Pumpspeicher oder Batterie: Wann Altminen im Vorteil sind

Mit mehr Wind- und Solarstrom wächst der Bedarf an Speichern, aber nicht jeder Speicher löst dasselbe Problem. Großbatteriespeicher, meist als BESS für battery energy storage systems bezeichnet, sind sehr schnell und modular. Pumpspeicher brauchen deutlich mehr Bauaufwand, können dafür aber große Energiemengen über viele Stunden verschieben. Wer verstehen will, wann Altminen interessant werden, muss deshalb zuerst die Systemfrage klären: Geht es um Sekunden und Spitzenlasten oder um lange Verschiebung von Energie über den Tag hinaus?

Genau an diesem Punkt trennt sich die Logik der Technologien. Der Artikel zeigt, wann Pumpspeicher Batterien technisch und wirtschaftlich überlegen sein können, welche Bedingungen ehemalige Bergwerke tatsächlich brauchbar machen und wo sich der vermeintliche Standortvorteil in zusätzliche Risiken verwandelt. Das ist nicht nur für Projektentwickler relevant. Auch Netzbetreiber, Investoren und Regionen mit stillgelegtem Bergbau müssen wissen, welche Speicherform zu welchem Problem passt.

Batteriespeicher und Pumpspeicher überlappen sich, aber sie sind nicht austauschbar. Eine aktuelle NREL-Übersicht ordnet Batterien vor allem bei sehr schnellen Netzdiensten, Leistungsbereitstellung und kürzeren Speicherfenstern ein. Pumpspeicher gehören dagegen in die Klasse der großskaligen Energiespeicher für Lastverschiebung über viele Stunden und für hohe kumulierte Energiemengen. Beide Technologien können Regelenergie liefern, doch ihre ökonomische Stärke liegt in unterschiedlichen Einsatzmustern.

Auch beim Wirkungsgrad ist das Bild weniger eindeutig, als es in Debatten oft klingt. Für Pumpspeicher nennen NREL und das US-Energieministerium typische Rundwirkungsgrade von etwa 70 bis 87 Prozent, häufig wird mit rund 80 Prozent gerechnet. Für Lithium-Ionen-Batterien liegen die typischen Bereiche ebenfalls hoch, in den herangezogenen Quellen meist bei etwa 75 bis 85 Prozent. Der zentrale Unterschied ist daher oft nicht der letzte Effizienzpunkt, sondern die Frage, wie teuer zusätzliche Speicherstunden werden, wie lange die Anlage halten soll und wie stark der Standort die Realisierung prägt.

Für kurze Speicherzeiten sprechen viele Argumente für Batterien: Sie sind modular, seriennah beschaffbar und meist deutlich schneller zu errichten. Bei längeren Speicherzeiten ändert sich die Rechnung. Der DOE- und PNNL-Bericht zur Kosten- und Leistungsbewertung kommt für eine Referenzgröße von 100 Megawatt und zehn Stunden auf installierte Kosten von rund 263 US-Dollar je Kilowattstunde für Pumpspeicher, gegenüber rund 356 US-Dollar für Lithium-Ionen-LFP und rund 405 US-Dollar für Lithium-Ionen-NMC. Das sind Punktschätzungen auf Basis eines Referenzjahrs, keine universellen Projektpreise. Sie zeigen aber die Richtung: Wenn viele Stunden Energie gespeichert werden sollen, kann Pumpspeicher auf der Energieseite günstiger skalieren.

Der Mechanismus dahinter ist plausibel. Bei Batterien kostet zusätzliche Dauer vor allem zusätzliche Zellkapazität. Beim Pumpspeicher sind die Tiefbau- und Maschinenkosten hoch, aber die gespeicherte Energiemenge hängt stark von Fallhöhe und Wasserreservoir ab. Wer acht, zehn oder mehr Stunden abdecken will, betrachtet deshalb nicht nur Leistung, sondern vor allem die Kosten pro zusätzlicher Speicherstunde. Genau dort kann sich der Nachteil des aufwendigen Baus in einen Vorteil bei langen Laufzeiten verwandeln.

Die Idee hinter Altminen ist bestechend: Ein bereits verändertes Gelände könnte den Speicherbau erleichtern. Für geschlossene Pumpspeicher, also Systeme mit zwei Reservoirs ohne dauerhafte Verbindung zu einem natürlichen Fließgewässer, hat NREL technische Annahmen veröffentlicht, die zeigen, worauf es ankommt. Modellierte Projekte arbeiten häufig mit Fallhöhen von 200 bis 750 Metern, einer begrenzten Distanz zwischen den Becken im Verhältnis zur Höhe und annähernd passenden Reservoirvolumina. Eine alte Mine ist also nicht deshalb attraktiv, weil sie eine Mine ist, sondern nur dann, wenn sie diese Grundbedingungen annähernd erfüllt.

Gerade hier liegen die harten Grenzen. Eine Fachstudie zu einem stillgelegten Kohletagebau nennt Hangstabilität, wechselnde Wasserstände, Dichtigkeit und Wechselwirkungen mit dem Grundwasser als zentrale Risiken. Was auf der Karte wie ein fertiger Speicherstandort aussieht, kann geotechnisch problematisch sein. Untertägige Hohlräume, Stollen und Schächte erhöhen die Unsicherheit zusätzlich, wenn ihre Integrität oder die Langzeitabdichtung unklar sind. Auch ein geschlossener Pumpspeicher braucht Wasser für die Erstbefüllung und ein überzeugendes Management von Verlusten und Leckagen.

Hinzu kommt der Netzanschluss. NREL berücksichtigt in seiner Kostenmodellierung ausdrücklich die Distanz zur Hochspannungsinfrastruktur. Das ist ein wichtiger, oft unterschätzter Punkt: Eine Mine ohne tragfähige Anbindung ans Stromnetz kann ihren scheinbaren Lagevorteil schnell verlieren. Praktisch heißt das, dass Projektierer Altminen nicht als Abkürzung behandeln sollten, sondern als Spezialfall mit Vorprüfung in vier Schritten: Fallhöhe, Reservoirgeometrie, Geotechnik und Netz.

Selbst wenn Pumpspeicher auf dem Papier günstiger erscheinen, bleibt der Entwicklungsweg lang. Tiefbau, Wasserrecht, Umweltprüfung und geotechnische Absicherung machen solche Projekte schwerer planbar als Batteriespeicher. Geschlossene Systeme können Umweltkonflikte gegenüber flussgebundenen Anlagen mindern, sie heben Genehmigungsfragen aber nicht auf. Aus Investorensicht lautet der eigentliche Zielkonflikt deshalb: niedrigere Kosten bei langer Dauer gegen höhere Vorlaufzeiten und größere Projektrisiken.

Für Batteriespeicher ist das Profil fast spiegelbildlich. Sie sind modular, schneller skalierbar und näher an standardisierten Lieferketten. Dafür steigen ihre Kosten mit jeder zusätzlichen Speicherstunde relativ direkt, und ihre ökonomische Stärke liegt eher in kurzfristigen Anwendungen. Wer Netzengpässe über wenige Stunden glätten, sehr schnell regeln oder ein Projekt rasch umsetzen will, landet oft bei Batterien. Wer regelmäßig viel Energie über lange Zeit verschieben muss, schaut eher auf Pumpspeicher. Für ehemalige Bergwerke ist das entscheidend: Sie ergeben nur Sinn, wenn der Bedarf tatsächlich nach Langzeitspeicher verlangt und der Standort den langen Entwicklungsweg rechtfertigt.

Die praktische Lehre für Europa ist nüchtern. Altminen können helfen, zusätzliche Speicheroptionen zu erschließen, besonders in Regionen mit stillgelegtem Bergbau und vorhandener Energiewirtschaft. Daraus folgt aber kein flächendeckender Ersatz für Großbatterien. Der Pool geeigneter Standorte bleibt eng, weil Topografie, Wasserführung, Geologie und Netzanschluss gleichzeitig passen müssen. In dicht regulierten Märkten kommt hinzu, dass die Genehmigungsseite oft über Erfolg oder Scheitern entscheidet.

Für Deutschland ist das vor allem eine Frage der Infrastrukturstrategie. Großbatterien werden kurzfristig weiter an Bedeutung gewinnen, weil sie schnell gebaut werden können und gut zu kurzfristigen Flexibilitätsaufgaben passen. Pumpspeicher an oder in ehemaligen Bergwerken wären eher eine Ergänzung für ausgewählte Standorte mit klarer Langzeitspeicherfunktion. Für Regionen im Strukturwandel ist das dennoch relevant: Nicht jede stillgelegte Mine taugt als Speicher, aber dort, wo die Standortphysik stimmt, kann Nachnutzung mehr sein als Symbolpolitik.

Pumpspeicher schlagen Batterien nicht pauschal, sondern unter klaren Bedingungen: wenn lange Speicherdauer gebraucht wird, hohe Energiemengen wirtschaftlich verschoben werden sollen und ein Standort die baulichen Risiken beherrschbar macht. Ehemalige Minen können dabei helfen, doch nur dann, wenn sie die Kernanforderungen an Fallhöhe, Reservoir, Stabilität, Wasser und Netzanschluss wirklich erfüllen. Der belastbare Schluss ist daher einfach: Für schnelle Flexibilität bleibt die Batterie oft im Vorteil. Für Langzeitspeicher kann der Pumpspeicher überlegen sein, aber nur dort, wo die Altmine technische Hürde abbaut statt neue aufzubauen.