Wenn man in diesen Tagen die Zeitungen aufschlägt, stößt man immer wieder auf die Aussage, die EU-Regierungschefs hätten beim Gipfel einen 50%-Schuldenschnitt für Griechenland beschlossen. Dies ist jedoch gleich in vielfacher Hinsicht falsch. Es wurde vielmehr gar kein Schuldenschnitt – in welcher Höhe auch immer – beschlossen, sondern lediglich angekündigt, dass man die Banken und Versicherungen zu Verhandlungen einlädt, an deren Ende ein Anleihentausch stattfinden soll, bei dem die Institute auf freiwilliger Basis ihre Griechenlandanleihen gegen andere Anleihen eintauschen können. Dabei sollen sie – so die Absichtserklärung – einen Nominalwert von 50% abschreiben. Die Verhandlungen über diesen Anleihentausch beginnen in den nächsten Wochen und das Tauschprogramm soll Anfang 2012 beginnen. Da die Details somit erst noch ausgehandelt werden, gibt es auch noch unzählige Möglichkeiten, wie die Banken diese 50%-Marke ad absurdum führen können, und es ist sehr wahrscheinlich, dass ihnen das auch gelingen wird.

Fallstricke und Sollbruchstellen

Wie geschickt der Bankenverband IIF die Höhe von Abschreibungen uminterpretiert, zeigte er bereits beim freiwilligen Anleihentauschangebot im Juli dieses Jahres. Zunächst einmal ist bei der Berechnung festzuhalten, dass die Abschreibungen auf den Nominalwert und nicht auf den Buch- oder gar den Marktwert vollzogen werden sollen. Als Beispiel kann hier die 2007 ausgegebene 10-jährige Anleihe GR0124029639 herangezogen werden. Diese Anleihe hat einen Nominalwert von 100 Euro, am Markt wird sie jedoch aktuell lediglich mit 31,52 Euro behandelt. Wenn eine Bank diese Anleihe zum Marktwert bilanzieren würde, hätte sie bereits fast 70% des ursprünglichen Wertes abgeschrieben. Ein Tausch, bei dem sie stattdessen ein Papier im Wert von 50 Euro bekommt, ist demnach kein schlechtes, sondern ein verdammt gutes Geschäft.

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Update: Die jüngste Anleihenauktion Italiens zeigt exakt die Auswirkungen, die im letzten Absatz (auf den NDS) beschrieben werden:

Auch nach dem EU-Gipfel zur Stabilisierung der Währungsunion muss Italien weiter zittern: Bei der Aufnahme eines frischen Milliardenkredits musste das Land am Donnerstag Rekordzinsen zahlen. Für Investititionen in Zehnjahresanleihen im Wert von 3 Mrd. Euro forderten Anleger eine Rendite von durchschnittlich 6,06 Prozent. Das ist der höchste Satz seit Einführung des Euro. Bei der letzten vergleichbaren Auktion vor einem Monat hatten sie sich noch mit 5,86 Prozent zufriedengegeben. Auf dem Sekundärmarkt, also im Handel mit bereits ausgegebenen Staatsanleihen, notierten die Renditen kurz vor der Auktion bei 5,92 Prozent. Anschließend kletterten sie auf 5,97 Prozent.
Insgesamt nahm Rom über Anleihen mit verschiedenen Laufzeiten 7,9 Mrd. Euro am Markt auf. Angestrebt hatte das Finanzministerium einen Betrag von bis zu 8,5 Mrd. Euro, wegen der hohen Zinsen wurden aber nicht alle Papiere platziert.

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© Spiegelfechter für den Spiegelfechter, 2011.

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In Wasserkraftwerken wird das Medium Wasser zum Antrieb von Kraftmaschinen genutzt. Dabei wird die Lageenergie des Wassers, die im natürlichen Lauf des Gewässers letztlich in Wärmeenergie umgewandelt wird, dem Wasserlauf im Kraftwerk zu Teilen entnommen und in elektrische Energie umgewandelt.

Zu den ältesten Formen der Wasserkraftnutzung, die vor Allem an größeren Flüssen mit geringem Gefälle erfolgte, gehört der Einsatz einfacher hölzerner Wasserräder, die auf einer schiffsartigen hölzernen Plattform installiert waren, welche mit Seilen im Strom fest verankert waren. Die Stoßkraft des Wassers trieb das Wasserrad an und mit der so gewonnenen Energie konnte beispielsweise eine Getreidemühle auf dem Ponton betrieben werden.

Für den Betrieb von Wassermühlen an Land wurde dann schon ein höherer baulicher Aufwand benötigt. Mit einem Wehr im Fluss wurde das benötigte Triebwasser gestaut in den Mühlkanal abgeleitet. Geringe Gefälle von nur etwa einem Meter lassen sich auch heute noch am Besten mit einem Wasserrad nutzen. Zum Ende des 19.Jahrhunderts begann mit der Verfügbarkeit von Turbinen zur Wasserkraftnutzung auch größere Kraftwerkseinheiten gebaut. So entstanden am Hochrhein die Kraftübertragungswerke Rheinfelden. Der Name dieser Anlage leitet sich von der ursprünglichen Anlagenkonfiguration ab: Es war geplant, vom parallel zum Fluss am deutschen Ufer errichteten Kraftwerk die gewonnene mechanische Energie über eine Seiltransmission bis nach Basel zu transportieren. Durch die Anordnung des Krafthauses hätte die Transmission mit nur einer Wirkungsgrad-verschlechternden Umlenkung erfolgen können. Die Entwicklung von großen Generatoren und die Übertragung des elektrischen Stroms über größere Strecken erübrigte den mechanischen Energietransport noch während der Kraftwerksplanung.

Anstelle der mechanischen Kraftnutzung zum Antrieb eine Mahlmühle für die Mehlproduktion oder einer Säge trat mit der Erfindung der elektrischen Generatoren die Stromerzeugung. Die rein mechanische Wasserkraftnutzung beschränkt sich heute auf Heimatmuseen und andere historische Bauwerke. Im Interesse einer möglichst guten Durchgängigkeit des genutzten Gewässers sollte das im ursprünglichen Bachbett verbleibende Restwasser ausreichend sein und zudem mit Aufstiegshilfen wie Fischtreppen oder rauen Rampen die Wanderung von Fischen und anderen Lebewesen im Gewässer gesichert werden. Zu den Kraftanlagen die eine möglichst geringe Behinderung der Gewässerdurchgängigkeit für Lebewesen bewirken, zählt die Wasserkraftschnecke. In der Nähe von Wohnbebauung bringen diese vergleichsweise groß bauenden Maschinen jedoch manches mal eine zuvor nicht erwartete Lärmbelastung für die Anwohner.

Zu Beginn der großtechnischen Wasserkraftnutzung wurde aufgrund der fehlenden Kenntnisse und technischen Möglichkeiten zumeist nur die Wehranlage in den Fluss gebaut und das Wasser über einen Triebwerkskanal dem Kraftwerk zugeführt, um danach über den Unterwasserkanal wieder in das Gewässer zurückgegeben zu werden. Mit dem Aufkommen der Umweltschutzbewegung musste die abgeleitete und energetisch genutzte Wassermenge soweit reduziert werden, dass genügend Restwasser im eigentlichen Flussbett verblieb. Die wirtschaftliche Nutzung wurde damit eingeschränkt.

Mit dem Bau der ersten Wehrkraftwerke, bei welchen das Krafthaus in den Wehrkörper integriert wurde, konnte auf eine Ausleitungsstrecke verzichtet werden. Das Problem der Restwassermenge konnte damit reduziert werden. Die Nutzung einer möglichst großen Fallhöhe mit einem Wehrkraftwerk führt allerdings zu einem größeren Aufstau im Oberwasser des Wehrs und einer Absenkung des Unterwassers. Die Überwindbarkeit der Wehranlage für Wasserlebewesen wurde damit erschwert. Künstliche Fischaufstiegshilfen wurden dadurch zur Pflicht.

Bei den Flusskraftwerken handelt es sich aufgrund des vergleichsweise geringen Gefälles um Niederdruckanlagen. Als Antriebsmaschinen kamen früher zumeist Francis-Turbinen zum Einsatz. Später wurden diese durch die besser regulierbaren Kaplan-Turbinen abgelöst. Da sich die bei der Nutzung der Wasserkraft erzielbare Kraftwerksleistung aus der nutzbaren Wassermenge und der verfügbaren Fallhöhe ergibt, kann bei einer aufgrund der örtlichen topographischen Gegebenheiten möglichen Erhöhung der nutzbaren Fallhöhe, die notwendige Wassermenge reduziert werden, um die gleiche Leistung zu erzielen. Eine Reduzierung der Wassermenge führt direkt zu einer Reduzierung der Turbinengröße. Bei kleineren Hochdruckanlagen lassen sich anstelle großer Wehranlagen auch kleine überflutbare Wehre, die sogenannten Tirolerwehre einsetzen, die sich sehr gut in die Umwelt integrieren lassen.

Bei Hochdruckanlagen kommen heute zumeist Franzis-Spiral- oder Pelton-Turbinen zum Einsatz. Hochdruckanlagen eigenen sich aufgrund des somit reduzierten Triebwasservolumens besonders zum Einsatz als Speicherkraftwerke, die nicht kontinuierlich, sondern nur zu bestimmten Zeiten mit hohem Strombedarf betrieben werden. Verfügen Speicherkraftwerke über meist beigeleitete natürliche Zuflüsse, so besteht der Zufluss von Pumpspeicherkraftwerken aus Triebwasser, das in den See gepumpt wird.

Bei Pumpspeicherkraftwerke wird in Zeiten mit einem Überangebot an Strom Wasser aus einem tiefer gelegenen See oder Fluss in einen höher gelegenen Speichersee gepumpt. In Zeiten mit hohem Strombedarf kann die so gespeicherte Energie wieder zur Stromerzeugung genutzt werden. Im südlichen Schwarzwald werden die Anlagen der Schluchseewerksgruppe heute vorwiegend für den Notfalleinsatz bei Ausfall eines thermischen Großkraftwerks vorgehalten. In Pumpspeicherkraftwerken wurden sowohl getrennte, mit Pumpen koppelbare Franzis-Spiral-Turbinen eingesetzt als auch Pumpturbinen, die im „Rückwärtsgang“ als Pumpe dienen. Der Generator wird im Pumpbetrieb als Motor eingesetzt.

Wie bei jedem Eingriff in die Natur zu erwarten wird aus einer großtechnischen Anlage meist auch ein größerer Eingriff. Kleine dezentrale Wasserkraftwerke können zu lokal stärker begrenzten Belastungen der Umwelt führen, als Großanlagen. Zudem liegen kleine Anlagen meist näher am Verbraucher.

In Kleinkraftwerken, deren Generatoren luftgekühlt sind, wird das Wasser mit der Nutzung nicht erwärmt. Bei großen Flusskraftwerken werden jedoch die Generatoren mit Wasser gekühlt. Dabei ist sicher zu stellen, dass keine unzulässige Temperaturerhöhung des Flusswassers erfolgt. Beim Hochrheinkraftwerk Säckingen wurde mit der Auskopplung der Generatorabwärme die Möglichkeit geschaffen, die anfallende Wärme in ein Nahwärmenetz der Stadtwerke Bad Säckingen abzugeben.

In unmittelbarer Nähe zu Bad Säckingen lassen sich heute noch alte Wasserkraftsysteme finden. Im Hotzenwald, dem südlichsten Teil des Schwarzwaldes finden sich im Gebiet um Rickenbach drei große Wuhrsysteme: Heidenwuhr, Hänner Wuhr und Hochsaler Wuhr. Hier wurde Wasser in kleinen am Hang mit möglichst niedrigem Gefälle geführten Kanälen zum Antrieb von Mühlen und Hammerwerken genutzt. In vielen Fällen waren diese kleinen, rein mechanischen Kraftwerke Ursprung einer späteren industriellen Entwicklung. Vergleichbare Kanalsysteme gibt es auch in Südtirol mit den Walen. Hier werden die Kanäle entlang der fast hangparallelen Walwege heute jedoch in der Hauptsache zu der Bewässerung der großen Apfelplantagen im Tal genutzt.

Die energetische Nutzung von Trinkwasserleitungen bietet sich in Regionen an, die über ein ausreichendes Gefälle im Trinkwassernetz verfügen. Anstelle von Druckminderungsventilen in den Hauptwasserleitungen werden kleine Turbinen eingebaut, die den gleichen Zweck erfüllen und dabei noch Strom erzeugen. So betreiben die Stadtwerke Bühl GmbH seit 1989 eine Wasserkraftanlage im Bereich der Trinkwasserversorgung. Dabei wird das Quellwasser vom Kappler Wald und Heidekopf im Trinkwasserbehälter Immenst eingesammelt und von dort über eine Druckleitung dem Trinkwasserbehälter Jägersteig zugeführt. Durch den Höhenunterschied von 250 m zwischen den beiden Hochbehältern entsteht durch das abfließende Wasser ein Druck von 25 bar. Mit diesem Wasserdruck wird eine Pelton-Turbine angetrieben, die jährlich ca. 300.000 kWh Strom erzeugt.

Da die Wasserkraft bevorzugt an Standorten mit großer Fallhöhe eingesetzt wird, kommt sie traditionell eher im bergigen Binnenland als an der flachen Küste mit ihrer geringen Reliefenergie vor. Die zwischen Ebbe und Flut schwankenden Wasserstände an der Küste haben die Phantasie der Ingenieure ebenso angeregt, wie die Option, die in den Wellen verborgene Energie zu nutzen.

Für eine energetische Nutzung des durch die Gezeiten bereitgestellten Energie wird allgemein ein Tiedenhub von mindestens 5 m vorausgesetzt. Zu den in dieser Hinsicht begünstigten Regionen zählt der Ärmelkanal zwischen England und Frankreich. Hier wurde die Kraft der Gezeiten schon seit dem 11. Jahrhundert in kleinen Anlagen genutzt. Das größte und auch bekannteste Gezeitenkraftwerk wurde dann im Jahre 1966 an der Mündung der Rance bei Saint-Malo in der Bretagne errichtet. Es nutzt einen Tidenhub von 12 bis 18 Metern in 24 Rohrturbinen mit einer Leistung von jeweils 10 MW. Auch wenn sowohl der Wasserstrom bei Ebbe wie bei Flut genutzt werden kann, die Turbinen also in beide Richtungen betrieben werden können, geht die Anlagenleistung in zeitlicher Nähe zum Wechsel zwischen Ebbe und Flut deutlich zurück. Das Kraftwerk St. Malo erreicht damit nur eine jährliche Volllastbenutzungsdauer von ca. 2.200 Stunden. Für die Nutzung der Wellenenergie gibt es mehrere grundsätzlich technisch machbar erscheinende und wirtschaftlich durchaus erfolgversprechende Verfahren.

Pelamis (griechisch für Seeschlange) Wellenkraftwerke haben die Form einer 120 Meter langen und 750 Tonnen schweren Seeschlange, die auf dem Wasser schwimmt und bestehen aus jeweils vier miteinander über Gelenke verbundenen Elementen. Die Bewegung der einzelnen Elemente wird an den Gelenken auf Kolben übertragen, die hydraulische Generatoren antreiben.

Im Jahre 2000 wurde in Schottland das erste Limpet (Land Installed Marine Powered Energy Transformer) Wellenkraftwerk installiert. Durch die auf die Küste zurollende Welle wird im Limpet-Kraftwerk der Wasserspiegel in einer luftdicht abgeschlossenen Kammer erhöht und die Luft darin komprimiert. Über eine Wells-Turbine (nach ihrem Erfinder benannt) wird die komprimierte Luft in eine weitere Kammer gedrückt. Beim Zurücklaufen der Welle senkt sich der Wasserspiegel und die vorher verdrängte Luft wird durch die Turbine wieder zurückgesaugt. Der Vorteil der eingesetzten Turbine besteht darin, dass sie in beide Richtungen arbeiten kann. Der Zeitraum zwischen zwei Wellen wird mittels eines Schwungrades überbrückt.

Das Entwicklungspotential für Wasserkrafttechnik ist mit den heute üblichen Bauweisen mit Sicherheit noch nicht ausgereizt. Die Hoffnung mit weniger Aufwand einen höheren Nutzen erzielen zu können treibt zahlreiche Entwickler noch heute an. Bei jeder heute bekannten Lösung wird jedoch dem fließenden Gewässer Energie entnommen und der elektrischen Nutzung zugeführt. Wasserkraftanlagen, die keinerlei Einfluss auf die natürliche Umwelt haben, kann es aus physikalischen Gründen nicht geben. Einzig eine Minimierung der Beeinträchtigung erscheint möglich.

Als Ergänzung zum Beitrag vom 7. April

Christoph Jehle

Christoph Jehle schreibt über Themen aus den Bereichen Energie und Industrie und befasst sich seit vielen Jahren mit Themen der interkulturellen Kommunikation mit dem Schwerpunkt Südost- und Ostasien.

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Energiewende, mehr Erneuerbare, dezentrale Stromerzeugung, das sind die Schlagworte, die derzeit durch den Raum schwirren, als wären es neue Erkenntnisse. Vieles davon gibt es schon lange und in manchen Regionen hat es sich sogar gegen denkbar viele Widerstände über Jahrzehnte erhalten. Eine dieser Regionen ist das Wiesental im Südschwarzwald, das vom Feldberg, dem höchsten Berg im Schwarzwald nach Süden entwässert und bei Basel in den Rhein mündet. An der Wiese und ihren Zuflüssen sind heute 71 Wasserkraftwerke mit einer gesamten Nennleistung von 12,39 MW in Betrieb. Von den in Süddeutschland häufigen Westwinden und den östlich des Schwarzwaldhauptkamms abregnenden Wolken ausgiebig mit Regen versorgt, sorgen die Turbinen im Wiesental für eine kontinuierliche Stromproduktion. Wie in den meisten Mittelgebirgen waren Wasserkraftanlagen auch im Schwarzwald seit dem Ende des 19. Jahrhunderts Ursprung und Keimzelle der Versorgung mit elektrischem Strom. Zahlreiche dezentrale Kleinkraftwerke vorsorgten Handwerks- und Industriebetriebe und zunehmend auch Privatkunden, die es sich leisten konnten. Mit der Gründung von Landeselektrizitätsgesellschaften wie dem Badenwerk, einer der Vorläufergesellschaften der heutigen EnBW in Karlsruhe, wurden viele kleine Wasserkraftwerke stillgelegt. Oft war die Stilllegung der eigenen Wasserkraft zwingende Voraussetzung für eine Belieferung durch den Regionalversorger. Gerade zu Zeiten des deutschen Wirtschaftswunders wuchs der Strombedarf von Industriebetrieben und kleinen lokalen Stromversorgern. Für viele Wasserkraftanlagen, die teilweise weniger Leistung hatten, als ein heutiger Mittelklasse-PKW, kam spätestens dann das Ende. Mittel und Wege, eine Stilllegung der Eigenerzeugung durchzusetzen, gab es in ausreichender Zahl.

Das Wiesental und hier speziell das hintere Wiesental von Todtnau bis Utzenfeld wich von dieser Entwicklung deutlich ab, weil in diesem Tal die Stromversorgung zu dieser Zeit der Wasserkraft-Stilllegungsaktionen in den Händen der Stadtwerke Todtnau und der Firma Elektrizitätswerk Hödle, einem Familienbetrieb in Utzenfeld lag, deren Vorgehensweise deutlich von den Gebräuchen der großen Regionalversorgern abwich. Vielleicht lag es auch an der Mentalität der häufig als stur beschriebenen Schwarzwäldern, dass an der Wiese nicht nur alte Anlagen überleben konnte, sondern auch zahlreiche neue Werke errichtet werden konnten.

Am Oberlauf der Wiese zwischen Fahl und Utzenfeld werden heute 11 Wasserkraftanlagen mit einer Leistung zwischen 28 und 220 kW betrieben. Die Gesamtnennleistung dieser Anlagen beträgt etwa 790 kW.

So erfolgte schon 1829 die Ansiedlung der heutigen Textilwerke Todtnau Bernauer KG am Ortsausgang der Stadt Todtnau an einer Stelle, an der sich die Wasserkraft der Wiese als Antriebsquelle für eine Spinnerei und Weberei nutzen ließ. Seit 1983 betreibt das zur Bernauer Group zählende Unternehmen Kraftwerk Rotwiese Bernauer KG an der Rotwiese oder Roten Wiese wenige Meter neben der Mündung in die Wiese in Todnau-Brandenberg eine weitere Wasserkraftanlage. Das Wasserkraftwerk der Firma Hödle in Utzenfeld war neben einem zweiten Werk am Zufluss Wiedenbach, der am Belchen entspringt, eine der Stromquellen der örtlichen Stromversorgung.

Am Mittellauf der Wiese zwischen Utzenfeld und Fahrnau werden in Kürze wieder 12 Anlagen zur Stromerzeugung aus Wasserkraft mit einer Einzelleistung zwischen 60 kW und 1 MW betrieben.

In diesem Bereich waren bis in die Mitte der 1970er Jahre auch zwei Wasserkraftwerke des Städtischen Elektrizitätswerks Schönau in Betrieb, eines am städtischen Schwimmbad und ein weiteres im sogenannten Elektrizitätswerk. Mit dem Verkauf des städtischen Stromnetzes an den Vorlieferanten, die damaligen Kraftübertragungswerke Rheinfelden, mussten die Wasserkraftanlagen stillgelegt werden. Die Ausleitungskanäle wurde zugeschüttet. Die heutigen Elektrizitätswerke Schönau EWS gehen auf eine örtliche Bürgerinitiative zurück und haben das städtische Netz 1997 erworben. Am 19 Oktober 2010 meldete die lokale Ausgabe der Badischen Zeitung, dass im Schönauer Ortsteil Schönenbuchen ein neues Wasserkraftwerk mit zwei Turbinen und einer Jahresleistung von 500.000 kWh geplant sei. Eine Realisierung dieses Vorhabens scheint jedoch derzeit nicht mehr vorgesehen. Auch für einen weiteren Standort am südlichen Ortsausgang von Schönau in Wembach konnte keine wasserrechtliche Genehmigung erreicht werden. Ein lokaler Erlenbestand zählt hier bislang zu den nicht zu überwindenden Hindernissen. Früher war zwar nicht alles besser, aber die Abläufe der Genehmigungsverfahren scheinen zumindest im vorvergangenen Jahrhundert weniger Staub aufgewirbelt zu haben. Ein Beispiel hierfür ist das heute von der Energiedienst AG in Rheinfelden betriebene Kraftwerk in Zell-Mambach zählt mit einer Nennleistung von 1 MW zu den größten Anlagen an der Wiese. Das mit zwei Turbinen ausgestattete Werk wurde kurz vor Weihnachten 1899 in Betrieb genommen. Das Triebwasser wird bei Fröhnd aus der Wiese ausgeleitet und über einen etwa vier Kilometer langen Tunnel mit einem Querschnitt von 2 Metern dem oberhalb des Kraftwerks befindlichen Wasserschloss zugeleitet und fällt über ein Druckrohr auf die beiden Francis-Spiral-Turbinen. Über eine gemeinsame Welle treiben die Turbinen den Drehstrom-Synchrongenerator an. Im Gegensatz zu vielen anderen kleinen Wasserkraftanlagen in Deutschland, die mit einem Asynchron-Generator betrieben werden, kann dieses Werk auch dann Strom erzeugen, wenn das lokale Netz vom übergeordneten Versorgungsnetz abgekoppelt wird. Die Jahresproduktion des Kraftwerks wird mit sechs Millionen kWh angegeben.

In der jüngeren Vergangenheit kann der Zeitraum zwischen der ersten Anfrage bei der zuständigen Wasserrechtsbehörde und der Inbetriebnahme der Anlage schon um die 30 Jahre dauern wie das Beispiel der neuen Wasserkraftanlage in Hausen an der unteren Legi zeigt.

Diese mit zwei sogenannten Wasserkraftschnecken (je 19 Meter lang, Durchmesser 3,6 Meter) ausgestattete Anlage soll noch im April 2011 in Betrieb gehen. Betreiber des Werks ist die Wasserkraftwerk Hausen GbR, die von der Energiedienst AG und dem Wasserkraftunternehmer Elmar Reitter gebildet wird. Die Energiedienst AG (früher: Kraftübertragungswerke Rheinfelden AG), die auch das Werk in Mambach betreibt gehört über die Energiedienst Holding AG im Schweizer Laufenburg (früher: Kraftwerk Laufenburg AG) zum Einflussbereich (Aktienanteil: 82 %) Karlsruher EnBW AG. Schon in den 1980er Jahren wollte die Südstrom GmbH aus Rheinstetten bei Karlsruhe an dem gleichen Standort schon eine Wasserkraftanlage errichten, kam dabei jedoch in Konflikt mit dem regionalen Stromversorger KWR, der Gleiches an gleicher Stelle beabsichtigte. Neue Bewegung kam dann wieder in das Projekt, als der Wasserkraftbetreiber Elmar Reitter aus Rechtenstein anstelle der Südstrom in das Projekt eintrat. Zum Ende des Jahres 2009 erteilte dann das zuständige Landratsamt Lörrach dann die Genehmigung für den Bau der Anlage, die ein Investitionsvolumen von rund 3,5 Millionen Euro hatte. Die künftige Jahresproduktion soll bei 1,9 Millionen kWh liegen und rund 1200 Tonnen CO2 pro Jahr vermeiden. Über die 36 Becken des 150 Meter langen Raugerinne-Beckenpasses können Fische und Kleinlebewesen die sechs Meter Fallhöhe der Anlage problemlos überwinden.

Auch am Unterlauf der Wiese von Schopfheim bis zur Mündung der Wiese in den Rhein bei Basel werden 12 Wasserkraftwerke mit einer Nennleistung zwischen 50 kW und 1 MW betrieben, die es auf eine Gesamtleistung von 4,52 MW bringen. Das mit 1 MW größte Werk wird wiederum vom regionalen Stromversorger Energiedienst AG betrieben. Das letzte Werk vor der Mündung gehört den Industriellen Werken Basel, dem Baselstädtischen Stromversorger.

Zusätzlich zu diesen 35 Kleinwasserkraftwerken, die das Wasser der Wiese nutzen kommen noch einmal 36 Werke an den Zuflüssen der Wiese mit einer Gesamtleistung von 2,9 MW. Am Schönenbach, der vom Notschrei an der Wasserscheide zum Dreisamtal Richtung Todtnau entwässert und dort in die Wiese mündet, reihen sich die Kleinwasserkraftanlagen wie auf einer Perlenkette. Von den insgesamt 17 an diesem Bach ausgebauten Standorten sind derzeit bis auf einen alle in Betrieb. Ihre Gesamtleistung beträgt 2,2 MW. Auch der Angenbach, der bei Zell-Mambach in die Wiese mündet wird noch mit acht Kleinanlagen genutzt, die in Summe eine Leistung von 440 kW besitzen. Die verbleibenden 12 Werke verteilen sich auf die anderen Seitentäler rechts und links des Hauptgewässers.

Die Nutzung der Wasserkraft im Wiesental ist Teil einer über viele Jahrzehnte gewachsenen Kulturlandschaft. Während viele Industriebetriebe vorwiegend aus der Textilindustrie in den letzten Jahren abgewandert sind und auch die Bahnstrecke von Zell nach Todtnau abgebaut und in einen Fahrradweg umgewidmet wurde, haben die meisten Wasserkraftanlagen überlebt. Sie fügen sich zumeist so gekonnt in die Landschaft ein, dass der Ortsfremde durchaus Mühe hat, die Standorte zu erkennen. Im Rahmen der Umgestaltung der Elektrizitätsversorgung weg von den fossilen Brennstoffen wie Kohle und Kernkraft könnte auch die Nutzung der Kleinwasserkraft in den deutschen Mittelgebirgen wieder stärker in den Vordergrund rücken. Selbst im mit Kraftwerken schon vergleichsweise dicht bestückten südbadischen Wiesental gibt es noch zahlreiche potentielle Kraftwerksstandorte, die bislang aus den unterschiedlichsten Gründen nicht genehmigungsfähig waren. Ein aktuelle Neubewertung könnte den einen oder anderen davon durchaus aus seinem Dornröschenschlaf erwachen lassen. Zu den Vorteilen der Kleinanlagen zählt der vergleichsweise geringe Eingriff in die Natur und die Nähe zu den Verbrauchern.

Christoph Jehle

Christoph Jehle schreibt über Themen aus den Bereichen Energie (z.B.: Bau von Wasserkraftanlagen. VDE-Verlag, Berlin 2011) und Industrie und befasst sich seit vielen Jahren mit Themen der interkulturellen Kommunikation mit dem Schwerpunkt Südost- und Ostasien. Er bedankt sich bei Herrn Niggl für die Aktualisierung der Kraftwerksdaten und verweist auf den Band „Baden unter Strom“ von Bernward Janzing (http://www.bernward-janzing.de/4579/9801.html)

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Ich muss zugeben, vor Fukushima war Atomkraft für mich kein wirklich großes Thema. Ich war prinzipiell dagegen, aber in der Materie nicht firm genug, um die Argumente gegen den Atomausstieg – keine Möglichkeit, den Atomstrom zu ersetzen – wirklich gegenprüfen zu können. Deswegen befasste sich mein “Grundsätzliches”-Artikel auch hauptsächlich mit den finanziellen Umständen und dem Lobbying. Die Möglichkeit eines Super-GAUs war auf meinem Radar vor Fukushima einfach nicht vorhanden, ich gebe das gerne zu. Und so sehr ich es hasse, in solchen Fällen auf den allgemeinen Entsetzenszug aufzuspringen und “ab heute wird alles anders” zu rufen: in dem Fall tue ich es. Fukushima ist eine Wegmarke in der Geschichte moderner Technologien, die einen Urglauben in die Beherrschbarkeit der Technik nachhaltig erschüttert hat und wohl zu einer noch kaum abschätzbaren Umorientierung führen wird – ähnlich wie der Untergang der unsinkbaren, alle Widrigkeiten beherrschenden, “Titanic” eingangs des 20. Jahrhunderts es für die Zeitgenossen tat.

Der Ausstieg aus der Atomenergie ist so schnell wie möglich zu vollziehen. Die Gründe dafür sollten jedem klar sein. Nicht nur belasten wir uns seit fünf Jahrzehnten mit einer stetig wachsenden Menge Mülls, der noch tausende von Jahren strahlen wird und von dem niemand weiß, wo man ihn lagern soll. Eine in den USA eingesetzte Kommission kam nun auch zu dem Schluss, dass es keine Möglichkeit gibt, selbst im Falle eines geeigneten Lagerorts nachfolgende Generationen sicher zu warnen – wenn unsere Schilder einmal nicht mehr gelesen oder verstanden werden, können immer noch Leute auf den Müll stoßen, ohne zu wissen und zu verstehen, wo das Problem damit liegt. Das kann in zehntausend Jahren der Fall sein, es ist völlig unabsehbar. Atomenergie ist ein Verbrechen an all jenen, die nach uns kommen, das zeigt der Müll deutlich.

Das Risiko ist aber auch für die jetzige Generation eigentlich unzumutbar. Statistisch, darauf hat Urban Priol ätzend hingewiesen, ereignet sich etwa alle 20, 25 Jahre ein Super-GAU. Mit zunehmenden Alter der Meiler steigt die Wahrscheinlichkeit hierfür sogar eher noch an. Nun ist es in der Tat äußerst unwahrscheinlich, dass eine Serie von technischen Pannen hierzulande zu einem Super-GAU führt, oder gar dass ein Flugzeug auf einen Meiler stürzt. Aber die gegen Erdbeben der Stärke 8 sicheren Fukushima-Meiler haben auch dort alle denken lassen, dass es extrem unwahrscheinlich sei, dass etwas passiere. Dann aber kam das Erdbeben Stufe 9, unvorhersehbar und mit fatalen Folgen. Es gibt keinen Grund anzunehmen, dass das hierzulande nicht passieren könnte. Andernfalls würden kaum so viele Menschen Lotto spielen.

Würde beispielsweise der Meiler Neckarwestheim eine ähnliche Entwicklung nehmen wie Fukushima, und müsste eine Zone von rund 40 Kilometern evakuiert werden, beträfe dies die Hälfte von Baden-Württemberg inklusive der Landeshauptstadt Stuttgart. Würde eine echte Kernschmelze mit Explosionen und allem drum und dran nach dem Vorbild Tschernobyl stattfinden, wäre Baden-Württemberg danach für die nächsten paar tausend Jahre eine radioaktive Sperrzone und alle angrenzenden Länder könnten sicher sein, dass sie ihren Teil abbekommen würden. Allein die Vorstellung ist so grausig, dass man den Abschaltknopf gar nicht schnell genug suchen kann.

Die Gegenargumente sind hinreichend bekannt, aber sie überzeugen noch weniger als ehedem. Die regenerativen Energiequellen können so viel Strom nicht bereitstellen? Dann brauchen wir eben mehr oder bessere davon. Die Leitungen verschandeln die Landschaft? Dann baut sie eben unterirdisch. Ja, das ist teurer. Im Zweifel stellt noch ein Gas- oder Kohlekraftwerk hin. Wenn dort etwas schiefgeht, sind die Folgen bei weitem nicht so dramatisch. Die Kosten dieses Energiewandels können eigentlich kein Argument mehr sein. Und ja, bei einem solchen Ausstieg würde es zu schwerwiegenden Verwerfungen in der Wirtschaftslandschaft kommen, weil plötzlich einige riesige Stromkonzerne ihre Geschäftsgrundlage verlören. Ihre Aktien würden massiv einbrechen. Damit muss man leben.

Denn Geld ist ultimativ ersetzbar. Vielleicht steigen die Strompreise durch diesen Ausstieg ein wenig; vermutlich aber müssten sie das gar nicht, wenn man die Macht endlich aus den Händen der Stromkonzerne nähme. Wenn die wirtschaftlichen Konsequenzen aus dem Ausstieg für selbige zu massiv wären, blieben immer noch die Zerschlagung und Dezentralisierung; es würde dem Wettbewerb ohnehin nur gut tun. Das Kartellrecht gibt die Möglichkeiten dafür ohnehin. Geld ist ersetzbar. Ein verstrahltes Land ist es nicht. Der Ausstieg muss kommen, besser heute als morgen, für uns, unsere Kinder, und die Nachfahren in tausend Jahren. Die Atomenergie war ein historischer Irrweg, für den wir bereits teuer bezahlt haben. Sorgen wir dafür, dass die Kosten nicht noch weiter steigen.

Stefan Sasse

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© Stefan Sasse für den Spiegelfechter, 2011.