren sie auch die Wassermengen, die der Rhein mit sich führt, und leisten einen wichtigen Beitrag zum Hochwasserschutz. 1969 schlossen Deutschland und Frankreich einen Staatsvertrag für die gemeinsame Nutzung der Wasserkraft. Er sah den Bau von zwei Staustufen bei Gambsheim und Iffezheim vor. Sie sollten die Bodenerosion im begradigten Rheinbett aufhalten und zugleich der Energiegewinnung dienen. So entstanden in den Siebzigerjahren an beiden Standorten zwei große Staustufen mit jeweils einem Wasserkraftwerk, einem Wehr, einer Doppelschleuse und zuletzt Fischpässen.

In deutsch-französischer Kooperation wurden auch die beiden Kleinkraftwerke in Breisach und Kehl erbaut. Sie liegen an den alten Kulturwehren und tragen mit Fischtreppe und Umgehungsgewässer dazu bei, dass der Rhein für Fische durchgängig ist. Diese vier Wasserkraftwerke am Rhein gehören je zur Hälfte der EnBW und der französischen EDF.

Die letzte Etappe zur Nutzung der Wasserkraft am Oberrhein ist die Erweiterung des Rheinkraftwerks Iffezheim. Bei laufendem Betrieb und unter technisch sehr anspruchsvollen Bedingungen wurde eine fünfte Turbine eingebaut. Nach vierjähriger Bauzeit ging sie 2013 in Betrieb. Damit ist Iffezheim das größte Laufwasserkraftwerk Deutschlands.

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Am Neckar betreibt und unterhält die EnBW insgesamt 27 Wasserkraftwerke. 24 Anlagen davon sind im Besitz der Neckar AG, eine 82%ige Tochtergesellschaft der EnBW. Ein Großteil der Anlagen wurde zwischen 1925 und 1945 erbaut. Die jüngsten sind die Anlagen in Heidelberg (2000) und Esslingen (2011).

Insgesamt überwindet der Neckar in dem 200 Kilometer langen Streckenabschnitt eine Höhendifferenz von rund 160 Metern. In den Neckarkraftwerken erarbeiten 54 Turbinensätze mit einer installierten Leistung von 93 MW durchschnittlich ca. 530 Mio. kWh Strom im Jahr. Damit können rund 330.000 Menschen mit Strom versorgt und gleichzeitig rund 490.000 t CO₂ eingespart werden.

Beteiligungen

Pumpspeicherkraftwerke erfüllen eine wichtige Pufferfunktion: Sie können Energie speichern und auf Abruf zur Verfügung stellen. Mit ihrer Reservefunktion spielen sie eine wichtige Rolle beim Ausbau der erneuerbaren Energien: Sie können einen „Überschuss“ an Sonnen- und Windstrom speichern und bei Engpässen wieder ans Netz abgeben.

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Bei Forbach im Schwarzwald wurde zwischen 1914 und 1926 erstmalig in Europa die Pumpspeicherung im großen Rahmen entwickelt. Das Rudolf-Fettweis-Werk bezieht sein Wasser aus dem Schwarzenbachstausee und besteht aus einem ganzen Komplex mit Laufwasser-, Speicher-, Pumpspeicherkraftwerk und Sammelbecken, der das gute Wasserangebot und die Höhenunterschiede des Tales nutzt. Mit den natürlichen Zuflüssen mehrerer Zuflüsse produziert es im Jahr etwa 105 Mio. kWh Strom – genug, um 30.000 Haushalte zu versorgen.

Forbach bietet ideale Bedingungen, das zweistufige Kraftwerk in ein dreistufiges System mit einem Vielfachen der bisherigen Leistung auszubauen.

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Das Pumpspeicherkraftwerk Glems liegt am Rand der Schwäbischen Alb. Durch den steilen Anstieg des Geländes zwischen dem künstlich angelegten Oberbecken und dem Maschinenhaus kann das Pumpspeicherkraftwerk eine Fallhöhe von fast 300 m nutzen.

In Glems produzieren zwei Maschinensätze, bestehend aus je einer Francisturbine, einer Pumpe und einer elektrischen Maschine, Energie. Die Maschinen arbeiten im Turbinenbetrieb als Generator und im Pumpbetrieb als Motor. Über verstellbare Schaufeln des Leitapparates wird die Leistung der Turbine nach Bedarf reguliert. Die Turbinen benötigen mit ihren 45 MW Maximalleistung kaum mehr als sechs Stunden zum Abarbeiten einer Oberbeckenfüllung (810.000 m3) und produzieren dabei 560.000 Kilowattstunden Strom. Innerhalb von elf Stunden kann mit einer Maximalleistung von 34 MW je Pumpe das Wasser vom Unterbecken über die Rohrleitung wieder in das Oberbecken befördert werden.

Die Besonderheit des Pumpspeicherkraftwerks in Glems ist, dass es nicht nur im Turbinenbetrieb, sondern auch im Pumpbetrieb Regelleistung zur Verfügung stellen kann. Möglich ist dies durch ein Verfahren, das als hydraulischer Kurzschlussbetrieb bezeichnet wird. Im hydraulischen Kurzschlussbetrieb entnimmt die Pumpe Wasser aus dem Unterbecken und fördert es in Richtung Oberbecken. Je nach Anforderung wird mehr oder weniger Wasser auf die Turbine umgelenkt und damit dem Netz mehr oder weniger Leistung zur Verfügung gestellt. Aufgrund der heutigen Netzsituation ist diese sogenannte Regelleistung sehr wertvoll, da Schwankungen im Netz sofort ausgeglichen werden können

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