Ein Pumpspeicherkraftwerk (auch Pumpspeicherwerk (PSW) oder, insbesondere in der Schweiz, Umwälzwerk[1] genannt) ist eine besondere Form eines Speicherkraftwerkes und dient der Speicherung von elektrischer Energie durch Hinaufpumpen von Wasser. Dieses Wasser lässt man später wieder bergab fließen und erzeugt dabei mittels Turbinen und Generatoren wieder elektrischen Strom. Die elektrische Energie wird also durch Umwandlung in potentielle Energie von Wasser gespeichert und nach Umwandlung dieser potentiellen Energie in elektrische Energie wieder ins Netz gespeist. Aufgrund des begrenzten Wirkungsgrads wird die aufgenommene Energie nur zum Teil wiedergewonnen. Dennoch sind Pumpspeicherkraftwerke notwendige und unverzichtbare Energiespeicher:
In Ländern mit hohem Anteil von Wasserkraft aus Speicherkraftwerken (zum Beispiel: Norwegen) werden Pumpspeicherkraftwerke kaum benötigt, da bei Stromüberschuss die Speicherwasserkraftwerke problemlos ihre Erzeugung drosseln oder ganz abschalten können, was bei Dampfkraftwerken, Windkraftanlagen, Photovoltaikanlagen und den meisten anderen Kraftwerkstypen nur mit größeren Energieverlusten bzw. höheren Kosten möglich ist.
Kennzeichen eines Pumpspeicherkraftwerkes ist der reversible Anlagenbetrieb. Eine Turbine, ein Generator und eine Pumpe sind auf einer Welle montiert und bilden eine Einheit, die zwei Betriebsarten hat: bei Strombedarf arbeitet der Motorgenerator als Generator und liefert, von der Turbine angetrieben, elektrischen Strom. Das Wasser fließt dabei vom Ober- ins Unterbecken und liefert die Antriebsleistung. Bei Überschuss an elektrischer Leistung im Stromnetz arbeitet der Motorgenerator als Elektromotor und treibt die Pumpe an, welche das Wasser wieder in das Oberbecken pumpt. Beim Schließen der Absperrorgane in den Druckleitungen, z. B. beim Umschaltvorgang vom Generator- in den Pumpbetrieb kommt es zu Druckstößen. Um diese auszugleichen, gibt es möglichst nahe an der Turbine oder Pumpe ein Wasserschloss, welches diese Schwankungen ausgleicht und so Schäden an Anlagenteilen verhindert.[2]
Neben dieser klassischen Bauweise werden heute auch Pumpturbinenkraftwerke gebaut, die anstelle der Turbine und der Pumpe mit sogenannten Pumpturbinen ausgerüstet sind. Bei der Pumpturbine handelt es sich um eine Strömungsmaschine, die in beiden Richtungen durchströmt werden kann und je nach Drehrichtung als Pumpe oder Turbine arbeitet.
Die Größe der Speicherkapazität in Megawattstunden ist grundsätzlich abhängig von der speicherbaren Wassermenge und dem nutzbaren Höhenunterschied zwischen dem Oberbecken und der Turbine. Bei reinen Pumpspeicherwerken ist die Speicherkapazität meist so ausgelegt, dass die Generatoren zumindest 4 bis 8 Stunden unter Volllast Strom produzieren können.
Die größten Pumpspeicherkraftwerke haben Stauseen mit hunderten Millionen Kubikmetern und können damit einen Ausgleich zwischen den Jahreszeiten herstellen, z. B. im Sommer pumpen und im Winter erzeugen. Es gibt zudem Überlegungen, ganze Wasserstraßen als Pumpspeicher zu nutzen. Dabei soll mittels überschüssigem Strom Wasser aus dem Kanal entgegen der Fließrichtung eine Staustufe hinaufgepumpt werden.[3] Angewendet auf die deutschen Binnenwasserstraßen seien auf diese Weise Pumpspeicherkapazitäten von 400 Megawatt denkbar.[4]
Bei einigen Speicherbecken wurde das Füllvolumen eines natürlichen Sees mittels Staumauer oder Staudamm vergrößert (zum Beispiel beim Schluchsee). Einige Speicherbecken sind natürliche Seen ohne solche Vergrößerungen; einige wenige Speicherbecken wurden ausschließlich von Menschenhand angelegt (zum Beispiel Hornbergbecken, Eggbergbecken, Geesthacht[5]).
Es gibt Oberbecken, die ausschließlich mittels Wasserzufuhr durch Pumpen gefüllt werden, sowie solche, die (auch) durch natürlichen Zufluss gespeist werden.
In den 1980er Jahren beauftragte die niederländische Regierung die TU Delft mit der Erforschung unterirdischer Wasserspeicher in der Region Limburg.[6] 2009 wurden Überlegungen bekannt, Speichervolumen in ehemaligen Bergwerken anzulegen.[7] Dies würde sich z. B. eignen, um Regelenergie für die in der Einspeisung schwankenden Energiequellen Windenergie und Solarenergie bereitstellen zu können.[8][9][10][11][12][13] Gelegentlich ist von 'Unterflur-Pumpspeicherkraftwerk' die Rede.[14] Derartige Anlagen könnten auch in ehemaligen Bergwerken im Ruhrgebiet sowie anderen Bergbauregionen entstehen.[15]
Seit 2011 wird an der Entwicklung unterseeischer Pumpspeicherkraftwerke gearbeitet. Vom Prinzip her werden Betonhohlkugeln in großer Tiefe auf den Meeresboden herabgelassen. Bei Stromüberschüssen, beispielsweise aus Offshore-Windparks, werden die Kugeln leergepumpt, so dass ein Vakuum entsteht. Wird die Energie benötigt, werden die Kugeln mit Meereswasser geflutet und Turbinen angetrieben. Hierbei macht man sich den hohen Druck in der Tiefe zu nutze.[16][17][18][19]
Die Fähigkeit der Pumpspeicherkraftwerke, sowohl Energie aufzunehmen als auch abzugeben, wird zur Regelung des Stromnetzes genutzt. Die Erzeugungsleistung steht wie bei Speicherwasserkraftwerken bei Bedarf innerhalb von Minuten zur Verfügung und kann in einem weiten Bereich flexibel geregelt werden. Auch der Pumpbetrieb kann flexibel auf unterschiedlich hohe Leistungsüberschüsse im Netz angepasst werden, wenn zwei voneinander getrennte Steig- und Fallrohre vorhanden sind (Schluchseewerk), oder das Prinzip des hydraulischen Kurzschlusses angewandt wird (Kopswerk II).[20]
Dank ihrer sogenannten Schwarzstartfähigkeit können Pumpspeicherkraftwerke bei totalen Stromausfällen zum Anfahren anderer Kraftwerke eingesetzt werden.
In kleinem Maßstab wurden Pumpspeicherkraftwerke erstmals in den 1920ern realisiert. Einer der deutschen Ingenieure, die die Technik für großdimensionierte Pumpspeicherkraftwerke als weltweite Pionierleistung entwickelt haben, war Arthur Koepchen. Nach ihm wurde das 1930 in Betrieb genommene PSW Koepchenwerk der RWE AG in Herdecke an der Ruhr benannt.
In seinem Sondergutachten „100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar“ von Mai 2010 geht der von der Bundesregierung eingesetzte Sachverständigenrat für Umweltfragen davon aus, dass die Kapazitäten der Speicherkraftwerke insbesondere in Norwegen (allein nahezu 85 TWh Wasserbeckenkapazität der dortigen zu Pumpspeichern ausbaufähigen Speicherwasserkraftwerke) und Schweden bei weitem ausreichen, um Schwankungen der zukünftig eingespeisten erneuerbaren Energien auszugleichen.[21] Dieses setzt aber einen erheblichen Ausbau der Nord-Süd-Netzanbindung voraus.[22] Die derzeitigen Kapazitäten in Deutschland (neuere Schätzungen im Zusammenhang mit Wind- bzw. Solargas sprechen von ca. 0,6 TWh) sind hierfür zu gering. Allerdings hat die Technologie der Druckluftspeicherkraftwerke in Deutschland ein geschätztes Potenzial von 3,5 TWh (Differenz zwischen minimalem und maximalem Speicherfüllstand), was die Erschließung der norwegischen Reserven unter Umständen ersetzen bzw. hinauszögern kann.[21] Aufgrund des niedrigeren Wirkungsgrades von Druckluftspeicherkraftwerken käme es jedoch zu größeren Energieverlusten als mit Pumpspeicherkraftwerken. Diese Problemstellung wird seit der Nuklearkatastrophe von Fukushima verstärkt diskutiert, da bedingt durch die Energiewende der Anteil ökologisch produzierten Stroms in Deutschland ansteigen wird.
Bei niedrigem allgemeinen Energiebedarf und folglich niedrigen Strompreisen fungiert der Generator als stromverbrauchender Motor und pumpt Wasser in das Oberbecken. Mit diesem Wasser wird in Spitzenzeiten des Stromverbrauchs Strom produziert, der notwendig ist, um die Stromversorgung nicht kollabieren zu lassen und entsprechend teuer verkauft wird. Wenige Minuten nach der Anforderung von der Verteilerzentrale kann so ein Speicherkraftwerk stundenlang volle Leistung abgeben. Wie man der Vergleichstabelle zu Energiespeichern entnehmen kann, kann kein anderes Speicherverfahren auch nur annähernd mit den Leistungsdaten eines Pumpspeicherkraftwerks konkurrieren.
Laufwasserkraftwerke und thermische Kraftwerke wie Kernkraftwerke oder Kohlekraftwerke liefern möglichst konstante Leistung (Grundlast) und können nur innerhalb von Stunden oder Tagen hoch- und heruntergefahren werden. Dadurch und bei Teillastbetrieb sind sie nicht besonders effizient. Gleichzeitig gibt es im Tages- und Wochenverlauf einen stark schwankenden Stromverbrauch (Spitzenlast). Daher ist der Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken wirtschaftlich sinnvoll. Sie bieten eine Möglichkeit, den z. B. nachts oder zu absatzschwachen Tageszeiten ins Netz eingespeisten Strom, der zu vergleichsweise günstigen Preisen verfügbar ist, zeitlich versetzt in deutlich teurer absetzbaren Strom für Bedarfsspitzen umzuwandeln. Der Verkaufspreis bei diesem Geschäft kann ein Vielfaches des Einkaufspreises betragen. Es war von Anfang an klar, dass dieses System technisch funktioniert, aber der ökonomische Nutzen wurde erst durch die Inbetriebnahme des Koepchenwerkes nachgewiesen.
Die Existenz von Pumpspeicherkraftwerken sichert auch einen Teil der wirtschaftlichen Risiken thermischer Grundlast-Kraftwerke ab, die so auch nachts praktisch nicht benötigten Strom ins Netz einspeisen können.
Auch durch den weiteren Anstieg der sehr unregelmäßigen Stromproduktion aus Wind- und Sonnenenergie wird mit einer steigenden Bedeutung von Pumpspeicherkraftwerken gerechnet. Problematisch ist, dass zwischen den optimalen Gebieten der Windkraftwerke an der Küste und den Standorten möglicher Pumpspeicherwerke in den Mittelgebirgen einige 100 km liegen, die derzeit nicht durch leistungsstarke Fernleitungstrassen überbrückt werden.
Grundsätzlich wird in jedem Pumpspeicherkraftwerk mehr Strom zum Hochpumpen benötigt, als beim Herunterfließen wieder zurückgewonnen werden kann. Verluste entstehen beim Lade- und beim Entladevorgang durch die Reibungsverluste des fließenden Wassers (Flüssigkeiten haben einen Strömungswiderstand; bei Wasser spricht man auch von Wasserwiderstand und hydraulischen Verlusten), durch den Wirkungsgrad der Pumpe (Ladevorgang) bzw. Turbine (Entladevorgang), durch den Wirkungsgrad des Motors bzw. des Generators sowie durch Trafoverluste und in geringem Maße auch durch Eigenbedarf des Pumpspeicherwerkes. Der Gesamtwirkungsgrad eines Pumpspeicherkraftwerkes liegt heute in der Regel bei 75 – 80 %, in Ausnahmefällen etwas höher.[23][24][25]
Hinzu kommen noch Übertragungsverluste für Hin- und Rücktransport der elektrischen Energie. Diese hängen ab von der geographischen Distanz zwischen Energieerzeuger, Pumpspeicherung und Energieverbraucher. Bei einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung sind die Verluste sehr viel geringer als bei einer Übertragung per Wechselstrom.
Auch Pumpspeicherkraftwerke können einen erheblichen Eingriff in die Ökologie und ins Landschaftsbild darstellen. Da die Speicherbecken der regelmäßigen Beanspruchung und Erosion durch wechselnde Wasserstände standhalten müssen, werden diese in der Regel betoniert oder asphaltiert, wodurch sich kein natürlicher Bewuchs bilden kann. Der häufige Wasserwechsel mit einer völligen Durchmischung verhindert auch das Einstellen einer naturnahen Limnologie im Wasserkörper. Sofern die Becken durch Dämme eingestaut sind, besteht das geringe Risiko eines Dammbruches. Aufgrund der sehr großen Rohrdurchmesser kann auch ein Rohrbruch erhebliche Schäden und Überschwemmungen auslösen.
Gegner von Pumpspeicherkraftwerken nennen diese Anlagen „Energievernichter“ und halten sie für einen teilweise erheblichen Eingriff in Landschaft und Natur. Pumpspeicherkraftwerke sind jedoch derzeit das großtechnische Verfahren mit dem höchsten Wirkungsgrad, elektrische Energie bei Schwankungen zwischen Nachfrage und Angebot zwischenzuspeichern.
Die Kraftwerke sind in der Reihenfolge ihrer MW-Leistung sortiert. Die jeweilige Bauzeit oder Inbetriebnahme ist an den Jahreszahlen abzulesen.
In Deutschland ist eine Pumpspeicherleistung von etwa 7 GW (Gigawatt) installiert. Die Kraftwerke sind für eine Nutzungsdauer von täglich 4–8 Stunden ausgelegt. Daraus ergibt sich eine Gesamtspeicherkapazität von etwa 40 GWh (Stand 2010).[21][26][27] Im Jahr 2006 erzeugten die deutschen Pumpspeicherkraftwerke 4.042 GWh elektrischer Energie. Dem stand eine Pumparbeit von 5.829 GWh gegenüber, sodass der durchschnittliche Wirkungsgrad bei etwa 70 % lag.[28]
In einzelnen Aufstellungen (Wasserwirtschaft, Water Power) findet man zusätzlich folgende Anlagen. Es ist allerdings zweifelhaft, ob es sich dabei tatsächlich um Pumpspeicherwerke handelt. Evtl. sind es nur Speicher- bzw. Laufwasserkraftwerke.
| Rang | Name | Leistung in MW | Regelarbeit in Mio. kWh/Jahr | Auslastung in % | Rohfall- höhe | Ausbau-wassermenge in m³/s | Fertig- stellung | Bundes- land | Betreiber |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Malta-Hauptstufe | 730,0 | 715,0 | 11 | 1106 | 80,0 | 1979 | Kärnten | Austrian Hydro Power AG |
| 2 | Silz | 500,0 | 495,3 | 11 | 1258 | 48,0 | 1981 | Tirol | Tiroler Wasserkraft AG |
| 3 | Limberg II | 480,0 | - | - | 346 | 144,0 | 2012 | Salzburg | Austrian Hydro Power AG |
| 4 | Kopswerk II | 450,0 | - | - | 800 | - | 2008 | Vorarlberg | Vorarlberger Illwerke AG |
| 5 | Reißeck II | 430,0 | - | - | 595 | 80,0 | 2014 | Kärnten | Austrian Hydro Power AG |
| 6 | Häusling | 360,0 | 179,4 | 6 | 696 | 65,0 | 1988 | Tirol | Austrian Hydro Power AG |
| 7 | Rodundwerk II | 276,0 | 486,0 | 20 | 354 | 87,0 | 1976 | Vorarlberg | Vorarlberger Illwerke AG |
| 8 | Lünerseewerk | 232,0 | 371,0 | 18 | 974 | 27,6 | 1958 | Vorarlberg | Vorarlberger Illwerke AG |
| 9 | Roßhag | 231,0 | 312,0 | 15 | 630 | 52,0 | 1972 | Tirol | Austrian Hydro Power AG |
| 10 | Rodundwerk I | 198,0 | 322,0 | 19 | 780 | 36,0 | 1952 | Vorarlberg | Vorarlberger Illwerke AG |
Die meisten Wasserkraftwerke in der Schweiz sind als Speicherkraftwerke ausgelegt. Folgende Liste beinhaltet jene Werke, welche auch pumpen können. Zur Zeit entstehen in den Schweizer Alpen mehrere Grosskraftwerke mit unterirdischen Leitungen und Maschinenhäusern.
| Rang | Name | Standort / Kanton | Pumpleistung in MW | Turbinenleistung in MW | Betreiber | Fertigstellung |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Linth Limmern | Glarus | 1000 | 1480 | Axpo | 2015 (Im Bau) |
| 2 | Lago Bianco | Graubünden | 1000 | 1000 | REpower | 2017 (Bau steht bevor) |
| 3 | Nante de Drance | Wallis | 900[39] | 900 | Alpiq, SBB | 2017[40] (Im Bau) |
| 4 | Grimsel 3 | Bern | 660 | 660 | Kraftwerke Oberhasli | (Bau geplant) |
| 5 | Grimsel 2 | Bern | 363 | 348 | Kraftwerke Oberhasli | 1980 |
| 6 | Veytaux (FMHL+) | Veytaux | 480 | 480 | FMHL | 2014 (Im Bau) |
| 7 | Grande Dixence | Wallis | 183 | 2100 | grande dixense sa | 1999 |
| 8 | Mapragg | St. Gallen | 159 | 370 | Axpo | 1978 |
| 9 | Hinterrhein | Graubünden | 80 | 656 | Kraftwerke Hinterrhein | 1963 |
| 10 | Mattmark | Wallis | 46 | 74 | Kraftwerke Mattmark | 1966 |
| 11 | Zervreila | Graubünden | 7 | 20 | Kraftwerke Zervreila | 1958 |
Die meisten Wasserkraftwerke in Norwegen sind als Speicherkraftwerke ausgeführt. Viele von diesen Kraftwerken haben sowohl einen Ober- als auch einen Untersee, so dass sie mit relativ geringem Aufwand in ein Pumpspeicherkraftwerk umgebaut werden könnten. Aufgeführt sind hier nur Kraftwerke, die schon als Pumpspeicherkraftwerk ausgelegt sind oder wo die Beantragung oder der Ausbau zum PSKW läuft.
| Rang | Name | Leistung in MW | Pumpleistung in MW | Speicherkapazität in GWh | Stromproduktion in GWh/Jahr | Bauzeit, Inbetriebnahme |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Kraftwerk Kvilldal | 1.240 | 326[41] | 4.500(für alle Kraftwerke von Ulla-Førre) | ||
| 2 | Kraftwerk Tonstad | 960 | 960 (Noch nicht installiert) | 3.800 | 1968 | |
| 3 | Kraftwerk Saurdal | 640 | 320 | 1968 |
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