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
Das Koepchenwerk in Herdecke

Ein Pumpspeicherkraftwerk, auch Pumpspeicherwerk, abgekürzt PSW, ist ein Speicherkraftwerk, das Elektrische Energie in Form von potentieller Energie (Lageenergie) in einem Stausee speichert. Das Wasser wird durch elektrische Pumpen in den Speicher gehoben, um später wieder für den Antrieb von Turbinen zur Stromerzeugung benutzt werden zu können. Pumpspeicherkraftwerke sind gegenwärtig die einzige Möglichkeit, großtechnisch elektrische Energie unter wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu speichern.[1] Sie nehmen in nachfrageschwachen Zeiten ein Überangebot von elektrischer Energie im Stromnetz auf und geben sie bei Spitzenlast wieder ins Netz ab.

Geschichte

Eines der ältesten Pumpspeicherwerke wurde in Gattikon an der Sihl installiert. Die Anlage beförderte mit einer Jonval-Turbine pro Sekunde einen Kubikmeter Wasser in den künstlich angelegten Waldweiher. Bei niedrigem Wasserstand der Sihl wurde das Wasser aus dem Weiher wieder abgelassen und einem Niederdruck-Laufwasserkraftwerk zugeführt, das mechanisch die Transmissionen einer Weberei antrieb. Die Anlage war von 1863 bis 1911 in Betrieb. Mit dem Anschluss der Weberei an das Stromnetz wurde der Pumpbetrieb eingestellt, die Anlagenteile wurden erst in den 1980er-Jahren abgetragen um Platz für Wohnüberbauungen zu schaffen.[2]

In kleinem Maßstab wurden moderne Pumpspeicherkraftwerke erstmals in den 1920ern Jahren 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.[3] Damit konnte die Arbeitsfähigkeit der in dieser Zeit besonders wertvollen und deshalb stark genutzten Wasserkraft durch Windkraft erhöht werden.

Ursprünglich dienten Pumpspeicherkraftwerke vor allem zur kurzfristigen Bereitstellung von teurer Spitzenlast und der besseren Auslastung von Grundlastkraftwerken wie Kernkraftwerken oder Braunkohlekraftwerken. Diese liefern möglichst konstante Leistung und können, abgesehen von Notfällen wie einem Lastabwurf, ökonomisch nur innerhalb von Stunden oder Tagen hoch- und heruntergefahren werden. Gleichzeitig gibt es im Tages- und Wochenverlauf einen stark schwankenden Stromverbrauch, der stets exakt gedeckt werden muss. Pumpspeicherkraftwerke boten eine Möglichkeit, den z. B. nachts oder zu absatzschwachen Tageszeiten ins Netz eingespeisten Grundlaststrom, der zu vergleichsweise günstigen Preisen verfügbar war, zeitlich versetzt in deutlich teurer absetzbaren Strom für Bedarfsspitzen umzuwandeln. Der Verkaufspreis bei diesem Geschäft kann ein Vielfaches des Einkaufspreises betragen, was den Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken wirtschaftlich sinnvoll machte. 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 sicherte damit auch einen Teil der wirtschaftlichen Risiken thermischer Grundlast-Kraftwerke ab, die so auch nachts praktisch nicht benötigten Strom ins Netz einspeisen konnten.

Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energie im Zuge der Energiewende hat sich das Betriebsmuster von Pumpspeicherkraftwerken deutlich gewandelt. Insbesondere im Sommer, wenn die Photovoltaik tagsüber große Mengen elektrischer Energie ins Netz speist, wird die Mittagsspitze und häufig auch große Teile der Mittellast von Photovoltaikanlagen gedeckt, so dass sich die Betriebszeiten von Pumpspeichern stärker in die Morgen- und Abendstunden verschieben. Gleichzeitig führt der Ausbau von Wind- und Solarenergie langfristig zu einem zunehmenden Speicherbedarf, um die volatile Erzeugung ausgleichen zu können. Daher wird in Zukunft mit einer steigenden Bedeutung von Speicherkraftwerken, darunter auch Pumpspeicherkraftwerken gerechnet. Eine relevante Dimension erreicht der Speicherbedarf ab einem regenerativen Anteil von 60–80 % an der Stromversorgung; bei geringeren Anteilen sind der Flexibilitätsoptionen wie Lastmanagement, flexibler Betrieb von konventionellen Kraftwerken und der Ausbau der Stromnetze ökonomisch zweckmäßigere Optionen zum Ausgleich der Schwankungen.[4]

Technik

Funktionsweise

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.[1]

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.[5]

Wirkungsgrad

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.[6][7][8] 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.

Energiedichte

Die volumenbezogene Dichte potentieller Energie eines Pumpspeicherkraftwerks wird durch die folgende Gleichung berechnet.

Mit der Dichte des Wassers , der Erdbeschleunigung und der Höhendifferenz .

Damit ergibt sich eine auf normierte Energiedichte von

.

Energiewirtschaftliche Bedeutung

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 Rahmen der Einsatzoptimierung der Speicherkraftwerke marktoptimal 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)[9] 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.[10] Dieses setzt aber einen erheblichen Ausbau der Nord-Süd-Netzanbindung voraus.[11] Die derzeitigen Kapazitäten in Deutschland (neuere Schätzungen im Zusammenhang mit Wind- bzw. Solargas sprechen von ca. 0,6 TWh) sind hierfür zu gering. Die Aufträge für den Bau der ersten direkten HGÜ-Verbindung zwischen Deutschland und Norwegen (NordLink) wurden Anfang 2015 vergeben (geplante Inbetriebnahme 2019).[12][13]

Zum Ausgleich von Schwankungen in Deutschland spielen die Pumpspeicherkraftwerke in Österreich eine wichtige Rolle. 2014 betrug der Stromexport von Deutschland nach Österreich 39,2 TWh, der Import von Österreich nach Deutschland 17,0 TWh.[14] Die maximale Speicherkapazität aller österreichischen (Pump-)Speicherkraftwerke beträgt derzeit ca. 3 TWh; für Pumpspeicherkraftwerke allein liegen keine Daten vor.[15][16] In einer Studie der Energy Economics Group der Technischen Universität Wien wird angenommen, dass die Mehrheit der Pumpspeicherkraftwerk-Neuinstallationen lediglich Erweiterungen/Aufrüstungen von bestehenden Anlagen sind und deshalb zukünftig keine bzw. nur eine vernachlässigbare Erhöhung der Speicherkapazität zu erwarten sei.[17]

Speicherkosten

Oberbecken des Pumpspeicherwerks Rönkhausen

Die Vollkosten, um elektrische 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.[18] 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.[19]

Wirtschaftlichkeit (Deutschland)

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2009 entschied der Bundesgerichtshof: Der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks, der für dessen Betrieb aus dem Netz Strom entnimmt, ist Letztverbraucher i. S. des § 3 Nr. 25 EnWG und damit entgeltpflichtiger Netznutzer nach § 14 Abs. 1 Satz 1 StromNEV.[20]

Im Bezugsfall hatte ein Energie-Versorgungsunternehmen Beschwerde eingelegt. Vor 2009 wurden Netznutzungs-Entgelte nur für den gelieferten Strom fällig, nicht für Energie, die im Zuge der Produktionskette zu Speichern transportiert wurde. Nachdem die Bundesnetzagentur von dieser Praxis abwich, ging der Fall bis zum BGH; dort wurde Pumpspeicherkraftwerken die Eigenschaft als Kraftwerk höchstinstanzlich abgesprochen.

Hierdurch wurde die Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern, die im Zuge der Energiewende zur Abdeckung der Grundlast aus erneuerbaren Energiequellen benötigt werden, drastisch herabgesetzt.[21]

Bauformen

Oberirdische Pumpspeicherkraftwerke

Weltweit existieren Pumpspeicherkraftwerke mit einer installierten Leistung von ca. 130 GW.[22] Das weltweit leistungsstärkste Pumpspeicherkraftwerk ist die Bath County Pumped Storage Station mit einer Leistung von 3.003 MW.[23]

Deutschland

Rohrleitungen des Pumpspeicherkraftwerks Wendefurth an der Talsperre Wendefurth im Harz

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).[10][24] 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.[25]

Österreich

In Österreich ist eine Speicherleistung von etwa 7,2 GW (Gigawatt) installiert; davon stehen ca. 3,4 GW in Form von Pumpspeicherkraftwerken zur Verfügung. (siehe Liste österreichischer Kraftwerke hier insbesondere Pumpspeicherkraftwerke).

Schweiz

In der Schweiz unterscheidet das Bundesamt für Energie[26] zwischen Pumpspeicherwerken und reinen Umwälzwerken. Pumpspeicherwerke sind Speicherkraftwerke, deren Stausee mit zusätzlich hochgepumptem Wasser angereichert werden kann. Bei reinen Umwälzwerken befindet sich im oberen Staubecken nur Wasser, das vorgängig aus einem unteren Staubecken hochgepumpt wurde. Die größten Umwälzwerke in der Schweiz sind die 2016 in Betrieb genommene Zentrale Limmern des Kraftwerks Linth-Limmern, die eine Leistung von 1 GW hat und das Kraftwerk Veytaux, das Wasser vom Genfersee im Lac de l’Hongrin speichert. Im Jahr 2019 soll das Umwälzwerk Nant de Drance in Betrieb gehen, das eine Leistung von 900 MW vorweist.

Die meisten Kraftwerke, die pumpen können, gelten als Umwälzwerke. Die einzigen beiden großen Pumpspeicherkraftwerke sind die Zentralen Grimsel 2 der KWO und Tierfehd des Kraftwerks Linth-Limmern. Dazu kommt noch das Pumpspeicherwerk Engeweiher in Schaffhausen, die älteste Anlage in der Schweiz aus dem Jahre 1909, die 1993 revidiert wurde und heute 5 MW leisten kann.[26]

Nach der offiziellen Statistik werden von den 121 Speicherkraftwerken mit einer Leistung größer 300 kW nur die oben genannten 3 Kraftwerke als Pumpspeicherkraftwerke und weitere 18 Anlagen als Umwälzwerke angesehen. Die gesamte installierte Pumpenleistung beträgt 3,6 GW.[26]

Besondere Bauform: Kugelpumpspeicher unter Wasser

Hauptartikel: Kugelpumpspeicher

Um künftig das Speichern von Energie auch in der Nähe von Offshore-Windparks zu ermöglichen, entwickelt das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik Kassel im Projekt StEnSEA (Storing Energy at Sea) einen Hohlkugelspeicher aus Beton. Erfolgversprechende Testläufe fanden 2016 im Bodensee statt.

Das Prinzip gleicht dem herkömmlicher Pumpspeicherkraftwerke, nur wird hier nicht der Höhenunterschied zweier Speicher genutzt, sondern der Unterschied zwischen dem Wasserdruck außerhalb des Kugelspeichers und dem leeren Kugelinneren: Einströmendes Wasser treibt eine Turbine an, deren angehängter Generator Strom erzeugt. Bei einem Überschuss an elektrischer Leistung wird das Wasser wieder aus der Kugel gepumpt. Sowohl die Leistung als auch die speicherbare Energiemenge hängen ab von Volumen und Tauchtiefe der Hohlkugel.

Stromspeicherung in Pumpspeicherkraftwerken in Europa

Das Oberbecken des Pumpspeicherkraftwerks Wehr, das Hornbergbecken im Südschwarzwald, in geleertem Zustand, Mai 2008
Nettostromerzeugung in GWh[27]
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

Kritik

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US-Pumpspeicherkraftwerk Taum Sauk Dammbruch 2005

Der Bau von Pumpspeicherkraftwerken bedeutet einen erheblichen Eingriff in die Ökologie und ins Landschaftsbild. Gegner von Pumpspeicherkraftwerken halten den Eingriff in Natur und Landschaft teils für unvertretbar. Da die Speicherbecken der regelmäßigen Beanspruchung und Erosion durch wechselnde Wasserstände standhalten müssen, werden diese teilweise 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. So ist zum Beispiel das Pumpspeicherkraftwerk Taum Sauk in den USA 2005 einem Unglück anheim gefallen. Aufgrund der sehr großen Rohrdurchmesser könnte auch ein Rohrbruch erhebliche Schäden und Überschwemmungen auslösen.

Literatur

  • Jürgen Giesecke, Emil Mosonyi: Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. 5., aktualisierte und erweiterte Auflage, neu bearbeitet von Jürgen Giesecke und Stephan Heimerl. 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).
  • Michael Sterner, Ingo Stadler (Hrsg.): Energiespeicher. Bedarf, Technologien, Integration. 2. Auflage, Berlin Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-48893-5.
  • Heini Glauser: Pumpspeicherung, CO2 und Wirtschaftlichkeit. am Beispiel der Kraftwerke Oberhasli. Hrsg.: WWF Schweiz. Zürich September 2004 (assets.wwf.ch [PDF; 3,1 MB; abgerufen am 7. Oktober 2013] Zahlen überwiegend aus 2001 bis 2003).
  • Albrecht Tiedemann, Chanthira Srikandam, Paul Kreutzkamp, Hans Roth, Bodo Gohla-Neudecker, Philipp Kuhn: Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken. (kurz: NNE-Pumpspeicher). Hrsg.: Deutsche Energie-Agentur [dena]. Berlin 24. November 2008, Kapitel 3: Einsatz von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung ihrer Aufgaben für die Systemsicherheit (dena.de [PDF; 4,5 MB; abgerufen am 7. Oktober 2013] Auftraggeber: Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE-T)).
  • Themenschwerpunkt: Pumpspeicherkraftwerke. In: Bild der Wissenschaft, Februar 2018; mit mehreren Beiträgen

Weblinks

Commons: Pumpspeicherkraftwerke – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Einzelnachweise

  1. ↑ a b Adolf J. Schwab: Elektro-Energiesysteme. 2. Auflage. Springer, 2009, ISBN 978-3-540-92226-1, S. 172–175.
  2. ↑ Hans-Peter Bärtschi: Ein Pumpspeicherwerk von 1863. In: Electrosuisse (Hrsg.): Bulletin. Nr. 2, 2013, S. 32–35 (electrosuisse.ch [PDF]).
  3. ↑ Rolf Peter Sieferle: Rückblick auf die Natur. Eine Geschichte des Menschen und seiner Umwelt, München 1997, S. 92.
  4. ↑ Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Springer, Berlin / Heidelberg 2014, S. 49 f.
  5. ↑ Katja Mielcarek: Pumpspeicherwerk Atdorf: Über die erste Hürde, badische-zeitung.de, 27. November 2010, abgerufen am 28. November 2010
  6. ↑ Jürgen Giesecke: Wasserkraftanlagen. Planung, Bau und Betrieb. Springer-Verlag, 5. Auflage. Berlin/Heidelberg 2009, S. 565.
  7. ↑ Matthias Popp: Speicherbedarf bei einer Stromversorgung mit erneuerbaren Energien. Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg 2010, S. 42 ff.
  8. ↑ energie.ch
  9. ↑ Technik: Hydraulisches Konzept, Broschüre der Vorarlberger Illwerke Aktiengesellschaft, S. 9, abgerufen am 27. April 2011.
  10. ↑ a b Sachverständigenrat für Umweltfragen (2010): 100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar (Memento vom 24. Oktober 2011 im Internet Archive) (PDF; 3,6 MB) a, S. 59, zuletzt abgerufen am 20. September 2010.
  11. ↑ Sachverständigenrat für Umweltfragen (Memento vom 24. Oktober 2011 im Internet Archive) (PDF; 3,6 MB), S. 69.
  12. ↑ Aufträge für NordLink vergeben. In E&M Daily vom 14.–16. Februar 2015, Seite 7
  13. ↑ NordLink – Die erste Direktverbindung der Strommärkte zwischen Deutschland und Norwegen, Pressemitteilung vom 12. Februar 2015
  14. ↑ Agora: Energiewende im Stromsektor, Jahresauswertung 2014. (PDF).
  15. ↑ E-Control: „Elektrizitätsstatistik“, Energie-Control Austria, 2012, indirekt zitiert nach Abschätzung des zukünftigen Energiespeicherbedarfs in Österreich zur Integration variabler erneuerbarer Stromerzeugung (PDF), Energy Economics Group (EEG), Technische Universität Wien, Juli 2013.
  16. ↑ Prognos: Bedeutung der internationalen Wasserkraft-Speicherung für die Energiewende (PDF) Oktober 2012.
  17. ↑ Abschätzung des zukünftigen Energiespeicherbedarfs in Österreich zur Integration variabler erneuerbarer Stromerzeugung (PDF) Energy Economics Group (EEG), Technische Universität Wien, Juli 2013.
  18. ↑ vde.com siehe Bild 4, Tagesspeicherung, abgerufen am 13. Mai 2014.
  19. ↑ Hendrik Lasch: Ein Akku im Gebirge. Neues Deutschland, 2. August 2014, S. 16.
  20. ↑ BGH, 17.11.2009 - EnVR 56/08 dejure.org
  21. ↑ Absurde Regelung verhindert neue Ökostrom-Speicher. Welt Online, 2015
  22. ↑ Juan I. Pérez-Díaz, M. Chazarra, J. García-González, G. Cavazzini, A. Stoppato, Trends and challenges in the operation of pumped-storage hydropower plants. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 44, 2015, S. 767–784, S. 768, doi:10.1016/j.rser.2015.01.029.
  23. ↑ Dominion: Bath County Pumped Storage Station (Memento des Originals vom 4. April 2007 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.dom.com, abgerufen am 21. November 2013.
  24. ↑ VDE.com, Stand: 24. März 2009, abgerufen am 21. Dez. 2010.
  25. ↑ Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. München 2013, S. 319.
  26. ↑ a b c Bundesamt für Energie BFE (Hrsg.): Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz. Erläuterungen zum Zentralenblatt. 1. Januar 2018, S. 2, 4. Name und Typ der Wasserkraftanlage, b) Speicherkraftwerke (admin.ch). Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz (Memento des Originals vom 9. Dezember 2018 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.bfe.admin.ch
  27. ↑ Versorgung, Umwandlung, Verbrauch – Elektrizität – jährliche Daten (nrg_105a), Zeitreihe Nettoerzeugung der Pumpspeicherkraftwerke von hauptsächlich als Energieerzeuger tätigen Unternehmen (INDIC_NRG 16_107136), Eurostat, letzte Aktualisierung am 16. Juni 2013, abgerufen am 3. Dezember 2013.
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