Klimawandel und Energie

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Fachbeiträge
Klimawandel und Energie
Einfluss der Schnee- und Gletscherschmelze auf die Wasserkraft
im Einzugsgebiet der Oberen Donau
Franziska Koch, Heike Bach, Monika Prasch, Markus Weber, Ludwig Braun und
Wolfram Mauser (München)
Zusammenfassung
Abstract
Mögliche Auswirkungen des Klimawandels auf die Wasserkraft
im Einzugsgebiet der Oberen Donau zeigen eine Abnahme der
Energieerzeugung auf. Im Rahmen des GLOWA-DANUBE-Projekts
wurde ein Wasserkraft-Modul entwickelt und mit dem hydrologischen Modell PROMET gekoppelt, um die stündliche Energieerzeugung von Wasserkraftanlagen zu berechnen. Insgesamt
nimmt nach dem Szenario REMO regional die Energieerzeugung
im Einzugsgebiet der Oberen Donau bis 2060 um 9 bis 15 Prozent ab. Neben der mittleren jährlichen Entwicklung, werden
der jahreszeitliche Verlauf und regionale Unterschiede in den
Zentralalpen, den Nördlichen Kalkalpen und außeralpinen Regionen anhand von sechs Teilregionen dargestellt. Der Einfluss
der Schnee- und Eisspeicher wird dabei eingehend analysiert.
Climate Change and Energy
Impact of Snow and Glacier Melting on
Hydropower in the Catchment Area of
the Upper Danube River
Schlagwörter: Wasserbau, Wasserkraft, Hydologie, Klimawandel,
Schnee, Gletscher, Schmelze, hydrologisch, Modell, Einzugsgebiet,
Donau
DOI: 10.3243/kwe2011.06.002
One of the possible impacts of climate change on hydropower in
the catchment area of the Upper Danube River is a decrease in
electricity generation. Within the framework of the GLOWADANUBE Project, a hydropower model was developed and linked
with the PROMET hydrological model to calculate the hourly energy generation of hydropower plants. Following the REMO scenario, until 2060 the regional energy production in the catchment area of the Upper Danube River will decrease by 9 to 15
percent. In addition to the mean annual development, the paper
also discusses the seasonal trend and regional differences between the Central Alps, the Northern Limestone Alps and nonAlpine regions on the basis of six sub-regions. The impact of
snow and ice reservoirs is analyzed in detail.
Key words: hydraulic engineering, hydropower, hydrology, climate
change, snow, glacier, melting, hydrological, model, catchment area,
Danube River
1 Einführung
Der Klimawandel macht sich bereits heute schon in vielen Lebensbereichen bemerkbar und wird auch in Zukunft weitere
Auswirkungen nach sich ziehen [1]. Insbesondere in den Hochgebirgen wirkt sich die Temperaturerhöhung stark aus, wie
zum Beispiel auf das Abschmelzen der Gletscher sowie einer
jahreszeitlichen und quantitativen Veränderung des Schneespeichers [2, 3].
Beeinflusst der Klimawandel auch die Energieerzeugung
aus Wasserkraft? Die Energieerzeugung der Laufwasserkraftwerke beziehungsweise die Füllung der Reservoire der Speicherkraftwerke ist quantitativ und temporär vom Gerinneabfluss geprägt. Klimawandelbedingte Änderungen des Wasserkreislaufs werden sich somit auch direkt auf den Energiesektor
übertragen. Diverse Studien beschreiben einen zukünftigen
Rückgang des Abfluss im Alpenraum und weisen auf eine mehr
oder minder starke Abnahme der Energieerzeugung aus Wasserkraft hin (zum Beispiel [4-11]). Nach CIPRA [4] wird für den
gesamten Alpenraum eine Abnahme der Stromerzeugung aus
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Wasserkraft von 15 Prozent in den nächsten 40 bis 50 Jahren
prognostiziert. Stanzel und Nachtnebel [5] zeigen für den Zeithorizont 2025 bis 2075 eine Abnahme von 6 bis 15 Prozent für
Österreich auf.
In diesem Beitrag soll die Entwicklung der Energieerzeugung aus Wasserkraft für das Einzugsgebiet der Oberen Donau
untersucht werden, wobei folgende Fragestellungen genauer
beleuchtet werden: Wie stark ist die Abnahme der Energieerzeugung in naher und ferner Zukunft? Verschiebt sich die Energieerzeugung im Jahresverlauf? Unterscheidet sich die Entwicklung der Energieerzeigung in den Alpen von den außeralpinen Regionen? Und spielen die in den alpinen Regionen bedeutenden Wasserspeicher Gletscher und Schnee eine wichtige
Rolle? Dazu wurden im Rahmen des GLOWA-DANUBE-Projektes
die Auswirkungen des Klimawandels auf den Wasserhaushalt
für das Klimaszenario REMO regional im Einzugsgebiet der Oberen Donau untersucht. Analysen zur künftigen Entwicklung der
Energieerzeugung, simuliert mit einem speziell dafür entwi-
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ckelten Wasserkraft-Modul, werden im Folgenden vorgestellt.
Neben der mittleren jährlichen Entwicklung wird der jahreszeitliche Verlauf anhand von sechs Teilregionen des Untersuchungsgebietes dargestellt.
2 Wasserkraft im Einzugsgebiet der Oberen Donau
Im Rahmen des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) geförderten und Ende 2010 abgeschlossenen
Projekts GLOWA-DANUBE (www.glowa-danube.de) [12, 13] wurden naturräumliche und sozio-ökonomische Auswirkungen des
globalen Wandels auf die Wasserressourcen im Einzugsgebiet
der Oberen Donau (Abbildung 1) umfassend untersucht. Im
Rahmen eines intensiven Dialogs mit Stakeholdern aus Politik,
Verwaltung und Wirtschaft wurden geeignete regionale Handlungsoptionen diskutiert und simuliert.
Mit über elf Millionen Einwohnern und einer Fläche von
76 660 Quadratkilometern zählt die Obere Donau zu einem der
größten und bedeutendsten Einzugsgebiete Europas. Es wird
durch den Pegel Achleiten bei Passau nach dem Zusammenfluss
von Donau und Inn definiert und deckt in Deutschland Bereiche
der Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg sowie Gebiete in Österreich und der Schweiz ab. Das Einzugsgebiet ist topographisch im Süden durch den vergletscherten Alpenhauptkamm sowie die Nördlichen Kalkalpen charakterisiert. Im mittleren Teil schließen sich das Alpenvorland sowie das tertiäre Hügelland und im Norden die Donauniederungen und die
Mittelgebirge Schwäbische Alb und Bayerischer Wald an. Der
Höhenunterschied reicht vom Piz Bernina mit 4 049 m ü. NN bis
zum Gebietsauslass in Achleiten auf 287 m ü. NN. Dadurch ergeben sich Jahresmitteltemperaturen von – 4,7 bis ⫹9,0 °C sowie mittlere jährliche Niederschlagssummen von 650 mm im
nördlichen Bereich bis über 2 000 mm in den Alpen. Während
die Evapotranspiraton je nach Landnutzung und Höhenlage zwischen 100 bis 700 mm beträgt, zeigt der Gebietsabfluss mit 150
bis 1 750 mm die größten regionalen Unterschiede [12, 14].
Abb. 1: Geographischer und topographischer Überblick zum Einzugsgebiet der Oberen Donau
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Die großen Höhenunterschiede von über 3 700 m prägen
die klimatologischen und hydrologischen Verhältnisse der Oberen Donau und stellen im Zusammenhang mit einer hohen
Wasserverfügbarkeit in den Alpen eine äußerst günstige Voraussetzung für die Nutzung der Wasserkraft dar.
Alle Laufwasser- und Speicherkraftwerke mit einer Engpassleistung von mindestens 5 MW, die in diese Analyse einbezogen wurden, sind in Abbildung 2 dargestellt. Dazu zählen
118 Laufwasserkraftwerke mit Regelarbeitsvermögen zwischen
20 und 550 GWh sowie 22 Speicherkraftwerke mit Regelarbeitsvermögen zwischen 25 und 1 000 GWh. Das gesamte Regelarbeitsvermögen aller simulierten Laufwasserkraftwerke beträgt für das Einzugsgebiet der Oberen Donau 13,0 TWh, das
der Speicherkraftwerke 5,7 TWh. Dabei wird allein im Teileinzugsgebiet des Inn über die Hälfte der Energie erzeugt.
Die Laufwasserkraftwerke liegen an den Flüssen Donau,
Inn, Salzach, Isar, Lech und Iller sowie deren größeren Nebenflüssen, Ausleitungsstrecken bzw. Kanälen. Die größten davon
mit einem Regelarbeitsvermögen von 250 bis über 500 GWh
(orange und rot) – wie Töging, Simbach/Braunau, Schärding,
Passau/Ingling – liegen alle am alpin geprägten und abflussreichsten Donauzufluss Inn. Am mittleren Isarkanal und den
mittleren Abschnitten von Inn und Donau produziern einige
Kraftwerke bis zu 250 GWh (gelb). An der unteren Donau, der
oberen Isar, der Salzach, der Iller und dem Lech sind die meisten Laufwasserkraftwerke in Staustufen angesiedelt und haben
ein Regelarbeitsvermögen von bis zu 100 GWh (hell- und dunkelgrün). Der Anteil der Speicherkraftwerke an der gesamten
Energieerzeugung aus Wasserkraft ist in den hochalpinen Regionen im Gegensatz zum restlichen Einzugsgebiet sehr hoch,
wobei die leistungsstärksten Anlagen mit 250 bis 1000 GWh
(orange und rot) direkt in den Zentralalpen liegen. Dazu zählen die Kraftwerke Pradella im Engadin, Prutz am Eingang zum
Abb. 2: Einzugsgebiet der Oberen Donau mit Laufwasser- und
Speicherkraftwerken, Speicherseen, Angaben zur Eisreserve und
der Aufteilung in die fünf Teileinzugsgebiete von Inn, Salzach,
Isar, Lech und Iller sowie dem nördlichen Teilbereich entlang der
Donau
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Kaunertal, Sellrain/Silz im Kühtai, Mayrhofen im Zillertal und
Kaprun in den Hohen Tauern. Die zwei größten bayerischen
Anlagen sind Roßhaupten und das Walchenseekraftwerk (vergleiche Abbildung 2).
Zur Analyse regionaler Unterschiede wurden die Kraftwerke in die folgenden fünf Teileinzugsgebiete von Inn, Salzach,
Isar, Iller und Lech sowie dem nördlichen Teilbereich entlang
der Donau untergliedert. Sie lassen sich nach ihrer überwiegenden Prägung in die drei Grundtypen Zentralalpen, Nördliche Kalkalpen sowie dem außeralpinen nördlichen Bereich des
Untersuchungsgebiets unterteilen, welche wie im Folgenden
beschrieben, charakterisiert sind:
Typ 1: Die zentralalpinen Teileinzugsgebiete des Inn und
der Salzach entspringen am Alpenhauptkamm in Österreich
und der Schweiz und werden im weiteren Verlauf durch die inneralpinen Täler und dem anschließenden Alpenvorland geprägt. Die Schnee- und Eisschmelze spielen sowohl quantitativ
als auch im jahreszeitlichen Verlauf der Abflussgenese eine entscheidende Rolle, so dass Typ 1 überwiegend durch ein nivoglaziales Regime mit einer ausgeprägten Abflussspitze in den
Frühjahrs- bzw. Sommermonaten gekennzeichnet ist. Nur direkt in den vergletscherten Kopfeinzugsgebieten, wie beispielsweise dem Ötztal, herrscht ein glaziales Regime vor. Die 550
Gletscher des Einzugsgebietes befinden sich nahezu alle am Alpenhauptkamm und decken im Jahr 2000 insgesamt ein Areal
von ca. 358 km² ab [15]. Abbildung 2 zeigt die Verteilung der
Alpengletscher im Untersuchungsgebiet und stellt jeweils das
mittlere Wasseräquivalent der Eisreserven dar.
Typ 2: Die Teileinzugsgebiete von Isar, Lech und Iller entspringen in den sehr niederschlagsreichen Nördlichen Kalkalpen, die wie das Alpenvorland durch ein überwiegend nivales
bis nivo-pluviales Abflussregime mit einem breiten Abflussmaximum im Frühjahr geprägt sind. Gletscher spielen in diesen
Teileinzugsgebieten mit einer Ausdehnung unter 1 km² keine
Rolle.
Typ 3: Das Teilgebiet der restlichen Donau wird von einem
pluvio-nivalen Regime mit Abflussgangspitzen aufgrund der
sommerlichen Niederschläge und der Schneeschmelze im
Frühling dominiert. Die Überlagerung der Abflussmaxima der
südlichen und nördlichen Donauzuflüsse führt zu einem gleichmäßigeren Jahresgang mit einem flacheren Maximum als in
den Zuflüssen.
3 Methoden
Um die Entwicklung der Energieerzeugung aus Wasserkraft im
Einzugsgebiet der Oberen Donau unter vergangenen als auch
künftigen Klimabedingungen berechnen zu können, wurde ein
Wasserkraft-Modul entwickelt und mit dem hydrologischen
Modell PROMET [14] gekoppelt.
3.1 Das hydrologische Modell PROMET
Das hydrologische, physikalisch-basierte Modell PROMET (Processes of RadiatiOn, Mass and Energy Transfer) [14] rechnet
flächenverteilt und wird zur Laufzeit nicht kalibriert. Im Rahmen des GLOWA-DANUBE-Projektes wurde es mit einer räumlichen Auflösung von 1x1 km und einer zeitlichen Auflösung
von einer Stunde betrieben. Alle hydrologisch wirksamen Prozesse an der Landoberfläche werden in PROMET mit verschiedenen Komponenten abgebildet und miteinander gekoppelt.
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Dazu zählen der Energie- und Massenaustausch an der Erdoberfläche, die Schnee- und Eisdynamik, die Simulation des
Pflanzenwachstums, die vertikalen und lateralen Wasserflüsse sowie die Flüsse der ungesättigten und gesättigten Zone.
Die Prozesse werden so weit wie möglich den physikalischen
Gesetzen folgend beschrieben. Dabei werden Masse und
Energie innerhalb der Komponenten und beim Austausch der
Flüsse über ihre Schnittstellen konserviert. Des Weiteren werden Gerinneabfluss, Retentionswirkung von Seen sowie die
Abbildung aller wichtigen künstlichen Speicherseen und Wasserüberleitungen berücksichtigt. Die Fließgeschwindigkeit
und die Änderungen der Wasserspeicher im Gerinne werden
pixelweise berechnet nach der Muskingum-Cunge-Methode
[16], die nach Todini [17] erweitert wurde. Zur Modellierung
der Schmelzwasserabgabe von Schnee und Eis wurde das Modul SURGES in PROMET implementiert [18,15]. Das subskalige
Gelände der Gletscher wird dort mit einer Flächen-HöhenVerteilung innerhalb einer Rasterzelle von 1 km² berücksichtigt. Da die Änderung der Geometrie des Eiskörpers berechnet wird, ist die Voraussetzung der Anwendung für Langzeitsimulationen unter sich ändernden Klimabedingungen gegeben. Die meteorologischen Antriebsdaten können sowohl interpolierte Messungen von Klimastationen als auch Ausgaben
eines statistischen Klimagenerators und regionaler Klimamodelle sein. Für detaillierte Beschreibungen der Modellkomponenten und Antriebsdaten wird auf Mauser und Bach [14]
verwiesen.
3.2 Wasserkraft-Modul
Jedes Wasserkraftwerk (vergleiche Abbildung 2) ist in seiner
räumlichen Lage auf einer Rasterzelle im Gerinnenetz der Oberen Donau verortet, so dass der mit PROMET simulierte Abfluss
Q für jeden Zeitschritt bekannt ist. Die Fallhöhe H sowie weitere anlagenspezifische Parameter wie Gesamtwirkungsgrad,
Engpassleistung, Ausbaudurchfluss, Regelarbeitsvermögen und
das Jahr der Inbetriebnahme wurden für jedes Wasserkraftwerk individuell ermittelt, um die Leistung P eines Wasserkraftwerks mit folgender Formel [19] zu berechnen:
P = ␩ · ␳ · Q · g · H (W)
mit ␩ ⫽ Gesamtwirkungsgrad, ␳ ⫽ Dichte des Wassers [kg/
m³], Q ⫽ Abfluss [m³/s], g ⫽ Erdbeschleunigung [m/s²] und
H ⫽ Fallhöhe [m]. Integriert man die erbrachte Leistung über
ein Jahr, erhält man die simulierte Jahresarbeit, die die Energieproduktion für das betrachtete Jahr darstellt.
Ab einem definierten Minimalabfluss im Gerinne, der Einschränkungen bei Niedrigwassersituationen sowie gesetzlich
geregelte Restwasserabgabebestimmungen beinhaltet, wird
der Beginn der Energieerzeugung der Laufwasserkraftwerke
berechnet. Die Leistung nimmt mit zunehmendem Abfluss bis
zum Ausbauabfluss bzw. maximalen Turbinendurchfluss zu, bei
dem die größte Leistungsabgabe erreicht wird. Die Laufwasserkraftwerke produzieren bis zu einem festgelegten maximalen
Gerinneabfluss Energie, allerdings nimmt die Menge mit dem
angenommenen Anstieg des Wasserstandes im Unterwasser
und der dadurch reduzierten Fallhöhe ab. Bei extremen Hochwasserereignissen wird im Modell ab einem definierten maximalen Gerinneabfluss die Energieerzeugung eingestellt, um
den Schutzmechanismus der Anlagen vor Hochwasserschäden
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zu simulieren. Somit kann das Modul auch Einschränkungen
der Energieerzeugung bei Niedrig- und Hochwassersituationen
abbilden, auf die es sensibel reagiert.
Bei Speicherkraftwerken ist die Funktionsweise des Moduls
ähnlich. Zusätzlich wird ein Standardbetriebsplan simuliert,
der hinsichtlich Zufluss und Füllvolumenstand des Speichersees die Abflussabgabe steuert. Dieser beruht auf einem mittleren monatlichen Schema, das den Betriebsregeln der Anlagen
nachempfunden wurde [20]. Die Steuerung einer Talsperre
richtet sich nicht allein nach den technischen Gegebenheiten
wie der Füllzeit der Speicherseen und der Bereitstellung des
saisonalen Wasserbedarfs, sondern muss auch den eigentlichen
Zweck der Anlage berücksichtigen, dient dieser beispielsweise
dem Hochwasserschutz oder der Energieerzeugung. So kann
zum Beispiel in Monaten mit einem verstärkten Energiebedarf
mehr Abfluss abgegeben werden. Bei der Modellierung werden
alle wichtigen Überleitungen aus benachbarten Einzugsgebieten der Stauseen abgebildet [14, 21].
3.3 Validierung der Modellergebnisse
Die mit PROMET berechneten Abflüsse wurden anhand von
Messwerten im Einzugsgebiet auf jährlicher und täglicher Basis für die Zeitspanne 1971–2003 überprüft [14]. Dazu wurden
beispielsweise die Pegel Hofkirchen, Dillingen, der Gebietsauslass Achleiten an der Donau sowie weitere Pegel an den Flüssen Inn (Oberaudorf) und Salzach (Laufen) mit den Modellergebnissen verglichen (Tabelle 1). Zur Validierung der Jahreswerte wurde außerdem die mittlere Wasserbilanz des hydrologischen Jahres (November– Oktober) durch Subtraktion der
flächenhaften Ausgaben des Niederschlags und der Evapotranspiration bestimmt und mit gemessenen Pegelwerten verglichen unter der Annahme, dass jährliche Änderungen im
Grundwasserspeicher in dem langjährigen Zeitraum vernachlässigbar sind. Die Ergebnisse der linearen Regression sowie
die Bestimmtheitsmaße bedeuten eine sehr gute Übereinstimmung der berechneten und der gemessenen Jahressummen,
vor allem unter Berücksichtigung der Tatsache, dass PROMET
nicht über den Abfluss kalibriert wird. Die kurzfristigen
Schwankungen des Gerinneabflusses, repräsentiert durch Tagesmittelwerte, werden ebenfalls gut bis sehr gut nachgebildet,
wie anhand der Nash-Sutcliffe-Efficiency-Koeffizienten [22]
gezeigt werden kann.
Generell kann PROMET den Abfluss sowie auch die hydrologischen Extremereignisse Hochwasser und Niedrigwasser gut
Pegelname
Achleiten
Fluss
Donau
Größe des (Teil-)
einzugsgebiets
76,660 km²
Abb. 3: Validierung der berechneten Jahresarbeit der Wasserkraftanlagen für den Zeitraum 2000 bis 2006
bis sehr gut reproduzieren [14]. Da der Abfluss die einzig variable Eingangsgröße bei der Berechnung der Leistung eines
Kraftwerks ist, bestimmt dessen Genauigkeit die der Leistung
bzw. der Arbeit der Wasserkraftwerke.
Weiterhin wurde das Wasserkraftmodul für alle im Modell
implementierten und parametrisierten Wasserkraftanlagen validiert, indem die von den Kraftwerksbetreibern angegebene
Regeljahresarbeit für den Zeitraum der Jahre 2000 bis 2006
mit den Modellresultaten verglichen wurde (Abbildung 3). Insgesamt ist demnach die berechnete Jahresarbeit durch ein Bestimmtheitsmaß von 0,99 sehr gut abgebildet.
4 Ergebnisse
Um eine mögliche Entwicklung der Energiegewinnung aus
Wasserkraft sowie der zukünftigen Schnee- und Eisschmelze im
Einzugsgebiet der Oberen Donau anhand einer schrittweise
jahreszeitlichen Veränderung aufzuzeigen, wurden innerhalb
des Simulationszeitraumes von 1971 bis 2060 drei Dekaden
(1991–2000, 2021–2030, 2051–2060) im Abstand von 30 Jahren genauer untersucht. Zudem wurden räumliche Muster anhand von zwei langjährigen Zukunftszeiträumen (2011–2035,
2036–3060) im Vergleich zu einem Referenzzeitraum in der
Vergangenheit (1971–2000) erläutert. Im Folgenden wird zuerst das gewählte Klimaszenario beschrieben. Darauf folgt die
Jahreswerte
Tageswerte
Steigung der BestimmtSteigung
BestimmtNash-Sutcliffelinearen
heitsmaß R² der linearen heitsmaß R² EfficiencyKoeffizient
Regression
Regression
1,05
0,93
1,03
0,87
0,84
Hofkirchen
Donau
46,496 km²
1,12
0,93
1,11
0,87
0,81
Dillingen
Donau
11,350 km²
1,14
0,93
1,13
0,84
0,72
Oberaudorf
Inn
9,715 km²
0,99
0,80
0,94
0,81
0,80
Laufen
Salzach
6,112 km²
0,93
0,85
0,86
0,85
0,80
Tabelle 1: Validierung der Jahres- und Tageswerte des Abfluss anhand der Steigung der linearen Regression, dem Bestimmtheitsmaß
R² und den Nash-Sutcliffe-Efficiency-Koeffizient (nur für tägliche Werte). Verglichen werden die modellierten und gemessenen jährlichen und täglichen Abflüsse an ausgewählten Pegeln im Einzugsgebiet der Oberen Donau von 1971-2003 (nach [14]).
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Analyse des Einflusses der Schnee- und Eisschmelze auf die
Energieerzeugung aus Wasserkraft.
4.1 Meteorologische Treiberdaten
Als meteorologische Treiberdaten wurden auf den Rasterelementen in Raum und Zeit interpolierte Messwerte der Stationen des DWD in Deutschland und der ZAMG in Österreich für
den Zeitraum von 1971 bis 2006 verwendet. Für die Zukunftssimulation wurde im Rahmen des GLOWA-Danube-Projektes eine Reihe von Klimaszenarien für den 50-jährigen Zeitraum von
2011 bis 2060 entwickelt, welche die erwartete Bandbreite für
die Veränderungen des Klimas im Untersuchungsgebiet repräsentieren. Als mittleres der IPCC-Emissionsszenarien wurde
das A1B Szenario gewählt, dessen Unsicherheiten in der künftigen globalen Temperaturentwicklung bei einem globalen Anstieg im Mittel von 2,8 °C bis Ende des Jahrhunderts bei einer
Schwankungsbreite von 1,7 bis 4,4 °C liegen [1]. Um die Unsicherheiten für das Einzugsgebiet der Oberen Donau abzubilden, wurden Trends von Temperatur und Niederschlag aus den
Simulationen verschiedener regionaler Klimamodelle wie zum
Beispiel mit MM5 [23, 24] und REMO [25] bestimmt. Danach
überdeckt in diesem Gebiet der Anstieg der mittleren Jahrestemperatur bis 2100 einen Bereich zwischen 3,3 und 5,2 °C,
während die mittlere Jahressumme des Niederschlags um 4,4
bis 16,4 Prozent abnimmt. Saisonal zeigen alle regionalen
Trends eine Abnahme des Sommerniederschlags, wohingegen
sie eine Zunahme im Winter verzeichnen.
Insgesamt wurden somit im Rahmen des GLOWA-DANUBEProjekts vier plausible regionale Klimatrends entwickelt, welche einen sich öffnenden Trichter der Entwicklung der zukünftigen Mitteltemperatur aufspannen. Die erforderlichen meteorologischen stündlichen Antriebsdaten für die Modelläufe werden aus den langjährigen Messreihen an den Klimastationen im
Gebiet mittels statistischem Klimagenerator KLIMAGEN [26] erzeugt, indem Temperatur- und Niederschlagsdaten auf einer
wöchentlichen Basis stochastisch neu zusammen gesetzt werden [27].
Der Vorteil der Bereitstellung der meteorologischen Daten
mit KLIMAGEN gegenüber der direkten Verwendung der Ausgabe der Klimamodelle als Eingabedaten liegt darin, dass keine
Bias-Korrektur erforderlich ist. Es muss auch keine Skalierung
der Ausgabedaten von der je nach Klimamodell gröberen Rasterweite auf das feine Raster von PROMET vorgenommen werden. Weiterhin werden mögliche lokale Unsicherheiten der regionalen Klimamodelle, wie beispielsweise bei der Niederschlagsgenerierung im Alpenraum, kompensiert. Im Klimamodell REMO werden beispielsweise die Niederschläge im
Alpenraum örtlich überschätzt [28], während die Felder nach
Rekombination historischer Daten mit dem Klimagenerator
dort sehr plausible Niederschlagswerte erzeugt und gleichzeitig die kleinräumige Skala vor allem im Alpenraum berücksichtigt.
Diese Studie beschränkt sich auf die Präsentation der Ergebnisse zu den Szenarien mit dem Trend, der vom regionalen Klimamodells REMO [25] abgeleitet wurde, da dieser im Vergleich
zu weiteren Trends regionaler Klimamodelle wie dem MM5
[23, 24] eine mittlere Entwicklung in der Simulationszeitspanne 2011 bis 2060 beschreibt. Im Folgenden wird dieses Szenario mit REMO regional bezeichnet. Es ist charakterisiert durch einen Anstieg der Lufttemperatur von 5,2 °C und einen Rück-
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gang der mittleren jährlichen Niederschlagssumme von 1990
bis 2100 um 12,6 Prozent. Dabei gehen die Niederschlagsmengen besonders im Sommer (JJA) (–31,4 Prozent) stark zurück.
Die Einbußen im Herbst (SON) und Winter (DJF) liegen bei
14,5 bzw. 4,9 Prozent. Lediglich im Frühjahr (MAM) kommt es
zu einer Zunahme der Niederschläge von 9,1 Prozent [12]. Der
Temperaturanstieg führt einerseits zu höheren Evapotranspirationssummen, die zusammen mit den Niederschlagseinbußen
eine Reduktion des mittleren jährlichen Abflusses verursachen.
Andererseits bedingt dieser eine Veränderung der Niederschlagsart. Der bereits in der Vergangenheit festgestellte Trend
zur Abnahme des Schneeniederschlags zugunsten des Regenanteils wird sich in Zukunft fortsetzen, was eine Reduktion des
Schneespeichers in allen Höhenlagen nach sich zieht. Zusammen mit dem Temperaturanstieg kommt es dadurch zu einer
Verkürzung der Schneedeckendauer von 30 bis 60 Tagen [15,
29].
4.2 Veränderung der Anteile der Schnee- und Eisschmelze
am Gerinneabfluss
Die Anteile am Gerinneabfluss aus der Schnee- und Eisschmelze sowie dem Regen werden in den Abbildungen 4.1– 4.3 an
ausgewählten Pegeln im Einzugsgebiet der Oberen Donau für
die Dekaden 1991–2000, 2021–2030 und 2051–2060 dargestellt.
Während die Schneeschmelze in nahezu allen Flüssen im
Einzugsgebiet der Oberen Donau eine wichtige Rolle spielt,
trägt die Eisschmelze nur in Gebirgsbächen maßgeblich zum
Abfluss bei. In den stark vergletscherten Kopfeinzugsgebieten,
wie für den Pegel Vent im Ötztal (zu 35 Prozent vergletschert)
dargestellt, weist in der Dekade 1991–2000 die Eisschmelze einen Anteil von über einem Drittel auf. Weiter flussabwärts
nimmt der Einfluss der Eisschmelze rapide ab. In Innsbruck beträgt die Gletscherschmelze am Abfluss noch 8 Prozent, am Gebietsauslass am Pegel Achleiten lediglich 2 Prozent. Hinsichtlich der Schneeschmelze erkennt man eine klare Zweiteilung
zwischen einem Anteil von 40 bis 80 Prozent in den Alpen und
unter 40 Prozent im Alpenvorland, tertiären Hügelland und
den Donauniederungen. Lediglich im Bayerischen Wald nimmt
der Anteil wieder zu. Der Abfluss aus Regen stellt an fast allen
Pegeln den Hauptanteil am Gesamtabfluss dar. Dieser erreicht
in den nördlichen Bereichen bis zu 85 Prozent (siehe Abbildung 4.1).
In der Szenariodekade 2021–2030 zeigt sich bereits eine
geringfügige Abnahme der Schneeschmelze im gesamten Einzugsgebiet der Oberen Donau, während 2051–2060 ihr Anteil
stark zurückgeht und selbst in den alpinen Bereichen kaum 25
Prozent übersteigt (siehe Abbildung 4.2 und 4.3). Die in dem
gewählten Szenario beschriebenen klimatischen Veränderungen führen zudem zu einem nahezu vollständigen Abschmelzen der Gletscher bis zum Jahr 2060 in den Ostalpen [30]. Für
die Gebirgsbäche mit vergletscherten Kopfeinzugsgebieten hat
dies, bedingt durch eine länger andauernde Schmelzperiode
und ein größeres schneefreies Eisgebiet, in der ersten Zukunftsdekade eine Zunahme der Eisschmelze zur Folge. In der
zweiten Szenarioperiode reduziert sich allerdings der mittlere
Anteil der Eisschmelze bis hin zum völligen Ausbleiben (vergleiche Abbildung 4.3). Allerdings spielt auch in den vergletscherten Kopfeinzugsgebieten die starke Abnahme der Schneeschmelze eine bedeutendere Rolle für die Abflussentwicklung
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Fachbeiträge
Energie in der Wasserwirtschaft
Abb. 4.1–4.3: Anteil der Schnee- und Eisschmelze sowie Regen
am Abfluss im Einzugsgebiet der Oberen Donau für den Zeitraum
1991–2000 in der Vergangenheit und den Zukunftsdekaden
2021–2030 und 2051–2060 unter dem Klimaszenario REMO regional.
(vergleiche zum Beispiel den Pegel Huben). Die Effekte hinsichtlich der Eisschmelze sind allerdings aufgrund des sehr geringen Anteils am Gesamtabfluss am Gebietsauslass Achleiten
an der Donau vernachlässigbar.
Folglich dominiert in der Dekade 2051–2060 die direkte Abflussbildung aus Regenniederschlag die Hydrographen im gesamten Einzugsgebiet der Oberen Donau. Auch in den Alpenflüssen wandelt sich das Abflussregime von einem nivo-glazialen bzw. nivalen zu einem zunehmend pluvial geprägten Regime [15].
4.3 Jahreszeitliche Entwicklung der Energieerzeugung
aus Wasserkraft
Die Ergebnisse aus Kapitel 4.2 erklären neben der Niederschlagsentwicklung die Entwicklungen der Energieerzeugung
aus Wasserkraft in den Teileinzugsgebieten der Oberen Donau
für die drei gewählten Dekaden (Abbildung 5). Die Verläufe
zeigen den mittleren monatlichen Jahresanteil der Energieerzeugung in Prozent bezogen auf die mittlere Jahresarbeit der
jeweiligen Dekade und beschreiben die simulierte mittlere jahreszeitliche Änderung für die sechs Teilregionen.
Im Folgenden werden die Ergebnisse anhand der drei zuvor
definierten Typen Zentralalpen, Nördliche Kalkalpen und den
außeralpinen nördlichen Regionen des Einzugsgebietes erläutert.
In der Dekade 1991–2000 zeigen die zentralalpinen Teileinzugsgebiete des Inn und der Salzach des Typs 1 die höchste saisonale Variabilität, mit einem Maximum der Energieerzeugung
im Frühjahr bis Sommer, das neben den sommerlichen Niederschlägen vor allem auf der Schnee- und Gletscherschmelze basiert. In den Monaten Januar bis März ist hingegen ein deutliches Minimum ausgebildet, da der Niederschlag hauptsächlich
in einer Schneedecke gespeichert ist. In den Dekaden 2021–
2030 und 2051–2060 verschiebt sich das Maximum aufgrund
einer immer früher im Jahr einsetzenden Schneeschmelze und
einem höheren Regenanteil am Gesamtniederschlag (siehe Kapitel 4.2) zunehmend in das Frühjahr mit einer deutlichen Spitze im Mai. Aufgrund des fortschreitenden Wegfalls der Eis-
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schmelze und des starken Rückgangs der sommerlichen Niederschläge bildet sich im August ein zweites Minimum aus. In
den zentralalpinen Teileinzugsgebieten wird folglich zukünftig
mehr Energie in den Winter- und Frühjahrsmonaten erzeugt,
während im Sommer eine deutliche Abnahme zu verzeichnen
ist. Zudem wird der Jahresgang gleichmäßiger.
Typ 2 weist in den Teileinzugsgebieten der Iller, des Lech
und der Isar eine etwas geringere saisonale Variabilität als Typ
1 auf. In der Dekade 1991–2000 zeigt die Energieerzeugung
aus Wasserkraft ein breites Maximum in den Monaten Mai bis
Juli, das zum einen auf die Schneeschmelze und zum anderen
auf die sommerlichen Niederschläge zurückgeht. Ein deutliches Minimum zeichnet sich auch bei diesem Typ in den Wintermonaten ab. Typ 2 unterliegt in den Zukunftsdekaden im
Prinzip einer ähnlichen Entwicklung wie Typ 1. Aufgrund der
etwas tieferen mittleren Höhenlage der Nördlichen Kalkalpen
im Gegensatz zu den Zentralalpen kommt es bis zur Dekade
2051–2060 schon im April zu einem Maximum, das auch bei
diesem Typ aufgrund der abnehmenden Niederschläge in den
Sommermonaten zu einem deutlichen Minimum im August ab-
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fällt, so dass auch hier im Sommer künftig weniger und im
Winter mehr Energie aus Wasserkraft erzeugt werden wird.
Der Jahresgang in der außeralpinen nördlichen Region des
Einzugsgebietes der Oberen Donau (Typ 3) zeigt in der Dekade 1991–2000 einen nahezu ausgeglichenen Jahresgang, der
überwiegend pluvial geprägt ist, aber auch durch den der Zuflüsse aus den Zentralalpen, Nördlichen Kalkalpen und dem
Alpenvorland überlagert wird. In der Dekade 2051–2060 stellt
sich ein ähnliches Muster wie bei Typ 1 und Typ 2 ein. Während
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die innerjährliche Variabilität bei Typ 1 und 2 sinkt, nimmt sie
bei Typ 3 in Zukunft leicht zu. Bei diesem Typ folgt die Entwicklung nahezu vollständig der Entwicklung des Niederschlagsangebotes mit einem Anstieg der Energieerzeugung in
den Winter- und Frühjahrsmonaten und einer deutlichen Abnahme im Sommer.
In jedem Teilbereich gehen entsprechend dem Szenario
REMO regional die Sommerniederschläge stark zurück, während
die Frühjahrsniederschläge zunehmen, was die hauptsächliche
Abb. 5: Änderung der mittleren monatlichen Energieerzeugung aus Wasserkraft in Bezug zur mittleren Jahresarbeit [%] für die Teileinzugsgebiete Inn und Salzach (Typ 1), Isar, Lech und Iller (Typ 2) sowie dem Teilbereich an der Donau (Typ 3). Vergleich der Dekaden
1991–2000, 2021–2030 und 2051–2060 unter dem Klimaszenario REMO regional.
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Entwicklung der Jahresverläufe der Energieerzeugung aus
Wasserkraft erklärt. Die regionalen Unterschiede werden durch
den Schneespeicher und, in den hochalpinen Regionen, auch
durch den Eisspeicher differenziert. In den alpinen Regionen
kommt es zu einem im Jahresverlauf vorgezogenen Abschmelzen des Schnee- und Eisspeichers sowie einer Zunahme des Regen- im Vergleich zum Schneeanteil, während diese Effekte in
den außeralpinen Regionen sowohl aktuell als auch in Zukunft
kaum eine Rolle spielen. Da das Volumen des Schneespeichers
allerdings zukünftig generell abnimmt, gleichen sich die Verläufe der Energieerzeugung aller Teilbereiche bis 2060 immer
stärker an und zeigen in der Dekade 2051–2060 ein ähnliches
Muster.
4.4 Die regionale Entwicklung der Energieerzeugung
aus Wasserkraft
Um regionale Muster zur Entwicklung der Energieerzeugung
aus Wasserkraft innerhalb des Einzugsgebietes der Oberen Donau ableiten zu können, wurde der 50-jährige Simulationszeitraum in zwei Perioden à 25 Jahre unterteilt. Die erste Periode
2011–2035 soll die räumliche Entwicklung der näheren Zukunft beschreiben, die zweite Periode 2036–2060 die der ferneren Zukunft. Die Referenzperiode deckt den Zeitraum 1971–
2000 ab.
Die Karten in Abbildung 6 zeigen die Änderung der mittleren simulierten Jahresarbeit in Prozent in den sechs definierten Teilregionen für die Zukunftszeiträume im Vergleich zum
Referenzzeitraum. In beiden Szenariozeiträumen kommt es unter dem gewählten Klimaszenario REMO regional zu einem
Rückgang der berechneten Jahresarbeit. Allerdings ist dieser
Trend im ersten Zeitraum mit Abnahmen zwischen 1 bis 4 Prozent schwach ausgeprägt, während im zweiten Szenariozeitraum stärkere Rückgänge von ca. 9 bis 15 Prozent zu verzeichnen sind. Die mittlere Abnahme der Energieerzeugung aus
Wasserkraft beträgt für das gesamte Einzugsgebiet der Oberen
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Donau 2011–2035 2 Prozent und 2036–2060 10 Prozent. Die
starke Reduktion in der zweiten Zukunftsperiode liegt vor allem an der deutlichen Abnahme des Niederschlags in dieser
Zeitspanne [12].
Regional betrachtet zeichnet sich am Beispiel der zweiten
Periode folgendes Muster ab: Das Teileinzugsgebiet des Inn
weist mit 9 Prozent den geringsten Rückgang der Energieerzeugung auf. Dieser ist für die Teileinzugsgebiete des Lech und
der Salzach ist mit 9 und 10 Prozent geringfügig geringer, während das Teileinzugsgebiet der Isar mit einer Abnahme von
knapp 13 Prozent eine Mittelstellung einnimmt. Die stärksten
Einbußen werden entlang der Donau und für das Einzugsgebiet der Iller mit 15 Prozent aufgezeigt (siehe Abbildung 6).
Diese räumlichen Differenzen lassen sich durch eine unterschiedlich ausgeprägte Entwicklung der Wasserhaushaltsgröße
Niederschlag sowie einer Veränderung der Niedrigwassersituation aufgrund von Änderungen des Schnee- und Eisspeichers
erklären. Analysen zeigen für den gesamten Alpenraum (Typ 1
und 2) eine Entspannung der Niedrigwassersituation an den
nivo-glazial bzw. nival geprägten Flüssen, während sie sich im
außeralpinen pluvial geprägten Bereich (Typ 3) verstärkt [12].
In letzterem treten heute die Niedrigwassersituationen vorwiegend in den Sommermonaten auf, in den Alpen hingegen in
den Wintermonaten, da der Niederschlag überwiegend als
Schnee gespeichert wird. Zukünftig nimmt durch die steigenden Temperaturen der Regenanteil im Winter zu und die
Schnee- und Eisschmelze setzt früher im Jahr ein. Das führt zu
einem Abflussanstieg im Winter und Frühjahr, wodurch die
Niedrigwassergefahr entschärft wird. In den außeralpinen Regionen häufen sich hingegen die Niedrigwassersituation in den
Sommermonaten [12, 31]. Da die Energieerzeugung aus Wasserkraft sehr sensibel auf niedrigen Wasserstand reagiert (siehe Kapitel 3.2), führt eine Verbesserung der Niedrigwassersituation zu einem schwächeren Rückgang der Energieerzeugung
in den Alpenregionen, wohingegen eine Zunahme sowohl der
Niedrigwasserereignisse als auch der -menge zu einer verstärk-
Abb. 6: Änderung der mittleren simulierten Jahresarbeit [%] nach Teileinzugsgebieten unter dem Klimaszenario REMO regional, Karte
1: Vergleich der Zeiträume 2011–2035 und 1971–2000, Karte 2: Vergleich der Zeiträume 2036–2060 und 1971–2000.
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ten Abnahme in den nördlichen Bereichen führt. In letzterem
Fall wird der im Wasserkraftmodul definierte minimale Abflusswert häufiger unterschritten, so dass der Kraftwerksbetrieb öfter eingestellt werden muss.
Die mittleren jährlichen Niederschlagssummen nehmen zukünftig nach dem Klimaszenario REMO regional nahezu in allen
Bereichen des Einzugsgebiets der Oberen Donau stark ab. Da
in den Teileinzugsgebieten der Nördlichen Kalkalpen die größten Niederschlagseinbußen zu verzeichnen sind, ist dort auch
der stärkste Rückgang der Energieerzeugung zu erwarten, was
für das Teileinzugsgebiet der Iller und teilweise dem der Isar
auch zutrifft. Dennoch weisen die Teileinzugsgebiete der Nördlichen Kalkalpen, mit Ausnahme des Teileinzugsgebiets der
Iller, geringere Einbußen als im außeralpinen Teilbereich der
Donau auf. Dies liegt vor allem an der zuvor erläuterten
konträren Entwicklung der Niedrigwassersituation aufgrund
der jahreszeitlichen Verlagerung des Schneespeichers. Die
deutlichen Verluste im Iller-Teileinzugsgebiet sind damit begründet, dass dieser Bereich nach dem Szenario REMO regional
flächenmäßig besonders stark von der Abnahme des Niederschlagsangebotes betroffen ist [12].
Die Veränderung der Gletscherausdehnung spielt für die
Entwicklung der Energieerzeugung der Teileinzugsgebiete nahezu keine Rolle, da die Wassermenge des Eisspeichers insgesamt gering ist. Nach Koch [32] erfahren aber die zentralalpinen Speicherkraftwerke mit stark vergletscherten Kopfeinzugsgebieten, wie zum Beispiel das Kraftwerk Kaunertal, bis ca.
2035 eine Steigerung der Energieerzeugung aufgrund der zunehmenden Gletscherschmelze am Gesamtabfluss. Bis 2060
nimmt die Energieerzeugung allerdings aufgrund des völligen
Ausbleibens der Gletscherschmelze wieder ab.
5 Fazit
Unter dem für diese Studie gewählten Klimaszenario REMO regional und den gewählten Parametern für die Modellierung der
Energieerzeugung aus Wasserkraft mit dem hydrologischen
Modell PROMET ergibt sich für das Einzugsgebiet der Oberen
Donau je nach Teilregion bis 2060 eine erhebliche Abnahme
der Energieerzeugung aus Wasserkraft um ca. 9 bis 15 Prozent.
Während dies primär auf die Abnahme des mittleren Jahresniederschlags zurückzuführen ist, spielen aber auch Veränderungen der Eis- und Schneeschmelze für die jahreszeitlichen und
regionalen Muster eine Rolle.
Nach den Modellierungen unter den Bedingungen des gewählten Szenarios verschiebt sich das Maximum im Jahresgang der Energieerzeugung im gesamten Untersuchungsgebiet.
Dieser lässt sowohl in den Alpen als auch im außeralpinen Norden bis 2060 einen ähnlichen Verlauf mit Maxima im April bzw.
Mai und einem deutlichen Minimum im August erkennen. Zukünftig ist mit einer höheren Energieerzeugung im Winter und
Frühjahr zu rechnen, wobei gegebenenfalls der Strombedarf in
der winterlichen Heizperiode besser abdeckt werden könnte.
Im Sommer könnte es allerdings durch die Verluste zu Defiziten in der Stromversorgung aus Wasserkraft beziehungsweise
zu einer Verschärfung von Nutzungskonflikten hinsichtlich Bewässerung und Trinkwasserversorgung kommen. Insgesamt
wird der Jahresgang der Energieerzeugung in den Alpen ausgeglichener, während die Variabilität in den nördlichen Regionen leicht ansteigt. Ein gleichmäßigerer Jahresgang ist dabei
hinsichtlich der Grundlastabdeckung als positiv zu bewerten.
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Im Gegensatz zu den außeralpinen Regionen, mildern nach
dem Szenario REMO regional in den alpinen Bereichen die im
Jahresverlauf früher eintretende Schneeschmelze und der höhere Regenanteil am Gesamtniederschlag im Winter den Rückgang der Energieerzeugung aus Wasserkraft leicht ab. Dies
macht sich in einer konträren Entwicklung der Niedrigwassersituation in den alpinen und außeralpinen Regionen bemerkbar. Der Schneespeicher verliert allerdings zukünftig zunehmend an Bedeutung. Die Gletscherspende andererseits liefert
lediglich in den hochalpinen Regionen einen nennenswerten
Beitrag, welcher aber mit dem nahezu vollständigen Abschmelzen der Gletscher bis 2060 völlig wegfällt.
Zur generellen Einordnung der Plausibilität der Modellergebnisse bleibt zu erwähnen, dass das Szenario REMO regional
auf der Annahme des globalen IPCC-SRES-A1B-Szenarios basiert, welches laut dem IPCC-Bericht von 2007 eine mittlere
wahrscheinliche Klimaentwicklung beschreibt. Das Modell
selbst liefert seine Ergebnisse quasi deterministisch in Abhängigkeit der vorgegebenen Eingangsdaten, was im Falle der Verwendung von Messdaten für Zeiträume der Vergangenheit gezeigt werden kann. Die vorgestellten regionalen Auswirkungen
des Globalen Wandels sind somit Resultate, die unter der Annahme der gewählten Szenariobedingungen berechnet wurden
und in diesem Sinne keine Prognose darstellen. Unter alternativen Voraussetzungen in den Szenarien können die Effekte des
globalen Wandels auf die Wasserressourcen und die Energieerzeugung im Einzugsgebiet der Oberen Donau sowohl stärker,
aber auch schwächer ausgeprägt sein.
Dank
Für die erfolgreiche Zusammenarbeit wird allen Projektpartnern des GLOWA-Danube-Projektes sowie dem Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF), dem Freistaat Bayern
und der Ludwig-Maximilians-Universität München für die Förderung im Rahmen des GLOWA-Verbundes herzlich gedankt.
Dem Deutschen Wetterdienst (DWD), der Zentralanstalt für
Meteorologie und Geodynamik (ZAMG) sowie dem Bayerischen Landesamt für Umwelt (LfU) gilt zudem ein Dank für die
Bereitstellung von Daten.
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Autoren
Dipl.-Geogr. Franziska Koch, Dr. Monika Prasch,
Prof. Dr. Wolfram Mauser
Ludwig-Maximilians-Universität München,
Department für Geographie
Luisenstraße 37, 80333 München
Dr. Ludwig Braun, Dr. Markus Weber
Bayerische Akademie der Wissenschaften,
Kommission für Glaziologie
Alfons-Goppel-Straße 11, 80539 München
Dr. Heike Bach
Vista Geowissenschaftliche Fernerkundung GmbH
Gabelsbergerstraße 51, 80333 München
E-Mail: [email protected]
W
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