zek Hydro - Ausgabe 2 - 2026

FACHMAGAZIN FÜR WASSERKRAFT

Kraftwerk Grono nimmt wieder Vollbetrieb auf

Fertigungskompetenz als tragende Säule des Erfolgs

Modulares Konzept für norwegisches Vorzeige-Kraftwerk

Kraftwerk Hansenhütte dringt in neue Leistungsdimension vor

Innovation für maximale Leistung.

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Mag. Roland Gruber Herausgeber | rg@zek.at

GEMEINSAM STARK: WASSERKRAFT MISCHT IM ENERGIEMIX MIT

Die letzten Monate haben uns wieder einmal klar vor Augen geführt, wie außergewöhnlich trockene Winter mit spürbarem Schneemangel der Wasserkraft zusetzen. Das war nun in den Alpen so, aber auch in den nördlichen Regionen Europas, wie etwa in Norwegen. Produktionseinbußen sind die logische Folge. Die Faktenlage ist klar: Nach einem Rekordjahr 2024 folgte 2025 ein drastischer Einbruch. Wie der VERBUND erklärte, ging die Stromerzeugung allein an der Donau um rund 20 Prozent zurück. Ein Minus, das dem Energiebedarf von etwa 300.000 Haushalten entspricht. Die Entwicklung betrifft beileibe nicht nur große Donaukraftwerke, sondern auch kleinere Anlagen. Regionale Unterschiede zeigen zwar, dass manche Standorte stabiler produzieren als andere, doch insgesamt zeichnet sich eine langfristige Verschiebung ab. Der Klimawandel verändert nicht nur die Menge, sondern auch die zeitliche Verteilung der Niederschläge. Wärmere Winter bringen mehr Regen statt Schnee – mit unmittelbaren Auswirkungen auf Zufluss, Speicherung und letztlich die Energieerzeugung. Was bedeutet das für die Zukunft der Wasserkraft? Sicher ist: Sie bleibt eine tragende Säule der Energieversorgung. Doch ebenso klar ist, dass sie allein den wachsenden Energiebedarf nicht decken kann. Der Stromverbrauch wird sich in den kommenden Jahren deutlich erhöhen – angetrieben durch Elektrifizierung, Digitalisierung und steigenden Wohlstand. Gleichzeitig stoßen neue Wasserkraftprojekte zunehmend an Grenzen der Machbarkeit. Gerade deshalb rückt eine Erkenntnis stärker in den Fokus: Die Bedeutung der Wasserkraft liegt nicht nur in ihrer eigenen Produktion, sondern in ihrer Fähigkeit, als verlässlicher Partner im Zusammenspiel mit anderen erneuerbaren Energien ihre Stärken auszuspielen. In Kombination mit Windkraft, Photovoltaik und modernen Batteriespeichern entsteht ein Energiesystem, das flexibler, resilienter und zukunftsfähiger ist. Wasserkraft kann dabei ihre besondere Rolle als regelbare Energiequelle ausspielen – sie gleicht Schwankungen aus und stabilisiert das Netz. Der Ausbau dieser integrierten Systeme ist daher kein optionaler Schritt, sondern eine Notwendigkeit. Energieunternehmen haben das erkannt und investieren verstärkt in Wind- und Solarkapazitäten sowie in Speicherlösungen. Wie eine solche Zukunft konkret aussehen kann, zeigt ein Projekt, das wir in dieser Ausgabe näher vorstellen: die Hybrid-Anlage in Kals am Großglockner (S52-54). Hier wurde ein bestehendes Wasserkraftwerk mit einer Photovoltaikanlage und einem Batteriespeicher zu einem intelligenten Gesamtsystem kombiniert. Das Ergebnis ist nicht nur eine effizientere Nutzung erneuerbarer Ressourcen, sondern auch ein wertvoller Beitrag zur Netzstabilität und regionalen Versorgungssicherheit.

Abschließend möchte ich mich wieder bei allen bedanken, die am Entstehen der vorliegenden Ausgabe mitgeholfen haben. Ich darf Ihnen, liebe(r) Leser(in) eine gute Zeit mit der neuen zek HYDRO wünschen.

Ihr

Mag. Roland Gruber

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03 Editorial

06 Inhalt

AKTUELL

08 Interessantes & Wissenswertes Kurznachrichten

09 Impressum

Z UR SACHE

16 Unglaubliche Potentiale – aber weit weg: Wasserkraft in Ecuador Kolumne Pelikan

PROJEKTE

17 Nach Generalrenovierung erreicht Kraftwerk neue Leistungsdimension Kraftwerk Hansenhütte

PROJEKTE

22 Maschinensätze mit Geschichte erstrahlen in neuem Glanz Kraftwerk Schattenhalb 2

26 Nidelva als Energiequelle: Modulares Wasserkraftkonzept Kraftwerk Kilandsfoss

30 E-Werk mit neuem Schneckenkraftwerk für die Zukunft gerüstet Kraftwerk Gleinstätten

33 Anlage speist ein halbes Jahr nach Spatenstich ins Netz ein Kraftwerk Mühlbach

PROJEKTE

38 Wasserkraft als Synergiefaktor der Beschneiungsinfrastruktur Kraftwerk Rinerhorn

VERANSTALTUNG

42 Renexpo setzt Fokus auf vernetzte Energiesysteme Renexpo 2026

STROMNETZ

44 Was kann die Wasserkraft im Blackout-Fall? Systemresilienz

PROJEKTE

46 Nach Unwetter-Katastrophe: Kraftwerk nimmt wieder Vollbetrieb auf Kraftwerk Grono

50 Nächster Meilenstein einer langjährigen Zusammenarbeit Kraftwerk Weißhaus

TECHNIK

52 Hybrid-Anlage in GroßglocknerGemeinde stärkt Netzstabilität Hybrid-Anlage Kals

BRANCHE

55 Fertigungskompetenz als Erfolgsfaktor bei Global Hydro Fertigung

BRANCHE

60 Lanxess senkt CO2-Fußabdruck durch Grünstrom von Verbund Industrie

TECHNIK

61 Innovative Reinigungstechnik für Wasserkraft-Generatoren Cold PowAir KDL

SCHWERPUNKT

64 Moderne Schmierstoffe für mehr Wirtschaftlichkeit & Umweltschutz Öle & Schmierstoffe

Über zwei neue Rohrsysteme wird nach Fertigstellung Wasser aus dem Grimselsee in den Räterichsbodensee (Bild) und retour fließen.

KWO BAUT NEUES PUMPSPEICHERWERK GRIMSEL 4

Die KWO (Kraftwerke Oberhasli AG) baut ab Juni 2026 mit Grimsel 4 ein neues Pumpspeicherwerk zwischen dem Grimselsee und dem Räterichsbodensee. Grimsel 4 dient dazu, den Betrieb der gesamten Anlage der KWO flexibler zu gestalten, den Wasserhaushalt zwischen den beiden Speicherseen zu vergrößern und damit zu optimieren. Mit dem neuen Kraftwerk sind wichtige Ausgleichsleistungen für die Netzstabilität wie Spitzenlast und Pumpspeicher möglich. Die Anlage wird vollständig unterirdisch gebaut und in das bestehende Kraftwerkssystem eingebunden. Erst kürzlich hat der Verwaltungsrat der KWO den entsprechenden Investitionsentscheid in der Höhe von rund 300 Millionen Franken gefällt. Für Grimsel 4 sind zwei Kraftwerksmaschinen geplant, die sowohl Wasser pumpen als auch turbinieren können; es sind sogenannte reversible Pumpturbinen. Jede dieser Pumpturbinen verfügt über eine Maximalleistung von 84 Megawatt und kann 35 m³ Wasser pro Sekunde bewegen. Ein Frequenzumrichter ermöglicht es, die Drehzahl der Maschine zu verändern und so die Leistung im Pumpbetrieb stufenlos anzupassen. Dadurch kann auch der Turbinenbetrieb effizienter gestaltet werden. Die Produktion lässt sich folglich optimal an die Stromnachfrage anpassen. Mit dem Pumpspeicherwerk Grimsel 4 kann die KWO schnell auf Schwankungen im Stromnetz reagieren. Mit dem Kraftwerk lassen sich zudem primäre und sekundäre Regelenergie produzieren, was für die Netzstabilität im Hochspannungsnetz essenziell ist. Alle neuen Anlagen für das Pumpspeicherwerk Grimsel 4 werden unterirdisch erstellt und mit bestehenden Kraftwerksanlagen der KWO verbunden. Die Bauarbeiten dauern ganzjährig von Juni 2026 bis voraussichtlich Februar 2032.

135 Tonnen in Präzisionsarbeit gemeistert: Das Polrad wurde im Innkraftwerk Braunau Simbach erfolgreich eingehoben und montiert.

POLRAD-EINBAU IM INNKRAFTWERK

BRAUNAU-SIMBACH

Mitte März 2026 wurde im VERBUND Innkraftwerk BraunauSimbach das Polrad in die zweite Maschineneinheit erfolgreich eingehoben. Mit einem Hubgewicht von 135 Tonnen und einem Außendurchmesser von über 8 Metern ist dieses Bauteil ein echtes Schwergewicht. Die Hebeoperation markiert einen wichtigen Schritt in der Revitalisierung des Innkraftwerks. Das Polrad ist das sich drehende Herzstück des Generators und damit ein zentraler Teil der Stromerzeugung. Im Zusammenspiel mit dem feststehenden Stator wird aus dem Magnetfeld des Polrads und der Drehbewegung der Kaplanturbine elektrische Energie erzeugt – genug, um rund 44.000 Haushalte pro Maschine mit sauberem Strom zu versorgen. Die umfassende Revitalisierung des Innkraftwerks, das zwischen 1951 und 1954 errichtet wurde, läuft bereits seit geraumer Zeit auf Hochtouren. Die erste von vier Maschinen wurde bereits erfolgreich umgebaut und liefert seit Mitte Mai 2025 wieder verlässlich und nun noch effizienter grünen Strom ins Netz.

Mit dem erfolgreichen Polrad-Einbau am 13. März dieses Jahres gehen die Montagearbeiten an der zweiten Maschine in die finale Phase.

Das neue Wasserkraftwerk am Wankhamer Wehr an der Ager von KWG soll plangemäß im zweiten Quartal 2027 in Betrieb gehen.

BAUSTART FÜR NEUES AGER-KRAFTWERK DER KWG

Der oberösterreichische Energieversorger KWG startete Mitte November 2025 mit dem Bau eines neuen Wasserkraftwerks am Wankhamer Wehr in der Ager. Mit der Investition in Höhe von rund 20 Millionen Euro wird die regionale Stromproduktion erhöht und gleichzeitig der lokale Hochwasserschutz verbessert. Das neue Wasserkraftwerk wird künftig ca. 10,8 Millionen kWh umweltfreundlichen Strom pro Jahr erzeugen – das entspricht etwa dem Bedarf von 3.000 Durchschnittshaushalten. „Der stetig steigende Strombedarf – insbesondere durch Elektromobilität, Wärmepumpen und Digitalisierung – erfordert den konsequenten Ausbau erneuerbarer Energiequellen. Mit dem neuen Wasserkraftwerk leisten wir einen gewichtigen Beitrag, um unsere Region nachhaltig mit Energie zu versorgen und zugleich stärken wir die regionale Wertschöpfung“, erklärt KWG Geschäftsführer Peter J. Zehetner. Die Inbetriebnahme des Kraftwerks ist für das 2. Quartal 2027 geplant.

Feierlicher Spatenstich für das neue Ager-Kraftwerk mit Vertretern der Standortgemeinde, Projektbetreibern und anderen Involvierten.

IMPRESSUM: Herausgeber: Mag. Roland Gruber | Verlag: Mag. Roland Gruber e.U. zek-Verlag · Brunnenstraße 1 · 5450 Werfen · office@zek.at · M. +43 664 115 05 70 · www.zek.at | Chefredaktion: Mag. Roland Gruber · rg@zek.at · M. +43 664 115 05 70 | Redaktion: Mag. Andreas Pointinger · ap@zek.at | M. +43 664 22 82 323 | Anzeigenleitung & PR-Beratung: Mario Kogler, BA · mk@zek.at · M. +43 664 240 67 74 | Druck: Druckerei Roser · 5300 Hallwang | Verlagspostamt 5450 Werfen · P.b.b. „03Z035382 M“ · Grundlegende Richtlinien: zek HYDRO ist eine parteiunabhängige Fachzeitschrift für Wasserkraft | Abopreis Österreich: € 83,00 · Ausland: € 94,00 · inklusive Mehrwertsteuer | zek HYDRO erscheint 6x im Jahr | Auflage: 8.000 Stück · ISSN: 2791-4089 · 24. Jahrgang.

mit einer Gesamtleistung von rd. 130 MW.

AG / Mathias Lauringer

© Energie

Baufortschritt des Kraftwerks Traunfall im Februar 2026. Die Inbetriebnahme des neuen Kraftwerks ist für 2028 avisiert.

ANDRITZ LIEFERT TURBINEN FÜR SERBISCHE KRAFTWERKE Energotehnika Južna Bačka hat den internationalen Technologiekonzern ANDRITZ damit beauftragt, 10 neue Turbinen für die Modernisierung der Vlasinske-Wasserkraftwerke zu liefern. Diese bilden seit langem eine wichtige Säule des serbischen Stromnetzes. Die Vlasinske-Kaskade am Fluss Vrla umfasst vier Wasserkraftwerke, die seit 1955 in Betrieb sind und derzeit über eine installierte Gesamtleistung von ca. 130 MW verfügen. Die Modernisierung stellt den zuverlässigen Betrieb auch in Zukunft sicher und erhöht die installierte Leistung um 8 MW – ein Beitrag zur Stärkung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Südserbien. Der Vertrag umfasst die Konstruktion, Fertigung, Installationsüberwachung und Inbetriebnahme von 4 Pelton- und 6 Francisturbinen sowie der zugehörigen Ausrüstung. Während der Modernisierungsarbeiten ist die unterbrechungsfreie Elektrizitätserzeugung sichergestellt. Durch die Modernisierung trägt ANDRITZ dazu bei, die Effizienz, Zuverlässigkeit und Sicherheit der VlasinskeKraftwerke langfristig zu verbessern.

NEUBAU VON KW TRAUNFALL SCHREITET VORAN

Nach dem erfolgreichen Rückbau des Kraftwerks Siebenbrunn sowie dem Abbruch der bestehenden Wehranlage schreiten die Bauarbeiten nun zügig voran. Mit einem Investitionsvolumen von rd. 190 Mio. Euro entsteht das drittgrößte Kraftwerk der Energie AG an der Traun und damit saubere Energie für 35.000 Haushalte. Der Probebetrieb des Kraftwerks ist für 2028 geplant. Ein Meilenstein der Tunnelbauarbeiten ist der Oberwasserstollen. „Wir setzen dabei überwiegend auf klassischen Sprengvortrieb. Pro Tag erfolgt aktuell ein Vortrieb von ca. 6 bis 7 Metern. In den letzten Wochen konnten rd. 200 Meter vorgetrieben werden“, so Projektleiter Maximilian Zillig. Die Länge von Oberwasserstollen und Oberwasserkanal bis zur Wehranlage beträgt ca. 700 Meter. Der Neubau ersetzt die bestehenden Anlagen Gschröff, Siebenbrunn und das aktuelle Kraftwerk Traunfall, die das Ende ihrer Lebensdauer erreicht haben. Die Errichtung dieser Anlagen geht bis ins Jahr 1888 zurück. Bereits in der Projektierung wurde den sensiblen ökologischen Rahmenbedingungen vor Ort besondere Aufmerksamkeit gewidmet.

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Blick auf den Lac Noir in den Vogesen: Der Stausee bildete das Unter becken des Pumpspeicherkraftwerks Lac Blanc /

Spatenstich im Meiental (v. l.): Christian Gisler, Wendelin Loretz, Beat Baumann, Werner Jauch, Hermann Epp und Kurt Schuler

BAUSTART FÜR KW MEIENTAL OFFIZIELL GEFEIERT

Die Bauarbeiten für das Kraftwerk Meiental laufen seit September 2025 und sind auf Kurs. Es handelt sich um das aktuell größte von drei Wasserkraftprojekten in der Schweiz, die im Bau sind. Am 11. März wurde der offizielle Spatenstich für das 40-Mio.-Projekt in Anwesenheit zahlreicher Gäste gefeiert. Werner Jauch, Verwaltungsratspräsident der Kraftwerk Meiental AG und CEO von Hauptaktionär energieUri, betonte: „Der heutige Tag ist ein guter Tag für die lokale und erneuerbare Energieproduktion. Der Neubau des Kraftwerks Meiental ist das 15. Wasserkraftprojekt, das energieUri allein oder zusammen mit Partnern seit 2006 im Kanton Uri umsetzen kann.“ Ab voraussichtlich Ende 2028 wird es mit einer Leistung von 10 MW jährlich 34 GWh erneuerbaren Strom produzieren.

IHR SPEZIALIST

Die EVN modernisiert den Standort Rosenburg, wobei wesentliche Faktoren wie Stau- und Fallhöhe erhalten bleiben.

EINIGUNG EBNET WEG FÜR EVN-KRAFTWERK ROSENBURG

Nach jahrelangem Streit um das Wasserkraftwerk Rosenburg gibt es nach übereinstimmenden Meldungen in den niederösterreichischen Medien nun eine Einigung: Die EVN wird die Anlage modernisieren, kommt dabei aber den Forderungen von Natur- und Umweltschutzorganisationen entgegen. Geplant ist eine Erneuerung von Krafthaus, Technik und Staumauer, wobei zentrale Faktoren wie Stau- und Fallhöhe erhalten bleiben. Zusätzlich sind freiwillige Maßnahmen vorgesehen, etwa eine höhere Wasserabgabe und ökologische Verbesserungen im Flussbereich. Der Konflikt reicht bis nach dem Hochwasser 2002 zurück und verschärfte sich mit den Ausbauplänen der EVN ab 2015. Kritik gab es vor allem wegen möglicher Eingriffe in geschützte Naturgebiete.

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STABILE MESSWERTE FÜR RESILIENTE WASSERWIRTSCHAFT

Extreme Wetterereignisse, steigende Anforderungen an die Trinkwasserqualität und komplexere Abwasserprozesse setzen Betreiber zunehmend unter Druck. Eine nachhaltige und widerstandsfähige Wasser- und Abwasserinfrastruktur braucht daher vor allem eines: verlässliche Messwerte, auch unter schwierigen Bedingungen. Wie moderne Füllstand- und Druckmesstechnik dazu beiträgt, Prozesse dauerhaft stabil und effizient zu halten, zeigt VEGA vom 4. - 8. Mai 2026 auf der IFAT in München am Stand C1.239. Interaktive Demonstrationen am Messestand verdeutlichen die Leistungsfähigkeit der Sensoren unter realistischen Einsatzbedingungen. Ein Schwerpunkt liegt auf der Abwasserbehandlung. Präzise und stabile Messwerte sind in allen Prozessstufen unverzichtbar: vom Zulauf über Pumpwerke, Sedimentation und Belüftung bis zur Schlammentwässerung und Ablaufkontrolle. Selbst bei Schaum, Dämpfen, Anhaftungen oder wechselnden Medienbedingungen liefern VEGA-Sensoren zuverlässig reproduzierbare Ergebnisse – auch dort, wo andere Messverfahren an ihre Grenzen stoßen. So lassen sich Überläufe vermeiden, Energieverbräuche optimieren, Stillstände reduzieren und Prozesse langfristig stabilisieren. Darüber hinaus präsentiert VEGA Lösungen für das sichere und effiziente Wassermanagement - von der Trinkwasserversorgung über den Hochwasserschutz bis zur Überwachung kritischer Infrastrukturen. Präzise Füllstand- und Druckmesstechnik gewährleistet den sicheren Betrieb von Becken, Speichern, Rohrleitungsnetzen und offenen Gerinnen. Intelligente Grenzschalter unterstützen automatisierte Alarmund Steuerprozesse und erhöhen die Betriebssicherheit auch unter extremen Umwelt- und Belastungsbedingungen.

Die Instandhaltungsarbeiten am Speicher Soboth sollen bis Ende Juni 2026 abgeschlossen sein.

INSTANDHALTUNGSARBEITEN AM SPEICHER SOBOTH

Im Frühling 2026 führt der Kärntner Energieversorger Kelag auf der Dammkrone der Sperre Feistritzbach des Speichers Soboth Instandhaltungsarbeiten durch. Neue Vorgaben der Staubeckenkommission des zuständigen Bundesministeriums zum Hochwasserschutz machen es notwendig, die Asphaltkerndichtung des Staudammes um ca. 60 cm zu erhöhen. Die Asphaltkerndichtung des Dammes verläuft unter der B 69, die über den Damm führt. Deshalb haben diese Instandhaltungsarbeiten Auswirkungen auf den Straßenverkehr. „Als ersten Schritt müssen wir den Straßenbelag auf der Dammkrone entfernen“, sagt Kelag-Projektleiter Christoph Matzer. „Danach verlängern wir den vertikalen Asphaltdichtkern des Dammes um zirka 60 cm nach oben. Als dritten Schritt wird die Fahrbahn über die Dammkrone neu asphaltiert.“ Mit den Arbeiten wurde am 9. März begonnen, bis Ende Juni sollen sie abgeschlossen sein. „Während dieser Instandhaltungsarbeiten steht für den Verkehr auf der B 69, der südsteirischen Grenzstraße, immer ein Fahrstreifen zur Verfügung, der Verkehr muss wechselseitig angehalten werden“, erläutert Matzer. „Keine Auswirkungen haben die Arbeiten auf den Betrieb des Pumpspeicherkraftwerkes Koralpe und auf die Freizeitnutzung des Speichersees Soboth.“ Die Kelag investiert rund eine Million Euro in die Instandhaltungsarbeiten an der Dammkrone des Speichers Soboth. Das Pumpspeicherkraftwerk Koralpe ist seit Beginn der 1990er Jahre in Betrieb. Es verfügt über eine Erzeugungsleistung von 50 MW und über eine Pumpleistung von 35 MW. Im Regeljahr erzeugt das Kraftwerk, dessen Speichersee sich im Grenzgebiet zwischen Kärnten und der Steiermark befindet, ca. 80 Millionen kWh Strom.

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Bürgermeister Stefan Löffler, LH-Stv. Stephan Pernkopf und EVN Vorstandsdirektor Stefan Stallinger (v.l.) beim offiziellen Spatenstich

EVN BAUT ÖSTERREICHS GRÖSSTEN BATTERIESPEICHER

Am Standort des Energieknotens Theiß entsteht durch die niederösterreichische EVN Österreichs größtes Batteriespeicherprojekt. Mit einer Leistung von 70 MW und einer Kapazität von 140 MWh wird der neue Großspeicher ein zentrales Element für Netzstabilität und Versorgungssicherheit in Niederösterreich und darüber hinaus. „Mehr Speicher heißt mehr Versorgungssicherheit, weniger Abhängigkeit und bedeutet auch eine Entlastung der Netze. Das ist gerade wichtiger denn je und wird auch so bleiben. Sinkende Stromtarife und der Ausbau der Speicher sind daher Schritte, um das Leben wieder leichter und unser Land sicherer zu machen. Der neue Batteriespeicher könnte etwa alle Haushalte in St. Pölten rund 12 bis 14 Stunden mit Strom versorgen“, erklärt LH-Stellvertreter Stephan Pernkopf. Die Inbetriebnahme soll im 3. Quartal 2027 erfolgen. Rund

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Roth ist ab Anfang Juni als CEO der Repower AG tätig.

MICHAEL ROTH WIRD NEUER REPOWER CEO

Der Verwaltungsrat der Graubündner Repower AG hat Michael Roth zum neuen CEO von Repower ernannt. Seit vier Jahren leitet Michael Roth den Geschäftsbereich Produktion & Netz bei Repower. Die Funktion des CEO übernimmt er am 1. Juni 2026. Michael Roth (51) verfügt über langjährige Führungserfahrung in der Energiebranche. Zuvor war er neun Jahre Direktor der Engadiner Kraftwerke sowie zehn Jahre beim Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz) tätig, zuletzt als Head of Production & Trading. „Ich freue mich darauf, Repower gemeinsam mit unseren Mitarbeitenden in einer wichtigen Phase weiterzuentwickeln. Repower ist nicht nur dank der Kraftwerke und Netzanlagen, sondern auch dank des starken Energiehandels und den internationalen Aktivitäten für die Bündner Volkswirtschaft von zentraler Bedeutung“, so

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SCHWARZENBACHTALSPERRE WIRD ENTLEERT

Zum vierten Mal in ihrer Geschichte steht die 14 Mio. Kubikmeter Wasser fassende Schwarzenbachtalsperre bei Forbach (Schwarzwald) vor einer vollständigen Entleerung, berichtet

Betreiber EnBW Ende März. Nach früheren Leerungen in den Jahren 1935, 1952 und 1997 folgt nun erneut eine Absenkung des Wasserspiegels, um geplante Revisionsarbeiten an der Anlage durchzuführen. Bis Oktober 2026 werden Verschlussvorrichtungen an der Staumauer erneuert, Beton- und Metallteile instandgesetzt und neue Strukturen im Uferbereich geschaffen, die Fischen als Lebens- und Rückzugsräume dienen sollen. Nach Abschluss der Arbeiten wird die Talsperre wieder neu mit Fischen besetzt. Anfallender Niederschlag und die Zuflüsse werden während der Baumaßnahmen über den Schwarzenbach und die Raumünzach umgeleitet. Aufgewirbelte Sedimente können das Wasser in dieser Zeit braun färben, eine Gefährdung besteht nicht.

OBERBAYERN ALS ZENTRUM DER ENERGIEBRANCHE

Zwei Tage lang stand das oberbayerische Neuötting im Mittelpunkt der Energiewende: Zur 33. Jahrestagung der Arbeitsgemeinschaft Bayerischer Solarinitiativen (ABSI) kamen am 20. und 21. März 240 Fachleute aus Deutschland und Österreich zusammen. Gastgeberin des Branchentreffens war in diesem Jahr die Energiegenossenschaft EGIS eG. Höhepunkt des ersten Veranstaltungstages war eine Abendveranstaltung mit dem Astrophysiker und Wissenschaftskommunikator Harald Lesch im Stadtsaal Neuötting. „Energiegenossenschaften spielen eine überragende Rolle für die Energiewende. Ohne sie wäre der erforderliche Wandel nicht möglich – denn Energie gehört in Bürgerhand. Genau deshalb unterstütze ich Veranstaltungen von Genossenschaften wie der EGIS eG sehr gerne: Sie zeigen, wie viel vor Ort entsteht, wenn Menschen gemeinsam Verantwortung übernehmen. Ihre Region macht vor, wie es gehen kann“, sagte Harald Lesch.

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UNGLAUBLICHE POTENTIALE – ABER WEIT WEG

Ja, trotz Ruhestand treibt es mich um – unter anderem nach Lateinamerika – genauer gesagt nach Ecuador. Ein Land, in dem aktuell etwa 69 % der Stromerzeugung aus Wasserkraft stammen. Zum Vergleich: in Österreich kommen rund 60 % des Stroms aus der Wasserkraft – und wir stehen im internationalen Vergleich ziemlich gut da. Aber Ecuador ist einen Dreh weiter.

Und es gibt noch einen wesentlichen Unterschied: Österreich hat seine Potentiale schon zu einem erheblichen Anteil genutzt – in Ecuador hingegen gibt es noch hoch attraktive Standorte mit enormen Fallhöhen. Ist ja auch kein Wunder: Ecuador liegt in den Anden, einem rund 7.000 km langen Gebirgszug mit rund 100 Gipfeln über 6.000 m.

Den Schritt über den großen Teich wagen Warum erzähle ich Ihnen das? Ich möchte Sie gerne für ein Land und eine Region begeistern, die ich inzwischen mehrfach besuchen durfte und die für einen Natur- und Wasserkraft-affinen Menschen einfach großartig ist.

Eine Mehrzahl österreichischer Turbinenhersteller haben schon seit vielen Jahren ihre wirtschaftlichen „Zielgebiete“ auf Lateinamerika ausgedehnt und haben damit Erfolg. Einige andere Unternehmen sind noch eher zurückhaltend, weil „es halt doch recht weit weg ist“. Ich möchte auch diese Unternehmen ermutigen, den Schritt über den großen Teich zu wagen. Und dabei geht es nicht nur um die Turbinenindustrie, sondern auch um alle anderen Gewerke, die die Wasserkraft braucht wie z.B. Rohre, Generatoren, Stahlwasserbau etc. Insbesondere Österreich kann höchste Qualität und uneinholbare Erfahrung anbieten.

Hohe Wirtschaftlichkeit der potenziellen Standorte

In den letzten Monaten habe ich mich intensiv mit potentiellen Projekten befasst und konnte insgesamt 100 mögliche Kraftwerksstandorte identifizieren. Mittlere Leistung: 18 MW, mittlere Fallhöhe: 450 m. Ich denke, das sagt definitiv genug

über die wirtschaftliche Qualität dieser Projekte aus. Ich möchte damit nicht sagen, dass es ein „Kindergeburtstag“ ist, in Ecuador Kraftwerke zu bauen, aber in Österreich ist diese Art von Projekten schon lange „ausverkauft“. Selbstverständlich gibt es umweltrelevante Einschränkungen, aber das ist für einen gelernten Österreicher ja auch nichts Neues! Ein Fallbeispiel für technikaffine Leser: 830 m Nettofallhöhe, MQ von rund 3 m³/s. Rohrleitungslänge 2.500 m. Das ist echt steil aber geht’s noch viel besser?

Unabhängig von diesen Qualitäten: Die Einbindung der lokalen Bevölkerung und die Berücksichtigung ihrer Wünsche und Bedürfnisse hat auch in Ecuador hohe Priorität. Nur damit kann eine Identifikation der Bevölkerung mit dem neuen Kraftwerk und dessen langfristige Erhaltung und Funktion erreicht werden. Kluge Eigentümer wissen das.

Hydrologische Daten oft mangelhaft erfasst

Ich möchte auch nicht verheimlichen, dass die eher magere Verfügbarkeit hydrologischer Daten insbesondere bei kleineren Gewässern eine unerfreuliche Schwachstelle im System darstellt. Existierende Pegelstellen sind veraltet, und über die Qualität der Messdaten lässt sich fraglos trefflich streiten.

Und fraglos gibt es eine Reihe von Risiken, die im Zuge einer umfassenden Vorstudie abgeklärt werden müssen. Diese Risiken müssen seriöser Weise minimiert oder durch geeignete Mechanismen abgesichert werden. All das ist neben dem „Kerngeschäft“ des möglichst verantwortungsvollen Engineerings absolut unverzichtbar. Gerade in dieser Hinsicht gibt es große Unterschiede zwischen verschiedenen Ländern Lateinamerikas.

Ich würde mich sehr freuen, wenn wir einander in Lateinamerika einmal über den Weg laufen. Mit meiner Unterstützung können Sie rechnen.

Ihr Pelikan

Das von Grund auf erneuerte Kleinwasserkraftwerk wurde mit einer Kaplan-Turbine von der GUGLER Water Turbines GmbH ausgestattet.

KRAFTWERK HANSENHÜTTE ERREICHT NACH GENERALERNEUERUNG NEUE LEISTUNGSDIMENSION

Innerhalb kurzer Zeit hat der österreichische Kettenspezialist pewag zwei seiner eigenen Kleinwasserkraftwerke umfassend erneuert. Das jüngste pewag-Wasserkraftprojekt wurde mit der Inbetriebnahme des neuen Maschinensatzes beim Kraftwerk Hansenhütte im November 2025 im steirischen Kapfenberg abgeschlossen. Bei der umfassenden Erweiterung der bestehenden Anlage wurde der Stahlwasserbau an der Wehranlage modernisiert sowie die Triebwasserstrecke durch die Verlegung einer neuen Druckrohrleitung um insgesamt 530 m verlängert. Im neuen Maschinengebäude sorgt eine auf 718 kW Engpassleistung ausgelegte Kaplan-Turbine von der GUGLER Water Turbines GmbH für ein Maximum an Effizienz. Dank der grundlegenden Erneuerung konnte sowohl die Leistungs- als auch die Erzeugungskapazität des betriebseigenen Kleinwasserkraftwerks erheblich gesteigert werden. In Kombination mit der bestehenden PV-Anlage kann die pewag in Kapfenberg nun mehr als die Hälfte des Eigenstrombedarfs aus erneuerbaren Ressourcen erzeugen.

Die Wurzeln der pewag group, die zu den weltweit führenden Kettenherstellern gehört, reichen viele Jahrhunderte zurück. Noch heute ist die pewag mit dem Kettenwerk Brückl im Kärntner Görtschitztal an jenem Standort ansässig, an dem im Jahr 1479 die erste urkundliche Erwähnung eines Schmiedewerks belegt ist. Von dort ausgehend entwickelte sich eine global aktive Unternehmensgruppe mit heute rund 2.000 Mitarbeitern, deren Portfolio von Schneeketten über die Anschlag- und Fördertechnik, Reifenschutz und Hebezeug bis hin zu Heimwerker-Lösungen reicht. Um die energieintensiven Produktionsprozesse mit Strom zu versorgen, setzt pewag traditionell auf die Nutzung der Wasserkraft. Beim Stammwerk in Brückl erfolgte zwischen Herbst und Frühjahr 2023 die Kompletterneuerung des 115 Jahre alten Kleinwasserkraftwerks. Gut zweieinhalb Jahre danach ging im November 2025 bei der steirischen pewag-Nie-

derlassung in Kapfenberg das ebenfalls von Grund auf erneuerte Wasserkraftwerk Hansenhütte erstmals in Betrieb.

Grunderneuerung für Traditionskraftwerk

Das Kraftwerk Hansenhütte ist zwar nicht ganz so alt wie die Anlage in Brückl, die in den 1940er-Jahren gefertigte FrancisSchachtturbine hatte aber dennoch ihr technisches Lebensende erreicht. „Die Turbine war ursprünglich auf eine Eng-

Den kompletten Stahlwasserbau für den neu gestalteten Einlaufbereich des Kraftwerks lieferte der steirische Branchenexperte S.K.M.

passleistung von 240 kW ausgelegt, aufgrund ihres Zustands konnte die Maschine ihre volle Leistungskapazität in den letzten Jahren aber bei weitem nicht mehr voll abrufen“, sagt pewag-Betriebsleiter Marcel Schwaiger. Um die betriebseigene Stromproduktion wieder auf Vordermann zu bringen, wurde eine grundlegende Erneuerung des Traditionskraftwerks beschlossen. Die in Klagenfurt ansässige Geos Consulting Ziviltechniker GmbH hat Kraft ihrer langjährigen Expertise auf diesem Sektor, in enger Zusammenarbeit mit der Projektwerberin, umfangreiche Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt. Die nunmehr ausgeführte Variante ist das Ergebnis dieser Untersuchungen. Die Geos Consulting ZT GmbH wurde in Folge mit der Generalplanung der Anlage, von der Einreichplanung über sämtliche Ausschreibungen und die örtliche Bauaufsicht, betraut. „Der Tradition der Geos ZT GmbH folgend, haben wir die Entwürfe so gestaltet, dass der nachfolgende Bauablauf erheblich vereinfacht wurde. Dem folgend wurde etwa das Krafthaus so konzipiert, dass der Einbau des Maschinensatzes in einem einzigen Betoniervorgang erfolgen konnte. Die Gesamtbauzeit konnte somit vom Baubeginn bis zum Start des Probebetriebes auf neun Monate reduziert werden“, so der Projektleiter DI Georg Fuchs von der Geos ZT GmbH. Parallel zum Kraftwerksprojekt wurde die betriebliche Wasserversorgung am Werksstandort der pewag durch eine neue Brunnenanlage an den Stand der Technik angepasst. Dem Anliegen der Konzernführung für einen nachhaltigen Umgang mit den Ressourcen folgend wurde der gesamte Rücklauf aus dem geschlossenen Kreislauf der betrieblichen Wasserversorgung in die Kraftwerksanlage eingeleitet.

Obwohl man das Kraftwerk Hansenhütte im Prinzip als neu bezeichnen könnte, sind dennoch zentrale Teile der Kraftwerksinfrastruktur erhalten geblieben. Dazu zählten etwa die Wehrklappe an der Wasserfassung am Thörlbach und der obere, rund 250 m lange Abschnitt der Triebwasserstrecke, der aus einem betonierten Schacht im Erdreich besteht. Bei der alten Anlage wurde das Triebwasser nach dem Stollen mit einer Rohrbrücke über das Gewässer geleitet und unmittelbar danach im Krafthaus auf der anderen Uferseite turbiniert. Bei der Kraftwerkserneuerung wurde der Triebwasserweg deutlich verlängert, erklärt Betriebsleiter Marcel Schwaiger: „An der Rohrbrücke wurde ein Übergang erstellt, an den die neue Druckrohrleitung anschließt, das neue Krafthaus befindet sich nun rund 500 m weiter bachabwärts vom alten Standort. Durch die Verlegung des Krafthauses wurde zwar ein beträchtlicher Zuwachs an Fallhöhe erzielt, gleichzeitig ist bei identischer Ausbauwassermenge aber auch eine Fast-Verdopplung der Restwasserdotation auf mindestens 850 l/s vorgeschrieben worden. Trotz dieser Auflage hat sich das Projekt auf alle Fälle bezahlt gemacht, das Leistungsvermögen und die Erzeugungskapazität der Anlage sind erheblich gestiegen.“

Stahlwasserbau erneuert und adaptiert

Mit der Erneuerung des Stahlwasserbaus an der Wehranlage wurde wie beim pewag-Kraftwerk in Brückl die steirische S.K.M. GmbH beauftragt, deren Geschäftsführer Sepp Köhl als Besitzer eines Kleinwasserkraftwerks bestens über die Ansprüche von Wasserkraftbetreibern Bescheid weiß. Der völlig neu gestaltete Einlaufbereich wurde von S.K.M. mit einem Feinrechen mit horizontalem Stabprofil ausgestattet. Der 6 m lange bzw. 1,2 m hohe Schutzrechen wurde mit strömungsoptimierten Rechenstäben ausgeführt, die einen vollen Zahneingriff der Putzharke ermöglichen. Für die Reinigung des Rechens von Treibgut und Geschwemmsel sorgt eine Rechenreinigungsmaschine mit Zahnstangenantrieb, die eine Schubkraft von bis zu 1,5 t erreicht. Das vom Schutzrechen entfernte Geschwemmsel wird von der Putzharke zu einem Spülschütz mit aufgesetzter Klappe befördert, über den es auf direktem Weg in den Unterwasserbereich abgeführt wird. An der bestehenden Wehrklappe sorgte S.K.M. für die Erneuerung des Antriebszylinders, wobei sich die Wasserhaltungsmaßnahmen beim Einbau des neuen Zylinders lt. S.K.M.-Projektleiter Jonas Hoffellner als herausfordernd darstellten. Zudem wurde an der Wehrklappe ein Notschwimmer inkl. Notablassventil installiert, womit an der Wehranlage der Stand der Technik hergestellt wurde. Komplettiert wurde der Leistungsumfang der Steirer durch mehrere Absperr- und Regulierschütze, das Hydraulikaggregat sowie die Verrohrung der Hydraulikleitungen.

530 m GFK-Rohre verlegt

Für den neuen, insgesamt 530 m langen Abschnitt des Triebwasserwegs wurden glasfaserverstärkte Kunststoffrohre (GFK) vom Hersteller Amiblu verlegt, wie sie auch beim pewagKraftwerk in Brückl eingesetzt wurden. Der verlängerte Kraftabstieg hat eine durchgängige Dimension von DN1800 und wurde mit im Wickelverfahren hergestellten Rohren des Typs Flowtite hergestellt. Die im Vergleich zu duktilen Gussrohren weitaus leichteren GFK-Rohre vereinen eine ganze Reihe von Vorteilen, die Wasserkraftbetreiber rund um den Globus zu schätzen wissen. Dazu zählen unter anderem die hervorragenden hydraulischen Fließeigenschaften, die aus den äußerst glatten Rohrinnenflächen resultieren, Reibungsverluste beim

Die um 530 m verlängerte Druckrohrleitung wurde mit GFK-Rohren vom Hersteller Amiblu in der Dimension DN1800 ausgeführt.

Triebwassertransfer werden dadurch auf ein Minimum reduziert. Zudem gewährleistet das Material eine niedrige Druckwellen-Fortpflanzungsgeschwindigkeit, wodurch im Extremfall Druckstöße und Wasserschläge während des Anlagenbetriebs verringert werden. Die Amiblu-Rohre sind über einen weiten pH-Bereich korrosionsbeständig und benötigen weder Kathoden noch andere zusätzliche Schutzmaßnahmen. Bei der Rohrverlegung ermöglicht das anwenderfreundlichen Muffensystems ein schnelles Voranschreiten der Montagearbeiten.

GUGLER liefert Komplettpaket

Bei der elektromechanischen Ausstattung des neuen Maschinengebäudes setzten die Betreiber auf den renommierten

Einheben der Turbinenspirale auf das bereits zuvor montierte Saugrohr

Wasserkraftallrounder GUGLER Water Turbines GmbH. Die Oberösterreicher schnürten für das Projekt ein Komplettpaket, das im Wesentlichen aus einer vertikalachsigen Kaplan-Turbine und einem Generator, dem Hydraulikaggregat und der Wasserkühlung für den Generator bestand. „Wir sind zwar hauptsächlich international aktiv, haben aber auch in Österreich eine ganze Reihe von Kraftwerken mit unseren Lösungen ausgestattet. In der Obersteiermark etwa haben wir in Trofaiach, das rund 40 Autominuten von Kapfenberg entfernt liegt, vor wenigen Jahren die Kraftwerke Vordergössgraben und Hintergössgraben mit jeweils einer Pelton-Turbine ausgestattet. Für das Kraftwerk Hansenhütte wurde gleich nach der Vertragsunterzeichnung im Herbst 2024 mit dem Turbinendesign

Mehr Leistung, Weniger Druckstoß

Optimale hydraulische Eigenschaften mit GFK-Druckleitungen

• Einfache Verlegung in jedem Gelände

• Sehr hohe Abrieb- und Schlagfestigkeit

• Erfahrene Anwendungstechnik vom Hersteller

Endmontage des komplett vormontiert ausgelieferten Antriebsstrangs

gestartet, die Auslieferung erfolgte bereits im August 2025. Damit konnten wir den ursprünglichen Liefertermin sogar um zwei Monate unterbieten“, erklärt GUGLER-Projektleiter Stefan Falkner. Mit der Ausführung der elektro- und regelungstechnischen Ausstattung des Kraftwerks wurde das niederösterreichische GUGLER-Tochterunternehmen H&W Control GmbH beauftragt, das für die Automatisierung der Anlage sorgte. Die hochentwickelte Steuerungslösung von H&W sorgt für den vollautomatischen Betrieb der Turbine und der Wasserfassung, ermöglicht aber auch einen sicheren Zugriff und die Überwachung aus der Ferne.

Einbaufertiger Antriebsstrang

Bei einer Ausbauwassermenge von 6,8 m³/s und 13,4 m Bruttofallhöhe lag es auf der Hand, dass eine Kaplan-Turbine die ideale Lösung für das Kraftwerk darstellt. „Aufgrund der beträchtlichen Durchflussmenge von fast 7 m³/s hat die TurbinenSpirale einen ziemlich großen Durchmesser. Wegen der relativ

hohen Drehzahl der Turbine ist dafür der wassergekühlte Synchron-Generator vergleichsweise klein ausgefallen. Durch die geringe Baugröße des Generators konnte dieser direkt mit dem Laufrad gekoppelt werden, was sich in weiterer Folge günstig auf die Herstellungskosten auswirkte, denn man ersparte sich dadurch die Lagerung der Turbinenwelle sowie die Kupplung zur Generatorwelle“, erklärt Stefan Falkner. Um die Endmontage des Maschinensatzes zu begünstigen, wurde der komplette Antriebsstrang inklusive Generator und Laufrad im Werk vormontiert und als einbaufertige Einheit nach Kapfenberg geliefert. Die zuvor im Krafthaus montierte Turbinenspirale musste aufgrund ihrer beträchtlichen Abmessungen mittels Sondertransport zugestellt werden. Damit es auf der Baustelle zu keinen Verzögerungen bzw. Stehzeiten kommt, sorgte GUGLER für die genaue Taktung von Fertigung, Transport und Montage der Turbinenkomponenten. „Trotz der begrenzten Platzverhältnisse im Krafthaus konnte die Montage des Antriebsstrangs, der unter Zuhilfenahme eines Mobilkrans eingehoben wurde, schnell umgesetzt werden. Unsere Monteure haben definitiv ein Lob verdient, sie haben unter schwierigen Rahmenbedingungen eine Top-Leistung abgeliefert. Man muss aber auch dazu sagen, dass wir uns im Vorfeld viele Gedanken gemacht haben, wie der Einbau möglichst reibungslos ablaufen kann“, betont Stefan Falkner.

Maschinensatz für breites Betriebsband

Bei der Konstruktion der Maschine legten die GUGLER-Ingenieure hohen Wert auf deren Wartungsfreundlichkeit. Sollte es erforderlich sein, kann der Antriebsstrang der Turbine unkompliziert ausgehoben werden. Selbstverständlich war aber auch die Leistungsfähigkeit der Maschine, die bei vollem Wasserdargebot 718 kW Engpassleistung erreicht, beim Designprozess von höchster Priorität, so Stefan Falkner: „Grundsätzlich läuft die Maschine dank der mittels Indexmessung optimierten Zuordnung von Laufrad und Leitapparat sehr stabil und ruhig. Ihre Stärken kann die mittels verstellbarer Laufradflügel und Leitapparat doppelt regulierte Turbine bei geringem Wasserdargebot voll ausspielen. Das hat die Maschine gleich nach der Inbetriebnahme im November des Vorjahres – nach Erhalt des Kalibrierungsberichts zur Pflichtwasserabgabe – unter Beweis gestellt. Trotz der jahreszeitlich bedingten geringen Zu-

TECHNISCHE DATEN

• Ausbauwassermenge: 6,8 m³/s

Bruttofallhöhe: ca. 13,4 m

• Druckrohrleitung: GFK

Länge: 530 m

• Ø: DN1800

Hersteller: Amiblu

• Turbine: Kaplan-Turbine mit Stahlspirale, doppeltreguliert

Turbinenachse: Vertikal

Ø Laufrad: 1.070 mm

Engpassleistung: 718 kW

Hersteller: GUGLER Water Turbines GmbH

• Generator: Synchron

Kühlsystem: Wasser

• Spannung: 400 V

Nennscheinleistung: 795 kVA

• Hersteller: Marelli Motori Jahresarbeit: ca. 3,6 GWh

Die Kaplan-Turbine von GUGLER schafft unter Volllast 718 kW Engpassleistung, zudem kann die Maschine ein breites Betriebsband abdecken.

flüsse konnte die Maschine von Beginn an mit hoher Effizienz Strom erzeugen. Im Februar konnte die Maschine dank der feuchten Witterungsbedingungen bereits nahezu 100 Prozent ihrer Leistungskapazität abrufen. Abgesehen von kleineren Schwierigkeiten, die aber stets schnell gelöst wurden, ist der Auftrag von Beginn an sehr glatt gelaufen. Wir freuen uns, dass wir ein weiteres erfolgreiches Projekt unserer Referenzliste in Österreich hinzufügen konnten.“

Nach der Inbetriebnahme im November des Vorjahres stehen 2026 noch diverse Rest- und Renaturierungsarbeiten an.

pewag setzt auf erneuerbare Energien pewag-Betriebsleiter Marcel Schwaiger zeigt sich positiv gestimmt über das Ergebnis der großangelegten Kraftwerkserneuerung: „Wir sind sehr zufrieden mit den Leistungen der ausführenden Unternehmen, das gilt sowohl für die Umsetzung als auch die Qualität der gelieferten Komponenten. Am erfreulichsten für uns ist aber die Tatsache, dass wir nun mehr als die Hälfte unseres Eigenstrombedarfs, der im Durchschnitt zwischen 8 und 9 GWh jährlich beträgt, selber erzeugen können. Unsere Photovoltaik-Anlage liefert durchschnittlich 1 GWh Strom pro Jahr. In Kombination mit dem Wasserkraftwerk, das im Regeljahr um die 3,6 GWh Strom erzeugen wird, ist das schon sehr ordentlich und ein deutliches Zeichen dafür, dass erneuerbare Energien bei der pewag hoch im Kurs stehen.“

• Weltweit aktiv

• Modernisierungen

• Finanzierung und After-Sales-Service

• Schlüsselfertige Anlagen

• Höchste Qualität und Wirkungsgrad

• Betreiber Know-How

Langjährige Erfahrung

Die Maschinengruppen aus den Jahren 1928 und 1940 im Kraftwerk Schattenhalb 2 wurden in mühevoller Kleinarbeit renoviert und instandgesetzt.

MASCHINENSÄTZE IM HISTORISCHEN KRAFTWERK SCHATTENHALB 2 ERSTRAHLEN IN NEUEM GLANZ

Noch außer Betrieb – aber prinzipiell voll einsatzfähig: So präsentiert sich das historische Kraftwerk Schattenhalb 2 im Berner Oberland mit seinen beiden aufwändig restaurierten Maschinengruppen aus den Jahren 1928 und 1940. Die Stiftung Kraft & Wasser, unter deren Ägide die Renovierung der Anlage durchgeführt wurde, öffnete im letzten Sommer die Tore für die interessierten Sponsoren des Retrofit-Projekts. Der Anlass markierte zugleich den Abschluss der ersten Etappe der Erhaltungs- und Restaurierungsarbeiten, die mit rund 1 Million CHF zu Buche schlagen. Das Kraftwerk soll als technisches Kulturensemble von nationaler Bedeutung erhalten bleiben. Über eine bescheidene Stromproduktion bei ausreichendem Wasserangebot soll sich der Betrieb eines Technikmuseums langfristig selbst tragen, um die Anlage einer breiten Öffentlichkeit zugänglich zu machen. Noch heißt es dafür aber „Bitte warten“. Zur Frage der Konzession ist noch eine Beschwerde beim Verwaltungsgericht anhängig.

Krimifreunde kennen zweifellos den Reichenbachfall im Kanton Bern. Genau hier sollten gemäß ursprünglicher Intention von Autor Arthur Conan Doyle in einem seiner Romane Sherlock Holmes gemeinsam mit dessen Erzfeind Professor Moriarty nach einem Zweikampf hinunterstürzen – und beide ihr Ende finden. Dies hätte den spektakulären Abschluss der berühmten Romanreihe bilden sollen. Heute weiß man: Doyle wollte damals keine weiteren Holmes-Geschichten mehr schreiben. Dass er auf Druck der enttäuschten Leser seine Meinung ändern sollte und den beliebten Meisterdetektiv später wieder „zurückholte“, ist ein Stück Literaturgeschichte. Am Wasserfall selbst erinnert heute sogar eine Gedenktafel an diese „Begebenheit“, die natürlich nur in der Fantasie des englischen Romanciers stattgefunden hat. Der beeindruckende Wasserfall, der aus sieben Kaskaden mit einer Gesamtlänge von rund 120 Metern besteht, inspirierte nicht nur Schriftsteller, sondern wurde schon in den Frühzeiten der

Industrialisierung zur Energiegewinnung genutzt. Das Konzept für das Kraftwerk Schattenhalb 1 reicht zurück bis zum Ende des 19. Jahrhunderts. Die Anlage hätte den Strom für eine Bahn liefern sollen, die über die Grosse Scheidegg führen und damit Grindelwald mit Meiringen im Haslital verbinden hätte sollen. Das ehrgeizige Bahnprojekt sei damals den Ambitionen des stark aufkommenden Fremdenverkehrs entsprungen, erklärt Simon Weiss, Präsident der Stiftung Kraft & Wasser. Er kennt die Geschichte der drei Wasserkraftwerke am Reichenbach: „Als die Anlage 1909 ans Netz ging, zeigte sich, dass die Produktion für damalige Verhältnisse zu groß ausgelegt war, zumal die Bahn nie verwirklicht wurde und der Stromabsatz nur ungenügende Einnahmen brachte. Gegen Ende des Ersten Weltkriegs übernahm die Unternehmerfamilie Frey aus der Zentralschweiz das finanziell angeschlagene Kraftwerk und konnte in der Folge den überschüssigen Strom gewinnbringend für eine Karbidproduktion einsetzen.“

Grundausstattung von 1926/27 im Kraftwerk Schattenhalb 2.

Inbetriebnahme von Schattenhalb 2 Anfang 1927

Nach dem Ersten Weltkrieg ging es mit dem Energiebedarf in Haushalten und Gewerbe rapide bergauf. Daher machten sich die damaligen Elektrowerke Reichenbach, die bereits seit 1917/1918 das Kraftwerk Schattenhalb 1 sowie die Karbidfabrik und die Reichenbachfall-Bahn betrieben, an den Bau von Kraftwerk Schattenhalb 2. Am ersten Januar 1927 nahm das neue Kraftwerk offiziell den Betrieb auf. Konzipiert wurde es als obere Ausbaustufe, wobei die Maschinenzentrale rund 70 Meter unterhalb der Bergstation der Bahn beim bestehenden Wasserschloss situiert wurde. „Das für die Stromproduktion benötigte Wasser wird dem oberhalb des Reichenbachfalls gelegenen Zwirgiweiher entnommen, dieser wird heute von der BKW betrieben. Von der Drosselklappe unterhalb des Speichers führt die gusseiserne Druckleitung mit Innnendurchmesser DN600 über rund 185 Höhenmeter und knapp 500 Meter schräger Länge zur Kraftwerkszentrale“, skizziert der Architekt Simon Weiss den Triebwasserweg der Anlage. Das abgearbeitete Triebwasser wird nach der Zentrale entweder über einen Unterwasserkanal in den Reichenbach zurückgegeben oder an die Zentrale des Unterlieger-Kraftwerks Schattenhalb 1 weitergeleitet.

Maschinensätze im Wesentlichen im Orginalzustand

Das Wasser aus dem Reichenbach treibt zwei 1-düsige Peltonturbinen vom Fabrikat Ateliers de Constructions Mécaniques de Vevey an, die aus den Jahren 1926 bzw. 1940 stammen. Die zugehörigen Generatoren der Maschinenfabrik Oerlikon sind auf eine Leistung von 1,386 MW bzw. 0,452 MW ausgelegt.

Selbstredend wurden die Maschinensätze über die folgenden Jahrzehnte von ihrem Betreiber nicht nur gewartet und

Im Wesentlichen befinden sich die Maschinen noch im Originalzustand.

Historische Ansicht der Kraftwerkszentrale vor dem berühmten Reichenbachfall und dem Wellhorn in den Berner Alpen.

serviciert, sondern auch modernisiert und technisch immer wieder angepasst. Simon Weiss: „Die ältere der beiden Maschinengruppen von 1926 erhielt 1958 einen neuen Regulator mit entsprechender Anpassung der Düse. Auch das Turbinenlaufrad wurde zweimal getauscht. Gemäß uns vorliegender Dokumentation ist heute das dritte Turbinenlaufrad in Betrieb. Generator- und Erregerstator wurden 1981 neu gewickelt, die Polspulen überholt.“ Im Gegensatz dazu wurde der später hinzugekommene Maschinensatz von 1939/40 mit seinem zweiten Turbinenrad praktisch unverändert in Betrieb gehalten. Ende der Siebzigerjahre wurden die Keilschieber der beiden Gruppen durch Drosselklappen ersetzt. 1957 wurde eine neue Schaltanlage mit neuen Schaltschränken eingebaut, in dieser Zeit wurden auch die Transformatoren ersetzt. Die Druckleitung, das Maschinenhaus und die Maschinistenwohnung sind mit geringen Veränderungen im Originalzustand von 1926 erhalten.

Stiftung Kraft & Wasser übernimmt das Kraftwerk

Mit der Inbetriebnahme von Schattenhalb 3 im Jahr 2010 deutete alles darauf hin, dass dem alten Kraftwerk Schattenhalb 2 das letzte Stündlein schlagen würde. Es wurde stillgelegt und außer Betrieb genommen. In weiterer Folge wurde bekannt, dass die historisch bedeutende Anlage, die Jahrzehnte in Diensten der BKW gestanden hatte, abgerissen werden sollte.

Darin erkannte der Berner Heimatschutz die seltene Chance, eine Wasserkraftanlage in ihrer Gesamtheit – inklusive Gebäude und technischer Ausstattung – integral zu erhalten. Zu diesem Zweck wurde die Stiftung Kraft & Wasser gegründet. Ihr gelang es, die Anlage im Jahr 2016 zu übernehmen. Das Ziel der engagierten Heimatschutzmitglieder: das Kraftwerk aus dem Jahr 1926 sollte als Baudenkmal von nationaler Bedeutung erhalten werden und gemeinsam mit der Reichenbachfall-Bahn von 1899 ein schützenswertes Ensemble bilden, das einer breiten Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden sollte. Darüber hinaus wollten die Mitglieder damit bewusst einen Beitrag zum noch wenig etablierten Bereich des technischen Denkmalschutzes leisten. Wichtige Impulse erhielt das Projekt durch das Engagement von Pascal Troller und seinem Netzwerk, denen es gelang, die Finanzierung für den Erhalt sowie die betriebsfähige Restaurierung des Kraftwerks sicherzustellen.

Der Fliehkraftregler der kleineren Maschine von 1940 überzeugt, indem er die Solldrehzahl ohne Nachjustierungen hält.

Es zeigt sich, dass die historische Technik in der Maschinenzentrale bei fachgerechter Instandsetzung reaktiviert werden kann.

Maschinen nach fachgerechter Instandsetzung in Top-Form In den vergangenen Jahren wurden die technischen Anlagen des Kraftwerks umfassend überholt und fachgerecht instandgesetzt. Für die Arbeiten an den Maschinensätzen waren im Wesentlichen die Branchenprofis Grimsel Hydro sowie Gebr. Meier verantwortlich. Die Resultate können sich sehen lassen: Die Oldtimer-Maschinen laufen im Testbetrieb ruhig und zuverlässig. Besonders bemerkenswert ist etwa der ölhydraulische Fliehkraftregler der kleinen Maschinengruppe von 1939/40, der die Solldrehzahl nach wie vor ohne Nachjustierungen präzise hält. Auch die Drosselklappen wurden modernisiert und von einem Gleichstromantrieb auf einen hydraulischen Antrieb umgebaut.

„Parallel dazu erfolgte die sorgfältige Restaurierung des Maschinensaals und der Maschinistenwohnung. Die historische Farbgebung wurde auf Basis von Farbuntersuchungen sowie zeittypischen Referenzen rekonstruiert. Fenster und weitere prägende Elemente der Wohnung konnten in ihren Originalzustand zurückgeführt werden. Derzeit laufen zudem die Arbeiten zur zeittypischen Einrichtung der Wohnung sowie zum Wiederaufbau eines historischen Schalttableaus“, erklärt Simon Weiss.

RESTAURIERUNG MEILENSTEINE

Kraftwerk Schattenhalb 2

• 2000 Verkauf der EWR (Elektrowerke Reichenbach Frey AG) an die BKW

• 2010 Stilllegung des Kraftwerks Schattenhalb 2 mit der Inbetriebnahme des Kraftwerks Schattenhalb 3

• 2016 Kauf durch die Stiftung Kraft & Wasser

2017 Unterschutzstellung durch die Denkmalpflege des Kantons Bern

2021 Aufnahme in das nationale Kulturgüterschutzinventar

• 2021 Auflage Konzessions- und Baugesuch; 15 Einsprachen durch 7 Verbände und 8 Private

• 2023 Abschluss Finanzierung der grundlegenden Erhaltungs- und Sanierungsmaßnahmen

• 2025 Erteilung der Konzession und der Baubewilligung; eine Beschwerde beim Verwaltungsgericht durch vier Organisationen

2025 Abschluss der grundlegenden Erhaltungs- und Sanierungsmaßnahmen

Einige Restarbeiten – insbesondere im Bereich der neuen Steuerung sowie der Leistungsschalter und Transformatoren – sind derzeit noch zurückgestellt, da die Konzession für den angestrebten Minimalbetrieb noch nicht rechtsgültig ist. Für die abschließende Umsetzung dieser Arbeiten wird eine Dauer von rund einem Jahr veranschlagt.

Einsprachen von Bewilligungsbehörde entkräftet

Mit den beiden vollständig restaurierten Maschinensätzen würde das Kraftwerk heute auch im reduzierten „musealen“ Betrieb im Jahr rund 3 GWh sauberen Strom liefern. Damit wäre ein Museumsbetrieb, wie ihn sich die Betreiber von Kraft & Wasser vorstellen, wirtschaftlich tragbar. Allerdings gilt noch der Konjunktiv, denn aktuell wird der positive Konzessionsbescheid, der bereits vor über einem Jahr erteilt wurde, und damit der Entscheid des Kantons Bern beim Verwaltungsgericht angefochten. Dabei steht für Simon Weiss fest: „Die Wasserentnahme, die den bekannten Reichenbachfall beeinflusst, ist auf Zeiten maximalen Wasserdargebots ausgelegt und ist daher optisch kaum wahrnehmbar. Die in den Einsprachen geäußerten Bedenken zum Landschaftsbild wurden ja auch von der Bewilligungsbehörde entkräftet.“ Für die engagierten Denkmalschützer der Stiftung eine belastende Situation: Nebst der langen Zeit der Ungewissheit entstehen der Stiftung Kraft & Wasser als kleine ehrenamtliche Organisation hohe Aufwendungen an personellen und finanziellen Ressourcen.

Vorführungen derzeit im Leerlauf möglich

Dennoch: Das Team um Simon Weiss und Pascal Troller hat in den letzten 10 Jahren bereits einen sehr langen Atem bewiesen – und ans Aufgeben denkt man keineswegs. Aktuell können die restaurierten Maschinensätze im Kraftwerk offiziell nur im Leerlaufbetrieb vorgeführt werden. Dies sei von seiner Anschaulichkeit und Aussagekraft praktisch vollwertig, argumentiert der Projektverantwortliche von Kraft & Wasser. „Das ist zwar schön und gut, aber ohne Erlöse aus der Stromproduktion ist es fraglich, ob der teure Museumsbetrieb überhaupt angeboten werden kann“, so Simon Weiss. Derzeit könne man in sehr beschränktem Umfang Gruppen empfangen, Öffnungszeiten gebe es noch keine. Simon Weiss verweist

darauf, dass das Wasserkraftmuseum Schattenhalb 2 noch im Entstehen begriffen sei und findet abschließend durchaus kritische Worte für den Umgang mit technischen Denkmälern in der Schweiz: „Für uns zeigt sich, dass für den Umgang mit technischen Denkmälern in der Schweiz keine verbindlichen Regelungen bestehen. Die kantonalen Denkmalpflegen verfügen in diesem Bereich oft über zu wenig Fachwissen und sehen Probleme in der rechtlichen Einordnung dieser Art von Denkmälern. Somit gehen viele hervorragende technische Zeugnisse des Wirkens unserer Vorfahren verloren.“

Kilandsfoss in Agder, Norwegen – Bauphase inmitten von Fluss- und Waldlandschaft.

NIDELVA ALS ENERGIEQUELLE: MODULARES

WASSERKRAFTKONZEPT

IN NORWEGEN

Im Süden Norwegens, rund 20 Kilometer nördlich der Stadt Arendal in der Region Agder, steht mit dem Wasserkraftwerk Kilandsfoss ein Neubau kurz vor der Nass–Inbetriebnahme. Die Anlage wurde im Einklang mit der Flusslandschaft der Nidelva, den technischen Standortbedingungen und den umweltfreundlichen Nutzungsinteressen konzipiert und befindet sich seit April 2026 in der Inbetriebsetzungsphase; der wasserführende Testlauf ist für Juni 2026 vorgesehen. Mit dem Fokus auf ökologische Verantwortung, regionale Wertschöpfung und technische Präzision realisieren Voith, ELIN und Sintaksa gemeinsam mit dem Kunden Arendals Fossekompani ASA eine Anlage, die bei geringer Fallhöhe und hohem Durchfluss auf ein modulares StreamDiver-Konzept setzt.

Mit Ursprung im Binnenland Südnorwegens durchzieht die Nidelva als Hauptfluss des Arendal-Einzugsgebiets die Landschaft der Region Agder, bevor sie bei Arendal in das Skagerrak mündet. Entlang des mehr als 200 Kilometer langen Flusslaufs wurden insgesamt 16 Wasserkraftwerke gebaut, wodurch das Flusssystem heute zu den am stärksten energiewirtschaftlich genutzten Gewässern Südnorwegens zählt. Die geringe Fallhöhe, hohe Durchflussmengen und die Einbindung in eine bestehende Kraftwerkskette entlang der Nidelva stellen besondere Anforderungen an die technische Auslegung der Anlage.

Vor diesem Hintergrund entsteht am Standort Kilandsfoss ein neues Wasserkraftprojekt, das über die Projektgesellschaft Kilandsfoss AS realisiert wird, an der die Gemeinden Froland und Åmli gemeinsam mit Arendals Fossekompani ASA beteiligt sind. Damit verbindet das Projekt energiewirtschaftliche Kompetenz mit regionaler Verantwortung und trägt dazu bei, die Wasserkraft langfristig in der Region zu verankern.

Gleichzeitig berücksichtigt das Anlagenkonzept bewusst die bestehenden Freizeitnutzungen am Standort. Ein Beispiel dafür ist die Umsetzung einer eigenen Kajakstrecke: Der bis-

Einbau der horizontal angeordneten StreamDiver-Turbineneinheiten im neuen Niederdruckkraftwerk Kilandsfoss an der Nidelva, Norwegen.

lang energetisch ungenutzte Wasserfall wurde lokal intensiv sportlich genutzt und frühzeitig als separate Strecke in das Anlagenkonzept integriert.

Umsetzung mit konzeptioneller Neuausrichtung

Die Umsetzung des Projekts Kilandsfoss erfolgt in enger Zusammenarbeit zwischen dem Betreiber Arendals Fossekompani ASA und den beteiligten Projektpartnern. Der Kontakt zu Voith entstand über Voith Hydro Oslo, das den Betreiber bereits bei früheren Projekten in Norwegen begleitet hatte. Die Projektentwicklung für Kilandsfoss erstreckte sich über mehrere Jahre und war von einer grundlegenden konzeptionellen Anpassung geprägt. Eine erste Ausschreibung auf Basis eines klassischen Layouts mit zwei vertikalen KaplanTurbinen wurde bereits 2018 veröffentlicht, jedoch aufgrund der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen wieder eingestellt.

Auch eine erneute Ausschreibung im Jahr 2022 führte zu keinem tragfähigen Ergebnis.

Bereits in dieser frühen Phase wurde das StreamDiver-Konzept als alternative Lösung in die Diskussion eingebracht und

„In Kilandsfoss haben wir sehr klar gesehen, wo bei Niederdruckprojekten der wirtschaftliche Hebel liegt. Es geht nicht darum, das Rad neu zu erfinden, sondern darum, Komplexität zu reduzieren und trotzdem flexibel zu bleiben. Genau deshalb haben wir auf standardisierte Einheiten gesetzt, die sich modular an die hydraulischen Bedingungen anpassen lassen. Das war aus meiner Sicht der entscheidende Schritt“, so Patrick Hebenstreit, Projektleiter Voith Hydro Österreich.

gemeinsam mit dem Betreiber weiterentwickelt. Auf dieser Grundlage entstand schließlich das heutige Anlagenlayout mit acht modularen Einheiten, das gezielt auf die Standortbedingungen der Nidelva abgestimmt ist. Das schlanke modulare Konzept reduziert den baulichen Aufwand, passt sich flexibel an die Abflusscharakteristik der Nidelva an und erhöht die Betriebssicherheit.

Die enge Zusammenarbeit zwischen Betreiber, Planern und Projektpartnern ermöglichte es, die konzeptionelle Anpassung innerhalb vergleichsweise kurzer Zeit in ein genehmigungsfähiges Projekt zu überführen.

Logistik, Montage und Inbetriebsetzung

Das Projekt basiert auf dem abgestimmten Zusammenspiel dreier spezialisierter Partner. Voith verantwortet Turbinen, Absperrorgane sowie die maschinentechnische Integration der Anlage. Die Permanentmagnetgeneratoren werden von ELIN geliefert, während Sintaksa das elektrische Gesamtpaket einschließlich Hochspannungsanbindung und Frequenzumrichtersystem realisiert.

Die Anlieferung der elektromechanischen Komponenten erfolgte in mehreren Bauphasen. Erste Teile der Elektroinstallation wurden im November 2025 geliefert. Im Dezember folgten die Absperrklappen sowie die StreamDiver-Einheiten. Die Turbinen wurden sequenziell direkt vom Transportfahrzeug in die vorbereiteten Einbaulagen montiert. Dank vollständig

Eine von insgesamt acht StreamDiver-Einheiten wird sorgsam eingehoben.

StreamDiver-Lieferung und -Installation im Winter: Die acht StreamDiver-Einheiten in der trockengelegten Kraftwerksstruktur von Kilandsfoss.

vormontierter und getesteter Einheiten konnte jede Maschine in weniger als einem Tag installiert werden, da die Komponenten vor Ort lediglich eingehängt und für die Inbetriebnahme bereitgestellt wurden.

Seit Februar 2026 läuft der zweite Abschnitt der elektrotechnischen Installation, während der Haupttransformator voraussichtlich im April integriert wird. Mit Beginn der Inbetriebsetzung werden derzeit sämtliche Systeme im Trockentest geprüft. Der wasserführende Testlauf ist für Juni 2026 vorgesehen.

Gesamtkonzept und technische Auslegung

Die hydrologische Charakteristik der Nidelva mit hoher Wasserführung bei gleichzeitig geringer Fallhöhe prädestiniert den Standort für kompakte, vollständig unter Wasser installierte Turbineneinheiten. Die Turbinenanlage ist für eine Nettofallhöhe von rund 6,0 Metern ausgelegt. Bei einem Gesamtdurchfluss von 135 m³/s basiert das Anlagenkonzept auf einem modularen Mehrmaschinenlayout mit acht StreamDiver-Einheiten. Installiert sind sechs unregulierte StreamDiver des Typs SD-16,95 mit jeweils 17,73 m³/s, die direkt mit einem 913 kW Permanentmagnetgenerator gekoppelt sind, sowie zwei regulierbare StreamDiver des Typs SD-14,90 mit jeweils 14,25 m³/s, die direkt mit einem 681 kW Permanentmagnetgenerator gekoppelt sind. Während die sechs Hauptmaschinen den Großteil des Durchflusses übernehmen, ermöglichen die beiden kleineren, regulierbaren Einheiten eine präzisere An-

Kraftwerksbaustelle im Süden Norwegens aus der Drohnenperspektive.

passung an variable Abflussbedingungen. Insgesamt erreicht die Anlage eine mechanische Gesamtleistung von rund 7,1 MW bei einer elektrischen Engpassleistung von etwa 6,84 MW. Im Unterschied zu klassischen Flusskraftwerken mit vertikal installierten Turbinen wurde in Kilandsfoss eine horizontale Anordnung der Maschinen gewählt. Diese Bauweise ermöglichte eine deutlich kompaktere Bauwerksstruktur und reduzierte in diesem Projekt den erforderlichen Betonbedarf um rund 40 %. Dadurch konnten Baukosten und Bauzeit erheblich gesenkt werden, ohne Kompromisse bei Effizienz oder Betriebssicherheit einzugehen.

Die wartungsarmen StreamDiver-Turbinen arbeiten mit wassergeschmierten Lagern und elektrisch betätigten Stellorganen und kommen vollständig ohne Öl- oder Fettschmierung aus. Dadurch entsteht ein geschlossenes System mit minimiertem Umweltrisiko und einer nahezu geräuschlosen Stromerzeugung durch die vollständig unter Wasser installierten Turbinen. Der erzeugte Strom wird vollständig in das öffentliche Netz des regionalen Netzbetreibers Agder Energi Nett eingespeist, wobei die Anlage auf rund 37 Volllasttage pro Jahr ausgelegt ist.

Regelkonzept und drehzahlvariable Anbindung

Für die beiden kleineren StreamDiver-Einheiten wurde ein speziell konfiguriertes Umrichtersystem implementiert, das Leistungen bis zu einem Megawatt bei einer Zwischenkreisspannung von 1.050 VDC ermöglicht. Ein integrierter Mittelspannungs-Leistungsschalter gewährleistet dabei eine sichere Abschaltung im Störfall. In Kombination mit dem verstellbaren Leitapparat ermöglicht die drehzahlvariable Anbindung eine doppelt regulierte Betriebsweise. Für definierte

TECHNISCHE DATEN

• Turbinentyp: StreamDiver

• Montageart: horizontal

Nettofallhöhe: 6,01 m

• Anzahl der Turbinen: 8

Laufraddurchmesser: 1,7 m | 1,5 m

• Durchfluss: 135 m³/s

• Gesamtleistung: 6,8 MW

Leitschaufelstellungen kann jeweils die hydraulisch optimale Drehzahl eingestellt werden, wodurch sich der Wirkungsgrad insbesondere im Teillastbereich verbessert. Damit übernehmen die beiden kleineren Maschinen eine zentrale Rolle im Anlagenkonzept: Sie ermöglichen eine feinere Anpassung bei schwankenden Abflussbedingungen und erweitern gleichzeitig das Einsatzspektrum der StreamDiver-Technologie im Niederdruckbereich.

Nachhaltigkeit und regionale Einbindung

Kilandsfoss adressiert Nachhaltigkeit nicht nur über den CO2freien Betrieb, sondern auch durch konstruktive Maßnahmen zur Minimierung der Umweltauswirkungen im Betrieb. Elektrische Antriebe an Schiebern und Leitapparat sowie wassergeschmierte Lagerungen reduzieren das Risiko von Schmierstoffeinträgen und unterstützen damit den Gewässerschutz, während sie zugleich Wartung und Inspektion vereinfachen. Auch die gesellschaftliche Einbindung wurde in der Planung berücksichtigt: Für einen lokalen Kajakverein, der den bislang energetisch ungenutzten Wasserfall sportlich nutzte, wurde eine eigene Kajakstrecke in die Gesamtplanung integriert. Damit bleibt die bisherige Freizeitnutzung des Wasserfalls

auch nach Inbetriebnahme des Kraftwerks für Menschen vor Ort und Gäste der Region erhalten.

Learnings und Ausblick

Die konzeptionelle Neuausrichtung des Projekts erforderte eine enge Abstimmung von Planung, Genehmigung und technischer Umsetzung. Dennoch blieb die terminliche Verschiebung in Kilandsfoss auf wenige Monate begrenzt. Möglich wurde dies durch die lösungsorientierte Zusammenarbeit zwischen Betreiber, Behörden und Projektpartnern. Zugleich zeigte das Projekt, wie wichtig eine frühzeitige Planung, klar abgestimmte Schnittstellen und eine offene Kommunikation mit dem Kunden sind – gerade unter winterlichen Bedingungen, bei denen Wetter und Schneelasten von Anfang an berücksichtigt werden müssen.

Kilandsfoss zeigt zudem, dass modulare StreamDiver-Layouts auch unter anspruchsvollen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen eine robuste und tragfähige Lösung für Niederdruckstandorte sein können. Gerade bei niedrigen Fallhöhen, in denen Bauwerksvolumen und Maschinengrößen schnell zum Kostentreiber werden, eröffnet der Mehrmaschinenansatz neue Spielräume in Auslegung und Wirtschaftlichkeit.

Elektrische Infrastruktur für das Regelkonzept in Kilandsfoss: Schaltschrankreihen im Außenbereich und Mittelspannungsschaltanlage im Krafthaus.

Die Wasserkraftschnecke an der Sulm ersetzt das alte Kraftwerk, dessen Oberwasserkanal im Zuge eines Hochwassers komplett verlandet wurde.

E-WERK GLEINSTÄTTEN IN DER SÜDSTEIERMARK MIT NEUEM SCHNECKENKRAFTWERK FÜR DIE ZUKUNFT GERÜSTET

An der Sulm in Haslach hat die E-Werk Gleinstätten GmbH kurz nach dem vergangenen Jahreswechsel ein neues Kleinwasserkraftwerk erstmals in Betrieb genommen. Weil der ca. 1,4 km lange Oberwasserkanal des alten Kraftwerks im Herbst 2023 bei einem massiven Hochwasser vollständig mit Sedimenten verlegt wurde, hatten die Südsteirer eine Kompletterneuerung der Anlage an einem anderen Standort beschlossen. Realisiert wurde das neue Kraftwerk an der Wehranlage des stillgelegten Kraftwerks, wobei eine Wasserkraftschnecke für die Stromproduktion sorgt. Mit der fischfreundlichen Schneckenturbine, die unter Volllast 67 kW Engpassleistung schafft, kann das E-Werk Gleinstätten im Regeljahr rund 250.000 kWh Ökostrom produzieren.

Im Juni 2025 gab es bei der E-Werk Gleinstätten GmbH, die auch als KTG Austria bekannt ist, Grund zum Feiern. Anlässlich des 130-jährigen Firmenjubiläums hatte sich der Landeshauptmann eingestellt, um dem Traditionsunternehmen das prestigeträchtige steirische Landeswappen zu überreichen. Im Rahmen der Feierlichkeiten wurde zudem der offizielle Spatenstich für den Bau des neuen Kleinwasserkraftwerks in der Gemeinde gesetzt.

Fischaufstieg minimierte Stromerzeugung

Die Stromproduktion aus Wasserkraft ist direkt mit der Entstehung des E-Werks Gleinstätten verbunden. Im Jahr 1895 wurde bei der Hofmühle an der Sulm von Edmund Freiherr Wucherer von Huldenfeld ein kleines Wasserkraftwerk errichtet, mit dem im Bereich des nahe gelegenen Schlosses Gleinstätten 140 parallel geschaltete Glühbirnen zum Leuchten gebracht werden konnten. Bei dieser für heutige Verhältnisse bescheidenen Leistungskapazität sollte es allerdings nicht bleiben, im Laufe

der Jahre und Jahrzehnte wurde das Kraftwerk sukzessive erweitert und immer mehr Verbraucher an das örtliche Stromnetz angeschlossen. In den 1960er Jahren wurde das E-Werk Gleinstätten um einen Elektro-Installationsbetrieb ergänzt, der sich schließlich zum Hauptgeschäftsfeld der Steirer entwickelte. Auch die Eigentümerverhältnisse des Traditionsbetriebs haben sich geändert, heute gehört das E-Werk Gleinstätten zu 100 Prozent den Stadtwerken Kapfenberg. Mit der Strom-

Beim Einheben der ca. 9 t schweren Wassserkraftschnecke im Jänner 2026 war von den Monteuren viel Fingerspitzengefühl gefragt.

produktion des Wasserkraftwerks ging es durch den Bau einer Fischaufstiegshilfe an der Wehranlage im Jahr 2014 allerdings rapide bergab. Deren Errichtung war im Zuge der EU-Wasserrahmenrichtlinie vorgeschrieben worden, erklärt E-Werk Gleinstätten-Geschäftsführer Arnold Prattes: „Das Wasser, das für die Dotation des Fischaufstiegs abgezweigt werden muss, konnte natürlich nicht mehr für die Stromproduktion genutzt werden. Während wir früher pro Jahr im Durchschnitt 200.000 kWh Strom erzeugt haben, ist das Regelarbeitsvermögen der Anlage nach dem Bau des Fischaufstiegs kontinuierlich nach unten gegangen. Es gab Jahre, in denen die Stromgewinnung nur mehr 20.000 kWh betragen hat.“

TECHNISCHE DATEN

Gewässer: Sulm

• Ausbauwassermenge: 4 m³/s

Fallhöhe: 2,2 m

• Turbine: Wasserkraftschnecke

Gewicht: ca. 9 t

• Drehzahl: 26 U/min Engpassleistung: 67 kW

Hersteller: Landustrie

Generator: Synchrongenerator Drehzahl: 1.815 U/min

• Spannung: 400 V

Regelarbeitsvermögen: ca. 250.000 kWh

Wasserkraftschnecke ersetzt Altkraftwerk

Im September 2023 wurde das Kleinwasserkraftwerk durch ein Hochwasserereignis, das vor allem im Süden und Südosten Österreichs schwere Schäden verursachte, mit voller Wucht getroffen. Das Hochwasser führte dazu, dass der rund 1,4 km lange Oberwasserkanal des Kraftwerks vollständig mit Sedimenten verlegt wurde. Mit der Stromerzeugung war somit natürlich Schluss, die Anlage musste stillgelegt werden, sagt Arnold Prattes: „Es stand durchaus zur Debatte, den Kraftwerksbetrieb endgültig einzustellen und das Wasserrecht abzugeben. Denn das Ausbaggern des Oberwasserkanals hätte ca. 250.000 Euro gekostet, das wäre bei der ohnehin nicht mehr sehr effektiven Stromproduktion der Anlage wirtschaftlich nicht sinnvoll gewesen.“ Durch die Empfehlung eines Bekannten kam Arnold Prattes in Kontakt mit der niederösterreichischen IB Mosbacher GmbH, der im heimischen Wasserkraft- und Wasserbausektor ein hervorragender Ruf vorauseilt. Geschäftsführer Jürgen Mosbacher war es, der den letztendlich umgesetzten Vorschlag machte, das alte Kraftwerk durch eine Wasserkraftschnecke an der Wehranlage zu ersetzen. Von diesem Konzept waren auch die Entscheidungsträger bei den Stadtwerken Kapfenberg überzeugt, die der Projektumsetzung ihrer Tochtergesellschaft grünes Licht erteilten.

Technik mit vielen Vorzügen Arnold Prattes lässt nicht unerwähnt, dass das Behördenverfahren bemerkenswert schnell abgewickelt werden konnte. Bereits ein halbes Jahr nach der Einreichung der vom Generalplaner Jürgen Mosbacher ausgearbeiteten Planungs-

Die langsam drehende Schnecke und der auf 1.815 U/Min Drehzahl ausgelegte Generator sind durch ein Getriebe miteinander verbunden.

unterlagen im Oktober 2024 wurde dem Projekt im Mai 2025 die Genehmigung erteilt. Unmittelbar nach dem offiziellen Spatenstich im Rahmen der Jubiläumsfeier starteten im Juli 2025 die Bauarbeiten an der Wehranlage. Mit der Lieferung der Wasserkraftschnecke wurde das niederländische Unternehmen Landustrie beauftragt. Wasserkraftschnecken sind generell für eine Vielzahl von Einsatzmöglichkeiten geeignet. Die idealen Voraussetzungen für den Einsatz dieser Turbinentechnik bilden Fallhöhen zwischen 2 und 8 m sowie Durchflussmengen zwischen 0,5 und 14 m³/s. Ein weiterer Pluspunkt von Wasserkraftschnecken stellt ihr fischfreundliches Design dar. Die Wahrscheinlichkeit, dass Fische beim Passieren durch den langsam drehenden Schneckenkörper zu Schaden kommen, ist sehr gering. Auch bei der Treibgut-Thematik können Wasserkraftschnecken ihre Stärken ausspielen, angeschwemmtes Treibgut wird durch die großen Spiralen problemlos ins Unterwasser befördert.

Überzeugendes Konzept

„Das Komplett-Konzept von Landustrie war sehr überzeugend, es bot ein sehr gutes Preis-Leistungs-Verhältnis. Darüber hinaus war es für das Unternehmen auch kein Problem, dass wir den Einbau des elektrotechnischen Equipments selbst vor-

Das neue Kleinwasserkraftwerk wurde direkt neben dem bestehenden Fischaufstieg an der Wehranlage errichtet.

nehmen wollten. Die Komponenten wurden mit Landustrie abgestimmt, in die Niederlande geschickt, wo die Programmierung vorgenommen wurde, und schließlich wieder an uns retourniert. Das hat alles tadellos funktioniert, im Großen und Ganzen war es ein sehr angenehmes Zusammenarbeiten,“ so Arnold Prattes. Für das neue Kraftwerk in Gleinstätten lieferten die Niederländer eine maßgeschneiderte Wasserkraftschnecke, die auf 4 m³/s Ausbauwassermenge und 2,2 m Fallhöhe ausgelegt wurde. Bei vollem Wasserdargebot erreicht die mit 26 U/min drehende Schnecke 67 kW Engpassleistung. Ein Getriebe sorgt dafür, dass die langsame Drehung der Schnecke den Generator mit 1.815 U/min antreiben kann. Der Einbau der ca. 9 t schweren Schnecke, die im weit vormontieren Zustand ausgeliefert wurde, erfolgte schließlich Mitte Jänner 2026 bei frostigen Witterungsbedingungen. Das millimetergenaue Einheben der Schnecke mittels Mobilkran ging Arnold Prattes zufolge schnell über die Bühne, es dauerte lediglich eineinhalb Tage, bis das tonnenschwere Bauteil fertig montiert war.

Neubau überzeugt auf voller Länge

Mit den Photovoltaikmodulen als Schutzabdeckung über der Wasserkraftschnecke kann bei sonnigen Witterungsbedingungen zusätzlicher Strom erzeugt werden.

Nach den abschließenden Installationsarbeiten ging das neue Kleinwasserkraftwerk an der Sulm Anfang März erstmals in Betrieb: „Aktuell sind wir zwar noch mit diversen Feinjustierungen beschäftigt, die ersten Betriebserfahrungen sind aber durchwegs positiv. Die beteiligten Unternehmen haben gute Arbeit geleistet, wir sind mit dem Endergebnis sehr zufrieden. Für mich war das Projekt eine Herzensangelegenheit, damit in Gleinstätten auch in den nächsten 130 Jahren sauberer Strom durch Wasserkraft erzeugt werden kann.“ In produktionstechnischer Hinsicht hat sich das Projekt definitiv bezahlt gemacht. Das neue Kleinkraftwerk des E-Werk Gleinstätten wird im Regeljahr rund 250.000 kWh Ökostrom erzeugen, damit konnte die Produktionskapazität des alten Kraftwerks sogar übertroffen werden. Dem stillgelegten Altkraftwerk ist indes eine neue Bestimmung zugekommen. Das Maschinengebäude wurde zu einem technischen Museum umgestaltet, in dem Schulklassen die Funktionsweise eines Wasserkraftwerks nähergebracht wird.

Das neue Kleinwasserkraftwerk am Mühlbach in der Obersteiermark kann im Regeljahr rund 600.000 kWh Ökostrom erzeugen.

STEIRISCHES KRAFTWERK MÜHLBACH SPEIST EIN

HALBES JAHR NACH SPATENSTICH INS NETZ EIN

In der obersteirischen Gemeinde Landl hat im Dezember 2025 ein neues Kleinwasserkraftwerk den Betrieb aufgenommen. Realisiert wurde das Kraftwerk Mühlbach von Betreiber Lukas Liess, der bei der Projektumsetzung viele Dinge selbst in die Hand genommen hat. In erster Linie setzte der studierte Maschinenbauer beim Bau und der technischen Ausstattung aber auf das Know-how bewährter Branchenexperten. Etwa auf die Südtiroler Wild Metal GmbH, mit deren Coanda-System „Grizzly“ der Triebwassereinzug erfolgt. Die über 1.000 m lange Druckrohrleitung besteht aus SUPERLIT GFK-Rohren DN800 und DN600, die der oberösterreichische Vertriebsspezialist Geotrade lieferte. Im Krafthaus kommt eine robuste Durchström-Turbine von der Maschinenbau Unterlercher GmbH zum Einsatz, die im Teillastbereich ein breites Betriebsband abdecken kann. Gebaut wurde die Anlage innerhalb eines halben Jahres, kurz vor dem vergangenen Jahreswechsel hat das neue Ökostromkraftwerk erstmals sauberen Strom produziert.

Eine gehörige Portion Eigeninitiative hat der 30 Jahre alte Lukas Liess, der hauptberuflich einen landwirtschaftlichen Betrieb in der obersteirischen Gemeinde Landl führt, bei der Realisierung seines Wasserkraftprojekts unter Beweis gestellt. Denn nicht nur bei vermeintlichen Kleinigkeiten, wie dem Installieren der elektrischen Haustechnik oder dem Dachdecken des Maschinengebäudes, war der Betreiber maßgeblich beteiligt. Auch die Konstruktion von Stahlwasserbauteilen, wie Absperrschützen und Stauklappe, wurden vom Kraftwerksbetreiber in Eigenregie umgesetzt. Dabei kamen Lukas Liess die Kenntnisse, die er beim Studium der Maschinenbautechnik erlangte, sehr zu Gute. Auch die Fertigung der Stahlbauteile – Lukas Liess betreibt mit einem langjährigen Freund ein Metallbauunternehmen – wurde in Eigenregie umgesetzt. „Es war definitiv sinnvoll, so viel wie möglich selbst in die Hand zu

An der Wasserfassung erfolgt der Triebwassereinzug durch ein CoandaSystem von der Südtiroler Wild Metal GmbH.

nehmen, damit die Projektkosten im Rahmen bleiben“, betont der Betreiber.

Erstkonzept vor 20 Jahren erstellt Im Gespräch mit zek HYDRO erklärt der Steirer, dass die ursprüngliche Idee zur Errichtung eines neuen Kleinwasserkraftwerks auf seinen Vater zurückgeht: „Mein Vater hat schon vor rund 20 Jahren mit dem Gedanken gespielt, ein Wasserkraftwerk am Mühlbach zu errichten. Dieses erste Konzept beschränkte sich aber nur auf unseren Eigengrund und war aufgrund der geringen Fallhöhe nicht wirtschaftlich. Zwar waren die Baukosten zu dieser Zeit noch ganz andere, die Anlage unter diesen Voraussetzungen zu errichten hätte aber dennoch keinen Sinn ergeben. Damals war man aber auch noch weit von einer umfassenden Planung entfernt, es wurden lediglich zentrale Parameter wie Fallhöhe und Wasserdargebot bestimmt.“ 2020 wurde das damals verworfene Wasserkraftprojekt von Lukas Liess wieder aufgegriffen, allerdings mit entscheidenden Adaptionen. Durch das Miteinbeziehen der Nachbargrundstücke, deren Eigentümer keine Einwände gegen den Kraftwerksbau hatten, steigerte sich die Bruttofallhöhe um das Doppelte auf rund 40 m. „Damit konnten wir ein Maximum aus den örtlichen Gegebenheiten herausholen und

Bauarbeiten für die Druckleitungs-Unterquerung der Landstraße

ein tragfähiges Projekt entwickeln, bei dem im Regeljahr rund 600.000 kWh Strom erzeugt werden kann. Wir hätten zwar gerne noch größer gebaut, das war aber leider nicht umsetzbar. Weiter oben im Bachverlauf sind wir zwar auch Grundeigentümer, dort war der Bau der Wasserfassung aufgrund der Einstufung als Naturdenkmal aber nicht möglich. Umgekehrt konnte das Maschinengebäude auch nicht weiter nach unten verlegt werden, weil sich dort ein bestehendes Kraftwerk befindet“, so Lukas Liess.

Bewährte Unternehmen engagiert

Sowohl bei der Projektierung als auch bei der praktischen Ausführung der Bau­ und Techniklose setzte Lukas Liess auf die Kompetenz namhafter Unternehmen. Für die Generalplanung und Bauaufsicht wurde das Grazer Ingenieurbüro für Kulturtechnik und Wasserwirtschaft Zöschg & Groß GmbH beauftragt, dem als zuverlässiger Partner im Kleinwasserbereich ein hervorragender Ruf vorauseilt. Mit der Bauunternehmung Gebr. Haider wurde ein weiterer Profi für Wasserkraftprojekte ins Boot geholt, die Steirer waren für die Umsetzung der gesamten Hoch­ und Tiefbauarbeiten zuständig. Darin enthalten waren auch die Verlegung der über 1.000 m langen Druckrohrleitung sowie die gesamten Erd­ und Betonarbeiten an Wehr­

Wild Metal GmbH

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Um Transportkosten zu sparen, wurde die Druckrohrleitung mit SUPERLIT GFK-Rohren in den Dimensionen DN800 und DN600 ausgeführt.

anlage und Krafthaus. Die Bauarbeiten konnten schließlich nach einer zügig verlaufenen Projektierungs­ und Genehmigungsphase im Juli 2025 starten.

Kraftabstieg aus GFK-Rohren

Bei der Materialauswahl der insgesamt 1.060 m langen Druckrohrleitung setzte Lukas Liess auf glasfaserverstärkte Kunststoffrohre (GFK) vom Hersteller SUPERLIT, die trotz ihres geringen Gewichts über robuste Eigenschaften verfügen. Die Materialeigenschaften der im Schleuderverfahren hergestellten GFK­Rohre überzeugen mit einer ganzen Reihe von weiteren Vorteilen. Dazu zählen der homogene Wandaufbau, hoher Abriebwiderstand und hohe statische Belastbarkeit sowie

Kraftwerksbetreiber Lukas Liess hat mit seinem Metallbauunternehmen LRTec diverse Stahlwasserbauteile in Eigenregie gefertigt.

extrem glatte Innenflächen, die wiederum die hydraulischen Verluste im Triebwassersystem minimieren. Geliefert wurden die Rohre und Sonderformstücke von der oberösterreichischen Geotrade Tiefbauprodukte GmbH, einem bewährten Vertriebsspezialisten für den Wasserkraftsektor. Die Trassenführung der Druckrohrleitung erforderte die Herstellung von insgesamt drei Unterquerungen. Dabei musste zwei Mal der Mühlbach unterquert werden, einmal kreuzt die Druckrohrleitung die Landstraße. Während die obere Hälfte des Kraftabstiegs in der Dimension DN800 ausgeführt wurde, besteht die untere Hälfte aus Rohren der Dimension DN600. Dank der Aufteilung in zwei unterschiedliche Rohrgrößen erreichte man eine erhebliche Verringerung der Transportkosten. Somit konn­

Spezialist für Wasserkraft-Rohrsysteme

te beim Verladen jeweils ein kleineres Rohr in ein größeres geschoben werden. Mit dieser Logistikmethode konnte eine Vielzahl von Lkw­Transporten erspart und folglich die Entstehung von CO2­Emissionen verringert werden.

Wasserfassung mit Grizzly-Coanda „An der Wasserfassung hat sich schon früh bei den Planungen herauskristallisiert, dass der Standort am Mühlbach sehr gut für den Einsatz eines Coanda­Systems geeignet ist. Durch dessen Selbstreinigungsfunktion ersparten wir uns an der Wehranlage eine Rechenreinigungsmaschine und zusätzliches Stahlwasserbauequipment“, sagt Lukas Liess. Konkret wurde ein Coanda­System des Typs „Grizzly Power PROTEC“ vom Südtiroler Branchenprimus Wild Metal GmbH installiert, das seine Praxistauglichkeit an mittlerweile über 700 Standorten im gesamten Alpenraum sowie international unter Beweis stellt. Der von Wild Metal entwickelte und patentierte Schutzrechen gewährleistet einen optimalen Wassereinzug und sorgt konstruktionsbedingt durch das namensgebende Coanda­Prinzip für eine weitgehende Selbstreinigungsfunktion. Das System besteht aus einem Feinsieb mit äußerst geringer Stabweite, im Fall

des Kraftwerks Mühlbach beträgt diese lediglich 1 mm, und einem darüber montierten Grobrechen, der für zuverlässigen Schutz vor größeren Steinen oder Ästen sorgt. Durch den natürlichen Wasserstrom werden Treibgut und Geschwemmsel automatisch von der Rechenfläche abgespült. Nach der Entnahme durch den Südtiroler „Grizzly“ wird das Triebwasser in ein Entsanderbecken geleitet, in dem die feinen Sedimente vor dem Beginn des Kraftabstiegs aus dem Triebwasser gefiltert werden. Um die fischökologische Durchgängigkeit an der Wehranlage zu gewährleisten, musste diese mit einer Fischaufstiegsanlage ausgestattet werden. Ausgeführt wurde der Fischaufstieg mit einem modifizierten Denilpass, der von Georg Seidl, Geschäftsführer der eco² fish solutions GmbH, entwickelt wurde. „Der modifizierte Denilpass war meines Erachtens die beste und gleichzeitig auch die günstigste Lösung für die Wasserfassung. Sehr positiv hervorzuheben ist die Einbaufreundlichkeit des Systems, die Rinne wurde mittels Bagger eingehoben und montiert, das ging alles sehr schnell und reibungslos“, so der Betreiber.

Durchströmer erzeugt Ökostrom

Das Maschinengespann im Krafthaus besteht aus einer Durchström­Turbine, die einen direkt mit dem Laufrad gekoppelten Synchron­Generator antreibt. Dem Osttiroler Hersteller Maschinenbau Unterlercher GmbH zufolge entstehen die großen Vorteile von Durchström­Turbinen durch ihre robuste Bauweise und der dadurch geringen Fehleranfälligkeit sowie den flachen Wirkungsgradverlauf, der auch bei stark schwankenden Wassermengen annähernd konstant bleibt. Im Vergleich zu anderen Turbinen können Durchström­Maschinen sehr effizient über einen großen Teillastbereich betrieben werden, was sich vor allem bei geringen Zuflüssen positiv auf die Erzeugungskapazität eines Kraftwerks auswirkt. Bei der Konstruktion dieses Turbinentyps kommt Maschinenbau Unterlercher neben der jahrzehntelangen Erfahrung auch die Kooperation mit dem Institut für hydraulische Strömungsmaschinen an der TU Graz zu Gute. Im Zuge eines Forschungsprojekts konnte das strömungstechnische Verhalten von Durchström­Turbinen

Bei vollem Wasserdargebot schafft die Turbine 135 kW Engpassleistung.

deutlich verbessert werden, wobei Optimierungen im Wirkungsgradniveau und im Teillastverhalten erreicht wurden. Für das Kraftwerk Mühlbach fertigte Unterlercher eine auf 450 l/s Ausbauwassermenge und 36,5 m Nettofallhöhe ausgelegte Maschine, die bei vollem Wasserdargebot 135 kW Engpassleistung erzielt. Komplettiert wird das Maschinengespann durch einen direkt mit dem Turbinenlaufrad gekoppelten SynchronGenerator. Der luftgekühlte Generator von Marelli Motori wird mit 750 U/min angetrieben und wurde auf 400 V Betriebsspannung und 180 kVA Nennscheinleistung ausgelegt.

MBK lieferte E-Technik

Bei der regelungstechnischen Ausstattung des Kraftwerks setzte Lukas Liess auf einen steirischen Automatisierungsexperten, dessen Kompetenz weit über die Grenzen des Bundeslands hinaus bekannt ist. Die im südsteirischen Ilz beheimatete MBK Energietechnik GmbH schnürte ein Komplettpaket, in dem das gesamte elektro­ und regelungstechnische Equipment enthalten war. Dies beinhaltete auch die Energieausleitung für den Anschluss an das öffentliche Netz, wobei die Einspeisung des erzeugten Stroms an einer bestehenden, ca. 200 m vom Maschinenhaus entfernten Trafostation erfolgt. Dem Stand der

TECHNISCHE DATEN

Ausbauwassermenge: 450 l/s

• Bruttofallhöhe: ca. 40 m

Nettofallhöhe: 36,5 m

• Wasserfassung: Coanda­System

Typ: Grizzly Power PROTEC

• Druckrohrleitung: GFK

Länge: 1.060 m

Ø: DN800/DN600

Hersteller: SUPERLIT

Turbine: Durchström­Turbine

• Drehzahl: 750 U/min

Engpassleistung: 135 kW

• Hersteller: Maschinenbau Unterlercher GmbH

Generator: Synchron

Spannung: 400 V

Nennscheinleistung: 180 kVA

• Hersteller: Marelli Motori Jahresarbeit: ca. 0,6 GWh

Visualisierung der Kraftwerkssteuerung von der steirischen MBK Energietechnik GmbH, die für die Automatisierung der Anlage sorgte.

Technik entsprechend funktioniert die Stromproduktion der Anlage vollständig automatisiert. Die Abfrage des aktuellen Anlagenstatus bzw. die Anpassung verschiedener Parameter kann rund um die Uhr via Fernwartung erfolgen, der Zugang ist über verschiedene Endgeräte wie Smartphone, Tablet oder PC möglich.

Am Netz seit Ende 2025

Nach einer prinzipiell reibungslos verlaufenen Bauphase konnte das neue Kleinwasserkraftwerk in der Gemeinde Landl noch vor dem vergangenen Jahreswechsel in Betrieb genommen werden. Am 17. Dezember wurde die Turbine erstmals angedreht. Lukas Liess zeigt sich durchwegs positiv gestimmt über das Ergebnis seines Wasserkraftprojekts: „Ich bin grundsätzlich sehr zufrieden, seit der Inbetriebnahme ist keine einzige Störung aufgetreten. Es war sehr erfreulich, dass wir mit der Stromproduktion noch im Vorjahr beginnen konnten. Das Wasserdargebot ist der Jahreszeit entsprechend zwar dürftig, die Turbine konnte ihre Qualitäten im unteren Leistungsbereich dafür aber bereits unter Beweis stellen. Die am Projekt beteiligten Firmen haben definitiv ein Lob verdient, alle haben eine gute Leistung abgeliefert. Ich bin jedenfalls froh, dass die Projektumsetzung schnell über die Bühne gegangen ist. Im Frühjahr stehen zwar noch einige Restarbeiten an, diese haben aber keine zu große Eile.“

Am Davoser Rinerhorn, wo auch die bekannte Schlittelbahn beheimatet ist, liefert seit diesem Jahr ein neues Beschneiungskraftwerk grünen Strom.

DAVOSER NUTZEN WASSERKRAFT ALS SYNERGIEFAKTOR

DER BESCHNEIUNGSINFRASTRUKTUR KONSEQUENT

In Davos setzt man auf die nachhaltige Nutzung der eigenen Beschneiungsinfrastruktur. Nach einer Vorlaufzeit von über zehn Jahren konnte die Bergbahnen Rinerhorn AG in der renommierten Bündner Wintersportgemeinde unlängst ihr neues Beschneiungs-Kraftwerk am Fuße des Rinerhorns in den Probebetrieb nehmen. Auf Basis der bestehenden Beschneiungs- und Trinkwasserinfrastruktur soll Wasser aus dem Rieberbach und dem Leidbach entnommen und damit in zwei Maschinensätzen sauberer Strom produziert werden. Das Konzept, das vom Südtiroler Technik-Allrounder TechnoAlpin federführend gemeinsam mit dem Turbinenspezialisten Tschurtschenthaler Turbinenbau aus Sexten umgesetzt wurde, trägt wesentlich zur weiteren Nachhaltigkeitsentwicklung des weltbekannten Skigebiets im Landwassertal bei.

Davos Klosters zählt zweifellos zu den klingendsten Namen im internationalen Wintertourismus – und gilt zugleich als eine der Wiegen des alpinen Skisports. Bereits in den 1880er-Jahren glitt man hier erstmals auf Skiern über die verschneiten Hänge. Spätestens 1913 schrieb die Region endgültig Wintersportgeschichte: Im Parsenn-Gebiet, heute Teil der Davos Klosters Mountains, wurde das erste Abfahrtsrennen ausgetragen – der Beginn des alpinen Abfahrtsrennsports. Die Skiregion zeichnet sich heute durch stark unterschiedliche Charakteristika aus: Während sich am Jakobshorn die europäische Freestyle-Szene tummelt, hat sich das Rinerhorn seinen ganz eigenen Charme bewahrt. Hier geht es familiärer zu: mit gemütlichen Berghütten und viel Platz für genussvolle Schwünge. Besonders beliebt ist das Gebiet für seine 3,5 Kilometer lange Schlittelbahn mit 33 Kehren und rasanten Steilkurven – ein Erlebnis, das bei Nacht auf der beleuchteten Strecke noch imposanter wird als am Tag. Doch auch tagsüber bietet das Rinerhorn alles, was Wintersportler suchen: 49 präparierte Pistenkilometer, eine 6er-Gondel, vier Skilifte und zahlreiche Möglichkeiten für Freerider im Tiefschnee. Vor allem Familien, Einsteiger und Genuss-Skifahrer fühlen sich auf den überwiegend blauen und roten Pisten besonders wohl.

Idee wurde vor über 10 Jahren geboren

Um die Freude am Pistensport über eine ganze Wintersaison garantieren zu können, ist auch für das Skigebiet in Davos die Produktion von technischem Schnee unverzichtbar. Seit

1991 betreiben die Bergbahnen Rinerhorn ein kombiniertes Beschneiungs- und Trinkwassersystem, das die Grundlage für eine verlässliche Versorgung des Skigebiets bildet. Die bestehende Beschneiungsinfrastruktur stellt somit auch die grundsätzliche Basis für das neueste nachhaltige Energieprojekt der Bergbahnen dar: das neue Kleinwasserkraftwerk am Rinerhorn.

Die Idee dafür ist über zehn Jahre alt und wurde konkret, als man gesehen hat, wie erfolgreich in wirtschaftlicher, technischer und ökologischer Hinsicht sich die Turbinenanlage entwickelt hatte, die man im Nachbar-Skigebiet Jakobshorn installiert hatte. Schon damals wurde das Projekt vom Südtiroler Wintertechnik-Spezialisten TechnoAlpin AG realisiert, der auch die Initialzündung für das Projekt am Rinerhorn geliefert hatte. „Wir sind 2016 mit der konkreten Idee für ein Kleinkraftwerk an den Kunden herangetreten. Dabei haben wir Möglichkeiten aufgezeigt, weiterführende Ideen gesammelt und das Projekt zur Umsetzungsreife entwickelt“, erklärt TechnoAlpin-Projektleiter Ing. Martin Noggler. Für die hydroelektrische Nutzung des Bachwassers von Rieberbach und Leidbach war bereits ein Großteil der dafür notwendigen Infrastruktur bestehend.

Bestehende Infrastruktur wird genutzt

So war etwa 90 % der Rohrtrasse bereits vorhanden, da diese ja als Schneileitung dient. „Wir haben schon 2013, als man diese Leitung gebaut hat, das Turbinenprojekt im Hinterkopf ge-

habt. Dementsprechend haben wir empfohlen, die Schneileitung eine Dimension größer zu wählen“, so Martin Noggler. Die Druckrohrleitung, die der kleineren Maschine das Triebwasser zuführt, wurde bereits in den 2000er-Jahren gebaut. Sie ist Teil der Beschneiungsinfrastruktur der Schlittelbahn. Vorhanden waren zudem die Fassungen an den beiden Bächen, die allerdings teilweise neugestaltet wurden. Lediglich das Turbinenhaus Glaris neben der Talstation der Bergbahnen Rinerhorn sollte komplett neu errichtet werden. Das Verfahren für die Konzessions- und Projektgenehmigung des Wasserkraftwerks sollte sich in der Folge als anspruchsvoller und komplexer erweisen als anfänglich angenommen. „Das lag vor allem daran, dass wir bezüglich der Konzession wenig Erfahrung aus anderen Projekten hatten. Zusätzlich galt es, für die Wasserrechtsverleihung eine Volksabstimmung innerhalb der Gemeinde Davos zu gewinnen“, erklärt Reto Gamper, Geschäftsführer der Bergbahnen Rinerhorn, und merkt ergänzend an: „Die Zeit im Bewilligungsverfahren konnte jedoch sehr gut dazu genutzt werden, das Projekt auf der technischen Seite weiter zu optimieren.“ Ende November 2020 war es schließlich soweit: Die Davoser Stimmbevölkerung erteilte der Bergbahnen Rinerhorn AG die Konzession zur Nutzung des Rieberbachs und des Leidbachs zur Produktion von grünem Strom aus Wasserkraft.

System wurde redundant umgesetzt 2023 erhielt TechnoAlpin den Auftrag zur Umsetzung des Projekts. Dabei lagen angefangen von der Konzepterstellung, der elektromechanischen Projektierung, über die Lieferung der elektromechanischen Komponenten, die Verlegung der Rohre und die hydraulische Montage bis zur Inbetriebnahme und die Schnittstellenabklärungen mit Betreibern im Verantwortungsbereich des Südtiroler Unternehmens. Bewilligungsverfahren und Ausführungsplanung wurden in die Hände der erfahrenen Ingenieurbüros Caprez Ingenieure mit Hauptsitz in Chur sowie der ENergia Engineering SA mit Sitz in St. Moritz und Glarus Süd gelegt.

Das Gesamtkonzept der Anlage sieht die Triebwasserentnahme über zwei Fassungen vor. An der Fassung Leidbach erfolgt die Wasserentnahme über ein Tirolerwehr. Das Wasser wird über einen Sandfang in das Fassungsbauwerk und danach über ein PE-Rohr DA315 zur Schieberkammer, die mit einem automatischem Rückspülfilter für eine zusätzliche Filtrierung ausgerüstet ist, geleitet. Die zweite Bachfassung am Rieberbach war bestehend und durfte nicht verändert werden. „Aus diesem Grund haben wir seitlich daneben mit

einem Fertigteilschacht ein Entsanderbecken geschaffen. Über eine kleine Pumpe speisen wir in die bestehende PE DA315 ein, um auf dasselbe Druckniveau zu kommen“, erklärt Martin Noggler von TechnoAlpin. Zur großen Maschine wird das Wasser über ein duktiles Gussrohr DN250 PN40 geführt, während das Wasser für die kleine Maschine über das bestehende Rohrsystem der Schlittelweg-Leitung – bestehend aus Gussrohren DN125 PN40 – zum Turbinenhaus gelangt. Wir haben die beiden Leitungen bis ins Turbinenhaus verlängert und dort über einen Bypass zusammengeschlossen, um ein redundantes System zu erhalten und den Schlittelweg auch mit Eigendruck vom Leidbach beschneien zu können.

Technik – die man gerne zeigt

Besonderes Augenmerk wurde der Ausführung des neuen Turbinenhauses geschenkt. Es übernimmt weit mehr als nur eine technische Funktion: Neben der Unterbringung der beiden Maschinensätze wurde das Gebäude bewusst so konzipiert, dass es auch für Besucher zugänglich ist: „Während der Betriebszeiten der Bahn können Gäste das Wasserkraftwerk betreten und sich vor Ort über dessen Funktionsweise informieren. Interaktive Elemente erklären die Stromproduktion anschaulich, ergänzt durch einen Erlebnisweg am Rinerhorn, der das Thema Wasserkraft für Jung und Alt verständlich vermittelt“, erklärt Martina Mehr, Leiterin Business Development und Nachhaltigkeit bei der Davos Klosters Bergbahnen AG. Und Martin Noggler merkt ergänzend an: „Im Grunde wurde ein Hybrid aus Technik- und Ausstellungsraum realisiert.“ Zwar stand für die Planer zunächst ein pragmatisches Krafthaus mit gut zugänglichen Komponenten für Wartung und Kontrolle im Vordergrund, doch darüber hinaus spielte auch die Visuali-

Die Maschinentechnik im neuen Turbinenhaus soll für Interessierte sichtbar sein: Gäste können mit dem Kraftwerk auf Tuchfühlung gehen.

sierung eine wichtige Rolle: Farblich gestaltete Turbinen und Armaturen, Sichtfenster in den Anlagenbereich sowie ein angebauter Besucherraum – etwa für Schulklassen – sollen die Technik im Inneren sichtbar und erlebbar machen.

Maßgeschneiderte Turbinen – höchste Präzision aus Sexten Die technische Ausführung im Turbinenhaus präsentiert sich auf beeindruckend hohem Niveau. Mit den beiden Turbinen aus dem Hause Tschurtschenthaler Turbinenbau entschied man sich für Maschinen, die nicht nur in puncto Wirkungsgrad, sondern auch hinsichtlich Materialqualität, Robustheit und Langlebigkeit zur Spitzenklasse gehören. Der Südtiroler Familienbetrieb, seit Jahrzehnten ein verlässlicher Partner der Wasserkraftbranche und langjähriger Turbinenlieferant von TechnoAlpin, setzt auf eine Philosophie der kompromisslosen Qualität: Alle Turbinen werden vollständig in der firmeneigenen Werkstatt in Sexten geplant, konstruiert und auf CNC-Anlagen der neuesten Generation gefertigt. Dadurch entstehen hochpräzise Turbinen, die in Wirkungsgrad und Betriebssicherheit regelmäßig Maßstäbe setzen. Die beiden am Rinerhorn eingesetzten Pelton-Turbinen wurden maßgenau an die hydraulischen und baulichen Rahmenbedingungen angepasst. „Gerade bei kleineren Turbinengrö-

ßen ist es entscheidend, dass die Anlagen punktgenau auf das Wasserdargebot und die Einbausituation abgestimmt sind. Genau hier liegt die besondere Stärke von Tschurtschenthaler, deren Turbinen sich flexibel an bestehende Gebäude und infrastrukturelle Bedingungen anpassen lassen“, erklärt Martin Noggler.

Ein zentraler Vorteil der Tschurtschenthaler Turbinen liegt im durchgängigen Design und Fertigungsprozess im eigenen Haus, der eine außergewöhnlich hohe Passgenauigkeit und Qualitätskontrolle ermöglicht. Die Kombination aus modernster Konstruktion, bewährten Werkstoffen und CNC-Bearbeitungstechnik der jüngsten Generation trägt dazu bei, dass die Wirkungsgrade regelmäßig über dem Branchenstandard liegen. „Unser Anspruch ist klar: Jede Turbine, die unser Werk verlässt, soll die perfekte Verbindung aus Südtiroler Handwerk, hochmoderner Turbinenentwicklung und maximaler Zuverlässigkeit darstellen“, sagt Helga Tschurtschenthaler, Geschäftsführerin des Sextener Branchenspezialisten.

Der Bau des Turbinenhauses wurde im Sommer 2025 realisiert, gefolgt vom Innenausbau im Herbst. Anfang Dezember 2025 konnte die Anlage schließlich erstmalig in Betrieb genommen werden. Aus Rücksicht auf die prioritäre Beschneiung wurde mit dem Turbinieren erst Anfang 2026 begonnen, derzeit befindet sich die Anlage noch in der Testphase.

Für die Nutzung des Rieberbachwassers kommt eine 1-düsige Pelton Turbine zum Einsatz, ausgelegt auf 296 Meter Fallhöhe und eine Ausbauwassermenge von 30 l/s, womit eine Leistung von rund 55 kW erzielt wird. Die zweite, deutlich größere 2-düsige Pelton Turbine, welche das Wasser aus dem Leidbach verarbeitet, wurde auf eine Bruttofallhöhe von 417 Metern sowie 130 l/s Ausbauwassermenge dimensioniert und erreicht eine Ausbauleistung von etwa 355 kW. Die ersten Betriebserfahrungen fallen sehr positiv aus. Ein umfassender Volllastbetrieb über mehrere Wochen wird im Frühjahr – mit zunehmendem Wasserdargebot aus der Schneeschmelze –erwartet.

TECHNISCHE DATEN

KW Rieberbach

Bruttofallhöhe: 296 m

• Ausbauwassermenge: 30 l/s

• Turbine: 1-düsige Pelton

• Fabrikat: Tschurtschenthaler Turbinenbau

Ausbauleistung: 55 kW

Generator: asynchron WEG

Druckrohrleitung: Guss DN125 PN40 von Alpinal

• Inbetriebnahme: Dezember 2025

KW Leidbach

Bruttofallhöhe: 417 m

Ausbauwassermenge: 130 l/s

Turbine: 2-düsige Pelton

Fabrikat: Tschurtschenthaler Turbinenbau

Ausbauleistung: 355 kW

• Generator: asynchron WEG

• Druckrohrleitung: Guss DN250 PN40 von Alpinal

• Inbetriebnahme: Dezember 2025

• Bewilligungsverf. & Ausführungsplanung: Caprez Ing. Generalunternehmer: TechnoAlpin

Das Turbinenzulaufsystem im neuen Maschinenhaus verfügt aus Redundanzgründen auch über einen Bypass. Die beiden installierten Turbinen von der Fa. Tschurtschenthaler nutzen unterschiedliche Gewässer und sind unterschiedlich dimensioniert. Gemeinsam erreichen sie eine Leistung von 410 kW.

Flexibler Wechsel der Betriebsmodi

Der elektro- und leittechnische Teil der Anlage lag zur Gänze im Auftragsumfang von TechnoAlpin. Das Unternehmen lieferte die Schaltschränke, die Steuerung sowie das Leitsystem, welches eng mit der Beschneiungsinfrastruktur verknüpft ist. Der in den beiden Kleinkraftwerken erzeugte Strom wird an den lokalen Stromversorger übergeben, der ihn in sein Netz einspeist, oder den Bergbahnen zur Verfügung stellt. Dabei gelten übergeordnete Vorgaben, wann und in welchem Umfang überhaupt Strom produziert werden darf – Aspekte, die bereits in der Auslegung der Anlage berücksichtigt wurden. Grundsätzlich ist das Ziel jedoch, das vorhandene Wasser möglichst effizient zu nutzen: entweder für die Beschneiung oder zur Stromproduktion. „Genau darin liegt der große Vorteil der kombinierten Beschneiungs- und Turbinenanlage. Über das Leitsystem kann flexibel zwischen beiden Betriebsarten gewechselt werden: Ist es zu warm zum Beschneien, wird das Wasser für die Turbinierung genutzt. Sinken die Temperaturen wieder, kann unmittelbar auf Beschneiung umgestellt werden. Der erzeugte Strom wird ins Netz eingespeist oder direkt vor Ort genutzt – etwa für Gebäude wie Restaurants sowie Bergund Talstationen der Bergbahnen Rinerhorn – und trägt damit zu einer spürbaren Reduktion des Energiebezugs und zu einem nachhaltigeren Betrieb bei“, sagt Reto Gamper.

Teil einer langfristigen Nachhaltigkeits-Strategie

Mit dem Beschneiungskraftwerk in Davos zeigt sich, wie technische Innovation und Nachhaltigkeit im alpinen Tourismus zusammenfinden können. Die Ergänzung des bestehenden Beschneiungssystems um zwei Turbinensätze ermöglicht es, ohne große Zusatzkosten einen Teil des eigenen Strombedarfs nachhaltig zu decken. Kein Wunder, dass die Nachfrage nach Beschneiungskraftwerken am Markt steigt – wie TechnoAlpin Projekt-Manger Martin Noggler bestätigt: „Wir sind von Anlagen dieser Art überzeugt. Und sie werden auch immer mehr von Kunden gefordert, um den ökologischen Fußabdruck zu verringern. Zugleich sind sie hoch wirtschaftlich, da sie sich relativ schnell amortisieren. Man nutzt jede Menge Synergien und leistet einen Beitrag zur Nachhaltigkeit.“

Für die Bergbahnen ist das Projekt ein weiterer Schritt in einer langfristigen Strategie: Seit mehr als 15 Jahren setzt das Unternehmen zahlreiche Maßnahmen zur Effizienzsteigerung, Energieeinsparung und zum Umweltschutz um – von großen Infrastrukturprojekten wie Kleinwasserkraft- und Photovoltaikanlagen bis hin zu vielen kleinen Verbesserungen im täglichen Betrieb. In ihrer Summe tragen diese Initiativen dazu bei, den Wintersport in Davos zunehmend nachhaltiger und auf lange Sicht auch wirtschaftlich tragfähig zu gestalten.

Dr. Benedikt Ennser, Dipl.-Ing. Martina Prechtl-Grundnig, MMag. Michael Baminger, Dr. Leonhard Schitter, Dr. Peter Ramsauer und Moderatorin Constanze von Hassel (v.l.) beim Energietalk der Renexpo 2026

RENEXPO 2026 WÄCHST UND SETZT KLAREN FOKUS AUF VERNETZTE ENERGIESYSTEME

Die Renexpo - connect energies 2026 versammelte am 19. und 20. März 1.327 Fachbesucher, über 80 Aussteller, zahlreiche Experten sowie Entscheidungsträger aus Wirtschaft, Forschung und Politik. Auf einer Ausstellungsfläche von über 2500 Quadratmeter zeigte die Veranstaltung eindrucksvoll, wie sich die Messe mit erweitertem Konzept und geschärfter inhaltlicher Ausrichtung zu einer Plattform für die gesamte Zukunft der Energie weiterentwickelt hat. Wasserkraft blieb dabei ein wesentlicher Bestandteil, gleichzeitig rückten Speichertechnologien, Netzintegration und sektorübergreifende Energielösungen noch stärker in den Fokus. Damit adressiert die Renexpo eine zentrale Herausforderung der Energiewende: das Zusammenspiel von Erzeugung, Speicherung und Netzinfrastruktur.

Alexander Kribus, Geschäftsführer Messezentrum Salzburg, zieht ein positives Fazit: „Die Renexpo - connect energies 2026 hat eindrucksvoll gezeigt, wie groß das Interesse an einer vernetzten Betrachtung der Energiezukunft ist. Mit der Weiterentwicklung des Formats ist es gelungen, Bewährtes wie die Wasserkraft mit Zukunftsthemen wie Speicher, Netze und Systemintegration zusammenzuführen und damit eine starke Plattform für Austausch und konkrete Lösungen zu schaffen. Umso erfreulicher ist die positive Resonanz, die wir von vielen Ausstellern erhalten haben.“

Fachveranstaltung mit vielseitigem Programm

Die inhaltliche Erweiterung traf spürbar den Nerv der Branche: Mit 82 Ausstellern (Vorjahr: 63) verzeichnete die Messe ein deutliches Wachstum von rund 30 Prozent. Die Aussteller präsentierten ihre Produkte, Dienstleistungen und Innovationen und unterstrichen damit die wachsende Relevanz der Renexpo als zentrale Plattform für eine nachhaltig vernetzte Energieversorgung. „Mit der inhaltlichen Erweiterung um Speicher, Netze und sektorübergreifende Lösungen ist es gelungen, neue Zielgruppen anzusprechen und gleichzeitig die bestehende Fachcommunity weiter zu stärken. Besonders die Kombination aus Fachprogramm, Ausstellung und Austauschformaten wurde sehr gut angenommen“, so Christoph Schrammel, Messeleiter der Renexpo. Mit zahlreichen Fachvorträgen, Diskussions-

runden und Praxisbeispielen bot die Messe ein vielseitiges Fachprogramm. Behandelt wurden dabei Themen wie Gewässerthermie als erneuerbare Wärmeversorgung, maßgeschneiderte Generatorlösungen für spezifische Kraftwerksprojekte sowie das Neubauprojekt Forbach.

Versorgungssicherheit braucht Speicher, Netze und klare Rahmenbedingungen Ein Höhepunkt war der Energietalk auf der Bühne des Renexpo Forum „Erneuerbare Energien im Zusammenspiel – Speicherlösungen als Schlüssel für Versorgungssicherheit“. Vertreter aus

Impressionen von einigen der über 80 Aussteller, die branchenspezifische Technik, Fachwissen und innovative Produkte präsentierten.

Politik, Energiewirtschaft, Verbänden und Forschung diskutierten dort über die Voraussetzungen für ein stabiles Energiesystem. „Wer Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaziele erreichen will, muss investieren“, sagte Leonhard Schitter, Geschäftsführer der Energie und verwies dabei insbesondere auf die Notwendigkeit von Investitionen in Netze, Speicher und Infrastruktur. Martina Prechtl-Grundnig, Geschäftsführerin Erneuerbare Energie Österreich unterstrich, dass der Ausbau erneuerbarer Energien grundsätzlich machbar sei. Voraussetzung dafür seien jedoch konsequente Genehmigungen, ausreichende Flächen und das gemeinsame Ziel aller beteiligten Akteure, die Energiewende zügig voranzubringen. Michael Baminger, Geschäftsführer der Salzburg AG verwies darauf, dass Klimaneutralität nicht nur mehr Erzeugungskapazitäten, sondern vor allem auch deutlich mehr Flexibilität im Stromsystem erfordere. „Die Königsdiziplin dieser Energietransformation wird nicht nur der Bau der Infrastruktur sein, sondern vor allem auch das zur Verfügung stellen der Flexibilität und das ist auch auf der Renexpo genau richtig platziert“, so Baminger. Speicherlösungen würden damit zu einem entscheidenden Baustein, um Volatilität auszugleichen und Energie vom Sommer in den Winter zu bringen. Der Tenor der Diskussion: Für ein klimaneutrales Energiesystem braucht es nicht nur zusätzliche Erzeugungskapazitäten, sondern auch leistungsfähige Netze und vor allem Speicherlösungen, um Flexibilität sicherzustellen und Energie saisonal verfügbar zu machen. In einer weiteren Talkrunde standen Speichertechnologien, ihre unterschiedlichen Einsatzmöglichkeiten sowie ihre Vorund Nachteile im Mittelpunkt. Dabei wurde deutlich, dass Batteriespeicher derzeit stark an Bedeutung gewinnen – nicht zuletzt durch deutlich gesunkene Kosten und eine vereinfachte Umsetzung, insbesondere im Gewerbe- und Energiesektor. Gleichzeitig geht hervor, dass Batteriespeicher zwar ein wichtiger Teil der Lösung sind, langfristig aber ein Technologiemix erforderlich ist. Johannes von Schkopp von TenneT Germany verwies in diesem Zusammenhang auf die dynamische Entwicklung des Marktes: „Die Speichertechnologien sind ein Teil der Lösung.“ Auch Second-Life-Batterien wurden als vielversprechender Ansatz genannt, um bestehende Kapazitäten

weiter sinnvoll zu nutzen. Horst Ebner vom Energieerzeuger und Tankstellenbetreiber Gutmann, hob vor allem die Bedeutung von Flexibilität auf der Nachfrageseite hervor. Anhand konkreter Beispiele zeigte er, wie dynamische Tarife helfen können, Überproduktionen gezielt auszugleichen und Verbrauch in Zeiten hoher Stromverfügbarkeit zu lenken.

Wasserkraft bleibt starkes Fundament Die Messe knüpfte dabei bewusst an ihre Wurzeln an: Wasserkraft bleibt ein wichtiger Teil der Veranstaltung und verdeutlicht ihre Rolle als Rückgrat des österreichischen Energiemarkts. In Zusammenarbeit mit vgbe energy e.V. und dem Verein für Ökologie und Umweltforschung wurden hochspezialisierte Fachkonferenzen organisiert, die neuestes Know-how, aktuelle Forschungsergebnisse und Best Practices aus dem Bereich Wasserkraft vermittelten. An den vgbe-Formaten nahmen 150 Teilnehmer teil. Auch die jährliche Mitgliederversammlung des Vereins Kleinwasserkraft für das Bundesland Salzburg fand im Rahmen der Messe statt. Die Renexpo - connect energies 2026 hat damit ein starkes Signal für die Weiterentwicklung des Energiesystems gesetzt – vernetzt, innovationsorientiert und praxisnah.

Save the Date: Die nächste Renexpo - connect energies findet im März 2027 im Messezentrum Salzburg statt.

Für zwei Tage war das Messezentrum Salzburg ein zentraler Treffpunkt der internationalen Energiebranche.

Übertragungsnetze bilden das Rückgrat des Stromsystems: Ihre Stabilität ist entscheidend für Versorgungssicherheit und Netzwiederaufbau.

WASSERKRAFT IM BLACKOUT-FALL: SYSTEMSTABILITÄT, SCHWARZSTART UND WIEDERAUFBAU

Der großflächige Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel im Frühling 2025 hat die Verwundbarkeit moderner Stromsysteme deutlich gemacht. Auch wenn Österreich strukturell anders aufgestellt ist, wirft das Ereignis zentrale Fragen zur Systemstabilität, zur Blackout-Vorsorge und zum Netzwiederaufbau auf. Welche Rolle Wasserkraftwerke dabei spielen können – und wo ihre Bedeutung endet –, erläutert der Blick auf Netzbetrieb, Schwarzstartfähigkeit und systemische Abläufe.

Als am 28. April 2025 um 12:33 Uhr auf der Iberischen Halbinsel schlagartig die Lichter ausgingen, wurde ein bislang oft als theoretisches Randrisiko wahrgenommenes Szenario innerhalb kürzester Zeit zur Realität. U-Bahnen blieben stehen, Produktionsanlagen fuhren ungeplant herunter, digitale Infrastrukturen waren abrupt außer Betrieb. Der großflächige Stromausfall in Spanien und Portugal war der erste seiner Art, ausgelöst durch einen Überspannungskollaps und eine Kaskade automatischer Netztrennungen. Innerhalb kurzer Zeit kollabierte ein gesamtes Stromsystem. Die wirtschaftlichen Auswirkungen waren beträchtlich: Ersten Schätzungen zufolge verursachte der Blackout Schäden in der Größenordnung von rund einer Milliarde Euro, was etwa 0,1 Prozent des spanischen Bruttoinlandsprodukts entspricht. Ein Teil der Kosten entstand unmittelbar, weitere durch Produktionsausfälle und verzögerte Wiederinbetriebnahmen. Der Vorfall machte europaweit sichtbar, welche volkswirtschaftlichen Dimensionen bereits vergleichsweise kurze Stromausfälle annehmen können.

Lehren aus dem iberischen Blackout

Die Aufarbeitung des Ereignisses zeigt, dass es keinen einzelnen Auslöser gab. Vielmehr führte eine Verkettung mehrerer ungünstiger Umstände zum vollständigen Systemzusammenbruch. Entscheidend war das Zusammenspiel aus Netzphysik, Erzeugungsstruktur und automatischen Schutzme-

chanismen. Für Österreich stellt sich weniger die Frage einer direkten Vergleichbarkeit, sondern vielmehr, welche strukturellen Schlussfolgerungen für Netzbetrieb, Systemschutz und Vorsorge zu ziehen sind. Der Vorfall zeigt, unter welchen Bedingungen ein modernes, stark vernetztes Stromsystem an physikalische und betriebliche Grenzen geraten kann.

Die Rolle der Übertragungsnetze

Eine zentrale Rolle für die Versorgungssicherheit kommt den Übertragungsnetzen zu. In Österreich ist die Austrian Power Grid (APG) für Betrieb und Ausbau des Höchstspannungsnetzes sowie für die Anbindung an das europäische Verbundsystem verantwortlich und damit an zentraler Stelle für den Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch eingebunden. Damit sind es vor allem die Übertragungsnetze, in denen sich Veränderungen der Erzeugungsstruktur unmittelbar niederschlagen. Der steigende Anteil erneuerbarer Energien verändert Lastflüsse, Regelanforderungen und das dynamische Verhalten des Stromsystems grundlegend. In Österreich ist die Erzeugung regional stark unterschiedlich verteilt: Während sich die Windkraft vor allem auf Ostösterreich konzentriert, befinden sich die großen Speicherkraftwerke überwiegend im Westen. Die Stromerzeugung ist damit räumlich stärker entkoppelt vom Verbrauch und zugleich wetterabhängiger als früher. „Volatilität ist kein neues Phänomen, aber ihre systemische Wirkung

hat deutlich zugenommen“, sagt Kurt Misak-Huber von der APG. Der Netzbetrieb müsse heute kurzfristiger reagieren und komplexere Situationen beherrschen als in einem stärker zentral organisierten Stromsystem. Vor diesem Hintergrund rücken auch jene Faktoren in den Fokus, die in bestimmten Konstellationen zu großflächigen Störungen führen können. Als mögliche Ursachen für Stromausfälle gelten unter anderem unerwartete Last- oder Erzeugungssprünge, technische Defekte sowie externe Einflüsse wie Wetterextreme. Zunehmend berücksichtigt werden dabei auch Cyberangriffe auf Steuerungs- und Kommunikationssysteme. Entscheidend ist in der Regel nicht ein einzelner Faktor, sondern das Zusammenwirken mehrerer Ereignisse in einem hochgradig vernetzten System.

Wasserkraft im Fokus der Diskussion

Speicherkraftwerke wie in Kaprun sind wichtige Bausteine für Systemstabilität, Schwarzstartfähigkeit und den Wiederaufbau nach Blackouts.

In der österreichischen Diskussion rückt in diesem Zusammenhang häufig die Wasserkraft in den Fokus. Sie bietet im alpinen Raum mehrere systemrelevante Vorteile für Betrieb und Wiederaufbau des Stromsystems: Wasserkraftwerke sind gut regelbar, können kurzfristig Leistung bereitstellen und verfügen über Eigenschaften, die zur Netzstabilisierung beitragen. Besondere Bedeutung kommt dabei der Schwarzstartfähigkeit zu, also der Fähigkeit, Kraftwerke ohne externe Stromversorgung in Betrieb zu nehmen. Wasserkraftwerke sind für den Wiederaufbau eines Netzes nach einem großflächigen Ausfall zentral. Sie können als Ausgangspunkt dienen, um weitere Netzbereiche und Erzeuger kontrolliert wieder zuzuschalten. Gleichzeitig warnt der Experte der APG vor verkürzten Darstellungen. Die häufig geäußerte Annahme, Österreich könne allein aufgrund seiner Wasserkraft rasch wieder hochfahren, greift daher zu kurz. Der Wiederaufbau eines Stromsystems ist ein hochkomplexer Prozess. Neben verfügbaren Kraftwerken sind vor allem der Zustand der Netze, funktionierende Kommunikationsstrukturen und abgestimmte Abläufe ausschlaggebend. Entscheidend ist weniger das Hochfahren einzelner Kraftwerke als vielmehr der anschließende koordinierte Netzwiederaufbau mit klar definierten Abläufen auf Systemebene.

Übungen für den Wiederaufbau des Stromsystems

Ein zentrales Prinzip des Netzbetriebs ist, ausreichend Sicherheitsreserven vorzuhalten. Stromnetze werden bewusst nicht bis an ihre maximale Auslastungsgrenze betrieben. Diese betrieblichen Puffer sind notwendig, um kurzfristige Schwan-

kungen ausgleichen und unerwartete Störungen abfangen zu können. Um für den Ernstfall vorbereitet zu sein, werden solche Szenarien regelmäßig geübt. „Die APG führt Schwarzstart- und Wiederaufbautests gemeinsam mit ausgewählten Wasserkraftwerken durch, unter anderem an Standorten wie den Kraftwerksgruppen Malta-Reißeck und Kaprun. Ziel ist es, Abläufe unter realistischen Bedingungen zu erproben und weiterzuentwickeln“, erläutert Kurt Misak-Huber.

Netzausbau als Voraussetzung für Versorgungssicherheit Im europäischen Vergleich ist Österreich gut aufgestellt. Die starke Einbindung in das Verbundnetz, geringe Ausfallzeiten und der hohe Anteil an Wasserkraft gelten als strukturelle Vorteile. Gleichzeitig zeigen Ereignisse wie der iberische Blackout, dass Versorgungssicherheit kein Selbstläufer ist. Aus Sicht des Netzbetriebs ergibt sich daraus ein klarer Handlungsbedarf. Der Ausbau erneuerbarer Energien muss zwingend mit dem Ausbau und der Modernisierung der Netzinfrastruktur synchronisiert werden. Viele Netzkomponenten wurden für ein anderes Stromsystem ausgelegt. Um Blackouts wirksam vorzubeugen, sind daher langfristige Investitionen, realistische Systembewertungen und ausreichende Sicherheitsreserven erforderlich. Der iberische Blackout von 2025 liefert damit keine Alarmbotschaft, wohl aber eine klare Mahnung: Ein resilientes Stromsystem entsteht nicht durch einzelne Maßnahmen, sondern durch das abgestimmte Zusammenspiel von Erzeugung, Netzbetrieb und Vorsorge.

Photovoltaikanlagen erhöhen den Anteil wetterabhängiger Stromerzeugung und stellen neue Anforderungen an den Netzbetrieb.

NACH UNWETTER-KATASTROPHE 2024: GRONO NIMMT WIEDER DEN VOLLBETRIEB AUF

Murgänge und Gerölllawinen hatten in Folge eines schweren lokalen Unwetters im Juni 2024 im Bündner Südtal Misox südlich des San-Bernardino-Passes eine Schneise der Verwüstung gezogen. Besonders stark betroffen war das Kraftwerk Grono der ELIN (Elettricità Industriale SA), dessen Geschäfts- und Betriebsführungen Axpo innehat. Sowohl der Speicher Roggiasca und alle Wasserfassungen als auch der Druckstollen, die Druckleitung zum Teil und die Zentrale wurden schwer in Mitleidenschaft gezogen – im Grunde fast ein Totalschaden. Die Wiederinstandsetzung gestaltete sich aufwändig und kostspielig. Mit Ende 2025 ist nun auch die letzte der drei Maschinengruppen der Zentrale Grono wieder in Betrieb gegangen – nach insgesamt 18 Monaten intensiver Inbetriebsetzungsarbeiten. Die Gesamtkosten belaufen sich auf rund 8 Millionen CHF.

Es war ein Ereignis, das sich in das kollektive Gedächtnis der Einwohner des Misox eingebrannt hat: Am 21. Juni 2024 entlud sich über dem Bündner Südtal ein Unwetter von seltener Wucht. Innerhalb kürzester Zeit fielen bis zu 75 Liter Regen pro Quadratmeter – genug, um Hänge ins Rutschen zu bringen und Bäche in reißende Ströme zu verwandeln. Murgänge und Überschwemmungen verwüsteten ganze Dorfteile, insbesondere in Lostallo, wo Menschen ihr Zuhause verloren. Zwei Personen kamen ums Leben, eine wird bis heute vermisst. Straßen wurden unterbrochen, die A13 über Tage blockiert, die Schäden werden heute mit rund 84 Millionen Franken beziffert. In dem chaotischen Szenario aus Schlamm, Geröll und zerstörter Infrastruktur waren auch einige Wasserkraftwerke betroffen. Mit voller Wucht traf es das Kraftwerk Grono der ELIN (Elettricità Industriale SA), das innerhalb weniger Stunden schwer beschädigt und für Monate außer Betrieb gesetzt wurde.

Unwetter-Ereignis trifft Misox unvorbereitet

Nach dem ersten Schrecken über die enorme Gewalt der Unwetter überwogen bei den Verantwortlichen zunächst Ohnmacht und Unsicherheit. „Normalerweise erhalten wir Warnungen, wenn schwere Unwetter drohen“, sagt Felix Hansmann, Ressortleiter Baulicher Unterhalt im Engineering der Division Hydro & Biomasse Axpo, der als Gesamtprojektleiter für die Räumungs- und Instandstellungsarbeiten der beschädigten Misoxer Kraftwerke verantwortlich war. „Vor diesem Tag aber gab es keine speziellen Wetteralarme.“ Entsprechend unvorbereitet traf das Ereignis die Beteiligten. Speziell zu Beginn sei die Situation sehr unübersichtlich gewesen, so Hansmann. Der Strom im Tal war ausgefallen, auch Mobilfunknetze fielen zeitweise aus, die Kommunikation zwischen den Mitar-

beitenden war stark eingeschränkt, und aufgrund gesperrter Straßen waren die betroffenen Anlagen nicht erreichbar. Erste Abstimmungen fanden unter erschwerten Bedingungen statt – teils über noch funktionierende Natel-Verbindungen, teils über Funk. „Die große Herausforderung zu Beginn bestand für uns darin, überhaupt einen ersten Überblick über das Ausmaß der Schäden zu gewinnen“, erzählt Felix Hansmann.

Erkundungsflüge ermöglichen ersten Überblick

Erste Eindrücke vom Schadensausmaß verschaffte man sich noch am selben Abend sowie an den nächsten Tagen aus der Luft. Die Erkundungsflüge, an denen neben den Kraftwerksverantwortlichen der Axpo auch Geologen und Fachspezialisten für Naturgefahren beteiligt waren, ermöglichten

Der Stausee Roggiasca ist mit einem Geschwemmselteppich bedeckt.

eine erste grobe Schadensdiagnose. Dabei wurde rasch klar, dass eine unmittelbare Begehung vieler Bereiche zu gefährlich war – lose Felsmassen, instabile Hänge und umgestürzte Bäume stellten weiterhin erhebliche Risiken dar. Entsprechend mussten zunächst Sicherungsarbeiten erfolgen, bevor man sich an die Inspektionen vor Ort wagen konnte. Wo der Zugang möglich war, wurde schrittweise vorgegangen: von den Wasserfassungen in den oberen Bereichen hinunter zu den Stollen und Anlagen. Ein verlässliches Gesamtbild der Schäden ergab sich erst nach und nach: Dabei sollte sich zeigen, dass die sechs Kraftwerke, die die Axpo im Misox betreibt, höchst unterschiedlich betroffen waren. Während die meisten Anlagen nur geringfügige Schäden aufwiesen, so dass sie nach wenigen Tagen Unterbrechung wieder in Betrieb gehen konnten, waren die Schäden am Kraftwerk Lostallo, der oberen Stufe der ELIN, nicht unerheblich und am Kraftwerk Grono, der unteren Stufe der ELIN, sogar massiv.

Schnelles Comeback der oberen Stufe Lostallo

Die ersten Schadensanalysen zeigten ein deutlich unterschiedliches Ausmaß der Zerstörung an den beiden Anlagen. Bei der oberen Stufe Lostallo wurden durch das Unwetter die Wasserfassung Forcola, ein Bereich der offen verlegten Druckleitung sowie die Zufahrt und der Vorplatz zur Zentrale beschädigt. „Angesichts des geringeren Schadensausmaßes war uns klar, dass wir unser Augenmerk zuerst auf Lostallo legen, weil wir dort die Möglichkeit hatten, einigermaßen zeitnah wieder in Betrieb zu gehen“, erklärt Felix Hansmann. In der Folge wurden alle beschädigten Bereiche geräumt und die Wasserfassung sowie der Bereich der verschobenen Druckleitung inkl. der Schutzrohre für Kommunikation und Einspeisung instand gestellt. Rund fünf Wochen nach der Unwetterkatastrophe konnte das Kraftwerk den Betrieb wieder aufnehmen.

Niederschmetternde Schadensbilanz bei der unteren Stufe Grono Und das Kraftwerk Grono? Dessen Schadensbilanz war niederschmetternd. Die Wasserfassungen? Teilweise zerstört, mit Geröll und Baumstämmen zugedeckt. Der Stausee Roggiasca? Großflächig mit Baumstämmen bedeckt. Und der Seegrund meterhoch mit Geschiebe gefüllt. Der Grundablass? Bis auf eine Höhe von rund 10 Metern mit Sedimenten bedeckt. Der 3,8 km lange Druckstollen vom Stausee zum Wasserschloss? Auf der ganzen Länge mit über einem Meter Schlamm

bedeckt. Die Druckleitung zur Zentrale Grono? Gefüllt mit rund 120 Kubikmeter Ablagerungen im untersten Bereich. Der Kugelschieber in der Zentrale Grono? Durch Holzstücke blockiert. Hinzu kamen viele kleinere Beschädigungen an verschiedenen Anlageteilen. An einen Weiterbetrieb des Kraftwerks war so schnell nicht zu denken. Es war nahezu ein Totalschaden. Das Gewitter hatte enorme Mengen an Sediment, Schlamm und Geröll in den Roggiasca-Stausee gespült, von wo aus das Material weiter in den Druckstollen gelangte. Wie groß die Beschädigungen im Druckstollen, an der Druckleitung und der Zentrale selbst waren, sollte sich in seiner Gesamtheit erst nach einigen Wochen zeigen.

Wiederherstellung des Stausees braucht Zeit

Vorerst galt es, in einem ersten Schritt den Geschwemmselteppich am Stausee zu entfernen, was sich aufgrund der eingeschränkten Zugänglichkeit als schwierig darstellte. „Zu diesem Zweck wurden ein Ponton und ein Kran eingeflogen, mit denen wir über 200 Tonnen Baumstämme Schwemmholz herausholen konnten“, erinnert sich Felix Hansmann. Er verweist darauf, dass der Stausee mit seiner rund 70 m hohen Staumauer mit circa 40.000 m3 Schlamm, Geröll und Geschwemmsel gefüllt gewesen sei. „Anschließende Echolotaufnahmen zeigten, dass der Grundablass über 10 m eingedeckt war und somit seine Betriebstüchtigkeit nicht gewährleistet werden konnte.“ Für die Wiederherstellung der Betriebstüchtigkeit des Grundablasses wurde in der Folge ein spezielles, mit den Behörden abgestimmtes Spül- und Sediment-Umlagerungskonzept entwickelt, das selbstredend auf die Ökologie des Fließgewässers Rücksicht zu nehmen hatte. „Da wir uns in diesem Stadium der Aufräumarbeiten noch in der Fischschonzeit befanden, erhielten wir die entsprechende Genehmigung für die Absenkung des Staupegels, also eine Spülgenehmigung, erst im November – rund fünf Monate später. Ein Teil der Sedimente konnte also ins Bachbett im Unterwasser zurückgeführt werden, ein anderer Teil wurde in Zwischendeponien gelagert. Mit den von den Behörden erlaubten Sedimentrückgaben werden wir diese Sedimente in drei bis fünf Jahren rückgebaut haben“, so Felix Hansmann. Nach der Freilegung des Stauraums traten die baulichen Schäden am Einlaufbauwerk zutage: Eine eingedrückte Wand ermöglichte das Eindringen von Holz in den Triebwasserweg, das sich seinen Weg bis zur Turbine in der Zentrale bahnte. Etwa zeitgleich zur Entfernung des Geschwemmselteppichs am Stausee Roggiasca, was etwa zwei Monate in Anspruch nahm, erfolgte die Räumung und Instandsetzung der beschädigten Wasserfassungen, was aufgrund der Situierung in schwierigem Gelände entsprechend anspruchsvoll war.

Der Schlamm ist in das Triebwassersystem eingedrungen: Links: Mannloch bei der Drosselklappe Grono (Zugang zum Druckstollen via Wasserschloss); Rechts: Panzertor und Eingang zum Druckstollen beim Fensterstollen Roggiasca unterhalb der Staumauer

Größte Herausforderung: die Räumung des Stollens Noch aufwändiger gestalteten sich die Aufräumarbeiten am Druckstollen, wie Hansmann bestätigt: „Unser erstmaliger Zugang war von oben über einen Einstieg unterhalb der Staumauer möglich. Es zeigte sich, dass zäher Schlamm sich auf einer Höhe von rund 1 bis 1,5 Metern im Stolleninneren abgelagert hatte. Diesen zu beseitigen stellte sich als eine der größten Herausforderungen in unserem Instandsetzungsprojekt heraus.“ Mit Beginn August 2024 arbeiteten die Teams daran, diese Massen zu entfernen – eine mühsame Kleinarbeit unter beengten Verhältnissen, denn der Stollen ist kaum 2 Meter hoch und nur wenig breiter. Gearbeitet wurde anfänglich nur von oben, später ab der Drosselklappe Grono auch von unten. Im ersten Viertel konnte der Schlamm nur manuell oder mit einem Kleinbagger abgetragen werden. Danach wurden die Ablagerungen mit Spülwasser Richtung Grono ausgeschwemmt. „Wir sind im Durchschnitt etwa 15 Meter pro Tag vorangekommen. Es war sehr schwierig“, schildert Hansmann die Arbeiten. Erschwerend kam hinzu, dass es keinerlei Straßen- oder Wegezugang gab und die Baustelle anfangs ausschließlich per Helikopter erreichbar war. Insgesamt dauerte die Reinigung des Stollens rund 8 Monate – von August 2024 bis März letzten Jahres.

Einer von drei Kugelschiebern schwer beschädigt Als durchaus heikel beschreibt der Projektleiter der Axpo auch die Reinigungsarbeiten an der Druckleitung, die ebenfalls abschnittsweise von Schlamm und Schwemmgut verstopft war: „Man kann in einer derartigen Situation nicht einfach aufs Geratewohl den Schieber öffnen. Wir mussten uns mit viel Fingerspitzengefühl herantasten und schauen, wo genau der verstopfte Abschnitt liegt und planen, wie man die Arbeiten am besten anlegt“, beschreibt Felix Hansmann diese Herausforde-

rung. Das Schadensbild war zum Glück aber nicht so dramatisch: Die eingeschwemmten Holzteile hatten kaum nennenswerte Schäden am Korrosionsschutz der Leitung verursacht. Kleinere Schäden zeigten sich bei der Verteilleitung sowie den Turbinenzuleitungen. Die Turbinenlaufräder selbst blieben unbeschädigt, lediglich die Düsen waren verstopft und konnten ohne größeren Instandsetzungsaufwand gereinigt werden. Die Behebung dieser kleineren Schäden nahm insgesamt weniger als einen Monat in Anspruch. Die Ausnahme in der Maschinenzentrale bildete allerdings der dritte Kugelschieber. Während zwei Kugelschieber nach gründlicher Reinigung umgehend wieder betriebsfähig waren – lediglich ihre Steuerung musste aufgrund eines Defekts erneuert werden –, war der dritte so stark beschädigt, dass eine umfassende Sanierung unumgänglich wurde. Er erhielt unter anderem eine neue Kugel sowie neue Dichtringe.

Nach 18 Monaten wieder vollständig in Betrieb

Im Mai 2025 konnte das Kraftwerk Grono nach einem Ausfall von rund 320 Tagen wieder mit zwei Maschinengruppen in Betrieb genommen werden. Sieben Monate später, Ende Dezember, wurde schließlich auch der sanierte Kugelschieber eingebaut, sodass seither alle drei Maschinen wieder laufen. Nach insgesamt fast 18 Monaten Unterbrechung ist die Anlage damit wieder vollständig in Betrieb. Rückblickend sei vor allem die Anfangsphase entscheidend gewesen, erklärt Felix Hansmann: „Es brauchte zu Beginn umfangreiche Konzepte, wie wir die Räumungs- und Instandstellungsarbeiten sicher angehen könnten.“ Da praktisch alle Anlagenteile betroffen waren, war entsprechend breites Fachwissen gefragt. Ein entscheidender Vorteil lag darin, dass der Großteil der Arbeiten mit internen Kräften geplant und umgesetzt werden konnte. Entsprechend

Holzteile haben eine Düse komplett verlegt (li) und den Kugelschieber bei der Maschinengruppe 2 schwer beschädigt (mi). Er wurde saniert und remontiert (re).

lang ist die Liste der beteiligten Fachabteilungen – von Projekt- und Bauleitung über Talsperren, Geologie/Naturgefahren und Umwelt bis hin zu Stahlwasserbau, Konstruktion, Mechanik, Elektrotechnik und Versicherung. Insgesamt standen rund 20 Fachleute der Engineering Abteilung der Axpo Hydroenergie & Biomasse im Einsatz, unterstützt vom Betriebspersonal der Axpo-Kraftwerksgruppe Misox, die insgesamt 6 Anlagen im Misox betreuen, sowie etwa fünf externen Mitarbeitenden. „Das Teamwork war hervorragend – wir profitierten von viel Fachwissen und kurzen Wegen“, bilanziert Hansmann. Der erhebliche Aufwand schlägt sich auch finanziell nieder: Rund 8 Millionen Franken kostete die Sanierung, wovon etwa zwei Drittel durch die Versicherung gedeckt sind. Hinzu kommen Produktionsausfälle, die nur teilweise kompensiert wurden –allerdings konnte Axpo diese dank ihres breiten Kraftwerksparks relativ gut auffangen.

Fähigkeit zur Schadensminimierung wird wichtiger Als Konsequenz aus dem Ereignis wurden zunächst einige gezielte bauliche Optimierungen umgesetzt, um die Anlagen künftig besser gegen Unwetterfolgen zu schützen. So erhielt etwa eine Fassung von Grono ein zusätzliches Schutzdach zur Sicherung des Betriebsgebäudes, und bei der Druckleitung des Kraftwerks Lostallo wurde ein Schutzbauwerk errichtet, das die Leitung künftig vor möglichen Verklausungen bewahren soll. Gleichzeitig zeigte die detaillierte Aufarbeitung im Nachgang aber auch die Grenzen solcher Maßnahmen auf. Baulich lässt sich eben nicht jede Komponente eines Wasserkraftwerks schützen. Für viele Kraftwerksbetreiber in den Alpen wären deshalb noch exaktere Wetterprognosen wünschens- und erstrebenswert für die Zukunft. In diesem Punkt ist Felix Hansmann aber skeptisch: „Eine frühzeitige Überwachung oder gar Vorhersage solcher Extremereignisse ist kaum möglich, da sich Gewitterzellen innerhalb kürzester Zeit entwickeln und nicht verlässlich prognostizierbar sind.“

Daher liege der Fokus heute auf einer schnellen Reaktion im Ereignisfall. Bei Grono wurde nun ein neues Detektions- und Steuerungssystem implementiert, das die Anlage bei sprunghaft ansteigendem Pegel und/oder starker Trübung umgehend und vollautomatisch abschalten soll. „Damit kann verhindert werden, dass Geröll und Schlamm überhaupt in das Triebwassersystem gelangen“, erklärt Hansmann. Diese Maßnahme reduziert das Schadensrisiko erheblich, auch wenn sie keinen vollständigen Schutz bietet: Dass sich Stausee und Fassungen bei intensiven Niederschlägen wieder mit Material füllen, wird sich bei Ereignissen dieser Art auch in Zukunft nicht verhindern lassen. Und doch ist dies deutlich weniger gravierend als ein verlegtes Triebwassersystem inkl. Maschinengruppen. Die Erfahrungen am Kraftwerk Grono zeigen klar, dass man sich als Kraftwerksbetreiber kaum gegen Naturkatastrophen dieses Ausmaßes stemmen – wohl aber deren Auswirkungen durch Schutzmaßnahmen dämpfen kann. Angesichts häufiger werdender Extremereignisse infolge des Klimawandels wird genau diese Fähigkeit zur Schadensbegrenzung künftig noch wichtiger werden.

Dank eines mit den Behörden abgestimmten Spülkonzeptes konnte der Staupegel abgesenkt werden, um den blockierten Grundablass freizulegen.

Die Erneuerung der Regelungs- und Steuerungstechnik sowie von Hydraulik, Erregung und Schutztechnik wurde 2025 erfolgreich abgeschlossen.

SIEMENS ENERGY AUSTRIA GMBH UND EW REUTTE AG:

KW WEISSHAUS ALS NÄCHSTER MEILENSTEIN DER LANGJÄHRIGEN ERFOLGREICHEN ZUSAMMENARBEIT

In einer Zeit, in der der Übergang zu nachhaltigen Energiequellen von entscheidender Bedeutung ist, positioniert sich Siemens Energy Austria GmbH als führender Anbieter von Lösungen im Bereich erneuerbare Energien. Mit einem breiten Spektrum an Technologien in den Bereichen Energieerzeugung und -übertragung, Transformatoren, Wasserstoff und Wasserkraft ist Siemens Energy Austria GmbH gut positioniert, um die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Gemeinsam mit Partnern und Kunden wird eine nachhaltige Energiezukunft für kommende Generationen gestaltet. Mit der Tiroler Elektrizitätswerke Reutte AG pflegt Siemens Energy Austria GmbH eine mehrjährige Partnerschaft, im Rahmen derer seit 2020 eine ganze Kraftwerksgruppe sukzessive modernisiert wird. Zuletzt wurde 2025 die elektro- und regelungstechnische Erneuerung des Kraftwerks Weißhaus erfolgreich abgeschlossen.

Die Elektrizitätswerke Reutte AG beauftragte die Siemens Energy Austria GmbH bereits im Jahr 2020 mit der Erneuerung der gesamten Leit- und Schutztechnik, Erregung sowie der Hydraulikanlagen von in Summe sieben Wasserkraftwerken der Kraftwerksgruppe der Elektrizitätswerke Reutte AG. Mit dem Auftrag wurde der Grundstein für eine nachhaltige, höchst erfolgreiche und professionelle Zusammenarbeit zwischen der Elektrizitätswerke Reutte AG und der Siemens Energy Austria GmbH gelegt. Es war der Beginn einer nunmehr bereits über mehrere Jahre aufgebauten, auf hohem Vertrauen basierenden Partnerschaft.

Modernisierung Kraftwerk Weißhaus 2025 abgeschlossen Auf die bereits erfolgreich abgeschlossenen Modernisierungen der Kraftwerke Kniepass, Plansee, Hüttenmühle, Mühl und Seesperre folgte 2025 die Fertigstellung des Kraftwerks Weißhaus. Dabei setzt Siemens Energy Austria GmbH auf innovative Technologien, die eine hohe Effizienz und Zuverlässigkeit gewährleisten müssen. Zudem wird das Kraftwerk mit einer intelligenten Wasserhaushaltsregelung ausgestattet, die eine optimale Nutzung der Wasserressourcen ermöglicht. Im Rahmen der bisherigen Umbauarbeiten an den leit- und schutztechnischen Einrichtungen konnten die Spezialisten von Siemens Energy in Salzburg mit höchster technischer Kompetenz und Engagement überzeugen. Die Komplexität, welche Modernisierungs-

projekte dieser Größenordnung mit sich bringen, ist stets eine große Herausforderung und bedarf erfahrener Know-how Träger wie sie im Team der Siemens Energy Gruppe in Salzburg zu finden sind. Die bisherigen Modernisierungen umfassten die Erneuerung der Maschinenleittechnik inkl. Turbinenregler, die zugehörige allgemeine Leittechnik sowie die Kraftwerksvisualisierung und die Erneuerung des elektrischen Maschinenschutzes sowie der Erregung und Niederspannungsversorgungen. Für den Umbau an den hydraulischen Reglern und der

Die Wasserkraftspezialisten der Siemens Energy Austria aus Salzburg sorgten für die umfassende Modernisierung der Elektrotechnik.

Lieferung der Kraftwerkssensorik hat sich Siemens Energy mit der Firma Kochendörfer Wasserkraftanlagen einen Partner mit sehr hohen Qualitätsansprüchen mit ins Boot genommen.

Moderne Technik im Einsatz

Das in der Energieinfrastruktur des EW Reutte eine zentrale Rolle spielende Kraftwerk Weißhaus mit einer installierten Leistung von 12,6 MW erzeugt jährlich etwa 72 GWh saubere Energie. Dies entspricht dem jährlichen Stromverbrauch von etwa 20.000 Haushalten. Es leistet einen wesentlichen Beitrag zur Reduzierung der CO2-Emissionen in der Region. Das Kraftwerk Weißhaus wurde 1968 erbaut und verfügt über zwei Kaplan-Turbinen mit jeweils 25 m³/s Ausbauwassermenge. Mit der Modernisierung des Kraftwerks wurden die beiden Maschinensätze in den beiden Wintern 23/24 und 24/25 general überholt. Im Detail wurde im Zuge dieser Maschinengroßrevision, welche durch Andritz Hydro umgesetzt wurde, die bestehende durch eine neue SICAM A8000 Steuerung in Verbindung mit einer ZENON-Visualisierung ersetzt. Die einzelnen Komponenten sind untereinander mit einem Kraftwerks-Prozess-LAN verbunden. Die Bedienung und Beobachtung erfolgt vor Ort jeweils über ein abgesetztes Touchpanel am jeweiligen Maschinenleitstand sowie zentral in der zentralen Leitstelle der Elektrizitätswerke Reutte. Bei den Schutzgeräten und der Synchronisierung wurde auf die bewährte Technologie SIPROTEC gesetzt.

Langjährige Zusammenarbeit

Die Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber Elektrizitätswerke Reutte AG war von der Projektierung bis zur Fertigstellung und Übergabe jeder einzelnen bisher realisierten Anlage in höchstem Maße kooperativ, angenehm und vor allem auch menschlich sehr positiv hervorzuheben. „Die mittlerweile bereits über sechs Jahre währende Zusammenarbeit mit Siemens Energy ist für beide Seiten ein großer Erfolg. Durch die kurzen Entscheidungswege und die enge Abstimmung zwischen den Projektleitern und durch das kompetente Inbetriebnahmepersonal können die Projekte im Zeit- und Kostenrahmen umgesetzt werden. Für die Elektrizitätswerke Reutte AG entstehen durch die langfristige Zusammenarbeit große Vorteile. Bei allen Maschinensätzen erreichen wir eine einheitliche Bedienphi-

losophie, identische Schaltschranklayouts, einheitliche Automatisierungs- und Schutzkomponenten und dadurch ein durchgängiges Ersatzteilmanagement und in Summe somit eine bessere Verfügbarkeit der Wasserkraftanlagen. Für uns als regionaler Energieversorger ist die Investition in erneuerbare Energien und in einen modernen Kraftwerkspark von großer Bedeutung, damit wir unsere Kunden auch in Zeiten geopolitischer Herausforderungen sicher versorgen können“, erklärt Georg Hauser, der Leiter Erzeugung bei der Elektrizitätswerke Reutte AG.

Erfolgsgeschichte aus Salzburg

Die Wasserkraftspezialisten der Siemens Energy Austria aus Salzburg konnten mit ihrer Leistung sowie der Flexibilität der Mitarbeiter einen weiteren

Kunden in höchstem Maße zufrieden stellen. Mit der erfolgreichen Übergabe des Kraftwerkes Weißhaus wurde ein weiterer Meilenstein in der erfolgreichen Geschichte der Wasserkraftspezialisten aus Salzburg erreicht. Die Experten von Siemens Energy Austria GmbH haben jahrzehntelange Erfahrung und eine installierte Basis von hunderten Wasserkraftwerken in der ganzen Welt. Das Unternehmen ist bekannt für seine technologische Kompetenz und das fundierte Know-how für die Errichtung und Modernisierung von Wasserkraftwerken sowie für seinen hervorragenden Service. Als Systemanbieter hat Siemens Energy umfassende Kenntnisse bei der Realisierung schlüsselfertiger Projekte. Der Betreiber profitiert von einer hohen Anlagenverfügbarkeit sowie einem professionellen Service.

Dank moderner Schutz- und Leittechnik ist das Traditionskraftwerk Weißhaus bestens für die Anforderungen der kommenden Jahrzehnte gerüstet.

NEUE HYBRID-ANLAGE IN GROSSGLOCKNERGEMEINDE KALS TRÄGT ZUR NETZSTABILITÄT BEI

Mit der Inbetriebnahme einer innovativen Hybrid-Anlage geht die Kals Energie Kraftwerk GmbH & Co. KG in der Großglockner-Gemeinde neue Wege: Die Verbindung eines bestehenden Wasserkraftwerks mit einer 500 kWp-Photovoltaikanlage und einer leistungsstarken Batteriespeicherlösung schafft ein zukunftsweisendes Gesamtsystem aus erneuerbarer Erzeugung und moderner Speichertechnologie. Als erste Anlage dieser Art in Tirol zeigt das Projekt, wie sich Netzstabilität, Versorgungssicherheit und regionale Wertschöpfung gezielt stärken lassen. Angesichts des steigenden Bedarfs an Regelenergie gewinnen solche Hybridlösungen zunehmend an Bedeutung.

In der Großglockner-Gemeinde Kals hat man sich seit langem dem Einsatz erneuerbarer Energien verschrieben und über die Jahre immer wieder Akzente gesetzt. Als Mastermind und Triebfeder hinter den Projekten steht mit Ing. Robert Trenkwalder ein Fachmann, der ein Ingenieurbüro für Metall- und Maschinenbau führt und sich seit Jahren für die Erneuerbaren engagiert – und auch Gesellschafter sowie Geschäftsführer der Kals Energie Kraftwerk GmbH & Co. KG ist. Neben ihm und zwei weiteren privaten Teilhabern ist auch die Gemeinde an der Gesellschaft beteiligt. Gegründet wurde diese 2005, als sie mit der Errichtung des Kleinkraftwerks Lesachbach ihren ersten Meilenstein setzte. Mit der 2-düsigen Peltonturbine lieferte die Anlage von da an rund 8,5 GWh sauberen Strom im Durchschnittsjahr, ehe sie sechs Jahre später erfolgreich erweitert wurde. „2011 haben wir die Anlage ausgebaut. Es war uns möglich die Ausbauwassermenge von bislang 650 l/s auf 750 l/s zu erhöhen und die Jahreserzeugung im Schnitt um etwa 0,5 GWh zu steigern. Bauliche Maßnahmen waren dafür nicht erforderlich, sämtliche relevanten Kraftwerkskomponenten waren für diese Reserve ausgelegt“, erinnert sich Robert Trenkwalder und macht in seinen Ausführungen einen Zeitsprung ins Jahr 2019, als man in Kals einen weiteren Meilenstein setzte. „Da ist es uns gelungen, das Kraftwerk am Regelenergiemarkt zu etablieren. Ein wichtiger Schritt im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage“, so der Fachmann.

Eine übergeordnete SteuerungsSoftware von der Firma EN-CO aus dem Südtiroler Ratschings regelt den Strahlablenker der Turbine nach Anforderungen des Regelenergiemarkts.

Strahlablenker ermöglicht Teilnahme am Regelenergiemarkt Für die Aufnahme in den Regelenergiemarkt habe es technisch nicht allzu viel benötigt, so Trenkwalder. Die Bereitstellung negativer Regelenergie erfolgt dabei schließlich über den Strahlablenker. „Der Strahlablenker, der bei unserem Kraftwerk mit einem Servomotor angetrieben wird, wird im Normalbetrieb ausschließlich in Abhängigkeit der Frequenz geführt. Damit kann sowohl die Aufgabe der Synchronisation als auch des Inselbetriebes abgedeckt werden. Für die Teilnahme an der Regelenergie musste das System lediglich um eine zusätzliche Programmierung ergänzt werden, die übergeordnet den Strahlablenker steuert, sodass dieser bei negativen Regelenergieaufrufen einschwenkt und die Leistungsabgabe in das Netz entsprechend reduziert.

Die Kosten dazu betrugen damals rund € 5.000“, führt Robert Trenkwalder näher aus. Er räumt ein, dass durch die rasche Abfolge von Aufrufen aus dem Regelenergie-Markt durchaus mit Verschleißerscheinungen an den Komponenten des Strahlablenkers zu rechnen sei, diese in ihrem Fall aber kaum merkbar ins Gewicht gefallen seien. Einen entscheidenden Vorteil dieser Regelungsmöglichkeit sieht der Fachmann allerdings in ihrer ökologischen Verträglichkeit: Im Gegensatz zur Düsenregelung hat der Einsatz des Strahlablenkers keine Auswirkungen auf die Gewässerökologie, da das Fließwasserkontinuum unverändert bleibt und nicht abrupt verändert wird.

Konkurrenz am Regelenergiemarkt wird stärker Für die Kals Energie zahlte sich der Einstieg in die Regelenergie in jedem Fall aus. Durch die Bereitstellung von negativer Regelenergie konnten die Stromerlöse in den Jahren 2019 bis einschließlich 2025 im Durchschnitt um rund 10 % erhöht werden. „Die Bedeutung und der Bedarf an Regelenergie steigt mit der Zunahme an volatilen Erneuerbaren generell. Wir gehen allerdings davon aus, dass das Erlöspotential für den einzelnen Teilnehmer sinken wird, weil sich die Teilneh-

meranzahl am Regelenergiemarkt gleichzeitig stark erhöht. Andererseits fallen bei vielen Wasserkraftanlagen vergleichsweise nur sehr geringe Investitionen für die Teilnahme am negativen Regelenergiemarkt an. Daher würde ich Wasserkraftbetreiber zu einer raschen Teilnahme raten“, so Trenkwalder. Im Rückblick auf die eigenen Erfahrungen verweist er darauf, dass die Kals Energie ihren Strom in diesen sechs Jahren bei drei unterschiedlichen Anbietern vermarktet habe. „Auch wenn es grundsätzlich eine wirtschaftlich höchst sinnvolle Anpassung für uns war, muss man einräumen, dass die Erlöse aus dem Regelenergiemarkt doch immer wieder stark schwankend waren“, führt Trenkwalder weiter aus.

Photovoltaik als sinnvolle Ergänzung der Wasserkraft

Einen weiteren Meilenstein ließen die Osttiroler im März 2025 mit der Inbetriebnahme einer 500 kWp starken Photovoltaik-Freiflächenanlage folgen. Sie wurde so konzipiert, dass sie als Agri-PV weiterhin die landwirtschaftliche Nutzung der Fläche als Schafweide ermöglicht. Die ausgewählten Berghänge mit bis zu 30 ° Neigung sind landwirtschaftlich nur eingeschränkt nutzbar und konnten so sinnvoll doppelt verwendet werden. „Früher war hier eine Mähwiese, jetzt ist es eben eine Weidewiese“, so Robert Trenkwalder.

Die technische Umsetzung stellte aufgrund der anspruchsvollen Topografie besondere Anforderungen: Die Unterkonstruktion musste nicht nur die ungünstige Ausrichtung ausgleichen, sondern auch hohen Schnee- und Windlasten standhalten. Mit einer Modulneigung von 35 ° sowie einem Mindestabstand von 1,2 m zum Boden wurde zudem sichergestellt, dass Schneemassen schadlos abrutschen können. Trotz erhöhter Montagekosten erwies sich die Investition als wirtschaftlich tragfähig. Die Anlage, bei deren Umsetzung die Fa. EPV-Team aus Oberlienz kompetent in Planung und Ausführung unterstützte, ist bewusst auf die Übergangszeiten optimiert und liefert selbst bei der typischen winterlichen Verschattung eines alpinen Bergdorfs auf über 1.300 m Seehöhe noch beachtliche Erträge – an guten Dezembertagen etwa ein Viertel eines Sommertages. Im ersten Betriebsjahr

wurde mit rund 1.100 kWh/kWp die Prognose sogar übertroffen. Der erzeugte Solarstrom wird über eine Direktleitung zum Kraftwerk geführt und gemeinsam mit dem WasserkraftStrom ins Netz eingespeist. Diese Kopplung unterschiedlicher erneuerbarer Energiequellen stärkt die Versorgungssicherheit und erhöht die Nachhaltigkeit.

Batteriespeicher harmonisiert schwankenden Grün-Strom Perfekt wurde die Hybrid-Energieanlage schließlich durch die Integration eines Batteriespeichers im November 2025. Trenkwalder erwähnt in diesem Zusammenhang lobend die Fa. SOCOMEC im Hinblick auf die kompetente Beratung sowie die fristgerechte Lieferung und Inbetriebnahme der Komponenten. Dem Speicher kommt dabei eine zentrale Rolle zu: Er gleicht die naturgemäß schwankenden Energiemengen aus Wasserkraft und Photovoltaik aus, indem er überschüssige Energie zwischenspeichert und nach Bedarf wieder ins Netz einspeist. Auf diese Weise wird nicht nur eine schonende Netzintegration ermöglicht, sondern auch aktiv zur Stabilisierung des Stromnetzes beigetragen – wie eben durch die Bereitstellung von Regelenergie. Die Anlage, die ausschließlich mit erneuerbarer Energie aus PV und Wasserkraft geladen wird, verfügt über eine Leistung von 1,5 MW und eine Kapazität von 3,0 MWh. Die Vermarktung erfolgt über die TIWAG, die im Rahmen eines entsprechenden Vertrags flexibel auf die Speicherkapazitäten zugreifen kann.

„Die Hybrid-Anlage aus Wasserkraft, Photovoltaik und Batteriespeicher wurde hier in Kals erstmalig in Tirol realisiert. Wir sind davon überzeugt, dass sie damit neue Maßstäbe für das Zusammenspiel erneuerbarer Energiequellen mit moderner Speichertechnologie setzt und zeigt, welches Potenzial in integrierten Energiesystemen steckt“, so Robert Trenkwalder, der zugleich einräumt, dass ein derartiges Projekt auch mit erheblichem Abstimmungsaufwand verbunden sei: „Insbesondere die Koordination mit dem zuständigen Netzbetreiber

Ganglinie Regelenergie am Batteriespeicher: gelb = Leistung; rot = Füllstand

sowie mit den Behörden erfordert eine frühzeitige Planung und intensive Zusammenarbeit. Die Integration einer solchen Anlage ist nicht nur technisch anspruchsvoll, sondern auch organisatorisch komplex. Schließlich bewegen sich alle Beteiligten dabei größtenteils auf neuem Terrain.“

Der hybride Ansatz steigert die Systemdienlichkeit Sinkende Preise für Batteriespeicher haben in den vergangenen Jahren wesentlich zur steigenden Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen beigetragen – eine Entwicklung, die sich allem Anschein nach fortsetzen dürfte. „Vor diesem Hintergrund hat sich die frühzeitige Entscheidung zur Investition in einen Batteriespeicher für uns als richtig erwiesen: Auf Basis der bereits abgeschlossenen Vermarktungsverträge sowie aktueller Erlösprognosen liegt die Amortisationszeit der Anlage voraussichtlich zwischen fünf und sieben Jahren. Damit zeigt sich, dass moderne Speicherlösungen nicht nur technologisch sinnvoll, sondern zunehmend auch wirtschaftlich attraktiv sind“, argumentiert Robert Trenkwalder.

Über die Wirtschaftlichkeit hinaus kommt der Anlage auch Bedeutung als Leuchtturm-Projekt zu. Der hybride Ansatz – die Kombination von Wasserkraft, Photovoltaik und Batteriespeicher – stärkt die Systemdienlichkeit und verteilt die Energieerzeugung auf mehrere Standbeine. „Ein weiterer positiver Effekt: Früher wurde beim Aufruf von negativer Regelenergie durch das Einlenken des Strahlablenkers grundsätzlich Energie vernichtet, die wir heute für das Laden der Batterie nutzen können“, so der Ingenieur aus Kals. Gleichzeitig profitieren regionale Energiegemeinschaften von günstigen Strompreisen, was die Akzeptanz vor Ort zusätzlich erhöht. Gerade im touristisch geprägten Raum zeigt sich, dass erneuerbare Energien nicht nur ökologisch, sondern auch wirtschaftlich tragfähig umgesetzt werden können, wenn entsprechende Rahmenbedingungen gegeben sind. Robert Trenkwalder bringt es auf den Punkt: „Die Erneuerbaren sind nahezu an jedem Standort der Welt aus volkswirtschaftlicher Sicht die billigste Variante, um Energie zu produzieren. Das stimmt mich sehr positiv. Wir sind daher auch stolz, mit unseren Bemühungen im Bereich der Wasserkraft, Photovoltaik sowie Batteriespeicher einen Beitrag zu Versorgungssicherheit, Unabhängigkeit und regionaler Wertschöpfung zu leisten. Gerade die aktuellen Verwerfungen am Energiemarkt zeigen unsere Verletzlichkeit auf – umso wichtiger ist es, weiterhin konsequent auf erneuerbare Energien zu setzen und diese auszubauen.“

FERTIGUNGSKOMPETENZ ALS ERFOLGSFAKTOR: GLOBAL HYDRO STÄRKT STANDORT NIEDERRANNA

Am oberösterreichischen Produktionsstandort Niederranna bündelt der international agierende Wasserkraftspezialist Global Hydro modernste Fertigungstechnologien, langjährige Erfahrung und technische Kompetenz. Der hochmoderne Maschinenpark ermöglicht die präzise und effiziente Fertigung zentraler Turbinenkomponenten und stellt damit kurze Reaktionszeiten sowie eine schnelle Verfügbarkeit von Laufrädern und anderen Schlüsselbauteilen sicher. Was die Arbeiten am Standort auszeichnen, ist die enorme Fertigungstiefe, die nicht nur hohe Qualität und technologische Exzellenz, sondern auch maximale Flexibilität in der Produktion garantiert. Sichergestellt wird ein konstantes Qualitätslevel durch akribische Tests entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Rahmen der Quality Assurance. Gleichzeitig treiben kontinuierliche technologische Weiterentwicklungen die Innovationskraft des Unternehmens voran und stärken seine Wettbewerbsfähigkeit am internationalen Wasserkraftmarkt.

Technologischer Fortschritt entspringt einer Haltung: dem Anspruch, Prozesse, Wege und Möglichkeiten immer wieder neu zu denken. Global Hydro zählt zu den wenigen Anbietern, die ihre technologischen Kompetenzen kontinuierlich weiterentwickeln. Ein Beleg dafür ist die umfassende Inhouse-Fertigung, die auf einem hochmodernen Maschinenpark und einem fundierten Mitarbeiterfachwissen basiert. Der Unternehmensstandort im oberösterreichischen Niederranna ist nach wie vor die zentrale Drehscheibe, wo die Kernkomponenten von Turbinen für den internationalen Wasserkraftmarkt gefertigt werden. Ein Standort, der permanent adaptiert und modernisiert wird, um dem laufenden Wandel in der industriellen Fertigung gerecht zu werden –und vor allem der technologischen Vorreiterrolle im Bereich Small und Medium Hydropower, die Global Hydro seit Jahren innehat. „Wir verändern uns laufend. Wir bekommen neue Technologien dazu und erweitern unser Know-how entsprechend“, sagt Thomas Eder, Head of Production bei Global Hydro. Er verweist darauf, dass nach der letzten großen Firmenerweiterung im Jahr 2018 und der Modernisierung mit den Schweißrobotern 2024 der Maschinenpark in Niederranna 2026 wieder Zuwachs bekommt: „Heuer dürfen wir zwei neue Maschinen bei uns im Werk in Betrieb nehmen. Bei einer handelt es sich um eine moderne neue Drehmaschine und bei

der anderen um ein neues 5-Achs-Bearbeitungszentrum, das speziell an unsere Erfordernisse, also die eines Turbinenherstellers, angepasst wurde.“

Neue Fertigungsmaschinen erhöhen Produktionseffizienz Bei Global Hydro lädt man den Kunden noch sehr gerne zu sich ein. Das hat gute Gründe, wie Thomas Eder betont: „Wenn der Kunde bei uns durch die Fertigungshalle geht und dabei unseren Maschinenpark und die Fertigungsmaschinen in Aktion sieht, wirkt sich das zweifellos positiv auf das Vertrauen unserer Kunden aus. Daher erachten wir derartige InhouseFührungen für unsere Kunden als notwendig und wichtig.“ Was die Kunden dabei zu Gesicht bekommen sind neben einem Bohrwerk, den Auswuchtanlagen, den Schweißrobotern und einer Horizontaldrehmaschine für großvolumige und schwere Bearbeitungen – ausgelegt für Werkstücke bis zu 17 Tonnen – vor allem auch die 5-Achs-Fräsbearbeitung. Aktuell stehen drei dieser modernen Bearbeitungszentren zur Verfügung, im Sommer wird eine vierte Maschine in Betrieb gehen. „Damit erweitern sich die Bearbeitungskapazitäten auf Rohteilgewichte bis 17 Tonnen und Bauteildurchmesser von bis zu 3,1 Metern – ideale Voraussetzungen für die präzise Fertigung von Laufrädern und anderen komplexen Turbinenkomponenten. Die neue, speziell auf die Anforderungen der Tur-

Im Sommer 2026 werden die drei bestehenden 5-Achs-Bearbeitungszentren am Firmenstandort um eine weitere aufgestockt.

binenlaufradbearbeitung zugeschnittene 5-Achs-Maschine verfügt über einen vergrößerten Bauraum, eine erhöhte Tischbeladung sowie eine besonders hohe Maschinendynamik“, erklärt Ewald Perr, Leiter mechanische Fertigung bei Global Hydro. Um die vorhandenen Kapazitäten optimal zu nutzen, laufen die Maschinen im kontinuierlichen Betrieb „24/7“, während die Fertigung im Zweischichtbetrieb organisiert ist.

Unabhängig – dank außergewöhnlicher Fertigungstiefe

Ungewöhnlich, aber Teil der Firmen-DNA bei Global Hydro ist die hohe Fertigungstiefe. Anders als viele andere Turbinenbauer am internationalen Wasserkraftmarkt konzentriert sich das Unternehmen darauf, alle systemrelevanten Kernkomponenten – also jene Bauteile, die im Wesentlichen den Wirkungsgrad einer Anlage ausmachen – in Niederranna selbst herzustellen. „Im Mittelpunkt stehen dabei insbesondere Laufräder sowie Bauteile des Leitapparats, die aufgrund ihrer komplexen Geometrie, der anspruchsvollen Bearbeitung und oftmals kritischer Lieferzeiten eine zentrale Rolle im Turbinenbau spielen“, erklärt Thomas Eder, der auf die Unabhängigkeit verweist, die sich aus der außergewöhnlichen Fertigungstiefe ergibt: „Grundsätzlich wären wir in der Lage, bis zu 90 Prozent einer Turbine im eigenen Werk zu fertigen – auch Stahlbaukomponenten könnten bei Bedarf intern produziert werden. In

der Praxis wird jedoch bewusst auf eine ausgewogene Kombination aus Eigenfertigung und ausgewählten Partnern gesetzt.“ Diese Strategie erhöht nicht nur die Flexibilität der Produktion, sondern schafft auch eine größere Unabhängigkeit von globalen Lieferketten. Gleichzeitig ermöglicht sie, Produktionsprozesse je nach Projektgröße und geografischen Rahmenbedingungen flexibel zu gestalten: Während Kernkom-

„Grundsätzlich wären wir in der Lage, bis zu 90 Prozent einer Turbine im eigenen Werk zu fertigen“Thomas Eder, Head of Production Global Hydro

ponenten im eigenen Haus gefertigt werden, können größere oder logistisch aufwendige Baugruppen über qualifizierte Partner und sogenannte „verlängerte Werkbänke“ umgesetzt werden. Dabei werden Know-how, erprobte Prozesse und Qualitätsstandards von der Zentrale in Niederranna in jenem Ausmaß übertragen, das eine weltweit gleichbleibend hohe Fertigungsqualität gewährleistet wird.

Flexibilität als Trumpf in der Revitalisierung

Global Hydro ist heute in der Lage, viele Aufgaben im eigenen Haus zu lösen und bleibt in zentralen Fertigungsschritten weitgehend unabhängig von Sublieferanten. Diese Fähigkeit, sich im Bedarfsfall „selbst zu helfen“, sorgt nicht nur für stabile Lieferzeiten, sondern auch für eine außergewöhnliche Flexibilität in der Produktion. Ein strategischer Vorteil, der besonders in einem zunehmend wichtigen Geschäftsfeld schlagend wird: der Revitalisierung von Bestandsanlagen.

Gerade im DACH-Raum gewinnt die Modernisierung und Reparatur älterer Wasserkraftanlagen immer mehr an Bedeutung. Revitalisierungsprojekte stellen dabei besondere Anforderungen an Technologie und Reaktionsfähigkeit, wie Thomas Eder unterstreicht: „Mitunter sind Bauteile über Jahrzehnte im Einsatz gewesen und oft existieren bei älteren Anlagen nur noch rudimentäre Unterlagen oder Übersichtszeichnungen. So mancher Eingriff gleicht daher einem Blick in ein ‚Überraschungsei‘. Für Betreiber bedeutet ein Anlagen-

Am Standort Niederranna kann die Belegschaft auf die gesamte Bandbreite moderner Fertigungstechnologien zurückgreifen.

stillstand aber unmittelbare wirtschaftliche Verluste, weshalb schnelle Lösungen gefragt sind. Und hier können wir mit dem Produktionsstandort Niederranna unsere Stärken ausspielen: Vom Drehen und Fräsen über Schweißen, Montieren und Lackieren bis hin zu spezialisierten Bearbeitungsschritten steht die gesamte Bandbreite moderner Fertigungstechnologien zur Verfügung.“ Ergänzt durch ein starkes Netzwerk regionaler Partner in Oberösterreich kann Global Hydro auch komplexe Aufgaben kurzfristig bewältigen. Entscheidend sind dabei Flexibilität, technologische Kompetenz und Geschwindigkeit – Eigenschaften, die es ermöglichen, unmittelbar nach der Befundung eine passende Lösung zu entwickeln und umzusetzen.

Schweißroboter ermöglichen neues Qualitätslevel

Wenn in einem Revitalisierungsprojekt bestehende Komponenten instandgesetzt oder angepasst werden müssen, stellt sich eine Kernkompetenz mittlerweile als unerlässlich heraus: moderne Schweißtechnologie. „Für unsere hauseigene Schlosserei wurde eine selbst konzipierte Schweißanlage eingerichtet, die gemeinsam mit einem externen Spezialisten komplett auf unsere Bedürfnisse maßgeschneidert wurde. So etwas gibt es nicht ‚von der Stange‘. Mit modernen Schweißrobotern, mit denen unter anderem WAAM – Wire arc Additive Manufacturing –, also 3D-Druckschweißen, möglich ist, können wir ein bislang unerreichtes Qualitätslevel sicherstellen. Wir sprechen über vollautomatisierte Roboterprogramme, die ganz neue Perspektiven in puncto Automatisierung eröffnen“, so Thomas Eder. Unterstützt wird diese Entwicklung durch Kooperationen mit Forschungseinrichtungen, etwa mit der TU Wien und ihrem Institut für Fertigungstechnik, sowie durch ein über Jahre aufgebautes Netzwerk aus Technologiepartnern.

ERP-System erfasst gesamte Prozesskette

Parallel dazu spielt auch die Digitalisierung der Produktionsprozesse eine wichtige Rolle. Im Hintergrund wird mit einem modernen ERP-System in Kombination mit einer Produktionsplanungssoftware gearbeitet, die sämtliche Fertigungsschritte digital abbildet. Jedes Bauteil – bis hin zur kleinsten Beilagscheibe – erhält eine Identifikationsnummer und ist somit vollständig im System erfasst. Von der Stückliste über die einzelnen Arbeitsschritte bis hin zur finalen Auslieferungsplanung lassen sich sämtliche Prozesse transparent nachverfolgen. Produktionszeiten, Bearbeitungsschritte und der aktuelle Status jedes Bauteils sind jederzeit ersichtlich. „Eine Zettelwirtschaft gibt es bei uns nicht mehr – stattdessen sorgt die digitale Prozesskette für Übersicht, Planungssicherheit und eine präzise Steuerung der gesamten Fertigung“, fasst Ewald Perr zusammen.

Mit der neuen Fünffach-Fräsbearbeitungsmaschine können ab Sommer dieses Jahres Laufräder mit bis zu 3,1 m Durchmesser gefertigt werden.

Quality Assurance für höchste Qualitätsstandards

Um das bewährt hohe Qualitätslevel sicherzustellen, hat Global Hydro ein stringentes Qualitäts-Management etabliert, das einmal mehr auf das hauseigene Know-how baut. Thomas Eder: „Qualitätssicherung beginnt bei Global Hydro bei den Menschen. Unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in der Fertigung verfügen überwiegend über langjährige Erfahrung und eine entsprechend tiefgehende Expertise im Turbinenbau. Dieses Wissen ist Fundament des Qualitätsmanagements, denn trotz moderner Automatisierung bleibt der Mensch die zentrale Instanz in der Bedienung und Überwachung der Maschinen.“ Das Qualitätsbewusstsein in der Belegschaft ist entsprechend hoch. Jedes Bauteil, das im Werk gefertigt wird oder über den Wareneingang eintrifft, durchläuft eine Qualitätsprüfung, bevor es in den nächsten Produktionsschritt übergeht. Darüber hinaus ist der gesamte Fertigungsprozess durch mehrere definierte Prüfschranken abgesichert. Am Beispiel eines Laufrads bedeutet das: Vom Fräsen über das Schleifen bis hin zu weiteren Bearbeitungsschritten gibt es zahlreiche Haltepunkte, an denen Prüfungen durchgeführt werden. Am Ende steht eine abschließende Endkontrolle inklusive vollständiger Dokumentation. Dieses restriktive Qualitätssicherungssystem ist fest in den Produktionsprozessen verankert und wird nicht nur formal erfüllt. „Mitbewerber bekommen häufig lediglich ein Zertifikat von ihrem Lieferanten, das besagt, dass alles in Ordnung ist. Wir wissen mit Sicherheit, dass alles gut ist. Wir haben es selber geprüft“, sagt Thomas Eder.

Moderne Zerspanungstechnik ist unerlässlich: Das neue 5-Achs-Fräszentrum wird komplett auf die Bedürfnisse des Turbinenbauers adaptiert.

Modernste Messmethoden als Teil der Qualitätssicherung Ergänzt wird diese konsequente Qualitätssicherung durch umfangreiche Inhouse-Testing- und Messtechnologien. Ziel ist es, dem Kunden ein technologisch hochwertiges und zugleich zuverlässiges Produkt zu liefern – ein zentraler Bestandteil des Qualitätsversprechens von Global Hydro. Dafür steht im Werk modernstes Mess- und Prüf-Equipment zur Verfügung, das speziell auf die Bauteildimensionen und die erforderliche Flexibilität im Turbinenbau ausgelegt ist. Dazu zählen unter anderem hochpräzise 3D-Scan- und 3D-Vermessungssysteme, mit denen selbst große Komponenten exakt erfasst und analysiert werden können – bei Bedarf auch direkt auf der Baustelle. Neben der geometrischen Vermessung umfasst dieser Aspekt der Qualitätssicherung auch ein breites Spektrum an Prüfverfahren entlang der gesamten Produktionskette. Das betrifft speziell die zerstörungsfreie Werkstoffprüfung, bei der nahezu alle relevanten Methoden im eigenen Werk verfügbar sind. Qualität entsteht damit nicht nur in der Fertigung selbst, sondern ebenso in der präzisen Messtechnik und der konsequenten Überprüfung aller relevanten Parameter.

CO2-Fußabdruck wird konsequent minimiert

Auch der ökologische Fußabdruck der Fertigung rückt zunehmend in den Fokus. Global Hydro produziert am Standort Niederranna zu 100 Prozent mit Strom aus Wasserkraft und ist entsprechend umweltzertifiziert. Darüber hinaus verpflichtet sich

das Unternehmen im Rahmen seines Umweltmanagements, die eigenen Emissionen kontinuierlich zu reduzieren. Dieses Ziel ist nicht nur Teil der strategischen Ausrichtung, sondern auch klar im Management verankert. Parallel dazu laufen Forschungsprojekte, in denen gemeinsam mit Universitäten untersucht wird, wie sich Turbinenkomponenten – insbesondere Laufräder – mit einem geringeren CO2-Fußabdruck fertigen lassen. Die daraus gewonnenen Erkenntnisse fließen Schritt für Schritt in neue Fertigungstechnologien und Prozesse ein. Ein besonders großes Potenzial zeigt sich derzeit im Bereich der Instandsetzung und Wiederaufbereitung von Turbinenbauteilen. Aktuell wird intensiv daran gearbeitet und geforscht, verschlissene Pelton-Laufräder in der hauseigenen Schlosserei so aufzubereiten, dass sie technisch wieder einen quasi neuwertigen Zustand erreichen. Dieser Ansatz könne einen erheblichen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten, betont Thomas Eder: „Wenn ein tonnenschweres Laufrad nicht komplett neu aus einem massiven Stahlblock gefertigt werden muss, sondern durch gezielte Schweiß- und Bearbeitungstechnologien instandgesetzt werden kann, reduziert sich der Material- und Energieeinsatz erheblich. Gleichzeitig profitieren auch die Betreiber von einem wirtschaftlichen Vorteil.“ Die Kombination aus moderner Fertigungstechnologie, Forschung und praktischer Anwendung eröffnet damit neue Wege, um Nachhaltigkeit und Effizienz in der Turbinenfertigung miteinander zu verbinden.

Automatisierung statt Auslagerung ins Ausland

Der hochmoderne Maschinenpark und die konsequente Automatisierung der Fertigung sind Ausdruck eines klaren Bekenntnisses zum Produktionsstandort Niederranna. Seit mehr als 15 Jahren verfolgt Global Hydro bewusst die Strategie, komplexe Kernkomponenten im eigenen Haus zu fertigen und den Standort kontinuierlich technologisch weiterzuentwickeln. Während viele Mitbewerber ihre Produktion aus wirtschaftlichem Druck in Niedriglohnländer verlagert haben, setzt das Unternehmen aus Oberösterreich gezielt auf Innovation, Automatisierung und Fertigungskompetenz vor Ort. Diese Entscheidung ist eng mit dem Anspruch verbunden, auch künftig bei technologisch anspruchsvollen Bauteilen – insbesondere bei Laufrädern und anderen komplexen Tur-

Geschweißt wird bei Global Hydro per Roboter: Das spart nicht nur Zeit, sondern stellt auch ein hohes Qualitätsniveau sicher. Ob bei der Fertigung von neuen Laufrädern oder im Revitalisierungsbereich: Schweißroboter übernehmen eine zunehmend zentrale Rolle.

binenkomponenten – eine führende Rolle am Markt einzunehmen. „Denn eines ist für uns klar: Auch eine Auslagerung hat ihren Preis – häufig in Form längerer Lieferzeiten, höherer logistischer Komplexität oder Abstrichen bei Qualität und Flexibilität“, erklärt Thomas Eder.

Physische Nähe zur Technik erwünscht

Diese strategische Ausrichtung prägt auch das Mindset der Belegschaft. „Viele Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bei Global Hydro sind seit Jahrzehnten im Unternehmen tätig und bringen nicht nur umfassendes Fachwissen, sondern auch eine große Leidenschaft für Technik mit. Das zeigt sich in allen Bereichen – von der Konstruktion über die Fertigung bis hin zum Projektmanagement und Vertrieb“, so Thomas Eder.

„Wir sind auf einem globalisierten Markt aktiv. Was hier zählt, sind Innovationskraft und technologischer Fortschritt“ - Thomas Eder, Head of Production Global Hydro

Besonders geschätzt wird dabei die unmittelbare Nähe zwischen Entwicklung und Produktion: Konstrukteure können Bauteile direkt in der Werkstatt begutachten, Kunden können Komponenten vor Ort sehen und anfassen. Diese physische Nähe zur Technik schafft ein tiefes Verständnis für die Produkte und ihre Dimensionen – etwas, das durch Fotos oder Simulationen allein kaum zu ersetzen ist.

Am Standort wird eine enge Kommunikation zwischen den Abteilungen gefördert. „Die Fertigung wird dabei häufig selbst zum Treffpunkt für Projektbesprechungen, bei denen sich Teams direkt am Bauteil austauschen können. Konstruktion, Fertigung, Montage, Schlosserei und andere Bereiche stehen in ständigem Dialog und arbeiten eng zusammen“,

sagt Thomas Eder. Dieses unmittelbare Zusammenspiel sorgt dafür, dass Wissen schnell geteilt wird, Entscheidungen praxisnah getroffen werden können und alle Beteiligten ein gemeinsames Verständnis für die Turbinen und ihre Komponenten entwickeln. So entsteht eine Unternehmenskultur, in der Technologie, Erfahrung und Zusammenarbeit eng miteinander verzahnt sind.

Produktionsstandards in der eigenen Hand

Am Ende ist es die Kombination aus Technologie, Erfahrung und Innovationskraft, die den Unterschied macht. Durch die hohe Fertigungstiefe und den modernen Maschinenpark hat Global Hydro die Entwicklung neuer Produktionsstandards und Fertigungstechnologien weitgehend selbst in der Hand. Dadurch entstehen Lösungen und Bearbeitungsmethoden, die in dieser Form oft nicht möglich wären, wenn zentrale Prozesse lediglich zugekauft würden. „Mit diesem Fachwissen im eigenen Haus schaffen wir einen technologischen Vorsprung. So können wir auch kontinuierlich an Verbesserungen in Qualität, Effizienz und Prozesssicherheit arbeiten“, führt Thomas Eder weiter aus.

Gleichzeitig profitieren auch die Kunden von diesem Ansatz: Kurze Lieferzeiten, weniger Schnittstellen und eine geringere Abhängigkeit von externen Lieferketten reduzieren Risiken in der Projektabwicklung. Bei Global Hydro greifen langjährige Erfahrung und modernste Fertigungstechnologie nahtlos ineinander. Vom ersten Bearbeitungsschritt bis hin zur umfassenden Qualitätssicherung bleibt der gesamte Prozess in einer Hand. Diese enge Verzahnung sorgt für konstant hohe Qualität und eine zuverlässige Performance der Turbinenkomponenten. Mit kontinuierlichen Investitionen in neue Technologien, Know-how und Automatisierung stärkt Global Hydro damit nicht nur seine eigene Innovationskraft, sondern auch seine Position als technologischer Vorreiter in der Wasserkraftbranche.

Auch wenn das Team von Global Hydro über den ganzen Globus verteilt ist - der Firmenstandort in Niederranna bleibt die zentrale Drehscheibe.

LANXESS SENKT CO 2-FUSSABDRUCK DURCH GRÜNSTROM VON VERBUND

Der Spezialchemiekonzern LANXESS und VERBUND, Österreichs führendes Energieunternehmen und einer der größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in Europa, haben einen Grünstrom-Liefervertrag für die nächsten drei Jahre abgeschlossen. Der Vertrag sichert die vollständig nachhaltige Stromversorgung der deutschen LANXESS-Produktionsstandorte in Bergkamen, Bitterfeld, Brunsbüttel, Mannheim und Wietmarschen mit rein bayerischer Wasserkraft.

VERBUND liefert LANXESS von 2026 bis 2028 in Summe rund 200.000 MWh Grünstrom aus bestehenden deutschen Wasserkraftwerken am bayerischen Inn. Der Strom enthält damit im Vergleich zum deutschen Strommix rund 60.000 Tonnen weniger CO2, womit LANXESS seinen CO2-Fußabdruck und den seiner Produkte aus den Standorten senkt – ein weiterer Schritt auf dem Weg des Konzerns, bis 2040 in der Produktion klimaneutral zu werden.

Klimaziele im Fokus

„Unsere Produktionsanlagen laufen rund um die Uhr, deshalb brauchen wir auch Strom zu jeder Tages- und Nachtzeit. Die Wasserkraftwerke von VERBUND in Bayern können das gewährleisten. Gleichzeitig unterstützen sie uns auf dem Weg zur Klimaneutralität“, begründet Alexander Sonnenberg, Leiter Energieeinkauf bei LANXESS, die Zusammenarbeit. Andreas Lanz, Centerleiter Industrial Customers bei VERBUND Energy4Business, freut sich über die Kooperation: „Die wachsende Nachfrage nach nachhaltigem Strom ist ein klarer Trend und Voraussetzung für mehr Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Verlässlichkeit. Mit dem VERBUND Climate Transition Plan, einem klar festgelegten Weg zur Reduktion der Treibhausgas-Emissionen, mit dem Ziel, bis 2050 Net-Zero (Netto-Null Treibhausgas-Emissionen) zu erreichen, verfolgen wir einen wissenschaftsbasierten Reduktionspfad und unterstützen mit unseren Grünstromlösungen Industriebetriebe beim Senken des CO2-Fußabdrucks und dem Erreichen ihrer Klimaziele.“

VERBUND in Bayern

VERBUND betreibt in Bayern bzw. an der bayerisch/österreichischen Grenze insgesamt 22 Laufwasserkraftwerke mit einer installierten Leistung von 1.040 MW und einer Erzeugung in Höhe von 5,9 TWh/a, davon 4,0 TWh/a für Bayern. Zur Stärkung der bayerischen Erzeugung hat VERBUND Projekte im Umfang von rund 600 Mio. Euro bereits umgesetzt

bzw. in Umsetzung. Darüber hinaus sind Projekte von rund 1 Mrd. Euro in Planung bzw. Genehmigung. Im Bereich der Ökologie setzt VERBUND auch bei seinen bayerischen Wasserkraftwerken auf höchste ökologische Standards. Dazu gehören umfassende Maßnahmen zum Schutz der Gewässerökologie, wie die Sicherstellung der Durchgängigkeit für Fische, die Umsetzung umfassender Renaturierungsmaßnahmen, die Erhaltung natürlicher Lebensräume sowie die kontinuierliche Verbesserung der Wasserqualität. Bis ins Jahr 2030 sind dafür in Bayern und an der Grenze rund 100 Mio. Euro vorgesehen, wovon rund 30 Mio. Euro bereits umgesetzt sind.

Entschlossen zur Energiewende VERBUND ist heute schon einer der nachhaltigsten Energieerzeuger Europas und verfolgt ehrgeizige Ziele. Mit geplanten Investitionen von 5,9 Milliarden Euro bis 2027 plant VERBUND die Gestaltung einer nachhaltigen Energiezukunft. Rund 400 Millionen Euro werden bis 2030 in ökologische Projekte investiert, wovon rund 200 Mio. Euro bereits umgesetzt sind. Voraussetzung ist neben dem Artenschutz und der Fischwanderung der Erhalt von intakten Ökosystemen, die Berücksichtigung von planetaren Grenzen und die Anpassung an den Klimawandel. Deshalb leistet VERBUND im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit einen wesentlichen Beitrag zu Schutz, Erhalt und Förderung der Biodiversität und naturnaher Lebensräume.

Neben der Klimaneutralität in der Produktion bis 2040 verfolgt LANXESS das Ziel, die komplette vor- und nachgelagerte Wertschöpfungskette bis 2050 klimaneutral zu machen (Scope 3), etwa durch Produkte mit niedrigem CO2-Fußabdruck. Die renommierte Science Based Targets initiative (SBTi) hat bestätigt, dass diese Ziele im Einklang mit dem 1,5°C Reduktionspfad des Pariser Klimaabkommens stehen. Erst kürzlich wurde LANXESS zudem zum neunten Mal in Folge von der Klimaschutzinitiative CDP in die Climate A List aufgenommen.

Die im oberösterreichischen Mondsee ansässige Egger PowAir Cleaning GmbH hat ihre Kompetenz mittlerweile bei mehr als 4.000 Projekten in ganz Europa unter Beweis gestellt.

INNOVATIVE REINIGUNG MIT KALTER DRUCKLUFT BRINGT WASSERKRAFT-GENERATOREN WIEDER AUF VORDERMANN

Egger PowAir Cleaning steht für technische Reinigung dort, wo klassische Methoden an ihre Grenzen stoßen – bei sensiblen Anlagen, komplexen Oberflächen und technischen Komponenten, die ohne mechanische Belastung gereinigt werden müssen. Genau aus diesem Anspruch heraus wurde das Cold PowAir KDL-Verfahren entwickelt. Es basiert auf kalter, trockener und vollständig aufbereiteter Druckluft und folgt einem klaren Grundsatz: reinigen, ohne zu zerstören, und wirken, ohne Rückstände zu hinterlassen. Dabei geht es nicht nur um Sauberkeit, sondern um den Schutz funktionaler Systeme und deren langfristige Betriebssicherheit. Heute wird das Verfahren mobil, zertifiziert und europaweit eingesetzt – rund um die Uhr und in über 4.000 Projekten. Gerade in der Energiebranche, insbesondere in der Wasserkraft, zeigt sich, dass Reinigung kein optisches Thema ist, sondern ein direkter Beitrag zu Betriebssicherheit, Effizienz, Werterhalt und Verfügbarkeit. In diesem Umfeld entscheidet die Qualität der Reinigung oft direkt über Zuverlässigkeit und Lebensdauer der Anlage. Im Gespräch mit zek HYDRO erörtert Egger PowAir-Geschäftsführer Robert Egger die Funktion des KDL-Verfahrens und wie Wasserkraftbetreiber von der Anwendung des Systems profitieren können.

zek: Für welche „großen“ Kunden/Betreiber – auch abseits der Wasserkraft – ist/war Egger PowAir Cleaning bereits tätig?

Egger: Wir arbeiten heute für Unternehmen aus unterschiedlichsten Branchen – von Industrie über Mobilität bis hin zur Energieerzeugung sowie Pharma- und Elektronikbereichen. Zu den öffentlich genannten Referenzen zählen unter anderem ABB, Siemens, ÖBB, TIWAG, Kelag, Andritz, Voith und Bilfinger sowie Mondi, Lenzing Technik, Salzburg AG, Zeiss, Baxter, Bayer und Infineon. Im internationalen Energiesektor arbeiten wir zudem mit EDF, E.ON, RWE, AXPO und Verbund zusammen. Für mich ist diese Bandbreite die beste Bestätigung: Unser Verfahren funktioniert überall dort, wo sensible Technik, hohe Anlagenverfügbarkeit und sichere Prozesse entscheidend sind. Vertrauen entsteht dabei nicht durch Marketing, sondern durch verlässliche Ergebnisse im laufenden Betrieb und durch partnerschaftliche Zusammenarbeit mit den Betreibern.

Geschäftsführer Robert Egger hat das KDL-Verfahren entwickelt.

Das KDL-Verfahren funktioniert überall dort, wo sensible Technik, hohe Anlagenverfügbarkeit und sichere Prozesse entscheidend sind.

zek: Wie viele Generatoren/Wasserkraftanlagen hat Egger auf seiner Referenzliste?

Egger: Wir sind seit vielen Jahren im Wasserkraftbereich tätig und kennen die Anforderungen an Hydro-Generatoren sehr genau. Eine konkrete Anzahl an Anlagen ist aus meiner Sicht weniger entscheidend als die Fähigkeit, Prozesse im Kraftwerk zu verstehen und sicher umzusetzen. Entscheidend ist das Verständnis für technische Zusammenhänge und die Fähigkeit, sich auf unterschiedliche Anlagenkonzepte einzustellen. Was wir belastbar sagen können: Mit über 4.000 Projekten verfügen wir über ein sehr breites Erfahrungsfundament – auch bei Generatoren, Turbinen und komplexen energietechnischen Systemen. Entscheidend ist, dass wir Abläufe im Betrieb kennen, Risiken realistisch einschätzen und auch in engen Stillstandsfenstern zuverlässig liefern. Genau diese Kombination aus Erfahrung und Umsetzungskompetenz ist für Betreiber ausschlaggebend.

zek: Wie ist das KDL-Verfahren entstanden?

Egger: Das KDL-Verfahren ist nicht im Labor entstanden, sondern direkt aus der Praxis. Ausgangspunkt war eine klare Frage: Wie lassen sich sensible technische Systeme effektiv reinigen, ohne sie durch Feuchtigkeit, Chemie oder mechanische Einwirkung zu belasten? Diese Fragestellung ergab sich aus realen Herausforderungen im Betrieb und dem Bedarf nach einer verlässlichen Lösung. Seit 2009 entwickeln wir diese Lösung konsequent weiter. Es ging dabei nie um eine möglichst spektakuläre Technologie, sondern um eine funktionierende, sichere und reproduzierbare Lösung für reale Anforderungen. Dass sich daraus ein Verfahren entwickelt hat, das heute in vielen Branchen eingesetzt wird, bestätigt für mich: Innovation entsteht dort, wo praktische Probleme konsequent analysiert und technisch sauber gelöst werden.

zek: Wie hoch ist der Druck, der beim KDL-Verfahren zum Einsatz kommt?

Egger: Eine der häufigsten Fehlannahmen ist, dass viel Druck automatisch viel Wirkung bedeutet. Genau so arbeiten wir nicht. Beim KDL-Verfahren ist der Druck stufenlos von 0,1 bis 24 bar einstellbar. Diese Bandbreite erlaubt es uns, sehr differenziert auf unterschiedliche Anforderungen einzugehen und die Reinigung exakt zu steuern. Damit können wir sowohl hoch-

sensible Strukturen schonend reinigen als auch hartnäckigere Ablagerungen gezielt lösen. Entscheidend ist nicht maximale Kraft, sondern die präzise Anpassung an Oberfläche, Material und Verschmutzungsgrad. Genau diese Steuerbarkeit ist in der Praxis der wesentliche Unterschied und reduziert das Risiko für Schäden erheblich.

zek: Was zeichnet die spezielle Druckluft aus, die beim KDLVerfahren zum Einsatz kommt?

Egger: Der Kern unseres Verfahrens ist nicht einfach Druckluft, sondern gezielt aufbereitete Luftqualität. Die eingesetzte Luft ist vollständig ölfrei, getrocknet und gefiltert und erfüllt damit höchste Anforderungen an technische Reinheit. Gerade in der Energie- und Wasserkraft ist das entscheidend, weil sensible Komponenten wie Wicklungen, Rotoren oder Isolationssysteme nicht zusätzlich belastet werden dürfen. Diese Reinheit ist daher kein technisches Detail, sondern ein zentraler Bestandteil unseres Leistungsversprechens und Voraussetzung für eine sichere Anwendung in kritischen Bereichen.

zek: Was unterscheidet das KDL-Verfahren durch andere Verfahren, die bei der Reinigung von Generatoren zum Einsatz kommen?

Egger: Das KDL-Verfahren arbeitet vollständig trocken, berührungslos und nicht abrasiv. Wir verzichten bewusst auf Wasser, Chemie, Lösungsmittel oder Strahlmittel. Dadurch entsteht ein klarer Unterschied zu vielen klassischen Reinigungsmethoden. Dadurch vermeiden wir typische Risiken wie Feuchtigkeit im System, chemische Rückstände, zusätzlichen Entsorgungsaufwand oder mechanische Belastung. Gerade bei Generatoren ist das ein wesentlicher Vorteil, weil es um hochsensible technische Bereiche geht, in denen jede zusätzliche Einwirkung kritisch sein kann.

zek: Ist es erforderlich, einen Generator zur Anwendung des KDL-Verfahrens zu demontieren?

Egger: Ob eine Demontage erforderlich ist, hängt immer von der konkreten Anlage ab. Was wir aus der Praxis sagen können: In vielen Fällen ist keine vollständige Zerlegung notwendig, weil wir direkt vor Ort und auch in schwer zugänglichen Bereichen arbeiten können. Das reduziert Stillstandszeiten und organisatorischen Aufwand erheblich. Gleichzeitig gilt klar:

Jede Anlage ist individuell zu betrachten. Pauschale Aussagen wären in diesem Umfeld nicht seriös. Eine fundierte Bewertung erfolgt immer auf Basis der konkreten technischen Gegebenheiten.

zek: Wo stößt das KDL-Verfahren an seine Grenzen?

Egger: Das KDL-Verfahren ist ein Reinigungsverfahren und kein Reparatur- oder Abtragsverfahren. Dort, wo strukturelle Schäden vorliegen oder Material bewusst entfernt werden muss, braucht es andere Lösungen oder ergänzende Gewerke. Diese klare Abgrenzung ist technisch notwendig. Für mich ist diese Grenze kein Nachteil, sondern ein Qualitätsmerkmal. Ein gutes Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass seine Stärken klar definiert sind und es gezielt dort eingesetzt wird, wo es den größten Nutzen bringt.

zek: Welche Qualifikationen zeichnen die Mitarbeiter von Egger PowAir Cleaning aus?

Egger: Ein Verfahren ist nur so gut wie die Menschen, die es anwenden. Deshalb arbeiten bei uns ausschließlich qualifizierte Fachkräfte mit SCC-Zertifizierung, regelmäßigen Schulungen und fundiertem technischem Verständnis. Unsere Teams sind für Arbeiten unter Spannung, Industrieklettern, HubsteigerEinsätze und Behälterbefahrungen ausgebildet. Ergänzt wird das durch TÜV-Zertifizierungen und eine konsequent gelebte Sicherheits- und Qualitätskultur, die im täglichen Einsatz umgesetzt wird.

zek: Konnte das Verfahren seit der Entwicklung weiter optimiert werden?

Egger: Das Verfahren hat sich seit 2009 kontinuierlich weiterentwickelt. Neue Anwendungen, Branchenlösungen und mobile Einsatzkonzepte haben es laufend geschärft und an unterschiedliche Anforderungen angepasst. Für mich ist klar: Innovation ist kein einmaliges Ereignis, sondern ein Prozess. Jede Anlage bringt neue Anforderungen – und genau daraus entsteht Weiterentwicklung in Technik, Sicherheit und Umsetzung sowie in der organisatorischen Abwicklung der Projekte.

zek: Welche Leistungssteigerungen im Wasserkraftsektor sind

durch eine professionelle Reinigung mit dem KDL-Verfahren möglich?

Egger: Ich halte nichts von pauschalen Leistungsversprechen in Prozent, weil jede Anlage unterschiedlich ist und unterschiedliche Ausgangssituationen hat. Eine seriöse Bewertung muss immer im konkreten Kontext erfolgen. Was wir aber klar sagen können: Eine professionelle Reinigung verbessert die Voraussetzungen für einen stabilen, sicheren und effizienten Betrieb deutlich. Sie reduziert Verschmutzungen, erleichtert Wartung und Inspektion und erhöht die Verfügbarkeit sowie die langfristige Betriebssicherheit.

zek: Warum sollten sich Wasserkraftbetreiber für die Anwendung des KDL-Verfahrens entscheiden?

Egger: Unser Anspruch war nie, einfach nur sauber zu machen. Unser Anspruch war immer, eine Lösung zu entwickeln, die dort funktioniert, wo Technik sensibel ist, Verfügbarkeit kritisch wird und Sicherheit nicht verhandelbar bleibt. Genau deshalb ist das Cold PowAir KDL-Verfahren heute für viele Betreiber mehr als nur eine Reinigungsmethode – es ist ein technischer Beitrag zu einem stabilen, sicheren und langfristig verlässlichen Anlagenbetrieb.

zek: Vielen Dank für das Gespräch.

KLEENOIL: MODERNE SCHMIERSTOFFE BRINGEN WIRTSCHAFTLICHKEIT UND UMWELTSCHUTZ AUF EINEN NENNER

Gerade in ökologisch sensiblen Anwendungsfeldern wie der Wasserkraft sind biologisch schnell abbaubare Schmierstoffe zum Gold-Standard geworden. Sie stehen für einen grundlegenden Wandel, der bereits vor Jahrzehnten den Weg für eine nachhaltigere Energieerzeugung geebnet hat. Mit mehr als 30 Jahren Erfahrung in Vertrieb und fachkundiger Beratung rund um vollsynthetische, biologisch rasch abbaubare Schmierstoffe zählt die ECOFLUID HandelsGmbH mit Sitz in Innsbruck zu den etablierten Ansprechpartnern in diesem Bereich. Das Unternehmen entwickelt für Kraftwerksbetreiber praxisbewährte Langzeitkonzepte auf Basis leistungsstarker Schmierstoffe der Marke KLEENOIL, die den hohen Anforderungen moderner Anlagen zuverlässig gerecht werden. Ergänzend dazu tragen regelmäßige Ölanalysen sowie der gezielte Einsatz von Mikrofiltration dazu bei, die Standzeiten bestehender Systeme deutlich zu verlängern.

Zwischen Kostendruck, ökologischer Verantwortung und den heutigen technischen Möglichkeiten stehen Anwender vor der anspruchsvollen Aufgabe, einen nachhaltigen und zugleich wirtschaftlichen Weg für den Einsatz moderner Schmierstoffe zu definieren. Als Komplettanbieter umweltschonender Hochleistungsschmierstoffe hat sich die ECOFLUID HandelsGmbH in diesem Umfeld einen hervorragenden Ruf erarbeitet. Das österreichische Unternehmen baut dabei auf jahrzehntelange Erfahrung und klare Leitwerte: Kompetenz, Verantwortungsbewusstsein, Flexibilität und Handschlagqualität prägen die tägliche Arbeit. Im Mittelpunkt stehen heute die umweltverträglichen Hochleistungsschmierstoffe der Marke KLEENOIL. Sie wurden unter anderem mit dem Anspruch entwickelt, den klassischen „Wegwerfgedanken“ im Umgang mit Schmierstoffen zu überwinden. Sämtliche Produkte – durchgehend „Made in Germany“ – sind konsequent auf einen langfristigen Einsatz in Maschinen und Aggregaten ausgelegt.

Bestens geeignet für den Wasserkraft-Einsatz

„Die biologisch schnell abbaubaren KLEENOIL LangzeitSchmierstoffe werden in der Regel in stationären und mobilen Systemen sowie in Industrieanlagen und Maschinen eingesetzt. Aufgrund ihrer biologisch verträglichen Zusammensetzung sind sie daher natürlich auch bestens geeignet für den Einsatz in Wasserkraftwerken“, erklärt ECOFLUID Geschäftsführer Ing. Robert Hörbst und ergänzt: „Die Hydraulikflüssigkeit KLEENOIL ECO HLP sowie das Turbinen­/Regleröl KLEENOIL ECO TURBINE werden heute mit Erfolg von zahlreichen EVUs, Wasserkraftbetreibern und Herstellern verwendet.“

Gemeinsam verfolgen die KLEENOIL AG und die ECOFLUID

Handels GmbH das Ziel, für ihre Kunden ein ganzheitlich optimiertes Ölsystem zu etablieren – eines, das Schmierstoffe nicht als Verbrauchsprodukt versteht, sondern als langlebige Systemkomponente. In der aktuellen Ausbaustufe, das unter dem Namen „Ölsystem 4.0“ geführt wird, umfasst dieses Konzept ein abgestimmtes Gesamtpaket aus KLEENOIL Langzeitschmierstoffen, KLEENOIL Microfiltration und kontinuierlichem Oil Condition Monitoring. Dreh­ und Angelpunkt bleibt dabei das Öl selbst: Es muss nicht nur höchsten technischen Anforderungen entsprechen, sondern zunehmend auch strengen Umweltstandards gerecht werden.

Aufgrund der biologisch verträglichen Zusammensetzung sind die KLEENOIL Langzeit-Schmierstoffe bestens für den Wasserkraft-Einsatz geeignet.

KLEENOIL Langzeit-Schmierstoffe übertreffen Anforderungen Die Experten von ECOFLUID verweisen darauf, dass man in punkto Wasserkraft vorrangig die speziell entwickelten Hydraulik­ und Turbinenöle empfiehlt, die auf die hohen technischen und ökologischen Anforderungen moderner Anlagen zugeschnitten sind. Zum Einsatz kommen insbesondere KLEENOIL ECO HLP in den Viskositäten 15, 22, 32 und 46 – konzipiert für Reglerhydrauliken sowie Anwendungen im Stahlwasserbau, etwa bei Wehranlagen, Absperrorganen oder Rechenreinigungsmaschinen. Ergänzt wird das Sortiment

durch KLEENOIL ECO TURBINE in den Klassen 32, 46 und 68, das sich in Lager­, Regler­ und Nabenbereichen bewährt hat. Diese Produkte werden sowohl von führenden Wasserkraftanlagenherstellern als auch von großen und mittelständischen Energieversorgungsunternehmen erfolgreich eingesetzt. KLEENOIL ECO HLP und KLEENOIL ECO HLP EL setzen im Bereich der Hydrauliköle neue Maßstäbe. Schließlich übertreffen beide Varianten die gängigen Marktanforderungen deutlich. Eindrücklicher Beleg dafür: Sie sind auf der Bosch Rexroth Fluid Rating List RDE90245 freigegeben. Diese Freigabe dokumentiert die hohe Leistungsfähigkeit der Schmierstoffe, die unter anspruchsvollsten Prüfbedingungen getestet werden. Eine besondere Stellung nimmt dabei KLEENOIL ECO HLP EL ein: Als weltweit erstes Produkt seiner Art vereint es höchste technische Performance mit umfassenden Umweltzertifizierungen. Neben der schnellen biologischen Abbaubarkeit trägt es das European Commission vergebene European Ecolabel (EEL) sowie die Zertifizierung nach dem schwedischen Standard SS 15 54 34 – eine Kombination, die lange Zeit als technisch nicht realisierbar galt.

Hochleistungs-Schmierstoffe bringen technische Benefits

Die vollsynthetische, zinkfreie Hochleistungs­Mehrbereichshydraulikflüssigkeit KLEENOIL ECO HLP basiert auf gesättigten synthetischen Estern und wird durch eine eigens entwickelte Longlife­Additivtechnologie veredelt. Das Ergebnis ist ein Hydrauliköl, das nicht nur schnell biologisch abbaubar ist, sondern gegenüber mineralölbasierten Produkten deutliche technische Vorteile bietet: eine ausgeprägte Alterungs­ und Temperaturstabilität, exzellente Verschleiß­ und Korrosionsschutzeigenschaften sowie ein sehr stabiles Viskositäts­Temperatur­Verhalten. Damit werden die Leistungsfähigkeit und Betriebssicherheit der eingesetzten Maschinen auch unter dauerhaft hohen Belastungen nachhaltig gesichert.

KLEENOIL Schmierstoffe sind mit den bisherigen Produkten des Herstellers vollständig verträglich, kompatibel und unter

Die vollsynthetischen Hochleistungsöle KLEENOIL ECO HLP und KLEENOIL ECO HLP werden sowohl von führenden Wasserkraftanlagenherstellern als auch von großen und mittelständischen Energieversorgungsunternehmen und Wasserkraftbetreibern erfolgreich eingesetzt.

Mit KLEENOIL Microfiltration werden selbst Kleinstpartikel bis zu 1 μm und Wasser im Nebenstrom ausgefiltert.

Wahrung der Gewährleistung der KLEENOIL AG mischbar. Im Vergleich zum Vorgänger wurden zudem einige zentrale Leistungsmerkmale gezielt optimiert – insbesondere die Dichtungsverträglichkeit, das Luftabgabevermögen sowie ein weiter reduzierter Wassergehalt im Neuöl.

KLEENOIL Microfiltration verlängert Ölstandszeiten

Die Einsatzvorteile der KLEENOIL® MICROFILTRATION sind breit gefächert: Durch eine kontinuierliche Öl­ und Aggregatpflege werden verschmutzungsbedingte Störungen, erhöhter Verschleiß und ungeplante Stillstände signifikant reduziert. Die Feinstfiltertechnologie entfernt Partikel bis zu einer Größe von 1 µm sowie Wasseranteile zuverlässig aus dem Öl. Dadurch wird der Alterungsprozess der Flüssigkeit deutlich verlangsamt, die Ölstandszeiten verlängern sich spürbar und die Betriebssicherheit steigt nachhaltig. Gemeinsam bieten ECOFLUID und KLEENOIL ganzheitliche Systemlösungen für nahezu alle Anwendungen im Bereich Schmier­ und Hydrauliköle. Da Verunreinigungen in praktisch jeder Maschine auftreten, ermöglichen optimierte Filtration und regelmäßige Ölanalysen eine deutliche Verlängerung der Ölwechselintervalle. Bei sachgerechter Anwendung der KLEENOIL® MICROFILTRATION – idealerweise in Kombination mit KLEENOIL Langzeitschmierstoffen – lassen sich die hydraulischen, verschmutzungsbedingten Systemstörungen und der Verschleiß um mindestens 50 % reduzieren, während vorzeitige, kontaminationsbedingte Totalausfälle um mindestens 70 % gesenkt werden können. Auf Wunsch werden begleitende Ölanalysen durchgeführt, um die Maßnahmen gezielt zu überwachen und weiter zu optimieren.

Qualitätsüberwachung mit KLEENOIL OIL Condition Monitoring „Im Laufe der Zeit verlieren die meisten Maschinen bis zu 20 % ihrer hydraulischen Leistung – und dennoch werden in über 90 % der Fälle Öle deutlich zu früh gewechselt. Hier schlummert

ein erhebliches Einspar­ und Optimierungspotenzial, dessen sich viele Kraftwerksbetreiber nicht bewusst sind“, betont Ing. Robert Hörbst von ECOFLUID. Mit dem von KLEENOIL entwickelten integrierten Fluidkonzept lassen sich Betriebskosten nachhaltig senken, Verschleiß und Maschinenausfälle reduzieren sowie Ölwechselintervalle deutlich verlängern – im Idealfall sogar vollständig vermeiden. Sämtliche ölrelevanten Maßnahmen, Analysen und Wechsel erfolgen konsequent zustandsabhängig. Ein integrierter KLEENOIL Sensor übernimmt dabei im 30­Minuten­Takt die kontinuierliche Qualitätsüberwachung.

Statt pauschaler Ölwechsel setzen die Ingenieure von ECOFLUID und KLEENOIL auf fundierte Analysen in Zusammenarbeit mit OELCHECK. Vor jedem geplanten Ölwechsel wird der tatsächliche Zustand geprüft und bewertet, welche Maßnahmen überhaupt erforderlich sind. Ziel ist die ölwechselfreie Maschine – wirtschaftlich, effizient und nachhaltig betrieben. Hersteller wie Betreiber profitieren dabei von einer kurzfristigen, praxisnahen und kompetenten Anwendungsberatung durch die Experten von ECOFLUID und KLEENOIL. Nachfragen lohnt sich.

Mehr dazu unter: www.kleenoil.com und www. ecofluid.at

Fossile Rohstoffe sind endlich. Energiekosten steigen. Nutzen Sie die Gelegenheit, den regionalen Anteil an regenerativer Energie zu erhöhen. Wir sind Ihr erfahrener Partner für den Bau von Kleinwasserkraftwerken mit hunderten von erfolgreich realisierten Projekten. Profitieren Sie von unserer einzigartigen Kompetenz und optimieren Sie die Verfügbarkeit und Ertragskraft Ihrer Anlagen.

E-Mail: energy.smallhydro.at@siemens-energy.com

Internet: www.siemens-energy.com

TECHNOLOGIE: FÜR ZUVERLÄSSIGE UND LANGLEBIGE PRODUKTE

Wir engagieren uns jeden Tag für eine nachhaltige Energiegewinnung aus Wasserkraft. Unsere vier Kompetenz-Bereiche sind Maschinenbau, Elektrotechnik, Automation und Service. Wir entwickeln, bauen und installieren innovative Konstruktionen und maßgeschneiderte Lösungen für Wasserkraftwerke und begleiten Sie bei jedem Schritt. Flexibel. Kraftvoll. Persönlich.