Wie der Vergleich mit 1991 zeigt, kommt inzwischen noch mehr Strom aus Pumpspeicherkraftwerken. Er beschert den Betreibern jedoch nur geringe Erträge. Damit besteht kein Anreiz für den weiteren Ausbau dieser Speichertechnologie, die für die erfolgreiche Umstellung auf erneuerbare Energien sehr wichtig sein wird. Die Differenz zwischen Pumpstrom und Netto-Erzeugung betrug in der hier dargestellten Zeitreihe zwischen 38 Prozent (2002) und 19 Prozent (2013). Im Durchschnitt aller Jahre lag der Wirkungsgrad der Energieumwandlung bei etwa 75 Prozent. Quellen: Stat. Bundesamt (Netto-Erzeugung 2002 - 2013); VDEW (1991) / AGEB (Pumpstrom 1991 - 2013)

Pumpspeicherkraftwerke – die Stiefkinder des liberalisierten Marktes

(zu 140804)

Pumpspeicherkraftwerke waren einst der besondere Stolz der Verbundunternehmen und einiger großer Regionalversorger. Wer über sie verfügte, spielte in einer anderen Liga als die Masse der Stromversorger, die überwiegend Verteilunternehmen waren. Der Besitz eines Pumpspeicherkraftwerks signalisierte das Vorhandensein eines eigenen großen Kraftwerksparks, denn nur in Verbindung mit diesem ließ sich eine solche Anlage sinnvoll einsetzen.

Die acht Verbundunternehmen, die es in der alten Bundesrepublik gab, verfügten größtenteils über eine oder mehrere solcher Anlagen. Auch die damalige DDR, in der Wasserkraft sonst praktisch keine Rolle spielte, besaß eine beachtliche Pumpspeicher-Kapazität. Hier wie dort waren Pumpspeicher als Leistungsreserve für den Verbundbetrieb unerläßlich. Nur mit ihnen ließ sich die Stromerzeugung dem täglich, stündlich und minütlich schwankenden Verbrauch anpassen.

Ein Sonderfall war die Inselversorgung Westberlins, nachdem 1952 die DDR die Leitungen gekappt hatte. Die dafür zuständige Bewag behalf sich mit dem Ruths-Dampfspeicher, der seit 1929 im Kraftwerk Charlottenburg 40 MW zur Abdeckung von Spitzenlast bereitstellte. Außerdem nahm sie 1986 einen gigantischen Speicher aus Bleibatterien in Betrieb, der über Stromrichter zwanzig Minuten lang 17 MW in das Inselnetz einspeisen konnte (heute befindet sich in dem Gebäude das Berliner Energie-Museum).

Von den anderen Verbundunternehmen besaßen nur die Vereinigten Elektrizitätswerke Westfalen (VEW) und das Bayernwerk keine eigenen Pumpspeicherkraftwerke. Das Bayernwerk bezog seine Regelenergie vom Walchensee-Speicherwasserkraftwerk sowie von den Tiroler Wasserkraftwerken (TIWAG) in Österreich. Innerhalb seiner Regelzone gab es jedoch drei große Stromversorger, die neben ihrer Eigenerzeugung auch eigene Pumpspeicherkraftwerke betrieben (OBAG, FÜW und Stadtwerke München). Die VEW konnten zur Deckung von Spitzenlast vor allem auf ihre Gaskraftwerke zurückgreifen. Daneben stand ihnen mit der Sorpetalsperre des Ruhrverbandes ein kleines Pumpspeicherkraftwerk (7,2 MW) zur Verfügung.

Die ersten Anlagen flankierten den Aufbau des Verbundnetzes

Die ersten Pumpspeicherwerke entstanden schon in den zwanziger Jahren des vorigen Jahrhunderts. Zum Beispiel gründeten RWE und Badenwerk 1928 die Schluchseewerk AG zur Errichtung eines Pumpspeicherwerks im Schwarzwald. Heute verfügt das Schluchseewerk über eine Kapazität von insgesamt 1,74 Gigawatt und ist damit die größte dieser Anlagen im deutschen Stromnetz. 1930 nahm das Koepchenwerk an der Ruhr den Betrieb auf, das nach seinem Planer, dem technischen RWE-Vorstand Arthur Koepchen benannt wurde. Und schon 1927 beteiligten sich die württembergischen Stromversorger in Österreich an der Vorarlberger Illwerke AG, von der die Energie Baden-Württemberg (EnBW) heute eine Pumpspeicher-Kapazität von 519 MW bezieht.

Der Bau von Pumpspeicherkraftwerken flankierte den Auf- und Ausbau des Verbundnetzes, das aus der fortschreitenden Verknüpfung der örtlichen und regionalen Stromversorgungen entstand. Die Stromerzeugung verlagerte sich damit von den Stadtwerken und Überlandzentralen zunehmend auf große Regionalversorger wie RWE, Badenwerk, Bayernwerk, Energie-Versorgung Schwaben oder die Preußische Elektrizitäts AG. Mit Ausnahme des gemischtwirtschaftlichen RWE gehörten sie der öffentlichen Hand, und ihre Versorgungsgebiete deckten sich in aller Regel mit Landesgrenzen. Diese Landes- oder Regionalversorger wurden nun auch für die Stabilität der Stromversorgung in den nachgelagerten Netzen verantwortlich. Sie mußten also dafür sorgen, daß in jedem Moment genausoviel Strom erzeugt wie verbraucht wurde.

Das 1930 fertiggestellte "Koepchenwerk" des RWE am Hengsteysee (1) ist eines der beiden ältesten deutschen Pumpspeicherkraftwerke: Oben sieht man den Speichersee (2), der 165 Meter höher liegt und keinen natürlichen Zufluß hat. Von dort strömte das Wasser über vier Druckleitungen (3) zum Maschinenhaus (4), wenn Bedarfsspitzen abzudecken waren. Zu jeder Druckleitung gehörte jeweils ein Maschinensatz aus Turbine, Generator und Pumpe. Durch die Druckleitungen konnte Wasser aus dem Hengsteysee wieder hochgepumpt werden, wenn "überschüssiger" Strom vorhanden war. Neben der 1994 stillgelegten Altanlage gibt es seit 1989 eine neue Anlage, die mit dem vorhandenen Speichersee durch einen unterirdischen Druckstollen verbunden ist (5).

Reine Speicher-Wasserkraftwerke wie Walchensee als Vorbild

Der kurzfristige Ausgleich von Lastschwankungen ließ sich aber mit Kohlekraftwerken schlecht bewerkstelligen. Auch die Laufwasserkraftwerke an den Flüssen, die damals in Süddeutschland die Stromversorgung trugen, waren nicht flexibel genug. Gut geeignet waren dagegen Speicher-Wasserkraftwerke wie das Walchenseekraftwerk, das 1924 vom Bayernwerk in Betrieb genommen wurde und den Höhenunterschied von 200 Metern zwischen zwei Alpenseen zur Stromerzeugung nutzte. Es gab in Deutschland allerdings kaum Standorte, wo ähnliche Anlagen errichtet werden konnten (schon beim Walchenseekraftwerk mußte man den natürlichen Zufluß künstlich erweitern).

Das RWE begann deshalb in den zwanziger Jahren mit dem Bau einer Leitung, welche die rheinischen Kohlekraftwerke mit den Wasserkraftwerken der Alpen verbinden sollte. Sie hatte die damals sensationelle Spannung von 220 Kilovolt, wurde 1930 in Betrieb genommen und bildete den Grundstein des späteren deutschen Verbundnetzes. Wie die fast gleichzeitige Inbetriebnahme der beiden ersten deutschen Pumpspeicherkraftwerke im Ruhrgebiet (Koepchenwerk) und in Sachsen (Niederwartha) sowie die Inangriffnahme des Schluchseewerks zeigen, beschritt man aber zugleich auch einen anderen Weg, der das Prinzip des Speicher-Wasserkraftwerks so modifizierte, daß es auch bei relativ geringen Höhenunterschieden und Wasseraufkommen anwendbar war.

Bei der Energieumwandlung geht ungefähr ein Viertel des Stroms verloren

Das Pumpspeicherkraftwerk begnügt sich mit einer gleichbleibenden Menge an Wasser, die zwischen einem Ober- und einem Unterbecken zirkuliert: Das Wasser wird vom Oberbecken durch Druckrohre in Turbinen geleitet, die mit Generatoren zur Stromerzeugung gekoppelt sind. Aus dem Unterbecken wird es dann wieder hochgepumpt und steht so erneut zur Verfügung. Für das Hochpumpen muß naturgemäß mehr Strom aufgewendet werden, als mit dem gespeicherten Wasser wieder erzeugt werden kann. Insgesamt geht durch die Umwandlung der elektrischen Energie in die kinetische Energie des hochgepumpten Wassers ungefähr ein Viertel des Stroms verloren (siehe Grafik), bei neueren Anlagen etwas weniger. Dieser Verlust wiegt aber nicht allzu schwer, weil er durch die faktische Speicherung des Stroms, die sonst nicht möglich wäre, wieder mehr als aufgewogen wird.

Ideales Instrument zur Glättung der Lastkurve

Neuere Anlagen wie Goldisthal sind mit Pumpturbinen ausgerüstet. Diese können wahlweise den Generator antreiben oder in umgekehrter Fließrichtung das Wasser hochpumpen. Beim Pumpbetrieb wirkt der Generator als Motor. Foto: Vattenfall

Ein besonderer Vorteil des Pumpspeicherkraftwerks besteht darin, daß es nicht nur in Minutenschnelle Strom bereitstellt, sondern im Pumpbetrieb ebenso schnell eine annähernd gleiche Menge an Strom verbrauchen kann. Im Unterschied zu Speicherkraftwerken oder anderen Spitzenlastkraftwerken, die mit Gas oder Öl betrieben werden, kann es also nicht nur Verbrauchsspitzen abdecken, sondern ebenso Täler in der Verbrauchskurve auffüllen. Oder anders gesagt: Es stellt sowohl positive als auch negative Regelenergie zur Verfügung. Es ist damit ein ideales Instrument zur Glättung der Lastkurve, wie die im Tagesverlauf schwankende Stromnachfrage bezeichnet wird.

In der integrierten Stromversorgung, wie sie bis 1998 bestand, ergänzten die Pumpspeicherkraftwerke so hervorragend den übrigen Kraftwerkspark, der mit Braunkohle, Kernenergie und Laufwasserkraftwerken rund um die Uhr eine annähernd gleichbleibende "Grundlast" deckte und mit den flexibleren Steinkohle-Kraftwerken die gröberen Schwankungen der sogenannten Mittellast abfing. Obwohl sich ihr Betrieb unterm Strich durchaus rentierte, erfolgte der Einsatz nicht unter Kostengesichtspunkten, sondern nach netztechnischen Bedürfnissen. Die vergleichsweise hohen Investitionskosten für Wasserkraftwerke waren deshalb auch kein Hindernis, solche Anlagen dort zu errichten, wo die geländemäßigen Voraussetzungen vorhanden waren. Zum Beispiel nutzten die Hamburgischen Electricitäts-Werke (HEW) den geringen Höhenunterschied von 90 Metern am Geesthang bei Geesthacht für den Bau eines Pumpspeicherkraftwerks, das eine gleichzeitig errichtete Staustufe an der Elbe als Unterbecken verwendet und 1958 in Betrieb ging. Zugleich hätte sich die Gelegenheit geboten, an dieser neuen und bisher einzigen Elbe-Staustufe ein Laufwasserkraftwerk zu betreiben. Daran zeigten die HEW jedoch kein Interesse, weil Grundlast-Strom aus anderen Quellen billiger zu haben war. Auch der HEW-Nachfolger Vattenfall hat diese Option bis heute nicht genutzt.

Starker Ausbau der Kapazitäten in West- und Ostdeutschland

Nach dem zweiten Weltkrieg erfolgte mit dem weiteren Ausbau des Verbundnetzes ein kräftiger Ausbau der Pumpspeicher-Kraftwerkskapazitäten. Hier wäre vor allem die in den sechziger Jahren errichtete Anlage Vianden in Luxemburg zu erwähnen, die über neun Maschinensätze mit jeweils 100 MW verfügt und in den siebziger Jahren durch einen zehnten mit 196 MW ergänzt wurde. Ihre Gesamtkapazität von 1096 MW wird vom deutschen Unternehmen RWE gesteuert, das auch der größte private Aktionär der Betreibergesellschaft ist. Eine ähnliche Größenordnung hatte der weitere Ausbau des Schluchseewerks, das heute mit einer Gesamtkapazität von 1740 MW noch leistungsfähiger ist.

In der DDR wurde der Einsatz der Anlagen zentral gesteuert

Die acht Pumpen in der Maschinenhalle des Pumpspeicherkraftwerks Hohenwarte II haben eine Leistung von insgesamt 320 MW. Foto: Vattenfall

Besonders wichtig waren Pumpspeicherkraftwerke für die DDR, die ihren Strom fast ausschließlich mit den ziemlich unflexiblen Braunkohlekraftwerken erzeugte. Der östliche Teil Deutschlands verfügte nur über geringe Regel-Kapazitäten aus der Vorkriegszeit, die zum Teil auch noch von der sowjetischen Besatzungsmacht demontiert worden waren. Für Entlastung sorgte zunächst vor allem das Werk Hohenwarte 2 an der Saale, das 1966 mit 318 MW in Betrieb ging. 1980 folgten vier Maschinensätze mit einer Gesamtleistung von 1045 MW am neuen Standort Markersbach. Damit verfügte die DDR über insgesamt 1670 MW. Markersbach ist noch heute das zweitgrößte in Deutschland gelegene Pumpspeicherkraftwerk. Organisatorisch gehörten alle Anlagen zum VEB Pumpspeicherwerke Hohenwarte. Sie wurden also zentral dirigiert, im Unterschied zur Bundesrepublik, wo acht Verbundunternehmen mit jeweils eigenen Regelzonen existierten und auch ihre Pumpspeicherkraftwerke unabhängig voneinander einsetzten.

Übernahme von VEAG und HEW machte Vattenfall zum größten Betreiber

Im Zuge der Wiedervereinigung wurden die ostdeutschen Pumpspeicherkraftwerke mit dem gesamten Kraftwerkspark und dem Transportnetz der früheren DDR der neu gegründeten VEAG übertragen, die unter den Fittichen der Treuhandanstalt als neuntes deutsches Verbundunternehmen auf den Plan trat. Ab 1994 gehörte die VEAG den übrigen acht westdeutschen Verbundunternehmen (940901), bevor sie sieben Jahre später mit den früheren westdeutschen Verbundunternehmen HEW und Bewag sowie dem Braunkohlenförderer Laubag zur "Vattenfall Europe" verschmolzen wurde (020106). Aus diesem Grund ist Vattenfall heute mit insgesamt 2793 MW der größte Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken. Außer dem kompletten Bestand der ehemaligen DDR hat Vattenfall auch die HEW-Anlage Geesthacht übernommen. Hinzu kam das Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal mit einer Kapazität von 1052 MW, das in der DDR bereits seit den siebziger Jahren geplant wurde, aber erst 2004 mit allen vier Maschinensätzen in Betrieb ging (030211).

Überhöhte Netzentgelte mit Kosten der Regelenergie begründet

Die sogenannte Liberalisierung des Energiemarktes, die 1998 die geschlossenen Versorgungsgebiete beseitigte (980401), änderte zunächst nicht viel an der hergebrachten Struktur der Stromerzeugung und -verteilung und damit auch an der Rolle der Pumpspeicherkraftwerke. Die Entflechtung von Kraftwerken, Netz und Vertrieb beschränkte sich fürs erste auf eine rechnungsmäßige Trennung der Geschäftsbereiche (010301). Infolge verschiedener Fusionen verkleinerte sich aber der exklusive Kreis der Regelzonenbetreiber von 1997 bis 2002 um mehr als die Hälfte. Da es in Deutschland zunächst keine Regulierungsbehörde gab, verdienten EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall – das waren die vier übrig bleibenden Regelzonenbetreiber – nicht nur mit dem Stromverkauf, sondern auch mit überhöht angesetzten Netznutzungsentgelten. Sie beriefen sich dabei nicht zuletzt auf die angeblich gestiegenen Kosten für Regelenergie, die als "Systemdienstleistung" mit den Netzentgelten verrechnet werden durfte (020906).

Ausschreibung war zunächst nur eine Alibi-Veranstaltung

Um den Anschein einer willkürlichen Preisgestaltung zu entkräften, schrieben alle vier Konzerne ab 2002 die Beschaffung von Regelenergie aus (020810). Dennoch sprachen Industriekunden von "Preistreiberei" und äußerten den Verdacht, daß bei diesen Ausschreibungen praktisch nur die Kraftwerksgesellschaften des eigenen Konzerns den Zuschlag erhalten würden (021008). Das Bundeskartellamt leitete gegen E.ON und RWE Mißbrauchsverfahren ein (030204), konnte seinen Verdacht aber nicht hinreichend belegen. Die Monopolkommission stellte dagegen noch 2006 fest, daß es praktisch gar keinen Markt für Regelenergie gab, weil "sich das Angebot in den einzelnen Regelzonen nahezu ausschließlich auf die Kraftwerksgesellschaften des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers beschränkt" (060701). Die Bundesnetzagentur, die inzwischen den Netzbetrieb beaufsichtigte, sah dies ebenfalls so. Sie erließ im September 2006 einheitliche Ausschreibungsbedingungen für die "Minutenreserve", die binnen 15 Minuten nach der automatisch ablaufenden Primär- und Sekundärregelung zur Verfügung stehen muß und seit jeher die Domäne der Pumpspeicherkraftwerke ist (060905).

Vorübergehend schien der Neubau recht attraktiv zu sein

Der mit der Liberalisierung entstandene neue Markt für Regelenergie schien somit recht profitabel zu sein. Das galt insbesondere für die Pumpspeicherkraftwerke, die früher eigentlich nur als Bestandteil des technischen Instrumentariums der Stromversorgung wahrgenommen wurden. Die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm erwogen sogar den Bau eines eigenen Pumpspeicherkraftwerks, das mit einer Leistung von 45 MW bis 2010 ans Netz gehen sollte, und in Österreich wurde die Verdoppelung der Kapazitäten im Werk Kaprun beschlossen, um der steigenden Nachfrage zu begegnen (050307). Andere Energieunternehmen machten sich zumindest Gedanken darüber, wie sie ihre Wärmekraftwerke am lukrativen Markt für Minutenreserve beteiligen könnten (050510).

Zusammenlegung der vier Regelzonen verringerte Bedarf an Regelenergie

Es gab aber auch gegenläufige Entwicklungen. Dazu gehörte die an sich vernünftige Zusammenlegung der vier Regelzonen, die von der Monopolkommission schon 2004 gefordert wurde (040701). Auch die Bundesregierung kritisierte das bisherige "Gegeneinander-Regeln" der vier Transportnetzbetreiber, das unnötige Kosten verursachte (080408). Die Bundesnetzagentur machte ebenfalls Druck in dieser Richtung, indem sie ein Mißbrauchsverfahren gegen die vier Regelzonenbetreiber einleitete (080408). Die vier Konzerne setzten sich aber erfolgreich zur Wehr (081005). Am Ende durften sie ihre eigenen Regelzonen behalten, mußten aber in einem "Netzregelverbund" so miteinander kooperieren, daß sich doch eine Einsparung an Regelenergie ergab (100301). Nach einer vorläufigen Schätzung der Bundesnetzagentur wurden damit 400 MW an Regel-Kapazität nicht mehr benötigt (090214). Nachdem der Kompromiß ausgehandelt war, verkauften sowohl E.ON (091101) als auch Vattenfall (100307) und RWE (110705) ihre Transportnetze.

Wasser-Abgabe führte teilweise zu horrenden Kosten

Eine andere Belastung war der "Wasserpfennig", der seit den achtziger Jahren von den meisten Bundesländern für Wasserentnahmen eingeführt und vom Bundesverfassungsgericht für rechtens befunden wurde (030113). In Schleswig-Holstein wollte die damalige rot-grüne Regierung eigentlich den Atomkraftwerken des Landes buchstäblich das Wasser abgraben, als sie 2001 die neue "Oberflächenwasserabgabe" auch für Kraftwerke einführte, denn sowohl Brunsbüttel als auch Brokdorf und Krümmel verfügten über keine Kühltürme, sondern wurden mit Frischwasser aus der Elbe gekühlt. Sie traf damit aber zugleich das Pumpspeicherkraftwerk Geesthacht, das direkt neben dem Kernkraftwerk Krümmel liegt und mit jedem Pumpvorgang frisches Wasser aus der Elbe aufnimmt. Bei einem Normalsatz von 0,77 Cent pro Kubikmeter kostete nun jede Füllung des 3,3 Millionen Kubikmeter fassenden oberen Speicherbeckens die stattliche Summe von 25410 Euro. Der Betreiber Vattenfall reagierte auf diese Belastung, indem er die Anlage möglichst selten nutzte. Schließlich verfügte er anderweitig über große Kapazitäten. Trotzdem kamen so von 2005 bis 2010 rund 2,5 Millionen Euro an "Oberflächenwasserabgabe" zusammen. Erst 2011 wurde die Abgabe für "Entnahmen, die ausschließlich der Wasserkraftnutzung dienen" auf 0,077 Cent pro Kubikmeter ermäßigt, also auf ein Zehntel des Normalsatzes. Das seit Anfang 2014 geltende schleswig-holsteinische "Wasserabgabengesetz" hat diese Belastung dann wieder etwas erhöht, indem es 0,1 Cent pro Kubikmeter verlangt.

Bundesgerichtshof bestätigt Netzentgeltpflicht für Pumpstrom

Schwerer traf die Pumpspeicher-Betreiber insgesamt, daß sie seit 2008 für den Strom, mit dem sie das Wasser hochpumpen, wie Letztverbraucher behandelt werden und deshalb Netzentgelte zahlen müssen. Die Rechtmäßigkeit dieses Verlangens wurde im November 2008 vom Bundesgerichtshof bestätigt. Es dauerte bis 2011, ehe der Bundestag wenigstens eine Abmilderung beschloß: Nach § 118 EnWG sind seitdem Neuanlagen, die bis 2026 in Betrieb genommen werden, auf zwanzig Jahre von den Netzentgelten befreit. Ferner können bestehende Anlagen eine zehnjährige Befreiung beanspruchen, wenn sie ihre elektrische Leistung oder Speichermenge in einem bestimmten Umfang erhöhen.

Die Bundesnetzagentur verteidigte nicht nur die Erhebung von Netzentgelten für den Pumpstrom bis zum Sieg vor dem Bundesgerichtshof, sondern bezeichnete auch die nachträglich gewährten Ausnahmen für Neubauten und Erweiterungen als falsch. Sie argumentierte, daß die Bereitstellung von Regelenergie im liberalisierten Markt nicht die einzige Nutzungsmöglichkeit für Pumpspeicherkraftwerke sei. Neben dieser hergebrachten Funktion würden sie zunehmend auch wirtschaftliche Aufgaben erfüllen. Sie ließen sich sogar allein unter Marktgesichtspunkten betreiben, indem Strom bei niedrigen Marktpreisen eingespeichert und zu hohen Preisen wieder abgegeben wird. Sie seien unter den neuen Bedingungen nur als "Marktspeicher" sinnvoll zu betreiben. Letztendlich sei deshalb sogar zu überlegen, ob sie das Netzentgelt nicht zusätzlich auch für die Stromabgabe zahlen müßten. (120110)

Markt honoriert die speziellen Vorzüge der Pumpspeicherkraftwerke nicht

Tatsächlich hat die Liberalisierung des Marktes inzwischen einen Funktionswandel der Pumpspeicherkraftwerke bewirkt: Ihre alte, angestammte Aufgabe der Netzstabilisierung wird zunehmend überlagert unter unter Umständen sogar konterkariert durch Marktgesichtspunkte. Aus den früheren Musterknaben der integrierten Stromversorgung sind so Stiefkinder des liberalisierten Marktes geworden. Sie werden nun wie gewöhnliche Kraftwerke behandelt, obwohl sie eigentlich für einen anderen Zweck erfunden worden sind und über ganz besondere Qualitäten verfügen, bei denen ihnen nach wie vor keiner das Wasser reichen kann. Neben der Doppelbefähigung, sowohl positive als auch negative Regelenergie bereitzustellen, gehört dazu die Fähigkeit zum "Schwarzstart" nach einem Zusammenbruch des Netzes. Ein normales Großkraftwerk hat nämlich einen so hohen Eigenbedarf an Strom, daß es in einem solchen Fall nicht von selber anläuft. Bei einem Pumpspeicherkraftwerk genügt dagegen ein Notstromaggregat oder sogar ein manuell betätigter Schieber, damit es auf Touren kommt. Nach dem europaweiten Stromausfall, den E.ON im Jahre 2006 verursachte (061101), spielten deshalb Pumpspeicherwerke bei der Wiederherstellung der Stromversorgung eine entscheidende Rolle.

Besonders wichtig werden Pumpspeicherkraftwerke sein, wenn einmal die erneuerbaren Stromquellen die Oberhand gewinnen, das letzte Kernkraftwerk in Deutschland abgeschaltet ist und fossil befeuerte Kraftwerke allenfalls noch eine flankierende Rolle spielen. Für die stark fluktuierende Einspeisung von Windkraft- und Solaranlagen sind sie ideal geeignet, weil sie sowohl deren Überproduktion auffangen als auch mit dem gespeicherten Überschuß die Defizite ausgleichen können. Es gibt bisher keine andere Technologie, die im großtechnischen Maßstab mit hohem Wirkungsgrad und zu relativ geringen Kosten eine derartige Regelleistung vollbringen kann.

Der gegenwärtige Markt honoriert diese spezifischen Vorzüge aber nicht. Der Leistungs- und Arbeitspreis für Regelenergie bleibt derselbe, unabhängig davon, ob das Angebot von einem Pumpspeicherkraftwerk, einer Gasturbine oder einem mit Teillast gefahrenen Steinkohle-Kraftwerk stammt. Bei der noch immer bestehenden Überkapazität an Kohlekraftwerken haben deshalb die Pumpspeicherkraftwerke in der "Merit-Order" für Regelenergie oder andere Lieferungen eher schlechte Karten. Ähnliches gilt für Gaskraftwerke, die ebenfalls ideale Spitzenstrom-Erzeuger sind, preislich aber mit der schwarzen Schmutzkonkurrenz nicht mithalten können. Das traditionelle Geschäft mit der mittäglichen Lastspitze entfällt außerdem heute oft durch die Einspeisung aus Solaranlagen.

Eine ganze Reihe von Projekten liegt vorerst auf Eis

Laut dem Gutachten, das jetzt von den Wirtschaftsministerien Deutschlands, Österreichs und der Schweiz veröffentlicht wurde, wird sich daran auch in den kommenden Jahren nicht viel ändern. Die bestehenden Pumpspeicher-Anlagen werden sich mit bescheidenen Renditen einigermaßen durchhangeln können, zumal sie ja sowieso meistens abgeschrieben sind. Die Investitionskosten für neue Anlagen rentieren sich aber vorläufig nicht (140804).

So bleibt vorerst eine ganze Reihe von Pumpspeicher-Projekten auf Eis gelegt. Zu erwähnen wären hier vor allem die Großprojekte Atdorf (1400 MW) und Jochberg (700 MW). Bei Atdorf handelt es sich um ein Vorhaben der Schluchseewerk AG, das im südlichen Schwarzwald einen Höhenunterschied von 600 Metern nutzt. Der Schluchsee-Partner RWE ist allerdings im April dieses Jahres ausgestiegen, weshalb die EnBW das Projekt nun allein weiter betreibt. Die Anlage Jochberg wird von der Energieallianz Bayern geplant, in der sich 33 kommunale Stromversorger zusammengeschlossen haben. Sie hat eine Fallhöhe von 577 Meter und nutzt den Walchensee als Unterbecken. Weitere Projekte sind Rur am Rursee mit 640 MW (Trianel), der "Heimbach-Speicher" am Mittelrhein mit 400 bis 600 MW (Stadtwerke Mainz), die Erweiterung von Waldeck II in Hessen um 300 MW (E.ON), Riedl in Bayern mit 300 MW (Verbund/E.ON), die Erweiterung des Rudolf-Fettweis-Werkes im Nordschwarzwald um 200 MW (EnBW) und noch etliche andere Projekte bis hin zum Pumpspeicherwerk Blautal (jetzt 60 MW), das die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm noch immer irgendwann verwirklichen wollen.