Mini-Pumpspeicherwerk unter Wasser: Wird Stromspeicherung günstiger?

Du merkst es im Alltag, auch wenn du keine Stromrechnung im Detail analysierst: Strom aus Wind und Sonne schwankt. Mal wird viel produziert, mal wenig. Das ffchrt zu zwei praktischen Problemen die sich politisch und wirtschaftlich zuspitzen: Einerseits muss das Netz stabil bleiben, andererseits wird erneuerbarer Strom manchmal abgeregelt, weil er gerade nicht dorthin kann, wo er gebraucht wird. Energiespeicher gelten deshalb als Schlfcsseltechnologie, sind aber an Land nicht immer leicht zu bauen.

Pumpspeicherwerke sind eine der klassischen Speichermethoden. Nur: Sie brauchen passende Landschaften, viel Bauaufwand und lange Genehmigungsprozesse. Genau an dieser Stelle setzt die Idee vom Mini-Pumpspeicherwerk unter Wasser an. Statt Berge und Te4ler zu nutzen, soll der Wasserdruck in der Tiefe die Arbeit erledigen mit Betonkugeln oder e4hnlichen Behe4ltern auf dem Meeresboden.

Das klingt nach einer eleganten Abkfcrzung. Aber wird es auch gfcnstig? Die f6ffentlich verffcgbaren Daten zeigen: Die Physik ist klar, erste Pilotversuche wurden beschrieben, und ffcr bestimmte Auslegungen gibt es konkrete Zahlen zu Energieinhalt, Leistung und Wirkungsgrad. Gleichzeitig bleibt viel konomische Unsicherheit vor allem bei Installation, Wartung und Netzanschluss. Genau diese Spannungsfelder ordnen wir in den ne4chsten Abschnitten ein.

Ein Unterwasser-Pumpspeicher fcbertre4gt das Grundprinzip des Pumpspeichers in die Tiefe: Strom fcbrig fcber eine Pumpe Wasser gegen einen Druck bewegen (laden), Strombedarf fcber eine Turbine Wasser zurfcckstrf6men lassen (entladen). Bei Konzepten wie StEnSea (Stored Energy at Sea) passiert das nicht zwischen zwei Seen in unterschiedlicher Hf6he, sondern zwischen Meer und einer abgeschlossenen, hohlen Betonkugel am Meeresboden.

Die Funktionsidee, wie sie Fraunhofer IEE beschreibt, ist modular: Eine Betonhohlkugel bildet den Speicherraum. Darin steckt eine technische Einheit mit Pumpe/Turbine, Ventilen sowie Mess-, Steuer- und Regeltechnik. Ein zentraler Punkt ist Wartbarkeit: Diese technische Einheit soll herausnehmbar sein, damit Service nicht zwingend als teure Unterwasser-Reparatur stattfinden muss.

Je tiefer der Speicher liegt, desto mehr Energie steckt pro Kubikmeter im Druck aber desto anspruchsvoller werden Bau, Installation und Betrieb.

Die Tiefe ist deshalb der wichtigste Hebel. In den recherchierten Unterlagen wird ffcr die Konzeptauslegung he4ufig eine Zielregion von etwa 600a0bis 800a0m Wassertiefe genannt. Fraunhofer berichtet zudem fcber Pilotversuche in deutlich geringerer Tiefe, etwa rund 100a0m im Bodensee, um die Grundfunktion praktisch zu testen.

Ob ein Mini-Pumpspeicherwerk unter Wasser gfcnstig wird, entscheidet sich nicht am Wirkungsgrad allein. Der Wirkungsgrad ist wichtig, weil er bestimmt, wie viel Strom du nach einem Speicherzyklus wieder herausbekommst. Aber bei Unterwasser-Lf6sungen kommen Kostenblf6cke dazu, die an Land entweder kleiner sind oder anders verteilt werden: schwere Seebau-Logistik, spezielle Materialien, Kabelanbindung und der Betrieb in einer Umgebung, die Wartung teuer macht.

Ein wichtiger Hinweis aus den recherchierten techno-f6konomischen Arbeiten ist, dass die f6konomische Bewertung extrem sensitiv ist: Kleine c4nderungen bei Annahmen ffcr Installation, Wartung oder Auslastung (wie oft pro Jahr geladen und entladen wird) verschieben die Wirtschaftlichkeit stark. In einem universite4ren Technologie-Assessment von 2013 werden ffcr Unterwasser-Pumpspeicher beispielhafte Kostenbereiche als Stromgestehungskosten (LCOE) angegeben, die he4ufig fcber Vergleichswerten ffcr konventionelle Pumpspeicher liegen. Diese Quelle ist von 2013 und damit e4lter als zwei Jahre. Trotzdem ist sie als Rahmen nfctzlich, weil sie die Kostentreiber strukturiert und mit Sensitivite4ten arbeitet.

Dass es keine einfache bbBau dir eine Kugel und spare Geldab-Rechnung ist, zeigt auch die Skalierungslogik: Mehr Tiefe erhf6ht die Energiedichte, kann also die Menge Beton pro gespeicherter Kilowattstunde senken. Gleichzeitig werden Installation und Wartung mit steigender Tiefe komplexer. Genau dieses Spannungsfeld taucht in mehreren Arbeiten wieder auf, inklusive dem Hinweis, dass ein bboptimalerab Tiefenbereich stark von lokalen Kostenannahmen abhe4ngt.

Hinzu kommt ein strategischer Punkt, der in politischen Debatten schnell fcbersehen wird: Bei Stromspeichern geht es nicht nur um bbKosten pro kWhab. Speicher verdienen (oder sparen) Geld fcber verschiedene Nutzenkane4le: Verschiebung von Strom fcber den Tag, Bereitstellung von Regelenergie und das Vermeiden von Abregelung. Offizielle Bewertungsleitfe4den ffcr Pumpspeicher betonen deshalb, dass man Erlf6se und Systemnutzen nicht doppelt ze4hlen darf und dass Ergebnisse stark vom jeweiligen Strommarktdesign abhe4ngen. Ffcr Unterwasser-Speicher heidft das: Selbst wenn eine Technik funktioniert, muss sie in den realen Marktregeln und Netzengpe4ssen einen Platz finden, der ihre Zusatzkosten rechtfertigt.

Politisch ist der Charme eines Stromspeichers unter Wasser schnell erze4hlt: Er verspricht, Speicherleistung dorthin zu bringen, wo Energie ohnehin entsteht zum Beispiel in der Ne4he von Offshore-Windparks ohne grodfe neue Stauseen an Land. Das kann Konflikte fcber Fle4chen, Natur- und Landschaftsschutz reduzieren. Es ist aber kein Freifahrtschein: Auch Offshore-Infrastruktur wird geplant, genehmigt und gebaut, und sie braucht Netzanbindung.

Technisch gesehen ist die Netzanbindung der eigentliche Knotenpunkt. Eine Unterwasser-Speicherfarm muss nicht nur Strom fcbertragen, sondern auch sicher schalten, regelbar sein und in Fehlerfe4llen beherrschbar bleiben. In den recherchierten Projektbeschreibungen wird die Speicherarchitektur zwar als modular mit wartbarer technischer Einheit skizziert, gleichzeitig wurde in der Recherche kein f6ffentliches Steuerungs- oder Betriebsdatenpaket gefunden, das die Komplexite4t in der Praxis belegt. Das ist kein Makel, sondern in dieser Entwicklungsphase normal aber es bedeutet: Aussagen zur bbBetriebsffchrung im Grodffeldab bleiben vorerst vorsichtig.

Ffcr die Energiewirtschaft stellt sich audferdem die Frage nach dem Zeithorizont: Unterwasser-Pumpspeicher zielen eher auf le4ngere Speicherzeiten und grodfe Energiemengen. In einer verf6ffentlichten StEnSea-Auslegung wird zum Beispiel eine Einheit mit rund 5a0MW Leistung und etwa 18,3a0MWh Energieinhalt beschrieben. Das ist kein bbSekundenpufferab, sondern eine Anlage, die mehrere Stunden liefern kann. Solche Speicher sind besonders dann interessant, wenn sie Engpe4sse entsche4rfen oder Offshore-Erzeugung besser fcber die Zeit gle4tten.

Gleichzeitig bleibt der Vergleich mit Alternativen politisch entscheidend. Kritische akademische Vergleiche zwischen Unterwasser- und konventionellen Pumpspeichern kommen in den recherchierten Arbeiten zu dem Ergebnis, dass Unterwasser-Anse4tze nicht automatisch einen Vorteil haben oft he4ngt alles an konkreten Standortkosten und daran, ob sich echte Synergien mit Offshore-Erzeugung realisieren lassen. Daraus folgt ein pragmatischer Politikpunkt: Ff6rderung und Regulierung sollten weniger Technologien abpre4mierenbb, sondern Tests und Vergleichbarkeit ermf6glichen etwa fcber standardisierte Messwerte zu Wirkungsgrad, Verffcgbarkeit, Wartungsaufwand und Netzdienstleistungen.

Die Chance ist offensichtlich: Unterwasser-Speicher nutzen eine Umgebung, die im Vergleich zu Gebirgsregionen weltweit verbreitet ist. Sie kf6nnten dort helfen, wo grodfe Speicher an Land politisch oder geologisch schwer umzusetzen sind. Das Fraunhofer-Konzept setzt zudem auf einen wartungsfreundlichen Ansatz die technische Einheit soll herausnehmbar sein was zumindest ein Teil der Offshore-Risiken adressiert.

Die Risiken liegen weniger im Grundprinzip als in der Umsetzung. In den recherchierten Einordnungen tauchen immer wieder dieselben praktischen Fragen auf: Wie teuer wird die Installation in 600a0bis 800a0m Tiefe wirklich, inklusive spezieller Schiffe und Zeitfenster ffcr Arbeiten auf See? Wie verle4sslich sind Dichtungen, Ventile und rotierende Komponenten ber lange Zeitre4ume unter hohem Druck und in Salzwasserumgebung? Und wie robust sind grodfe Betonstrukturen fcber sehr viele Ladezyklen hinweg, inklusive Ermfcdung und kleinen Undichtigkeiten?

Ein weiterer Punkt ist Transparenz durch Betriebserfahrung. Die Recherche zeigt: Es gibt Pilotversuche und verf6ffentlichte Modellwerte, aber keine breit dokumentierten Serieninstallationen mit Langzeitdaten, die man heute als bbmarktreifab einstufen kf6nnte. Genau deshalb sind die ne4chsten Schritte relativ klar, wenn man den Anspruch bbgfcnstigab serif6s prfcfen will: grf6dfere Demonstratoren, klare Wartungskonzepte, belastbare Zahlen zu Installations- und Kabelkosten sowie standardisierte Messungen von Verffcgbarkeit und Wirkungsgrad im Dauerbetrieb.

Auf Systemebene ergibt sich daraus ein realistisches Szenario: Unterwasser-Pumpspeicher werden eher dort eine Rolle spielen, wo Offshore-Infrastruktur ohnehin aufgebaut wird und wo Netzausbau nicht schnell genug nachkommt. Dann kann der Speicher helfen, die zeitliche Lfccke zu fcberbrfccken und Abregelung zu reduzieren. Ob das in Summe bbgfcnstig wird, he4ngt am Ende an sehr konkreten Projektzahlen, nicht an einer allgemeinen Technik-Erze4hlung.

Ein Mini-Pumpspeicherwerk unter Wasser ist keine Magie, sondern Pumpspeicherphysik in einer anderen Umgebung. Die verf6ffentlichten Daten zu StEnSea zeigen: Einzelne Einheiten lassen sich mit klaren Leistungswerten auslegen, etwa mit rund 5a0MW und einem Energieinhalt in der Grf6dfenordnung von 18,3a0MWh bei einer Referenz-Tiefe von 750a0m. Auch die genannten Rundlaufwirkungsgrade (je nach Quelle im Bereich von etwa 73a0% bis 80a0%) sind plausibel und passen zu Pumpspeicher-Technik. Die offene Frage bleibt die d6konomie: Ob ein Stromspeicher unter Wasser gfcnstig wird, entscheidet sich an Installation, Wartung und Netzanschluss und daran, ob Stromme4rkte und Netze den Systemnutzen auch wirklich vergfcten.