Pumpspeicherkraftwerk

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Staumauer des Kraftwerks Ottenstein mit dem Krafthaus, in welchem zwei Pumpen mit je 9 MW Leistung und vier Turbinen mit je 12 MW Leistung untergebracht sind

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 durch Umwandlung in potentielle Energie von Wasser gespeichert und nach Umwandlung dieser potentiellen Energie in elektrische Energie wieder ins Netz gespeist. Aufgrund des Wirkungsgrades von ca. 75 % bis 80 % über einen Pumpzyklus wird die aufgenommene Energie nur zum Teil wieder an das Netz zurückgegeben. Pumpspeicherkraftwerke stellen gegenwärtig die technisch einzige Möglichkeit dar, großtechnisch elektrisch Energie unter wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu speichern.[2]

Pumpspeicherkraftwerke dienen primär dazu, um in nachfrageschwachen Zeiten wie in der Nacht oder an Wochenenden ein Überangebot von elektrischer Leistung im Stromnetz durch den Pumpbetrieb aufnehmen zu können. Zu Zeiten mit hoher Stromnachfrage wird die gespeicherte Energie zur Deckung der Spitzenlast an das Stromnetz abgegeben. Sie ermöglichen in Kombination mit anderen Kraftwerken, die weniger oder gar nicht regelbar sind, eine in Summe gleichmäßigere Auslastung.

Funktionsweise[Bearbeiten]

Prinzipaufbau eines Pumpspeicherkraftwerks. Im Generator- oder Pumpbetrieb
Detaillierte Querschnittszeichnung am Beispiel des Raccoon-Mountain-Pumpspeicherwerks

Im Prinzip besteht jedes Pumpspeicherkraftwerk, wie in nebenstehender Skizze dargestellt, mindestens aus einem oberen Speicherbecken (Oberwasserbecken) und einem unteren Tiefbecken (auch Unterwasserbecken genannt). Zwischen beiden Becken bestehen eine oder mehrere Druckrohrleitungen. In der Maschinenhalle des Kraftwerks befinden sich im einfachsten Fall eine Wasserturbine, eine Pumpe und eine rotierende elektrische Maschine, welche wahlweise als elektrischer Generator oder als Elektromotor betrieben werden kann und in der Skizze in der Farbe rot eingezeichnet ist. Bei größeren Pumpspeicherkraftwerken sind mehrere solche Einheiten in Parallelbetrieb vorhanden.

Die Turbine, die elektrische Maschine und die Pumpe samt Hilfseinrichtungen wie Kupplungen und Anwurfturbine sind auf einer gemeinsamen Welle montiert. Die elektrische Maschine ist üblicherweise, wie in anderen Kraftwerken, als eine Drehstrom-Synchronmaschine mit Erregermaschine ausgeführt. Da Synchronmaschinen im Motorbetrieb für das Starten des Pumpbetriebs aufgrund des Massenträgheitsmoments nicht von alleine aus dem Stillstand sicher anlaufen können, sind je nach Kraftwerk Hilfseinrichtungen wie eine kleinere Anwurfturbine vorgesehen, um den Motor für den Pumpbetrieb zunächst auf Drehzahl bringen zu können. Alternativ sind in manchen Pumpspeicherkraftwerken für den Pumpbetrieb eigene Drehstrom-Asynchronmaschinen als Antriebsmotor vorgesehen, welche keine Anlaufprobleme aufweisen. Die Synchronmaschine wird dann ausschließlich als Generator betrieben.

Während die elektrische Maschine sowohl im Generator- als auch Motorbetrieb arbeiten kann, können Turbinen üblicherweise nicht auch als Pumpe arbeiten. Aus diesem Grund ist die Pumpe von der Turbine, ausgeführt als Francisturbine oder Freistrahlturbine, als eigenständige Einheit getrennt und je nach Betriebsmodus über Absperrschieber mit der Druckrohrleitung verbunden. Die Turbine ist leerlauffest, das heißt, dass im Pumpbetrieb die Turbine ohne Funktion leer mitläuft. Bei der Pumpe würde im Generatorbetrieb ein Leerlauf zu Schäden führen, deswegen muss die Pumpe im Generatorbetrieb mittels einer Kupplung von der Welle getrennt werden.

Zur Vermeidung von Kavitation wird die Kraftwerkshalle üblicherweise unterhalb der geodätischen Saughöhe des Tiefbeckens vorgesehen und als sogenanntes Kavernenkraftwerk ausgeführt, wie in zweiter Skizze anhand des Raccoon-Mountain-Pumpspeicherwerks dargestellt. Bei manchen Pumpspeicherkraftwerken wie dem Pumpspeicherkraftwerk Blenheim-Gilboa befindet sich die Maschinenhalle gänzlich im unteren Tiefbecken.

Weiter kommt es beim Schließen der Absperrschieber in den Druckleitungen, z. B. beim Umschaltvorgang vom Generator- in den Pumpbetrieb, zu Druckstößen. Um diese auszugleichen, wird ein Wasserschloss vorgesehen, welches Druckstöße ausgleicht und so Schäden an den Druckleitungen verhindert. Pumpspeicherkraftwerke können auch mit sehr hohen Fallhöhen bis über 1000 m betrieben werden.[2]

Bei einem Speicherkraftwerk entfällt das untere Tiefbecken und die Pumpeinrichtung. Das obere Speicherbecken benötigt bei einem Speicherkraftwerk zwangsläufig einen Zufluss. Bei Pumpspeicherkraftwerken wird zwischen solchen mit Zufluss im oberen Speicherbecken und solchen ohne Zufluss unterschieden.

Neben dieser klassischen Bauweise werden bei kleineren Leistungen 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 Energiemenge, in diesem Zusammenhang üblicherweise ausgedrückt in Megawattstunden, ist 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 elektrische Energie produzieren können.

Bei einigen Speicherkraftwerken werden die Speicherbecken durch einen natürlichen See mittels Staumauer oder Staudamm vergrößert, zum Beispiel beim Schluchsee. Einige Speicherbecken sind natürliche Seen ohne solche Vergrößerungen, einige wenige Speicherbecken wurden ausschließlich künstlich angelegt, zum Beispiel Hornbergbecken, Eggbergbecken und bei dem Pumpspeicherkraftwerk Geesthacht.[3]

Wirkungsgrad[Bearbeiten]

Kraftwerkskaverne mit Turbine (in blau, hinten) und Pumpe (in blau, rechts vorne) und gelb lackierter elektrischer Maschine

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 bei 75–80 %, in Ausnahmefällen etwas höher.[4][5][6] Der Gesamtwirkungsgrad ist geringer als bei Speicherkraftwerken, da bei einem Pumpspeicherkraftwerk der Wirkungsgrad für die Pumpen hinzukommt.

Hinzu kommen weitere Übertragungsverluste für Hin- und Rücktransport der elektrischen Energie. Diese hängen ab von der geographischen Distanz zwischen Energieerzeuger, Pumpspeicherung und Energieverbraucher.

Entwicklungsgeschichte[Bearbeiten]

In kleinem Maßstab wurden moderne 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 der Liste von Pumpspeicherkraftwerken findet sich eine Zusammenstellung.

Das grundlegende Prinzip der Speicherung von Wasser als Lageenergie wurde bereits in der Spätphase des solar-agrarischen Zeitalters – kurz vor Beginn der Industrialisierung – genutzt. Windmühlen, die in der Produktion volatiler waren als Wassermühlen, pumpten Wasser in ein höhergelegenes Reservoir, aus dem wiederum Wassermühlen kontinuierlich gespeist wurden; ein Vorgang, der v. a. in der Textilindustrie genutzt wurde, wo es besonders auf eine fein dosierbare, regelmäßige Bewegung der mechanisch angetriebenen Webstühle ankam.[7] Damit konnte die Arbeitsfähigkeit der in dieser Zeit besonders wertvollen und deshalb stark genutzten Wasserkraft durch Windkraft erhöht werden.

Energiewirtschaftliche Bedeutung[Bearbeiten]

Tagesgang eines Pumpspeicherkraftwerkes. Grün bedeutet Leistungsaufnahme aus dem Netz durch Pumpen; Rot Leistungsabgabe ins Netz durch die Turbine.

Die Fähigkeit der Pumpspeicherkraftwerke, sowohl Energie aufzunehmen als auch abzugeben, wird im Kraftwerksmanagement genutzt. Durch die hohe Flexibilität ihres Einsatzes eignen sie sich besonders gut zur Bereitstellung von Regelleistung. 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), das Prinzip des hydraulischen Kurzschlusses angewandt wird (Kopswerk II)[8] oder Asynchronmaschinen die Pumpen antreiben (PSW Goldisthal).

Dank ihrer sogenannten Schwarzstartfähigkeit können Pumpspeicherkraftwerke bei großflächigen Stromausfällen zum Anfahren anderer nicht schwarzstartfähiger Kraftwerke wie Kohlekraftwerke eingesetzt werden.

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.[9] Dieses setzt aber einen erheblichen Ausbau der Nord-Süd-Netzanbindung voraus.[10] Die derzeitigen Kapazitäten in Deutschland (neuere Schätzungen im Zusammenhang mit Wind- bzw. Solargas sprechen von ca. 0,6 TWh) sind hierfür zu gering.

Ökonomie[Bearbeiten]

Laufwasserkraftwerke und thermische Kraftwerke wie Kernkraftwerke oder Kohlekraftwerke liefern möglichst konstante Leistung und können, abgesehen von Notfällen wie einem Lastabwurf, ökonomisch 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 Windenergie 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 Hochspannungsleitungen überbrückt werden.

Kosten[Bearbeiten]

Die Vollkosten, um eine kWh elektrischer Energie in einem Pumpspeicherkraftwerk für einen Tag zu speichern, liegen bei 3 bis 5 Cent/kWh. Die Speicherdauer beeinflusst die Kosten: je länger gespeichert wird, desto höher die Kosten, je kürzer gespeichert wird, desto niedriger die Kosten.[11] Da Kraftwerke gesetzlich wie Endverbraucher behandelt werden und damit hohe Entgelte für die Netznutzung zahlen müssen, sind Pumpspeicherwerke nach Angaben der Kraftwerksbetreiber gegenwärtig nahezu unwirtschaftlich. (Nur neu gebaute Anlagen sind in den ersten 10 Jahren vom Netznutzungsentgelt befreit.) Gleichzeitig sinken die Einnahmen, da der Unterschied der Strompreise im Tagesverlauf geringer ist als früher. Dies liegt zum einen an der Abschaltung von Atomkraftwerken, die hauptsächlich die nächtliche Überlast verursachten, zum anderen an dem nur tagsüber zur Verfügung stehenden Sonnenstrom.[12]

Kritik[Bearbeiten]

Der Bau von Pumpspeicherkraftwerken kann einen erheblichen Eingriff in die Ökologie und ins Landschaftsbild erfordern. 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 in Anspielung auf ihren Wirkungsgrad von unter Eins „Energievernichter“ und halten den Eingriff in Natur und Landschaft ggf. für unvertretbar. Pumpspeicherkraftwerke sind jedoch derzeit das großtechnische Verfahren mit dem höchsten Wirkungsgrad, um elektrische Energie bei Diskrepanz zwischen Nachfrage und Angebot zwischenzuspeichern.

Oberirdische Pumpspeicherkraftwerke[Bearbeiten]

Siehe hierzu die Liste von Pumpspeicherkraftwerken, in der im Betrieb befindliche und geplante Anlagen gelistet sind. Das weltweit leistungsstärkste Pumpspeicherkraftwerk ist das Pumpspeicherkraftwerk Bath County mit einer Leistung von 3.003 MW.[13]

Deutschland[Bearbeiten]

In Deutschland ist eine Pumpspeicherleistung von etwa 7 GW (Gigawatt) installiert (siehe Liste der Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland). Die Kraftwerke sind für eine Stromlieferung von täglich 4–8 Stunden ausgelegt. Daraus ergibt sich eine Gesamtspeicherkapazität von etwa 40 GWh (Stand 2010).[9][14][15] Im Jahr 2006 erzeugten die deutschen Pumpspeicherkraftwerke 4.042 GWh elektrischer Energie; das ist ein Anteil von rund 0,65 % der Stromerzeugung. Dem stand eine Pumparbeit von 5.829 GWh gegenüber, sodass der durchschnittliche Wirkungsgrad bei etwa 70 % lag.[16]

Schweiz[Bearbeiten]

Die meisten Wasserkraftwerke in der Schweiz sind als Speicherkraftwerke ausgelegt. Oben genannte Liste beinhaltet jene Werke, welche auch pumpen können. Zurzeit entstehen in den Schweizer Alpen mehrere Großkraftwerke mit unterirdischen Leitungen und Maschinenhäusern.

Norwegen[Bearbeiten]

Norwegen verfügt über etwa 1250 Wasserkraftwerke ohne Pumpfunktion,[17] die meisten Wasserkraftwerke 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.

Stromspeicherung in Pumpspeicherkraftwerken in Europa[Bearbeiten]

Das Oberbecken des Pumpspeicherkraftwerks Wehr, das Hornbergbecken im Südschwarzwald, in geleertem Zustand, Mai 2008
Nettostromerzeugung in GWh[18]
Land 1990 1995 2000 2005 2010 2011
Belgien 624 889 1.237 1.307 1.348 1.127
Bulgarien 0 0 0 0 0 0
Dänemark 0 0 0 0 0 0
Deutschland 2.342 4.187 4.176 7.015 6.785 6.099
Estland 0 0 0 0 0 0
Finnland 0 0 0 0 0 0
Frankreich 3.459 2.961 4.621 4.659 4.812 5.074
Griechenland 228 253 418 593 25 264
Irland 283 252 301 340 175 0
Island 0 0 0 0
Italien 3.372 4.057 6.603 6.765 3.290 1.934
Kroatien 0 0 18 105 106 129
Lettland 0 0 0 0 0 0
Litauen 0 358 287 354 741 564
Luxemburg 746 743 737 777 1.353 1.069
Malta 0 0 0 0 0 0
Mazedonien 0 0 0 0 0 0
Niederlande 0 0 0 0 0 0
Norwegen 223 838 396 734 378 1.240
Österreich 988 1.037 1.369 2.319 3.163 3.504
Polen 1.877 1.947 1.991 1.566 560 422
Portugal 140 107 381 376 391 564
Rumänien 0 0 0 0 360 218
Schweden 525 57 35 67 103 122
Schweiz 1.134 769 1.357 1.820 1.738
Slowakei 558 300 318 103 394 368
Slowenien 0 0 0 0 184 143
Spanien 702 1.493 3.490 4.552 3.152 2.275
Tschechische Republik 288 272 555 647 591 701
Türkei 0 0 0 0 0 0
Ungarn 0 0 0 0 0 0
Vereinigtes Königreich 1.892 1.502 2.603 2.776 3.139 2.895
Zypern 0 0 0 0 0 0
Wert nicht verfügbar

Literatur[Bearbeiten]

  •  Jürgen Giesecke, Emil Mosonyi: Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. 5., aktualisierte und erweiterte Auflage, neu bearbeitet von Jürgen Giesecke und Stephan Heimerl Auflage. Springer-Verlag, Heidelberg/Dordrecht/London/New York 2009, ISBN 978-3-540-88988-5, Kapitel 17 Pumpspeicherkraftwerke, doi:10.1007/978-3-540-88989-2 (Standardlehrbuch zu Wasserkraftanlagen).
  •  Heini Glauser, WWF Schweiz (Hrsg.): Pumpspeicherung, CO2 und Wirtschaftlichkeit. am Beispiel der Kraftwerke Oberhasli. Zürich September 2004 (Zahlen überwiegend aus 2001 bis 2003, Online als PDF (3,04 MiB), abgerufen am 7. Oktober 2013).
  •  Albrecht Tiedemann, Chanthira Srikandam, Paul Kreutzkamp, Hans Roth, Bodo Gohla-Neudecker, Philipp Kuhn, Deutsche Energie-Agentur (dena) (Hrsg.): Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken. (kurz: NNE-Pumpspeicher). Berlin 24. November 2008, Kapitel 3 Einsatz von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung ihrer Aufgaben für die Systemsicherheit (Auftraggeber: Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE-T), Online als PDF (4,44 MiB), abgerufen am 7. Oktober 2013).

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Pumpspeicherkraftwerke – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Das Pumpspeicherwerk im Detail. Abschnitt Umwälzwerke. strom-online.ch, abgerufen am 21. Oktober 2011.
  2. a b  Adolf J. Schwab: Elektro-Energiesysteme. 2. Auflage. Springer, 2009, ISBN 978-3-540-92226-1, S. 172 - 175.
  3. badische-zeitung.de, 27. November 2010, Südwest, Bad Säckingen, Katja Mielcarek: Pumpspeicherwerk Atdorf: Über die erste Hürde (28. November 2010)
  4. Jürgen Giesecke: Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. Springer-Verlag, 5. Auflage. Berlin/Heidelberg 2009, S. 565.
  5. Matthias Popp: Speicherbedarf bei einer Stromversorgung mit erneuerbaren Energien. Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg 2010, S. 42 ff.
  6. energie.ch
  7. Rolf Peter Sieferle, Rückblick auf die Natur. Eine Geschichte des Menschen und seiner Umwelt, München 1997, S. 92.
  8. Technik: Hydraulisches Konzept, Broschüre der Vorarlberger Illwerke Aktiengesellschaft, S. 9; abgerufen am 27. April 2011.
  9. a b Sachverständigenrat für Umweltfragen (2010): 100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar (PDF; 3,6 MB) a, S. 59, zuletzt abgerufen am 20. Sept. 2010.
  10. Sachverständigenrat für Umweltfragen (Version vom 24. Oktober 2011 im Internet Archive) (PDF; 3,6 MB), S. 69
  11. vde.com siehe Bild 4, Tagesspeicherung, eingefügt 13. Mai 2014
  12. Hendrik Lasch: "Ein Akku im Gebirge", Neues Deutschland, 02. August 2014, S. 16
  13. Dominion: Bath County Pumped Storage Station, abgerufen am 21. November 2013.
  14. www.dena.de S. 157, zuletzt abgerufen am 4. Dezember 2010.
  15. www.VDE.com Stand 24. März 2009, zuletzt abgerufen am 21. Dez. 2010.
  16. Volker Quaschning, Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. München 2013, S. 319.
  17. renewablesb2b.com:"Die etwa 1250 norwegischen Wasserkraftwerke produzieren in Jahren mit normalen Niederschlagsmengen durchschnittlich ca. 126,6 TWh pro Jahr (2000-2010).", abgerufen am 1. Mai 2014
  18. Eurostat: Versorgung, Umwandlung, Verbrauch - Elektrizität - jährliche Daten (nrg_105a), Zeitreihe Nettoerzeugung der Pumpspeicherkraftwerke von hauptsächlich als Energieerzeuger tätigen Unternehmen (INDIC_NRG 16_107136), letzte Aktualisierung am 16. Juni 2013, abgerufen am 3. Dezember 2013.