Pumpspeicherkraftwerke speichern elektrische Energie, indem sie Wasser bergauf leiten und es später mithilfe von Turbinen auf dem Rückweg wieder freisetzen. Sie sind die älteste kommerziell genutzte Speichertechnologie im Netzmaßstab und haben ihre Wurzeln im Alpenraum Europas der 1890er Jahre. Trotz des weltweit rasanten Ausbaus von Batteriespeichern ist sie gemessen an der installierten Kapazität nach wie vor die größte. Mitte des 20. Jahrhunderts wurde die Technologie weltweit skaliert, um die unflexible Grundlastversorgung durch Kernkraftwerke auszugleichen. In den letzten zwei Jahrzehnten hat sich ihre Funktion dahingehend verlagert, die Schwankungen der Wind- und Solarstromerzeugung zu kompensieren. Diese Funktion basiert auf denselben physikalischen Grundprinzipien: der Umwandlung von potenzieller Energie in elektrische Energie durch eine reversible Pumpturbine.
Unser Artikel behandelt im Folgenden den gesamten technischen und wirtschaftlichen Umfang der PSH: die zugrunde liegende Physik und Effizienzgrenzen, die elektromechanische Architektur, die einen reversiblen Betrieb ermöglicht, die Netzstabilitätsdienste, die die Technologie über die einfache Energiespeicherung hinaus bietet, ihre Betriebsstrategien und Erlösmechanismen, die Umweltauflagen, die die Standorte der Projekte bestimmen, neue Konfigurationen wie unterirdische und Meerwasser-PSH, die regulatorischen Rahmenbedingungen für ihren Einsatz sowie einen direkten Vergleich mit Batterien, Druckluft, Flussbatterien, Wasserstoff und Schwungrädern anhand der Kriterien, die für reale Investitions- und Planungsentscheidungen relevant sind.
Die wichtigsten Erkenntnisse
- PSH ist die älteste und immer noch die größte Speichertechnologie im Netzmaßstab: Die Technologie, deren Ursprünge im Alpenraum Europas der 1890er Jahre liegen, ist gemessen an der installierten Kapazität weltweit nach wie vor die dominierende Speichertechnologie, auch wenn der Einsatz von Batterien immer schneller voranschreitet.
Die physikalischen Grundlagen sind einfach, aber der Platzbedarf ist enorm. Die Energiespeicherung skaliert mit Masse, Schwerkraft und Höhe ([latex]E = eta , m , g , h[/latex]), aber da Wasser im Vergleich zu chemischen Batterien eine so geringe Energiedichte aufweist, benötigt PSH Speicher mit einem Volumen von Millionen Kubikmetern, um die Menge an Energie zu speichern, die eine Batterie in einem Lagerhaus fassen könnte. - Das Verhältnis von Druckhöhe zu Durchfluss bestimmt die gesamte Konstruktionsplanung: An Standorten mit hoher Fallhöhe in den Bergen kommen kompakte Francis-Turbinen zum Einsatz; an Standorten mit niedriger Fallhöhe an Flüssen werden massive Kaplan-Turbinen benötigt, die große Wassermengen bewegen – die Geografie des Standorts bestimmt die Technologie, nicht umgekehrt.
- Der Wirkungsgrad für Hin- und Rückflug liegt typischerweise bei 70–85 % und damit etwas niedriger als bei modernen Modellen. Lithium-Ionen Batterien (85–95 %), aber PSH erhält diese Leistung über 50–100 Jahre aufrecht, anstatt der 10–20 Jahre, bevor eine Batterie ausgetauscht werden muss.
- PSH speichert nicht nur Energie, sondern stabilisiert auch das Stromnetz. Seine rotierende Masse sorgt für physikalische Trägheit, ermöglicht eine schnelle Frequenzregelung, kann als Synchrongenerator zur Spannungsstützung ohne fließendes Wasser fungieren und ist eine der wenigen Technologien, die ein zusammengebrochenes Stromnetz wieder in Gang setzen können.
- Seine Rolle hat sich von der „Spitzenlastabdeckung“ zur „Variabilitätsbalance“ verlagert. Ursprünglich zur Ergänzung der unflexiblen nuklearen Grundlast konzipiert, absorbiert PSH heute hauptsächlich die steilen Anstiege von Solar- und Windenergie – am deutlichsten sichtbar die „Entenkurve“ – und ist damit ein wichtiger Bestandteil der Integration erneuerbarer Energien.
- Umweltmanagement ist ein vorrangiges Gestaltungsthema und darf nicht erst im Nachhinein bedacht werden. Geschlossener Regelkreis Die Konfigurationen (abseits des Flusses), die Sedimentkontrolle, die Verdunstungsminderung und das Wasserqualitäts-/Wärmemanagement beeinflussen maßgeblich, wo und wie neue PSH-Projekte gebaut und genehmigt werden.
- Neue Einsatzgebiete für Solarkraftwerke eröffnen sich. Unterirdische Solarkraftwerke (Bergwerke, Kavernen), Meerwasser-Solarkraftwerke, Hybrid-Energieparks, die schwimmende Solaranlagen mit Stauseen kombinieren, und kleine modulare Bauweisen arbeiten alle daran, die traditionelle Abhängigkeit von Solarkraftwerken von seltenen Standorten mit großen Höhenunterschieden zu überwinden.
- PSH ergänzt andere Speichertechnologien, anstatt mit ihnen zu konkurrieren. Es ist führend im Bereich der Langzeitspeicherung mit hoher Zuverlässigkeit und Netzstabilität; Batterien dominieren bei der schnellen Reaktionszeit und der kurzfristigen Speicherdauer; Wasserstoff ist führend bei der saisonalen Speicherung. Das Stromnetz der Zukunft benötigt ein diversifiziertes Portfolio, nicht eine einzelne dominierende Technologie.
Grundlagen und historische Entwicklung
Pumpspeicherkraftwerke, auch bekannt als Pumpspeicherkraftwerke oder Pumpenergiespeicher, sind die älteste und mit Abstand größte Form der Energiespeicherung im Netzmaßstab weltweit. Im Kern ist die Technologie verblüffend einfach: Wasser wird in ein Becken gepumpt, wenn Strom günstig oder im Überfluss vorhanden ist, und fließt dann durch Turbinen bergab, um Strom zu erzeugen, wenn dieser knapp oder teuer ist. mechanisches Prinzip PSH ist seit über einem Jahrhundert das Rückgrat der netzgebundenen Speichertechnologie und bleibt auch in Zeiten rapide sinkender Batteriekosten die dominierende Speichertechnologie nach installierter Kapazität.
PSH wird oft informell als „Wasserbatterie“ bezeichnet.
Anders als eine chemische Batterie, die Energie in den elektrochemischen Bindungen ihrer aktiven Materialien speichert, speichert ein Pumpspeicherkraftwerk Energie im Gravitationspotenzial einer erhöhten Wassermasse. Der Vergleich ist zwar hilfreich, aber nicht perfekt: Eine Wasserbatterie altert nicht chemisch über Tausende von Ladezyklen wie eine Lithium-Ionen-Zelle, ist aber an geografische Gegebenheiten, die Verfügbarkeit von geeignetem Gelände und Wasserrechten sowie einen deutlich größeren Platzbedarf und eine längere Bauzeit gebunden. Während eine Batteriefabrik in zwei Jahren errichtet werden kann, kann die Entwicklung eines Pumpspeicherkraftwerks von den ersten Standortstudien bis zur Inbetriebnahme ein Jahrzehnt oder länger dauern. Dieser Zielkonflikt zwischen Ausbaugeschwindigkeit und Anlagenlebensdauer ist zentral für das Verständnis der Rolle von Pumpspeicherkraftwerken in modernen Stromnetzen.
Frühe Ursprünge (1890er–1920er Jahre)Die ersten Pumpspeicherkraftwerke entstanden im letzten Jahrzehnt des 19. Jahrhunderts in den Alpenregionen Europas. Die Schweiz, Italien und Teile Süddeutschlands verfügten über zwei Voraussetzungen, die den frühen Pumpspeicherkraftwerksbetrieb rentabel machten: eine ausgeprägte Gebirgslandschaft mit großen Höhenunterschieden auf kurzen Distanzen und eine aufstrebende Elektrizitätswirtschaft, die mit der Diskrepanz zwischen der kontinuierlichen Wasserkrafterzeugung und dem schwankenden Industriebedarf zu kämpfen hatte. Der frühe Industriebedarf, vor allem durch Straßenbahnen, Textilfabriken und die entstehenden städtischen Beleuchtungsnetze, schwankte im Tagesverlauf stark, während viele der damaligen Laufwasserkraftwerke und Seekraftwerke eine relativ konstante Leistung erbrachten. Pumpspeicherkraftwerke boten die Möglichkeit, überschüssige Energie in Zeiten geringer Nachfrage zu speichern und in Spitzenzeiten wieder einzusetzen, wodurch die Diskrepanz ausgeglichen wurde, ohne dass zusätzliche Brennstoffkapazitäten benötigt wurden. Diese Anlagen der ersten Generation waren nach heutigen Maßstäben bescheiden und basierten typischerweise auf einer einzelnen reversiblen oder gekoppelten Pumpen-Turbinen-Anordnung mit Speicherkapazitäten im Bereich von einigen zehn statt tausend Megawattstunden. Dennoch legten sie den Grundstein für die Technologie, die sie bis heute prägt: die Nutzung von billiger oder überschüssiger Energie zum Pumpen von Wasser, die spätere Rückgewinnung eines Teils dieser Energie als Strom und die Nutzung der Wertdifferenz zwischen den beiden Zeitpunkten. |
Die Symbiose im Atomzeitalter (1960er–1980er Jahre)Die erste große Expansion der Technologie erfolgte in den Jahrzehnten nach dem Zweiten Weltkrieg, als die Nationen ihre Wirtschaft wiederaufbauten und elektrifizierten und die Kernenergie sich zu einer wichtigen Quelle der Grundlastversorgung entwickelte. Kernkraftwerke sind technisch und wirtschaftlich für den Betrieb mit konstanter Leistung geeignet; ein schnelles Hoch- und Herunterfahren des Reaktors ist sowohl mechanisch belastend als auch wirtschaftlich ineffizient, da die Brennstoffkosten im Vergleich zu den enormen Investitionskosten nur einen geringen Anteil der Gesamtkosten eines Kernkraftwerks ausmachen. Dies führte zu einem strukturellen Problem: Die Kernenergieerzeugung ist am effizientesten bei konstanter Leistung, doch der Strombedarf ist nie konstant. Er steigt morgens und abends stark an und sinkt über Nacht auf ein Minimum. Pumpspeicherkraftwerke entwickelten sich in dieser Zeit zur idealen Ergänzungstechnologie für die nukleare Grundlastversorgung. Energieversorger in Frankreich, Japan, den USA und Großbritannien errichteten große Pumpspeicherkraftwerke, um den nächtlichen Überschuss an Kernenergie (und in geringerem Maße auch Kohleenergie) aufzunehmen, der sich wirtschaftlich nicht drosseln ließ. Diese überschüssige Energie, die andernfalls abgeregelt oder mit Verlust verkauft worden wäre, wurde stattdessen genutzt, um … Pumpe Wasser wird über Nacht bergauf gepumpt. Am folgenden Tag, während der morgendlichen und abendlichen Bedarfsspitzen, wird dieses gespeicherte Wasser zur Stromerzeugung genutzt. Dadurch können Kernkraftwerke mit ihrer effizienten, konstanten Leistung arbeiten, während das Stromnetz weiterhin mit einem bedarfsgerechten, variablen Leistungsprofil versorgt wird. Diese Beziehung wird mitunter als „Symbiose zwischen Kernkraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken“ bezeichnet und erklärt, warum Länder mit großen Kernkraftwerksflotten, wie Frankreich, Japan und die Vereinigten Staaten, in diesem Zeitraum von mehreren Jahrzehnten auch große Flotten von Pumpspeicherkraftwerken errichtet haben. |
Der Umschwung hin zu erneuerbaren Energien (21. Jahrhundert)
Die Rolle von Pumpspeicherkraftwerken hat sich seit den frühen 2000er-Jahren mit dem großflächigen Ausbau der Wind- und Solarenergie grundlegend verändert. Während im 20. Jahrhundert die Spitzenlastabdeckung im Vordergrund stand – also die Glättung einer bekannten, relativ vorhersehbaren Tagesnachfragekurve gegenüber einer bekannten, relativ vorhersehbaren Grundlastversorgungskurve –, dient sie im 21. Jahrhundert dem Ausgleich von Schwankungen: Sie absorbiert die deutlich weniger vorhersehbaren, wetterbedingten Schwankungen der erneuerbaren Energieerzeugung.
Die Solarstromerzeugung führt beispielsweise zu einem starken Anstieg am Mittag, gefolgt von einem steilen Abfall am Abend mit Sonnenuntergang, der oft genau mit der abendlichen Nachfragespitze zusammenfällt. Dies hat in Stromnetzen mit hohem Solarstromanteil zur bekannten „Entenkurve“ geführt, bei der die Nettonachfrage (Gesamtnachfrage abzüglich erneuerbarer Energien) mittags stark absinkt und dann am frühen Abend extrem steil ansteigt. Die Windstromerzeugung hingegen kann je nach Wetterlage innerhalb von Stunden oder Tagen erheblich schwanken und korreliert kaum mit den Nachfragemustern. Pumpspeicherkraftwerke, die große Mengen an Strom zum Laden aufnehmen und innerhalb von Sekunden bis wenigen Minuten ihre volle Leistung erreichen können, haben sich als gut geeignet erwiesen, diese durch erneuerbare Energien bedingten Schwankungen auszugleichen, obwohl die Technologie ursprünglich nicht für erneuerbare Energien konzipiert wurde.
Weltweiter Vertrieb
Die globale Karte der Pumpspeicherkapazität spiegelt die soeben beschriebene Entwicklung wider. Japan baute ab den 1960er Jahren eine enorme Pumpspeicherkraftwerksflotte auf, bedingt durch seine starke Abhängigkeit von der Kernenergie und seine gebirgige Topografie. Japan zählt nach wie vor zu den größten Pumpspeicherkraftwerksmärkten weltweit. Europas Pumpspeicherkraftwerkskapazität konzentriert sich auf die Alpenländer (Schweiz, Österreich, Italien) und Länder mit umfangreichen Kernenergieprogrammen (Frankreich), neben bedeutenden Kapazitäten in Spanien, Deutschland und den nordischen Ländern. Die Vereinigten Staaten errichteten in den 1970er und 1980er Jahren eine beträchtliche Flotte, die größtenteils mit dem damaligen Ausbau der Kernenergie zusammenhing. Zu den größten Anlagen zählten die Appalachen, der Pazifische Nordwesten und Kalifornien. In jüngster Zeit hat sich China zum größten nationalen Markt für den Neubau von Pumpspeicherkraftwerken entwickelt. Treiber dieser Entwicklung sind die enormen und schnell wachsenden Kapazitäten für erneuerbare Energien sowie die nationale Strategie, Netzstabilitätsinfrastruktur auszubauen.
Die Physik der Gravitationsenergiespeicherung
Energiedichtemodellierung
Die grundlegende Physik von Pumpspeicherkraftwerken beruht auf der Umwandlung von potenzieller Energie in elektrische Energie. Die gespeicherte potenzielle Energie einer Wassermasse, die sich in einer Höhe über einem tiefer liegenden Speicherbecken befindet, wird durch die klassische Gleichung für die potenzielle Energie beschrieben, angepasst an den Wirkungsgrad des Gesamtsystems:
| [latex]E = eta , m , g , h[/latex] |
Wo
|
Da Wasser eine feste Dichte von ungefähr 1.000 Kilogramm pro Kubikmeter besitzt, kann diese Gleichung in Bezug auf das Volumen des Stausees anstatt auf die Masse umgeschrieben werden, was für ingenieurtechnische Zwecke und die Standortplanung nützlicher ist: [latex]E = eta , rho , V , g , h[/latex]
Dabei ist ρ die Dichte von Wasser und V das zwischen den Speichern umgewälzte Wasservolumen. Diese Formulierung verdeutlicht unmittelbar den zentralen Zielkonflikt bei der Auslegung von Pumpspeicherkraftwerken:
Die gesamte Energiespeicherkapazität skaliert linear sowohl mit dem verfügbaren Wasservolumen als auch mit der Fallhöhe, was bedeutet, dass ein Standort mit der doppelten Fallhöhe die gleiche Energiemenge mit dem halben Speichervolumen speichern kann und umgekehrt.
Aus diesem Grund können hoch gelegene alpine und gebirgige Standorte, die einen Höhenunterschied von 500 bis über 1000 Metern aufweisen, mit vergleichsweise kleinen Speichern enorme Energiespeicherkapazitäten erreichen, während niedrig gelegene Standorte wesentlich größere Speichervolumina benötigen, um eine vergleichbare Energiemenge zu speichern.
Im Vergleich zu chemischen Batteriespeichern ist die Energieausbeute von Pumpspeicherkraftwerken auffallend gering. Ein typisches Lithium-Ionen-Batteriesystem kann mehrere hundert Wattstunden pro Liter Zellvolumen speichern, während ein Kubikmeter (1000 Liter) Wasser, das 500 Meter hochgepumpt wird, selbst bei einem großzügig geschätzten Wirkungsgrad von 85 Prozent nur etwa 1,16 Kilowattstunden speichert, also ungefähr 1,16 Wattstunden pro Liter.
- Dieser enorme Unterschied in der volumetrischen Energiedichte ist genau der Grund, warum Pumpspeicherkraftwerke Speicherbecken mit einem Volumen von Millionen Kubikmetern und eine Grundfläche von mehreren Quadratkilometern benötigen, während eine Batterieanlage, die die gleiche Gesamtenergie speichert, in ein einziges Lagerhaus passen könnte.
- Der Vorteil besteht darin, dass das zugrundeliegende „aktive Material“ für PSH, Wasser und Schwerkraft praktisch nichts kostet und sich nicht abnutzt, während aktive Materialien von Batterien hergestellt werden, eine begrenzte Lebensdauer haben und fortlaufende Kapitalkosten darstellen, da sie sich abnutzen und schließlich ersetzt werden müssen.T.
Praktischer Tipp: Bei der Dimensionierung eines Projekts von Grund auf ist es wesentlich sinnvoller, die Energiegleichung umzukehren und das erforderliche Speichervolumen anhand einer angestrebten Energiekapazität und der am Standort verfügbaren Fallhöhe zu berechnen, anstatt von einer festen Speichergröße auszugehen und die resultierende Energiekapazität zu ermitteln. Die Standortwahl beginnt in der Praxis fast immer mit der Frage: „Wie hoch ist die Fallhöhe?“, da diese durch die geografischen Gegebenheiten vorgegeben ist, während das Speichervolumen die einzige Variable darstellt, die Bauingenieure durch die Dammhöhe, die Beckenaushebung oder die Grundfläche beeinflussen können.
Das Pumpspeicherkraftwerk Bath County in Virginia, eine der größten Pumpspeicheranlagen der Welt, kombiniert eine Fallhöhe von etwa 380 Metern mit einem Speichervolumen, das groß genug ist, um eine Leistung von etwa 3.000 Megawatt und eine Speicherkapazität von etwa 24.000 Megawattstunden zu ermöglichen. Dies veranschaulicht, wie eine vergleichsweise bescheidene, nicht extreme Fallhöhe in Kombination mit sehr großen Speichern dennoch eine Speicherkapazität im Versorgungsmaßstab erreichen kann, die mit den größten jemals gebauten Batteriespeichern vergleichbar ist, jedoch mit einer Dauer, die in vielen Stunden gemessen wird, anstatt der ein bis vier Stunden, die typisch für Batteriespeicherprojekte im Netzmaßstab sind.
Die Beziehung zwischen „Kopf“ und „Fluss“
Neben der gesamten Energiespeicherung hängt die Leistung eines Pumpspeicherkraftwerks, also die Geschwindigkeit, mit der es Energie abgeben kann, von einer anderen Beziehung ab: dem Produkt aus Fallhöhe und Volumenstrom des Wassers durch die Turbinen. Dies lässt sich wie folgt ausdrücken: [latex]P = eta , rho , g , h , Q[/latex]
Dabei ist [latex]P[/latex] die momentane Leistung (in Watt) und [latex]Q[/latex] der Volumenstrom (in Kubikmetern pro Sekunde). Diese Gleichung ist ausschlaggebend für eine der wichtigsten technischen Entscheidungen bei der Auslegung von Druckwasserkraftwerken: die Wahl zwischen einer Hochdruck- und einer Niederdruckkonfiguration und die daraus resultierende Turbinentechnologie.
Hochdruckanlagen, die im Allgemeinen als Standorte mit einem Höhenunterschied von mehr als etwa 150 bis 200 Metern definiert sind, können mit relativ geringen Durchflussmengen beträchtliche Leistung erzeugen, da die Fallhöhe in der Leistungsgleichung den größten Teil der Arbeit übernimmt. Dies ermöglicht den Einsatz kleinerer, schneller drehender Turbinen und Druckleitungen mit kleinerem Durchmesser (die unter Druck stehenden Rohre, die das Wasser zu den Turbinen transportieren). Dadurch sinken die Investitionskosten pro installierter Leistungseinheit für die Wasserstraßeninfrastruktur, obwohl Hochdruckanlagen typischerweise in gebirgigem Gelände liegen, was die Kosten für Tunnelbau und Tiefbauarbeiten erhöht. Reversible Francis-Pumpturbinen dominieren diese Kategorie, da ihre Radialströmungskonstruktion hohe Drücke effizient bewältigt.
Niedrigwasserkraftwerke, die typischerweise an Flüssen oder in flacherem Gelände mit Höhenunterschieden von weniger als 30 bis 50 Metern anzutreffen sind, müssen enorme Wassermengen fördern, um eine nennenswerte Stromerzeugung zu erzielen, da die Fallhöhe vergleichsweise wenig Einfluss hat. Dies führt zum Einsatz von Axialturbinen mit großem Durchmesser und niedriger Drehzahl, meist Kaplan-Turbinen, die für den reversiblen Pumpturbinenbetrieb angepasst sind, oder in einigen sehr niedrigen Fallhöhen auch Kolbenturbinen. Niedrigwasserkraftwerke benötigen im Verhältnis zu ihrer Leistung tendenziell größere Flächen für ihre Wasserwege und Kraftwerksgebäude, können aber auch in Regionen ohne ausgeprägte Gebirgslandschaft errichtet werden, wodurch sich der geografische Bereich für den Einsatz von Pump-Shape-Kraftwerken erweitert. Zwischen diesen beiden Extremen kommen bei mittleren Fallhöhen, in der Regel im Bereich von 50 bis 150 Metern, häufig Francis-Turbinen zum Einsatz. Die spezifische Laufradgeometrie wird jedoch anders als bei Hochdruckkraftwerken ausgelegt, um einen optimalen Wirkungsgrad über den gesamten zu erwartenden Fördermengenbereich zu gewährleisten.
Grundregel: Bei einem groben Vergleich konkurrierender Standorte in der Machbarkeitsphase bevorzugen erfahrene Projektentwickler eine schnelle Berechnung des Verhältnisses von Fallhöhe zu Entfernung, bevor sie sich auf detaillierte Ingenieurstudien einlassen; ein Verhältnis von mehr als etwa 1:10 (ein Meter Fallhöhe pro zehn Meter horizontaler Entfernung zwischen den Reservoirs) wird im Allgemeinen als attraktiv angesehen, da es die Länge des Wasserstraßentunnels oder der Druckrohrleitung und damit die Baukosten im Verhältnis zur erreichten Fallhöhe überschaubar hält.
Thermodynamik des Zyklus
Kein realer Pumpspeicherkraftwerkszyklus erreicht die durch die grundlegende Gleichung der potenziellen Energie suggerierte ideale Energieumwandlung. Energie geht in mehreren Phasen des Pump-Generator-Zyklus verloren, und das Verständnis dieser Verluste ist entscheidend für das Verständnis sowohl der Anlagenauslegung als auch der realistischen Leistungsgrenzen der Technologie.
- Die größte Verlustkategorie ist die Flüssigkeitsreibung, die entsteht, wenn Wasser durch Druckleitungen, Tunnel und die internen Kanäle der Pumpturbine selbst fließt. Die Reibungsverluste skalieren quadratisch mit der Strömungsgeschwindigkeit, d. h. eine Verdopplung des Durchflusses durch ein gegebenes Rohr führt zu einer etwa vierfachen Vervierfachung der Reibungsverluste. Druck Verluste sind ein Grund dafür, dass Wasserstraßenplaner Tunnel und Druckrohrleitungen mit größerem Durchmesser bevorzugen, obwohl deren Aushub oder Herstellung teurer ist. Die über Jahrzehnte vermiedenen Energieverluste rechtfertigen in der Regel die höheren Investitionskosten. Reibungsverluste treten sowohl in Förder- als auch in Erzeugungsrichtung auf und reduzieren somit den Wirkungsgrad gleich doppelt: Zum einen, weil die Anlage mehr leisten muss als theoretisch nötig, um das Wasser bergauf zu befördern, und zum anderen, weil ein Teil der potenziellen Energie des Wassers auf dem Rückweg als Wärme verloren geht, anstatt in Elektrizität umgewandelt zu werden.
- Eine zweite Verlustkategorie entsteht innerhalb der elektromechanischen Umwandlungskette selbst: hydraulische Verluste im Pumpenturbinenlaufrad (wo die Schaufelgeometrie nicht in allen Betriebspunkten optimal an die Strömungsbedingungen angepasst werden kann), mechanische Verluste in Lagern und Dichtungen sowie elektrische Verluste in den Generator-Motorwicklungen, Transformatoren und zugehörigen Schaltanlagen. Diese Verluste sind zwar im Verhältnis zu den Reibungsverlusten im Wasser in gut konzipierten modernen Anlagen typischerweise geringer, aber dennoch signifikant, insbesondere weil dieselbe Maschine in zwei sehr unterschiedlichen Betriebsarten (Pumpen und Erzeugen) mit unterschiedlichen optimalen Schaufelwinkeln und Strömungscharakteristiken effizient arbeiten muss.
- Eine dritte, kleinere Verlustkategorie ist die Verdunstung von den offenen Oberflächen des Reservoirs. Dabei geht das Arbeitsmedium selbst verloren, nicht das Energieumwandlungsvermögen im herkömmlichen Sinne. Dennoch reduziert die Verdunstung die für zukünftige Zyklen verfügbare Nettoenergie und erfordert die regelmäßige Zugabe von Ergänzungswasser. Dieser Verlust ist stark standort- und klimaabhängig und reicht von vernachlässigbar in kühlen, feuchten Klimazonen bis hin zu einem ernsthaften betrieblichen und ökologischen Problem in ariden Regionen. Dieses Thema wird in einem späteren Kapitel näher erläutert.
Rundreiseeffizienz (RTE)
Die kumulative Wirkung all dieser Verluste wird im Wirkungsgrad des gesamten Pumpspeicherkraftwerks erfasst, oft kurz als „Wire-to-Water-to-Wire“-Wirkungsgrad bezeichnet. Dieser Wert gibt den Anteil der elektrischen Energie an, die während des Pumpvorgangs aus dem Netz entnommen und später wieder ins Netz eingespeist wird. Moderne, gut konzipierte Pumpspeicherkraftwerke erreichen typischerweise Wirkungsgrade zwischen 70 und 85 Prozent. Die modernsten Anlagen mit variabler Drehzahl und fortschrittlichen reversiblen Pumpturbinen liegen im oberen Bereich dieses Spektrums, während ältere Anlagen mit fester Drehzahl oder weniger optimal gelegene Anlagen eher im unteren Bereich liegen.
Diese Spanne positioniert Pumpspeicherkraftwerke als weitgehend konkurrenzfähig mit, wenngleich sie im Allgemeinen etwas niedrigeren Wirkungsgrad aufweisen als moderne Lithium-Ionen-Batteriesysteme, deren Wirkungsgrad auf Zellebene oft zwischen 85 und 95 Prozent liegt (der Systemwirkungsgrad, einschließlich Wechselrichter- und Wärmemanagementverlusten, ist etwas geringer). Der Vergleich beschränkt sich jedoch nicht allein auf den Wirkungsgrad:
- Pumpspeicherkraftwerke können diese Effizienz über einen Betriebszeitraum aufrechterhalten. Lebensdauer Bei der zivilen Infrastruktur werden die Lebensdauern in Jahrzehnten gemessen, oft 50 bis 100 Jahre, wobei die elektromechanischen Komponenten regelmäßig überholt werden. Batteriesysteme hingegen erfahren einen allmählichen Kapazitäts- und Effizienzverlust über eine viel kürzere Lebensdauer, die typischerweise in Tausenden von Zyklen oder 10 bis 20 Jahren gemessen wird, bevor ein signifikanter Kapazitätsverlust einen Austausch erforderlich macht.
- Und Pumpspeicherkraftwerke können die Energie (d. h. das Wasser) nahezu unbegrenzt speichern.
Tipp: Bei der Bewertung des veröffentlichten Wirkungsgrades einer Anlage sollte man stets prüfen, ob dieser am Auslegungsdurchflusspunkt angegeben oder über den gesamten Betriebsbereich gemittelt wurde, da Pumpturbinen bei Teillast einen deutlichen Wirkungsgradverlust erleiden; eine Anlage, die bei Volllast einen Wirkungsgrad von 80 Prozent aufweist, kann bei einem Betrieb mit 40 Prozent des Nenndurchflusses eher 70 Prozent erreichen, was für Anlagen, die zunehmend an die variable Erzeugung erneuerbarer Energien angepasst werden müssen, anstatt an einem festen Auslegungspunkt zu laufen, von erheblicher Bedeutung ist.
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Häufig gestellte Fragen
Wie funktioniert Pumpspeicherkraftwerke eigentlich?
Bei geringem Strombedarf oder Überschuss an Strom wird Wasser von einem tiefer gelegenen in ein höher gelegenes Becken gepumpt und dort als Gravitationspotenzial gespeichert. Wird Strom benötigt, fließt dasselbe Wasser durch Turbinen wieder bergab und wandelt seine potenzielle Energie in Strom um. In den meisten modernen Kraftwerken übernimmt eine einzige reversible Pumpturbine beide Drehrichtungen, anstatt zwei separate Maschinen zu verwenden.
Wie effizient ist ein Pumpspeicherkraftwerk im Vergleich zu Batterien?
Ein Pumpspeicherkraftwerk liefert typischerweise 70 bis 85 Prozent des während des Pumpvorgangs verbrauchten Stroms zurück, was etwas unter dem Wirkungsgrad von 85 bis 95 Prozent von Lithium-Ionen-Batterien auf Zellebene liegt. Dieser Unterschied verliert jedoch mit der Zeit an praktischer Bedeutung, da Pumpspeicherkraftwerke diesen Wirkungsgrad über 50 bis 100 Betriebsjahre beibehalten, während Batterien allmählich an Leistung verlieren und in der Regel bereits nach 10 bis 20 Jahren vollständig ausgetauscht werden müssen.
Warum kann man Pumpspeicherkraftwerke nicht überall bauen?
Im Gegensatz zu Batterien, die nahezu überall mit Netzanschluss installiert werden können, benötigt ein Pumpspeicherkraftwerk zwei Speicherbecken mit erheblichem Höhenunterschied, stabile geologische Bedingungen, die Dämme und Tunnel tragen können, sowie eine zuverlässige Wasserversorgung für die Erstbefüllung und die laufende Nachspeisung. Aufgrund dieser geografischen Anforderungen eignen sich weltweit nur wenige Standorte für neue Projekte.
Wie lange dauert der Bau eines Pumpspeicherkraftwerks?
Von ersten Machbarkeitsstudien über die Umweltgenehmigung und die detaillierte Planung bis hin zum Bau von Dämmen, Tunneln und Kraftwerken dauert ein typisches Projekt fünf bis zehn Jahre oder länger, bis es den kommerziellen Betrieb aufnimmt. Dieser lange Zeitraum steht im deutlichen Gegensatz zu Batterieprojekten, die oft in weniger als zwei Jahren von der Planung bis zur Inbetriebnahme realisiert werden können.
Ist ein Pumpspeicherkraftwerk besser als ein Batteriespeicher?
Anstatt dass eine Technologie kategorisch überlegen wäre, eignet sich jede für unterschiedliche Netzanforderungen. Pumpspeicherkraftwerke zeichnen sich durch die kontinuierliche Bereitstellung großer Strommengen über viele Stunden mit außergewöhnlicher Langzeitstabilität und netzstabilisierenden Eigenschaften aus, während Batterien in Millisekunden reagieren und deutlich einfacher zu installieren sind, wodurch sie sich besser für kurzzeitige Anwendungen mit schnellen Reaktionszeiten eignen.
Wie lange kann ein Pumpspeicherkraftwerk Energie speichern?
Die Dauer der Abgabe hängt davon ab, wie viel Wasser die Speicherbecken eines Kraftwerks im Verhältnis zu seiner Erzeugungskapazität fassen können. Die meisten Anlagen sind jedoch so ausgelegt, dass sie die volle Leistung für vier bis zwölf Stunden aufrechterhalten können. Besonders große Speicherbecken können diesen Zeitraum verlängern und so die Stromerzeugung über mehrere Tage ermöglichen, bevor sie wieder aufgefüllt werden müssen.
Hat die Pumpspeicherung Umweltauswirkungen?
Ja, insbesondere an Standorten, die mit natürlichen Flüssen verbunden sind, wo die Auswirkungen unter anderem die Fischwanderung beeinträchtigen, den Sedimenttransport verändern und die natürlichen Strömungsmuster schwächen können, von denen die Ökosysteme flussabwärts abhängen. In heißen oder trockenen Klimazonen verdunstet zudem Wasser in Stauseen, was einer der Gründe dafür ist, dass Projektentwickler zunehmend geschlossene, von natürlichen Wasserläufen isolierte Systeme bevorzugen.
Welchen Nutzen hat die Pumpspeicherung für das Stromnetz, abgesehen von der Energiespeicherung?
Neben der reinen Speicherung und Abgabe von Strom gleicht der große, rotierende Generator im Herzen eines Wasserkraftwerks auf natürliche Weise plötzliche Netzfrequenzschwankungen aus, kann zur Stabilisierung des lokalen Spannungsniveaus ohne Wasserbewegung betrieben werden und sogar ein nach einem großflächigen Stromausfall vollständig stromloses Netz wieder in Betrieb nehmen. Die meisten Batteriesysteme können diese stabilisierenden Funktionen nur teilweise nachbilden, da ihnen die gleiche rotierende Masse fehlt.
Warum ist Pumpspeicherkraft historisch gesehen mit Kernenergie verbunden?
Kernreaktoren arbeiten am effizientesten und sichersten, wenn sie kontinuierlich mit konstanter Leistung betrieben werden, da das Hoch- und Herunterfahren sowohl mechanisch belastend als auch wirtschaftlich ineffizient ist. Pumpspeicherkraftwerke wurden speziell neben Kernkraftwerken errichtet, um den über Nacht erzeugten Stromüberschuss aufzunehmen und diese gespeicherte Energie dann während der morgendlichen und abendlichen Bedarfsspitzen wieder abzugeben, die die Kernenergie allein nicht decken kann.
Was ist ein Meerwasser- oder ein unterirdisches Pumpspeicherkraftwerk?
Hierbei handelt es sich um neuere Standortkonfigurationen, die die traditionellen geografischen Grenzen von Pumpspeicherkraftwerken überwinden sollen. Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerke nutzen das Meer selbst als unteren Speicher und erschließen so Küsten- und Inselstandorte, denen es an geeigneter Topografie im Landesinneren mangelt. Untertage-Pumpspeicherkraftwerke hingegen nutzen stillgelegte Bergwerke oder ausgegrabene Kavernen als unteren Speicher und ermöglichen so den Bau von Projekten in flacheren Regionen, ohne dass große Flächen benötigt werden.
Glossar der verwendeten Begriffe
Advanced Encryption Standard (AES): Ein vom US-amerikanischen National Institute of Standards and Technology entwickelter Algorithmus zur symmetrischen Schlüsselverschlüsselung, der Blockchiffren mit Schlüsselgrößen von 128, 192 oder 256 Bit verwendet und für die Sicherung elektronischer Daten durch Substitutions- und Permutationsprozesse konzipiert ist.
Compressed-Air-Energy Storage (CAES): Ein System, das Energie speichert, indem es Luft in unterirdischen Kavernen oder Behältern komprimiert und diese bei Bedarf freisetzt, um Turbinen zur Stromerzeugung anzutreiben, wodurch Angebot und Nachfrage in Stromnetzen effektiv ausgeglichen werden.
Computer-Aided Engineering (CAE): Eine Reihe von Softwaretools, die bei technischen Analyse- und Designprozessen helfen und Simulationen, Optimierungen und Validierungen der Produktleistung durch numerische Methoden und Modellierungstechniken ermöglichen.
Pumped Hydroelectric Energy Storage (PHES): Eine Methode zur Energiespeicherung, bei der überschüssiger Strom genutzt wird, um Wasser auf eine höhere Ebene zu pumpen, das dann bei steigendem Bedarf zur Stromerzeugung durch Turbinen freigesetzt wird.
Pumped-Storage Hydroelectricity (PSH): Eine Methode zur Energiespeicherung, bei der überschüssiger Strom genutzt wird, um Wasser auf eine höhere Ebene zu pumpen, das dann bei Spitzenbedarf wieder freigesetzt werden kann, um Strom zu erzeugen, indem das Wasser durch Turbinen zurückfließt.
Uninterruptible Power Supply (UPS): Ein Gerät, das angeschlossene Geräte bei einem Stromausfall mit Notstrom versorgt, einen kontinuierlichen Betrieb gewährleistet und vor Spannungsschwankungen schützt. Es umfasst in der Regel eine Batterie, einen Wechselrichter und ein Ladesystem, um die Stromversorgung und Stabilität aufrechtzuerhalten.
