Freizeitsee und Pumpspeicherprojekt
Wunsiedler See und Burgsteinsee

© Dr.-Ing. Matthias Popp, Burgstraße 19, D-95632 Wunsiedel,

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Wirtschaftliche Dimension

 

Investitionskosten

Pumpspeicherkraftwerke erfordern einen hohen Investitionsaufwand.

Um den Finanzbedarf derartiger Anlagen abschätzen zu können, existieren Zahlen vergleichbarer Anlagen und Richtwerte, welche von Lieferfirmen für derartige Systeme angegeben werden.

 

Vom größten deutschen Pumpspeicherkraftwerk, Goldisthal in Thüringen (das liegt nördlich von Coburg in etwa 90 Kilometer Luftlinie Entfernung von unserem Standort) gibt es für die Errichtung des Kraftwerks unterschiedlichste Zahlenwerte für die Kosten:

 

615 Mio. € nennt die Quelle:

http://www.talsperrenkomitee.de/news/?page=news&news_id=5 .

1,3 Mrd. € folgende Quelle:

http://www.baumaschine.de/Portal/download.php?w=Tbg&p1=2002&p2=heft8&n=a406_408.pdf.  

In der Wikipedia werden 600 Mio. € als Baukosten angegeben: http://de.wikipedia.org/wiki/Pumpspeicherwerk_Goldisthal.

1 Mrd. € gibt folgende Quelle auf Seite 33 an:

http://www.klimanotizen.de/2008.04.17_Heinzow_Moderne_Kraftwerke_FDP_Berlin.pdf

 

Bei den stark abweichenden Angaben muss unterschieden werden zwischen Baukosten (das ist das Geld, das die Planer und Herstellerfirmen bekommen) und den Investitionskosten (das ist diese Summe zuzüglich der Geldmarktkosten im gesamten Finanzierungszeitraum für Zins und Zinseszins, die ausgegeben werden muss, bis alles abbezahlt ist).

 

Goldisthal verfügt über eine installierte Leistung von 1060 Megawatt. Die Anlage wurde um die Jahrtausendwende gebaut und nahm 2003 den Betrieb auf.

 

Die Stadtwerke Ulm sind gerade dabei, bei Blaubeuren ein kleines Pumpspeicherkraftwerk mit 45 Megawatt Leistung zu errichten. Dafür kursieren Kosten zwischen 40 und 55 Millionen Euro.

 

Hersteller für die Technik (Pumpturbinen, Motorgeneratoren und Mess-, Steuer- und Regelungstechnik) geben pro Megawatt installierter Kraftwerksleistung Kosten an, die sich zwischen 200.000 und 500.000 Euro bewegen.

Dieser Technikpreis wird in erster Linie von der Energiedichte (Höhenunterschied von Berg- und Talsee), vom Wirkungsgrad, der Regelbarkeit und der Größe der Anlage bestimmt. Je besser der Wirkungsgrad und die Regelbarkeit, desto teurer kommt das Megawatt Kraftwerksleistung. Je höher die Energiedichte und je größer die Anlage, desto spezifisch (pro Megawatt) günstiger wird die Technik.

Weiter wird angegeben, dass die Technik neben allen anderen Maßnahmen (Grunderwerb, Erdbau, Dämme, Stollen, Ufersicherung, Abdichtung, ...) in der Regel etwa die Hälfte, andere Quellen sagen ein Drittel der Kosten derartiger Anlagen ausmacht.

 

Christoph Gutschi und Heinz Stigler vom Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation der Technischen Universität Graz geben in einer Abhandlung unter dem Link: http://www.iee.tugraz.at/einnovation/download/EDLS_ev.pdf

einen unteren Wert für die Investitionskosten für ein Pumpspeicherkraftwerk 1300 €/kW an. (Hier liegen ggf. erschwerte alpine Verhältnisse zu Grunde.)

 

In einem Vergleich verschiedener Speicherkraftwerkstypen gibt folgende Quelle:

http://elib.uni-stuttgart.de/opus/volltexte/2008/3543/pdf/Dissertation_Christoph_Kruck.pdf

auf Seite 48 einen Wert von 1600 €/kW an. Bei dieser Angabe handelt es sich um einen Maximalwert, welcher nach Auskunft des Autors anderen Quellen entnommen wurde. Die Kosten von Goldisthal (das unserer Größenordnung entspricht) werden in der Literatur mit niedrigeren Werten angegeben.

 

Im Gespräch mit Wasserkraftwerksverantwortlichen aus der Energiebranche wird ein Anhaltswert für deutsche Gegebenheiten von 0,7 bis eine Mio. €/MW für die Errichtung eines Pumpspeicherwerkes dieser Größenordnung genannt.

 

Die Baukosten dürften sich aufgrund obiger Anhaltspunkte wohl zwischen 0,7 und 1,0 Mio. € pro Megawatt installierter Leistung bewegen, die Gesamtinvestitionskosten zwischen 1,0 und 1,5 Million €/MW.

Dabei gilt, je höher die Investition in die Technik, desto größere Erlöse lassen sich erzielen.

 

Als Erlöserwartung werden aus der Energiebranche derzeit 60 T€ und darüber pro installiertem Megawatt und Jahr angegeben. Angesichts der Entwicklungen auf dem deutschen Energiemarkt dürfte dieser Wert zukünftig eher ansteigen (weiterer Ausbau der Windkraft, Preisentwicklung bei Erdgas und Erdöl, Ausstieg aus der Kernkraftnutzung).

 

Bestimmung einer geeigneten Kraftwerksleistung

Ausgangspunkt der Überlegungen für die Kraftwerksleistung ist die Zeit, in der das Arbeitsvolumen der Becken umgesetzt werden soll.

 

Orientiert man sich an der Strombörse (Niedrigpreise in der Nacht und Höchstpreise am Tage), dann lassen sich um so größere Erlöse erzielen, je höher die installierte Leistung ist.

 

Würde man so viel Leistung installieren, dass das gesamte Volumen in einer Stunde umgesetzt werden kann (man könnte dann in der Stunde mit dem niedrigsten Strompreis den Speicher füllen und in der Stunde mit dem höchsten Strompreis wieder entleeren), dann könnte man den höchsten über die Börse erzielbaren Preisunterschied abgreifen. Allerdings müsste für so eine Betriebsweise auch sehr viel in die Technik investiert werden und die Maschinensätze wären nur etwa zwei Stunden täglich im Einsatz.

(Hinweis: bei den heute eingesetzten Maschinen ist die Pumpleistung niedriger als die maximale Turbinenleistung. Eine Stunde Pumpen für eine Stunde turbinieren ist deshalb eine vereinfachende Annahme.)

 

Würde die Leistung so ausgelegt, dass das verfügbare Volumen über einen halben Tag gefüllt und in den anderen zwölf Stunden entleert wird, dann würde der Pumpspeicher auch in Zeitfenstern laufen, in denen der Preisunterschied zwischen Strombezug und Stromabgabe zu gering ist, um die Kosten zu decken.

 

Bei genauerer Analyse der täglichen Strompreisschwankungen erkennt man, dass bei einer Auslegung des Pumpspeicherkraftwerks auf einen Volumenumsatz in sechs bis acht Stunden ein vernünftiger Kompromiss vorliegt.

Die nachfolgende Tabelle zeigt die prozentualen Erlöse pro Betriebsstunde, auf Basis des Stundenpaares mit dem höchsten Erlös:
bestes und weitere Stundenpaare 1. 2. 3. 4. 5.  6. 7. 8.
prozentualer Erlös im jeweiligen Stundenpaar 100% 80% 66% 54% 43% 32% 20% 8%
Erlös, wenn das Gesamtvolumen bis zu dem Stundenpaar umgesetzt wurde 100% 90% 82% 75% 69% 63% 56% 50%

(Hinweis: Die Prozentwerte beruhen auf einer Auswertung der EEX Stundenpreise von Januar bis Mai 2008 bei einem angenommenen Wirkungsgrad des Pumpspeicherkraftwerks von 75%.  Netznutzungsentgelte, Börsenhandels- und sonstige Kosten sind darin nicht berücksichtigt!)

Eine Auslegung auf einen Volumenumsatz in z.B. sieben Stundenpaaren, würde ganz grob gerechnet nur ein siebtel der Technikinvestitionen erfordern aber immer noch gut die Hälfte der Börsenerlöse ermöglichen, die bei einer Auslegung auf ein Stundenpaar erzielt werden könnte. Spätestens über das 8. Stundenpaar hinaus würde der Pumpspeicher, wenn er denn betrieben würde, an der Börse Verluste einfahren.

Goldisthal ist auf acht Stunden Turbinenbetrieb unter Volllast ausgelegt. Viele andere Pumpspeicherkraftwerke auf kürzere maximale Volllastzeiten (was die Erlöse aber gleichzeitig auch die Investitionskosten erhöht).

Unser Pumpspeichersystem weist einen mittleren Höhenunterschied von 266 Meter auf. Die potentielle Energie von einem Kubikmeter Wasser beträgt bei diesem Höhenunterschied m * g * h = 1000 kg * 9,81 m/s² * 266 m = 2,6 Megajoule = 0,725 Kilo Watt Stunden. Einen vorsichtig angenommenen Gesamtwirkungsgrad der Anlage von 75% kann man mit 80% dem Pump- und mit 94% dem Turbinenbetrieb zuordnen. Das bedeutet, um einem Kubikmeter Wasser hoch zu pumpen muss 0,725 KWh / 80% = 0,91 kWh elektrische Energie eingesetzt werden. Wird der Kubikmeter zu Tal gelassen, dann gewinnt man aus der gespeicherten potentiellen Energie wieder 0,725 kWh * 94%  = 0,68 kWh. Insgesamt hat man pro Kubikmeter umgesetztes Volumen 0,91 kWh Strom eingekauft und 0,68 kWh verkauft. Konnte man eine Kilowattstunde zum Beispiel für 5 Cent einkaufen und kann sie für 9 Cent wieder verkaufen, dann hat man in einen Kubikmeter Wasser, der einmal hoch gepumpt wurde  5 Cent / kWh * 0,91 kWh = 4,6 Cent investiert und anschließend wenn er wieder herunter gelassen wurde 9 Cent / kWh * 0,68 kWh = 6,1 Cent erlöst. Dieser Kubikmeter Wasser hat damit 1,5 Cent erwirtschaftet. Weiß man also, mit welchen Ein- und Verkaufspreisen man im Tages- und Jahresverlauf rechnen kann, dann ist es eine einfache Multiplikationsaufgabe zu bestimmen, was der gesamte Pumpspeicher an einem Tag oder in einem Jahr an der Strombörse erlösen kann.

Damit dieser Prozess stattfinden kann, muss allerdings erst ein entsprechend dimensioniertes Kraftwerk vorhanden sein.

Bei einer kleineren Ausführung des unteren Sees von der Walkmühle bis Furthammer mit 100 Hektar Wasseroberfläche und sieben Metern Arbeitstiefe betrüge das Arbeitsvolumen 7 Millionen Kubikmeter. Bei einem angenommenen Volumenumsatz in sieben Stunden müssten in einer Stunde eine Million Kubikmeter bewegt werden. Dafür bräuchte man eine Pumpleistung von 0,91 kWh / m³ * 1 Mio m³ / h = 910 Megawatt und eine Turbinen- und Generatorleistung von 0,68 kWh / m³ * 1 Million m³ / h = 680 Megawatt. (Hinweis: Pump- und Turbinenbetriebszeiten können nicht gleich lang sein , denn technisch bedingt sind die Volumenströme beim Pumpen niedriger als im Turbinenbetrieb bei voller Leistung.)

Bei einer Ausführung des unteren Sees bis Tröstau, wie in den einführenden Darstellungen gezeigt, hätte der See eine Fläche von ca. 130 Hektar. Das Arbeitsvolumen bei 7 Meter Arbeitstiefe beträgt in dieser Ausführung ca. 9,1 Millionen Kubikmeter. Pro Stunde wären das ca. 9,1 Millionen m³ / 7 =  1,3 Millionen m³. Die für diesen Betrieb erforderliche Generatorleistung läge bei ca. 0,68 kWh / m³ * 1,3 Millionen m³ / h = 890 MW.

Bei einer noch größeren Ausführung des unteren Sees ginge dieser bis Leupoldsdorf und hätte eine Größe von ca. 200 Hektar. Das Arbeitsvolumen beträgt bei dieser Variante 14 Millionen m³. Stündlich wären das 2 Millionen m³. Die für diese Betriebsweise erforderliche Kraftwerksleistung betrüge 0,68 kWh / m³ * 2 Millionen m³ / h = 1,4 Gigawatt.

Zusammenfassung:

Auf Basis dieser Überlegungen kann man überschlägig die Baukosten und das gesamte Investitionsvolumen (einschließlich der Kosten für die Kapitalbereitstellung) abschätzen und eine Größenordnung an Stromerlösen daneben setzten.

 

praktische Konsequenz:

Die in den Rechenbeispielen angenommene Leistungsauslegung hätte zur Folge, dass die regelmäßigen Pegelschwankungen im unteren See in geringerem Umfang stattfinden würden. Nur bei extremen und selten zu erwartenden Situationen im Stromnetz würden bei so einer Auslegung die vollen sieben Meter Arbeitstiefe ausgeschöpft werden. Im Speicher würde im Normalfall immer eine größere Reservewassermenge verbleiben, weil die Pumpen den Speicher bei obiger Auslegung nicht in sieben Stunden füllen könnten. Da im Turbinenbetrieb ganz oder teilweise Regelleistung (siehe dazu das Kapitel "Betriebsvarianten") bereitgestellt wird, findet dieser meist im Teillastbereich statt, so dass es in des seltensten Fällen an einem Tag eine komplette Entleerung des oberen Speichers bei maximaler Leistungsabgabe geben wird. Genau diese Situation kann bei existierenden Pumpspeicherwerken beobachtet werden. Die Speicherseen  kommen selten an die höchsten oder an die niedrigsten Wasserstände, für die sie ausgelegt sind.

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