Wasser & Energie Pumpspeicherkraftwerke – Wenn alte Bergwerke neue Energien speichern

Autor / Redakteur: Dipl.-Ing. Hans-Jürgen Bittermann / Dr. Jörg Kempf

Lässt sich das Prinzip eines konventionellen Pumpspeicherkraftwerks auch in ehemaligen Bergwerken umsetzen? Aktuelle Studien beurteilen das positiv: Demnach sind bei uns etwa 100 Untertagebauten geeignet. Im besten Fall könnte die heute in Deutschland verfügbare Pumpspeicherkapazität (40 GWh) verdoppelt werden.

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Aufbau eines Pumpspeicherkraftwerks mit einem ebenerdigen Speicherbecken
Aufbau eines Pumpspeicherkraftwerks mit einem ebenerdigen Speicherbecken
(Quelle: UPSW / www.upsw.de)

Pumpspeicherkraftwerke speichern Strom in Form von Lageenergie: Mit überschüssigem Strom (Windenergie, Photovoltaik) wird Wasser von einem Unterbecken in einen höhergelegenen Speichersee gefördert. Diese Lageenergie lässt sich dann bei Bedarfsspitzen über eine Wasserturbine rückverstromen. Die Speicherkapazität ist proportional zur nutzbaren Höhendifferenz und zum gespeicherten Wasservolumen, der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses liegt laut Informationsdienst BINE bei etwa 75 %.

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In Deutschland arbeiten derzeit knapp 40 oberirdische Pumpspeicherkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 7 GW und einer Kapazität von 40 GWh. Ein weiterer Zubau ist nur in sehr begrenztem Maße möglich, denn konventionelle Pumpspeicherkraftwerke setzen geeignete Geländeprofile voraus. Diese Standorte sind zwar vorhanden, jedoch lassen die Umweltauswirkungen und der erhebliche Flächenverbrauch solche Projekte auf Akzeptanzprobleme stoßen – siehe Atdorf: Im Streit um den geplanten Bau des größten Pumpspeicherkraftwerks Deutschlands im Südschwarzwald dringen die Gegner des Projekts auf einen größeren Schutz der Anwohner.

Das Vorhaben der Schluchseewerk AG im Südschwarzwald ist mit einer Investitionssumme von rund einer Milliarde Euro eines der größten Bauvorhaben in Baden-Württemberg. Unter anderem sollen zwei insgesamt 110 Hektar große Kunstseen angelegt sowie eine 75 Meter hohe Staumauer aus Beton gebaut werden.

Energie unter Tage zwischenlagern

Das Speicherprinzip lässt sich prinzipiell auch in ehemaligen Bergwerken umsetzen – eine pfiffig anmutende Idee, die bisher allerdings noch nirgends realisiert wurde. Die wesentlichen Bestandteile, das Ober- und Unterbecken, die Maschinenkaverne mit Maschinensatz und elektrischen Anlagen sowie Zu- und Ableitung für die elektrische Energie und Netzanschluss werden weitgehend unter Tage angeordnet. In einer Hybridvariante kann ein Teich oder See als Ober- oder Unterbecken fungieren. Dadurch verringert sich nicht nur der Aufwand unter Tage, sondern es erhöht sich auch die Fallhöhe des Pumpspeicherwerkes und damit die Speicherkapazität.

Nicht alle Bergwerke sind geeignet, wie die nächste Seite zeigt.

Nicht alle Bergwerke sind geeignet

In Deutschland werden oder wurden im Wesentlichen Stein- und Pechkohle, Kali- und Steinsalz sowie Erze, Spat und Schiefer unter Tage abgebaut. Insgesamt existieren weit über 100 000 Untertagebauten. Jedoch eignet sich nur eine geringe Zahl für die Nachnutzung als Pumpspeicherwerk.

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So ist beispielsweise im Stein- oder Pechkohleabbau mit explosiven Gasen zu rechnen, in Salzbergwerken würden Umlösungsprozesse stattfinden und Bergwerke im Lockergestein erfordern einen großen Sicherungsaufwand. Ausschlusskriterien sind auch giftige oder umweltgefährdende Stoffe, die freigesetzt werden könnten. Zudem muss der Zugang zu noch abbauwürdigen Lagerstätten gewährleistet bleiben.

Fasst man alle Einschränkungen zusammen, so bleiben in erster Linie Erzbergbau-Regionen, in denen mit hoher Wahrscheinlichkeit geeignete Bergwerke zu finden sind. In Deutschland sind dies das Erzgebirge, das Siegerland mit dem Lahn-Dill-Gebiet und der Harz. Insgesamt identifizierten die Wissenschaftler der TU Clausthal und deren Projektpartner im Rahmen des vom Bundesumweltministerium geförderten Projekts „Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke“ dort 104 Untertagebauten, die gut oder zumindest bedingt geeignet sind.

Zur groben Abschätzung des Gesamtpotenzials trafen die Forscher die vereinfachende Annahme, dass an jedem dieser Standorte ein Speicher mit einer Leistung von 100 MW und einer Kapazität von 400 MWh errichtet werden kann. Daraus ergeben sich theoretisch eine Gesamtleistung von rund 10 GW und eine Speicherkapazität von 40 GWh. Dies entspräche einer Verdoppelung der heute installierten Pumpspeicherkapazität und -leistung in Deutschland.

An konkreten Fallbeispielen untersucht ein interdisziplinäres Team die komplexen Aufgaben, die beim Bau eines Pumpspeichers unter Tage zu lösen sind. Mehr auf der nächsten Seite.

Modellbergwerke unter der Lupe

An zwei konkreten Fallbeispielen untersucht ein interdisziplinäres Team aus Bergbaufachleuten, Maschinenbauern, Elektrotechnikern, Juristen und Kaufleuten die komplexen Aufgaben, die beim Bau eines Pumpspeichers unter Tage zu lösen sind. Als Modellbergwerke wählten sie das ehemalige Erzbergwerk Pöhla im Erzgebirge sowie den Wiemannsbucht-Schacht des stillgelegten Erzbergwerks Grund im Harz aus. Für diese Standorte erforschen sie die technischen, rechtlichen, planerischen und wirtschaftlichen Aspekte. Im Ergebnis halten sie für beide Bergwerke eine Realisierung für möglich.

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Der Wiemannsbucht-Schacht erschließt gemeinsam mit drei weiteren Schächten das Grubenfeld des Erzbergwerks. Er erreicht eine Teufe von 761 m und seine lichte Weite beträgt im Minimum 3,5 m im Durchmesser. Zurzeit ist er bis in eine Teufe von 130 Metern durch eine Betonplombe verschlossen. Auflaufendes Grubenwasser hat die tieferliegenden Hohlräume geflutet.

Für die Ertüchtigung als Pumpspeicherkraftwerk entwickelten die Forscher folgendes Szenario: Nach dem Entfernen der Betonplombe und dem Sümpfen der Grubenbaue wird der Schacht instand gesetzt. Parallel dazu beginnt die Auffahrung und Sicherung der Becken und der Maschinenkavernen. Dabei werden die Speicherbecken nicht als ein einzelner zusammenhängender Hohlraum, sondern als Streckensystem mit einem Querschnitt von 5 mal 7,5 m im Abstand von 15 m ausgeführt. Auf diese Weise kann ein nutzbares Speichervolumen von etwa 240.000 bis 260.000 m³ bei einer mittleren Fallhöhe von 700 m geschaffen werden.

Weitere Schächte und Strecken werden für Transport- und Fluchtwege abgeteuft. Je nach Leistung des Kraftwerks könnte zusätzlich ein Kabelschacht für Hoch- oder Höchstspannungskabel erforderlich sein. Für die Netzanbindung auf einer Spannungsebene von 110 kV sind etwa 6 km bis zur 110-kV-Freileitung der Harz Energie Netz GmbH zu überbrücken.

Der Maschinensatz wird in einzelnen Baugruppen durch den Schacht in die Maschinenkaverne gebracht. Zur Stromerzeugung fließt das Wasser vom Oberbecken in das Unterbecken über eine Francis-Turbine, die einen Stromgenerator antreibt. Im Pumpbetrieb arbeitet der Generator als Motor einer zweistufigen Pumpe, die das Wasser wieder zurücktransportiert.

Der Strommarkt entscheidet über die Wirtschaftlichkeit von Pumpspeicherkraftwerken, wie Sie auf der nächsten Seite erfahren.

Der Strommarkt entscheidet über die Wirtschaftlichkeit

Die spezifischen Investitionskosten des Pumpspeicherwerks am Standort Grund liegen je nach Szenario im Bereich von rund 1800 Euro/kW bei einem Speichervolumen von 400 MWh. Für eine Pilotanlage wäre mit Gesamtkosten von rund 180 Millionen Euro zu rechnen. Der größte Kostenblock umfasst mit 60 % die Untertagearbeiten; die Maschinentechnik liegt bei 26 % und für die Netzanbindung sind rund 12 % einzuplanen. Mit einer Hybridlösung, also dem Bau eines Beckens über Tage, sind Einsparungen möglich.

Die Untertagearbeiten steigern die spezifischen Investitionskosten deutlich über die oberirdischer Pumpspeicher (zwischen 650 Euro und 1435 Euro je kW Leistung).

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Stellt man den Kosten mögliche Erlöse gegenüber, so zeigt sich, dass der alleinige Handel am Spotmarkt für eine Amortisation definitiv nicht ausreicht. Auch die Blindleistungs-Bereitstellung oder die Vermarktung der Schwarzstart-Fähigkeit als Dienstleistung reichen nicht aus. Das Bild könnte sich ändern, wenn ein Großteil der Erlöse durch die reine Leistungsbereitstellung generiert werden kann. Als größtes Hemmnis für eine konkrete Investitionsentscheidung sehen die Forscher daher weniger technische Faktoren als die Unsicherheiten, wie sich der gesetzliche Rahmen für den Strommarkt entwickelt.

Fazit: Die technische Machbarkeit der Untertage-Kraftwerke ist nur eine Seite der Medaille. Die politischen und ökonomischen Rahmenbedingungen die andere. Ausgerechnet ökologisch unabdingbare Speicher geraten ökonomisch unter Druck. Die Politik ist aufgerufen, Rahmenbedingungen zu schaffen, damit die Betreiber von neuen und bestehenden Speicheranlagen diese wirtschaftlich betreiben können.

* Der Autor arbeitet als freier Mitarbeiter für PROCESS.

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