Pumpspeicherwerke - Ökostrom im Wasserspeicher

Rund 30 Stück mit einer Leistung von etwa 7000 Megawatt gibt es bereits. Knapp ein Dutzend mit einer Leistung von mehr als 4000 Megawatt sind laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW/Berlin) in der Planung oder im Genehmigungsverfahren. Ob sie je pumpen, ist aber nicht ausgemacht.

Das derzeit größte Pumpspeicherwerk, das sich mit seiner Leistung von 1060 Megawatt mit einem Atomkraftwerk messen kann, steht in Goldisthal im Thüringer Wald und ist seit 2002 in Betrieb. Es habe sich nach heftiger Kritik wegen des Eingriffs in die Landschaft mit seiner unterirdischen Turbinenhalle zu einer kleinen Touristenattraktion entwickelt, sagt Gunnar Groebler, Chef des Bereichs Wasserwirtschaft beim Energiekonzern Vattenfall.

Die Anlagen seien kein Allheilmittel für die Speicherprobleme "und nicht dafür da, die gesamte Energie der Herbststürme aufzunehmen", räumt Groebler ein. Aber sie seien ungemein schnell, um Angebot und Nachfrage im Netz auszugleichen. "Ein neuer Pumpspeicher wie Goldisthal ist in 90 Sekunden in Volllast." Bei kritischen Situationen im Netz könnten Pumpspeicher auch Blackout-Schutz bieten - also großflächigen Stromausfall verhindern.

Der Aufwand dafür ist hoch, auch das Konfliktpotenzial mit Bürgern und Umweltschützern ist groß: Zumindest in Planung sind trotzdem noch größere Projekte. In Atdorf im Südschwarzwald will die Schluchseewerk AG eine Anlage mit bis zu 1400 Megawatt bauen, auch dort gibt es Widerstand. In Thüringen, das derzeit wohl die größte Stromspeicherkapazität in Deutschland aufweist, will das Stadtwerke-Netzwerk Trianel GmbH (Aachen) ein weiteres Pumpspeicherwerk errichten. Trianel-Vertreter sitzen dafür regelmäßig mit Kommunalpolitikern und Bürgerinitiativen im Städtchen Tambach-Dietharz an einem runden Tisch.

Die Unterlagen zum Raumordnungsverfahren für die bis zu 1,43 Milliarden Euro teure Anlage mit 1070 Megawatt an der Schmalwassertalsperre nicht weit vom Kamm des Thüringer Waldes entfernt seien eingereicht, sagt Trianel-Sprecher Elmar Thyen. Einen zweiten Standort hat das Unternehmen im Kreis Höxter in Nordrhein-Westfalen im Blick.

Dass Deutschland mit der Energiewende in den nächsten Jahren deutlich mehr Stromspeicherkapazität braucht, ist unbestritten - es soll bei Windstille ja nicht dunkel werden. Verschiedene technische Lösungen wie "power to gas", bei dem - sehr vereinfacht - Windstrom in Gasleitungen gespeichert wird, sind in Erprobung. Doch bis es bessere Alternativen gibt, würden Pumpspeicher gebraucht, heißt es unisono bei Vattenfall, Trianel oder dem Verband. "Nur bei den derzeitigen Rahmenbedingungen rechnet sich ihr Betrieb nicht mehr", sagt ein BDEW-Sprecher.

Verschärfend kommt hinzu, dass wegen immer mehr Wind- und Solarstrom der Preis im Stromeinkauf an der Strombörse massiv gefallen ist. Dadurch - und weil sie derzeit auf zu wenig Betriebsstunden kommen - rechnen sich Pumpspeicherkraftwerke wie auch flexible Gaskraftwerke kaum. Daher wird schon über Sonderprämien für solche Anlagen nachgedacht - schließlich werden ohne große Speicher enorme Doppelstrukturen von Wind- und Solarparks auf der einen und konventionellen Kraftwerken auf der anderen Seite gebraucht.

Thüringens Wirtschaftsminister Matthias Machnig (SPD) spricht von einer "Wette auf die Zukunft, dass sich Pumpspeicher wieder rechnen". Dabei geht es laut Verband vor allem darum, die Speicher, die ja zur Netzstabilität beitrügen, von den Netznutzungsentgelten zu entlasten. Das ist auch die Hoffnung von Vattenfall, laut Groebler mit acht Anlagen größter Betreiber in Deutschland. Nachgedacht würde bereits über die Stilllegung einer Anlage bei Dresden.

"Niemand trifft jetzt Investitionsentscheidungen", heißt es in der Branche, die die lange angekündigte Energiemarktreform erwartet. Trianel-Sprecher Thyen kündigt für 2014 eine Entscheidung an, ob das riesige Schmalwasser-Projekt Wirklichkeit wird. "Es gibt eine große Unsicherheit, aber wir sind in den Startlöchern."