Pumpspeicherkraftwerke: Technik und Zukunft der Gravitationsenergiespeicherung

Pumpspeicherkraftwerk Wasserkraft stores electrical energy by moving water uphill and recovering it later through turbines on the way back down. It is the oldest grid-scale storage technology in commercial use, with roots in 1890s Alpine Europe, and it remains the largest by installed capacity even as battery deployment grows rapidly worldwide. The technology scaled globally in the mid-twentieth century to balance inflexible nuclear baseload generation, and over the past two decades its function has shifted toward absorbing the variability of wind and solar output, a role that depends on the same core physics: gravitational potential energy converted to and from electricity through a reversible pump-turbine.

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.
  Its physics are simple, but its footprint is enormous. Energy storage scales with mass, gravity, and height ([Latex]E = \eta , m , g , h[/latex]), but because water has such low energy density compared to chemical batteries, PSH needs reservoirs measured in millions of cubic meters to store what a battery could hold in a warehouse.
• 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 hält 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

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. Die Analogie ist zwar nützlich, aber nicht perfekt: Eine Wasserbatterie degradiert nicht chemisch über Tausende von Zyklen hinweg wie eine chemische Batterie. Lithium-Ionen cell does, but it is bound by geography, the availability of suitable terrain and water rights, and a vastly larger physical footprint and construction timeline. Where a battery factory can be built in two years, a pumped-storage scheme can take a decade or more from initial site studies to commissioning. This trade-off between deployment speed and asset Langlebigkeit is central to understanding PSH’s role in modern grids.

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:

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:

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, bezogen auf das Speichervolumen, ist Pumpspeicherkraftwerk auffallend energiearm. Ein typisches Lithium-Ionen-Batterie Das System kann mehrere hundert Wattstunden pro Liter Zellvolumen speichern, wohingegen ein Kubikmeter (1.000 Liter) Wasser, das 500 Meter hochgepumpt wird, selbst bei einem großzügig angenommenen 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.

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.

Low-head systems, typically found on rivers or in flatter terrain with elevation differences of less than 30 to 50 meters, muss move enormous volumes of water to achieve meaningful power output, since the head term contributes comparatively little. This drives the use of large-diameter, slower-spinning axial-flow turbines, most commonly Kaplan-type units adapted for reversible pump-turbine operation, or in some very low-head applications, bulb-type turbines. Low-head plants tend to have larger physical footprints for their waterways and powerhouses relative to their power output, but they can be sited in regions without dramatic mountain topography, broadening the geographic range of viable PSH development. Between these two extremes, medium-head sites, generally in the range of 50 to 150 meters, often use Francis-type machines as well, though the specific runner geometry is tuned differently than for high-head applications to balance efficiency across the flow range the plant is expected to operate within.

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.

Engineers who document this equation in reports often typeset it with LaTeX, and a LaTeX cheat sheet shows how to write the fractions, Greek letters and subscripts of the efficiency formula, while a LaTeX math cheat sheet covers the rest of the notation.

1. 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.
2. 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.
3. 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.

Netzintegration und synchrone Dienste

Neben der Speicherung und Abgabe von Energie erfüllen Pumpspeicherkraftwerke eine zweite, ebenso wichtige Funktion: die Gewährleistung der Stabilität des Stromnetzes von Sekunde zu Sekunde. Dies beruht auf der physikalischen Beschaffenheit der Anlagen und nicht auf dem Wasser in den Speichern. Ein großer Synchronmotor-Generator, der mit Netzfrequenz läuft, verhält sich wie ein SchwungradSie widersteht automatisch plötzlichen Frequenzstörungen und kann Blindleistung zur Spannungsstützung liefern oder ein zusammengebrochenes Netz von Grund auf neu starten, unabhängig davon, ob das Kraftwerk in diesem Moment aktiv pumpt oder erzeugt.

Dieses Kapitel untersucht vier verschiedene Netzdienstleistungen, die Pumpspeicherkraftwerke erbringen:

1. die passive Trägheitsstabilisierung, die automatisch durch die rotierende Masse erreicht wird,
2. die aktive Frequenzregelung durch schnell reagierende Regelsysteme,
3. die Spannungsstützung durch Synchrongeneratorbetrieb ohne jegliche Wasserbewegung,
4. und die Schwarzstartfähigkeit, die PSH zu einer der wenigen Technologien macht, die in der Lage sind, ein vollständig stromloses Stromnetz wieder in Betrieb zu nehmen.

Da Wind- und Solarenergie, die über Wechselrichter statt über rotierende Maschinen angebunden sind, die konventionelle Synchronerzeugung verdrängen, haben sich diese Dienstleistungen von einem sekundären Vorteil von PSH-Anlagen zu einem der Hauptgründe entwickelt, warum Netzbetreiber sie schätzen.

Physikalische Rotationsmasse Einer der betrieblich wichtigsten und oft unterschätzten Beiträge von Pumpspeicherkraftwerken zur Netzstabilität hat nichts mit der in ihren Speichern gespeicherten Energie zu tun: Es ist die physikalische Rotationsenergie ihrer großen Synchronmotor-Generatoren. Der Rotor eines Pumpspeicherkraftwerks, typischerweise eine Stahl-Kupfer-Konstruktion mit einem Gewicht von vielen Tonnen, die sich mit einem festen Vielfachen der Netzfrequenz dreht, speichert Rotationsenergie, die direkt proportional zu seinem Trägheitsmoment und dem Quadrat seiner Drehzahl ist. Diese gespeicherte kinetische Energie ist wichtig, denn im Falle eines plötzlichen Ungleichgewichts zwischen Stromangebot und -nachfrage im Netz, wie beispielsweise dem unerwarteten Ausfall eines großen Generators oder einem plötzlichen Nachfrageanstieg, beginnt die Netzfrequenz innerhalb von Sekundenbruchteilen von ihrem Nennwert (50 oder 60 Hertz) abzuweichen, lange bevor ein Steuerungssystem oder ein automatisierter Reaktionsmechanismus reagieren kann. rotierende Massen Anlagen, die synchron mit dem Stromnetz verbunden sind, wie beispielsweise Pumpspeicherkraftwerke, widerstehen dieser Frequenzänderung instinktiv durch einfache Newtonsche Physik: Sinkt die Netzfrequenz, gibt die rotierende Masse jeder synchron verbundenen Maschine naturgemäß einen Teil ihrer kinetischen Energie ab, um den Frequenzabfall zu verlangsamen, die Geschwindigkeit der Frequenzänderung zu verringern und den automatischen und manuellen Steuerungssystemen entscheidende Zeit zum Reagieren zu verschaffen. Dieser Trägheitsbeitrag ist zunehmend bedeutsam geworden, da die Stromnetze große Mengen an Wind- und Solarenergie erhalten haben, die größtenteils über leistungselektronische Wechselrichter und nicht über direkt gekoppelte rotierende Maschinen an das Netz angeschlossen ist und daher vergleichsweise wenig natürliche Trägheit beiträgt. Netzbetreiber in Regionen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien, wie Irland, Großbritannien, Südaustralien und Teilen der Vereinigten Staaten, haben die abnehmende Systemträgheit als ein echtes Betriebsrisiko identifiziert, da Netze mit geringerer Trägheit nach einer Störung schnellere und größere Frequenzschwankungen aufweisen, was das Risiko von Kaskadenausfällen von Geräten oder, im Extremfall, von systemweiten Stromausfällen erhöht.

Frequenzregelung Neben dem passiven, physikalisch bedingten Beitrag der Rotationsmasse leisten Pumpspeicherkraftwerke auch aktive Frequenzregelungsdienste. Dabei passen die Steuerungssysteme der Anlage die Leistungsabgabe (oder den Pumpenergieverbrauch) gezielt an gemessene Abweichungen der Netzfrequenz an. Diese Dienste werden üblicherweise in primäre und sekundäre Regelungskategorien unterteilt, wobei die genaue Terminologie und die zeitlichen Anforderungen je nach Netzbetreiber und Regulierungsregion variieren. Die primäre Frequenzregelung bezeichnet die automatische, schnelle Anpassung der Leistung einer Generatoreinheit. Diese wird von einem lokalen Regelsystem gesteuert, das die Netzfrequenz kontinuierlich überwacht und innerhalb von Sekunden nach Erkennung einer Abweichung die Turbinenleitschaufelstellung oder die Pumpenlast anpasst – ohne dass Anweisungen von einer zentralen Netzleitstelle erforderlich sind. Die Frequenzregelung ist typischerweise proportional zur Größe der Frequenzabweichung und ist so ausgelegt, dass sie innerhalb der ersten Sekunden nach einer Störung wirkt. Sie ergänzt und verlängert die oben beschriebene, kurzzeitige, rein physikalische Stabilisierungswirkung der Rotationsmasse. Die sekundäre Frequenzregelung, die manchmal auch als automatische Erzeugungsregelung oder Lastfrequenzregelung bezeichnet wird, arbeitet auf einer langsameren Zeitskala, typischerweise im Bereich von zehn Sekunden bis wenigen Minuten, und wird zentraler koordiniert, um die Netzfrequenz vollständig auf ihren Nennwert zurückzubringen und das gewünschte Gleichgewicht der Leistungsflüsse zwischen den Regionen wiederherzustellen, nachdem die primäre Regelung die anfängliche Frequenzabweichung gestoppt hat.

Spannungsstützung und Blindleistung Pumped-storage plants can also provide grid voltage support through reactive power management, a service that, notably, can be delivered without any net movement of water at all. Electrical power flowing through an alternating current grid has two components: real power, measured in watts, which performs useful work such as lighting a building or running a motor, and reactive power, measured in volt-amperes reactive (VAR), which does not perform useful work directly but is essential to maintaining the correct voltage levels throughout the transmission and distribution network. Reactive power demand on a grid arises from the inductive and capacitive characteristics of transmission lines, transformers, and many types of load equipment, and an imbalance in reactive power supply and demand causes voltage levels to drift outside acceptable operating ranges, risking equipment damage or instability. Der Synchronmotor-Generator eines Pumpspeicherkraftwerks kann im sogenannten Synchrongeneratorbetrieb betrieben werden. Dabei dreht sich die Maschine weiter und ist elektrisch mit dem Netz verbunden. Sie nimmt Blindleistung auf oder liefert sie, um die lokale Spannung aufrechtzuerhalten, und verbraucht dabei nur die geringe Menge an Wirkleistung, die zum Überwinden von Reibungs- und anderen Verlusten beim Weiterdrehen des Rotors benötigt wird. Es wird kein Wasser durch das hydraulische System gepumpt oder erzeugt. Diese Fähigkeit ist besonders wertvoll für Pumpspeicherkraftwerke an strategisch wichtigen Punkten im Übertragungsnetz, da sie dem Kraftwerk eine kontinuierliche Netzstützung rund um die Uhr ermöglicht, ohne den Speicher zu entleeren oder die primäre Energiearbitragefunktion des Kraftwerks zu beeinträchtigen. Netzbetreiber erhalten so quasi eine kostenlose zusätzliche Leistung aus der Infrastruktur, die sonst in den Schwachlastzeiten ungenutzt bliebe, wenn das Kraftwerk nicht pumpt oder erzeugt.

Schwarzstartfähigkeit Die vielleicht wichtigste Rolle, die Pumpspeicherkraftwerke im Netzdienstleistungssektor spielen können, ist ihre Fähigkeit zum Schwarzstart: Die Fähigkeit, einen Teil des Stromnetzes nach einem vollständigen Systemzusammenbruch oder Stromausfall wieder in Betrieb zu nehmen und mit Energie zu versorgen, wenn an keiner Stelle im Netz eine externe Stromquelle zur Verfügung steht, um den Wiederherstellungsprozess einzuleiten. Dies ist eine besonders anspruchsvolle Anforderung, da die meisten Erzeugungsarten, einschließlich der meisten Wärmekraftwerke, eine eigene externe Stromversorgung benötigen (für Komponenten wie Kühlpumpen, Steuerungssysteme, Brennstoffförderanlagen und Anlaufmotoren), bevor sie mit der Stromerzeugung beginnen können. Dies führt bei einem vollständigen Systemausfall zu einem Henne-Ei-Problem. Pumpspeicherkraftwerke gehören zu den wenigen Erzeugungstechnologien, die einen Schwarzstart ermöglichen. Eine Anlage mit Wasser im oberen Speicherbecken kann die Stromerzeugung mit lokal gespeicherter Energie (z. B. in Form von Kraftwerksbatterien oder kleinen Dieselgeneratoren) starten, um ihre grundlegenden Steuerungs- und Hilfssysteme zu betreiben – ohne Anschluss an ein externes Stromnetz. Der technische Ablauf eines Schwarzstarts umfasst typischerweise folgende Schritte: Zunächst werden die entsprechenden Schieber und Ventile mithilfe dieser lokalen Hilfsenergiequellen geöffnet und die grundlegenden Steuerungssysteme der Anlage in Betrieb genommen. Anschließend werden die Leitschaufeln geöffnet, sodass Wasser durch das Turbinenlaufrad fließen kann. Die Anlage erreicht im Inselbetrieb (d. h. elektrisch isoliert, versorgt nur ihre unmittelbaren lokalen Hilfsverbraucher und gegebenenfalls einen kleinen Anlaufstrom der nahegelegenen Übertragungsinfrastruktur) die Synchrondrehzahl. Danach wird der netzgekoppelte Bereich des Netzes schrittweise von dieser anfänglichen Insel aus erweitert.

Hydrologisches und Umweltmanagement

Geschlossene Regelkreise vs. offene Regelkreise

Pumpspeicherkraftwerke werden im Allgemeinen anhand ihrer Beziehung zu natürlichen Gewässern in zwei hydrologische Hauptkategorien eingeteilt. Geschlossene oder „flussunabhängige“ Systeme sind so konzipiert, dass sowohl der obere als auch der untere Speicher hydrologisch von natürlichen Flüssen, Bächen oder anderen kontinuierlich fließenden Gewässern isoliert sind. Sie befinden sich typischerweise in erhöhtem Gelände abseits natürlicher Entwässerungssysteme und werden anfänglich mit Grundwasser, einem nahegelegenen Fluss oder einer anderen Wasserquelle befüllt. Danach arbeiten sie als weitgehend autarker Kreislauf mit minimaler Wechselwirkung mit natürlichen aquatischen Ökosystemen. Offener Regelkreis Systeme hingegen verfügen über mindestens einen Speicher, in der Regel den unteren Speicher, der direkt mit einem natürlichen Fluss oder einem anderen Wasserlauf verbunden ist, wobei das Wasser kontinuierlich oder periodisch zwischen dem Pumpspeichersystem und dem natürlichen Wasserlauf ausgetauscht wird.

Diese Unterscheidung hat erhebliche umwelt- und aufsichtsrechtliche Konsequenzen.

• Geschlossene Kreislaufsysteme unterliegen im Allgemeinen einem wesentlich einfacheren Genehmigungs- und laufenden Regulierungsprozess, da sie viele der direkten ökologischen Wechselwirkungen vermeiden, wie z. B. Fischwanderung, Störung des Sedimenttransports und veränderte Abflussregime flussabwärts, die auftreten, wenn ein Projekt direkt mit einem lebenden Flusssystem verbunden wird.
• Offene Kreislaufsysteme bieten zwar mitunter Standortvorteile wie eine zuverlässigere Wasserverfügbarkeit oder die Nähe zu bestehender Infrastruktur, erfordern aber im Allgemeinen eine umfassendere Umweltverträglichkeitsprüfung sowie fortlaufende Überwachungs- und Minderungsmaßnahmen, um Bedenken wie das Einschleppen von Fischen in Pumpen- und Turbineneinlässe, Veränderungen der natürlichen Abflussvariabilität, von der nachgelagerte Ökosysteme abhängen können, und Veränderungen der Wasserqualität im angeschlossenen Flusssystem zu berücksichtigen.

Diese Unterscheidung ist bei der Standortwahl für neue Pumpspeicherkraftwerke zunehmend wichtig geworden. Geschlossene, flussabwärts gelegene Anlagen werden oft in Gebieten mit strengen Schutzbestimmungen für Flussökosysteme bevorzugt, selbst wenn dies eine umfangreichere Pipeline- oder Tunnelinfrastruktur erfordert, um den Standort mit einer externen Wasserquelle für die Erstbefüllung und das Nachfüllen von Wasser zu verbinden.

Verdunstungsminderung

Die Verdunstung von Wasser über die offene Oberfläche von Pumpspeicherkraftwerken stellt sowohl ein betriebliches Problem dar (da das verlorene Wasser, wie in Kapitel 1 erläutert, durch Nachfüllwasser ersetzt werden muss, um die Speicherkapazität des Systems aufrechtzuerhalten) als auch, in wasserarmen Regionen, ein umfassenderes ökologisches und soziales Problem angesichts der konkurrierenden Ansprüche an die begrenzten Süßwasserressourcen durch Landwirtschaft, Trinkwasserversorgung und andere Nutzungen. Die Verdunstungsraten hängen stark vom lokalen Klima ab: In ariden und semiariden Regionen sind die Verdunstungsverluste deutlich höher als in kühleren, feuchteren Klimazonen und können in besonders anspruchsvollen Klimazonen einen erheblichen Anteil des gesamten Wasserverlusts im Speicher ausmachen.

Zur Minderung von Verdunstungsverlusten in Pumpspeicherkraftwerken in ariden Klimazonen wurden verschiedene technische Ansätze entwickelt oder vorgeschlagen. Schwimmende Abdeckungssysteme, darunter schwimmende Photovoltaikanlagen (die im Kapitel über Hybrid-Energieparks näher erläutert werden) oder spezielle schwimmende Beschattungsstrukturen, können die der Sonne und dem Wind – den beiden Hauptursachen der Verdunstung – direkt ausgesetzte Wasseroberfläche erheblich reduzieren. Auch die Gestaltung des Speichers, beispielsweise die Bevorzugung tieferer Speicher mit kleinerer Oberfläche bei gleichem Speichervolumen gegenüber flacheren, weitläufigeren Bauweisen, kann das Verhältnis von Oberfläche zu Volumen und damit die Verdunstungsverluste verringern. An Standorten mit besonders begrenzter Wasserverfügbarkeit haben einige Projektentwickler die Nutzung unterirdischer oder teilweise geschlossener Speicherkonfigurationen untersucht, um die Verdunstung gezielt zu minimieren. Dieser Ansatz überschneidet sich weitgehend mit den im folgenden Kapitel beschriebenen unterirdischen Pumpspeicherkonzepten.

PSH Zukunft & Hybridisierung

Unterirdisches PSH (UPSH)

Eines der am intensivsten erforschten Gebiete im Bereich der Pumpspeicherkraftwerke ist die unterirdische Pumpspeicherung. Hierbei befindet sich das untere Speicherbecken nicht an der Oberfläche, sondern in einem stillgelegten Bergwerk, einer künstlichen Salzkaverne oder einem anderen tiefen geologischen Hohlraum, während das obere Speicherbecken typischerweise an oder nahe der Oberfläche liegt. Diese Bauweise löst eines der größten Probleme konventioneller Pumpspeicherkraftwerke: die Notwendigkeit zweier geografisch geeigneter Speicherstandorte mit erheblichem Höhenunterschied. Diese Anforderung schränkt die Anzahl geeigneter Standorte in vielen dicht besiedelten oder topografisch flachen Regionen stark ein.

Durch die Nutzung eines tiefen unterirdischen Hohlraums als unteres Speicherbecken können unterirdische Pumpspeicherkraftwerke sehr hohe Förderhöhen erreichen, die in einigen vorgeschlagenen Konfigurationen die mit natürlicher Oberflächentopografie allein erreichbaren Werte übertreffen. Gleichzeitig wird die benötigte Fläche im Vergleich zu einer herkömmlichen Konfiguration mit zwei Oberflächenspeichern drastisch reduziert. Stillgelegte Bergwerke stellen in vielen Regionen eine besonders attraktive Option für diesen Ansatz dar, da sie oft bereits über einen Großteil der benötigten unterirdischen Aushub- und Schachtinfrastruktur verfügen. Dies kann die Baukosten im Vergleich zu eigens dafür errichteten unterirdischen Kavernen potenziell senken und bietet gleichzeitig eine sinnvolle Nachnutzung für Industriegelände, die nach dem Ende des Bergbaubetriebs andernfalls ungenutzt bleiben würden. In dieser neuen Kategorie bestehen jedoch weiterhin erhebliche technische Herausforderungen. Dazu gehören die Gewährleistung der langfristigen strukturellen Stabilität des unterirdischen Hohlraums unter der zyklischen Druckbelastung des Pumpspeicherbetriebs, die Steuerung der Wechselwirkungen mit dem Grundwasser sowie die Bewältigung der praktischen Herausforderungen bei der Installation und Wartung großer elektromechanischer Anlagen in großer Tiefe.

Meerwasser PSH

Eine weitere innovative Konfiguration nutzt das Meer selbst als unteren Speicher, ein Konzept, das gemeinhin als Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerk bezeichnet wird. Dieser Ansatz bietet ein potenziell erhebliches Erweiterungspotenzial für nutzbare Pumpspeicherkraftwerksstandorte, insbesondere für Küsten- und Inselregionen mit begrenzter Binnentopographie, die für herkömmliche Doppelspeicherkraftwerke mit Süßwasser geeignet ist. Denn es genügt, einen einzigen erhöhten oberen Speicherstandort in Küstennähe zu finden, wobei das Meer als praktisch unbegrenzter und bereits vorhandener unterer Speicher dient.

Additionally to the geographic challenge -mountain directly on the coast-, the principal engineering challenge specific to seawater pumped-storage is materials science: every component of the system that comes into contact with seawater, including pump-turbine runners, penstocks, valves, and any submerged structural elements, must be specifically engineered to resist the highly corrosive effects of saltwater over the multi-decade operational lifespan expected of pumped-storage infrastructure, typically requiring specialized corrosion-resistant alloys, protective coatings, oder kathodischer Schutz Systeme, die deutlich robuster sind als jene, die für Süßwasseranwendungen benötigt werden. Eine weitere wesentliche Herausforderung ist Biofouling, die Ansammlung von Meeresorganismen wie Seepocken, Muscheln und Algen auf Unterwasserflächen und in Einlaufbauwerken. Dies kann die hydraulische Effizienz verringern, den Wartungsaufwand erhöhen und in schweren Fällen Durchflusswege teilweise blockieren. Daher sind spezielle Biofouling-Management-Strategien erforderlich, wie z. B. regelmäßige mechanische Reinigung, spezielle Antifouling-Beschichtungen oder die chemische Behandlung des Einlaufwassers. All dies erhöht die betriebliche Komplexität und die Kosten im Vergleich zu einer herkömmlichen Süßwasseranlage.

Hybrid-Energieparks

A growing trend in pumped-storage development involves the deliberate co-location of PSH facilities with other renewable generation technologies, most commonly floating solar photovoltaic (F-PV) installations placed directly on the surface of the reservoirs, or onshore wind farms sited near the PSH facility, creating an integrated hybrid energy park that shares transmission infrastructure and, in the case of floating solar, can deliver meaningful secondary benefits to the pumped-storage operation itself.

Schwimmende Solarpaneele auf der Oberfläche eines Pumpspeicherkraftwerks können, wie im nächsten Kapitel erläutert, die Verdunstungsverluste erheblich reduzieren, indem sie die Wasseroberfläche vor direkter Sonneneinstrahlung schützen. Gleichzeitig erzeugen sie zusätzlichen Strom, der entweder direkt für den Pumpbetrieb des Kraftwerks genutzt oder ins Stromnetz eingespeist werden kann. Dies alles ohne zusätzlichen Landerwerb über die bereits vom Pumpspeicherkraftwerk genutzte Fläche hinaus. Die gemeinsame Nutzung der Netzanschlussinfrastruktur, einschließlich Übertragungsleitungen, Umspannwerken und Netzanschlussrechten, die einen erheblichen Teil der Gesamtprojektkosten und der Entwicklungszeit ausmachen können, ermöglicht es diesen Hybridkonfigurationen, die Wirtschaftlichkeit sowohl der Speicher- als auch der Erzeugungskomponenten im Vergleich zur separaten Entwicklung an unterschiedlichen Standorten zu verbessern. Die gemeinsame Nutzung von Standorten mit Windparks bietet einen damit verbundenen, aber dennoch eigenständigen Vorteil: Da die Windenergieerzeugung oft nur schlecht mit der Solarenergieerzeugung und dem gesamten Strombedarf korreliert ist, ermöglicht die Integration von Windkraft und Pumpspeicherkraftwerken an einem einzigen Standort eine effizientere Nutzung der gemeinsamen Übertragungskapazität. Dabei nimmt das Pumpspeicherkraftwerk die Windenergie in Zeiten auf, in denen die Erzeugung die Kapazität der Übertragungsleitung für das übergeordnete Netz übersteigt, und gibt die gespeicherte Energie später wieder ab, wenn Übertragungskapazität verfügbar ist.

Kleinmodulare PSH

Ein weiteres zukunftsweisendes Feld ist die Entwicklung kleiner, modularer Pumpspeicherkraftwerke: standardisierte, werkseitig gefertigte, sofort einsatzbereite Systeme, die für den schnellen Einsatz in deutlich kleinerem Maßstab konzipiert sind als die traditionellen, großen, individuell geplanten und standortspezifischen Pumpspeicherkraftwerke, die die Technologie bisher dominiert haben. Während konventionelle Großprojekte im Bereich Pumpspeicherkraftwerke typischerweise jahrelange, maßgeschneiderte Tiefbauplanung erfordern, die auf die jeweilige Topografie, Geologie und Hydrologie jedes Standorts abgestimmt ist, zielen kleine, modulare Systeme darauf ab, einen Großteil der elektromechanischen Ausrüstung und sogar Teile der Speicher- oder Umhüllungskonstruktion in wiederholbare, vorgefertigte Module zu standardisieren. Diese Module können außerhalb des Standorts hergestellt und relativ schnell an verschiedenen Standorten montiert werden.

Vergleichende Analyse gegenüber anderen Speichertechnologien

Keine Speichertechnologie existiert isoliert, und ein umfassendes technisches Verständnis von Pumpspeicherkraftwerken erfordert deren direkten Vergleich mit den anderen wichtigen Kategorien von Energiespeichern im Netzmaßstab, die um dieselben Investitionsmittel und dieselbe Rolle in modernen Stromsystemen konkurrieren. Die wichtigsten Vergleichspunkte sind:

• Lithium-Ionen-Batteriespeichersysteme (BESS) sind mittlerweile die weltweit am schnellsten wachsende Speicherkategorie.
• Druckluft-Energiespeicher (CAES), eine mechanische Speichertechnologie, die einige konzeptionelle Ähnlichkeiten mit PSH aufweist.
• Flussbatterien, eine aufstrebende elektrochemische Technologie, die speziell für Anwendungen mit längerer Laufzeit entwickelt wurde.
• Wasserstoffbasierte Speicherung, bei der überschüssiger Strom in Wasserstoff umgewandelt wird, der später wieder in Strom oder für andere Zwecke genutzt werden kann.
• Schwungrad-Energiespeicher, eine rein mechanische, sehr kurzzeitige Technologie.

Jede dieser Technologien weist eine spezifische Kombination von Stärken und Schwächen in verschiedenen Dimensionen auf, darunter Dauer, Effizienz, Kosten, Lebensdauer, Standortflexibilität und Reaktionsgeschwindigkeit. Die nachfolgenden Tabellen ordnen diese Vergleiche nach den Kriterien, die für die Netzplanung und Investitionsentscheidungen in der Praxis am relevantesten sind.

Vergleich anhand technischer und betrieblicher Kriterien

Die nachfolgende Tabelle vergleicht Pumpspeicherkraftwerke mit den wichtigsten alternativen Speichertechnologien im Netzmaßstab anhand der technischen und betrieblichen Kriterien, die am häufigsten in formalen Netzplanungsstudien und Speicherbeschaffungsprozessen verwendet werden.

Vergleich nach ökonomischen Kriterien

Über die rein technischen Aspekte hinaus hängen Investitions- und Beschaffungsentscheidungen letztlich von wirtschaftlichen Vergleichen ab, von denen einige bereits in der LCOS-Diskussion in Kapitel 5 vorgestellt wurden, hier aber auf die gesamte Bandbreite alternativer Technologien ausgeweitet werden.

Vergleich nach Umwelt- und strategischen Kriterien

Abschließend werden die in früheren Kapiteln speziell für PSH behandelten Aspekte des ökologischen Fußabdrucks und der strategischen Ressourcen hier vergleichend für die gesamte Palette alternativer Technologien zusammengefasst.

Abschluss

Pumpspeicherkraftwerke nehmen in der modernen Energiespeicherlandschaft eine Sonderstellung ein: Sie sind gleichzeitig die älteste und ausgereifteste großtechnische Speichertechnologie im kommerziellen Einsatz und ein zunehmend dynamisches Feld für technische Innovationen. Grund dafür ist der Wandel von der vorhersehbaren, zweimal täglichen Energieerzeugung im Atomzeitalter hin zu den deutlich variableren, wetterabhängigen Ausgleichsanforderungen eines von erneuerbaren Energien dominierten Stromnetzes. Ihr physikalisches Grundprinzip, das sich in der einfachen Gleichung zwischen gespeicherter Energie, Masse, Schwerkraft und Höhe ausdrückt, ist seit den ersten Anlagen in den Alpen in den 1890er Jahren unverändert geblieben. Die technischen Details, die dieses Prinzip umgeben – von reversiblen Pumpturbinen und drehzahlvariablen Motorgeneratoren bis hin zu unterirdischen und Meerwasser-Konfigurationen – entwickeln sich jedoch stetig weiter, um neuen Betriebsanforderungen und Standortmöglichkeiten gerecht zu werden.

Der grundlegende Zielkonflikt dieser Technologie – eine extrem lange Betriebsdauer und ein sehr geringer Leistungsabfall pro Zyklus gegenüber hohen Investitionskosten, einer starken Abhängigkeit von geeigneten Standorten und langen Entwicklungszeiten – führt dazu, dass Pumpspeicherkraftwerke in den meisten Stromsystemen auf absehbare Zeit eher eine komplementäre als eine konkurrierende Rolle neben Batteriespeichern spielen werden. Jede Technologie eignet sich dabei am besten für die Anwendungsfälle, die ihren jeweiligen Stärken entsprechen. Angesichts der weltweit zunehmenden Herausforderungen für Netzbetreiber – sinkende Systemträgheit, volatilere Erzeugung erneuerbarer Energien und der Bedarf an kurz- und langfristigen Flexibilitätsressourcen – bleibt die Pumpspeicherkraft, die durch über ein Jahrhundert kontinuierlicher technischer Weiterentwicklung optimiert wurde, eine unverzichtbare, wenn auch geografisch eingeschränkte Säule des globalen Energiespeicherportfolios.

Verwandte Technologien

• Lithium-Ionen-Batterie-Energiespeicher (BESS): Die elektrochemische Speicherung bietet schnelle Reaktionszeiten und einen hohen Wirkungsgrad, jedoch eine kürzere Speicherdauer und Lebensdauer als PSH.
• Druckluftenergie Speicher (CAES): Speichert Energie, indem Luft in unterirdischen Kavernen komprimiert und später durch eine Turbine wieder ausgedehnt wird, um Strom zu erzeugen.
• Flussbatterien: Elektrochemische Speicherung mittels flüssiger Elektrolyte, die zwischen Tanks gepumpt werden, geeignet für Anwendungen mit längerer Laufzeit als Lithium-Ionen-Speicher.
• Wasserstoff-Energiespeicherung: Überschüssigen Strom wandelt man mittels Elektrolyse in Wasserstoff um, der später wieder in Strom umgewandelt wird; dies ist der aussichtsreichste Kandidat für die saisonale Speicherung.
• Schwungradenergie Lagerung: Speichert kinetische Energie in einem rotierenden Rotor und ermöglicht so eine sehr schnelle Reaktion innerhalb von Sekunden bis Minuten bei minimaler Dauer.
• Reversible Pumpturbine: Die zentrale elektromechanische Maschine ermöglicht es einer einzelnen Einheit, sowohl als Pumpe als auch als Turbine zu fungieren.
• Doppelt gespeiste Induktionsmaschine (DFIM): Drehzahlvariable Generator-Motor-Technologie, die die Drehzahl von der Netzfrequenz entkoppelt und so ein flexibles Pumpen ermöglicht.
• Ternäres System: Eine Architektur, die separate Pumpen- und Turbineneinheiten auf einer gemeinsamen Welle für eine nahezu sofortige Modusumschaltung kombiniert.
• Gitterträgheit: die stabilisierende kinetische Energie, die von großen rotierenden Maschinen wie PSH-Einheiten bei plötzlichen Frequenzstörungen bereitgestellt wird.
• Synchronkondensator: ein Betriebsmodus, in dem eine PSH-Einheit Blindleistung zur Spannungsstützung liefert oder aufnimmt, ohne dass Wasser bewegt wird.
• Schwarzstartfähigkeit: Die Fähigkeit, ein zusammengebrochenes Stromnetz ausschließlich mit lokal gespeicherter Energie wieder in Betrieb zu nehmen und neu zu starten, ist eine Dienstleistung, für die PSH bestens geeignet ist.
• Entenkurve: Das steile Nettonachfrageprofil, das durch eine hohe Solarstromdichte entsteht, ist ein wesentlicher Faktor für den modernen lastfolgenden Betrieb von Solar-Heimkraftwerken.
• Energiearbitrage: Sie profitieren von der Preisdifferenz zwischen Niedrigpreis- und Hochpreisphasen im Stromsektor, indem sie Strom pumpen, wenn er günstig ist, und Strom erzeugen, wenn er teuer ist.
• Levelized Cost of Storage (LCOS): Eine Kennzahl, die die gesamten Lebenszykluskosten eines Speichersystems auf die gelieferte Energie verteilt und zum Vergleich von Technologien mit unterschiedlichen Lebensdauern verwendet wird.
• Unterirdische Pumpspeicherkraftwerke (UPSH): Eine Konfiguration, bei der stillgelegte Bergwerke oder geologische Kavernen als unteres Reservoir genutzt werden, um die Oberflächenbeanspruchung zu reduzieren.
• Schwimmende Photovoltaik (F-PV): Auf den Oberflächen von Stauseen installierte Solarpaneele reduzieren die Verdunstung und teilen sich die Übertragungsinfrastruktur mit einem Wasserkraftwerk.

Häufig gestellte Fragen

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.

Battery Energy Storage System (BESS): Ein System, das elektrische Energie in Batterien speichert, um sie später zu nutzen und so Lastausgleich, die Integration erneuerbarer Energien und Netzstabilität zu ermöglichen. Es umfasst typischerweise Batterien, Leistungsumwandlungssysteme und Steuerungssysteme zur Verwaltung des Energieflusses und zur Leistungsoptimierung.

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.