DSS KLIM:EN - meteo.boku.ac.at · BOKU-Met IWHW BOKU IHG BOKU WP 4 ÖKOLOGIE WP 6 DSS_KLIM:EN WP 3 ENERGIEWASSER-WIRTSCHAFT Einbindung der Stakeholder über Workshops und Expertengespräche

Entwicklung eines Decision Support Systems

zur Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie

DSS_KLIM:EN

Endbericht

BOKU-Met

Endbericht

BOKU Wien, IWHW/IHG/MET, JR Graz 2

Auftraggeber

Kommunalkredit Austria AG Türkenstraße 9 1092 Wien

Gefördert vom

Klima- und Energiefonds Gumpendorferstraße 5/22 1060 Wien

Projektleitung

Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Helmut Habersack Universität für Bodenkultur Wien Department für Wasser – Atmosphäre – Umwelt Institut für Wasserwirtschaft, Hydrologie und konstruktiven Wasserbau CD Labor für Innovative Methoden in Fließgewässermonitoring, Modellierung und Flussbau

Projektpartner

Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Stefan Schmutz Universität für Bodenkultur Wien Department für Wasser – Atmosphäre – Umwelt Institut für Hydrobiologie und Gewässermanagement

Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Herbert Formayer Universität für Bodenkultur Wien Department für Wasser – Atmosphäre – Umwelt Institut für Meteorologie

Mag. Dr. Franz Prettenthaler Joanneum Research Graz Forschungsgruppe Regionalpolitik, Risiko- und Ressourcenökonomik

Zitiervorschlag:

Habersack, H., Wagner, B., Hauer, C., Jäger, E., Krapesch, G., Strahlhofer, L., Volleritsch, M., Holzapfel, P., Schmutz, S., Schinegger, R., Pletterbauer, F., Formayer, H., Gerersdorfer, T., Pospichal, B., Prettenthaler, F., Steiner, D., Köberl, J., Rogler, N. (2011): DSS_KLIM:EN: Entwicklung eines Decision Support Systems zur Beurteilung des Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie. Endbericht. Studie im Auftrag der Kommunalkredit Austria AG, gefördert vom Klima- und Energiefonds. Wien, 132 S. Titelbild: BOKU-Met (links oben), BOKU-IWHW (links unten), Verbund (rechts oben), Sandra Beckefeldt (rechts unten)

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Bearbeitung

WP1 WP3 WP6

Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Helmut Habersack (Projektleitung) Dipl.-Ing. Beatrice Wagner Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Christoph Hauer Dipl.-Ing. Elisabeth Jäger Dipl.-Ing. Gerald Krapesch Dipl.-Ing. Lukas Strahlhofer BSc Margit Volleritsch Patrick Holzapfel

WP2 Dipl.-Ing. Rafaela Schinegger Dipl.-Ing. Florian Pletterbauer Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Stefan Schmutz

WP4 Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Herbert Formayer Dipl.-Ing. Thomas Gerersdorfer Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Bernhard Pospichal

WP5

Mag. Dr. Franz Prettenthaler Mag. Daniel Steiner Mag. Judith Köberl BSc Nikola Rogler

Projektstrukturplan

IWHW BOKU IHG BOKU BOKU-Met

WP 4

ÖKOLOGIE

WP 6

DSS_KLIM:EN

WP 3

ENERGIEWASSER-WIRTSCHAFT

Einbindung der Stakeholder über Workshops und

Expertengespräche

WP 2

KLIMAWANDEL

IWHW BOKU

WP 5

SOZIOÖKONOMIE

IWHW BOKU

WP

1

KO

OR

DIN

ATI

ON Joanneum Research

Met

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Kurzfassung Die Wasserkraft bildet das Rückgrat der Stromerzeugung in Österreich und deckt derzeit etwa 60% des Strombedarfs. Sie ist nahezu CO2 neutral und liefert einen bedeutenden Beitrag zur Erreichung von Klimaschutzzielen (z.B. Kyoto-Protokoll). Gleichzeitig kann der Klimawandel, z.B. durch die Änderung der Niederschlags- und Abflussverhältnisse oder den starken Rückgang der Gletscher, einen wesentlichen Einfluss auf die Stromerzeugung aus Wasserkraft haben. Der weitere Ausbau der Wasserkraft ist ökonomisch, ökologisch und z.T. auch gesellschaftlich aufgrund hoher Investitionskosten, Umweltauflagen und z.T. Widerständen in der Bevölkerung schwieriger geworden.

Die gegenwärtige Existenz zweier gesellschaftspolitischer Interessen, dem Klimaschutz und dem Gewässerschutz, gibt Anlass zur grundlegenden Auseinandersetzung und Analyse der gegebenen Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozioökonomie. Eine Anpassungs-strategie an den Klimawandel sowie die Umsetzung der Energiestrategie Österreich ohne Berücksichtigung der gegenseitigen Beeinflussungen könnte zu schwerwiegenden Konflikten führen.

Ziel des Projektes DSS_KLIM:EN war es, eine objektive Daten- und Diskussionsbasis zu schaffen sowie ein web-basiertes Decision Support System (Web-DSS) zur Beurteilung der Wechselwirkungen zu entwickeln. Dazu wurden auf sektoraler Ebene Grundlagendaten erarbeitet und fachgebietsbezogene Analysen durchgeführt. So wurde beispielsweise im WP Klimawandel eine GIS-basierte Datengrundlage zur Analyse der Klimasensitivität verschiedener Wasserkraftwerkstypen erstellt. Im WP Energiewasserwirtschaft wurde ein Klassifikationsschema der österreichischen Wasserkraftwerke definiert und eine Kraftwerksdatenbank entwickelt. Zudem wurden Szenarien des zukünftigen theoretischen Wasserkraftausbaus gebildet. Aufbauend auf der IST-Situation des ökologischen Zustands der österreichischen Fließgewässer, wurde im WP Ökologie das Modell „Staueinfluss“ entwickelt, mit dessen Hilfe zukünftige Ausbauszenarien ökologisch, bezogen auf den Staueinfluss als beispielhaften Eingriff in Fließgewässer, beurteilt werden können. Auf sozioökonomischer Ebene wurden verschiedene Kraftwerkstypen hinsichtlich ökonomischer Kriterien untersucht.

Im Zuge der integrativen Bearbeitung wurden zunächst Kriterien der Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie definiert. Darauf aufbauend wurden Kraftwerks-Steckbriefe für jeden Sektor erarbeitet, die eine objektive Beurteilung existierender Wasserkraftwerkstypen ermöglichen. Zudem wurden Werkzeuge, wie z.B. eine Vernetzungsmatrix zur Analyse der sektoralen Wechselwirkungen und Darstellung der Vernetzungen, entwickelt.

Durch Einrichtung eines Web-DSS werden ab Herbst 2011 ausgewählte Projektsergebnisse und Online Tools, wie z.B. ein „Wasserkraft Kalkulator“ oder „GIS-Kartendarstellungen“, für den User verfügbar sein.

Die Ergebnisse des Projektes DSS_KLIM:EN bilden eine Informationsgrundlage für die Umsetzung der nationalen Klimawandelanpassungsstrategie, der Energiestrategie Österreich sowie der Wasserrahmenrichtlinie und können zur Unterstützung zukünftiger Entscheidungs-prozesse herangezogen werden. Beispielsweise kann mit Hilfe des Wasserkraft Kalkulators erstmals berechnet werden, wie viele neue Wasserkraftwerke auf Basis der derzeitigen Kraftwerksverteilung in Österreich für bestimmte Ausbauziele erforderlich wären und welchen Beitrag diese zur Deckung von Ausbauzielen haben.

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Inhaltsverzeichnis

1. Einleitung, Problemstellung und Zielsetzung ............................................................................................ 7

1.1. Einleitung und Problemstellung ............................................................................................................ 7

1.2. Zielsetzung ........................................................................................................................................... 9

2. Methodik ...................................................................................................................................................... 10

2.1. Sektorale Analysen............................................................................................................................. 11

2.1.1. Klimawandel.............................................................................................................................. 11 2.1.1.1. Allgemeines zu Klimaszenarien für Österreich und deren Unsicherheiten ............................ 11 2.1.1.2. Erarbeitung einer GIS-basierten Datengrundlage ................................................................. 15

2.1.2. Energiewasserwirtschaft ........................................................................................................... 19 2.1.2.1. Erhebung der Wasserkraftwerke in Österreich...................................................................... 19 2.1.2.2. Entwicklung einer GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank....................................................... 20 2.1.2.3. Bildung theoretischer Ausbauszenarien ................................................................................ 20

2.1.3. Ökologie.................................................................................................................................... 21 2.1.3.1. Fließgewässerstrecken in Schutzgebieten ............................................................................ 21 2.1.3.2. Modell „Staueinfluss“ ............................................................................................................. 22 2.1.3.3. Ausbauszenarien mit unterschiedlichen Kraftwerkstypen...................................................... 22

2.1.4. Sozioökonomie ......................................................................................................................... 24 2.1.4.1. Definition einer Bewertungsmethodik .................................................................................... 24 2.1.4.2. Datenaufbereitung und Parameterdefinition .......................................................................... 25 2.1.4.3. Überprüfung der Signifikanz .................................................................................................. 26

2.2. Integrative Bearbeitung ...................................................................................................................... 27

2.2.1. Definition von sektoralen Kriterien zur integrativen Bearbeitung............................................... 27 2.2.2. Erarbeitung einer Analysemethodik zur Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen

Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie............................................................... 27 2.2.3. Charakterisierung der Wasserkraftwerkstypen durch Entwicklung von Steckbriefen................ 28 2.2.4. GIS-basierte Analysen .............................................................................................................. 29

3. Ergebnisse .................................................................................................................................................. 30

3.1. Sektorale Analysen............................................................................................................................. 30

3.1.1. Klimawandel.............................................................................................................................. 30 3.1.1.1. Sektorbezogene Ergebnisse der Berechnung von Klimaszenarien für Österreich ................ 30 3.1.1.2. GIS-basierte Datengrundlage................................................................................................ 31

3.1.2. Energiewasserwirtschaft ........................................................................................................... 38 3.1.2.1. Klassifikationsschema der Wasserkraftwerke ....................................................................... 38 3.1.2.2. Kraftwerks-Datenbank........................................................................................................... 39 3.1.2.3. Darstellung der Wasserkraft-Situation in Österreich.............................................................. 40 3.1.2.4. Wasserkraftpotenzial in Österreich........................................................................................ 50 3.1.2.5. Analyse der Ausbauszenarien............................................................................................... 51 3.1.2.6. Diskussion möglicher Auswirkungen des Klimawandels auf die Wasserkraft........................ 52

3.1.3. Ökologie.................................................................................................................................... 55 3.1.3.1. Darstellung der IST-Situation des ökologischen Zustandes der Fließgewässer in Österreich

auf Basis der EU-WRRL unter Berücksichtigung der Wasserkraftnutzung............................ 55 3.1.3.2. Ausbauszenarien mit unterschiedlichen Kraftwerkstypen...................................................... 56

3.1.4. Sozioökonomie ......................................................................................................................... 58 3.1.4.1. Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten................................................................................ 58 3.1.4.2. Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten........................................................................ 60 3.1.4.3. Arbeitsplatzeffekte................................................................................................................. 62

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3.2. Integrative Bearbeitung ...................................................................................................................... 65

3.2.1. Sektorale Kriterien zur integrativen Bearbeitung....................................................................... 65 3.2.1.1. Klimawandel .......................................................................................................................... 66 3.2.1.2. Energiewasserwirtschaft........................................................................................................ 69 3.2.1.3. Ökologie ................................................................................................................................ 80 3.2.1.4. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie.................................................................................... 89 3.2.1.5. Sozioökonomie...................................................................................................................... 92

3.2.2. Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie................ 98 3.2.2.1. Vernetzungsmatrix ................................................................................................................ 98 3.2.2.2. Diskussion kausaler Zusammenhänge................................................................................ 104 3.2.2.3. GIS-basierte Kartendarstellungen ....................................................................................... 105

3.2.3. Steckbriefe der Wasserkraftwerkstypen.................................................................................. 110

4. Web-basiertes Decision Support System............................................................................................... 111

4.1. Überblick über den Inhalt.................................................................................................................. 111

4.2. Funktionen........................................................................................................................................ 111

4.2.1. Kraftwerkstypen und Steckbriefe ............................................................................................ 111 4.2.2. Dynamische Vernetzungsmatrix ............................................................................................. 112 4.2.3. Online Tools............................................................................................................................ 112 4.2.3.1. Wasserkraft Kalkulator ........................................................................................................ 112 4.2.3.2. GIS-Kartendarstellungen..................................................................................................... 113

4.2.4. Downloads .............................................................................................................................. 113

5. Diskussion und Schlussfolgerungen...................................................................................................... 114

5.1. Sektorale Analysen........................................................................................................................... 114

5.1.1. Klimawandel............................................................................................................................ 114 5.1.2. Energiewasserwirtschaft ......................................................................................................... 115 5.1.3. Ökologie.................................................................................................................................. 116 5.1.4. Sozioökonomie ....................................................................................................................... 117

5.2. Schlussfolgerungen aus der integrativen Bearbeitung ..................................................................... 118

Danksagung....................................................................................................................................................... 119

Literaturverzeichnis .......................................................................................................................................... 120

Abbildungsverzeichnis ..................................................................................................................................... 127

Tabellenverzeichnis .......................................................................................................................................... 131

Anhang ............................................................................................................................................................... 132

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1. Einleitung, Problemstellung und Zielsetzung

1.1. Einleitung und Problemstellung

Die Wasserkraft bildet das Rückgrat der Stromerzeugung in Österreich und deckt derzeit etwa 60% des Strombedarfs (BMWFJ und BMLFUW, 2010). Sie ist nahezu CO2 neutral und liefert einen bedeutenden Beitrag zur Erreichung von Klimaschutzzielen (z.B. Kyoto-Protokoll). Gleichzeitig kann der Klimawandel, z.B. durch die Änderung der Niederschlags- und Abflussverhältnisse oder den starken Rückgang der Gletscher, einen wesentlichen Einfluss auf die Stromerzeugung aus Wasserkraft haben. Die Analyse des Dürresommers 2003 in Österreich, im Rahmen des Projektes StartClim 2004.D, verdeutlichte die Sensitivität der Energiewasser-wirtschaft gegenüber Klimaänderungen. Die Ergebnisse zeigten, dass die Dürre insbesondere bei Laufkraftwerken zu einer bedeutenden Reduktion der Stromerzeugung führte (Habersack et al., 2006).

Auf gesetzlicher Ebene wurden durch das Inkrafttreten relevanter europäischer Richtlinien und deren Umsetzung auf nationaler Ebene Rahmenbedingungen geschaffen, die zukünftige Maßnahmen in den Bereichen Energie-, Umwelt- und Klimapolitik entscheidend beeinflussen.

Gemäß der Erneuerbare-Energien-Richtlinie EE-RL (2009/28/EC) soll bis 2020 der EU-Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch auf 20% steigen. Österreich ist entsprechend dem im Dezember 2008 verabschiedeten Klima- und Energiepaket der EU dazu verpflichtet, den Anteil erneuerbarer Energieträger bis 2020 auf 34% zu erhöhen. Im aktuellen Regierungsprogramm der österreichischen Bundesregierung ist das Ziel verankert, das Wasserkraftpotenzial künftig noch stärker nutzbar zu machen (Republik Österreich, 2008). Die Energiestrategie Österreich (2010) sieht durch gegebene energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen und Anreize im Ökostromgesetz eine Ausbaugröße der Klein-, Mittel- und Großwasserkraftwerke von 12,6 Petajoule (PJ) oder 3,5 Terrawattstunden (TWh) vor. 0,7 TWh können davon durch Effizienzsteigerungen und Revitalisierungen bestehender Standorte nach modernen Standards erreicht werden. Somit wird eine realistische Ausbaugröße mit mindestens 2,8 TWh angenommen (BMWFJ und BMLFUW, 2010). Durch Verankerung des „öffentlichen Interesses“ zukünftiger UVP-pflichtiger Energieprojekte in der aktuellen Novelle des Elektrizitätswirtschafts- und Organisationsgesetzes ElWOG (2010) wurden zusätzliche Weichenstellungen für große Kraftwerksprojekte geschaffen.

Fast gleichzeitig mit der Energiestrategie Österreich (2010) wurde der Nationale Gewässer-bewirtschaftungsplan NGP (2009) im Rahmen der Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie EU-WRRL (2000/60/EC) veröffentlicht. Erstmalig liegt eine umfassende Beurteilung des ökologischen Zustands der Fließgewässer Österreichs (> 10 km² Einzugsgebiet) vor (BMLFUW, 2010a). Hierbei entsprechen 37% der Fließgewässer laut NGP dem Umweltziel „sehr guter und guter Zustand“ bzw. „gutes Potenzial“. Die restlichen 63% weisen einen schlechteren ökologischen Zustand auf, was zu 94% auf die belastungsspezifischen Ergebnisse der Qualitätskomponenten Fische und Makrozoobenthos zurückzuführen ist (BMLFUW, 2010a).

Insbesondere der starke Ausbaugrad der Wasserkraft wird als wesentliche Ursache für den unbefriedigenden ökologischen Zustand österreichischer Fließgewässer angesehen (Jungwirth et al., 2003). Ein weiterer Ausbau könnte bekannte ökologische und flussmorphologische Auswirkungen, wie z.B. eine Beeinträchtigung der Gewässerstrukturen und der Habitatqualität

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oder einen negativen Einfluss auf die Feststoffdurchgängigkeit haben. Dies steht im Widerspruch zu den Vorgaben der EU-WRRL (Verschlechterungsverbot bzw. Verbesserungsgebot).

Die zwei gesellschaftspolitischen Interessen, Klimaschutz und Gewässerschutz, geben Anlass zur grundlegenden Auseinandersetzung und Analyse der gegebenen Wechselwirkungen zwischen den Bereichen Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozioökonomie. Eine Anpassungsstrategie an den Klimawandel sowie die Umsetzung der Energiestrategie Österreich ohne Berücksichtigung der gegenseitigen Beeinflussungen könnte zu schwerwiegenden Konflikten führen.

Während derzeit einzelne sektorale Grundlagen vorliegen (z.B. energiewirtschaftliche und/oder ökonomische Studien; Stigler et al., 2005; Pöyry, 2008), fehlt eine systematische Darstellung der Wechselwirkungen sowie eine Methodik, diese objektiv und vor allem integrativ zu diskutieren. Weiters existieren keine zusammengefassten und nachvollziehbar gegenübergestellten Grundlagen und Werkzeuge für Entscheidungsträger, um nach Vorliegen der regionalen Klimaänderungsszenarien eine umsetzbare Strategie in den Bereichen Klimawandelanpassung, Energiewasserwirtschaft und Ökologie festzulegen.

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1.2. Zielsetzung

Übergeordnetes Ziel des Projektes DSS_KLIM:EN ist die Schaffung einer Daten- und Diskussionsbasis sowie die Entwicklung eines web-basierten Decision Support Systems (Web-DSS) für die Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozioökonomie.

Für den Sektor Klimawandel sind folgende Detailziele zu nennen:

Analyse der Klimaszenarien für Österreich und deren Unsicherheiten

Erarbeitung einer GIS-basierten Datengrundlage zur Analyse der Klimasensitivität der Wasserkraft in Österreich

Der Sektor Energiewasserwirtschaft umfasst die Detailziele:

Übersicht über den Status Quo der Wasserkraftwerke in Österreich

Schaffung einer GIS-gestützten Datenbank der österreichischen Wasserkraftwerke als Bearbeitungs- und Analysegrundlage

Analyse und Diskussion theoretischer Wasserkraftausbau-Szenarien

Darstellung der Bedeutung bzw. Sensitivität der Wasserkraft in Bezug auf den Klimawandel

Detailziele des Sektors Ökologie sind:

Darstellung der IST-Situation des ökologischen Zustandes der Fließgewässer in Österreich auf Basis der EU-WRRL unter Berücksichtigung der Wasserkraftnutzung

Beurteilung der zukünftigen Entwicklung der österreichischen Fließgewässer hinsichtlich ihres ökologischen Zustandes bei unterschiedlichen Wasserkraftausbau-Szenarien

Analyse und Diskussion der ökologischen Auswirkungen verschiedener Wasserkraftwerkstypen (besondere Berücksichtigung des Eingrifftyps „Stau“); Entwicklung des Modells „Staueinfluss“

Der Sektor Sozioökonomie (wirtschaftliche Aspekte) umfasst folgendes Detailziel:

Ökonomische Bewertung unterschiedlicher Wasserkraftwerkstypen (inkl. Überprüfung der Signifikanz und Sensitivitätsanalyse)

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2. Methodik

Die durchgeführten Forschungsarbeiten gliedern sich in drei Ebenen.

Im ersten Teil des Projektes wurden im Zuge der sektoralen Analyse (Kapitel 2.1) Grundlagendaten erarbeitet und fachgebietsbezogene Analysen durchgeführt. So wurde beispielsweise im WP Klimawandel eine GIS-basierte Datengrundlage zur Analyse der Klimasensitivität verschiedener Wasserkraftwerkstypen erstellt. Im WP Energiewasserwirtschaft wurde eine Kraftwerksdatenbank der österreichischen Wasserkraftwerke entwickelt, die als Basis für GIS-basierte Kartendarstellungen oder zur Bildung theoretischer Wasserkraftausbau-Szenarien herangezogen wurde. Aufbauend auf der IST-Situation des ökologischen Zustands der österreichischen Fließgewässer wurde im WP Ökologie die ökologische Auswirkung (besondere Berücksichtigung des Eingrifftyps „Stau“) verschiedener Wasserkraftwerkstypen analysiert (Entwicklung des Modells „Staueinfluss“). Auf sozioökonomischer Ebene wurden verschiedene Kraftwerkstypen hinsichtlich ökonomischer Kriterien untersucht.

Der zweite Teil des Projektes umfasste die integrative Bearbeitung (Kapitel 2.2). Wie in Abb. 1 veranschaulicht, wurden zunächst Kriterien der Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie definiert. Darauf aufbauend wurden sogenannte Kraftwerks-Steckbriefe für jeden Sektor erarbeitet. Zudem wurden Werkzeuge, wie z.B. eine sog. Vernetzungsmatrix zur Analyse der sektoralen Wechselwirkungen und Darstellung der Vernetzungen, entwickelt.

Im dritten Projektsteil wurde auf Basis der sektoralen Analyse und der integrativen Bearbeitung ein web-basiertes Decision Support System (Web-DSS) entwickelt (Kapitel 4). Ab Herbst 2011 werden ausgewählte Projektsergebnisse und Online Tools, wie z.B. „Wasserkraft Kalkulator“ oder „GIS-Kartendarstellungen“ online verfügbar sein.

Abb. 1: Ablaufschema der schrittweisen Vorgehensweise zur Entwicklung des web-basierten Decision Support Systems.

Klimawandel Energiewasserwirtschaft Ökologie

• Erhebung der Wasserkraftwerke in Österreich

• Entwicklung einer GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank

• Bildung theoretischer Ausbauszenarien als Grundlage für den Wasserkraft Kalkulator

Definition von sektoralen Kriterien

Vernetzungsmatrix

Sektorale Analyse

Integrative Bearbeitung

Analyse der Wechselwirkungen

Kausalkettenanalyse

Erarbeitung von Kraftwerks-Steckbriefen

Energiewasserwirtschaft Ökologie Feststoffhaushalt / Flussmorphologie Sozioökonomie GIS Karten

Web-basiertes Decision Support System (Web-DSS)

Kraftwerkstypen & Steckbriefe Sektorale Wechselwirkungen Online Tools (Wasserkraft Kalkulator, GIS)

• Analyse der Klima-szenarien für Österreich (inkl. Unsicherheiten)

• Erarbeitung einer GIS-basierten Datengrundlage

• Darstellung der IST-Situation des ökologischen Zustands der österreichischen Fließgewässer

• Analyse und Diskussion ökologischer Auswirkungen verschiedener Wasserkraftwerkstypen (bes. Berücksichtigung des Eingrifftyps „Stau“; Entwicklung des Modells „Staueinfluss“)

Sozioökonomie

• Ökonomische Bewertung unterschiedlicher Wasserkraftwerkstypen (inkl. Überprüfung der Signifikanz und Sensitivitätsanalyse)

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2.1. Sektorale Analysen

2.1.1. Klimawandel

2.1.1.1. Allgemeines zu Klimaszenarien für Österreich und deren Unsicherheiten

Klimamodelle simulieren mit mathematischen Gleichungen das Klimasystem der Erde auf Grundlage von physikalischen Gesetzen und können daher auch zur Berechnung von Veränderungen eingesetzt werden. Sie stellen die Komponenten des Klimasystems und ihre komplexen Wechselwirkungen vereinfacht dar und sind damit kein exaktes Abbild der Realität. Abhängig von den eingesetzten Näherungen können sich die Ergebnisse der einzelnen Modelle unterscheiden. Die Erde wird mit einem fiktiven dreidimensionalen Gitternetz überzogen und für die Gitterpunkte werden die meteorologischen Größen wie Temperatur, Feuchte, Wind und die Meeresströmungen berechnet. Die Maschenweite wird durch die Rechenleistung der Computer limitiert. Je enger die Punkte zusammen liegen, desto größer ist die räumliche Auflösung, aber auch die benötigte Rechenleistung. Die räumliche Auflösung gekoppelter Klimamodelle liegt derzeit bei einigen hundert Kilometern.

Um verschiedene zukünftige Entwicklungen erfassen zu können, müssen Annahmen über die zukünftige Entwicklung der Treibhausgaskonzentration in der Atmosphäre gemacht werden. Hierzu werden unterschiedliche Emissionsszenarien von anthropogenen Treibhausgasen entwickelt, welche auf verschiedenen Annahmen zur Entwicklung der Weltbevölkerung, der technischen Entwicklung, aber auch der Bereitschaft für ökologisches Handeln beruhen. Im letzten IPCC-Bericht (IPCC, 2007) wurden speziell drei Szenarien – B1, A1B und A2 – untersucht. B1 ist hierbei ein optimistisches Szenario, in dem es gelingt, bis Ende des Jahrhunderts die CO2-Konzentration auf 550 ppm zu stabilisieren. A1B ist ein „realistisches“ Szenario mit einem weiteren Anstieg der Emissionen bis zur Mitte des Jahrhunderts, aber einer deutlichen Reduktion durch technischen Fortschritt in der zweiten Jahrhunderthälfte. A2 kann als „weitermachen wie bisher“ interpretiert werden, wobei es der Menschheit auch nicht gelingt, das Bevölkerungswachstum in den Griff zu bekommen.

Basierend auf diesen Szenarien für die Treibhausgaskonzentrationen können Globale Klimamodelle (GCMs) Projektionen für die Zukunft berechnen. In Abb. 2 und Abb. 3 sind die gemittelten Ergebnisse aller im IPCC verwendeten GCMs für Temperatur und Niederschlag zusammengestellt. Bei der Temperatur zeigen alle Modelle klare räumliche Verteilungsmuster. Generell ist die Temperaturzunahme in den Tropen und über den Ozeanen geringer als in den mittleren und höheren Breiten und über den Kontinenten. Auch erwärmt sich die Nordhemisphäre rascher als die Südhemisphäre. Bis etwa 2020 (Abb. 2, A) zeigen sich noch keine Unterschiede zwischen den verschiedenen Emissionsszenarien. Dieser Temperaturanstieg ist also unabhängig von unserem Verhalten und kann daher nicht mehr verhindert werden. Er beträgt global etwa ein Grad. Bis zum Ende des Jahrhunderts zeigen sich jedoch gravierende Unterschiede zwischen den Emissionsszenarien von mehr als einem Grad in Mitteleuropa.

Aussagen über die Niederschlagsentwicklung im 21. Jahrhundert sind wesentlich unsicherer als jene zur Temperatur. Dies liegt daran, dass für die Niederschlagsproduktion verschiedene Prozesse in Frage kommen, wie etwa kleinräumige Wärmegewitter oder großräumige frontale Niederschläge. Da der Großteil der für die Niederschlagsproduktion relevanten Prozesse unter der Auflösung der GCMs liegt, müssen diese parametrisiert werden. So spielen sich Vorgänge bei der Wolkentröpfchenbildung auf der Skala von einigen Mikrometern ab und die turbulenten Vorgänge in einer Gewitterwolke haben eine Größenordnung von einigen hundert Metern. Da diese Parametrisierungen in den verschiedenen GCMs unterschiedlich sein können, zeigen sich

Endbericht


beim Niederschlag auch deutlich größere Unterschiede zwischen den GCMs. Dennoch ergeben sich in Europa zwei Regionen mit signifikanten Niederschlagsänderungen (gepunktete Gebiete in Abb. 3). Im Mittelmeerraum und der Iberischen Halbinsel zeigt sich eine markante Niederschlags-abnahme in allen Jahreszeiten. In Skandinavien und Nordrussland hingegen sieht man eine Zunahme des Niederschlags. Für den Alpenraum ergibt sich bei den GCMs keine signifikante Änderung, jedoch dürfte der Alpenraum im Winter eher eine Niederschlagszunahme erfahren und im Sommer eine Abnahme.

Durch die Lage der Alpen zwischen diesen beiden Polen der Niederschlagsentwicklung in Europa, scheint eine Zunahme der interannualen Variabilität wie es einige Studien zeigen (z.B. Seneviratne et al. 2006) durchaus plausibel. In Jahren mit stärkerem Mittelmeereinfluss kommt es zu trockeneren und im Sommer heißeren Verhältnissen als bisher gewohnt; in Jahren mit stärkerem Einfluss aus Skandinavien hingegen kann es im Sommer sogar feuchter sein als derzeit, jedoch ebenfalls warm.

Abb. 2: Entwicklung der Jahresmitteltemperatur im 21. Jahrhundert für drei verschiedene Emissionsszenarien. Mittel über alle Modelle (IPCC, 2007).

Darstellungen von Ensemblemitteln unterdrücken die Unterschiede, welche bei den einzelnen Modellen auftreten. Speziell beim Niederschlag auf regionaler Skala können diese Unterschiede, sowohl aufgrund von Modellfehlern, als auch durch Unsicherheiten bei Trends sehr groß sein. Um dies zu verdeutlichen, sind in Abb. 4 die Einzelergebnisse aller im IPCC-Bericht (2007) verwendeten GCMs für die Alpensüdseite dargestellt. Erst bei Mittelung aller Ensembleergebnisse eines Emissionsszenarios zeigen sich klare Trends beim Niederschlag in den einzelnen Jahreszeiten. Dass für den Alpenraum jedoch bei fast allen Studien sehr ähnliche Niederschlagsszenarien, mit einer Niederschlagsreduktion im Sommerhalbjahr, einer Niederschlagszunahme im Winter und Frühling und einem Gleichbleiben der Jahres-niederschlagssumme verwendet werden, liegt daran, dass die drei aktuellen europäischen GCMs beim Niederschlag sehr ähnliche Ergebnisse liefern.

A B C

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Abb. 3: Entwicklung des Niederschlags nach den A1B Szenarien für die letzten 20 Jahre des 21. Jahrhunderts. Links: Winter (DJF), Rechts: Sommer (JJA). Die gepunkteten Bereiche kennzeichnen signifikante Änderungen. Mittel über alle Modelle (IPCC, 2007).

Abb. 4: Niederschlagsergebnisse aller globalen Modelle des IPCC-Berichtes (2007) für Norditalien (inkl. Alpenraum). Dargestellt sind die saisonalen Abweichungen in Prozent aller Einzelmodelle und Szenarien und gemittelt über das jeweilige Emissionsszenario.

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Die für den Alpenraum typische kleinräumige Differenzierung durch das Gebirge kann von den globalen Modellen wegen ihrer geringen räumlichen Auflösung nicht richtig wiedergegeben werden. Um lokale bis regionale Aussagen ableiten zu können, müssen Regionalisierungs-ansätze nachgeschaltet werden. Dies kann mittels statistischer Verfahren erfolgen, oder durch die Verwendung Regionaler Klimamodelle (RCM). Derzeitige RCMs rechnen mit einer räumlichen Auflösung von 10 km und bilden damit den Alpenhauptkamm und ansatzweise die großen alpinen Täler bereits ab. Daher ist speziell die Niederschlagsverteilung in und um den Alpenraum bei Verwendung von RCMs deutlich besser als in den GCMs. Auch die niederschlagsproduzierenden Einflüsse der Gebirge werden teilweise bereits aufgelöst, wodurch die Ergebnisse der RCMs vertrauenswürdiger sind als jene der GCMs. Dennoch muss darauf hingewiesen werden, dass die RCMs Mängel der GCMs (z.B. zu hoher Feuchtetransport vom Atlantik zum Alpenraum) nicht korrigieren können. Ergebnisse derartiger RCMs für den Niederschlag, jedoch noch mit 50 km Auflösung, sind in Abb. 5 zusammengestellt.

Für den Winter (Abb. 5, A) zeigen alle Modelle in Mitteleuropa eine Zunahme des Niederschlags, der Niederschlagshäufigkeit und auch der mittleren Niederschlagsintensität. Bei den Starkniederschlägen zeigt sich jedoch kein einheitliches Bild. Im Sommer (Abb. 5, B) zeigen alle Modelle eine deutliche Abnahme des Niederschlags und der Niederschlagshäufigkeit, bei der Niederschlagsintensität und den Indikatoren für Starkniederschläge hingegen tendenziell eine Zunahme.

Abb. 5: Niederschlagsergebnisse der regionalen Klimamodelle des Projektes „PRUDENCE“ für die letzten 30 Jahre des 21. Jahrhunderts für Mitteleuropa. Dargestellt ist das Verhältnis zwischen Szenario- und Kontrollläufen für die Niederschlagshäufigkeit (fre), den Mittelwert (mea), die mittlere Niederschlagsintensität, 90% Perzentile (q90), 5-tägige Niederschlagssumme mit 5-jährlicher Wiederkehrwahrscheinlichkeit und 5-tägige Niederschlagssumme mit 50-jährlicher Wiederkehrwahrscheinlichkeit (IPCC, 2007).

Alle bisher besprochenen Klimaszenarien, einschließlich der Unsicherheiten, gehen von einer kontinuierlichen Entwicklung in den Komponenten des Klimasystems im 21. Jahrhundert aus. Die Szenarien des IPCC-Berichts (2007) ergeben eine Bandbreite der Erwärmung von 1,1 bis 6,4 Grad bis zum Ende des Jahrhunderts ohne jedoch externe Rückkopplungsprozesse zu berücksichtigen. Dennoch sind einige Rückkopplungsprozesse bekannt, welche die Erwärmung stark beschleunigen oder aber den Klimawandel stark modifizieren könnten. Ein Forschungsteam (Lenton et al., 2008) hat eine Zusammenstellung all dieser potenziellen Rückkopplungsprozesse zusammengestellt. Zu diesen zählen Vorgänge wie der Zusammenbruch des Golfstromes oder die potenzielle Umwandlung des Amazonasurwaldes in Steppe aufgrund der Niederschlags-reduktion in diesem Gebiet.

A B

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Allen diesen Prozessen ist gemeinsam, dass sie möglich sind, wir aber nicht wissen, ab wann diese in Gang gesetzt werden. Für das Vorkommen mancher dieser Prozesse in der Vergangenheit gibt es wissenschaftliche Evidenz. Die Wahrscheinlichkeit, dass sie gestartet werden, steigt aber, je stärker die globale Erwärmung ausfällt. Dies ist mit ein Grund, warum die Wissenschaft dringend empfiehlt, durch gesellschaftliche Maßnahmen, eine Zunahme der globalen Mitteltemperatur um nicht mehr als 2 Grad über das Niveau vor der Industriellen Revolution zuzulassen.

2.1.1.2. Erarbeitung einer GIS-basierten Datengrundlage

In diesem Projekt werden die RCM Ergebnisse des Modells REMO-UBA (Jacob et al., 2008) verwendet. Bei diesem RCM wird nur die Region Deutschland, Schweiz, Österreich gerechnet, wodurch eine räumliche Auflösung von 10 km erreicht werden konnte. In Abb. 6 und Abb. 7 sind die gemittelten Ergebnisse von REMO-UBA für das ganze 21. Jahrhundert und den drei Emissionsszenarien B1, A1B und A2 gemittelt über Österreich dargestellt.

Bei der Temperatur zeigen alle drei Szenarien einen Anstieg, wobei das A1B und das A2 Szenario sehr ähnlich sind und bis zum Ende des Jahrhunderts einen Temperaturanstieg von mehr als 3 Grad ergeben, beim B1 Szenario beträgt der Anstieg hingegen nur knapp 2 Grad. Bei der Jahresniederschlagssumme zeigen alle drei Szenarien keinen Trend, die Modelle zeigen jedoch Schwankungen auf dekadischer Zeitskala von einigen Prozent.

Abb. 6: Entwicklung der Jahresmitteltemperatur in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach drei verschiedenen Emissionsszenarien des RCM REMO-UBA bis Ende 2100.

Jahresmitteltemperaturentwicklung in Österreich nach REMO-UBA (relativ zu 1961-1990; geglättet 30 Jahre; 3 Szenarien)

Endbericht


Abb. 7: Entwicklung der Jahresniederschlagssumme (relativ zu 1961-1990) in Österreich nach drei verschiedenen Emissionsszenarien des RCM REMO-UBA bis Ende 2100.

Abb. 8: Änderung der Jahresmitteltemperatur in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach dem A1B Szenario des RCM REMO-UBA für die Periode 2071-2100.

Jahresniederschlagsentwicklung in Österreich nach REMO-UBA (relativ zu 1961-1990; geglättet 30 Jahre; 3 Szenarien)

Endbericht


Abb. 9: Änderung der Jahresniederschlagssumme in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach dem A1B Szenario des RCM REMO-UBA für die Periode 2071-2100.

Für die Aufbereitung der Klimaszenarien mittels GIS wurden jeweils die Ergebnisse des A1B Laufes von REMO-UBA verwendet. Hintergrund dafür ist, dass das B1 Szenario immer geringere Klimaänderungssignale aufweist wie A1B und das A2 Szenario zumindest im 21. Jahrhundert sehr ähnliche Klimaänderungssignale liefert. Zudem handelt es sich beim A1B Szenario um ein „realistisches“ Szenario, dass von einem starken Emissionsanstieg bis zur Mitte des 21. Jahrhundert ausgeht und danach eine deutliche Abnahme der Emissionen.

Folgende Klimaänderungssignale wurden für ganz Österreich zusammengestellt:

Perioden 2011-2040, 2036-2050, 2071-2100; jeweils minus 1961-1990

Saisonen Sommer (JJA), Winter (DJF) und Jahr

Parameter Temperatur und Niederschlag

Trockenperioden (April-September)

Bei der Temperatur und dem Niederschlag wurden jeweils die saisonalen bzw. jährlichen Mittelwerte bzw. Summen verglichen. Bei den Trockenperioden wurde einerseits die Änderung der mittleren Länge der Trockenperioden bestimmt, andererseits wurde die Anzahl der Tage in Trockenperioden die mindestens eine Woche lang sind, untersucht. In beiden Fällen wurde jeweils die relative Änderung dargestellt. Als „trockene Tage“ werden Tage verwendet, wo der Tagesniederschlag unter 1 mm liegt.

Die Berechnung der österreichischen Gletscherflächen beruht auf der Arbeit von Zemp (2006), welche die klimatische Akkumulationsfläche (1971-1990) in Relation zu der erwarteten Temperaturänderung setzt. Wir unterstellen, dass die Änderung der Akkumulationsfläche unter Gleichgewichtsbedingungen direkt proportional der Änderung der Gesamtgletscherfläche ist. Als Ausgangsfläche wird die Gesamtfläche der österreichischen Gletscher im Jahr 2000 gewählt, wie sie im Hydrologischen Atlas Österreich (Kuhn und Lambrecht, 2007) verwendet werden.

Für die Gletscherflächen ergeben sich folgende Gleichgewichtsflächen je Temperaturanstieg (Tab. 1):

Endbericht


Tab. 1: Gletscherszenario.

Szenario Fläche [km²]

Basis (2000) 470.3

T + 1º 272.8

T + 2º 174.0

T + 3º 98.8

T + 4º 56.4

Um die Gletscherflächen räumlich explizit zu reduzieren, wurde ein digitales Höhenmodell mit 50 m Auflösung verwendet. Aus den Gletscherumrissen des Jahres 2000 wurde die Flächenhöhenverteilung errechnet (in 50 m Stufen). Mittels der akkumulierten Flächenhöhen-verteilung wurde die Höhe bestimmt, bis wohin die Gletscherumrisse abgetrennt werden. Die restliche Fläche wurde mittels der Funktion “Buffer” vom Rand der Umrisse entfernt. Mit dieser Vorgehensweise kann eine Flächen/Höhenverteilung des Rückgangs der Gletscherfläche erreicht werden, die annähernd der Beobachtung (Abermann et al., 2009) entspricht. Zur Erstellung der neuen Umrisse wurde das Programm ArcGIS verwendet. Hier die Zusammenstellung der verwendeten Höhenstufen und Bufferweiten:

Umrisse T+1° (~ 2025):

25 m Buffer

Umrisse höher als 2.800 m

Glätten mit 10 m

Umrisse T+2° (~ 2050):

25 m Buffer


10 m Buffer

Glätten mit 10 m

Umrisse T+3° (~ 2075):

25 m Buffer


10 m Buffer

Glätten mit 10 m

Umrisse T+4° (~ 2100):

25 m Buffer


20 m Buffer

Glätten mit 10 m

Endbericht


2.1.2. Energiewasserwirtschaft

2.1.2.1. Erhebung der Wasserkraftwerke in Österreich

Im Rahmen des WP Energiewasserwirtschaft wurden aktuelle Daten zu Österreichs Wasserkraftwerken erhoben. Von Seiten der E-Control (2010a) wurde aus der Betriebsstatistik und Herkunftsnachweisdatenbank eine kategorische Übersicht der einspeisenden Wasserkraftwerke in Abhängigkeit von Kraftwerkstypen (Lauf-, Speicher- und Pumpspeicher-kraftwerke) und Engpassleistungsklassen zur Verfügung gestellt. Die Abfrage der Datenbank erfolgte am 21. Dezember 2010.

Parallel dazu wurden die österreichischen Wasserkraftwerke durch Eigenrecherche in den öffentlich zugänglichen Wasserbüchern der Länder (ÖWB) erhoben. Ergänzend wurden Informationen der zuständigen Sachbearbeiter vom Wasserbuchdienst eingeholt und in die Datenbasis aufgenommen. Durch Abgleich der Wasserbuchdaten mit aktuellen Kraftwerkslisten der Länder konnten gewisse Unsicherheiten hinsichtlich der tatsächlichen Existenz bzw. des Betriebs einzelner Kraftwerke möglichst gering gehalten werden. Die Erhebung fand in einem Zeitraum von 10 Monaten, von 18. Juni 2010 bis 29. April 2011 statt.

Folgende Informationen wurden gesammelt:

Wasserbuch-ID

Name des Kraftwerks

Betreiber / Eigentümer

Verortung Bundesland, Gemeinde, Bezirk, XY-Koordinaten (bei den Ausleitungskraftwerken entsprechen die XY-Koordinaten der Lage des Krafthauses)

Gewässer

Regelarbeitsvermögen

Engpassleistung

Größe des Kraftwerks Klein- (≤ 10 MW Engpassleistung) oder Großwasserkraftwerk (> 10 MW Engpassleistung)

Typ Lauf-, Speicher- oder Pumpspeicherkraftwerk

Speicher Tages-, Wochen- oder Jahresspeicher

Lage des Krafthauses Stau- oder Ausleitungskraftwerk

Betriebsweise Lauf- oder Schwellbetrieb

Baujahr, Jahr der Inbetriebnahme, Erweiterungen / Sanierungen Jahr(e) von/bis

Zusatzinformationen Einspeisung, Eigenbedarfsanlage, Trinkwasserkraftwerk etc.

Endbericht


2.1.2.2. Entwicklung einer GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank

Die erhobenen Wasserkraftwerke wurden in eine Kraftwerksdatenbank aufgenommen. Im Zuge des Datenbankmanagements wurden neue Kraftwerksdaten auf Plausibilität überprüft und ältere Daten (z.B. von bestehenden Großwasserkraftwerken) aktualisiert und neu strukturiert.

Alle Kraftwerksdaten sind in Form von Shape-Files verfügbar, wodurch die Möglichkeit besteht, neben einer rein statistischen Auswertung, auch GIS-basierte Analysen durchzuführen.

Die Shape-Files der Großwasserkraftwerke basieren auf dem Hydrologischen Atlas Österreich (HAÖ, 2007). Der Datensatz wurde im Jahr 2004 in Kooperation mit Verbund AG erstellt. Die Shape-Files der Kleinwasserkraftwerke wurden im Rahmen des Projektes neu erstellt. Als Digitalisierungsmaßstab wurde 1:300.000 festgelegt.

2.1.2.3. Bildung theoretischer Ausbauszenarien

Zur Berechnung des in der Energiestrategie Österreich verankerten Wasserkraftausbaus wurden theoretische Ausbauszenarien entworfen. Folgende Ausbauszenarien bilden die Grundlage für energiewirtschaftliche Analysen (Wasserkraft Kalkulator; Kapitel 4.2.3.1) und sind Eingangsdaten für die ökologische Analyse der Kraftwerksstaue (Modell „Staueinfluss“; Kapitel 2.1.3.2):

Szenario „Laufkraftwerke“: Ausschließlicher Ausbau der Laufkraftwerke mit einer Engpassleistung > 10 MW zur Erreichung des theoretischen Ausbauziels.

Szenario „(Pump-) Speicherkraftwerke“: Ausschließlicher Ausbau der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke mit einer Engpassleistung > 10 MW zur Erreichung des theoretischen Ausbauziels.

Szenario „Kleinwasserkraftwerke“: Ausschließlicher Ausbau der Kleinwasserkraftwerke mit einer Engpassleistung ≤ 10 MW (Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke) zur Erreichung des theoretischen Ausbauziels.

Szenario „Kraftwerksmix“: Ausbau auf Basis der aktuellen Kraftwerksverteilung zur Erreichung des theoretischen Ausbauziels.

Endbericht


2.1.3. Ökologie

Wesentliche Ursache für den unbefriedigenden Zustand österreichischer Fließgewässer ist neben dem Hochwasserschutz der bereits existierende, hohe Ausbaugrad der Wasserkraft. Ein weiterer Ausbau der Wasserkraft würde den ökologischen Zustand weiter verschlechtern. Dies steht im Widerspruch zu den Vorgaben der EU-WRRL, dem „Verschlechterungsverbot“ bzw. „Verbesserungsgebot“. Weiters stehen viele Fließgewässerabschnitte entsprechend nationaler und internationaler Vorgaben unter Schutz. Ein weiterer Kraftwerks-Ausbau in diesen Strecken würde daher auch wesentliche Schutzziele gefährden. Somit besteht ein starkes Konfliktpotenzial zwischen zwei gesellschaftspolitischen Interessen, dem Klimaschutz und dem Gewässerschutz.

Vorliegender Berichtsteil versteht sich als Beitrag zur Diskussion und besseren Beurteilbarkeit eines weiteren Ausbaus der Wasserkraft aus ökologischer Sicht. Dabei stehen folgende Fragen im Vordergrund:

Wie viele Gewässer bzw. welche Längen an Fließstrecken sind bei einem weiteren Ausbau der Wasserkraft von 3,5 TWh betroffen?

Wie wirken sich unterschiedliche Kraftwerkstypen bzw. Ausbauszenarien auf den ökologischen Zustand aus?

Welche Konfliktpotenziale ergeben sich daraus?

Der vorliegende methodische Ansatz konzentriert sich auf den Belastungstyp Stau, da die Gewässerbiozönose auf diese Art der Belastung infolge Kraftwerksnutzung am stärksten reagiert (Jungwirth, et al. 2006; Schmutz et al., 2007; BMLFUW, 2010a). Infolge Aufstau ändern sich fast alle maßgeblichen Ökosystemfaktoren: Die Fließgeschwindigkeit wird reduziert, Feinsedimente lagern sich ab, der Lebensraum erfährt eine Monotonisierung. Das unterbrochene Längskontinuum und die Reduktion der lateralen Konnektivität unterbinden Fischmigrationen. Der Lebensraum für strömungsliebende Organismen geht verloren und mögliche ökologische Folgen wie z.B. Geschiebedefizit oder Sohleintiefungen reichen räumlich weit über den unmittelbaren Eingriff hinaus.

Restwasserstrecken werden aus den hier durchgeführten Analysen ausgeklammert, da in diesen Strecken in Zukunft durch ausreichende Dotation der „gute Zustand“ erhalten bzw. wieder hergestellt werden kann bzw. muss (siehe „Qualitätszielverordnung Ökologie“; BMLFUW, 2010b). Auch die Schwallproblematik sei hier nicht betrachtet, da davon auszugehen ist, dass keine weiteren Kraftwerke mit neuen Schwallsituationen, d.h. ohne Ausgleichsbecken errichtet werden. Auch andere kraftwerksrelevante Belastungen wie Stauraumspülungen, Beeinträchtigungen des Fischabstieges, usw. werden hier nicht behandelt, da die Datengrundlage für flächendeckende Bilanzierungen unzureichend ist.

2.1.3.1. Fließgewässerstrecken in Schutzgebieten

Für die österreichweite Ausweisung von Fließgewässerstrecken in Schutzgebieten wurden gewässerrelevante internationale- (Ramsar), EU-weite- (Natura 2000) sowie nationale Schutzgebietskategorien im GIS aufbereitet und mit dem Berichtsgewässernetz verschnitten.

Die Ramsar-Gebiete wurden dafür auf Basis der auf http://umwelt.lebensministerium.at/article/ articleview/27473/1/7145 verfügbaren analogen Karten erfasst und stellen den Stand 2007 dar. Die Außengrenzen der Natura 2000-Gebiete basieren auf der analogen Karte „Natura 2000-Gebiete Österreichs – Nationale Liste“ (Tiroler Landesregierung, Abt. Naturschutz) und stellen den Nominierungsstand 2008 dar. Bei den nationalen Schutzgebieten konnten nur Nationalparks

http://umwelt.lebensministerium.at/article/ articleview/27473/1/7145�

http://umwelt.lebensministerium.at/article/ articleview/27473/1/7145�

Endbericht


herangezogen werden. Für diese finden sich auf http://www.nationalparksaustria.at/np-index analoge Gebietskarten. Weitere nationale Schutzgebiete wie Naturschutzgebiete, Naturdenkmäler, etc. konnten nicht in diese Analysen einbezogen werden, da aufgrund der Länderkompetenzen nur fragmentarisch Raumdaten öffentlich verfügbar sind.

2.1.3.2. Modell „Staueinfluss“

Der Aufstau von Fließgewässern zählt zu den wesentlichsten ökologischen Eingriffen bei der Wasserkraftwerksnutzung. Deshalb wurde anhand dieses Eingriffstyps ein Modell entwickelt, mit dessen Hilfe zukünftige Ausbauszenarien ökologisch beurteilt werden können. Dazu wurde ein Regressionsmodell aus dem Anteil gestauter Abschnitte pro Wasserkörper und dem ökologischen Zustand auf Basis der NGP-Daten (BMLFUW, 2010a) entwickelt. Dabei wurden nur jene Wasserkörper herangezogen, für die bereits eine ökologische Bewertung anhand durchgeführter ökologischer Monitoring-Aufnahmen vorlag („sicherer Zustand“). Die Daten wurden wie folgt gruppiert: Wasserkörper (1) ohne Stauanteil, (2) bis zu ⅓ Stauanteil, (3) ⅓ - ⅔ Stauanteil und (4) > ⅔ Stauanteil.

2.1.3.3. Ausbauszenarien mit unterschiedlichen Kraftwerkstypen

Aufgrund der in Kapitel 2.1.2.1 definierten Kraftwerkstypen wurden für gegenständliche Untersuchungen folgende Kraftwerkstypen verwendet:

„Speicherkraftwerke“: Große Speicher mit > 10 MW Engpassleistung inkl. Pumpspeicher

„Laufkraftwerke“: Große Laufkraftwerke > 10 MW Engpassleistung

„Kleinwasserkraftwerke“: Speicher und Laufkraftwerke ≤ 10 MW Engpassleistung

Bei Speicherkraftwerken erfolgt die Energiegewinnung anhand großer Fallhöhen vorzugsweise zu Zeiten erhöhten Strombedarfs. Neben ökologischen Beeinträchtigungen durch den Speicher selbst sind auch Restwasserstrecken im abgeleiteten Einzugsgebiet sowie flussab des Speichers relevant. Laufkraftwerke und Kleinwasserkraftwerke nutzen das vorliegende Wasserdargebot hingegen meist kontinuierlich.

Um die unterschiedlichen, ökologischen Auswirkungen der Kraftwerkstypen zu verdeutlichen, wurden theoretische Szenarien entwickelt: Drei Szenarien ausschließlich mit dem jeweiligen Kraftwerkstyp und ein Szenario mit einem Kraftwerksmix entsprechend dem IST-Bestand der Wasserkraftwerke in Österreich, (E-Control, 2010a). Anschließend wurden die Szenarien anhand der Kriterien (1) Verbrauch an freien Fließstrecken (Staulängen in km) und (2) Anzahl benötigter Anlagen verglichen. Die theoretischen Szenarien wurden dabei ungeachtet der praktischen Realisierbarkeit und ohne Verortung erstellt und dienen lediglich dem modellhaften Vergleich zwischen den Kraftwerkstypen.

2.1.3.3.1. Szenario „Speicherkraftwerke“

Im Szenario „Speicherkraftwerke“ werden die in der Energiestrategie genannten 3,5 TWh ausschließlich durch die Errichtung von Speicherkraftwerken aufgebracht. Basis für die Berechnung bilden die im Hydrologischen Atlas Österreichs (HAÖ, 2007) erfassten Speicherkraftwerke (inkl. Pumpspeicher). Zur Beurteilung des Verbrauchs an Fließstrecken für die Herstellung der Speicher, wurden die eingestauten Fließstrecken aus dem NGP-Datensatz „belast_fg_staue.shp“ bzw. aus der Austrian Map© (AMAP online, BEV) ermittelt. Es handelt sich also um jene Fließstrecken, die nunmehr durch den Speichersee verloren gegangen sind. Die Längen der eingestauten Fließstrecken des IST-Bestandes wurden dem Regelarbeitsvermögen

http://www.nationalparksaustria.at/np-index�

Endbericht


des IST-Bestandes gegenüber gestellt und dienen somit der Abschätzung des zukünftigen Verbrauchs an Fließstrecken bei Ausbau weiterer 3,5 TWh. Dieses Szenario geht davon aus, dass durch die Errichtung von neuen Speicherkraftwerken keine zusätzlichen Schwallstrecken entstehen, d.h. die Möglichkeit einer entsprechenden Schwalldämpfung in Form von Ausgleichs-Speichern wird vorausgesetzt. Das Verhältnis von gestauter Strecke zu Regelarbeitsvermögen wurde anhand von 24 im HAÖ verfügbaren Speicherkraftwerken ermittelt.

2.1.3.3.2. Szenario „Laufkraftwerke“

Bei diesem Szenario erfolgt der Ausbau der 3,5 TWh ausschließlich durch die Errichtung von Laufkraftwerken (Engpassleistung > 10 MW). Um den Verbrauch an Fließstrecken pro erzeugter GWh abzuschätzen, wurde ein repräsentativer Datensatz aus bestehenden Laufkraftwerken auf Basis des HAÖ (2007) erstellt und das Regelarbeitsvermögen sowie die benötigte Staulänge auf den zukünftigen Verbrauch hochgerechnet. Für die Gegenüberstellung von gestauter Strecke zu Regelarbeitsvermögen wurden Daten von 41 im HAÖ verfügbaren Laufkraftwerken an Fließgewässern mit einem Einzugsgebiet > 1.000 km² ausgewertet. Die Längen der zugehörigen Staustrecken wurden mittels GIS-Analyse des NGP-Datensatzes “belast_fg_staue.shp“ ermittelt. Die Donau wurde dabei ausgeklammert, da neue Donaukraftwerke nicht zur Diskussion stehen.

2.1.3.3.3. Szenario „Kleinwasserkraftwerke“

Um den Verbrauch an Fließstrecken pro erzeugter GWh für den Ausbau von 3,5 TWh durch Kleinwasserkraftwerke abzuschätzen, wurden 51 Kraftwerke entsprechend der Verteilung des aktuellen Kraftwerksbestandes nach Leistungsklassen auf Basis der E-Control (2010a) ausgewählt. Hierzu wurden vornehmlich Daten aus Niederösterreich analysiert (46 Kraftwerke zwischen 0,01 und 3,4 MW Leistung bzw. einem Regelarbeitsvermögen zwischen 0,07 und 13,6 GWh). Diese Daten waren aus dem Projekt „Kleinwasserkraftkonzept Niederösterreich“ (Amt der Niederösterreichischen Landesregierung, 2009) verfügbar, Regelarbeitsvermögen und Staulängen wurden aus der zugehörigen Projektsdatenbank entnommen. Weiters wurden fünf Kraftwerke inkl. Regelarbeitsvermögen aus dem Hydrologischen Atlas Österreich ausgewertet (Engpassleistung zwischen 5,9 und 9,8 MW bzw. Regelarbeitsvermögen zwischen 6,5 und 32 GWh), die Längen der zugehörigen Staustrecken wurden mittels GIS-Analyse des NGP-Datensatzes „belast_fg_staue.shp“ erhoben.

2.1.3.3.4. Szenario „Kraftwerksmix“

Das Szenario „Kraftwerksmix“ basiert auf dem IST-Bestand entsprechend der E-Control Angaben 2010. Die Anteile der einzelnen Kraftwerkstypen am Gesamtregelarbeitsvermögen sind im WP Energiewasserwirtschaft ersichtlich.

Die Anteile wurden für die Berechnung des Szenarios „Kraftwerksmix“ herangezogen. Ein gewichteter Wert hinsichtlich Verbrauchs an Fließgewässerstrecken wurde entsprechend der obigen Szenarien ermittelt.

Endbericht


2.1.4. Sozioökonomie

2.1.4.1. Definition einer Bewertungsmethodik

Die sozioökonomische Analyse verschiedener Arten von Wasserkraft basiert auf einer von JOANNEUM RESEARCH entwickelten Methode (Prettenthaler et al., 2006) welche ursprünglich zur Bewertung von Klimaschutzmaßnahmen angewendet wurde. Diese Bewertungsmethodik wurde nun im Zuge dieses Projekts weiterentwickelt und auf die spezifischen Anforderungen zur Bewertung verschiedener Arten von Wasserkraft adaptiert. Sie basiert auf dem Prinzip der Nutzen-Kosten-Analyse, sie wurde allerdings um die Einbeziehung von sogenannten Co-Effekten erweitert. Co-Effekte sind Nebeneffekte von Bau und Betrieb von Kraftwerken, welche zwar kein primäres Entscheidungskriterium aus Sicht der Kraftwerksbetreiber für eine Investition darstellen, jedoch in vielen Fällen durchaus erwünscht sind, wie beispielsweise inländische Wertschöpfungs-effekte durch Bau und Betrieb (siehe S. 594; Prettenthaler et al., 2006; basierend auf Steiner, 2006).

Die adaptierte Bewertungsmethodik als Gegenüberstellung von Nutzen zu Kosten teilt sich in vier Komponenten, wobei die Komponenten 1-3 im Zähler als Teile des Nutzens und Komponente 4 im Nenner als Kostenkomponente angesiedelt sind.

max4.

3.2.1.→

++Komp

KompKompKomp Gleichung 1

Als Teil des Nutzens wird mit Komponente 1 der Marktwert von jährlich eingesparten Mengen an CO2-Emissionen durch die kalkulatorische Substitution von importierter Elektrizität durch Wasserkraft inkludiert. Komponente 2 beinhaltet die in Österreich entstehenden Wertschöpfungs-effekte aus Investition und Betrieb, jeweils kalkulatorisch auf ein Jahr berechnet. Komponente 3 bildet die näherungsweise berechneten Jahreserlöse durch Produktion und Verkauf von Elektrizität ab. Komponente 4 beinhaltet die Kosten des Baus und des Betriebs einer Kraftwerksanlage, wobei alle Kostendaten als kalkulatorische Jahreskosten berechnet wurden. Eine analytische Darstellung dieser Bewertungsmethodik lautet wie folgt:

( )max

,22

→+

∗++∗∗

ii

eliii

COCOi

BaI

PRAVa

BIWEPEFRAV Gleichung 2

wobei:

RAVi Regelarbeitsvermögen des Wasserkraftwerks i [GWh/a]

EFCO2 Emissionsfaktor von CO2 [t CO2/GWh]

PCO2 Preis eines CO2-Emissionszertifikats [€/t CO2]

WEi (Ii,Bi) Wertschöpfungseffekte ausgelöst durch Investition und Betrieb des Wasserkraftwerks i [€]

a Jahre

Pel Preis für Elektrizität [€/GWh]

Ii Investitionskosten von Wasserkraftwerk i inkl. Kosten für Austausch von Anlagenteilen [€]

Bi Jahresbetriebskosten von Wasserkraftwerk i [€]

Endbericht


Durch Ausblenden verschiedener Komponenten ist es möglich, Kraftwerkstypen aus verschiedenen Sichtweisen – entweder aus Sichtweise eines Kraftwerksbetreibers oder aus Sichtweise des Gesamtstaates bzw. der Gesellschaft – zu bewerten. So wird durch Ausblenden der Komponenten 1 und 2 die Bewertung von Kraftwerkstypen auf rein für eine Investorenentscheidung relevante Komponenten reduziert.

2.1.4.2. Datenaufbereitung und Parameterdefinition

Die sozioökonomischen Aussagen zur Bewertung von Wasserkraftwerkstypen basierten auf quantitativen Analysen, gespeist durch Dateninformationen zu einzelnen Kraftwerken als auch durch Experteneinschätzungen festgelegte Parameter. Allerdings verursachen vorherrschende Datenlücken bzw. - unsicherheiten wie beispielsweise fehlende Detailinformationen über Betriebskosten von Kleinwasserkraftwerken sowie deren Wertschöpfungseffekte Einschränkungen der Analyse. Überdies können Produktionsmengen aus kraftwerksspezifischen Betriebsweisen sowie die auch unter anderem durch Preisverhandlungen beeinflussten Erlöse (z.B. Kosten von Pumpstrom) aufgrund der betrieblichen Geheimhaltung oft nur näherungsweise erfasst werden.

Die Berechnungen basieren auf detaillierten Informationen eines Samples von Kraftwerken, die beispielsweise über Kraftwerkstyp, Nennleistung und Regelarbeitsvermögen Aufschluss geben. Ebenfalls in die Berechnungen eingeflossen sind Informationen über Investitions- und Betriebskosten sowie deren daraus resultierenden Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte. Die zu unterschiedlichen Zeiten angefallenen Investitionskosten wurden mit dem „Baukostenindex für den Brückenbau“ der Statistik Austria (Statistik Austria, 2011) bereinigt um eine Vergleichbarkeit der Kosten zu gewährleisten. Für die in Zukunft zu erwartenden Kosten für Wartung und Austausch von Anlagenteilen wurde der Barwert mit einer Diskontrate von 5% berechnet.

Als preislicher Anhaltspunkt zur Berechnung der Erlöse dienen Blockprodukte (Phelix Day Base, High Noon) der Leipziger Strombörse European Energy Exchange (EEX; http://www.eex.com/de), welche unter anderem für das österreichische Preisniveau von Elektrizität als relevant einzuschätzen sind. Die für Berechnungen verwendeten Preisinformationen wurden aus dem Median einer Zeitreihe von Tagespreisen der letzten drei Jahre errechnet, wobei sich die Preisdiskrepanz zwischen Band- und Spitzenstrom in den letzten Jahren verringert hat. Die verwendeten Preismediane aus Tagespreisen der letzten drei Jahre betrugen € 39,99 / MWh für Bandstrom aus Laufkraftwerken bzw. € 53,06 / MWh für Spitzenstrom aus Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken. Damit lag der verwendete Preis für Spitzenstrom um etwa 33% über dem Preisniveau von Bandstrom. In den Erlösen für Bandstrom wurde ebenso ein Abschlagfaktor von 3,5% berücksichtigt. Dieser Abschlag auf den erzielbaren Verkaufspreis und damit auf den Erlös ist grundsätzlich nicht durch die Energiequelle, sondern durch das Erzeugungsprofil argumentiert (Laufkraftwerke erzeugen generell im Winter weniger Strom als im Sommer und bekommen daher einen Abschlag).

Wasserkraft ist eine Form der Stromproduktion ohne direkte CO2-Emissionen. Zur Berechnung der durch Wasserkraft vermiedenen CO2-Emissionen sind Annahmen darüber zu treffen, welche Erzeugungsformen von Elektrizität durch Ausbau der Wasserkraft entweder verdrängt oder – bei steigendem Stromverbrauch – redundant werden. Kurz- bis mittelfristig verdrängt ein weiterer Ausbau der Wasserkraft tendenziell den Stromimport. Die Zusammensetzung nach Erzeugungsformen von nach Österreich importiertem Strom ist im UCTE/ENTSO-E-Mix (European Network of Transmission System Operators for Electricity) abgebildet, welcher die Stromerzeugung von 34 Europäischen Ländern (www.entsoe.eu; Stand Juni 2011) umfasst.

http://www.eex.com/de�

Endbericht


Dieser sich stetig ändernde Strommix – und auch die damit verbundenen CO2-Emissionen – werden von der Regulierungsbehörde E-Control jährlich im Stromkennzeichnungsbericht (E-Control, 2010d) veröffentlicht. Für das Jahr 2009 betrugen die durchschnittlichen CO2-Emissionen von Importstrom – welcher annahmegemäß (mengenmäßig begrenzt) durch Wasserkraft substituiert werden kann – 441,81 g CO2 / kWh (siehe S. 37; E-Control, 2010d). Zur Festsetzung des Preisparameters für CO2 existieren unzählige Ansätze, beginnend mit den Marktpreisen für CO2-Zertifikate bei Global Emission Trading (GET) oder dem Europäischen Emissionshandelssystem (EU ETS) für Industriebetriebe und kalorische Kraftwerke bis hin zur Einbeziehung von externen Kosten verursacht durch CO2 (z.B. Kosten durch Schäden verursacht durch Klimawandel). In dieser Arbeit wird ein konservativer Ansatz gewählt, indem nicht externe Kosten von CO2 die Basis zur Festsetzung dieses Preisparameter darstellen, sondern jene kurzfristigen Kosten, die dem Staat erwachsen können, um trotz Abweichung vom Zielpfad durch Zukauf von CO2-Zertifikaten völkerrechtlich eingegangene Verpflichtungen zur Begrenzung von CO2-Emissionen erfüllen zu können. In anderen Worten ist dies der Preis der auf dem Markt derzeit für nach UN-Kriterien generierte CO2-Zertifikate aufgebracht werden muss und wird hier mit € 14 / t CO2 festgesetzt. Dies ist ein mittlerer Preis in einem sehr volatilen Markt (siehe www.pointcarbon.com), dessen Preise nicht nur von Angebot und Nachfrage, sondern auch von deren „Qualität“ („hot air“, greened Assigned Amount Units, Emission Reduction Units, Certified Emission Reductions) bestimmt sind.

2.1.4.3. Überprüfung der Signifikanz

Nach der Entwicklung einer Bewertungsmethodik, der Aufbereitung von Eingangsdaten und Definition von Eingangsparametern sowie der damit ermöglichten quantitativen Anwendung der Bewertungsmethodik ist eine Überprüfung der Signifikanz der aus Stichprobendaten generierten Aussagen essentiell.

Die vorläufigen Ergebnisse können mithilfe des Wilcoxon-Rangsummen-Tests und der Angabe von Konfidenzintervallen für den Median der berechneten Nutzen-Kosten-Relationen interpretiert werden. Für die Berechnung eines Konfindenzintervalls des Medians wurde eine Binomialverteilung verwendet. Mithilfe des Wilcoxon-Rangsummentests kann analysiert werden, ob eine angegebene Stichprobe symmetrisch um einen gegebenen Wert verteilt ist.

Endbericht


2.2. Integrative Bearbeitung

2.2.1. Definition von sektoralen Kriterien zur integrativen Bearbeitung

Erster Schritt der integrativen Bearbeitung war die Definition von sektoralen Kriterien. Diese dienen als Grundlage für darauf aufbauende Projektsschritte, wie z.B. die Analyse der Wechselwirkungen (Kapitel 2.2.2) oder die Erstellung der Kraftwerks-Steckbriefe (Kapitel 2.2.3).

Die Kriterien wurden innerhalb der einzelnen WP erarbeitet und im Rahmen der Workshops interdisziplinär diskutiert und abgestimmt. Folgende Anforderungen wurden dabei an die Kriterien gestellt:

Die Kriterien sollen für den jeweiligen Sektor repräsentativ sein.

Die Kriterien sollen möglichst vollständig sein, d.h. innerhalb der Sektoren sollten alle wesentlichen Aspekte in Form von Kriterien berücksichtigt werden.

Die Kriterien sollen aktuell und ausreichend thematisch relevant sein.

Die Kriterien sollen eindeutig und leicht beschreibbar sein sowie transparent dargestellt werden.

Die Kriterien sollen möglichst unabhängig voneinander sein (zur Vermeidung von Redundanzen).

2.2.2. Erarbeitung einer Analysemethodik zur Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie

In integrativer Arbeit wurde eine Methodik zur Analyse und Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft und Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) unter Berücksichtigung sozioökonomischer Aspekte erarbeitet. In einer sog. Vernetzungsmatrix wurden Vernetzungen der Sektoren erfasst und grafisch dargestellt. Dabei wurden die zuvor definierten sektoralen Kriterien (Kapitel 2.2.1) einander tabellarisch (Zeile / Spalte) gegenübergestellt. Wie im Schema (Abb. 10) veranschaulicht, wurde einerseits der Einfluss von Kriterium A auf Kriterium B dargestellt (starker Einfluss: rot; moderater Einfluss: gelb; kein Einfluss: grau) und andererseits durch Buchstaben vermerkt, ob dieser Einfluss direkt (D) oder indirekt (I) ist. Ein „direkter Einfluss“ bedeutet, dass ein Kriterium unmittelbar auf ein anderes Kriterium einwirkt. Ein „indirekter Einfluss“ liegt vor, wenn ein Kriterium nicht direkt von einem anderen Kriterium beeinflusst wird, jedoch ein Einfluss über eine Wirkungskette besteht.

Abb. 10: Methodik der Vernetzungsmatrix.

moderaterkein Einfluss

… …

Bewertungskriterium A

Bewertungskriterium B … …… …

D

D ID I

direkter / indirekter Einfluss

direkter / indirekter Einfluss

… … Starker Einfluss

Moderater EinflussKein Einfluss

Endbericht


Ziel der Vernetzungsmatrix war es, in vereinfachender Form einen Überblick über komplexe Zusammenhänge zwischen den unterschiedlichen Sektoren zu verschaffen. Die Ausarbeitung der Vernetzungen basiert großteils auf Experteneinschätzungen.

Aufbauend auf der Vernetzungsmatrix wurden ausgewählte kausale Zusammenhänge in Form von Systemketten analysiert (Abb. 11). Durch diese Analysemethode kann die gesamte Komplexität der Ursache-Wirkungs-Kette dargestellt werden.

Abb. 11: Methodik Kausalkettenanalyse.

2.2.3. Charakterisierung der Wasserkraftwerkstypen durch Entwicklung von Steckbriefen

Im Rahmen des vorliegenden Projektes wurde eine Methodik zur Charakterisierung und objektiven Beschreibung der österreichischen Wasserkraftwerkstypen erarbeitet. Auf Basis der zuvor definierten sektoralen Kriterien (Kapitel 2.2.1) wurden für jeden, in Österreich existierenden Wasserkraftwerkstyp, sektorbezogene Typenbeschreibungen (sog. Kraftwerks-Steckbriefe) der Sektoren Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie erstellt. Ergänzende Informationen (z.B. zu den sektoralen Kriterien) wurden in Erläuterungsblättern zusammengefasst.

Die Steckbriefe des Sektors Energiewasserwirtschaft enthalten neben einer allgemeinen Beschreibung des Kraftwerkstyps anhand der energiewasserwirtschaftlichen Kriterien, eine technische Kurzcharakteristik (inkl. schematischer Darstellung) jedes Typs. Zudem verfügt jeder Steckbrief über ein Kraftwerks-Beispiel.

Alle Steckbriefe wurden in Zusammenarbeit mit Experten der jeweiligen Sektoren entwickelt.

In Abb. 12 ist die Methodik der Steckbrief-Erstellung schematisch dargestellt.

Kriterium A

Komponente 1

Komponente 2

Komponente 3

Kriterium B Komponente 4

Kriterium C

Endbericht


Abb. 12: Methodik Kraftwerks-Steckbriefe.

2.2.4. GIS-basierte Analysen

Durch Überlagerung GIS-basierter Kartenelemente der Sektoren Klimawandel, Energie-wasserwirtschaft und Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) konnten komplexe Wechselwirkungen auf räumlicher Ebene österreichweit dargestellt werden.

Dafür wurden folgende Shape-Files (inkl. Metadaten) angefordert, neu erstellt bzw. erweitert:

Basisdaten Fließgewässer (HAÖ, Stand 2003), Seen (HAÖ, Stand 2003), Landesgrenzen (HAÖ, Stand 2003), Topografie und Schummerung (HAÖ, Stand 2003), Geländehöhen (HAÖ, Stand 2003), Flussgebiete und Einzugsgebiete (HAÖ, Stand 2005).

Klimawandel Zukünftige Temperatur-, Niederschlags-, Verdunstungs- Abflussänderungen (Abfluss-Shape-Files aus dem Projekt KlimAdapt), Trockenperioden, Entwicklung der Gletscherflächen 2000-2100 (BOKU-Met; nähere Informationen im Kapitel 2.1.1.2 und 3.1.1.2), historischer Trend der Abflusshöhen 1951-2000 (HAÖ, Stand 2007).

Energiewasserwirtschaft Wasserkraftwerke (HAÖ, Stand 2004; Wasserbuch Länder 2010/2011; nähere Informationen im Kapitel 2.1.2.2), Schwall-, Restwasser- und Staustrecken (NGP, Stand 2009).

Ökologie Wassertemperaturen der Fließgewässer und Seen (HAÖ, Stand 2005), Ökologischer Zustand der Oberflächengewässer (NGP, Stand 2010), Gewässergüte (NGP, Stand 2005), Fischregionen (NGP, Stand 2009, 2010), Ursprüngliche Auwaldkomplextypen (HAÖ, Stand 2005).

Feststoffhaushalt / Flussmorphologie Eingriffe in die Gewässermorphologie (NGP, Stand 2009), ursprünglicher morphologischer Flusstyp (HAÖ, Stand 2005).

Die Shape-Files sind Eingangsdaten zur Erstellung der GIS-basierten Karten (Kapitel 3.2.2.3) sowie des Online Tools „GIS-Kartendarstellungen“ (Kapitel 4.2.3.2).

Sektoren

Energiewasserwirtschaft

Feststoffhaushalt / Flussmorphologie

Ökologie

Sozioökonomie

Wasserkraftwerkstypen

…

…

…

Steckbriefe & Erläuterungsblatt

… … 1 2

… 3

… Erläuterungen

… 4

… … 1 2

… 3

… Erläuterungen

… 4

… … 1 2

… 3

… Erläuterungen

… 4

… … 1 2

… 3

… Erläuterungen

… 4

Endbericht


3. Ergebnisse


3.1.1. Klimawandel

3.1.1.1. Sektorbezogene Ergebnisse der Berechnung von Klimaszenarien für Österreich

Trotz ihrer hohen räumlichen Auflösung sind die derzeitigen RCMs noch nicht so gut, dass ihre Ergebnisse (Zeitreihen) direkt in der Klimafolgenforschung verwendet werden könnten (Formayer, 2010). Bei der Temperatur zeigt sich im Flachland eine mittlere Überschätzung der Temperatur von etwa 2 bis 3 Grad. Im Hochgebirge hingegen zeigt sich eine Unterschätzung von bis zu 2 Grad.

Beim Niederschlag erkennt man bei den Differenzen klare Muster, die mit Gebirgszügen zusammenhängen. Hier ergeben sich teilweise nahe aneinander liegende Gebiete mit Über- bzw. Unterschätzungen, die in den Stauregionen von Vorarlberg und Tirol mehr als 2.000 mm erreichen können. Diese Gebiete von Über- und Unterschätzungen weisen auf eine Fehleinschätzung der Luv/Lee Effekte der Gebirge hin.

Für Österreich relevante Szenarien zeigen keine räumlich und regional einheitlichen Trends des Niederschlags (Gobiet, 2010). Die Jahresniederschlagssumme bleibt in etwa konstant, wobei nördlich des Alpenhauptkamms und im Westen von einer leichten Zunahme, südlich des Alpenhauptkamms und im Osten von einer leichten Abnahme ausgegangen werden kann. Die Niederschläge werden sich vom Sommerhalbjahr ins Winterhalbjahr verlagern. Weiters wird es zu einem geringeren Schneeanteil am Niederschlag in tiefen und mittleren Lagen kommen (Eitzinger et al., 2009).

Das ganze Jahr hindurch ist mit einer Zunahme der Niederschlagsintensität zu rechnen (Frei et al., 2006). Während der Sommermonate ist mit einer Abnahme der Niederschlagshäufigkeit zu rechnen, und die Häufigkeit von Trockenperioden wird zunehmen. Es gibt auch Anzeichen, dass die Niederschlagsvariabilität im Sommer von Jahr zu Jahr zunehmen wird (Seneviratne et al., 2006). D.h. generell eher deutlich trockenere Sommer, aber dazwischen immer wieder „verregnete“ Sommer.

Aufgrund der Zunahme der Niederschlagsintensität und der Abnahme der Schneedecke ist mit einer Abnahme der Infiltration des Niederschlags in den Boden und mit einer Zunahme des Oberflächenabflusses zu rechnen. Gleichzeitig erfolgt durch den Temperaturanstieg direkt und durch die Verlängerung der Vegetationsperiode eine Zunahme der Transpiration. Gemeinsam mit der generellen Niederschlagsabnahme im Sommer muss man von einer starken Abnahme des Bodenwassergehaltes (Eitzinger et al., 2009) und damit einer Abnahme der Quellschüttungen von oberflächennahen Quellen ausgehen.

Für das Abflussverhalten der Flüsse bedeutet dies eine Vorverlegung und Verringerung der Schneeschmelze. Das Abflussminimum im Winter wird erhöht und die nachwinterliche Abflussspitze wird früher erreicht werden. Durch den Anstieg der Evapotranspiration wird der Gesamtabfluss reduziert (Stanzel und Nachtnebel, 2010). Während der Sommermonate muss man deutlich früher und stärker mit Niedrigwasserständen rechnen. Diese werden speziell in Gletschereinzugsgebieten Werte erreichen, die man derzeit aufgrund der „Gletscherspende“ nicht kennt. Da die Wassertemperatur hauptsächlich durch die Lufttemperatur und die Abflussmenge

Endbericht


bestimmt wird, ist auch mit einem starken Anstieg der Wassertemperaturen während sommerlicher Trockenperioden zu rechnen.

Bei Starkniederschlägen hängen Art und Ausmaß der auftretenden Schäden von der Dauer und Intensität des Niederschlags und von der topographischen Form des Einzugsgebietes ab. So kann Starkregen, vor allem in alpinen Einzugsgebieten, zu einer Zerstörung von Infrastruktur führen.

Hinsichtlich Hochwasser ist mit einer Verlagerung des Hochwasserrisikos in den Winter und Frühling zu rechnen. Eine generelle Aussage über die Veränderung des Hochwasserrisikos für ganz Österreich ist nicht möglich. Die Wahrscheinlichkeit für kleinräumige Überflutungen dürfte jedoch aufgrund der steigenden Niederschlagsintensität zunehmen. Der erhöhte Flüssig-wasseranteil am Niederschlag führt in den Übergangsjahreszeiten, im Hochgebirge auch in Sommer, zu einer Erhöhung der Abflussspitzen bei Starkniederschlägen, da die abfluss-verzögernde Wirkung durch Schneefall reduziert wird (Formayer und Kromp-Kolb, 2009).

Veränderte Niederschlagsmuster, der Anstieg der Schneefallgrenze und kürzere Dauer der Schneebedeckung, fortschreitendes Abschmelzen von Gletschern und erhöhte Verdunstung werden die Abflussverhältnisse vieler Einzugsgebiete verändern. Entsprechende Auswirkungen wurden in den letzten Jahrzehnten in Europa bereits beobachtet (EEA, 2004). Zunehmende Winterniederschläge und ein höherer Regenanteil am Winterniederschlag werden an vielen Flüssen zu erhöhten mittleren Abflüssen und zu höheren Abflussspitzen im Winter führen. Aufgrund der früher einsetzenden Schneeschmelze werden Frühlingshochwässer früher im Jahr auftreten als heute. Infolge geringerer Sommerniederschläge, abnehmender Wasserzufuhr aus der Schneeschmelze und höherer Verdunstung ist im Sommer grundsätzlich von einer Reduktion der mittleren Abflüsse und von häufigeren Niedrigwasserständen auszugehen; extreme Niedrigwasserstände können häufiger auftreten und stärker ausgeprägt sein als heute. Insgesamt betrachtet wird die Verlagerung der Niederschlagsmengen vom Sommer in den Winter zu einer zunehmenden Glättung der bisherigen jahreszeitlichen Unterschiede in den Abflüssen führen (Holzmann et al., 2010).

Hieraus sind jedoch keine unmittelbaren Folgerungen für die generelle Hochwassergefährdung in Österreich abzuleiten. Verallgemeinert gesprochen, könnte die Wahrscheinlichkeit von Hochwässern im Winter aufgrund der erwähnten saisonalen hydrologischen Veränderungen zunehmen. Im Sommer ist mit einem häufigeren Auftreten von räumlich begrenzten Hochwässern durch häufigere und intensivere Starkniederschlagsereignisse, v. a. im Zuge kleinräumiger Gewittertätigkeit, zu rechnen. In Regionen, in denen der Anstieg der Schneefallgrenze mit erhöhter Gewitterneigung und Beeinflussung durch Vb und Vb-ähnliche Wetterlagen (Mittelmeertiefs) zusammentreffen, wird die Wahrscheinlichkeit von Hochwässern möglicherweise zunehmen (Formayer und Kromp-Kolb, 2009).

3.1.1.2. GIS-basierte Datengrundlage

In den folgenden Abbildungen (Abb. 13 bis Abb. 18) sind exemplarisch die Klimaänderungssignale des REMO-UBA A1B Szenario für die Periode 2071-2100 minus 1961-1990 dargestellt. Beim Niederschlag ist gut erkennbar, dass im Winter im Großteil Österreichs mit einer Niederschlagszunahme zu rechnen ist. In einzelnen kleinen Regionen überschreitet diese Zunahme sogar die 25% Grenze (Abb. 13). Im Sommer zeigt sich überwiegend eine Niederschlagsabnahme, welche in den am stärksten betroffenen Gebieten ebenfalls die 25% Grenze überschreitet (Abb. 14). Für den Jahresniederschlag ergeben sich überwiegend Änderungsraten, die unter der ± 5% Grenze liegen. Am östlichen Alpenhauptkamm und im Norden und Osten gibt es einige abgegrenzte Gebiete mit einer Niederschlagszunahme von 5 bis

Endbericht


etwa 10% und im Westen und Süden einige Gebiete mit einer Niederschlagsabnahme zwischen 5 und 10% (Abb. 15).

.

Abb. 13: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Winterniederschlag nach REMO-UBA A1B.

Abb. 14: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Sommerniederschlag nach REMO-UBA A1B.

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Abb. 15: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Jahresniederschlag nach REMO-UBA A1B.

Bei der Temperatur zeigen alle Jahreszeiten einen klaren Erwärmungstrend (Abb. 16). Dieser ist jedoch im Sommer und Winter stärker ausgeprägt wie in den Übergangsjahreszeiten. Bei der Jahresmitteltemperatur liegt die Bandbreite der Erwärmung zwischen 3 und 5 Grad, wobei ein klarer Südwest/Nordost Gradient auftritt (die niedrigsten Werte im Mühl-, Wald- und Weinviertel).

Im Winter (Dezember, Jänner und Februar) beträgt die Erwärmung zumindest 4 Grad und erreicht in Teilen Tirols, Osttirols und Oberkärnten sogar mehr als 5 Grad. Generell erwärmen sich im Winter das Flachland und die großen alpinen Becken weniger als die Gebirgszüge (Abb. 17). Im Sommer liegt die Erwärmung zwischen 3.5 Grad im Nordosten und über 5 Grad im Südwesten (Abb. 18).

Insgesamt wurden 18 Szenarienergebnisse (9 Temperatur und 9 Niederschlagsszenarien) mittels GIS aufbereitet.

Endbericht


Abb. 16: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für das Jahr nach REMO-UBA A1B.

Abb. 17: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für den Winter nach REMO-UBA A1B.

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Abb. 18: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für den Sommer nach REMO-UBA A1B.

Neben den reinen Temperatur- und Niederschlagsszenarien wurde auch eine Auswertung der Trockenperioden aufbereitet. Hierbei wurde nur das Sommerhalbjahr (April-September) untersucht, da winterliche Trockenperioden keine so klare Auswirkung auf das Abflussverhalten und die Vegetation haben. In den folgenden Abbildungen (Abb. 19 und Abb. 20) sind die Ergebnisse für die relative Änderung der mittleren Trockenperiodenlänge und für die Anzahl von Tagen in Trockenperioden mit einer Mindestlänge von 7 Tagen dargestellt.

Bei der mittleren Länge der Trockenperioden (Abb. 19) zeigt sich in ganz Österreich eine Zunahme der Länge. Dies bedeutet, dass die Niederschlagshäufigkeit in ganz Österreich abnimmt. Die geringste Verlängerung mit unter 20% zeigt sich entlang des Alpenhauptkamms und im westlichen Niederösterreich. Besonders ausgeprägt, mit Werten über 30% ist die Veränderung im nördlichen Vorarlberg und im nordwestlichen Tirol, sowie im Südosten der Steiermark und im Weinviertel. Die großen relativen Veränderungen in Westösterreich werden jedoch kaum Auswirkungen auf das Abflussverhalten und schon gar nicht auf die Vegetation haben, da in diesen Gebieten eine sehr hohe Niederschlagswahrscheinlichkeit herrscht und daher die mittlere Länge der Trockenperioden kurz ist. Daher können schon kleine Veränderungen große relative Änderungen verursachen und selbst nach dieser Verlängerung werden die Trockenperioden in diesen Regionen noch eher kurz sein. Anders liegen die Verhältnisse im Südosten der Steiermark und im Weinviertel. Diese Gebiete sind schon derzeit semiarid bzw. nahe daran. Veränderungen der Niederschlagshäufigkeit werden sich in diesen Gebiete direkt auf das Abflussverhalten und sicherlich auch auf die Vegetation auswirken.

Die Anzahl der Tage in Trockenperioden mit einer Mindestlänge von 7 Tagen (Abb. 20) kann als Indikator für längere Trockenperioden, die sich auf die Quellschüttung oberflächennaher Quellen auswirken und somit sicherlich Abflussschwankungen in kleineren und mittleren Einzugsgebieten verursachen, verwendet werden. Auch bei diesem Indikator zeigt sich in ganz Österreich ein Anstieg. Am markantesten ist die Veränderung entlang des Alpenhauptkamms und im Nordstau. In diesen Gebieten kommt es großflächig zu einer Verdoppelung bis zu einer Verdreifachung von derart lang anhaltenden Trockenheiten. Man muss aber berücksichtigen, dass die derzeitige

Endbericht


Wahrscheinlichkeit für derartige Trockenperioden in diesen Regionen äußerst gering ist. Aber selbst in den derzeit schon trockenheitsgefährteten Gebieten wie den Südosten Österreichs oder das Marchfeld und das Weinviertel muss man mit einer Zunahme an Tagen in langen Trockenperioden von rund 50% rechnen.

Abb. 19: Veränderung der Trockenperioden im Sommerhalbjahr (April bis September) nach REMO-UBA A1B. Mittlere relative Dauer der Trockenperioden.

Abb. 20: Veränderung der Trockenperioden im Sommerhalbjahr (April bis September) nach REMO-UBA A1B. Tage in Trockenperioden mit mindestens 7 Tagen Länge (relativ).

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In Abb. 21 ist exemplarisch die Veränderung der Gletscherflächen im 21. Jahrhundert des Gepatschferners dargestellt. Die verwendeten Temperaturanstiege können auch als zeitliche Entwicklung interpretiert werden, wenn man unterstellt, dass die Erwärmung ungefähr 25 Jahre für 1 Grad beträgt. Dies stimmt in etwa mit dem Szenario A1B nach REMO-UBA überein.

Man erkennt den raschen Rückgang der Gletscherzungen speziell bei dem Temperaturanstieg um 1 Grad. Hier muss man aber berücksichtigen, dass die verwendete Methode von Gleichgewichtsbedingungen ausgeht. Speziell bei großen Gletschern mit Gletscherzungen muss man aber von einer Trägheit von einigen Jahren bis Jahrzehnten ausgehen, bis sich wirklich Gleichgewichtsbedingungen einstellen. Es ist daher nicht ganz sicher, dass man für das T+1° Szenario wirklich das Jahr 2025 ansetzen kann. Andererseits zeigen die österreichischen Gletscherzungen bereits heute starke Zerfallserscheinungen und bei einigen der großen Zungen muss man davon ausgehen, dass sie die Verbindung zu den Akkumulationsgebieten verlieren. Dies würde dazu führen, dass diese Gletscherflächen immer stärker mit Geröll bedeckt werden und sich letztlich innerhalb weniger Jahre in Blockgletscher verwandeln. Blockgletscher können aber für die meisten hydrologischen Betrachtungen wie gletscherfreie Flächen betrachtet werden.

Abb. 21: Rückgang der Gletscherfläche bei einem Temperaturanstieg von 1, 2, 3 und 4 Grad am Beispiel des Gepatschferners. Ausgangsbasis Gletscherverteilung nach HAÖ (2007).

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3.1.2.1. Klassifikationsschema der Wasserkraftwerke

Der Grundgedanke hinter einer Klassifikation der österreichischen Wasserkraftwerke lag darin, im Zuge des Projektes eine kraftwerkstyp-spezifische Betrachtung der Wasserkraft zu ermöglichen.

Die Einteilung von Wasserkraftwerken kann aufgrund unterschiedlicher Gesichtspunkte erfolgen. Wasserkraftwerkstypen werden im Wesentlichen nach Engpassleistungen, Fallhöhen, Lage, Bau- und Betriebsweisen unterschieden (z.B. Giesecke und Mosonyi, 2009).

Im Zuge des vorliegenden Projektes wurde eine Typeneinteilung auf Basis des österreichischen Kraftwerksparks und der Kraftwerksdatenbank (Kapitel 2.1.2.2) entwickelt. Es konnten 20 in Österreich existierende Wasserkraftwerkstypen ausgewiesen werden. Einen Überblick verschafft Tab. 2.

Tab. 2: Übersicht der Wasserkraftwerkstypen in Österreich: Auflistung: ID, Code, Engpassleistung, Bauweise, Speicher, Lage des Krafthauses, Betriebsweise, Beispiel Kraftwerkstyp.

ID Code Engpassleistung Bauweise Speicher Lage des Krafthauses Betriebsweise Bsp. Kraftwerkstyp

1 KLFL Kleinw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Flusskraftw erk Laufbetrieb Nussdorf (W)2 KLAL Kleinw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Ausleitungskraftw erk Laufbetrieb Traunleiten (OÖ)3 KLAS Kleinw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Ausleitungskraftw erk Schw ellbetrieb Wiestal (S)4 KSTAS Kleinw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Tagesspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Zederhaus (S)5 KSWTS Kleinw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Wochenspeicher Talsperrenkraftw erk Speicherbetrieb Kirchdorf (T)6 KSWAS Kleinw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Wochenspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Kamering (K)7 KSJAS Kleinw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Jahresspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Salza (ST)8 KPTAP Kleinw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Tagesspeicher Ausleitungskraftw erk Pumpspeicherbetrieb Rifaw erk (V)9 KPWAP Kleinw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Wochenspeicher Ausleitungskraftw erk Pumpspeicherbetrieb Heiterw ang (T)10 KPJAP Kleinw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Jahresspeicher Ausleitungskraftw erk Pumpspeicherbetrieb Gosau (OÖ)11 GLFL Großw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Flusskraftw erk Laufbetrieb Freudenau (W)12 GLFS Großw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Flusskraftw erk Schw ellbetrieb Feistritz-Ludmannsdorf (K)13 GLAL Großw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Ausleitungskraftw erk Laufbetrieb Kirchbichl (T)14 GLAS Großw asserkraftw erk Laufkraftw erk - Ausleitungskraftw erk Schw ellbetrieb Rosegg-St. Jakob (K)15 GSTAS Großw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Tagesspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Schw arzach (S)16 GSWAS Großw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Wochenspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Partenstein (OÖ)17 GSJAS Großw asserkraftw erk Speicherkraftw erk Jahresspeicher Ausleitungskraftw erk Speicherbetrieb Kaunertal (T)18 GPWAP Großw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Wochenspeicher Ausleitungskraftw erk Pumpspeicherbetrieb Ranna (OÖ)19 GPJTP Großw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Jahresspeicher Talsperrenkraftw erk Pumpspeicherbetrieb Ottenstein (NÖ)20 GPJAP Großw asserkraftw erk Pumpspeicherkraftw erk Jahresspeicher Ausleitungskraftw erk Pumpspeicherbetrieb Häusling (T)

Die dem Projekt zugrunde liegende Klassifikation basiert auf den Kriterien Engpassleistung, Bauweise, Speicher, Lage des Kraftwerks und Betriebsweise.

Grundsätzlich kann in Abhängigkeit der Engpassleistung zwischen Kleinwasserkraftwerken (≤ 10 MW), mittleren Wasserkraftwerken (10-20 MW) und Großwasserkraftwerken (≥ 20 MW) unterschieden werden. Wie in Abb. 22 dargestellt, wurden die mittleren Kraftwerke und Großwasserkraftwerke zu einer Kategorie (> 10 MW) zusammengefasst. Bei der Definition der Kleinwasserkraftwerke ist anzumerken, dass diese derzeit für Österreich gilt und in anderen Staaten auch andere Grenzen gelten. Diese Grenzen leiten sich u.a. vom Ökostromgesetz her und können Änderungen unterliegen.

In der darunter liegenden Ebene erfolgt eine Differenzierung zwischen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken, wobei die (Pump-) Speicherkraftwerke über einen Tages-, Wochen- oder Jahresspeicher verfügen können. Saisonspeicher wurden nicht ausgewiesen.

Endbericht


Die Lage des Kraftwerks ist ausschlaggebend für eine weitere Unterscheidung: Bei Laufkraftwerken wurde zwischen Fluss- und Ausleitungskraftwerken und bei (Pump-) Speicherkraftwerken zwischen Talsperren- und Ausleitungskraftwerken unterschieden.

In der untersten Ebene wurde bei Laufkraftwerken zwischen Kraftwerken mit Lauf- und Schwellbetrieb unterschieden. Speicherkraftwerke werden im Speicherbetrieb und Pumpspeicherkraftwerke im Pumpspeicherbetrieb betrieben.

Eine zusätzliche Differenzierung in Abhängigkeit der Fallhöhe (Nieder-, Mittel- und Hochdruckanlagen) wurde aufgrund der unzureichenden Datenbasis (fehlende Angaben in den Wasserbüchern) nicht durchgeführt.

In Österreich nicht existierende Bautypen von Wasserkraftwerken sowie Sonderformen, wie z.B. das Strom-Boje-Kraftwerk (Wasserkraftwerk, das an einer Boje montiert ist und die Energie eines Fließgewässers nutzt) wurden im Projekt nicht kategorisiert.

Abb. 22: Klassifikation der 20 Wasserkraftwerkstypen anhand der Kriterien Engpassleistung, Speichervermögen, Speicher, Lage des Krafthauses und Betriebsweise.

Durch die Klassifikation der Wasserkraftwerke wurde eine Grundlage für darauf aufbauende Projektsschritte (z.B. Steckbriefe der Wasserkraftwerkstypen; Kapitel 3.2.3) geschaffen.

3.1.2.2. Kraftwerks-Datenbank

Im Zuge der Erhebung der österreichischen Wasserkraftwerke wurde eine Kraftwerks-Datenbank eingerichtet (Kapitel 2.1.2.2). Die Datenbankabfrage kann nach individuell wählbaren Kriterien (z.B. Kraftwerkstyp, Gewässer, Betreiber) erfolgen. Am Beispiel der Donaukraftwerke wird in der folgenden Abbildung (Abb. 23) die Datenbankabfrage veranschaulicht.

* zusätzliche Differenzierung zwischen mittleren Wasserkraftwerken (10-20 MW) und Großwasserkraftwerken (≥ 20 MW) möglich

Speicher

Lage des

Krafthauses

Betriebs-weise

Bauweise

Engpass-

leistung

Lauf-betrieb

Schwell-betrieb

Lauf-betrieb

Schwell-betrieb

Speicher-betrieb

Speicher-betrieb

Pump-speicher-betrieb

Tages-speicher

Wochen-speicher

Jahres-speicher

Tages-speicher

Wochen-speicher

Jahres-speicher

Laufkraftwerk Speicherkraftwerk Pumpspeicherkraftwerk

Wasserkraftwerke

Kleinwasserkraftwerk (≤ 10 MW) Großwasserkraftwerk (> 10 MW)*

Fluss-KW Ausleitungs-KW

Talsperren- KW

Talsperren- KW

Ausleitungs-KW

Ausleitungs-KW

Pump-speicher-betrieb

Endbericht


Abb. 23: Anwendung der GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank: Abfrage der Wasserkraftwerke an der Donau.

3.1.2.3. Darstellung der Wasserkraft-Situation in Österreich

Mit einem weltweit durchschnittlichen Anteil von 1,6% und EU-weiten Anteil von 18,4% trägt die Wasserkraft in den meisten Ländern nicht bedeutend zur Stromerzeugung bei (E-Control, 2011). In Österreich hingegen werden rund 60% der elektrischen Energie aus Wasserkraft erzeugt (BMWFJ und BMLFUW, 2010). Nach aktuellen Angaben der E-Control (2010a) speisen derzeit 2.619 Wasserkraftwerke in das Stromnetz ein. Das entspricht einem jährlichen Gesamt-regelarbeitsvermögen von 39.432 GWh (Tab. 3).

Tab. 3: Auszug aus der Betriebsstatistik und Herkunftsnachweisdatenbank der E-Control (2010a).

Kraftwerkstyp Brutto-Engpassleistung[kW]

Regelarbeitsvermögen[MWh]

Anzahl Kraftwerke

Laufkraftwerk 5.459.008 28.510.192 2.512

Speicherkraftwerk 2.826.468 6.159.966 74

Pumpspeicherkraftwerk 4.378.517 4.761.401 33

Gesamtergebnis 12.663.993 39.431.559 2.619

Die im Zuge des vorliegenden Projektes durchgeführte Erhebung der österreichischen Wasserkraftwerke auf Basis der Wasserbücher (Stand 2010/2011; Kapitel 2.1.2.1) ergibt in Summe eine Kraftwerksanzahl von 5.227 Wasserkraftwerken mit einem gesamten Mindest-Regelarbeitsvermögen von 41.215 GWh. Bei einigen Kleinstkraftwerken sind in den Wasserbüchern keine Angaben zum Regelarbeitsvermögen verfügbar; daher handelt es sich beim Gesamtwert um einen Mindestwert. Die Datenbasis umfasst sowohl einspeisende Kraftwerke als auch Eigenbedarfsanlagen. Gewisse Unsicherheiten bzgl. der tatsächlichen Existenz einzelner Kleinwasserkraftwerke können, trotz Abstimmung der Daten mit aktuellen Kraftwerkslisten der Länder, nicht vollkommen ausgeschlossen werden. Dennoch gibt die Datenbank einen guten Überblick über die maximale Kraftwerksanzahl nach Rechtsbestand.

38%

62%KWKWGWKW

38%

62%KWKWGWKW

56

5

0

2

4

6

8

Wien Niederösterreich Oberösterreich

Anz

ahl W

asse

rkra

ftwer

ke

56

5

0

2

4

6

8

Wien Niederösterreich Oberösterreich

Anz

ahl W

asse

rkra

ftwer

ke Regelarbeitsvermögen (RAV) Donau = 13,3 TWh

Endbericht


Eine Gegenüberstellung der 2.619 einspeisenden Wasserkraftwerke (E-Control, 2010a) mit der maximalen Kraftwerksanzahl nach Rechtsbestand (5.227 Kraftwerke; Summe aus Einspeisung und Eigenbedarf) erfolgt in Tab. 4. Nach Abzug der einspeisenden Wasserkraftwerke ergeben sich 2.608 Eigenbedarfsanlagen mit einem aufsummierten Mindest-Regelarbeitsvermögen von 1.739 GWh. Folglich entfallen mindestens 4% des gesamten Regelarbeitsvermögens in Österreich auf Eigenbedarfsanlagen.

Tab. 4: Übersicht über die österreichische Stromerzeugung aus Wasserkraft (E-Control, 2010a; Wasserbuch Länder 2010/2011).

[GWh] [%]

Einspeisende Kraftwerke 2.619 39.432 96 Datenbasis: E-Control (2010); Betriebsstatistik und Herkunftsnachw eisdatenbank (Abfrage 21.12.2010)

Eigenbedarfsanlagen 2.608* 1.739** 4

Werte ergeben sich aus der Differenz zw ischen "Summe" und "Einspeisende Kraftw erke"; Datenbasis: Wasserbuch Länder & ergänzende Informationen der Länder (2010/2011);* Kraftw erksanzahl: Maximalw ert gemäß Rechtsbestand** Gesamt-RAV: bei einigen Kleinstkraftw erken sind keine Angaben zum RAV in den Wasserbüchern verfügbar

Summe Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen 5.227 41.215 100

Datenbasis: E-Control (2010) & Wasserbuch Länder (inkl. ergänzende Informationen der Länder 2010/1011)

GesamtregelarbeitsvermögenAnzahl

Kraftwerke Anmerkungen Wasserkraftwerke

Bei ausschließlicher Betrachtung der derzeit einspeisenden Wasserkraftwerke zeigt sich, dass 88% des Gesamtregelarbeitsvermögens auf Kraftwerke mit einer Engpassleistung größer als 10 MW entfallen (Abb. 24, A), diese zahlenmäßig aber nur 6% aller Wasserkraftwerke in Österreich ausmachen (Abb. 24, B). Umgekehrt werden mit 84,1% aller Anlagen nur 4% des Regelarbeitsvermögens erbracht, da es sich dabei um Kleinstkraftwerke mit einer Engpassleistung kleiner 1 MW handelt. Insgesamt werden mit einspeisenden Kleinwasser-kraftwerken bis 10 MW Engpassleistung 12% des Gesamtregelarbeitsvermögens erzeugt (Abb. 24, A). Bei theoretischer Hinzunahme der Eigenbedarfsanlagen (2.608 Kraftwerke; Tab. 4) würde der prozentuelle Anteil der österreichischen Kleinwasserkraftwerke am Regelarbeitsvermögen auf mindestens 16% steigen.

Abb. 24: Prozentueller Anteil der Wasserkraftwerke in Österreich am (A) Regelarbeitsvermögen (RAV) bzw. (B) der Anzahl der Wasserkraftwerke in Abhängigkeit der Engpassleistungsklassen (> 0 bis ≤ 1 MW; > 1 bis ≤ 10 MW; > 10 bis ≤ 50 MW; > 50 bis ≤ 100 MW; > 100 bis ≤ 300 MW; > 300 MW); n = 2.619 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke); Datenbasis: E-Control (2010a).

Anzahl Wasserkraftwerke

84,1%

9,9%

0,8%4,1%

0,8%0,3%

> 0 MW bis ≤ 1 MW> 1 MW bis ≤ 10 MW> 10 MW bis ≤ 50 MW> 50 MW bis ≤ 100 MW> 100 MW bis ≤ 300 MW> 300 MW

Engpassleistungsklassen:

n = 2.619 Kraftwerke

RAV

4%8%

26%

13%

36%

13%

> 0 MW bis ≤ 1 MW> 1 MW bis ≤ 10 MW> 10 MW bis ≤ 50 MW> 50 MW bis ≤ 100 MW> 100 MW bis ≤ 300 MW> 300 MW

Engpassleistungsklassen:


A B

Endbericht


Bei rund zwei Drittel aller Wasserkraftwerke in Österreich handelt es sich um Laufkraftwerke, ein Drittel entfällt auf Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. Mit Blick auf Abb. 25 zeigt sich, dass Österreichs Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke aufgrund günstiger Speicherstandort-bedingungen vorwiegend in den kristallinen Zentralalpenregionen im Westen Österreichs errichtet sind. Die meisten Laufkraftwerke mit Engpassleistung größer als 10 MW werden in Oberösterreich betrieben, gefolgt von der Steiermark. Während das größte Regel-arbeitsvermögen von den Laufkraftwerken der Donau erbracht wird, leisten die Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Westen den wesentlichen Anteil an der Absicherung der Spitzenlast (hohe Engpassleistung).

Abb. 25: Anzahl der großen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke in den jeweiligen Bundesländern; n = 141 Kraftwerke (Großwasserkraftwerke: Engpassleistung > 10 MW); Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

In der folgenden Karte (Abb. 26) sind die österreichischen Wasserkraftwerke (Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke) georeferenziert in Abhängigkeit von Engpassleistungsklassen dargestellt. Die Erhebung der Wasserkraftwerke wurde im Rahmen des Projektes durchgeführt (Kapitel 2.1.2.1).

n = 141 Kraftwerke

Großwasserkraftwerke

1

7

11

17

4

12

4

7

10

3

9

24

9 9

58

3 1

24

Laufkraftwerk

Speicherkraftwerk

Pumpspeicherkraftwerk

Endbericht


Abb. 26: Wasserkraftwerke in Österreich; GIS-basierte Darstellung der Kraftwerkstypen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke in Abhängigkeit der Engpassleistung [MW]; Klassen: k.A., 0-1 MW, 1-5 MW, 5-10 MW, 10-100 MW, 100-300 MW, > 300 MW); n = 5.227 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfs-anlagen); Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Dat

enba

sis:

HA

Ö (2

005)

, Was

serb

uch

Länd

er (2

010/

2011

)

Layo

ut: I

WH

W-B

OK

U (2

011)

Endbericht


3.1.2.3.1. Historische Entwicklung der Wasserkraftnutzung in Österreich

Bei Betrachtung der zeitlichen Entwicklung der Wasserkraftnutzung in Österreich in den vergangenen 150 Jahren, lassen sich große Schwankungen im Ausbau erkennen (Giesecke und Mosonyi, 2009). Bis in die 1880er Jahre diente die Wasserkraft in Österreich fast ausschließlich dem direkten mechanischen Antrieb von Wasserrädern in meist dezentral gelegenen Mühlen, Schmieden und Sägewerken. Dies änderte sich erst mit der aufkommenden industriellen Nutzung elektrischer Energie wie auch ihrer zunehmenden gesellschaftlichen Verbreitung um die Wende zum 20. Jahrhundert. Aufgrund des in der Folge steigenden Strombedarfs wurden bis zu Beginn des ersten Weltkriegs die bestehenden Anlagen auf Stromerzeugung umgerüstet und vor allem im Westen viele neue Wasserkraftwerke gebaut (Abb. 27).

In den Weltkriegsjahren von 1914 bis 1918 brach der weitere Ausbau der Wasserkraft ein, erlebte jedoch nach dem Krieg auch aufgrund des Wegfalls der Kohleversorgung aus ehemaligen Kronländern der Monarchie einen starken Aufschwung. So stieg zwischen 1918 und 1933 die Leistung aus Wasserkraft in etwa um das Dreifache (Auer, 2010). Dabei wurden erstmals auch vermehrt große Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke gebaut (Abb. 28).

Während des zweiten Weltkriegs (1939 bis 1945) gab es wieder deutlich weniger Errichtungen neuer Wasserkraftwerke. Nach dem Krieg wurde dem anfänglichen Kapitalmangel und dadurch stockenden Ausbau unter anderem mithilfe des US-amerikanischen Marshall-Plans (ERP-Programmen) entgegengewirkt. Anfang der 1950er Jahre konnten dadurch prestigeträchtige Kraftwerke wie Kaprun und Ybbs-Persenbeug in Betrieb genommen werden. Im Jahr 1955 war Österreich schließlich in der Lage, seinen Strombedarf selbst zu decken, war allerdings aufgrund des rasanten Wirtschaftswachstums schon Mitte der 1960er wieder auf Importe aus dem Ausland angewiesen. In der Zeit des Wirtschaftsbooms waren nicht immer ausreichend Arbeitskräfte für Großprojekte verfügbar. Dennoch wurden in den 1960er Jahren große Donau-Kraftwerke wie z.B. Aschach errichtet (Verbund AG, 2011). In den 1970er Jahren wurde das Speicherkraftwerk Malta als Reaktion auf die Ölpreis-Schocks errichtet. In den kommenden Jahren wurden vermehrt Kleinwasserkraftwerke gebaut, da gut geeignete Standorte für Großwasserkraftwerke bereits großteils energiewasserwirtschaftlich genutzt wurden (Auer, 2010). Im Jahr 1998 ging das letzte Donau-Kraftwerk Freudenau unter strengen Umweltauflagen ans Netz (Verbund AG, 2011).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1840 1860 1880 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2011

Anz

ahl W

asse

rkra

ftwer

ke

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Wasserkraftwerke Summenlinie

n = 4.188 KraftwerkeInbetriebnahme

Abb. 27: Inbetriebnahme der Wasserkraftwerke in Österreich; Darstellung der in Betrieb genommenen Kraftwerke pro Jahr (primäre Y-Achse) und der Summenlinie (sekundäre Y-Achse); n = 4.188 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen) Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Jahr der Inbetriebnahme sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Endbericht


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1840 1860 1880 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2011

Anz

ahl W

asse

rkra

ftwer

ke

Laufkraftwerke Speicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke


Inbetriebnahme

Abb. 28: Inbetriebnahme der Wasserkraftwerke in Österreich; Darstellung der in Betrieb genommenen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke pro Jahr; n = 4.188 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen); Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Jahr der Inbetriebnahme sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

3.1.2.3.2. Kraftwerksbetreiber

Die Kraftwerksbetreiber Verbund AG, Energie AG, EVN AG, Kelag, ÖBB, Salzburg AG, TIWAG, VKW und Wien Energie erzeugen in Österreich in Summe 32.549 GWh, wobei allein davon 68,9% auf Verbund AG entfallen (Abb. 29). Die restlichen 8.666 GWh als Differenz zum Mindest-Gesamtregelarbeitsvermögen (41.215 GWh) werden von anderen Betreibern erzeugt.

Betreiber - RAV

68,9%

3,5%

0,5%

2,6%

2,1%

10,4%

8,9%

0,3%

31,1%

2,9%

Verbund AG

Energie AG

EVN AG

KELAG

ÖBB

Salzburg AG

TIWAG

VKW

Wien Energie

n = 348 Kraftwerke

Abb. 29: Prozentueller Anteil der Kraftwerksbetreiber Verbund AG, Energie AG, EVN AG, Kelag, ÖBB, Salzburg AG, TIWAG, VKW und Wien Energie am Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; n = 348 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen); Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum RAV sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Endbericht


3.1.2.3.3. Größtes Regelarbeitsvermögen und größte Engpassleistung

Während das größte Regelarbeitsvermögen von Laufkraftwerken an der Donau generiert wird (Altenwörth: 1.968 GWh, Greifenstein: 1.717 GWh, Aschach 1.662 GWh; Abb. 30), weisen v.a. die großen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Westen Österreichs die größte Engpassleistung auf (Malta-Hauptstufe: 730 MW, Sellrain-Silz: 492 MW, Kaunertal: 392 MW; Abb. 31).

1.319 GWh

1.336 GWh

1.662 GWh

1.717 GWh

1.968 GWh

0 500 1000 1500 2000 2500

Altenwörth

Greifenstein

Aschach

Ybbs-Persenbeug

Wallsee-Mitterkirchen

RAV [GWh]

Abb. 30: Wasserkraftwerke mit dem größten Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; Angaben in GWh; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

345 MW

360 MW

392 MW

492 MW

730 MW

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Malta-Hauptstufe

Silz

Kaunertal

Häusling

Mayrhofen

EPL [MW]

Abb. 31: Wasserkraftwerke mit der größten Engpassleistung (EPL) in Österreich; Angaben in MW; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Endbericht


3.1.2.3.4. Gewässerbezogene Betrachtung

Eine gewässerbezogene Analyse zeigt, dass an der Donau mit Abstand am meisten Strom aus Laufkraftwerken erzeugt wird (ca. 13.300 GWh; Abb. 32). Im Vergleich dazu werden an den Flüssen Inn und Drau jeweils schon weniger als ein Drittel des an der Donau erbrachten Regelarbeitsvermögens generiert (Abb. 32).

1.384 GWh

2.005 GWh

2.650 GWh

3.953 GWh

13.287 GWh

0 1.500 3.000 4.500 6.000 7.500 9.000 10.500 12.000 13.500 15.000

Donau

Inn

Drau

Enns

Mur

RAV [GWh]

Abb. 32: Fließgewässer mit dem größten aufsummierten Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; Ausschließliche Betrachtung der Laufkraftwerke (Einfluss der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Einzugsgebiet der Fließgewässer wurde nicht berücksichtigt); Angaben in GWh; Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Ein anderes Bild ergibt sich bei Betrachtung der Anzahl der errichteten Wasserkraftwerke an Österreichs Fließgewässern. In absoluten Zahlen verfügt der oberösterreichische Fluss Alm über die größte Kraftwerksanzahl, gefolgt von den steirischen Flüssen Feistritz und Mur.

Eine zusätzliche Berücksichtigung der Fließgewässerlänge zeigt, dass die österreichischen Flüsse Alm, Große Ysper und Kleine Ybbs die größte Dichte an Wasserkraftwerken aufweisen (Abb. 33). So befindet sich an der Alm im Durchschnitt alle 0,9 Kilometer ein Wasserkraftwerk. Dabei handelt es sich jedoch ausschließlich um Kleinstkraftwerke mit einer Engpassleistung ≤ 1 MW.

Anmerkung: Die Fließgewässerlängen wurden dem HAÖ (2007) entnommen. Es wurden ausschließlich Flüsse mit einer Länge größer als 15 Kilometern untersucht.

Endbericht


0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6

Alm

Große Isper

Kleine Ybbs

Kleine Isper

Weitenbach

Verhältnis Fließgewässerlänge / Kraftwerksanzahl [km/n]

Abb. 33: Fließgewässer mit der größten Kraftwerksdichte (Kraftwerksanzahl bezogen auf die Fließgewässerlänge) an Wasserkraftwerken in Österreich; Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

3.1.2.3.5. Kraftwerkstyp-spezifische Betrachtung

Bei den Kleinwasserkraftwerken (≤ 10 MW Engpassleistung) machen Laufkraftwerke mit 96,7% den Hauptanteil der Kraftwerkstypen aus. Mit 3,2% und 0,1% Anteil spielen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke eindeutig eine untergeordnete Rolle (Abb. 34, A). Die davon vorhandenen rund 30 Anlagen arbeiten zu 46,4% mit Tages-, 25,0% mit Wochen- und 28,6% mit Jahresspeichern (Abb. 35, A).

Bei den Großwasserkraftwerken (> 10 MW Engpassleistung) gibt es 57,4% Laufkraftwerke, 29,8% Speicher- und 12,8% Pumpspeicherkraftwerke (Abb. 34, B). Die großen (Pump-) Speicherkraftwerke verfügen mehrheitlich (61,7%) über Jahresspeicher (Abb. 35, B).

Abb. 34: Prozentueller Anteil der Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 5.089 / 141 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Kraftwerkstyp sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

B 0,1%3,2%

96,7%

Laufkraftwerk

Speicherkraftwerk


KWKW


12,8%

29,8%

57,4%

Laufkraftwerk

Speicherkraftwerk


GWKW

n = 141 Kraftwerke

A

Endbericht


Abb. 35: Prozentueller Anteil der Tages-, Wochen- und Jahresspeicher bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 28 / 60 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Speichervermögen sind nicht inkludiert Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Hinsichtlich der Lage des Krafthauses sind Kleinwasserkraftwerke sowie Großwasserkraftwerke mehrheitlich Ausleitungskraftwerke, wobei dieser Typ bei der Kleinwasserkraft mit einem Anteil von fast 90% absolut dominiert (Abb. 36).

Abb. 36: Prozentueller Anteil der Stau- und Ausleitungskraftwerke bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 5.086 / 141 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zur Lage des Krafthauses sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

Allgemein arbeitet der Großteil der österreichischen Wasserkraftwerke im Laufbetrieb (Abb. 37). Während bei den Großwasserkraftwerken in etwa 30% der Kraftwerke schwellbetriebsfähig sind (Abb. 37, B), kann der Anteil bei den Kleinwasserkraftwerken aufgrund fehlender Angaben im Wasserbuch (22,1%) derzeit nicht exakt angegeben werden (Abb. 37, A).

BA

25,0%

28,6%

46,4%

TagesspeicherWochenspeicherJahresspeicher

KWKW

n = 28 Kraftwerke

25,0%

13,3%61,7%

TagesspeicherWochenspeicherJahresspeicher

GWKW

n = 60 Kraftwerke

A B12,4%0,1%

87,5%

Staukraftwerk

Ausleitungskraftwerk

Lage des Krafthausesnicht bekannt

KWKW

n = 5.086 Kraftwerke55,3%

44,7%

Staukraftwerk

Ausleitungskraftwerk

Lage des Krafthausesnicht bekannt

n = 141 Kraftwerke

GWKW

Endbericht


Abb. 37: Prozentueller Anteil der Laufkraftwerke mit Lauf- bzw. Schwellbetrieb bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 4.927 / 81 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zur Betriebsweise sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011).

3.1.2.4. Wasserkraftpotenzial in Österreich

In der Vergangenheit wurde das Wasserkraftpotenzial in Österreich bereits mehrfach erhoben (Schiller, 1982; Schiller und Drexler, 1991; Pöyry, 2008). Die existierenden Studien weisen einen unterschiedlichen Detaillierungsgrad auf und sind zudem aufgrund unterschiedlicher Erhebungszeitpunkte schwer vergleichbar.

In der aktuellsten Studie (Pöyry, 2008) wird von einem technisch-wirtschaftlichen Gesamtpotenzial (Summe aus bereits ausgebautem und verbleibendem Potenzial) von 56 TWh ausgegangen. Durch Ausklammerung des bereits ausgebauten Potenzials (ca. 70%) verbleiben ca. 18 TWh. Abzüglich hochsensibler Gebiete (z.B. Nationalparks, UNESCO Weltkulturerbe) ergibt sich letztendlich ein reduziertes technisch-wirtschaftliches Restpotenzial von 12,8 TWh. Bereits im technisch-wirtschaftlichen Gesamtpotenzial enthalten ist jenes Potenzial (1,4 TWh), das durch Optimierung bestehender Anlagen erreicht werden kann. Es setzt sich zu jeweils 50% aus Beiträgen von Klein- bzw. Großwasserkraftwerken zusammen (Pöyry, 2008).

Das Wasserkraftpotenzial der Kleinwasserkraft wurde im Zuge der Pöyry-Studie auf Basis einer summarischen Auswertung von Literaturwerten ermittelt. Es wird von einem ausgebauten Kleinwasserkraftpotenzial von 5 TWh ausgegangen (Pöyry, 2008).

Eine österreichweite Betrachtung des Wasserkraftpotenzials ergibt große Unterschiede in den Bundesländern. Während im Westen Österreichs beträchtliche Restpotenziale ausgewiesen wurden, wurde das Potenzial in Ober- und Niederösterreich als weitgehend ausgeschöpft eingestuft (Pöyry, 2008).

In der folgenden Abbildung (Abb. 38) sind die verschiedenen Potenziale gemäß Pöyry (2008) gegenübergestellt.

77,0%

0,9%

22,1%

Laufbetrieb

Schwellbetrieb

Betriebsweisenicht bekannt

KWKW


70,4%

29,6% Laufbetrieb

Schwellbetrieb

Betriebsweisenicht bekannt

GWKW

n = 81 Kraftwerke

A B

Endbericht


Abb. 38: Übersicht der Potenziale (Pöyry, 2008).

3.1.2.5. Analyse der Ausbauszenarien

Von Seiten der Österreichischen Bundesregierung soll das vorhandene Wasserkraft-Potenzial künftig noch stärker nutzbar gemacht werden. Die Länder sind angehalten, in Abstimmung mit dem Bund, Vereinbarungen zum Ausbau der Wasserkraft auf der Grundlage ihrer jeweiligen Potenziale zu treffen (Republik Österreich, 2008).

Während seitens der Energiewasserwirtschaft ein Wasserkraftausbau von 7 TWh bis 2020 (Masterplan Wasserkraft) angestrebt wird (VEÖ, 2008), sieht die Energiestrategie Österreich (BMWFJ und BMLFUW, 2010) durch gegebene energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen und Anreize im Ökostromgesetz eine Ausbaugröße der Klein-, Mittel- und Großwasserkraftwerke von 3,5 TWh (12,6 PJ) bis 2015 vor. 0,7 TWh können davon durch Effizienzsteigerungen und Revitalisierungen bestehender Standorte nach modernen Standards erreicht werden. Somit wird eine Ausbaugröße mit mindestens 2,8 TWh angenommen. Unter dem Gesichtspunkt, dass 2.600 Ausleitungen von Wasserkraftwerken in Österreich derzeit über keine bzw. aus ökologischer Sicht zu geringen Restwasservorschreibung verfügen (BMLFUW, 2010a), ist im Zuge der Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie in Hinblick auf Mindestwasserregelungen sowie Einschränkungen der Schwallabgabe davon auszugehen, dass die gewünschte Ausbaugröße etwas über dem genannten Wert von 2,8 TWh (in etwa im Bereich von 3,5 TWh) liegt.

Die Energiestrategie spezifiziert nicht, welchen Anteil die verschiedenen Wasserkraftwerkstypen zur Erreichung des Ausbauziels beitragen sollen. Daher wurden im Zuge des vorliegenden Projektes theoretische Ausbauszenarien definiert (Szenario „Laufkraftwerke“, „(Pump-) Speicherkraftwerke“, „Kleinwasserkraftwerke“ und „Kraftwerksmix“; Kapitel 2.1.2.3) und als Grundlage für energiewirtschaftliche und ökologische Analysen verwendet. Dem Szenario „Kraftwerksmix“ liegt die aktuelle Kraftwerksverteilung der österreichischen Wasserkraftwerke gemäß E-Control (2010a) zu Grunde: 60,8% Laufkraftwerke, 26,6% Speicherkraftwerke, 12,6% Kleinwasserkraftwerke (Anteil am Gesamtregelarbeits-vermögen; Abb. 39).

Endbericht


Abb. 39: Anteil der Lauf-, (Pump-)Speicher- und Kleinwasserkraftwerke am Gesamtregelarbeitsvermögen (E-Control, 2010a).

Auf energiewirtschaftlicher Ebene wurde untersucht, wie viele neue Wasserkraftwerke zur Erreichung verschiedener Ausbauziele (z.B. 3,5 TWh) erforderlich wären. Bei der berechneten Kraftwerksanzahl handelt es sich um Durchschnittswerte. Als Berechnungsgrundlage dienen die aktuell in das Stromnetz einspeisenden Wasserkraftwerke (Kapitel 2.1.2.1; E-Control, 2010a). In Tab. 5 ist die jeweilige Anzahl an benötigten Wasserkraftwerken in Abhängigkeit des theoretischen Ausbauszenarios und des Ausbauziels (z.B. 3,5 TWh) dargestellt.

Tab. 5: Durchschnittliche Anzahl der erforderlichen neuen Wasserkraftwerke in Abhängigkeit des theoretischen Ausbauszenarios und der Ausbaugröße (2,8 TWh, 3,5 TWh und 7 TWh) auf Basis des aktuellen Kraftwerksparks in Österreich; Datenbasis: E-Control (2010a).

2,8 TWh 3,5 TWh 7 TWh

Szenario Laufkraftwerke 11 13 27 Laufkraftwerke > 10 MW Engpassleistung

Szenario (Pump-) Speicherkraftwerke 17 22 43 Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke > 10 MW Engpassleistung

Szenario Kleinwasserkraftwerke 1.392 1.740 3.481 Kleinwasserkraftwerke (Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke) ≤ 10 MW Engpassleistung

Szenario Kraftwerksmix61

52

1753

81

62

2193

161

122

4393

60,8% Laufkraftwerke1, 26,6% (Pump-) Speicherkraftwerke2, 12,6% Kleinwasserkraftwerke3

(Anteil am Gesamtregelarbeitsvermögen)

Anzahl Wasserkraftwerke Szenario Beschreibung Szenario

Auf Basis der theoretischen Ausbauszenarien wurde ein Online Tool (Wasserkraft Kalkulator; Kapitel 4.2.3.1) entwickelt, das als Entscheidungshilfe für zukünftige Entwicklungen der Energiewasserwirtschaft Österreichs online (Web-DSS; Kapitel 4) zur Verfügung stehen wird.

3.1.2.6. Diskussion möglicher Auswirkungen des Klimawandels auf die Wasserkraft

Anthropogene Treibhausgasemissionen können noch in diesem Jahrhundert zu spürbaren klimatischen Veränderungen führen (Harrison et al., 1998). Prognosen besagen dabei als Folge des globalen Temperaturanstiegs auch einschneidende Veränderungen im Wasserhaushalt (IPCC, 2007). Für den Alpenraum kann den Ergebnissen jüngster Studien zufolge von einer Temperaturzunahme zwischen 0.20 und 0.45 C pro Dekade ausgegangen werden. Hinsichtlich zukünftiger Niederschlagsänderungen fungieren die Alpen als klimatische Trennlinie zwischen signifikant zunehmenden Niederschlagsmengen im Norden Europas und einem stark rückläufigen Niederschlagstrend in Richtung Süden: Für Teilgebiete nördlich der Alpen wird eine

60,8%

12,6%26,6%

Laufkraftwerke (> 10MW)

(Pump-)Speicherkraftwerke (> 10MW)

Kleinwasserkraftwerke (≤ 10MW)

Endbericht


Niederschlagszunahme im Winter von bis zu 20%, für südlich gelegene Regionen im Sommer jedoch ein abnehmender Trend von bis zu 30% prognostiziert. Weiters wird mit dem vermehrten Auftreten von Extremereignissen, sowohl Dürreperioden wie auch Starkniederschlägen, gerechnet (Gobiet, 2010).

Für Österreich zeigen alle Klimaszenarien des IPCC (2007) für den Zeitraum 2025 bis 2075 übereinstimmend eine Tendenz hin zu insgesamt weniger Niederschlägen und einem daraus resultierenden Abflussrückgang zwischen 7% und 16%. Während im Winter die Abflüsse vor allem in hochalpinen Regionen und im Norden um mehr als 30% ansteigen werden (Abb. 40, A), ist im Sommer fast für das gesamte Bundesgebiet, hauptsächlich aber für den Westen, mit Abnahmen von bis zu über 50% zu rechnen (Abb. 40, B; Stanzel und Nachtnebel, 2010). Solange jedoch vergletscherte Flächen in den alpinen Regionen vorhanden sind, kann der Abfluss aus der erhöhten Eisschmelze im Sommer den prognostizierten Abflussrückgang als Folge geringerer Niederschläge und höhere Verdunstung in diesen Gebieten noch dämpfen. Die einerseits allgemein höheren Abflüsse im Winter und andererseits reduzierten Sommerabflüsse werden vor allem in stark alpin geprägten Flüssen zu einer über das Jahr gleichmäßigeren Pegelganglinie führen (Stanzel und Nachtnebel, 2010).

Abb. 40: Gegenüberstellung der prognostizierten Abflussänderungen (mittlere saisonale Abflusshöhe 2061-2090) im (A) Winter und (B) Sommer gegenüber der Referenzperiode, Szenario A1B (Stanzel und Nachtnebel, 2010).

In Hinblick auf die Stromerzeugung aus Wasserkraft geben die hydrologischen Auswirkungen der Klimaänderung auf den Wasserhaushalt Anlass zur intensiven Auseinandersetzung mit den möglichen Folgen für die Energiewasserwirtschaft Österreichs (Christensen et al., 2004; Menzel und Bürger, 2002; Nachtnebel, 2008). Da mehr als die Hälfte der elektrischen Energieerzeugung in Österreich aus Wasserkraft gedeckt wird, spielt deren Nutzung außerdem eine wichtige Rolle in der CO2-Bilanz des Landes. Aufgrund des hohen Anteils der Wasserkraft an der Gesamtstromproduktion, können klimatisch bedingte mengenmäßige und zeitliche Veränderungen der natürlichen Abflüsse auch zu signifikanten Änderungen in der Jahresproduktion führen (BAFU und BFE, 2007; Stanzel und Nachtnebel, 2010).

In den letzten Jahren wurden mögliche Auswirkungen des Klimawandels auf die Wasserkraftnutzung bereits eingehend untersucht und diskutiert (Hänggi und Plattner, 2009; Horton et al., 2006; Lehner et al., 2005; Piot, 2005; Pirker, 2007; Vicuna et al., 2008). Stanzel und Nachtnebel (2010) erwarten dabei für Österreich nicht nur eine jahreszeitliche Verlagerung der Produktion vom Sommerhalbjahr hin zum Winterhalbjahr, sondern je nach Szenario einen Rückgang zwischen 6 und 15% der nationalen jährlichen Stromerzeugung aus Wasserkraft bis zum Ende dieses Jahrhunderts.

Obwohl die möglichen Auswirkungen des Klimawandels und damit einhergehende, unmittelbar die Wasserwirtschaft in verschiedenen Regionen betreffende Prozesse bekannt sind,

A B

Endbericht


berücksichtigt die Energiestrategie bis dato die Vulnerabilität unterschiedlicher Kraftwerkstypen in dieser Hinsicht kaum.

3.1.2.6.1. Vulnerabilität verschiedener Wasserkraftwerkstypen

Allgemein sind Art, Ausmaß und räumliche Ausprägung von Klimawandelfolgen stark von der Vulnerabilität eines Systems gegenüber Klimaänderungen abhängig (IPCC, 2007). Die Vulnerabilität individueller Kraftwerkstypen wird dabei durch die Art, Größe und Geschwindigkeit einwirkender Prozesse bedingt durch Klimaänderung, die Sensitivität der Anlage gegenüber diesen, sowie die vorhandene Anpassungskapazität gegenüber veränderten Bedingungen, definiert (Austroclim, 2008).

Im Fall von Laufkraftwerken kommt es im Winterhalbjahr durch die zunehmenden Niederschlagsmengen und die früher einsetzende Schneeschmelze zu erhöhter Strom-erzeugung, jedoch vermindert sich die Produktion im Sommer umso mehr, wenn mit weniger Regen und erhöhter Verdunstung zu rechnen ist. Eine größere Variation der Niederschläge führt bei Laufkraftwerken schnell zu unregelmäßiger Produktion, wobei die Anlagen und die Infrastruktur besonders durch Extremereignisse beeinträchtigt werden (Austroclim, 2008; Hauenstein, 2008). So reduzierten geringe Abflüsse bedingt durch eine lange Dürreperiode im Jahr 2003 vor allem in gletscherunbeeinflussten Flüssen mit Einzugsgebieten kleiner als 10.000 km² teils drastisch die Produktivität der Laufkraftwerke; die Folge war der niedrigste Energieerzeugungskoeffizient (0.87) in Österreich seit 1955 (Habersack et al., 2006). Das Auftreten zunehmender Starkniederschläge und extremer Hochwässer kann zudem zu einer Gefährdung der Kraftwerksanlage (Zerstörung von Kraftwerksteilen, Überflutung von Umspannwerken etc.; Habersack et al., 2004) führen bzw. den Kraftwerksbetrieb beeinträchtigen (Hauenstein, 2008). Beispielsweise führte das Hochwasser 2005 zur kompletten Flutung und teilweisen Zerstörung des Kraftwerks Reutte, wodurch ein erheblicher Schaden entstand (Habersack et al., 2009a).

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke ermöglichen aufgrund ihrer Speicherkapazität ein Ausgleichen von Niederschlagsschwankungen; durch das Überbrücken von Trockenperioden kann somit eine regelmäßige Produktion gewährleistet werden (Hänggi und Plattner, 2009; Horton et al., 2006). Weiters können Speicher durch ihre Pufferwirkung die Hochwasser-gefährdung senken (Grau et al., 2003). Allerdings beinträchtigen die Auswirkungen des Klimawandels auch den Betrieb von (Pump-) Speicherkraftwerken, besonders in höher gelegenen Einzugsgebieten mit einem hohen Abflussanteil von Gletscherschmelzwasser. Zum einen verursacht der mit dem beschleunigten Abschmelzen der Gletscher einhergehende höhere Abfluss vermehrten Sedimenttransport. Hinzu kommt es durch die Zunahme von Niederschlägen in Form von Regen zu erhöhter Erosion von durch den Rückzug der Gletscher freigelegten, vegetationslosen Flächen. Nicht zuletzt trägt das klimabedingte Abschmelzen des Permafrosts und die daraus resultierenden Hanginstabilitäten und Murgänge zu einem vermehrten Feststoffeintrag in Speicherbecken bei. Der zunehmenden Verlandungsproblematik ist nur mit Maßnahmen, die den verändernden Bedingungen angepassten sind, beizukommen (Grau et al., 2003).

Aufgrund der geringeren Abhängigkeit der Stromproduktion von hydrologischen Faktoren werden (Pump-) Speicherkraftwerke trotz der genannten Beeinträchtigungen generell als weniger vulnerabel gegenüber Klimaänderungen betrachtet als Laufkraftwerke (Austroclim, 2008; Stanzel und Nachtnebel, 2010).

Endbericht


3.1.3. Ökologie

3.1.3.1. Darstellung der IST-Situation des ökologischen Zustandes der Fließgewässer in Österreich auf Basis der EU-WRRL unter Berücksichtigung der Wasserkraftnutzung

Der ökologische Zustand aller Fließgewässer Österreichs liegt auf der EU-WRRL-konformen Skala, die von 1 (sehr gut) bis 5 (schlecht) reicht, bei durchschnittlich 2,7, jener der großen Gewässer (EZG > 1.000 km2) bei 3,7. Größere Fließgewässer weisen somit einen um eine Klasse schlechteren ökologischen Zustand auf, was den vielfältigen Nutzungsdruck v.a. in deren Unterläufen deutlich widerspiegelt.

Unter den größeren Fließgewässern weist die Mur mit 34 km den längsten durchgehenden Wasserkörper mit „gutem Zustand“ auf. Auch hinsichtlich der Gesamtlänge aller Wasserkörper im „guten Zustand“ übertrifft die Mur mit einer Länge von 69 km die anderen Fließgewässer deutlich.

Von den österreichischen Fließgewässern werden derzeit aber bereits 1.270 km durch Stauhaltung, 960 km durch Schwellbetrieb und 3.385 km durch Restwasser, insgesamt 4.728 km energiewirtschaftlich genutzt bzw. beeinflusst. Bei den großen Fließgewässern (EZG > 1.000 km2) ist der Nutzungsgrad besonders hoch. So sind durch Stauhaltung 31%, durch Schwall 23% und durch Restwasser 12%, insgesamt 56%, der großen Fließgewässer betroffen.

Dem hohen Belastungsgrad der großen Fließgewässer steht ein hoher Schutzstatus gegenüber: Bei Betrachtung der Schutzgebietskategorien Natura 2000, Ramsar sowie Nationalpark, liegen ca. 50% der Fließgewässerstrecken mit EZG > 1.000 km2 in einem derartigen Schutzgebiet.

3.1.3.1.1. Modell „Staueinfluss“

Im Zuge des Monitorings zur Gewässerzustandsüberwachungsverordnung (GZÜV) wurden bislang 678 Wasserkörper untersucht, davon 512 ohne und 166 mit Staueinfluss. In 134 Wasserkörpern beträgt der Anteil an gestauten Strecken weniger als ⅓, in 11 Wasserkörpern ⅓ - ⅔ und in 21 Wasserkörpern > ⅔. In Abb. 41 ist der signifikante (ANOVA, p=0,011) Zusammenhang zwischen Stauanteil im Wasserkörper und ökologischem Zustand erkennbar.

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

Prozentanteil Stau pro Wasserkörper

Öko

logi

sche

r Zus

tand

0 0-33 33-66 66-100n=512 n=134 n=11 n=21

y = 2.768795 + 0.014178 x

R2 = 0,97, p = 0,011

Abb. 41: Reaktion des ökologischen Zustandes auf den unterschiedlichen Ausbaugrad anhand des Belastungsfaktors Stau (basierend auf NGP Daten, BMLFUW, 2010a).

Endbericht


Der Zusammenhang lässt sich anhand des Modells zu 97% erklären (R2=0,97). Während ohne Staueinfluss der gute ökologische Zustand aufgrund anderer Belastungen knapp verfehlt wird (Durchschnittswert 2,8), steigt der ökologische Zustand bei bis zu ⅓ Stauanteil signifikant auf einen Wert von durchschnittlich 3,1 an (t-test, p<0,001). Ein weiterer starker und signifikanter Anstieg des ökologischen Zustands auf durchschnittlich 3,8 erfolgt bei einem Stauanteil von ⅓ - ⅔ (t-Test, p<0,05). Bei einem Stauanteil > ⅔ liegt der ökologische Zustand bei durchschnittlich 4,1, unterscheidet sich jedoch nicht mehr signifikant von jenem bei ⅓ - ⅔ Stauanteil (t-Test, p=0,306).

3.1.3.2. Ausbauszenarien mit unterschiedlichen Kraftwerkstypen

Der Verbrauch an Fließstrecken in Metern pro erzeugter GWh Regelarbeitsvermögen (Median) beträgt für das Szenario „Speicherkraftwerke“ ca. 17 m pro GWh. Für das Szenario „Laufkraftwerke“ werden deutlich mehr, ca. 42 m pro GWh benötigt (u-Test, p= 0,02). Bei Szenario „Kleinwasserkraftwerke“ ist der Fließstrecken-Verbrauch mit ca. 200 m pro GWh am Größten (u-Test p<0,001). Die geringste Streuung der Werte weist das Szenario „Laufkraftwerke“, die größte das Szenario „Kleinwasserkraftwerke“ auf (Tab. 6).

Tab. 6: Verbrauch an Fließstrecken in m pro erzeugter GWh für unterschiedliche Ausbauszenarien.

Kraftwerkstyp Median Perzentil 25 Perzentil 75

Kleinwasserkraftwerk 200,0 103,5 703,0

Laufkraftwerk 42,0 28,4 50,4

(Pump-) Speicherkraftwerk 17,2 5,3 51,0

In der folgenden Abb. 42 ist der Verbrauch an Fließstrecken (gestaut) der verschiedenen Ausbauszenarien sowie die Anzahl der hierfür benötigten, neuen Kraftwerke ersichtlich, um 3,5 TWh zu erzeugen. Beim Szenario „Speicher“ werden ca. 46 km Fließstrecke verbraucht bzw. 22 zusätzliche Kraftwerke benötigt. Beim Szenario „Laufkraftwerke“ ist der Verbrauch an Fließstrecken mit ca. 121 km um das rund 2,5-fache höher bei 13 zusätzlich benötigten Kraftwerken. Das Szenario „Kleinwasserkraftwerke“ benötigt mit etwa 645 km das 5-fache bzw. 14-fache an Fließstrecke als die Szenarien „Laufkraftwerke“ bzw. „Speicherkraftwerke“. In Summe müssten etwa 1.740 Kleinwasserkraftwerke gebaut werden um 3,5 TWh zu erzeugen. Entsprechend dem Szenario Kraftwerksmix müssten etwa 233 Kraftwerke errichtet werden, was einem Verbrauch von ca. 167 km Fließstrecke entsprechen würde.

Endbericht


22 Anlagen13 Anlagen

233 Anlagen

1740 Anlagen

0

100

200

300

400

500

600

700

(Pump-)Speicherkraftwerke

> 10 MW

Laufkraftwerke > 10 MW

Kraftwerksmix Kleinwasserkraftwerke ≤ 10 MW

Ausbauszenario

Stau

läng

e [k

m]

Abb. 42: Verbrauch an Fließstrecke (gestaut) der verschiedenen Ausbauszenarien sowie Anzahl der hierfür benötigten neuen Kraftwerke, um 3,5 TWh zu erzeugen.

Hinweis: Die Ergebnisse der im Rahmen dieses Projektes entstandenen Publikation „Ökologischer Zustand der Fließgewässer Österreichs – Perspektiven bei unterschiedlichen Nutzungsszenarien der Wasserkraft“; Schmutz et al., ÖWAW 2010 weichen in folgenden Punkten vom vorliegenden Endbericht ab (Tab. 7).

Tab. 7: Gegenüberstellung Publikation ÖWAV und Endbericht DSS_KLIM:EN.

Publikation ÖWAV Endbericht DSS_KLIM:EN

Ausbauszenario 2,8 TWh

Ausbauszenario gemäß Energiestrategie Österreich; 3,5 TWh abzüglich 0,7 TWh durch Effizienzsteigerungen

und Revitalisierungen bestehender Standorte nach modernen Standards

Ausbauszenario 3,5 TWh

Ausbauszenario gemäß Energiestrategie Österreich; 3,5 TWh abzüglich 0,7 TWh durch Effizienzsteigerungen

und Revitalisierungen bestehender Standorte nach modernen Standards

zusätzliche Berücksichtigung von Mindestwasserregelungen und Einschränkungen des

Schwellbetriebes im Zuge der Umsetzung der EU-WRRL

Datenbasis:

Anzahl der benötigten Kraftwerke entspricht dem Kraftwerksmix IST-Bestand für 2,8 TWh

(E-Control, 2008)

Datenbasis:

Anzahl der benötigten Kraftwerke entspricht dem aktuellen Kraftwerksmix IST-Bestand für 3,5 TWh

(E-Control, 2010a)

Anzahl der benötigten Kraftwerke errechnet sich

aus dem Mittelwert des Regelarbeitsvermögens der für die Staulängenberechnung herangezogenen

Kraftwerke:

Anzahl der benötigten Kraftwerke errechnet sich

aus dem Mittelwert des Regelarbeitsvermögens der für die Staulängenberechnung herangezogenen

Kraftwerke:

41 ausgewählte Laufkraftwerke 41 ausgewählte Laufkraftwerke

24 ausgewählte (Pump-) Speicherkraftwerke 24 ausgewählte (Pump-) Speicherkraftwerke

51 ausgewählte Kleinwasserkraftwerke 51 ausgewählte Kleinwasserkraftwerke

Endbericht



Die Bewertung verschiedener Wasserkraftwerkstypen wurde durch Anwendung der in Kapitel 2.1.4 beschriebenen sozioökonomischen Bewertungsmethodik durchgeführt. Diese Bewertungsmethodik, basierend auf einer Nutzen-Kosten-Analyse, ist aus verschiedenen Komponenten zusammengesetzt. Durch gezieltes Ausblenden einzelner Komponenten kann eine Bewertung entweder aus Unternehmenssicht im Sinne von betriebswirtschaftlicher Profitmaximierung oder aus Sicht der Gesellschaft im Sinne von gesamtwirtschaftlicher Nutzenmaximierung je Kosteneinheit vorgenommen werden.

Zur Bewertung verschiedener Kraftwerkstypen aus verschiedenen Sichtweisen wurde Kriterien definiert, anhand derer Aussagen über Kraftwerkstypen getätigt werden. Die Kriterien sind:

Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten Arbeitsplatzeffekte

Die Bewertung anhand der Kriterien wurde für vier aggregierte Gruppen von Kraftwerkstypen durchgeführt. Es sind dies große Laufkraftwerke (LKW-groß), große Speicherkraftwerke (SKW-groß) und große Pumpspeicherkraftwerke (PSKW-groß) mit einer Engpassleistung > 10 MW sowie kleine Laufkraftwerke (LKW-klein) mit einer Engpassleistung ≤ 10 MW.

Für kleine Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke (≤ 10 MW) stand keine belastbare Datenbasis zur Verfügung.

3.1.4.1. Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten

Dieses Bewertungskriterium stellt die in einem Jahr generierbaren Erlöse der jeweiligen Wasserkraftwerke bzw. Kraftwerkstypen den kalkulatorischen Jahreskosten (Investitionen, Revitalisierungen, Betrieb) gegenüber. Dies bedeutet, je höher die jeweiligen Relationen ausfallen, welche aus der Gegenüberstellung von Erlösen zu Kosten für die einzelnen Kraftwerke resultieren, desto besser sind die betreffenden Kraftwerke zu bewerten.

Abb. 43 zeigt die Streuungswerte und die daraus resultierenden Mediane dieser Relation für die untersuchten Gruppen von Kraftwerkstypen.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

große LKW große SKW große PSKW kleine LKW

Bet

riebs

wirt

scha

ftlic

he E

rlöse

je K

oste

n

Abb. 43: Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen.

Endbericht


Aus obiger Abbildung gut erkennbar rangiert der Median von großen Laufkraftwerken an erster Stelle, gefolgt von großen Speicherkraftwerken und großen Pumpspeicherkraftwerken. Kleine Laufkraftwerke weisen demnach das geringste Erlöse-Kosten-Verhältnis auf. Zur statistischen Signifikanz dieser Unterschiede siehe Tab. 9. Unabhängig von der statistischen Signifikanz dieser Unterschiede ist ein solches Ranking stark abhängig von der angenommenen (oder beobachteten) Preisdifferenz zwischen Bandstrom und Spitzenstrom. Unter der Annahme, dass die in Abb. 43 dargestellten Mediane signifikant sind, würde sich zum Beispiel das Ranking zwischen großen Laufkraftwerken und großen Speicherkraftwerken (bzw. großen Pumpspeicherkraftwerken) bei gleichbleibenden Preisannahmen für Bandstrom erst umkehren, wenn das angenommene Preisniveau für Spitzenstrom auf etwa € 83,30 / MWh (bzw. € 87,50 / MWh) steigen würde. Dies würde eine Preisdiskrepanz zwischen Band- und Spitzenstrom von 108% (bzw. 119%) bedeuten und eine Steigerung des Preises für Spitzenstrom um 57% (bzw. 65%) über dem in diesen Berechnungen angenommenen bedingen.

Zur Prüfung der in Abb. 43 dargestellten Aussagen wurde eine Signifikanzanalyse angewendet. Bei Festsetzung eines 95%-Konfidenzintervalls ergeben die Intervallgrenzen folgende in Tab. 8 angegebene Werte.

Tab. 8: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten“.

Kraftwerkstyp Median Linke Intervallgrenze

Rechte Intervallgrenze

Laufkraftwerke > 10 MW (LWK-groß) 2,52 0,88 3,50

Laufkraftwerke ≤ 10 MW (LKW-klein) 1,43 1,22 1,76

Pumpspeicherkraftwerke > 10 MW (PSKW-groß) 1,53 1,22 2,95

Speicherkraftwerke > 10 MW (SKW-groß) 1,61 1,47 1,86

Bereits aus den Werten für den Median und den Intervallgrenzen kann man eine erste Analyse der Signifikanz der Aussagen durchführen. Ein Median eines Wasserkraftwerktyps weicht dann signifikant von den Medianen der anderen Kraftwerkstypen ab, wenn dieser außerhalb der Intervallgrenzen der anderen Kraftwerkstypen liegt. Dabei ist besonders zu beobachten, dass der Median von großen Laufkraftwerken außerhalb der Intervallgrenzen von kleinen Laufkraftwerken und großen Speicherkraftwerken liegt.

Weiteren Aufschluss gibt die Anwendung des Wilcoxon-Rangsummen-Tests, welcher in seinen Ergebnissen überdies noch die Größe der jeweiligen Stichprobe in die Signifikanzanalyse miteinbezieht. Damit kann unter Einbeziehung der Stichprobengröße festgestellt werden, ob die Relationen der einzelnen Gruppen von Kraftwerkstypen signifikant voneinander abweichen und daher das oben durchgeführte Ranking zulässig ist. Die Relationen weichen dann signifikant voneinander ab, wenn der p-Wert (auch genannt Überschreitungswahrscheinlichkeit, Signifikanzwert, Konfidenzniveau) < 0,05 ist. Die folgende Tab. 9 zeigt die errechneten p-Werte für die einzelnen Gruppen.

Endbericht


Tab. 9: Konfidenzniveau für das Kriterium „Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten“.

LWK-groß LKW-klein PSKW-groß SKW-groß

Laufkraftwerke > 10 MW (LWK-groß) 1,00 7,63E-06 0,09 0,25

Laufkraftwerke ≤ 10 MW (LKW-klein) 0,13 1,00 0,44 0,25

Pumpspeicherkraftwerke > 10 MW (PSKW-groß) 0,13 0,47 1,00 0,50

Speicherkraftwerke > 10 MW (SKW-groß) 0,13 0,07 0,84 1,00

Die Konfidenzniveaus der obigen Tabelle zeigen einen signifikanten Unterschied zwischen großen Laufkraftwerken und kleinen Laufkraftwerken. Daraus geht das robuste Ergebnis hervor, dass große Laufkraftwerke aus betriebswirtschaftlicher Sicht den kleinen Laufkraftwerken vorzuziehen sind. Ein gewichtiger Grund dafür sind die positiven Skaleneffekte (economies of scale) besonders beim Betrieb von Kraftwerken. Für alle anderen Unterscheidungen von Kraftwerkstypen konnte die Signifikanz der Aussagen letztlich statistisch nicht bestätigt werden.

3.1.4.2. Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten

Dieses Bewertungskriterium stellt den in einem Jahr erreichbaren gesamtwirtschaftlichen Nutzen den kalkulatorischen Jahreskosten (Investitionen, Revitalisierungen, Betrieb) der betreffenden Wasserkraftwerke gegenüber. Unter gesamtwirtschaftlichen Nutzen werden hierbei nicht nur die Wertschöpfungseffekte aus Investitions- und Betriebskosten verstanden. Hinzugezählt werden ebenso betriebswirtschaftliche Erlöse der EVUs sowie der Marktwert an CO2-Zertifikaten, welche durch die Realisierung von Wasserkraft nicht mehr erworben werden müssen und somit der heimischen Volkswirtschaft keine Kosten aufbürden. Wie schon beim vorigen Bewertungs-kriterium zeigt ein vergleichsweise hoher Wert der Nutzen-Kosten-Relation ein zu favorisierendes Kraftwerk bzw. einen zu favorisierenden Kraftwerkstyp an.


0

1

2

3

4

5

6

7


Ges

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mis

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Nut

zen

vs. K

oste

n

Abb. 44: Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen.

Endbericht


Aus dieser obigen Abbildung lässt sich wie beim vorigen Bewertungskriterium vorerst ein Vorteil von großen Laufkraftwerken gegenüber großen Speicherkraftwerken, großen Pumpspeicher-kraftwerken sowie kleinen Laufkraftwerken (in dieser Reihenfolge) ableiten. Zur statistischen Signifikanz dieser Unterschiede siehe Tab. 11. Unabhängig von der statistischen Signifikanz dieser Unterschiede ist ein solches Ranking stark abhängig von der angenommenen (oder beobachteten) Preisdifferenz zwischen Bandstrom und Spitzenstrom. Unter der Annahme, dass die in Abb. 44 dargestellten Mediane signifikant sind, würde sich zum Beispiel das Ranking zwischen großen Laufkraftwerken und großen Speicherkraftwerken (bzw. großen Pump-speicherkraftwerken) bei gleichbleibenden Preisannahmen für Bandstrom erst umkehren, wenn das angenommene Preisniveau für Spitzenstrom auf etwa € 78 / MWh (bzw. € 89 / MWh) steigen würde. Dies würde eine Preisdiskrepanz zwischen Band- und Spitzenstrom von 95% (bzw. 123%) bedeuten und eine Steigerung des Preises für Spitzenstrom um 47% (bzw. 68%) über dem in diesen Berechnungen angenommenen bedingen. Zur Prüfung der in Abb. 44 dargestellten Aussagen dient eine Signifikanzanalyse. Bei Festsetzung eines 95%-Konfidenzintervalls ergeben die Intervallgrenzen folgende in Tab. 10 angegebene Werte.

Tab. 10: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten“.







Aus diesen Werten wird für den Median und der Intervallgrenzen eine erste Analyse der Signifikanz der Aussagen durchgeführt. Ein Median einer Gruppe von Wasserkraftwerktypen weicht dann signifikant von den Medianen der anderen Gruppen ab, wenn dieser außerhalb der Intervallgrenzen der anderen Gruppen liegt. Auffallend dabei ist wiederum, dass ein signifikanter Unterschied zwischen Großwasserkraftwerken und kleinen Laufkraftwerken festzustellen ist. Eine Unterscheidung zwischen einzelnen Gruppen von Großwasserkraftwerken ist in dieser ersten Analyse nur zwischen großen Laufkraftwerken und großen Speicherkraftwerken signifikant.

Zur Prüfung dessen wurden mithilfe des Wilcoxon-Rangsummen-Tests auch die Größen und daher Aussagekraft der Stichproben in die Signifikanzanalyse miteinbezogen. Mit der Einbeziehung der Stichprobengröße kann festgestellt werden, ob die Signifikanz der ersten Analyse aus Median- und Intervallwerten bestätigt werden kann.

Tab. 11 zeigt dazu die errechneten p-Werte für die einzelnen Gruppen von Kraftwerkstypen.

Endbericht


Tab. 11: Konfidenzniveau für das Kriterium „Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten“.


Laufkraftwerke > 10 MW (LWK-groß) 1,00 7,60E-06 0,09 0,25


Pumpspeicherkraftwerke > 10 MW (PSKW-groß) 0,31 3,80E-05 1,00 0,25

Speicherkraftwerke > 10 MW (SKW-groß) 0,31 7,60E-06 1,00 1,00

Aus den Werten der obigen Tabelle ist festzustellen, dass ein signifikanter Unterschied nur zwischen Großwasserkraftwerken und kleinen Laufkraftwerken gegeben ist. Dies ist nicht nur auf die bei Großwasserkraftwerken bessere betriebswirtschaftliche Profitabilität zurückzuführen (siehe Kriterium „Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten“), sondern auch – im Fall von großen Laufkraftwerken – auf die Energieausbeute je Kosteneinheit und damit auf die rechnerisch vermiedenen CO2-Emissionen.

Eine Unterscheidung zwischen Großwasserkraftwerken erweist sich nach Durchführung des Wilcoxon-Rangsummen-Tests als statistisch nicht signifikant.

3.1.4.3. Arbeitsplatzeffekte

Dieses Bewertungskriterium stellt die Jahresbeschäftigungsverhältnisse einer spezifischen Anfangsinvestition dem durch diese Investition erreichten (zusätzlichen) Regelarbeitsvermögen [GWh] gegenüber. Jahresbeschäftigungsverhältnisse drücken ein gewisses Arbeitsvolumen aus, d.h. die Anzahl der Personenjahre, die als Folge der getätigten Investition zur Errichtung des Kraftwerkbaus notwendig sind. Der Vergleich von Jahresbeschäftigungsverhältnissen mit dem Regelarbeitsvermögen, d.h. dem jährlichen Arbeitsvermögen eines Kraftwerks ist zulässig, da für alle Typen von Wasserkraftwerken eine einheitliche Nutzungsdauer angenommen wurde.

An sich sind Arbeitsplatzeffekte bereits durch die erreichte Wertschöpfung abgebildet, welche im Kriterium „Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten“ inkludiert war. Allerdings wird der Bau von Wasserkraftwerken oft sehr kontroversiell diskutiert und die erreichbaren Arbeitsplatzeffekte sind oft ein wichtiges Diskussionselement. Daher sind die von einer Investition in Wasserkraft erreichbaren Arbeitsplatzeffekte oft von allgemeinem Interesse und werden deshalb hier nochmals gesondert abgebildet.

Ein vergleichsweise hoher Wert dieser Relation von Jahresbeschäftigungsverhältnissen und Regelarbeitsvermögen zeigt jene Kraftwerkstypen an, die gemäß diesem Kriterium relativ beschäftigungsintensiv sind.


Endbericht


0

5

10

15

20

25

30

35


Jahr

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je

Jahr

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Abb. 45: Relative Arbeitsplatzeffekte verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen.

Aus obiger Abbildung zeigt sich ein relativ hoher Arbeitsplatzeffekt aus Anfangsinvestitionen gemessen am Regelarbeitsvermögen für große Speicherkraftwerke und große Pumpspeicher-kraftwerke. Zur statistischen Signifikanz dieser Unterschiede siehe Tab. 13. Diese Aussagen scheinen ob der oftmals ungünstigen Geländebedingungen zum Bau von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken und deren relativ geringer Stromproduktion plausibel. Einen geringeren relativen Arbeitsplatzeffekt weisen große und kleine Laufkraftwerke auf.

Zur Prüfung der in Abb. 45 dargestellten Aussagen wurde eine Signifikanzanalyse angewendet. Bei Festsetzung eines 95%-Konfidenzintervalls ergeben die Intervallgrenzen folgende in Tab. 12 angegebene Werte.

Tab. 12: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Arbeitsplatzeffekte“.







Aus diesen Werten wird für den Median und der Intervallgrenzen eine erste Analyse der Signifikanz der Aussagen durchgeführt. Ein Median einer Gruppe von Wasserkraftwerktypen weicht dann signifikant von den Medianen der anderen Gruppen ab, wenn dieser außerhalb der Intervallgrenzen der anderen Gruppen liegt. Man kann aus der obigen Tabelle daher ablesen, dass mit Ausnahme der Mediane von großen Laufkraftwerken jene von Großwasserkraftwerken einen signifikanten Unterschied zu kleinen Laufkraftwerken aufweisen. Der Unterschied zwischen großen Speicher- bzw. Pumpspeicherkraftwerken ist nicht signifikant. Dies und insbesondere ein möglicher signifikanter Unterschied zwischen großen Laufkraftwerken und großen Speicher- bzw.

Endbericht


Pumpspeicherkraftwerken ist mithilfe des Wilcoxon-Rangsummen-Tests zu prüfen, um auch die Größen und daher Aussagekraft der Stichproben in die Signifikanzanalyse einzubeziehen. Mit der Einbeziehung der Stichprobengröße kann festgestellt werden, ob die Signifikanz der ersten Analyse aus Median- und Intervallwerten bestätigt werden kann. Tab. 13 zeigt dazu die errechneten p-Werte für die einzelnen Gruppen von Kraftwerkstypen.

Tab. 13: Konfidenzniveau für das Kriterium „Arbeitsplatzeffekte“.


Laufkraftwerke > 10 MW (LWK-groß) 1,00 0,10 0,06 0,25


Pumpspeicherkraftwerke > 10 MW (PSKW-groß) 0,06 1,53E-05 1,00 0,50

Speicherkraftwerke > 10 MW (SKW-groß) 0,06 1,53E-05 0,31 1,00

Aus den Werten der obigen Tabelle ist festzustellen, dass ein signifikanter Unterschied der Mediane nur zwischen kleinen Laufkraftwerken und großen Speicher- bzw. Pumpspeicher-kraftwerken auftritt. Eine signifikante Unterscheidung der Mediane von großen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken ist nur am Rande der statistischen Zulässigkeit möglich. Eine statistisch signifikante Möglichkeit zur Unterscheidung der Mediane von großen und kleinen Laufkraftwerken ist nicht gegeben.

Endbericht


3.2. Integrative Bearbeitung

3.2.1. Sektorale Kriterien zur integrativen Bearbeitung

Für die Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie wurde eine unterschiedliche Anzahl an Kriterien formuliert. Sie dienen als Grundlage für die Vernetzungsmatrix (Kapitel 3.2.2.1) und die Kraftwerks-Steckbriefe (Kapitel 3.2.3).

In Summe wurden 39 repräsentative Kriterien sektoral erarbeitet. Einen Überblick verschafft Tab. 14). In den folgenden Unterkapiteln finden sich detaillierte Informationen zu den einzelnen Kriterien.

Tab. 14: Übersicht über die sektoralen Kriterien.

Sektoren und Kriterien

KLIMAWANDEL

Zunahme der JahresmitteltemperaturZunahme der Niederschläge und Starkniederschläge im WinterAbnahme der Niederschläge im SommerFrüheres Eintreten der SchneeschmelzeAbnahme der winterlichen SchneebedeckungRückgang der GletscherflächenAbnahme der Kältewellen und FrosttageZunahme der TrockenperiodenZunahme der VerdunstungZunahme der Hochwasserereignisse

ENERGIEWASSERWIRTSCHAFT

GrundlastdeckungSpitzenlastdeckungBereitstellung von NetzdienstleistungenEnergieunabhängigkeit

Versorgungssicherheit

Nutzungsgrad des KraftwerksNutzungsgrad

Auswirkungen der EU-WRRLRestwasserSchwallHerstellung der FischpassierbarkeitHerstellung der Feststoffdurchgängigkeit

Vulnerabilität gegenüber KlimawandelExpositionSensitivitätAnpassungskapazität

SicherheitsaspekteHochwasserschutzGefährdung des Kraftwerks durch HochwässerGefährdung des Kraftwerks durch Hanginstabilitäten

Kriterien Klimawandel

FESTSTOFFHAUSHALT / FLUSSMORPHOLOGIE

Feststoffhaushalt und SedimentdurchgängigkeitMorphodynamik

ÖKOLOGIE

WassertemperaturWassertiefeGewässertrübeAbfluss

Abiotik

BiotikÖkologischer ZustandHabitateArtenvielfaltKlimabedingte Veränderungen von LebensgemeinschaftenGefährdete bzw. besonders sensibel reagierende Arten und Lebensgemeinschaften

Flussmorphologische Aspekte

SOZIOÖKONOMIE

Betriebswirtschaftliche Erlöse je KostenGesamtökonomischer Nutzen versus KostenArbeitsplatzeffekte

Sozioökonomische Aspekte

Endbericht


3.2.1.1. Klimawandel

Für den Sektor Klimawandel wurden folgende 10 Kriterien definiert:

Zunahme der Jahresmitteltemperatur

Die Zunahme der Jahresmitteltemperatur ist die am besten abgesicherte Aussage, die derzeit aus Klimaszenarien abgeleitet werden kann (IPCC, 2007). Bis zum Ende des 21. Jahrhunderts muss man in Österreich mit einem Anstieg der Jahresmitteltemperatur von 3 bis 5 Grad rechnen. Dies entspricht Erwärmungsraten von 0,3 bis 0,4 Grad je Dekade (Gobiet, 2010). Die Erwärmung erfolgt in allen Jahreszeiten. Die thermischen Verhältnisse sind ein wichtiger Klimaindikator. Indirekt wirkt sich ein Temperaturanstieg auch auf die Schneeverhältnisse, die Verdunstung und Starkniederschläge aus. Langfristig sind auch Auswirkungen auf die Gletschergebiete, die Vegetation und den Boden zu erwarten (Kromp-Kolb und Formayer, 2005).

Zunahme der Niederschläge und Starkniederschläge im Winter

Für Österreich zeigen alle Szenarien einen Anstieg der Niederschläge im Winter in einer Größenordnung von etwa 25%. Zudem zeigt sich eine Zunahme der mehrtägigen Starkniederschläge (Frei et al., 2006). In Kombination mit der durch die Erwärmung höheren Schneefallsgrenze muss man mit deutlich höheren Abflussmengen im Winter rechnen. Da man derzeit in Österreich im Winter eher Niedrigwasserstände hat, führt diese Entwicklung zu einer Reduzierung des Jahresgangs des Abflusses. Das Hochwasserrisiko im Winter könnte etwas ansteigen, da es derzeit aber gering ist, sollte es auch unter Szenarienbedingungen nur zu mäßigen Hochwässern kommen (Holzmann et al., 2010; Stanzel und Nachtnebel, 2010).

Abnahme der Niederschläge im Sommer

Im Sommerhalbjahr muss man in Österreich generell von einer Niederschlagsabnahme ausgehen. Diese kann bis zu 25% der saisonalen Niederschlagsmenge betragen. Dennoch zeigen dieselben Szenarien eine deutliche Zunahme der Niederschlags-intensität. Bei Tagesniederschlägen mit mehrjährigen Wiederkehrwahrscheinlichkeiten muss man mit einer Zunahme von etwa 10 bis 20% ausgehen (Frei et al., 2006). Besonders bei kleineren Einzugsgebieten muss man daher im Sommer mit stärkeren Abflussschwankungen und eventuell höherem Hochwasserrisiko rechnen.

Früheres Eintreten der Schneeschmelze

Im Hochgebirge wird die Schneeschmelze deutlich früher einsetzen und auch früher abgeschlossen sein. Dies führt zu einer Reduktion des Abflusses durch die Schneeschmelze und eine zeitliche Verlagerung der Abflussspitze der Schneeschmelze. (Holzmann et al., 2010; Stanzel und Nachtnebel, 2010).

Abnahme der winterlichen Schneebedeckung

Durch die höheren Temperaturen wird es in tiefen Lagen zu keinem Schnee-deckenaufbau kommen und auch in Höhenlagen bis 1.500 m wird es geringere Schneedeckenmächtigkeiten geben. In den Höhenlagen darüber, insbesondere über 2.000 m muss man hingegen im Winter mit einer Zunahme der Schneedecke rechnen, da die Szenarien eine Niederschlagszunahme für den Winter zeigen. In diesen Höhenlagen fällt auch bei einem Temperaturanstieg von 4 Grad der Großteil des Winterniederschlags als Schnee. In tief gelegenen Einzugsgebieten wird sich durch den höheren Regenanteil

Endbericht


am Niederschlag und die Niederschlagszunahme der Abfluss im Winter erhöhen, jedoch die frühjährliche Schneeschmelze wesentlich kleiner ausfallen oder gar fehlen (Holzmann et al., 2010; Stanzel und Nachtnebel, 2010). In Hochgebirgslagen könnte das Lawinenrisiko zunehmen.

Rückgang der Gletscherflächen

Durch den Temperaturanstieg und das faktische Gleichbleiben der Jahresniederschlags-menge muss man von einem kontinuierlichen Rückgang der Gletscherfläche ausgehen. Bereits ein weiterer Temperaturanstieg von 1 Grad wird die Akkumulationsfläche der Gletscher um mehr als 40% reduzieren (Zemp, 2006). Bis die Gesamtgletscherfläche mit dem Temperaturanstieg in ein Gleichgewicht kommt, gibt es eine zeitliche Verzögerung; andererseits kann es bei Gletscherzungen zu Blockgletscherbildung kommen. Blockgletscher reagieren sehr langsam, weshalb das Abflussverhalten wie bei gletscherfreien Flächen betrachtet werden kann. Bei einem Temperaturanstieg von 4 Grad, was bis zum Ende des 21. Jahrhunderts durchaus wahrscheinlich ist, würde die österreichische Gletscherfläche auf 12% oder 68 km² zurückgehen.

Abnahme der Kältewellen und Frosttage

Durch die Erwärmung wird die Wahrscheinlichkeit für länger anhaltende Kältewellen reduziert, bzw. die Minimumstemperaturen in Kältewellen erhöht. Langanhaltende Temperaturen unter dem Gefrierpunkt reduzieren den Abfluss und können zudem selbst auf der Donau zu einer Ausbildung einer Eisdecke und damit der Gefahr eines Eisstoßes führen. Sowohl im Herbst als auch im Frühjahr wird es zu einer Verkürzung der Frostgefahr kommen. Dadurch verlängert sich die Wachstumsperiode und folglich das Einsetzen der Transpiration der Pflanzen. Da die Transpiration von Pflanzen meist größer ist als die reine Verdunstung von Oberflächen, führt die Verlängerung der Vegetations-periode zu eine Erhöhung der Evapotranspiration (Eitzinger et al., 2009) und damit einer Reduktion des Abflusses.

Zunahme der Trockenperioden

Durch die Abnahme der Niederschlagssumme und – häufigkeit während des Sommer-halbjahres, muss unter Klimawandelbedingungen mit einem häufigeren Auftreten von Trockenperioden gerechnet werden (siehe Kapitel 2.1.1.2; Holzmann et al., 2010). Die Wirkung der niederschlagsfreien Perioden wird noch durch das frühere Einsetzen der Transpiration der Pflanzen erhöht, da schon früher mit dem Verbrauch des während des Winters akkumulierten Bodenwassergehaltes begonnen wird. Dadurch werden vor allem in der zweiten Sommerhälfte bereits Niederwasserstände auftreten. Verschärft wird dies noch in Einzugsgebieten, die derzeit in der zweiten Sommerhälfte von der Schnee- und Eisschmelze der Gletscher profitieren. Neben der Auswirkung auf das Abflussverhalten könnten auch die Ökosysteme in den Flüssen betroffen sein, da die Kombination niedrige Wasserstände und Hitzewellen (etwa im August) zu besonders hohen Wasser-temperaturen führen.

Zunahme der Verdunstung

Die Fähigkeit der Luft Wasserdampf aufzunehmen nimmt mit steigender Temperatur exponentiell zu. Dies gilt auch für die potenzielle Verdunstung solange die Luftfeuchtigkeit konstant bleibt. Stanzel und Nachtnebel (2010) kommen für Österreich zu einer Zunahme der potenziellen Evapotranspiration von bis zu 30%. Bei der aktuellen Evapotranspiration

Endbericht


wird die Änderung in den trockenen Regionen Österreichs aufgrund der fehlenden Bodenfeuchtigkeit etwas reduziert.

Zunahme der Hochwasserereignisse

Bei der Entwicklung des Hochwasserrisikos darf man keine einheitliche österreichische Entwicklung erwarten. In einzelnen Einzugsgebieten wird es zu einer Verschiebung des Hochwasserrisikos kommen (Holzmann et al., 2010), wobei dies in erster Linie durch die Verschiebung der Schneeschmelze verursacht wird. Aufgrund der Unsicherheiten bei den Niederschlagsszenarien und hier speziell bei den Extremereignissen sind Aussagen sehr schwierig. Am plausibelsten ist noch die Zunahme der Niederschlagsintensität von kleinräumigen Niederschlagsereignissen wie Gewittern (Formayer und Kromp-Kolb, 2009). Besonders betroffen hiervon wären Einzugsgebiete die kleiner als 100 km² sind.

Endbericht


3.2.1.2. Energiewasserwirtschaft

Für den Sektor Energiewasserwirtschaft wurden 14 Kriterien der folgenden Kategorien definiert:

Versorgungssicherheit Grundlastdeckung, Spitzenlastdeckung, Bereitstellung von Netzdienstleistungen*, Energieunabhängigkeit**

Nutzungsgrad des Kraftwerks Nutzungsgrad

Auswirkungen der EU-WRRL Restwasser, Schwall, Herstellung der Fischpassierbarkeit, Herstellung der Feststoff-durchgängigkeit

Vulnerabilität gegenüber Klimawandel Exposition*, Sensitivität*, Anpassungskapazität*

Sicherheitsaspekt Hochwasserschutz, Gefährdung des Kraftwerks durch Hochwässer, Gefährdung des Kraftwerks durch Hanginstabilitäten

Anmerkung: * Diese Kriterien wurden ausschließlich in den Steckbriefen beschrieben. ** Dieses Kriterium wurde ausschließlich in der Vernetzungsmatrix dargestellt.

3.2.1.2.1. Versorgungssicherheit

Der Begriff Versorgungssicherheit (Teilgebiete Versorgungssicherung und Versorgungsqualität) umfasst alle technischen Voraussetzungen für den laufenden Betrieb und alle zukünftig notwendigen Maßnahmen, um eine kontinuierliche physikalische Verfügbarkeit von elektrischer Energie in ausreichender Menge zu jedem Zeitpunkt zu gewährleisten (E-Control, 2010b).

Im Allgemeinen zählt Österreich zu jenen Ländern mit einer hohen Versorgungssicherheit. Laut Monitoring Report der E-Control (2010b) lag die jährliche Nichtverfügbarkeit von Strom im Jahr 2008 bei 63,26 min (geplante und ungeplante Versorgungsunterbrechungen). Seit Vorliegen aussagekräftiger Daten (Jahr 2002) kann österreichweit eine Versorgungssicherheit von 99,99% sichergestellt werden. Dieser hohe Qualitätsstandard ist von einer Vielzahl an Faktoren abhängig. Neben der derzeitigen Erzeugungssituation in Österreich und dem Anteil an importiertem Strom, ist das Stromnetz hinsichtlich Qualität, Umfang und Verfügbarkeit von wesentlicher Bedeutung. Kommt es, wie in der Energiestrategie Österreich (BMLFUW und BMWFJ, 2010) verankert, zu einem tiefgreifenden Umbau des österreichischen Energiesystems in Richtung Erneuerbare Energien und einer weiteren Zunahme volatiler Energieträger, wie Wind und Photovoltaik, ist aufgrund des verzögerten Leitungsausbaus von Seiten der Austrian Power Grid AG mit einer Verringerung der Versorgungssicherheit zu rechnen (Kaupa, 2010).

Um bei weiterhin wachsendem Strombedarf (durchschnittlich 1-2% im Jahr; Abb. 46; E-Control, 2010c) auch in Zukunft den hohen Standard der österreichischen Stromversorgung zu gewährleisten, ist im Zuge der Umsetzung der Energiestrategie Österreich, neben Maßnahmen zur Effizienzsteigerung, der Ausbau von Kraftwerkskapazitäten (inkl. Stromnetze zur Verteilung; Kaupa, 2010) vorgesehen (BMWFJ und BMLFUW, 2010). Daher wurden die Kriterien Grundlastdeckung, Spitzenlastdeckung und Bereitstellung von Netzdienstleistungen als bedeutende Kriterien der Kategorie Versorgungssicherheit definiert.

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Zudem verfolgt die österreichische Bundesregierung das Ziel Österreich bis 2050 energieautark zu machen (BMLFUW, 2011). Demzufolge wurde das Kriterium Energieunabhängigkeit in die Kriterienliste aufgenommen.

Abb. 46: Entwicklung und Prognosen des Stromverbrauchs in Österreich (E-Control, 2009).

3.2.1.2.1.1. Grundlastdeckung

Der Strombedarf variiert in Abhängigkeit der Nachfrage. Anhand sogenannter Lastgänge lässt sich der zeitliche Verlauf des Bedarfs grafisch darstellen. Je nach Anteil der Bedarfsdeckung und der Fähigkeit, kurzfristig zur Verfügung zu stehen oder regelbar zu sein, kann zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken unterschieden werden. Als Grundlastkraftwerke werden Kraftwerke bezeichnet, die Bandstrom erzeugen und somit den täglichen Grundbedarf an Strom decken. Strom aus Grundlastkraftwerken, wie z.B. Braunkohle-, Kern- und Laufkraftwerken ist verhältnismäßig preisgünstig jedoch nicht rasch regelbar (E-Control, 2010b).

3.2.1.2.1.2. Spitzenlastdeckung

Im Gegensatz zu den Grundlastkraftwerken zeichnen sich Spitzenlastkraftwerke, wie z.B. Gasturbinen-, Pumpspeicher- und Druckluftspeicherkraftwerke dadurch aus, Spitzenstrom zu Zeiten hoher Leistungsnachfrage zu produzieren. Innerhalb von Sekunden oder Minuten kann bei Bedarf vorhersehbarer (ergibt sich aus dem Verlauf der Tagesnachfrage) und unvorhersehbarer Spitzenstrom bereitgestellt werden. Aufgrund dieser Fähigkeit wird Spitzenstrom am Strommarkt zu höhern Strompreisen als Bandstrom gehandelt (E-Control, 2010b).

3.2.1.2.1.3. Bereitstellung von Netzdienstleistungen (Regel- und Reserveleistung)

Verschiedene Wasserkraftwerkstypen tragen unterschiedlich zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen bei. Während Laufkraftwerke mit Laufbetrieb nur begrenzt Netzdienst-leistungen zur Verfügung stellen, sind Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke ideale Regelkraftwerke. Auch für die Bereitstellung von Reserveleistung sind sie gut geeignet (Pirker, 2011).

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Grundsätzlich kann zwischen Regelbetrieb, Primärregelung, Sekundärregelung und Tertiärregelung unterschieden werden.

Regelbetrieb ist eine Betriebsweise, bei der durch Leistungsvorgabe ein Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch in einem definierten Netzbereich hergestellt wird.

Bei der Primärregelung (Sekundenreserve) handelt es sich um eine automatische Regelung der Leistung eines Wasserkraftwerkes zur Wiederherstellung des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch (Stabilisierung der Netzfrequenz) in einem Netzgebiet mit Hilfe der Turbinenregelorgane.

Unter dem Begriff Sekundärregelung (Minutenreserve) wird eine Regelung der Leistung einer Erzeugungseinheit zur Einhaltung vereinbarter Austauschprogramme zwischen den Regelzonen sowie zur Rückführung der Frequenz auf die Sollfrequenz verstanden.

Die Tertiärregelung (Ausgleichsenergie, Stundenreserve) ist eine Leistungsanpassung elektrischer Erzeuger bzw. Verbraucher zur Entlastung der Sekundenregelung (Pirker, 2011).

3.2.1.2.1.4. Energieunabhängigkeit

Energieaustausch und -handel sind ein wesentlicher Bestandteil der europäischen Klima- und Energiepolitik. Innerhalb der EU ist der Ausgleich der Elektrizitätskapazitäten von großer Bedeutung für die Bewahrung der innerstaatlichen Stabilität der Energiesysteme. Die Gaskrise im Jahr 2009 verdeutlichte jedoch, dass sich eine zunehmende Importabhängigkeit Österreichs (und der EU) von außereuropäischen Öl- und Gasmärkten aus z.T. politisch instabilen Regionen nachteilig auf die Versorgungssicherheit und Preisentwicklung auswirken kann (E-Control, 2010b).

Im Jahr 2008 lag die Importabhängigkeit der österreichischen Energieversorgung bei 69,4%. Trotz des verhältnismäßig hohen Anteils der Wasserkraft an der österreichischen Stromerzeugung (ca. 60%), mussten im Jahr 2008 22,8% (19,8 TWh) der elektrischen Energie großteils aus Deutschland importiert werden (BMWFJ, 2010). Um die Importabhängigkeit zu reduzieren, sieht die Energiestrategie Österreich einen verstärkten Ausbau erneuerbarer Energieträger und eine daraus resultierende Stärkung der österreichischen Energieversorgungs-sicherheit vor (BMWFJ und BMLFUW, 2010).

3.2.1.2.2. Nutzungsgrad des Kraftwerks

Im Zuge des vorliegenden Projektes wurde auf die Analyse der Nutzungsgrade österreichischer Wasserkraftwerke im Rahmen der sogenannten Pöyry-Studie zurückgegriffen (Pöyry, 2008).

3.2.1.2.2.1. Nutzungsgrad

Der Nutzungsgrad eines Wasserkraftwerks wird gemäß Pöyry (2008) als das Verhältnis zwischen ausgebautem Wasserkraftpotenzial und dem in einer definierten räumlichen Einheit verfügbaren Abflusslinienpotenzial definiert. Das ausgebaute Wasserkraftpotenzial ist durch die Engpass-leistung bzw. das Regelarbeitsvermögen des Kraftwerks gegeben, welches Fallhöhen- und weitere Anlagenverluste sowie das tatsächlich genutzte Wasserdargebot in Abhängigkeit vom Ausbaugrad der Anlage berücksichtigt (Pöyry, 2008).

Die Ergebnisse der Pöyry-Studie in Hinblick auf den Nutzungsgrad verschiedener Wasserkraftwerkstypen sind in Abb. 47 dargestellt. Obwohl eine sehr breite Streuung der Nutzungsgrade innerhalb der einzelnen Klassen von Kraftwerkstypen besteht, zeigt sich, dass

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Kraftwerke mit einem größeren Speichervermögen (Wochen- und Jahresspeicher) tendenziell höhere Nutzungsgrade als Tagesspeicher aufweisen (Abb. 47, A).

In Abb. 47 (B) werden die Brutto-Nutzungsgrade dem Regelarbeitsvermögen gegenübergestellt. Dabei wird deutlich, dass die Nutzungsgrade tendenziell mit zunehmender Anlagengröße steigen. In einer vertiefenden Analyse konnten an den großen Flüssen wie Donau und unterer Inn höhere Nutzungsgrade als an kleineren Flüssen festgestellt werden. Insbesondere an den kleineren Flüssen konnten starke Schwankungen der Nutzungsgrade verzeichnet werden.

Eine Betrachtung der Ausleitungskraftwerke zeigt bei einzelnen Kraftwerken verhältnismäßig hohe Nutzungsgrade, die auf niedrige Restwasserabgaben zurückzuführen sind (Pöyry, 2008).

Abb. 47: A: Brutto-Nutzungsgrad je Kraftwerkskategorie ab einer Engpassleistung von 5 MW (Pöyry, 2008); B: Brutto-Nutzungsgrad der Laufkraftwerke in Abhängigkeit vom Regelarbeitsvermögen (RAV) (Pöyry, 2008).

3.2.1.2.3. Auswirkungen der EU-WRRL

Um eine nachhaltige Bewirtschaftung der Gewässer unter Berücksichtigung der Gewässerökologie sicherzustellen, wurde mit der im Jahr 2000 in Kraft getretenen EU-Wasserrahmenrichtlinie (EU-WRRL, 2000/60/EC) die europäische Wasserpolitik neu ausgerichtet und strukturiert. Für alle Mitgliedstaaten der Europäischen Union wurde verpflichtend das Qualitätsziel „guter chemischer“ und „guter ökologischer Zustand“ der europäischen Fließgewässer und Seen bzw. „gutes ökologisches Potenzial“ bei erheblich veränderten Wasserkörpern bis 2015 festgelegt (Verbesserungsgebot bzw. Verschlechterungsverbot) (BMLFUW, 2010a).

Die Vorgaben der Europäischen Union wurden am 22.12.2003 mit der Novelle zum Wasserrechtsgesetz 1959 im nationalen Recht verankert. Wesentliche Punkte der Novelle waren die Festlegung von Umweltzielen, Fristen für die Zielerreichung, eine Verankerung des Verschlechterungsverbots, die Einrichtung eines einheitlichen wasserwirtschaftlichen Datenpools (WISA), die Schaffung von administrativen Voraussetzungen für die Erlassung und Implementierung von Bewirtschaftungsplänen, Maßnahmenprogrammen sowie der Aufbau eines Überwachungssystems.

Mit der Erstellung des Nationalen Gewässerbewirtschaftungsplans NGP (2009) im Rahmen der Umsetzung der EU-WRRL liegt erstmalig eine umfassende Beurteilung des ökologischen Zustands der Fließgewässer Österreichs (> 10 km² Einzugsgebiet) vor. 37% der Fließgewässer entsprechen laut NGP dem Umweltziel „sehr guter und guter Zustand“ bzw. „gutes Potenzial“. Die restlichen 63% weisen einen schlechteren ökologischen Zustand auf (BMLFUW, 2010a). In der Qualitätszielverordnung Ökologie Oberflächengewässer QZV (BMLFUW, 2010b) sind Werte für

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die biologischen, hydromorphologischen und allgemein physikalisch-chemischen Qualitäts-komponenten des sehr guten, guten, mäßigen, unbefriedigenden und schlechten ökologischen Zustand von Oberflächengewässern ausgewiesen.

Neben dem Hochwasserschutz ist der starke Ausbaugrad der Wasserkraft eine wesentliche Ursache für den unbefriedigenden ökologischen Zustand der österreichischen Fließgewässer (Jungwirth et al., 2003). Demgegenüber können Maßnahmen, welche die Bewahrung bzw. Wiederherstellung einer intakten Gewässerökologie betreffen, wiederum Auswirkungen auf die österreichische Stromproduktion aus Wasserkraft haben (Pirker, 2004; Stigler, et al., 2005).

3.2.1.2.3.1. Restwasser

Gemäß NGP stellen Wasserentnahmen eine Belastung dar, wenn die Gewässerstrecke unterhalb der Entnahmen nicht ausreichend oder gar nicht mit Abfluss beschickt wird, sodass aufgrund des nicht gewährleisteten ökologisch erforderlichen Mindestwasserabflusses die gewässertypspezifische Gewässerbiozönose wesentlich beeinträchtigt ist (Abb. 48). Etwa 2.600 Ausleitungen von Wasserkraftwerken verfügen über keine bzw. aus ökologischer Sicht eine zu geringe Restwasservorschreibung. Davon sind ca. 10% des österreichischen Fließgewässer-netzes betroffen (BMLFUW, 2010a). Aus Sicht der Kraftwerksbetreiber wird bei höheren Restwasservorschreibungen (höheren Wasserabgaben) in die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerksanlagen eingegriffen, da dadurch das Regelarbeitsvermögen entsprechend reduziert wird (Pirker, 2004, Stigler et al., 2005). Bei Betrachtung der gesamten Wasserkraftproduktion in Österreich werden von Seiten des Verbands der Elektrizitätsunternehmen Österreichs (VEÖ) aufgrund erhöhter Restwasservorschreibungen Erzeugungsverluste von bis zu 1,8 TWh prognostiziert (VEÖ, 2008).

Abb. 48: Restwasserstrecke in Österreich.

3.2.1.2.3.2. Schwall

Eine Belastung von Oberflächengewässern durch Schwall ist nach NGP dann gegeben, wenn sich der Gewässertyp in Bezug auf die natürliche Abflussmenge und Abflussdynamik ändert bzw. die Wasserführung unnatürlichen Schwankungen unterliegt (BMLFUW, 2010a). Konkret betrifft die Schwallproblematik jene Wasserkraftwerke, die aufgrund ihrer Betriebsweise den Abfluss kurzfristig beeinflussen können. Dazu zählen in erster Linie Speicherkraftwerke jedoch auch schwellbetriebsfähige Laufkraftwerke. Als besonders problematisch wird die Schwallabgabe großer (Pump-) Speicherkraftwerke in verhältnismäßig kleine Vorfluter gesehen (Pirker, 2004). Infolge der Spitzenstromproduktion weisen 75 Flussabschnitte mit einer Gesamtlänge von 811 km wesentliche Abflussschwankungen mit Schwall- und Sunkerscheinungen auf (BMLFUW,

www.hydra-institute.com

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2010a). Einschränkungen der Schwallabgabe durch Umsetzung der EU-WRRL beeinträchtigen den Kraftwerksbetrieb und können zum Verlust an Spitzenleistung führen (Pirker, 2004).

In Abb. 49 sind beispielhaft 2 Abflussganglinien einer schwallbeeinflussten Strecke am Inn dargestellt, die den (täglichen) Schwellbetrieb des Oberliegerkraftwerks Imst zeigen.

Abb. 49: Beispiel Kraftwerksschwall; Messstellen Imst und Telfs am Inn (Habersack et al., 2011a; Hauer et al., 2011b).

3.2.1.2.3.3. Herstellung der Fischpassierbarkeit

Querbauwerke wie Wehranlagen und Staumauern unterbrechen das Längskontinuum, verhindern die Migration von Fischen und stellen somit ein Durchgängigkeitshindernis dar (BMLFUW, 2010a). Gemäß NGP dienen etwa 10% der lokalisierten Querbauwerke (insgesamt 28.815 Bauwerke) der Wasserkraftnutzung. Davon verfügen wiederum 90% über keine Fischaufstiegshilfe (BMLFUW, 2010a). Die Wiederherstellung der Fischpassierbarkeit (Abb. 50) ist in der EU-WRRL verankert. Für die Energiewasserwirtschaft bedeutet dies einerseits Investitionskosten (Planung und Errichtung der Fischaufstiegshilfe) und andererseits Energieverluste durch Aufrechterhaltung des Dotationsabflusses der Anlage über die gesamte Lebensdauer der Anlage (Stigler et al., 2005).

Abb. 50: Verschiedene Bauformen von Fischaufstiegshilfen.

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Thomas Then http://wasser.lebensministerium.at www.neromylos.com

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3.2.1.2.3.4. Herstellung der Feststoffdurchgängigkeit

In Österreich weisen die meisten Gewässer hydromorphologische Belastungen auf. Diese resultieren meist aus einer stark modifizierten Flussmorphologie (Habersack, 2009). Eine Unterbrechung des Längskontinuums durch Wehranlagen von Laufkraftwerken zieht langfristig negative flussmorphologische Auswirkungen wie z.B. Sohleintiefungen flussab der Wehre mit sich (BMLFUW, 2010a). In der EU-WRRL wird im „sehr guten ökologischen Zustand“ auch das Sedimentkontinuum angesprochen. Demnach wird der sehr gute Zustand hinsichtlich der Komponente „Durchgängigkeit des Flusses“ einerseits durch die ungestörte Migration aquatischer Organismen und anderseits den Transport von Feststoffen definiert. Für den guten Zustand muss das Sedimentkontinuum (wie auch betreffend anderer Parameter) insofern „intakt“ sein, damit der gute Zustand von biologischen Qualitätskomponenten erreicht wird.

Derzeit existiert keine Studie, in der Erzeugungsverluste der Kraftwerke durch Herstellung der Feststoffdurchgängigkeit untersucht werden. Im NGP ist jedoch verankert, dass in Bezug auf Feststoffhaushalt bzw. Feststoffdurchgängigkeit laufende und neue Forschungsarbeiten hinsichtlich der Wechselbeziehungen zwischen Feststoffhaushalt und Gewässerökologie zu intensivieren bzw. ergänzen sind (BMLFUW, 2010a).

Im Juni 2011 trat in der Schweiz die neue Gewässerschutzverordnung (GSchV) in Kraft, in der ein intakter Feststoffhaushalt gefordert wird. Gemäß der Verordnung (Abschnitt 4, Geschiebehaushalt) sind die Kantone dazu angehalten, Maßnahmen zur Sanierung des Geschiebehaushalts, wie z.B. die Feststoffdurchgängigkeit der Wasserkraftwerke, zu planen.

3.2.1.2.4. Vulnerabilität gegenüber Klimawandel

Laut IPCC (2007) wird der Begriff Vulnerabilität wie folgt definiert:

„Die Vulnerabilität (Verwundbarkeit) gibt an, inwieweit ein System für nachteilige Auswirkungen der Klimaänderungen (inklusive Klimaschwankungen und –extreme) anfällig ist bzw. nicht fähig ist, diese zu bewältigen. Die Vulnerabilität leitet sich aus dem Charakter, der Größenordnung und der Geschwindigkeit der Klimaänderung und –abweichung (Exposition) sowie der Empfindlichkeit (Sensitivität) des betroffenen Systems und dessen Fähigkeit, sich den veränderten Bedingungen anzupassen (Anpassungskapazität) ab.“

In Abb. 51 wird der Vulnerabilitätsbegriff nach Isoard et al. (2008) anhand eines Schema-diagramms veranschaulicht.

3.2.1.2.4.1. Exposition

Die Exposition beschreibt, wie weit das betroffene System (z.B. Wasserkraftwerk) bestimmten Änderungen von Klimaparametern (Niederschlag, Temperatur etc.) ausgesetzt ist. Sie wird somit als Maß für die regionale Ausprägung globaler Klimaänderungen betrachtet (IPCC, 2007).

3.2.1.2.4.2. Sensitivität

Die Sensitivität gibt an, wie stark das betroffene System durch Klimaänderungen beeinflussbar bzw. veränderbar ist. Eine solche Veränderung kann sowohl positive als auch negative Auswirkungen zur Folge haben (IPCC, 2007).

3.2.1.2.4.3. Anpassungskapazität

Der Klimawandel und seine weitreichenden Folgen erfordern neben Maßnahmen zum Klimaschutz auch solche zur Anpassung (Austroclim, 2008). Die Anpassungskapazität ist ein

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Maß dafür, ob bzw. wie effektiv man die erwarteten Klimafolgen durch die Planung und Umsetzung von Anpassungsmaßnahmen bewältigen, abschwächen oder auch zum Vorteil nutzen kann (IPCC, 2007). Generell ist die Anpassungskapazität auch eine Frage der finanziellen Möglichkeiten. Daher werden Schutzmaßnahmen der Kraftwerksinfrastruktur gegenüber klimabedingten Naturereignissen (Hochwasser, Muren, etc.), welche besonders in Gebirgslagen durchaus notwendig sein können, bei Großanlagen wahrscheinlich eher ökonomisch vertretbar sein, als bei kleineren Anlagen.

Abb. 51: Schemadiagramm Vulnerabilitätsbegriff (Isoard et al., 2008: mod. durch IWHW, 2010).

3.2.1.2.5. Sicherheitsaspekte

Die Kategorie Sicherheitsaspekte umfasst die Kriterien Hochwasserschutz, Gefährdung des Kraftwerks durch Hochwässer und Gefährdung des Kraftwerks durch Hanginstabilitäten.

3.2.1.2.5.1. Hochwasserschutz

Bei Auftreten eines Hochwasserereignisses ist der Betrieb von Wasserkraftwerken durch behördliche Vorgaben genau geregelt. Insbesondere bei extremen Hochwässern liegt der Fokus in der schadlosen Bewältigung des Hochwassers. Die Stromerzeugung tritt in den Hintergrund (VEÖ, 2002).

Verschiedene Kraftwerkstypen tragen unterschiedlich zum Hochwasserschutz bei. So sind Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke (z.B. Kraftwerk Kaprun; Abb. 52, A) je nach Speicherfüllungsgrad in der Lage Wassermengen über einen längeren Zeitraum zurückzuhalten. Durch eine gezielte Abflussregelung kann die Hochwasserwelle im Fluss verzögert und gedämpft werden. Im Allgemeinen nimmt die hochwasserdämpfende Wirkung von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken zu, je größer die Pufferkapazität im Verhältnis zum Abfluss ist (OcCC, 2007).

Auch schwellbetriebsfähige Laufkraftwerke können kurzfristig gewisse Wassermengen aufstauen und zurückhalten. Bei extremen Hochwässern ist jedoch keine signifikante Abschwächung der Hochwasserwelle mehr möglich (VEÖ, 2002).

Aufgrund der gegebenen hydraulischen Zusammenhänge können die Stauräume der Kraftwerke an der Donau (z.B. Kraftwerk Freudenau; Abb. 52, B) nicht oder nicht maßgeblich für die Retention oder allgemeiner für eine aktive Beeinflussung von größeren Hochwasserwellen genutzt werden. Dies zeigten Ergebnisse aus dem Projekt „Retentionsraumanalysen an der

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österreichischen Donau in Zusammenhang mit der EU Hochwasserrichtlinie“ (Habersack et al., 2010a).

Abb. 52: A: Mooserboden Stausee Kraftwerk Kaprun (Verbund AG). B: Kraftwerk Freudenau (Verbund AG).

3.2.1.2.5.2. Gefährdung des Kraftwerks durch Hochwässer

Die vermehrte Besiedlung hochwassergefährdeter Regionen, die Ansammlung empfindlicher Werte in solchen Regionen sowie veränderte Umweltbedingungen führen zu einer verstärkten Gefährdung der Infrastruktur durch Hochwässern. Die Analyse und Dokumentation der Hochwasserereignisse 2002, 2005 und 2009 (Projekte FloodRisk, FloodRisk II und Hochwasserdokumentation 2009) zeigte, welches Gefahrenpotenzial von extremen Hochwasser-ereignissen ausgehen kann. Beispielsweise verursachten die Hochwasserereignisse in den Jahren 2002 und 2005 innerhalb Österreichs Schäden in der Höhe von ca. 3 Milliarden Euro (Habersack et al., 2009a).

Grundsätzlich sind Wasserkraftwerke so konzipiert, dass sie den Angriffen des Wassers standhalten. Das Auftreten extremer Hochwässer kann jedoch eine Kraftwerksanlage stark gefährden (Zerstörung von Kraftwerksteilen, Überflutung von Umspannwerken etc.; Abb. 53 und Abb. 54) bzw. den Betrieb beeinträchtigen (Hauenstein, 2009). Beispielsweise führte das Hochwasser 2002 zu einer Zerstörung des Kraftwerks Rosenburg am Kamp und das Hochwasser 2005 zur kompletten Flutung und teilweisen Zerstörung des Kraftwerks Reutte, wodurch ein erheblicher Schaden entstand (Habersack et al., 2009a; Habersack et al., 2004).

Ebenso von großer Bedeutung ist der finanzielle Schaden, der durch einen veränderten Kraftwerksbetrieb entstehen kann. Zur schadlosen Bewältigung eines Hochwassers können Betriebsunterbrechungen erforderlich sein. Infolgedessen ist in Zeiten geringerer Strom-erzeugung mit finanziellen Einbußen zu rechnen. So sank die Engpassleistung an der Donau an einem Tag während des Hochwasserereignisses 2002 im August auf das niedrigste Niveau seit Beginn der energiewirtschaftlichen Nutzung des Flusses. Mit 97 MW wurden lediglich 5% der gesamten Engpassleistung der Donau erbracht (Verbund AG, 2002).

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Abb. 53: Zerstörung des Kraftwerks Rosenburg am Kamp während dem Hochwasser 2002.

Abb. 54: Kraftwerk Bruggmühle bei Brehmgarten an der Reuss während dem Hochwasser 2005 (Hauenstein, 2009).

Zudem besteht bei Laufkraftwerken ein erhöhter Betriebsaufwand (Instandhaltungsmaßnahmen, Rechenräumungen etc.) während Hochwässern durch den zunehmenden Transport von Schwemmgut. Aufzeichnungen von Verbund AG untermauern, dass der Rechen- und Schwemmgutanfall an der Donau vorwiegend von den Abflussverhältnissen des Betrachtungszeitraumes abhängt. Wie in Abb. 55 (A) ersichtlich, wurde an der Donau in den Hochwasserjahren 2002 und 2005 mit ca. 15.000 t und 16.000 t deutlich mehr Schwemmgut transportiert als vergleichsweise im Jahr 2004 (Verbund AG, 2003-2007).

In Abb. 55 (B) ist das Ausmaß der Beeinträchtigung eines Kraftwerks in der Schweiz (Kraftwerk Bremgarten) durch Verklausung nach dem Hochwasser 2005 gut ersichtlich.

Auch bei Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken können Hochwasserereignisse in den Vorflutern Beeinträchtigungen der Betriebsweise (z.B. Rückhalt von Wassermengen zum Hochwasserschutz in den Vorflutern) hervorrufen.

www.winter-insurance.at

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Abb. 55: A: Rechengutanfall [t/a] an der Donau in den Jahren 2001 bis 2007 (Verbund AG 2003-2007; mod. durch IWHW, 2010); B: Aufräumarbeiten beim Kraftwerk Bremgarten nach dem Hochwasser 2005 (Hauenstein, 2009).

3.2.1.2.5.3. Gefährdung des Kraftwerks durch Hanginstabilitäten

Im Allgemeinen ist das Ausmaß der Gefährdung eines Kraftwerks durch Hanginstabilitäten stark von der Lage des Kraftwerks abhängig. Studien im Bereich der Klimawandelforschung belegen, dass es infolge des Klimawandels zu einem vermehrten Auftreten von großen Massen-bewegungen und Hanginstabilitäten in gebirgigen Lagen kommt (Hauenstein, 2008; OcCC, 2007; Schädler, 2010). Durch den Rückzug der Gletscher und das Auftauen des Permafrosts sammelt sich loser Schutt in Gletschervorfeldern, Gräben und Bachbetten an. Starkniederschläge bewirken in weiterer Folge eine zunehmende Mobilisierung der Feststoffe und können Murgänge und Steinschläge auslösen. Auch in niedrigeren Lagen ist mit einem erhöhten Eintrag von Feinsedimenten in Fließgewässer zu rechnen (Austrocknen von Bodenvegetation).

Die Gefährdung bzw. Beeinträchtigung der Wasserkraftwerke (insbesondere Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke) umfasst einerseits einen vermehrten betrieblichen Aufwand, der durch das erhöhte Feststoffpotenzial (Eintrag, Transport, Ablagerungen im Stauraum) verursacht wird. Andererseits können Murgänge und Rutschungen in Stauseen zu temporären Dammbildungen führen und daraus resultierende Schwallwellen beim Durchbruch dieser Dämme konstruktive Teile der Kraftwerksanlage zerstören (OcCC, 2007). In beiden Fällen ist mit finanziellen Einbußen (Reparatur- bzw. Instandhaltungsmaßnahmen, Betriebsunterbrechungen etc.) zu rechnen.

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3.2.1.3. Ökologie

Für den Sektor Ökologie wurden ausgewählte Kriterien der folgenden Kategorien definiert:

Abiotik Wassertemperatur, Wassertiefe, Gewässertrübe, Abfluss

Biotik Ökologischer Zustand, Artenvielfalt, Klimabedingte Veränderung von Lebens-gemeinschaften, Gefährdete bzw. besonders sensibel reagierende Arten und Lebensgemeinschaften

Die Kriterien Feststoffhaushalt und Sedimentdurchgängigkeit sowie Morphodynamik wurden in einem eigenen Kapitel (3.2.1.4) beschrieben.

3.2.1.3.1. Abiotik

3.2.1.3.1.1. Wassertemperatur

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb hervorgerufene Änderung der Wassertemperatur, Fischarten reagieren sensibel hinsichtlich Laichverhalten, Sauerstoff-Bedarf etc. (Jackson und Marmulla, 2000; Stanford und Ward, 2001; Baumann und Klaus, 2003; Cassin et al., 2003; Flodmark, 2004).

In Abb. 56 werden wesentliche Faktoren gegenübergestellt, welche die Wassertemperatur beeinflussen.

Abb. 57 veranschaulicht den Einfluss der Wassertemperatur auf die Bachforelle.

Abb. 56: Zusammenschau von Faktoren, welche die Wassertemperatur beeinflussen (nach Caissie, 2006; in Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht).

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Abb. 57: Einfluss der Wassertemperatur auf die Bachforelle (verändert nach Eliott, 1981; in Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht).

3.2.1.3.1.2. Wassertiefe

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb hervorgerufene Änderung der Wassertiefe, Fischarten und Altersklassen reagieren sensibel hinsichtlich Habitatwahl etc. (House, 2001; Flodmark, 2004; Schnell, 2004; Basler und AG, 2005).

In Abb. 58 wurde der Zusammenhang zwischen Habitatnutzung und Wassertiefe für verschiedene Fischarten an Laichplätzen in der Pielach dargestellt; in Abb. 59 für unterschiedliche Stadien (Laichfische, Larven, Adulte) der Nase.

Abb. 58: Zusammenhang von Habitatnutzung und Wassertiefe für die Fischarten Nase, Barbe und Huchen an Laichplätzen in der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen).

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Abb. 59: Habitateinnischung der Nase an Laichplätzen in der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen).

3.2.1.3.1.3. Gewässertrübe

Erhöhte Trübefracht im Gewässer durch Schwebstoffe und Ablagerungen im Speicher sowie Spülungen führen zu mechanischen Verletzungen an Fischen in verschiedenen Altersklassen (z.B. an den Kiemen), Stress etc. (McAllister et al., 2001; Baumann und Klaus, 2003; Schmutz, 2003).

Abb. 60 veranschaulicht den Zusammenhang zwischen dem Auftreten von Bachforellenlarven und dem eingetragenen Feinsediment.

In Abb. 61 ist die Trübung der Bolgenach bei einer Stauraumspülung abgebildet.

Abb. 60: Zusammenhang zwischen dem Auftreten von Bachforellenlarven und dem eingetragenen Feinsediment (< 0,63 mm = D063; nach Eberstaller et al., 1999, Gewässer- und fischökologisches Konzept Alpenrhein).

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Abb. 61: Trübung der Bolgenach infolge Stauraumspülung (© IHG).

3.2.1.3.1.4. Abfluss

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb Änderung des Abflusses, Fischarten in verschiedenen Altersklassen reagieren sensibel hinsichtlich Habitatwahl etc. (Moog et al., 1993; Erskine et al., 1999; Jackson und Marmulla, 2000; House, 2001; Osmundson et al., 2002; Arthington und Pusey, 2003; Baumann und Klaus, 2003; Halleraker et al., 2003; Pyrce, 2004; Reid, 2004; Schnell, 2004).

In Abb. 62 wurde die Habitateignung für die Bachforelle in verschiedenen Altersstadien und bei unterschiedlichen Abflusssituationen in der Restwasserstrecke des Kraftwerks Opponitz dargestellt.

Abb. 62: Habitateignung (Weighted Usable Area) für die Bachforelle in verschiedenen Altersstadien bei unterschiedlichen Abflusssituationen in der Restwasserstrecke Kraftwerk Opponitz (Ybbs; nach Zeiringer et al., 2010, Gewässerökologische Restwasserstudie am Kraftwerk Opponitz).

Abb. 63 zeigt den Zusammenhang von Fließgeschwindigkeit und Abfluss in der Bregenzerach.

Endbericht


Abb. 63: Schematischer Zusammenhang von Fließgeschwindigkeit und Abfluss in der Bregenzerach (Parasiewicz et al., 1997, Morphometrisch / hydraulische und fischökologische Nachuntersuchung des Kraftwerks Alberschwende Bregenzerach).

3.2.1.3.2. Biotik

3.2.1.3.2.1. Ökologischer Zustand

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb Verfehlung des guten ökologischen Zustands (Jackson und Marmulla, 2000; Bratrich und Truffer, 2001; House, 2001; Osmundson et al., 2002; Baumann und Klaus, 2003; Cassin et al., 2003; Oliveira et al., 2004).

In Abb. 64 ist der Zusammenhang zwischen dem ökologischen Zustand und dem prozentuellen Stauanteil der Wasserkörper in Österreich abgebildet.

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

Prozentanteil Stau pro Wasserkörper

Öko

logi

sche

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0 0-33 33-66 66-100n=512 n=134 n=11 n=21

y = 2.768795 + 0.014178 x

R2 = 0,97, p = 0,011

Abb. 64: Reaktion der Fischfauna auf den Belastungsfaktor Stau, gemessen am ökologischen Zustand (basierend auf NGP Daten, BMLFUW, 2010a; nach Schmutz et al., 2010, Ökologischer Zustand der Fließgewässer Österreichs).

Endbericht


3.2.1.3.2.2. Habitate

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb Verlust an Habitaten für Makrozoobenthos (MZB) und verschiedene Fischarten und Altersstadien (Jackson und Marmulla, 2000; Bratrich und Truffer, 2001; House, 2001; Osmundson et al., 2002; Baumann und Klaus, 2003; Cassin et al., 2003; Oliveira et al., 2004; Reid, 2004; Basler und AG, 2005).

Abb. 65 gibt einen Überblick über Habitateinnischung verschiedener Altersstadien der Nase an der Pielach.

Abb. 65: Habitateinnischung verschiedener Altersstadien der Nase an der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen).

3.2.1.3.2.3. Artenvielfalt

Durch Fehlen von Habitaten sowie Änderung der abiotischen Kriterien Reduktion der Artenvielfalt und Biodiversität (Jackson und Marmulla, 2000; Rieman und Dunham, 2000; McAllister et al., 2001; Kolbinger, 2002; Reid, 2004).

In Abb. 66 wird der Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Intensität anthropogener Eingriffe an vier österreichischen Flüssen dargestellt.

Abb. 67 veranschaulicht den Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Varianz der Maximaltiefen.

Präferenzindex

Endbericht


Abb. 66: Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Intensität anthropogener Eingriffe für 4 österreichische Flüsse (Schmutz et al., 2000, Methodische Grundlagen und Beispiele für die Bewertung der fischökologischen Funktionsfähigkeit österreichischer Fließgewässer).

Abb. 67: Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Varianz der Maximaltiefen (Jungwirth, 1991; Restrukturierungsprojekt Melk).

3.2.1.3.2.4. Klimabedingte Veränderungen von Lebensgemeinschaften

Durch Änderung von Abfluss, Wassertiefe und Wassertemperatur negative Auswirkungen auf MZB und Fische, v.a. sensible Altersstadien (Mohseni et al., 2003; Daufresne et al., 2004; Xenopoulos et al., 2005; Hari et al., 2006; Daufresne und Boët, 2007; Matulla et al., 2007; Burkhardt-Holm, 2009; Jonsson und Jonsson, 2009; Rijnsdorp et al., 2009).

In Abb. 68 ist der Zusammenhang zwischen Wassertemperatur und potenziellen Fischregionen abgebildet.

Abb. 69 zeigt den Zusammenhang zwischen der Wassertemperatur, dem Abfluss und dem Laich- bzw. Migrationsverhalten von Barbe und Nase in der Pielach.

Endbericht


11,2

13,5 13,9

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Potentielle Fischregion

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2001 2003 2005

Abb. 68: Zusammenhang zwischen mittlerer Wassertemperatur im August und der potenziellen Fischregion (Epirhithral, Metarhithral, Hyporhithral groß, Epipotamal mittel, Epipotamal groß) für 200 Probenstellen in Österreich in den Jahren 2001, 2003 und 2005 (Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht).

Abb. 69: Zusammenhang zwischen mittlerer Wassertemperatur, Abfluss und Laich- bzw. Migrationsverhalten von Barbe und Nase in der Pielach (Melcher und Schmutz, 2010, The importance of structural features for spawning habitat of nase Chondrostoma nasus (L.) and barbel Barbus barbus (L.) in a pre-Alpine river).

3.2.1.3.2.5. Gefährdete bzw. besonders sensibel reagierende Arten und Lebensgemeinschaften

Durch Stauhaltung, Restwasser und Schwellbetrieb sowie Klimawandel besonders starke negative Auswirkungen auf sensible Arten und Lebensgemeinschaften, häufig auch Verlust dieser Arten/Lebensgemeinschaften (Moog, 1993; Bratrich und Truffer, 2001; Baumann und Klaus, 2003; Halleraker et al., 2003; Schmutz , 2003).

Abb. 70 zeigt die Habitatansprüche am Beispiel der Äsche.

Endbericht


Abb. 70: Habitatansprüche im Lebenszyklus der Äsche (Thymallus thymallus) als Beispiel einer gefährdeten bzw. besonders sensibel reagierenden Art (verändert nach Sempeski und Gaudin, 1995; Jungwirth et al., 2003, Angewandte Fischökologie an Fließgewässern).

In Abb. 71 sind die Teillebensräume der Äsche schematisch dargestellt.

Abb. 71: Schematische Darstellung der Teillebensräume der Äsche im Maßnahmenbereich Spital (LIFE Projekt Drau, © IHG).

Endbericht


3.2.1.4. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie

An Flüssen treten verschiedene Problemstellungen auf, die in Zusammenhang mit dem Feststoffhaushalt und der Flussmorphologie stehen (Geschieberückhalt, Regulierungen, fehlende Sedimentdurchgängigkeit, Sohleintiefungen etc.; Habersack et al., 2011b). Im Zuge des vorliegenden Projektes werden ausschließlich Aspekte des Sektors Feststoffhaushalt / Flussmorphologie behandelt, die im Zusammenhang mit Wasserkraftwerken stehen.

Für den Sektor Feststoffhaushalt / Flussmorphologie wurden folgende Kriterien definiert:

Feststoffhaushalt und Sedimentdurchgängigkeit

Morphodynamik

3.2.1.4.1. Feststoffhaushalt und Sedimentdurchgängigkeit

Die Bedeutung des Feststoffhaushalts und der Sedimentdurchgängigkeit ist vielseitig. Aus flussmorphologischer Sicht sind der Transport, die Umlagerung und Sedimentation sowie Remobilisierung von Feststoffen im Flussschlauch und der Austausch (Ein- und Austrag) mit den Vorländern natürliche Phänomene eines sich im dynamischen Gleichgewicht befindenden Fließgewässers. Anthropogene Eingriffe in den Feststoffhaushalt, wie z.B. eine Einschränkung des Sedimenttransports durch Wasserkraftwerke (Verringerung bis Unterbindung des Sedimentkontinuums) führen zu einer zunehmenden Beeinflussung des Flusssystems. Eine Unterbrechung des Längskontinuums durch Wehranlagen von Laufkraftwerken zieht langfristig negative Auswirkungen wie z.B. Sohleintiefungen flussab der Wehre mit sich (BMLFUW, 2010a). Die kontinuierliche Eintiefung der Donausohle östlich von Wien zeigt z.B. die Problematik. Trotz Zugabe von Kies durch Verbund-AHP (im Mittel ca. 200.000 m³ pro Jahr) liegt der mittlere Materialaustrag pro Jahr bei 360.000 m³ (Strom-km 1880,0 -1921,0). Das fehlende Gleichgewicht zwischen Ein- und Austrag von Feststoffen in und aus der Staustrecke führt, kombiniert mit Auswirkungen der Regulierung und einer rückschreitenden Erosion, trotz Zugabe zu einer Sohlerosion von ca. 2 cm im Jahr (Mittelwert 2005 – 2009, Habersack et al., 2009b). Neben den wasserbaulichen Aspekten eines erhöhten Erosions- bzw. Versagensrisikos von Bauwerken, die im Bereich von Böschungen / Sohle fundieren, ist das fehlende Sedimentkontinuum als wesentlich für die Verschlechterung des ökologischen Zustandes unserer Fließgewässer anzusehen (weniger Sedimenteintrag führt zu einem Sedimentdefizit der betrachteten Strecke, in weiterer Folge zu Eintiefungstendenzen, Verlust dynamischer Schotterbänke und Gewässerstrukturen und einer Verschlechterung z.B. der Laichplatzqualität). An der Donau östlich von Wien drohen negative ökologische Folgen für den Nationalpark Donau-Auen (Absinken des Grundwasserspiegels, Entkopplung Au - Flusssohle, Trockenlegung der Seitenarme etc.; Habersack, 2009). Maßnahmen wie z.B. Gewässeraufweitungen oder Maßnahmen zur Geschiebebewirtschaftung fördern Annäherungen des Feststofftransports an die natürlichen Verhältnisse. Dadurch können etwaige Sohleintiefungen, Bauwerksunterspülungen im Unterwasser, Gefährdungen von wertvollen Bauwerken wie Brückenpfeilern oder ufernahen Infrastruktureinrichtungen verhindert werden. Neben dem Problem des oft fehlenden Sedimentkontinuums führen sowohl bei (Pump-) Speicherkraftwerken als auch bei Laufkraftwerken Ablagerungen von Sedimenten im Stauraum zu einer Reduzierung des Stauraumvolumens (De Cesare et al., 2001; Schleiss et al., 2010). Die Menge der eingetragenen Feststoffe ist von einer Vielzahl an Faktoren abhängig (Einzugsgebiet, Lage des Kraftwerks etc.). Während bei Laufkraftwerken die geringe Fließgeschwindigkeit in

Endbericht


Stauräumen zur Sedimentation von Sedimenten führt, basiert die Stauraumverlandung der hoch gelegenen Speicherseen vor allem auf dem Eintrag von Feinsediment (Schleiss et al., 2010). In beiden Fällen wird durch die zunehmende Verlandung das energiewirtschaftlich nutzbare Volumen sukzessive verringert (siehe Speicher Großsölk; Abb. 72). Die daher in regelmäßigen Abständen durchgeführten Stauraumspülungen zur Erhöhung des Stauraumvolumens können wiederum negative ökologische Auswirkungen als Folge haben. So führt ein enorm erhöhter Schwebstoffeintrag im Gewässer zu akuter Sauerstoffzehrung, mechanischer Störung der Kiemen und Haut von Fischen, Verlust von Habitaten (Ablagerungen) sowie einer möglichen Zerstörung von Laichplätzen durch Versiegelung (Jungwirth et al., 2003).

Abb. 72: Verlandung des Speichers Großsölk (Habersack et al., 2002).

Grundsätzlich gibt es viele Möglichkeiten des Stauraummanagements betreffend Feststoff-durchgängigkeit, wobei u.a. eine Optimierung zwischen technischen, ökonomischen und ökologischen Kriterien erforderlich ist (Abb. 73).

Abb. 73: Optimierung des Stauraummanagements aus (A) technischer, (B) ökonomischer und (C) ökologischer Sicht (Habersack et al., 2001).

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Endbericht


Es besteht noch ein großer Forschungsbedarf, um eine Optimierung des Stauraummanagements hinsichtlich Sedimentdurchgängigkeit oder zumindest Verringerung der Sedimentation zu erreichen (Abb. 74).

Abb. 74: Funktionalität des Stauraummanagements in Relation zum Spülintervall (Habersack et al., 2001).

Insbesondere bei Kleinwasserkraftwerken besteht aufgrund der geringen Fallhöhen, Ausführung der Wehranlagen etc. häufig eine geringere Unterbrechung des Feststoffkontinuums (Abb. 75).

Abb. 75: Beispiele für Wehranlagen von Kleinwasserkraftwerken (A) am Kamp und (B) an der Raab (Habersack et al., 2001).

Veränderungen des Feststoffhaushaltes in Bezug auf die global ansteigenden Lufttemperaturen sind im Vergleich zur Problematik eines fehlenden Sedimentkontinuums in ihren Auswirkungen auf die Fließgewässersysteme nachzureihen. Sie sind aber gerade in Wechselwirkung mit Kraftwerksnutzungen nicht zu vernachlässigen (siehe Kriterium Gefährdung des Kraftwerks durch Hanginstabilitäten). Einerseits führt das Schmelzen des Permafrostbodens bzw. das Abschmelzen der Gletscher zu einer Freigabe von durch den Gletscher aufbereiteten Sedimenten für die Erosion und zur Schaffung einer gesteigerten Erosionsrate entlang Seitenmoränen (Schädler, 2010). Andererseits kommt es vor allem durch das Austrocknen (Verdorren) von Bodenvegetation zu einem erhöhten Feinsedimenteintrag in Fließgewässer. Ausgetrockneter Boden ohne Erosionsschutz durch Vegetation kann sowohl durch Niederschläge

A B

Endbericht


als auch durch Winderosion abgetragen und in den Vorfluter transportiert werden. Erhöhter Feinsedimenteintrag verursacht vor allem im Kieslückenraum eine Reduktion der benötigten Durchströmung für benthische Makroinvertebrata bzw. ist auch verantwortlich für das vermehrte Faulen von Fischeiern (z.B. Bachforelle; Jungwirth et al., 2003). Allgemein ist die Energiewirtschaft gefordert, neuen Planungen und Anpassungen der Sedimentdurchgängigkeit stärkeres Gewicht zu geben. Dazu gehört auch die Entwicklung von Planungskriterien und Maßnahmen, die eine Optimierung von Anlagen z.B. im Bereich der Wasserkraft hinsichtlich Verbesserung des Sedimentkontinuums ermöglichen und gleichzeitig die vorgesehenen Nutzungen der Anlagen zulassen.

3.2.1.4.2. Morphodynamik

Die Entwicklung der Gewässermorphologie hängt stark vom übergeordneten Sedimenthaushalt bzw. dessen anthropogener Beeinflussung ab. Daher ist eine Betrachtung auf verschiedenen Skalenebenen sinnvoll. Ein Beispiel für einen skalenorientierten Ansatz ist das River Scaling Concept (Habersack, 2000). Dieses schlägt zuerst eine Betrachtung eines Problems in Form eines Downscalings von der kontinentalen / regionalen Skalenebene bis zur Punkt-Skalenebene vor, worauf ein Upscaling zur Findung bestgeeigneter Maßnahmen je Skala bis hin zum Einzugsgebietmanagement folgt. Das Downscaling folgt der hierarchischen Abhängigkeit der kleineren von der größeren räumlichen Skala (z.B. bestimmen die Geologie und Hydrologie im Einzugsgebiet den Feststoffhaushalt, der dann die Randbedingungen für Sohländerungen ergibt, welche wiederum die Entstehung von Sohlformen beeinflussen). Wesentliche Veränderungen der Gewässermorphologie resultieren einerseits aus Stauhaltungen (Aufstau) und andererseits aus sonstigen Veränderungen gewässermorphologischer Parameter im Zuge von Regulierungen, Begradigungen, Ufer- oder Sohlverbauungen (BMLFUW, 2010a). Die Kombination der Errichtung von Wasserkraftwerken, die einen Geschieberückhalt bewirken mit Regulierungen, Maßnahmen im Bereich der Wildbach- und Lawinenverbauung, Geschiebe-baggerungen im Fluss, Laufverkürzungen, Sohlbreitenreduktionen und Verhinderung von Seitenerosion ergab signifikante Eintiefungstendenzen. Bei Ausbleiben von Maßnahmen im Bereich der Sohlstabilisierung droht möglicherweise ein künftiger Sohldurchschlag auch an der Donau östlich von Wien (Habersack et al., 2009b). Ein solcher „schlagartiger“ Durchbruch der Flusssohle von quartären Schottern zu leichter erodierbaren feinen Sedimenten bestehend aus Sand, Ton und Schluff, konnte bereits im Jahr 1969 und lokal auch 2002 an der Salzach beobachtet werden (Abb. 76).

Abb. 76: Sohldurchschlag (A) an der Salzach 1969 (WRS) und (B) während des Hochwassers 2002 (WWA Traunstein, 2004; Habersack und Piegay, 2007).

A B

Endbericht


Das Grundkonzept der Maßnahmen z.B. an der Oberen Drau oder Grenzmur besteht aus der Überlegung, durch Erhöhung der wirksamen Sohlbreite bei Aufweitungsmaßnahmen einerseits die Sohleintiefung zu minimieren, andererseits eine Verstärkung der morphologischen Dynamik infolge des Entstehens von Sohlformen und Bänken zu erreichen (Abb. 77 und Abb. 78) und auch den Hochwasserschutz zu verbessern (besonders durch passiven Hochwasserschutz). Die Wirkung dieser Maßnahmen hängt vom Geschiebeeintrag aus dem Einzugsgebiet, den Zubringern und dem Oberlauf ab. Eine Reduktion durch Errichtung von z.B. Kraftwerken mit Unterbrechung des Sedimentkontinuums würde die Wirkung der Maßnahmen deutlich verringern und es könnte die Sohleintiefung in Summe wieder weitergehen.

Abb. 77: Aufweitungen (A) an der Drau und (B) Mur (Habersack et al., 2011b; Klösch et al., 2011).

A B

Endbericht


Abb. 78: Morphodynamik im Bereich Kleblach-Lind an der Oberen Drau (Habersack et al., 2010b).

Generell verändern Wasserkraftwerke die dynamische Eigenentwicklung (Reduktion morphodynamischer Prozesse; wie z.B. Umlagerungen) eines Fließgewässers (Habersack et al., 2011b; Habersack, 2009). Infolge eines modifizierten Feststoffhaushalts kann es zu Veränderungen des Transportregimes und der Fließgewässermorphologie hinsichtlich Gewässerbreite, Wasserführung, Fließgeschwindigkeit, Gefälle und Sohlschubspannung etc. kommen (Habersack et al., 2011b; Habersack, 2009). Insbesondere bei Laufkraftwerken können durch Überlagerung und Kolmation der ursprünglichen Bettsedimente (Jungwirth et al., 2003) Veränderungen der Flussbettstruktur im Stauraum festgestellt werden. Eine häufige Auswirkung sind an Strukturen und Habitaten arme Stauraumausformungen und monotone Gewässerlebensräume (Jungwirth et al., 2003). Zudem verändern sich in Ausleitungsstrecken sohlumlagernde Prozesse (Mürle, 2000). Laufende Erosions- und Anlandungsprozesse werden verringert, es kann z.B. Vegetation vordringen (bei Verringerung der sommerlichen Mittelwasserlinie), die eine erhöhte Rauigkeit mit verstärkter Sedimentation ergibt sowie eine Verfestigung des Substrates durch Wurzelbildung.

Endbericht


Der Einfluss von Wasserkraftwerken auf die Gewässermorphologie ist auch eng an den Kraftwerksbetrieb gekoppelt (neben Veränderung des Feststoffhaushaltes vor allem Schwalleinfluss). Bisherige internationale Studien untersuchten hauptsächlich die Beziehung zwischen Abfluss und verfügbaren Habitaten (Weighted Usable Areas – WUAs) für bestimmte Leitarten (Valentin et al., 1996; Heggenes, 1988; Vehanen et al., 2003; Bunt et al., 1999; Robertson et al., 2004; Harby et al., 2001; Freeman et al., 2001; Jowett und Dugney, 2000; Gibbins et al., 2001; Scruton et al., 2003). Nur wenige Arbeiten beschäftigen sich mit morphodynamischen Prozessen an der Gewässersohle (Baumann und Klaus, 2003). Gewässerspezifische Parameter (Gefälle, Tiefe, Querprofile, Breite, Abflussregime, Zubringer, Sohlsubstrat und Böschungsneigung) wurden von Baumann und Klaus (2003), Cushman (1985), Vehanen et al. (2003), House (2001) und Salveit et al. (2001) beschrieben, wobei in diesen Arbeiten keine Änderungen der Schwallszenarien bzw. die Wechselwirkung Flussmorphologie / Habitat schwalltypspezifisch bewertet wurden. Schlussfolgerungen aus morphologisch orientierten Studien waren, dass z.B. gröberes Substrat das Stranden von Fischen während der Sunkphase begünstigen würden (Flodmark et al., 2004).

Neue Untersuchungen zeigen, dass eine starke Wechselwirkung zwischen Schwall und Flussmorphologie besteht (Habersack et al., 2011a; Hauer et al. 2011a; Hauer et al., 2011b). Mittels numerischer Simulation und sedimentologischen Auswertungen in ausgewählten Schwallstrecken konnte nachgewiesen werden, dass die Rauigkeit eines Fließgewässers als entscheidend für mögliche instationäre Veränderungen bzw. daraus resultierenden ökologischen Beeinflussungen anzusehen ist. Hierbei ist es wichtig unterschiedliche Skalen bzw. flussmorphologische Typen zu betrachten. Auf der Abschnittsebene können beispielsweise höhere Formrauigkeiten, bedingt durch flussmorphologische Heterogenität, eine positive Beeinflussung der Dämpfung bzw. Reduktion der Abstiegsgeschwindigkeiten zeigen (Abb. 79). Auf der lokalen Ebene hingegen verursachen grobes Sohlsubstrat, und damit eine erhöhte Kornrauigkeit, eine Zunahme des Strandungsrisikos für Jungfische. Diese Vergröberungen des Sohlsubstrates zeigen in den Schwallstrecken, neben dem natürlichen Zusammenhang mit dem vorherrschenden Sohlgefälle, oft eine starke Wechselwirkung mit fehlendem Sedimentkontinuum bzw. den überlagernden Einflüssen durch Hochwasserregulierungen (Erhöhung der Sohlschubspannung durch Erhöhung des bordvollen Abflusses).

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Abb. 79: Unterschiede in der Schwalldämpfung bedingt durch flussmorphologische Variabilitäten (Sohlgefälle, Regulierungsgrad) beispielhaft dargestellt für die Simulation einer Einheitsschwallganglinie an den Flüssen Drau und Inn (Habersack et al., 2011a; Hauer et al., 2011b).

Endbericht


Jedoch gibt es auch Kenngrößen, die teilweise entkoppelt vom Sedimentregime auf ihre Klimasensitivität anzusprechen sind. Der Einfluss des Klimawandels kann vor allem bei jenen Flusstypen zu Veränderungen der morphologischen Grundstruktur (bordvolle Breite, bordvolle Tiefe) führen, die basierend auf dem maßgeblichen Korndurchmesser den Kies- und Feinkiesfraktionen zugeordnet werden. Verantwortlich für Veränderungen dieser Gewässertypen ist jedoch die Zunahme der Niederschläge („climate wetting“) und nicht eine Zunahme der Lufttemperatur („climate warming“; Ashmore und Church, 2001). Fließgewässer in den Oberläufen der Einzugsgebiete bzw. Gerinne mit einem steilen Sohlgefälle, die als bettbildendes Material Grobkies und Blöcke aufweisen, zeigen nur eine geringe morphologisch / morphodynamische Sensitivität gegenüber Änderungen des Klimas. Generell ist festzuhalten, dass klimabedingte Veränderungen der Flussmorphologie sehr stark von den hydrologischen Veränderungen (Frequenz der Hochwässer, Veränderungen des hydrologischen Regimes) abhängen. Änderungen in der Hydrologie unterliegen aber nur in großen Einzugsgebieten einer möglichen Beeinflussung durch den Klimawandel. In kleinen Einzugsgebieten überwiegen die Einflüsse von potenziellen Landnutzungsänderungen.

Endbericht


3.2.1.5. Sozioökonomie

Zur integrativen Bearbeitung wurden folgende Kriterien definiert:

Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten

Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten

Arbeitsplatzeffekte

Anhand der sozioökonomischen Kriterien wurde im Zuge der sektoralen Analyse eine Bewertung der einzelnen Wasserkraftwerkstypen durchgeführt. Eine detaillierte Beschreibung der einzelnen Kriterien findet sich in der Beschreibung der Bewertungsergebnisse in Kapitel 3.1.4. Aus Gründen der leichteren Lesbarkeit und Vollständigkeit werden die Definitionen dieser Kriterien nachstehend angeführt.

3.2.1.5.1. Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten

Dieses Kriterium stellt die in einem Jahr generierbaren Erlöse der jeweiligen Wasserkraftwerke bzw. Kraftwerkstypen den kalkulatorischen Jahreskosten (Investitionen, Revitalisierungen, Betrieb) gegenüber.

3.2.1.5.2. Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten

Dieses Kriterium stellt den in einem Jahr erreichbaren gesamtökonomischen Nutzen den kalkulatorischen Jahreskosten (Investitionen, Revitalisierungen, Betrieb) der betreffenden Wasserkraftwerke gegenüber. Unter gesamtökonomischem Nutzen werden hierbei nicht nur die Wertschöpfungseffekte aus Investitions- und Betriebskosten verstanden. Hinzugefügt werden ebenso betriebswirtschaftliche Erlöse der EVUs sowie der Marktwert an CO2-Zertifikaten, welche durch die Realisierung von Wasserkraft nicht mehr erworben werden müssen und somit der heimischen Volkswirtschaft keine Kosten aufbürden.

3.2.1.5.3. Arbeitsplatzeffekte

Dieses Bewertungskriterium stellt die Jahresbeschäftigungsverhältnisse einer spezifischen Anfangsinvestition dem durch diese Investition erreichten (zusätzlichen) Regelarbeitsvermögen gegenüber.

Endbericht


3.2.2. Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energie aus Wasserkraft und Ökologie

Im vorliegenden Kapitel werden die Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozio-ökonomie beschrieben (Abb. 80).

Durch die Darstellung der Vernetzungen in Form einer Matrix (Kapitel 3.2.2.1) können Zusammenhänge zwischen sektoralen Kriterien analysiert werden. Die vertiefende Darstellung ausgewählter Kausalketten (Kapitel 3.2.2.2) ermöglicht es zudem komplexe Zusammenhänge zu interpretieren.

Abb. 80: Darstellung der Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozioökonomie.

3.2.2.1. Vernetzungsmatrix

Im vorliegenden Kapitel werden sektorale Zusammenhänge mit Hilfe der Vernetzungsmatrix dargestellt. Die Matrix dient als Orientierungshilfe zur Analyse und Bewertung komplexer Zusammenhänge. Sie soll als Grundlage zur Beurteilung der Wechselwirkungen fungieren.

Allgemein konnte festgestellt werden, dass zahlreiche Vernetzungen zwischen den sektoralen Kriterien bestehen. Diese hängen häufig über Wirkungsketten zusammen.

In den folgenden Abbildungen (Abb. 81 bis Abb. 88) sind jeweils Ausschnitte der gesamten Matrix dargestellt. Eine Analyse ausgewählter Zusammenhänge erfolgt in Kapitel 3.2.2.2.

In Abb. 81 ist der Einfluss der Kriterien des Sektors Klimawandel auf jene des Sektors Energiewasserwirtschaft dargestellt. Die Zunahme der Hochwasserereignisse hat beispielsweise einen starken indirekten Einfluss auf die Kriterien Grundlastdeckung und Spitzenlastdeckung, da

Endbericht


es bei extremen Hochwässern zu einer Unterbrechung des Kraftwerksbetriebs kommen kann und somit der Beitrag zur Deckung der Grund- bzw. Spitzenlast beeinträchtigt wird.

Anmerkung: Die Kriterien Restwasser, Schwall, Herstellung der Fischpassierbarkeit und Herstellung der Feststoffdurchgängigkeit sind Kriterien der Kategorie Auswirkungen der EU-WRRL (Kapitel 3.2.1.2.3) und beziehen sich daher ausschließlich auf Einschränkungen der Energiewasserwirtschaft in Bezug zur EU-WRRL (Blickwinkel Energiewasserwirtschaft).

Abb. 81: Einfluss Klimawandel auf Energiewasserwirtschaft.

Die folgende Abb. 82 zeigt den Einfluss der Kriterien der Sektoren Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf jene des Sektors Energiewasserwirtschaft. Beispielsweise vermindert wirksamer Hochwasserschutz durch Kraftwerke das Risiko von wetterbedingten volkswirtschaftlichen Schäden. Daher wurde eine moderate indirekte Vernetzung in der Matrix angegeben.

In Abb. 83 ist der Einfluss der Kriterien des Sektors Klimawandel auf jene des Sektors Ökologie dargestellt. So führt beispielsweise die Abnahme der Niederschläge im Sommer zu einer Abflussverringerung und Gewässererwärmung, wodurch es wiederum zu einer Beeinflussung der Artenvielfalt kommt; z.B. Abnahme rheophiler (strömungsliebender) und intoleranter Arten (hinsichtlich O2-Verringerung) bzw. Zunahme toleranter Arten (Potamalisierung).

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Endbericht


Abb. 82: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf Energiewasserwirtschaft.

Abb. 83: Einfluss Klimawandel auf Ökologie.

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Endbericht


Abb. 84 zeigt den Einfluss der Kriterien des Sektors Energiewasserwirtschaft auf jene des Sektors Ökologie. Beispielsweise hat Schwellbetrieb einen starken direkten Einfluss auf Wassertemperatur, Wassertiefe und Abfluss (häufige Schwankungen) sowie einen starken indirekten Einfluss auf Kriterien wie Gewässertrübe (erhöhte Trübe durch Schwall- und Spülstöße), ökologischer Zustand (Verschlechterung), Habitate (Änderung der Habitat-verfügbarkeit), Artenvielfalt (Änderung), klimabedingte Veränderungen von Lebens-gemeinschaften (Auftreten additiver Effekte; Restwasser und klimabedingte Erhöhung der Temperatur) und gefährdete bzw. besonders sensibel reagierende Arten und Lebens-gemeinschaften (Abnahme bzw. Wegfall sensibler Arten, Gilden und Altersklassen).

Die Herstellung der Feststoffdurchgängigkeit würde zu einer Verbesserung des ökologischen Zustands durch Änderung der Habitatverfügbarkeit für z.B. lithophile Arten (Kieslaicher) führen. Daher wurde in der Matrix eine starke indirekte Vernetzung eingetragen.

Abb. 84: Einfluss Energiewasserwirtschaft auf Ökologie.

In Abb. 85 wird der Einfluss der Kriterien der Sektoren Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf jene des Sektors Ökologie abgebildet.

Abb. 86 zeigt die Vernetzungen des Sektors Klimawandel mit jenen des Sektors Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie. Vermehrte Niederschläge im Winter und weniger Niederschlag im Sommer führen beispielsweise zu einer saisonalen Verlagerung der Stromproduktion von Laufkraftwerken (veränderte betriebswirtschaftliche Rahmenbedingungen).

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Abb. 85: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf Ökologie.

Abb. 86: Einfluss Klimawandel auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie.


Morphodynamik



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Endbericht


Abb. 87 gibt einen Überblick über mögliche Vernetzungen der Sektoren Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie.

Aus dem Blickwinkel der Sozioökonomie sind betriebswirtschaftliche Erlöse der Wasserkraft-werke stark vom Kriterium Feststoffhaushalt und Sedimentdurchgängigkeit abhängig. Die mäßige Sedimentdurchgängigkeit von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken führt zu Verlandungen der Stauräume und zur Reduktion des nutzbaren Speichervermögens. Folglich sind reduzierte betriebswirtschaftliche Erlöse zu erwarten (Vernetzung: stark indirekt).

Andererseits kann durch entsprechend optimierte Planung und Einsatz neuer Bautypen von Wasserkraftwerken durch Reduktion der betriebswirtschaftlichen Erlöse eine Verbesserung des Sedimentkontinuums erreicht werden (z.B. Häufigkeit von Spülungen, Dichteströme). Infolge der verbesserten Sedimentdurchgängigkeit wird auch die Morphodynamik der Fließgewässer verbessert (Vernetzung: stark indirekt).

Abb. 87: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie auf Sozioökonomie bzw. Einfluss Sozioökonomie auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie.

Abschließend wird in Abb. 88 der Einfluss der Kriterien des Sektors Energiewasserwirtschaft auf jene der Sektoren Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie dargestellt.

Beispielsweise beeinflussen Restwasserregelungen die Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken und haben somit einen moderaten indirekten Einfluss auf betriebswirtschaftliche Erlöse und gesamtökonomischen Nutzen.

Ebenso haben umweltschutzrelevante Investitionen zur Herstellung der Fischpassierbarkeit einen moderaten bzw. starken indirekten Einfluss auf sozioökonomische Kriterien: Sie erhöhen die Kosten bzw. vermindern die betriebswirtschaftlichen Erlöse und vermindern daher die Erlöse-Kosten-Relation. Für Kleinwasserkraftwerke werden sehr hohe Kosten erwartet (siehe Stigler et al., 2005). Hinsichtlich gesamtökonomischen Nutzens, erhöhen Investitionen im Bereich Umweltschutz aufgrund der hohen relativen inländischen Wertschöpfung des Sektors Bau, überproportional die Wertschöpfungseffekte, gemessen an anfallenden Kosten. Zudem führt die


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Fluss-morphologie

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Endbericht


Herstellung der Fischpassierbarkeit zu einem temporären Bauaufwand im Zuge des Baus bzw. Umbaus der Kraftwerksanlagen.

Abb. 88: Einfluss Energiewasserwirtschaft auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie.

3.2.2.2. Diskussion kausaler Zusammenhänge

In den folgenden Abbildungen (Abb. 89 bis Abb. 91) sind ausgewählte Kausalketten dargestellt.

Abb. 89: Kausalkette Klimawandel – Abfluss – Wasserkraftwerke – Versorgungssicherheit.

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Klimawandel

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Endbericht


Abb. 90: Kausalkette Klimawandel – KW-Staustrecken – Ökosysteme – Ökologischer Zustand.

Abb. 91: Kausalkette Klimawandel – Feststoffhaushalt – Kraftwerksspeicher – Kraftwerksbetrieb.

3.2.2.3. GIS-basierte Kartendarstellungen

Ziel der GIS-basierten Analysen war es, die Komplexität der Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft und Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) österreichweit auf räumlicher Ebene zu verdeutlichen. Durch Überlagerung verschiedener Kartenelemente (Shape-Files; Kapitel 2.2.4) wurden Karten erstellt, die zur unterstützenden Analyse bestehender Wasserkraftwerke und zukünftiger Kraftwerksprojekte verwendet werden können. Dadurch können beispielsweise Standorte identifiziert werden, die vom Klimawandel künftig stärker betroffen sind oder Bereiche aufgezeigt werden, in denen durch veränderte Abflussverhältnisse eine Verschärfung der Restwassersituation zu erwarten ist.

In den folgenden Abbildungen (Abb. 92 bis Abb. 95) inden sich Beispiele von Karten. Die dargestellten Karten sind Bestandteil des Web-DSS und werden im Online Tool „GIS-Kartendarstellungen“ (Kapitel 4.2.3.2) verfügbar sein.

Klimawandel

Feststoffhaushalt

Kraftwerksspeicher

Kraftwerksbetrieb


Vermehrter Feststoffeintrag in Speicherbecken und -seen Zunehmende

Speicherverlandung

Ansammlung von Schutt in Gletschervorländern

Reduktion des nutzbaren Speichervermögens

Klimawandel

KW-Staustrecken

Ökosysteme

Ökologischer Zustand


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…

Monotonisierung des Lebensraums

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Änderung der Habitate

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Endbericht


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Endbericht


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3.2.3. Steckbriefe der Wasserkraftwerkstypen

Durch die Kraftwerks-Steckbriefe wurde eine Informationsgrundlage zur objektiven Beurteilung existierender Wasserkraftwerkstypen in Österreich geschaffen. Details zur Erstellung der Steckbriefe können Kapitel 2.2.3 entnommen werden.

In Abb. 96 ist jeweils die erste Seite der Steckbriefe des Kraftwerkstyps „Kleinwasserkraftwerk / Laufkraftwerk / Flusskraftwerk / Laufbetrieb“ beispielhaft abgebildet.

Alle Steckbriefe (inkl. Erläuterungen) finden sich im Anhang des vorliegenden Endberichts.

Abb. 96: Kraftwerks-Steckbriefe des Typs „Kleinwasserkraftwerk / Laufkraftwerk / Flusskraftwerk / Laufbetrieb“ der Sektoren (A) Energiewasserwirtschaft, (B) Ökologie, (C) Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und (D) Sozioökonomie.

Die Kraftwerks-Steckbriefe sind ein wesentlicher Bestandteil des Web-DSS und werden online (Web-DSS) zum Download bereitgestellt (Kapitel 4.2.1).

Endbericht


4. Web-basiertes Decision Support System

4.1. Überblick über den Inhalt

Das web-basierte Decision Support System (Web-DSS; Abb. 97) ist eine Informations-, Analyse- und Diskussionsplattform zur Beurteilung der Wechselwirkungen zwischen Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie und Sozioökonomie.

Neben der objektiven und transparenten Darstellung wesentlicher Projektsinhalte (z.B. Kraftwerkstypen und Steckbriefe, Vernetzungsmatrix) verfügt das Web-DSS über Online Tools, mit denen der User individuelle Abfragen durchführen kann.

Das Web-DSS richtet sich in erster Linie an Entscheidungsträger, Universitäten, Kraftwerksplaner, Betreiber, Interessensvertretungen, Sachverständige und die Bevölkerung und wird im Herbst 2011 online gehen.

Abb. 97: Mögliche Visualisierung des Web-DSS.

4.2. Funktionen

4.2.1. Kraftwerkstypen und Steckbriefe

Im Web-DSS können die im Zuge des Projektes erarbeiteten Kraftwerks-Steckbriefe der verschiedenen Typen und Sektoren (Kapitel 3.2.3) auf Basis des Klassifikationsschemas der österreichischen Wasserkraftwerke ausgewählt und heruntergeladen werden. Dafür steht eine benutzerfreundliche Auswahlmaske zur Verfügung.

Endbericht


4.2.2. Dynamische Vernetzungsmatrix

Die Vernetzungsmatrix (Kapitel 3.2.2.1) wurde im Web-DSS als dynamische Variante realisiert. Dabei kann der User die anzuzeigenden Kriterien individuell zusammenstellen.

4.2.3. Online Tools

4.2.3.1. Wasserkraft Kalkulator

Mit Hilfe des Wasserkraft Kalkulators (Abb. 98) kann berechnet werden, wie viele neue Wasserkraftwerke auf Basis der derzeitigen Kraftwerksverteilung in Österreich für bestimmte Ausbauziele erforderlich wären und welchen Beitrag diese zur Deckung von Ausbauzielen haben.

Der Wasserkraft Kalkulator kann demnach als Grundlage für zukünftige Entscheidungen im Bereich Energiewasserwirtschaft fungieren. So kann das Online Tool beispielsweise zur Umsetzung der Energiestrategie Österreich (2010), in der ein Wasserkraftausbau von 3,5 TWh vorgesehen ist, Anwendung finden.

Der Wasserkraft Kalkulator verfügt über zwei Abfragemöglichkeiten: Bei der ersten Abfragevariante kann der User den prozentuellen Anteil verschiedener Wasserkraftwerkstypen wählen und erhält als Ergebnis die durchschnittliche Anzahl der Wasserkraftwerkstypen zur Erreichung des gewählten Ausbauziels. Bei der zweiten Abfragevariante gibt der User an, wie viele Wasserkraftwerke von welchem Typ zukünftig gebaut werden sollen. Zudem kann optional ein projektierter Wert des Regelarbeitsvermögens einzelner Kraftwerke angegeben werden. Als Output wird das aufsummierte Regelarbeitsvermögen der gewählten Kraftwerkstypen und der Beitrag zur Erreichung des Ausbauziels berechnet.

Abb. 98: Mögliche Visualisierung des Wasserkraft Kalkulators. Darstellung der ersten Abfragevariante: „Berechne Anzahl der Wasserkraftwerke“.

Endbericht


Bei beiden Varianten kann das Ausbauziel frei gewählt werden. Es kann jedoch maximal der Wert 7 TWh eingegeben werden, da es sich hierbei um das maximale Ausbaupotenzial bis 2020 (siehe Maßnahmenliste der Energiestrategie Österreich 2010) handelt.

Außerdem kann der User bei beiden Abfragevarianten den Ausbau auf Basis von Szenarien (Szenario „Laufkraftwerke“, Szenario „Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke“, Szenario „Kleinwasserkraftwerke“, „Mixed-Szenario“; Kapitel 2.1.2.3) berechnen oder ein individuelles Szenario des theoretischen Wasserkraftausbaus erstellen.

Die Besonderheit des Kalkulators liegt darin, dass ergänzend durch Auswahl zukünftiger Stromzuwachsraten (z.B. 1%, 2%), der jeweilige Beitrag der theoretischen Ausbauszenarien zur Deckung des Stromzuwachses ermittelt werden kann.

Als Berechnungsgrundlage dienen die aktuell in das Stromnetz einspeisenden Wasserkraftwerke aus der Betriebsstatistik und Herkunftsnachweisdatenbank der E-Control (2010a, Kapitel 2.1.2.1).

4.2.3.2. GIS-Kartendarstellungen

Das Online Tool „GIS-Kartendarstellungen“ bietet dem User die Möglichkeit aktuelle, themenrelevante Karten nach individuellen Einstellungen überlagert darzustellen. Neben allgemeinen Basisinformationen (z.B. Grenzen, Flüsse und Seen) verfügt das Tool über eine Vielzahl an aktuellen, GIS-basierten Kartenelementen der Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie und Feststoffhaushalt / Flussmorphologie (Kapitel 2.2.4).

Allgemeine Informationen zum Tool:

Der User kann frei wählen, welche Karten überlagert werden.

Grundsätzlich werden die Kartenelemente in folgender Reihenfolge dargestellt: Punkte über Linien über Flächen (Polygonen).

Informationen zum Karteninhalt (Legende) und der Datenquellen werden automatisch generiert.

4.2.4. Downloads

Im Download-Bereich des Web-DSS können ausgewählte Dokumente (Publikationen, Kraftwerks-Steckbriefe) heruntergeladen werden.

Endbericht


5. Diskussion und Schlussfolgerungen

Die Schlussfolgerungen des Projektes DSS_KLIM:EN gliedern sich in Schlussfolgerungen der sektoralen Analysen (Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Sozioökonomie) sowie übergeordnete Schlussfolgerungen aus der integrativen Bearbeitung.


5.1.1. Klimawandel

Beim Niederschlag muss man von einer Verlagerung der Niederschläge vom Sommerhalbjahr ins Winterhalbjahr ausgehen. Die Jahresniederschlagssumme bleibt in etwa konstant. Das ganze Jahr hindurch ist mit einer Zunahme der Niederschlagsintensität zu rechnen. Während der Sommermonate ist mit einer Abnahme der Niederschlagshäufigkeit zu rechnen; die Häufigkeit von Trockenperioden wird zunehmen. Es gibt auch einige Anzeichen, dass die Niederschlagsvariabilität von Jahr zu Jahr im Sommer zunehmen wird. Also generell eher deutlich trockenere Sommer, aber dazwischen immer wieder „verregnete“ Sommer.

Der in Österreich zu erwartende Temperaturanstieg führt direkt zu einer Verlängerung der Vegetationsperiode und damit zu einem früheren Einsetzen und einem späteren Ende der Transpiration der Pflanzen. Diese Effekte werden besonders im Bergland, wo auch ein stärkerer Temperaturanstieg möglich sein könnte, relevant. Der Temperaturanstieg führt ebenfalls zu einem geringeren Schneeanteil in tiefen und mittleren Lagen.

Für das Abflussverhalten der Flüsse bedeutet dies eine Vorverlegung und Verringerung der Schneeschmelze. Das Abflussminimum im Winter wird reduziert und die Abflussspitze wird früher erreicht. Durch den Anstieg der Evapotranspiration wird der Gesamtabfluss reduziert. Während der Sommermonate muss man deutlich früher und stärker mit Niedrigwasserständen rechnen. Diese werden speziell in Gletschereinzugsgebieten Werte erreichen, die man derzeit aufgrund der „Gletscherspende“ nicht kennt. Da die Wassertemperatur hauptsächlich durch die Lufttemperatur und die Abflussmenge bestimmt wird, ist auch mit einem starken Anstieg der Wassertemperaturen während sommerlicher Trockenperioden zu rechnen.

Aufgrund der Zunahme der Niederschlagsintensität und der Abnahme der Schneedecke ist mit einer Abnahme der Infiltration des Niederschlags in den Boden zu rechnen. Gleichzeitig erfolgt durch den Temperaturanstieg direkt und durch die Verlängerung der Vegetationsperiode eine Zunahme der Transpiration. Gemeinsam mit der generellen Niederschlagsabnahme im Sommer muss man von einer starken Abnahme des Bodenwassergehaltes und damit eine Abnahme der Quellschüttungen von oberflächennahen Quellen ausgehen.

Hinsichtlich Hochwasser ist mit einer Verlagerung des Hochwasserrisikos in den Winter und Frühling zu rechnen, eine generelle Aussage über die Veränderung des Hochwasserrisikos für ganz Österreich ist nicht möglich. Die Wahrscheinlichkeit für kleinräumige Überflutungen dürfte jedoch aufgrund der steigenden Niederschlagsintensität zunehmen.

Endbericht



Auf sektoraler Ebene können folgende Schlussfolgerungen gezogen werden:

Es wurde ein Überblick über den Status Quo der Wasserkraft-Situation in Österreich gegeben:

Das jährliche Gesamtregelarbeitsvermögen der in das Stromnetz einspeisenden Wasserkraftwerke liegt derzeit bei 39.432 GWh (E-Control, 2010a). Bei theoretischer Hinzunahme der Eigenbedarfsanlagen werden noch zusätzlich mindestens 1.739 GWh Strom in Österreich produziert.

Gemäß Rechtsbestand (Wasserbücher und Kraftwerkslisten der Länder) existieren aktuell 5.227 Wasserkraftwerke in Österreich. Davon sind 2.619 Kraftwerke der E-Control gemeldet (E-Control, 2010a). Folglich werden 2.608 Wasserkraftwerke als Eigenbedarfs-anlagen geführt.

Der Anteil der Kleinwasserkraftwerk (Engpassleistung ≤ 10 MW) am Gesamtregel-arbeitsvermögen beträgt derzeit ca. 12%.

Bezogen auf die Kraftwerksanzahl generieren aktuell 6% der Wasserkraftwerke 88% des Gesamtregelarbeitsvermögens in Österreich. Umgekehrt werden mit zahlenmäßig ca. 84% der Kraftwerke (Kleinstkraftwerke ≤ 1 MW) 4% des Regelarbeitsvermögens erbracht.

Eine Gegenüberstellung der Klein- und Großwasserkraftwerke zeigt unterschiedliche prozentuelle Verteilungen bei Kraftwerkstyp, Speichervermögen, Lage des Krafthauses und Betriebsweise.

Eine gewässerbezogene Betrachtung ergibt das größte aufsummierte Regelarbeits-vermögen der Laufkraftwerke an der Donau, gefolgt von den Flüssen Inn, Drau, Enns und Ill. Die größte Kraftwerksdichte wurde hingegen an den Flüssen Alm, Große Isper und Kleine Ybbs festgestellt.

Auf Basis eines entwickelten Klassifikationsschemas der Wasserkraftwerke konnten 20 verschiedene Wasserkraftwerkstypen in Österreich definiert werden.

Durch Einrichtung einer GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank konnte ein räumlicher Überblick über die Verteilung der österreichischen Wasserkraftwerke gegeben werden. Die Erhebung der österreichischen Kleinwasserkraftwerke im Zuge des Projektes ermöglichte zudem erstmals eine flächendeckende Darstellung der Wasserkraftwerke ≤ 10 MW.

Basierend auf den derzeit einspeisenden Wasserkraftwerken (E-Control, 2010a) konnten theoretische Wasserkraft-Ausbauszenarien gebildet werden, die als Grundlage zur Umsetzung der Energiestrategie Österreich (2010) in Form eines Wasserkraft Kalkulators zur Verfügung stehen.

Es wurde die Bedeutung bzw. Sensitivität der Wasserkraft in Bezug auf den Klimawandel untersucht. Dabei wurde festgestellt, dass die Wasserkraft je nach Kraftwerkstyp unterschiedlich vulnerabel ist und daher eine kraftwerkstyp-spezifische Betrachtung erforderlich ist. Insbesondere in den Themenbereichen Feststoff-durchgängigkeit und Schwall besteht Forschungsbedarf hinsichtlich einer Kraftwerks-Optimierung.

Endbericht


5.1.3. Ökologie

Die in dieser Arbeit dargestellten sektoralen Ergebnisse lassen folgende Schlussfolgerungen zu:

Die hydromorphologischen Belastungen, insbesondere der hohe Ausbaugrad durch die Wasserkraft, sind wesentliche Ursache für den derzeit unzureichenden ökologischen Zustand österreichischer Fließgewässer.

Ein weiterer Ausbau der Wasserkraft wird zu einer fortschreitenden Verschlechterung des ökologischen Zustands in den betroffenen Gewässerabschnitten/Wasserkörpern führen. Beim geplanten Ausbau von 3,5 TWh sind dabei in Summe vergleichsweise lange Fließstrecken betroffen.

Die wenigen verbliebenen Fließstrecken größerer Fließgewässer, die sich noch im guten Zustand befinden (z.B. Mur, Lech), sollten grundsätzlich von jeglichen Überlegungen einer weiteren Kraftwerksnutzung ausgenommen werden, da sie überregionale Bedeutung nicht nur aus ökologischer Sicht, sondern auch hinsichtlich vielfältiger anderer Ecosystem-Services für den Menschen besitzen (z.B. Tourismus, Naherholung); ein Aspekt der im Vergleich zu den USA oder Skandinavien in Österreich noch immer viel zu wenig Bedeutung erfährt.

Unterschiedliche Ausbauvarianten führen zu sehr divergierenden ökologischen Auswirkungen. Daher sollten auf Länder- und Bundesebene klare Rahmenbedingungen geschaffen werden, damit ein unkontrollierter Ausbau mit hohen ökologischen Einbußen verhindert wird. Da das Potenzial an naturbelassenen Flusslandschaften in Österreich schon sehr limitiert ist, sollten nur jene Varianten bzw. Erhöhungen des Ausbaugrads weiter verfolgt werden, die lediglich geringfügige ökologische Beeinträchtigungen mit sich bringen.

Die Bedeutung der longitudinalen und lateralen Konnektivität im Fließgewässerkontinuum ist stark von der sog. Strahlwirkung abhängig. Das Konzept der Strahlwirkung (DRL, 2008) basiert auf der Annahme, dass naturnahe Gewässerabschnitte eine positive Wirkung auf den ökologischen Zustand angrenzender, weniger naturnaher Abschnitte, wie z.B. Staustrecken, besitzen. Der Grund für die positive Wirkung liegt in der aktiven und passiven Migration von Tieren und Pflanzen mit hohem Ausbreitungspotenzial. Durch Gewässerabschnitte mit typgerechten hydromorphologischen Bedingungen (sog. Trittsteinen) kann die Reichweite der Strahlwirkung (sog. Strahlweg) verlängert und der ökologische Zustand verbessert werden. Es ist davon auszugehen, dass Staustrecken, Abschnitte mit starken Abflussschwankungen (z.B. Schwellbetrieb) sowie von Querbauwerken beeinflusste Gewässerabschnitte zu einer Verkürzung des Strahlwegs und Verschlechterung des ökologischen Zustands führen (DRL, 2009).

Das im Zuge des vorliegenden Projektes entwickelte Modell „Staueinfluss“ ist ein wirksames Instrument zur Analyse der Auswirkung von Staustrecken auf Ebene von Wasserkörpern. Es zeigt sich, dass bis zu ⅓ Stauanteil aufgrund der Strahlwirkung der ungestauten Anteile des Wasserkörpers der ökologische Zustand nur geringfügig schlechter ist als in Wasserkörpern ohne Staueinfluss. Ab > ⅓ Stauanteil verschlechtert sich jedoch der ökologische Zustand gravierend und die Strahlwirkung verliert ihre Bedeutung.

Bis zum Jahr 2015 bzw. 2021 sind lediglich geringfügige Verbesserungen des ökologischen Zustands infolge von Sanierungsmaßnahmen zu erwarten. Laut BMLFUW (2010a) soll das Verbesserungsgebot der EU-WRRL in diesem Zeitraum nur insofern

Endbericht


wirksam werden, als dass in den natürlichen Gewässern nur 3% (2015) bzw. 11% (2021) der Gewässer wieder den „guten Zustand“ erlangen werden. Findet ein weiterer Ausbau der Wasserkraft ohne gesamtheitliche Strategie statt, ist davon auszugehen, dass sich der ökologische Zustand insgesamt trotz Sanierungsmaßnahmen in diesem Zeitraum verschlechtern wird, da die negativen Einflüsse durch neue Kraftwerke die positiven Wirkungen der Sanierungsmaßnahmen übertreffen werden.

So wie das Potenzial naturbelassener Flusslandschaften ist auch das verfügbare Wasserkraftpotenzial in Österreich limitiert. Ein geplanter Ausbau von 3,5 TWh (inkl. Effizienzsteigerungen) deckt den Mehrbedarf an Strom lediglich für eine Zeitspanne von 3,5 Jahren ab, wenn von einem durchschnittlichen jährlichen Mehrverbrauch von ca. 1 TWh wie in den letzten Jahren (Statistik Austria) ausgegangen wird.

Die hier dargestellten Ergebnisse verdeutlichen die Notwendigkeit einer übergeordneten und gesamtheitlichen Betrachtungsweise bei der Festlegung zukünftiger Wasserkraftnutzungen nach Kraftwerkstyp und -standort. Nur so wird auch dem Grundsatz der Flusseinzugsgebiets-betrachtung lt. EU-WRRL entsprochen. Die Berücksichtigung des bereits bestehenden Schutzgrades zahlreicher Fließgewässer ist dabei unabdingbar.

Nur auf Basis genannter Grundlagen und ihrer verbindlichen Berücksichtigung ist ein fach- und interessensübergreifend abgestimmter, integrativer Plan („Masterplan“) erstellbar. Dieser müsste eine rechtlich verbindliche Grundlage und ein bundesweit einheitliches Instrument für landesspezifische Regionalprogramme sein (BMLFUW, 2010a).


Die sozioökonomische Bewertung verschiedener Arten von Wasserkraft basiert auf einer kriteriengestützten, quantitativen Nutzen-Kosten-Analyse. Die auf Grundlage der zur Verfügung stehenden Datenbasis getätigten Aussagen wurden auf deren statistische Signifikanz getestet. Priorität wurde dabei auf die Robustheit der Aussagen gelegt, was in Teilbereichen auch zu Lasten einer detaillierten Unterscheidung von Kraftwerkstypen ging. Ein umfangreicherer Zugang zu statistischen Daten würde jedoch wahrscheinlich auch zu einer besseren Unterscheidung von Kraftwerkstypen führen.

Zu beobachten ist die schlechtere Bewertung von kleinen Laufkraftwerken im Vergleich zur Großwasserkraft, auch wenn eine statistisch signifikante Unterscheidung von kleinen Laufkraftwerken nicht bei jedem Kriterium für alle Typen von Großwasserkraft möglich ist. Keine bzw. nur am Rande der statistischen Zulässigkeit möglichen Unterscheidungen können für die einzelnen Typen von Großwasserkraftwerken getätigt werden. Dies ist vor allem auch deswegen nicht verwunderlich, weil nicht zuletzt natürliche Gegebenheiten und andere Einflüsse, welche nicht einem bestimmten Kraftwerkstyp zuzuschreiben sind, die Performance sowohl aus betriebswirtschaftlicher als aus gesamtwirtschaftlicher und gesellschaftlicher Sicht wesentlich beeinflussen können. An einer detaillierten Untersuchung einzelner Kraftwerksprojekte im Hinblick auf deren betriebswirtschaftliche und volkswirtschaftliche Effizienz führt daher auch in weiterer Folge kein Weg vorbei.

Endbericht


5.2. Schlussfolgerungen aus der integrativen Bearbeitung

Folgende Schlussfolgerungen des Projektes DSS_KLIM:EN können zur Unterstützung zukünftiger Entscheidungsprozesse herangezogen werden:

Es existieren starke Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie und Sozioökonomie (verstärkend bis konträr).

Die Wasserkraft ist je nach Kraftwerkstyp unterschiedlich vulnerabel gegenüber dem Klimawandel (Zuwachs an Stromproduktion teilweise verringert). Durch veränderte Abflussverhältnisse, z.B. infolge des Rückgangs der Gletscher, ergeben sich für jeden Wasserkraftwerkstyp in Österreich neue energiewasserwirtschaftliche, ökologische und sozioökonomische Rahmenbedingungen.

Es ist eine kraftwerkstyp-spezifische Betrachtung erforderlich. Zudem besteht Forschungsbedarf hinsichtlich Kraftwerkstyp-Optimierung; insbesondere in den Bereichen Feststoffdurchgängigkeit, Schwall etc.

Die Ergebnisse des Projektes können als Informationsgrundlage für die Umsetzung der nationalen Klimawandelanpassungsstrategie sowie der Energiestrategie Österreich herangezogen werden. Beispielsweise kann mit Hilfe des Wasserkraft Kalkulators erstmals ermittelt werden, wie viele Wasserkraftwerke auf Basis der derzeitigen Kraftwerksverteilung in Österreich für bestimmte Ausbauziele erforderlich wären und welchen Beitrag diese zur Deckung von Ausbauzielen haben.

Empfehlung an den Klima- und Energiefonds: Zur Erreichung einer integrativen Lösung ist ein gemeinsamer Dialog mit Entscheidungsträgern zu empfehlen (Ausgleich zwischen Klimawandel, Energiewasserwirtschaft und Ökologie).

Endbericht


Danksagung

Das Projektteam möchte sich beim Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft (Dr. Veronika Koller-Kreimel und Mag. Gisela Ofenböck), bei o.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Hans-Peter Nachtnebel und Ao.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.nat.techn. Josef Fürst (Institut für Wasserwirtschaft, Hydrologie und konstruktiven Wasserbau) für die Zurverfügungstellung der GIS-Daten (NGP, KlimAdapt bzw. HAÖ), beim Amt der Niederösterreichischen Landesregierung (Gruppe Wasser, Abteilung Wasserwirtschaft, Dr. Gerhard Käfel) sowie der E-Control (Hans Nischkauer, Franz Schörg) und dem Wasserbuchdienst der Länder für die Bereitstellung aktueller Kraftwerksdaten bedanken.

Dipl.-Ing. Dr. Pirker (Verbund AG) danken wir für Hinweise und Anregungen.

Endbericht


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Endbericht


Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Ablaufschema der schrittweisen Vorgehensweise zur Entwicklung des web-basierten Decision Support Systems. ....10

Abb. 2: Entwicklung der Jahresmitteltemperatur im 21. Jahrhundert für drei verschiedene Emissionsszenarien. Mittel über alle Modelle (IPCC, 2007).....................................................................................................................................................12

Abb. 3: Entwicklung des Niederschlags nach den A1B Szenarien für die letzten 20 Jahre des 21. Jahrhunderts. Links: Winter (DJF), Rechts: Sommer (JJA). Die gepunkteten Bereiche kennzeichnen signifikante Änderungen. Mittel über alle Modelle (IPCC, 2007).....................................................................................................................................................13

Abb. 4: Niederschlagsergebnisse aller globalen Modelle des IPCC-Berichtes (2007) für Norditalien (inkl. Alpenraum). Dargestellt sind die saisonalen Abweichungen in Prozent aller Einzelmodelle und Szenarien und gemittelt über das jeweilige Emissionsszenario. .........................................................................................................................................13

Abb. 5: Niederschlagsergebnisse der regionalen Klimamodelle des Projektes „PRUDENCE“ für die letzten 30 Jahre des 21. Jahrhunderts für Mitteleuropa. Dargestellt ist das Verhältnis zwischen Szenario- und Kontrollläufen für die Niederschlagshäufigkeit (fre), den Mittelwert (mea), die mittlere Niederschlagsintensität, 90% Perzentile (q90), 5-tägige Niederschlagssumme mit 5-jährlicher Wiederkehrwahrscheinlichkeit und 5-tägige Niederschlagssumme mit 50-jährlicher Wiederkehrwahrscheinlichkeit (IPCC, 2007). .................................................................................................14

Abb. 6: Entwicklung der Jahresmitteltemperatur in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach drei verschiedenen Emissionsszenarien des RCM REMO-UBA bis Ende 2100. ..........................................................................................15

Abb. 7: Entwicklung der Jahresniederschlagssumme (relativ zu 1961-1990) in Österreich nach drei verschiedenen Emissionsszenarien des RCM REMO-UBA bis Ende 2100. ..........................................................................................16

Abb. 8: Änderung der Jahresmitteltemperatur in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach dem A1B Szenario des RCM REMO-UBA für die Periode 2071-2100. ....................................................................................................................................16

Abb. 9: Änderung der Jahresniederschlagssumme in Österreich (relativ zu 1961-1990) nach dem A1B Szenario des RCM REMO-UBA für die Periode 2071-2100. ........................................................................................................................17

Abb. 10: Methodik der Vernetzungsmatrix. ..................................................................................................................................27

Abb. 11: Methodik Kausalkettenanalyse. .....................................................................................................................................28

Abb. 12: Methodik Kraftwerks-Steckbriefe. ..................................................................................................................................29

Abb. 13: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Winterniederschlag nach REMO-UBA A1B.................................................................................................................................................................................32

Abb. 14: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Sommerniederschlag nach REMO-UBA A1B.................................................................................................................................................................................32

Abb. 15: Relative Änderung des Niederschlags (2071-2100 minus 1961-1990) für den Jahresniederschlag nach REMO-UBA A1B.................................................................................................................................................................................33

Abb. 16: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für das Jahr nach REMO-UBA A1B. ..................................34

Abb. 17: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für den Winter nach REMO-UBA A1B................................34

Abb. 18: Änderung der Temperatur (2071-2100 minus 1961-1990) für den Sommer nach REMO-UBA A1B.............................35

Abb. 19: Veränderung der Trockenperioden im Sommerhalbjahr (April bis September) nach REMO-UBA A1B. Mittlere relative Dauer der Trockenperioden. ..........................................................................................................................................36

Abb. 20: Veränderung der Trockenperioden im Sommerhalbjahr (April bis September) nach REMO-UBA A1B. Tage in Trockenperioden mit mindestens 7 Tagen Länge (relativ).............................................................................................36

Abb. 21: Rückgang der Gletscherfläche bei einem Temperaturanstieg von 1, 2, 3 und 4 Grad am Beispiel des Gepatschferners. Ausgangsbasis Gletscherverteilung nach HAÖ (2007). ....................................................................37

Abb. 22: Klassifikation der 20 Wasserkraftwerkstypen anhand der Kriterien Engpassleistung, Speichervermögen, Speicher, Lage des Krafthauses und Betriebsweise. .....................................................................................................................39

Abb. 23: Anwendung der GIS-gestützten Kraftwerksdatenbank: Abfrage der Wasserkraftwerke an der Donau.........................40

Abb. 24: Prozentueller Anteil der Wasserkraftwerke in Österreich am (A) Regelarbeitsvermögen (RAV) bzw. (B) der Anzahl der Wasserkraftwerke in Abhängigkeit der Engpassleistungsklassen (> 0 bis ≤ 1 MW; > 1 bis ≤ 10 MW; > 10 bis ≤ 50 MW; > 50 bis ≤ 100 MW; > 100 bis ≤ 300 MW; > 300 MW); n = 2.619 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke); Datenbasis: E-Control (2010a)...........................................................................................................................................................41

Abb. 25: Anzahl der großen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke in den jeweiligen Bundesländern; n = 141 Kraftwerke (Großwasserkraftwerke: Engpassleistung > 10 MW); Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ...................................................................................................................................................................42

Abb. 26: Wasserkraftwerke in Österreich; GIS-basierte Darstellung der Kraftwerkstypen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke in Abhängigkeit der Engpassleistung [MW]; Klassen: k.A., 0-1 MW, 1-5 MW, 5-10 MW, 10-

Endbericht


100 MW, 100-300 MW, > 300 MW); n = 5.227 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfs-anlagen); Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ........................................................................................43

Abb. 27: Inbetriebnahme der Wasserkraftwerke in Österreich; Darstellung der in Betrieb genommenen Kraftwerke pro Jahr (primäre Y-Achse) und der Summenlinie (sekundäre Y-Achse); n = 4.188 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen) Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Jahr der Inbetriebnahme sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ........................................................................44

Abb. 28: Inbetriebnahme der Wasserkraftwerke in Österreich; Darstellung der in Betrieb genommenen Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke pro Jahr; n = 4.188 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen); Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Jahr der Inbetriebnahme sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ............................................................................................................45

Abb. 29: Prozentueller Anteil der Kraftwerksbetreiber Verbund AG, Energie AG, EVN AG, Kelag, ÖBB, Salzburg AG, TIWAG, VKW und Wien Energie am Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; n = 348 Kraftwerke (Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen); Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum RAV sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ........................................................................................45

Abb. 30: Wasserkraftwerke mit dem größten Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; Angaben in GWh; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). .....................................................................................................................46

Abb. 31: Wasserkraftwerke mit der größten Engpassleistung (EPL) in Österreich; Angaben in MW; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011)...................................................................................................................................46

Abb. 32: Fließgewässer mit dem größten aufsummierten Regelarbeitsvermögen (RAV) in Österreich; Ausschließliche Betrachtung der Laufkraftwerke (Einfluss der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Einzugsgebiet der Fließgewässer wurde nicht berücksichtigt); Angaben in GWh; Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ........................................................................................47

Abb. 33: Fließgewässer mit der größten Kraftwerksdichte (Kraftwerksanzahl bezogen auf die Fließgewässerlänge) an Wasserkraftwerken in Österreich; Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011)...................................................................................................................................48

Abb. 34: Prozentueller Anteil der Lauf-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 5.089 / 141 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Kraftwerkstyp sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ...................................................................................................................................................................48

Abb. 35: Prozentueller Anteil der Tages-, Wochen- und Jahresspeicher bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 28 / 60 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zum Speichervermögen sind nicht inkludiert Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011)........................................................................................................................................................................................49

Abb. 36: Prozentueller Anteil der Stau- und Ausleitungskraftwerke bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 5.086 / 141 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zur Lage des Krafthauses sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ...................................................................................................................................................................49

Abb. 37: Prozentueller Anteil der Laufkraftwerke mit Lauf- bzw. Schwellbetrieb bei (A) Kleinwasserkraftwerken (KWKW; ≤ 10 MW Engpassleistung) und (B) Großwasserkraftwerken (GWKW; > 10 MW Engpassleistung); n = 4.927 / 81 Kraftwerke (KWKW / GWKW); Einspeisende Kraftwerke und Eigenbedarfsanlagen; Kraftwerke mit fehlenden Angaben im Wasserbuch zur Betriebsweise sind nicht inkludiert; Datenbasis: HAÖ (2005), Wasserbuch Länder (2010/2011). ...................................................................................................................................................................50

Abb. 38: Übersicht der Potenziale (Pöyry, 2008). ........................................................................................................................51

Abb. 39: Anteil der Lauf-, (Pump-)Speicher- und Kleinwasserkraftwerke am Gesamtregelarbeitsvermögen (E-Control, 2010a)........................................................................................................................................................................................52

Abb. 40: Gegenüberstellung der prognostizierten Abflussänderungen (mittlere saisonale Abflusshöhe 2061-2090) im (A) Winter und (B) Sommer gegenüber der Referenzperiode, Szenario A1B (Stanzel und Nachtnebel, 2010). ............................53

Abb. 41: Reaktion des ökologischen Zustandes auf den unterschiedlichen Ausbaugrad anhand des Belastungsfaktors Stau (basierend auf NGP Daten, BMLFUW, 2010a). .............................................................................................................55

Abb. 42: Verbrauch an Fließstrecke (gestaut) der verschiedenen Ausbauszenarien sowie Anzahl der hierfür benötigten neuen Kraftwerke, um 3,5 TWh zu erzeugen............................................................................................................................57

Abb. 43: Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen. ...............................................58

Abb. 44: Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen........................................60

Abb. 45: Relative Arbeitsplatzeffekte verschiedener Gruppen von Kraftwerkstypen. ..................................................................63

Abb. 46: Entwicklung und Prognosen des Stromverbrauchs in Österreich (E-Control, 2009). ....................................................70

Endbericht


Abb. 47: A: Brutto-Nutzungsgrad je Kraftwerkskategorie ab einer Engpassleistung von 5 MW (Pöyry, 2008); B: Brutto-Nutzungsgrad der Laufkraftwerke in Abhängigkeit vom Regelarbeitsvermögen (RAV) (Pöyry, 2008). .........................72

Abb. 48: Restwasserstrecke in Österreich. ..................................................................................................................................73

Abb. 49: Beispiel Kraftwerksschwall; Messstellen Imst und Telfs am Inn (Habersack et al., 2011a; Hauer et al., 2011b). .........74

Abb. 50: Verschiedene Bauformen von Fischaufstiegshilfen. ......................................................................................................74

Abb. 51: Schemadiagramm Vulnerabilitätsbegriff (Isoard et al., 2008: mod. durch IWHW, 2010)...............................................76

Abb. 52: A: Mooserboden Stausee Kraftwerk Kaprun (Verbund AG). B: Kraftwerk Freudenau (Verbund AG). ..........................77

Abb. 53: Zerstörung des Kraftwerks Rosenburg am Kamp während dem Hochwasser 2002. ....................................................78

Abb. 54: Kraftwerk Bruggmühle bei Brehmgarten an der Reuss während dem Hochwasser 2005 (Hauenstein, 2009). ............78

Abb. 55: A: Rechengutanfall [t/a] an der Donau in den Jahren 2001 bis 2007 (Verbund AG 2003-2007; mod. durch IWHW, 2010); B: Aufräumarbeiten beim Kraftwerk Bremgarten nach dem Hochwasser 2005 (Hauenstein, 2009) ..................79

Abb. 56: Zusammenschau von Faktoren, welche die Wassertemperatur beeinflussen (nach Caissie, 2006; in Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht)........................................................................................................................................80

Abb. 57: Einfluss der Wassertemperatur auf die Bachforelle (verändert nach Eliott, 1981; in Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht). ....................................................................................................................................................................81

Abb. 58: Zusammenhang von Habitatnutzung und Wassertiefe für die Fischarten Nase, Barbe und Huchen an Laichplätzen in der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen). ..................................................................81

Abb. 59: Habitateinnischung der Nase an Laichplätzen in der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen). .........................................................................................................................................................................82

Abb. 60: Zusammenhang zwischen dem Auftreten von Bachforellenlarven und dem eingetragenen Feinsediment (< 0,63 mm = D063; nach Eberstaller et al., 1999, Gewässer- und fischökologisches Konzept Alpenrhein).......................................82

Abb. 61: Trübung der Bolgenach infolge Stauraumspülung (© IHG). ..........................................................................................83

Abb. 62: Habitateignung (Weighted Usable Area) für die Bachforelle in verschiedenen Altersstadien bei unterschiedlichen Abflusssituationen in der Restwasserstrecke Kraftwerk Opponitz (Ybbs; nach Zeiringer et al., 2010, Gewässerökologische Restwasserstudie am Kraftwerk Opponitz). ...............................................................................83

Abb. 63: Schematischer Zusammenhang von Fließgeschwindigkeit und Abfluss in der Bregenzerach (Parasiewicz et al., 1997, Morphometrisch / hydraulische und fischökologische Nachuntersuchung des Kraftwerks Alberschwende Bregenzerach)................................................................................................................................................................84

Abb. 64: Reaktion der Fischfauna auf den Belastungsfaktor Stau, gemessen am ökologischen Zustand (basierend auf NGP Daten, BMLFUW, 2010a; nach Schmutz et al., 2010, Ökologischer Zustand der Fließgewässer Österreichs). ...........84

Abb. 65: Habitateinnischung verschiedener Altersstadien der Nase an der Pielach (Schmutz et al., 1999, Gewässerbetreuungskonzept Traisen). .........................................................................................................................85

Abb. 66: Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Intensität anthropogener Eingriffe für 4 österreichische Flüsse (Schmutz et al., 2000, Methodische Grundlagen und Beispiele für die Bewertung der fischökologischen Funktionsfähigkeit österreichischer Fließgewässer). .....................................................................................................86

Abb. 67: Zusammenhang zwischen Fischartenzahl und Varianz der Maximaltiefen (Jungwirth, 1991; Restrukturierungsprojekt Melk)...............................................................................................................................................................................86

Abb. 68: Zusammenhang zwischen mittlerer Wassertemperatur im August und der potenziellen Fischregion (Epirhithral, Metarhithral, Hyporhithral groß, Epipotamal mittel, Epipotamal groß) für 200 Probenstellen in Österreich in den Jahren 2001, 2003 und 2005 (Melcher et al., 2009, WLP Traun Endbericht). ...........................................................................87

Abb. 69: Zusammenhang zwischen mittlerer Wassertemperatur, Abfluss und Laich- bzw. Migrationsverhalten von Barbe und Nase in der Pielach (Melcher und Schmutz, 2010, The importance of structural features for spawning habitat of nase Chondrostoma nasus (L.) and barbel Barbus barbus (L.) in a pre-Alpine river). ...........................................................87

Abb. 70: Habitatansprüche im Lebenszyklus der Äsche (Thymallus thymallus) als Beispiel einer gefährdeten bzw. besonders sensibel reagierenden Art (verändert nach Sempeski und Gaudin, 1995; Jungwirth et al., 2003, Angewandte Fischökologie an Fließgewässern).................................................................................................................................88

Abb. 71: Schematische Darstellung der Teillebensräume der Äsche im Maßnahmenbereich Spital (LIFE Projekt Drau, © IHG)........................................................................................................................................................................................88

Abb. 72: Verlandung des Speichers Großsölk (Habersack et al., 2002). .....................................................................................90

Abb. 73: Optimierung des Stauraummanagements aus (A) technischer, (B) ökonomischer und (C) ökologischer Sicht (Habersack et al., 2001). ................................................................................................................................................90

Abb. 74: Funktionalität des Stauraummanagements in Relation zum Spülintervall (Habersack et al., 2001)..............................91

Abb. 75: Beispiele für Wehranlagen von Kleinwasserkraftwerken (A) am Kamp und (B) an der Raab (Habersack et al., 2001)........................................................................................................................................................................................91

Abb. 76: Sohldurchschlag (A) an der Salzach 1969 (WRS) und (B) während des Hochwassers 2002 (WWA Traunstein, 2004; Habersack und Piegay, 2007). .......................................................................................................................................92

Endbericht


Abb. 77: Aufweitungen (A) an der Drau und (B) Mur (Habersack et al., 2011b; Klösch et al., 2011)...........................................93

Abb. 78: Morphodynamik im Bereich Kleblach-Lind an der Oberen Drau (Habersack et al., 2010b). .........................................94

Abb. 79: Unterschiede in der Schwalldämpfung bedingt durch flussmorphologische Variabilitäten (Sohlgefälle, Regulierungsgrad) beispielhaft dargestellt für die Simulation einer Einheitsschwallganglinie an den Flüssen Drau und Inn (Habersack et al., 2011a; Hauer et al., 2011b). .......................................................................................................95

Abb. 80: Darstellung der Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Klimawandel, Energiewasserwirtschaft, Ökologie (inkl. Feststoffhaushalt / Flussmorphologie) und Sozioökonomie...........................................................................................98

Abb. 81: Einfluss Klimawandel auf Energiewasserwirtschaft. ......................................................................................................99

Abb. 82: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf Energiewasserwirtschaft.............................100

Abb. 83: Einfluss Klimawandel auf Ökologie. .............................................................................................................................100

Abb. 84: Einfluss Energiewasserwirtschaft auf Ökologie. ..........................................................................................................101

Abb. 85: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie auf Ökologie......................................................102

Abb. 86: Einfluss Klimawandel auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie.................................................102

Abb. 87: Einfluss Feststoffhaushalt / Flussmorphologie auf Sozioökonomie bzw. Einfluss Sozioökonomie auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie. ......................................................................................................................................................103

Abb. 88: Einfluss Energiewasserwirtschaft auf Feststoffhaushalt / Flussmorphologie bzw. Sozioökonomie.............................104

Abb. 89: Kausalkette Klimawandel – Abfluss – Wasserkraftwerke – Versorgungssicherheit.....................................................104

Abb. 90: Kausalkette Klimawandel – KW-Staustrecken – Ökosysteme – Ökologischer Zustand. .............................................105

Abb. 91: Kausalkette Klimawandel – Feststoffhaushalt – Kraftwerksspeicher – Kraftwerksbetrieb. ..........................................105

Abb. 92: GIS-basierte Überlagerung des historischen Trends (1951-2000) der Abflusshöhen im Sommer, der österreichischen Wasserkraftwerke und der Restwasserstrecken; Datenbasis: Fließgewässer, Seen und Landesgrenzen (HAÖ, Stand 2003); Wasserkraftwerke (HAÖ, Stand 2004; Wasserbuch Länder 2010/2011); Restwasserstrecken (NGP, Stand 2009); Trend Abfluss (HAÖ, Stand 2007)..................................................106

Abb. 93: GIS-basierte Überlagerung der österreichischen Wasserkraftwerke, der Staustrecken und der Fischregionen; Datenbasis: Seen und Landesgrenzen (HAÖ, Stand 2003); Wasserkraftwerke (HAÖ, Stand 2004; Wasserbuch Länder 2010/2011); Staustrecken (NGP, Stand 2009); Fischregionen (NGP, Stand 2010).. ......................................107

Abb. 94: GIS-basierte Überlagerung der österreichischen Wasserkraftwerke und des ökologischen Zustands; Datenbasis: Fließgewässer, Seen und Landesgrenzen (HAÖ, Stand 2003); Wasserkraftwerke (HAÖ, Stand 2004; Wasserbuch Länder 2010/2011); Ökologischer Zustand (NGP, 2009, 2010)...................................................................................108

Abb. 95: GIS-basierte Überlagerung der österreichischen Wasserkraftwerke, der Gletscherflächen und der Trockenperioden; Datenbasis: Fließgewässer, Seen und Landesgrenzen (HAÖ, Stand 2003); Wasserkraftwerke (HAÖ, Stand 2004; Wasserbuch Länder 2010/2011); Trend Gletscher und Trockenperioden (BOKU-Met, 2010)………………………………………………………………………………………………………109

Abb. 96: Kraftwerks-Steckbriefe des Typs „Kleinwasserkraftwerk / Laufkraftwerk / Flusskraftwerk / Laufbetrieb“ der Sektoren (A) Energiewasserwirtschaft, (B) Ökologie, (C) Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und (D) Sozioökonomie. ........110

Abb. 97: Mögliche Visualisierung des Web-DSS........................................................................................................................111

Abb. 98: Mögliche Visualisierung des Wasserkraft Kalkulators. Darstellung der ersten Abfragevariante: „Berechne Anzahl der Wasserkraftwerke“. ......................................................................................................................................................112

Endbericht


Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Gletscherszenario. ........................................................................................................................................................18

Tab. 2: Übersicht der Wasserkraftwerkstypen in Österreich: Auflistung: ID, Code, Engpassleistung, Speichervermögen, Speicher, Lage des Krafthauses, Betriebsweise, Beispiel Kraftwerkstyp. ....................................................................38

Tab. 3: Auszug aus der Betriebsstatistik und Herkunftsnachweisdatenbank der E-Control (2010a)........................................40

Tab. 4: Übersicht über die österreichische Stromerzeugung aus Wasserkraft (E-Control, 2010a; Wasserbuch Länder 2010/2011). ...................................................................................................................................................................41

Tab. 5: Durchschnittliche Anzahl der erforderlichen neuen Wasserkraftwerke in Abhängigkeit des theoretischen Ausbauszenarios und der Ausbaugröße (2,8 TWh, 3,5 TWh und 7 TWh) auf Basis des aktuellen Kraftwerksparks in Österreich; Datenbasis: E-Control (2010a). ..................................................................................................................52

Tab. 6: Verbrauch an Fließstrecken in m pro erzeugter GWh für unterschiedliche Ausbauszenarien. ....................................56

Tab. 7: Gegenüberstellung Publikation ÖWAV und Endbericht DSS_KLIM:EN. ......................................................................57

Tab. 8: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten“..........................................................................................................................................................................59

Tab. 9: Konfidenzniveau für das Kriterium „Betriebswirtschaftliche Erlöse je Kosten“..............................................................60

Tab. 10: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten“..........................................................................................................................................................................61

Tab. 11: Konfidenzniveau für das Kriterium „Gesamtökonomischer Nutzen versus Kosten“. ....................................................62

Tab. 12: Intervallgrenzen bei Anwendung eines 95%-Konfidenzintervalls für das Kriterium „Arbeitsplatzeffekte“. ....................63

Tab. 13: Konfidenzniveau für das Kriterium „Arbeitsplatzeffekte“. ..............................................................................................64

Tab. 14: Übersicht über die sektoralen Kriterien. ........................................................................................................................65

Endbericht


Anhang

Im Anhang finden sich die Kraftwerks-Steckbriefe (inkl. Erläuterungsblätter) der Sektoren, Energiewasserwirtschaft, Ökologie, Feststoffhaushalt / Flussmorphologie und Sozioökonomie.

Nähere Informationen zur Erstellung der Steckbriefe können den Kapiteln 2.2.3 und 3.2.3 entnommen werden.