SI/502535

Schlussbericht

Hintergrund, Motivation und Ziele Das Projekt SmallFLEX Goms knüpft an das ursprüngliche SmallFLEX-Projekt an, in dessen Rahmen neue Ansätze zur Steigerung der Flexibilität von Laufwasserkraftwerken identifiziert wurden. Vor dem Hintergrund der zunehmenden Integration variabler erneuerbarer Energien ist die Verbesserung der betrieblichen Flexibilität von Wasserkraftwerken in den Alpen von entscheidender Bedeutung, um die Netzstabilität zu gewährleisten und die Energieerzeugung zu optimieren. Das Hauptziel des Projekts besteht darin, diese flexiblen Betriebsmodi unter realen Bedingungen für das Kraftwerk Gletsch–Oberwald (KWGO) zu validieren und umzusetzen. Im weiteren Sinne zielt das Projekt darauf ab, die „verborgenen“ Flexibilitäten kleiner und mittlerer Wasserkraftwerke mit begrenzten Speicherkapazitäten zu identifizieren und zu nutzen sowie deren potenzielle Rolle in virtuellen Kraftwerken (Virtual Power Plants, VPP) zu bewerten. Projektinhalt und Methodik Das Projekt begann mit einer umfassenden Bestandsaufnahme, gefolgt von einer Potenzialanalyse der kleinen und mittleren Wasserkraftwerke im Goms. Anhand einer multikriteriellen Bewertung (unter Einbeziehung von Speicherkapazität, Spitzenleistung und Risikofaktoren) wurden die Kraftwerke klassifiziert, die zwar über eine begrenzte Speicherkapazität, aber ein hohes Flexibilitätspotenzial verfügen. Die Kraftwerke in Merezenbach und Mörel wurden für eingehende Untersuchungen im Hinblick auf Feldversuche ausgewählt, während das Kraftwerk in Altstafel für die Untersuchung der VPPs ausgewählt wurde. Für diese Kraftwerke wurden mithilfe der Software SIMSEN detaillierte Analysen der hydraulischen Transienten durchgeführt, um die technischen Grenzen der Flexibilität zu bewerten, das zusätzliche Speicherpotenzial (in Volumen und Energie) zu quantifizieren und Optionen wie die Integration von Pumpspeicherkraftwerken zu untersuchen. Parallel dazu wurde ein hydrometeorologisches Prognoserahmenwerk entwickelt, um den kurzfristigen Betrieb und die langfristige Planung zu unterstützen. Dieses umfasste Prognosen zu den Wasserzuflüssen, zur Photovoltaik- und Windenergieerzeugung sowie Simulationen von hybriden Energiesystemen, die diese Ressourcen mit Speicherkapazitäten kombinieren. Ein Schwerpunkt des Projekts lag auf der Bewertung der Risiken der Luftansaugung bei der Nutzung von Wasserwegen als Zwischenlager. Diese Frage wurde anhand einer Literaturrecherche, physikalischer Modellierungen der Befüllung des Kraftwerks Mörel und numerischer Simulationen untersucht, was zur Entwicklung einer strukturierten ingenieurtechnischen Bewertungsmethodik führte. Zur Validierung dieser Analysen wurden vor Ort in Merezenbach und Mörel Versuchsreihen durchgeführt, begleitet von einer detaillierten Überwachung und Risikobewertungsverfahren. Ergänzend wurde die Integration flexibler Wasserkraft in ein virtuelles Kraftwerkskonzept, das Wasserkraft, Solarenergie, Windkraft und Speicherung kombiniert, mithilfe von Optimierungsansätzen analysiert. Schließlich wurde ein Geschäftsmodell entwickelt, um die wirtschaftliche Tragfähigkeit dieser Flexibilitätsmaßnahmen zu bewerten. Wichtigste Ergebnisse und Schlussfolgerungen Das Projekt zeigt, dass in kleinen und mittleren Laufwasserkraftwerken durch geeignete Betriebsstrategien ohne größere infrastrukturelle Änderungen ein erhebliches Flexibilitätspotenzial mobilisiert werden kann. Kraftwerke mit geringen Speicherkapazitäten weisen das größte Potenzial auf, obwohl aufgrund hydraulischer Transienten und sicherheitstechnischer Einschränkungen technische Grenzen bestehen. Das Ansaugen von Luft wurde als wesentlicher begrenzender Faktor identifiziert, weshalb von einer umfangreichen Entleerung der Stollen oder Druckleitungen generell abgeraten wird. Hydrometeorologische Vorhersagen verbessern die Betriebsoptimierung, insbesondere für Wasserkraft und Photovoltaik, und unterstreichen gleichzeitig die Bedeutung von Speicherkapazitäten. Feldversuche am Kraftwerk Mörel haben die Machbarkeit einer kontrollierten Entwässerung bestätigt und eine zusätzliche Flexibilität von etwa ±3 MW nachgewiesen. Die Integration in ein virtuelles Kraftwerk verbessert die Rentabilität und senkt die Kosten für Abweichungen, wobei Pumpspeicher und Batterien zusätzliche Unterstützung bieten, auch wenn die Ergebnisse weiterhin von den Marktbedingungen abhängig sind. In wirtschaftlicher Hinsicht wird die Flexibilität weiterhin durch technische und ökologische Faktoren eingeschränkt. Dennoch kann die Nutzung bestehender „versteckter“ Flexibilitäten messbare Vorteile bringen, mit etwa +1 % zusätzlichen Wintererlösen für KW Mörel sowie einer Steigerung der Erlöse und der Produktion um +3 % bzw. +2 % für KWGO.