Dr. Tobias Wechsler

In der Schweiz werden Wasserkraftanlagen (WKA) mit einer Leistung von mehr als 300 kW systematisch erfasst und in der nationalen Wasserkraftstatistik (WASTA) zusammengetragen. Die WASTA bildet eine umfangreiche Datengrundlage für Analysen bezüglich Wasserkraft, auch im Kontext von Klimawandel, Biodiversitätsverlust und Energiewende. Nicht erfasst auf nationaler Ebene waren bis anhin die sogenannten Kleinstwasserkraftwerke, WKA mit einer Leistung von weniger als 300 kW. Kleinstwasserkraftwerke tragen zwar nicht wesentlich zur Schweizer Elektrizitätsversorgung bei, haben jedoch aufgrund ihrer hohen Anzahl Auswirkungen auf die Gewässerökologie, die mit den Klimawandel noch stärker unter Druck gerät.

Der neu erstellte Datensatz CH-Kleinstwasserkraftwerke umfasst 1'682 WKA mit einer Leistung von weniger als 300 kW. In den zwei Datensätzen WASTA (> 300 kW) und CH-Kleinstwasserkraftwerke (≤ 300 kW) sind zurzeit 2’388 WKA erfasst. Im Austausch mit den 26 Kantonen wurde jedoch klar, dass es sich nicht um eine vollständige Sammlung von Kleinstwasserkraftwerken handelt. Die 1'682 Kleinstwasserkraftwerke machen rund 70% aller erfassten WKA in der Schweiz aus, tragen jedoch mit weniger als 600 GWh/Jahr lediglich rund 1.5% zur schweizerischen Wasserkraftproduktion bei. In einem optimistischen Szenario, in dem die jährliche Produktionserwartung tendenziell überschätzt wird, liegt dieser Anteil um 0.3% höher. Von den erfassten 2’388 WKA erzeugen die 10% der grössten Anlagen über 90% der schweizerischen Wasserkraftproduktion. Der Datensatz CH-Kleinstwasserkraftwerke ist im Rahmen der ETH-Initiative SPEED2ZERO entstanden, die Klimadienstleistungen in den Bereichen Klimawandel, Biodiversitätsverlust und Energiewende erbringt (https://speed2zero.ethz.ch).

Im Spannungsfeld dreier Krisen. Der Klimawandel schreitet voran, der Biodiversitätsverlust verschärft sich und die Energieversorgung ist angespannt. Diese drei globalen Herausforderungen betreffen sowohl die Gewässer und Auengebiete als auch die gesamte Wasserwirtschaft, insbesondere die Wasserkraft. Im Schnittpunkt der drei Krisen steht das politisch umkämpfte Restwasser.

Study region: Four perialpine lakes in Switzerland, with different degrees of lake level management.
Study focus: Alpine regions are particularly sensitive to climate change due to the pronounced effect on snow and glacial melt. In this context, large perialpine lakes play a crucial role in modulating climate change impacts on water resources, which brings together diverse interests. However, climate change studies on river systems rarely include lakes or lake level management. An open question is how to incorporate lake level management effects into hydrologic simulations to project climate change impacts. We combine the hydrologic model PREVAH with the hydrodynamic model MIKE11 to simulate lake level and outflow scenarios from 1981 to 2099, using the Swiss climate change scenarios CH2018.
New hydrological insights for the region: The hydrological projections at the end of the century show pronounced seasonal changes in lake levels, characterised by an increase in winter and a decrease in summer when water demand is highest. Without climate mitigation measures, this summer decrease ranges from −0.04 m for a regulated lake to −0.4 m for an unregulated lake. In addition, the simulations indicate more frequent drought events. The projected changes intensify with time and missing climate mitigation measures. Future work could focus on interannual variability to explore regulatory strategies under changing conditions.

Hydropower plays a significant role in the transition towards a low-carbon power system, being a renewable energy source that can complement solar and wind power, which are highly intermittent. However, hydropower is itself dependent on local weather conditions and climate variability. Moreover, extreme climate conditions, such as hot-dry compound events, can have a major impact on hydropower production (HP). Here, we examine the impacts of hot-dry conditions on HP under current and future climate scenarios in Switzerland, a country where hydropower provides the biggest share (60%) of the total electricity production. Overall, our results point out that the impacts of hot-dry conditions on HP are case-specific. We found that hot-dry compound conditions during the warmer months negatively impact HP in power plants with little or no water storage capacity (run-of-river schemes). On the contrary, schemes with large, seasonal accumulation lakes and significant glacier resources will continue to be able to produce high amounts of HP during hot-dry conditions in summer, which is an important result for Alpine hydropower.

In the Alpine region, global warming has led to a 2 ◦C increase in surface temperature compared to pre-industrial levels, which is approximately twice the global average. This warming impacts hydroclimatic variables and has further consequences for various sectors of water resources management (WRM). This thesis presents a climate change (CC) impact assessment framework applied to WRM sectors. It uses transient daily streamflow scenarios based on the EURO-CORDEX dataset and assesses changes over 30-year periods by comparing a reference period to future periods. The change framework comprehensively considers the CC impact on technical, legal, and ecological aspects and is applied to three critical Alpine WRM sectors: (i) Run-of-River (RoR) electricity production, (ii) environmental flow requirements, and (iii) lake level variability. RoR electricity production and the
large prealpine lakes play a stabilising role due to their high turbine capacity and low volatility, while the lakes dampen inflows and can mitigate water level extremes. These two sectors are critical for alpine WRM and integral to national CC mitigation and adaptation strategies. However, However, the two sectors have received limited attention in past CC impact assessments.
RoR electricity production contributes to around half of Switzerland’s hydropower production. The CC impact is assessed by using a Flow Duration Curve analysis and considering plant-specific characteristics. This enables CC impacts on RoR electricity production to be compared with loss due to environmental flow requirements and potential production increases through design discharge adjustments. The findings indicate a slight decrease in mean annual RoR electricity production (2 % to 7 %) by the end of the century, varying with catchment elevation. Seasonal projections suggest increased winter production (+4 % to 9 %) when electricity demand is highest. However, the technical potential for production increase in winter (2.5 %) is seven times smaller than in summer, and production loss due to environmental flow requirements is greater in winter (4.5 %). [...]

Past studies on the impacts of climate change (CC) on Alpine hydropower production have focused on high-head accumulation power plants. We provide one of the first comprehensive, simulation-based studies on CC impacts on Alpine Run-of-River (RoR) production, also considering effects of environmental flow requirements and technical increase potential. We simulate future electricity production under three emissions scenarios for 21 Swiss RoR plants with a total production of 5.9 TWh a⁻¹. The simulations show an increase in winter production (4 % to 9 %) and a decrease in summer production (−2 % to −22 %), which together lead to an annual decrease of about −2 % to −7 % by the end of the century. The production loss due to environmental flow requirements is estimated at 3.5 % of the annual production; the largest low-elevation RoR power plants show little loss, while small and medium-sized power plants are most affected. The potential for increasing production by optimising the design discharge amounts to 8 % of the annual production. The largest increase potential is related to small and medium-sized power plants at high elevations. The key results are: i) there is no linear relationship between CC impacts on streamflow and on RoR production; the impacts depend on the usable streamflow volume, which is influenced by the Flow Duration Curve, environmental flow requirements, and design discharge; ii), the simulated production impacts show a strong correlation (>0.68) with the mean catchment elevation. The plants at the highest elevations even show an increase in annual production of 3 % to 23 %, due to larger shares of precipitation falling as rain instead of snow. These general results are transferable to RoR production in similar settings in other Alpine locations and should be considered in future assessments. Future work could focus on further technical optimisation potential, considering detailed operational data.

Durch den Klimawandel verändern sich die Abflussmengen sowie die Abflussverteilungen in der Schweiz. Abflussveränderungen im Niedrigwasserbereich haben Auswirkungen auf den Niedrigwasserindikator Q₃₄₇, der nach dem Gewässerschutzgesetz (GSchG) als Richtwert zur Herleitung von Restwassermengen dient. In der vorliegenden Studie zeigen wir anhand von vier exemplarischen Laufkraftwerken, wie sich ein veränderter Q₃₄₇-Wert auf die Restwasserbestimmungen und auf die Wasserkraftproduktion bei einer Neukonzessionierung auswirkt.
Eine Veränderung des Q₃₄₇-Werts bedeutet laut Artikel 31 GSchG eine Veränderung der Restwassermenge, die jedoch von einem 1:1-Zusammenhang abweicht: Bei einer Zunahme von Q₃₄₇ nimmt die Restwassermenge weniger stark zu. Bis Ende Jahrhundert wird für höhergelegene Kraftwerke (> 2000 m ü. M.)ein höherer Q₃₄₇-Wert erwartet, was bei einer Neukonzessionierung eine höhere Restwassermenge bedeuten würde. Für tiefergelegene Kraftwerke (< 1500 m ü. M.) nimmt Q₃₄₇ ab und somit auch die Restwassermenge. Eine Abschätzung zukünftiger Produktionsveränderungen kann jedoch nicht aufgrund der Veränderung des Grenzwerts Q₃₄₇ hergeleitet werden, sondern erfordert die Berücksichtigung des gesamten für die Wasserkraft nutzbaren Abflussvolumens. Für zukünftige Produktionsveränderungen spielen die Restwasserbestimmungen eine untergeordnete Rolle, entscheidend sind primär die klimabedingten Abflussveränderungen sowie die Ausbauwassermenge eines Kraftwerks.

Le changement climatique modifie les volumes d’écoulement ainsi que la répartition des débits en Suisse. Les modifications de débit en période d’étiage entraînent des répercussions sur l’indicateur d’étiage Q₃₄₇ qui, selon la Loi sur la protection des eaux (LEaux), sert de valeur de référence pour la détermination des débits résiduels. Dans la présente étude, nous utilisons quatre exemples de centrales au fil de l’eau pour montrer comment une modification de la valeur Q₃₄₇ se répercute sur les dispositions relatives aux débits résiduels et sur la production hydroélectrique dans le cas d’une nouvelle concession.
Selon l’article 31 de la LEaux, une modification de la valeur Q₃₄₇ implique une modification du débit résiduel, qui s’écarte toutefois d’une relation 1:1 : si Q₃₄₇ augmente, le débit résiduel augmente moins fortement. D’ici la fin du siècle, on s’attend à une valeur Q₃₄₇ plus élevée pour les centrales situées à plus haute altitude (> 2000 m), ce qui signifierait un débit résiduel plus élevé en cas d’octroi d’une nouvelle concession. Pour les centrales situées à une altitude inférieure (< 1500 m), Q₃₄₇ diminue et donc aussi le débit résiduel. Cependant, une estimation des futurs changements de production ne peut pas être déduite sur la base de la modification de la valeur limite Q₃₄₇, mais nécessite la prise en compte de l’ensemble du volume d’écoulement utilisable pour la force hydraulique. Pour l’évolution future de la production, les dispositions relatives aux débits résiduels ne jouent qu’un rôle secondaire. Ce sont en premier lieu les modifications des débit inhérentes au climat ainsi que le débit équipé d’une centrale qui sont déterminants.

Das Klima wird sich in der Schweiz im aktuellen Jahrhundert ändern. Davon ist auch die Wasserkraft potentiell betroffen. Diese Studie präsentiert mögliche Szenarien für Einzugsgebiete mit Wasserkraftwerken im Portfolio des Elektrizitätswerks der Stadt Zürich (EWZ) eine Auf Basis der CH2018 Klimamodelle werden mit dem hydrologischen Modell PREVAH zukünftige Abflüsse simuliert. Dabei wird das künftig veränderte Klima (Temperatur, Niederschlag, Strahlung, Wind) sowie die schmelzenden Gletscher einbezogen. Folgende Gebiete wurden betrachtet: Bergell, Mittelbünden, Hinterrhein, OFima und OFible, Wägital und die Kraftwerke Letten, Högg und Wettingen in der Limmat.

Das globale Klima verändert sich und damit einhergehend auch das Wasserdargebot der Schweizer Gewässer. In dieser Studie wurden anhand der CH2018 Klimaszenarien und den hydrologischen Projektionen Hydro-CH2018, Abflussszenarien für den Kanton Zürich erstellt. Dafür wurden für kantonale Einzugsgebiete neue Routing Modelle erstellt, die zusammen mit dem hydrologischen Modell genauere Abflusssimulationen lieferten.
Die Abflussszenarien haben gezeigt, dass sich die mittleren Abflüsse im Kanton Zürich bis Ende des Jahrhunderts saisonal verändern werden. Im Winter ist wegen der Niederschlagszunahme mit einer Abflusszunahme zu rechen. Diese variiert je nach Einzugsgebiet, betrachteter Zeitperiode und Emissionsszenario. Die grösste Veränderung ist bei der Reuss in Mellingen im Januar Ende Jahrhundert unter RCP 8.5 mit +55 % Abfluss (im Vergleich zur Referenzperiode 1981 – 2010) zu erwarten. Im Sommer ist, verursacht durch ein Niederschlagsdefizit, mit einer deutlichen Abflussabnahme zu rechnen. Die grösste Veränderung ist bei der Reuss in Mellingen im August Ende Jahrhundert unter RCP 8.5 mit -51 % zu erwarten. Die mittleren jährlichen Abflüsse verändern sich in den meisten Einzugsgebieten nicht eindeutig (kein ausgeprägter Trend zur Zu- oder Abnahme). Bei der Sihl, der Limmat und der Reuss könnten die Jahresmittelwerte jedoch in Zukunft tiefer liegen. Bis Ende Jahrhundert und unter RCP 8.5 sind dies -8 % bis -9 %.
Bei der Limmat, dem Rhein und der Reuss ist damit zu rechnen, dass sich das Abflussminimum der Medianabflüsse innerhalb des Jahres vom Winter in den Sommer verschiebt. Beim Niedrigwasser, Q347, ist in allen Einzugsgebieten bis Ende Jahrhundert eher mit einer Abnahme zu rechnen. Die grösste Abnahme ist bis Ende Jahrhundert unter RCP 8.5 bei der Thur mit -41 % zu erwarten. Handlungsbedarf für den Kanton Zürich besteht aus Sicht der WSL vor allem für das künftige Abflussdefizit im Sommer/Herbst.

Wasserkraft trägt in der Schweiz aktuell etwa 57% zur inländischen Stromproduktion bei. Die Bereitstellung solcher Elektrizitätsmengen erfordert die Ausnutzung des überwiegenden Teils der Gewässer und hat erhebliche ökologische Auswirkungen auf Abflüsse, Durchgängigkeit, Geschiebehaushalt und Morphologie. Das Gewässerschutzgesetz zielt auf eine Begrenzung der negativen Einflüsse ab, zugleich soll die Wasserkraftproduktion laut Energiestrategie des Bundes noch gesteigert werden. Durch den Klimawandel wird sich die winterliche Wasserspeicherung in Schneedecke und Gletschern deutlich vermindern, wodurch sich ein Teil der Abflüsse vom Sommer in den Winter verlagert. Günstig ist, dass sich dadurch die Wasserkraftproduktion in den nachfragestarken Wintermonaten tendenziell erhöhen lässt. Andererseits wird die Wasserkraft mit dem Rückgang des Schnee- und Eisspeichers zunehmend vom aktuellen Niederschlag abhängig, d.h. die Produktion wird anfälliger gegenüber längeren Trockenphasen (nicht nur im Sommer, auch im Winter). Die Bewirtschaftung der Speicherseen könnte sich infolgedessen von heute saisonaler Bevorratung (Speicherung sommerlicher Abflüsse für die Winterproduktion) zu künftig ganzjähriger Bevorratung einer Trockenheitsreserve für die Wasserkraft verlagern. Zur weiteren Steigerung der Wasserkraftproduktion kommt der Optimierung bestehender Anlagen mit modernen Analyse- und Rechenmethoden eine zentrale Rolle zu. Dieses Potenzial kann ohne zusätzliche Belastung der Gewässerökologie erschlossen werden.

L‘énergie hydraulique représente actuellement environ 57% de la production nationale d‘électricité en Suisse. La fourniture de telles quantités d‘électricité nécessite l‘exploitation de la majorité des plans d‘eau et a des impacts écologiques considérables - sur le ruissellement, la continuité des cours d’eau, le régime de charriage et la morphologie. La loi sur la protection des eaux vise à limiter les effets négatifs, tout en augmentant encore la production d‘énergie hydraulique, conformément à la stratégie énergétique fédérale. En raison du changement climatique, le stockage hivernal de l‘eau dans la couverture neigeuse et les glaciers sera considérablement réduit, ce qui déplacera une partie du ruissellement de l‘été vers l‘hiver. Il est favorable que cela tende à augmenter la production d‘hydroélectricité pendant les mois d‘hiver, lorsque la demande est forte. D‘autre part, avec la diminution des réserves de neige et de glace, l‘hydroélectricité deviendra de plus en plus dépendante des précipitations du moment, c‘est-à-dire que la production sera plus sensible à des périodes sèches plus longues (non seulement en été, mais aussi en hiver). Par conséquent, à l‘avenir, la gestion des bassins d‘accumulation pourrait passer du stockage saisonnier actuel (stockage des eaux de ruissellement estivales pour la production hivernale) au stockage annuel d‘une réserve afin d’assurer la production d‘hydroélectricité lors de sécheresses. Afin d‘augmenter encore la production d‘énergie hydraulique, l‘optimisation des installations existantes avec des méthodes d‘analyse et de calcul modernes jouera un rôle central. Ce potentiel peut être exploité sans un impact supplémentaire sur l‘écologie aquatique.