STROMSPEICHER AUS WASSER · AKTUALISIERT 28. SEPTEMBER 2026

Pumpspeicherkraftwerk Forbach (Bild: EnBW)

Wie ein Pumpspeicherkraftwerk funktioniert

Betreiber pumpen mit überschüssigem Strom Wasser in ein höher gelegenes Becken und lassen es bei Bedarf durch Turbinen zurückfließen. Rund 80 Prozent der eingesetzten Energie gelangen so zurück ins Netz, und das seit Jahrzehnten.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 8 Min. LESEN

Ein Pumpspeicherkraftwerk braucht zwei Wasserbecken auf unterschiedlicher Höhe, verbunden durch Stollen oder Druckrohre. In der Kaverne oder im Krafthaus dazwischen sitzt meist eine Pumpturbine. Je nach Drehrichtung drückt sie Wasser nach oben, oder das herabströmende Wasser dreht sie und damit den Generator. Der Generator arbeitet beim Pumpen als Motor und zieht Strom aus dem Netz. So beschreibt es die Pumpspeicher-Potenzialanalyse des Bayerischen Landesamts für Umwelt von 2014.

Gespeichert wird also Lageenergie: Je größer die Fallhöhe und je voller das Oberbecken, desto mehr Strom steht bereit. In älteren Pumpspeicherkraftwerken sitzen Pumpe und Turbine als getrennte Maschinen auf einer gemeinsamen Welle. Bei neuen Projekten legen Planer Maschinen und Triebwasserwege meist unter die Erde, um Fläche und Landschaft zu schonen.

Die ältesten noch laufenden Pumpspeicher-Maschinen in Waldeck und Häusern gingen 1931 ans Netz. Die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur weist mit Datenstand 26. Juni 2026 rund 6,3 Gigawatt Pumpspeicherleistung im Inland aus. Hinzu kommen rund 3,6 Gigawatt in Österreich und Luxemburg, die direkt an deutsche Übertragungsnetzbetreiber angeschlossen sind. Laut Vattenfall liegt die Betriebszeit deutscher Pumpspeicherkraftwerke im Schnitt bereits jenseits von 50 Jahren.

Wie viel Strom geht beim Pumpen und Zurückspeisen verloren

Aus einem modernen Pumpspeicherkraftwerk fließen rund 80 Prozent des Pumpstroms später wieder ins Netz. Rund ein Fünftel geht in Pumpe, Turbine, Generator, Transformator und durch Reibung im Wasserweg verloren.

Das US-Forschungslabor PNNL setzt den Wirkungsgrad für Pumpspeicherkraftwerke mit 80 Prozent an, für 2021 wie für 2030. So steht es in seiner Kosten- und Leistungsbewertung für Netzspeicher vom August 2022. Vattenfall nennt für das größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal in Thüringen ebenfalls 80 Prozent, so steht es in der Mitteilung zum 20. Betriebsjubiläum im Juli 2023. Seit 2003 hat Goldisthal demnach 44 Terawattstunden Strom eingespeichert.

Lithium-Ionen-Batterien liegen nur wenig darüber. PNNL rechnet für Lithium-Eisenphosphat-Speicher 2021 mit 86 Prozent am Wechselrichter und mit rund 83 Prozent, wenn der Transformator zum Netz mitzählt. Der Abstand zwischen Wasser und Batterie beträgt beim Wirkungsgrad also nur wenige Prozentpunkte.

Wie viele Stunden reicht ein volles Oberbecken

Ein volles Oberbecken reicht bei deutschen Pumpspeicherkraftwerken meist für fünf bis neun Stunden Volllast. Pumpspeicher sind damit Stunden- und Tagesspeicher, für mehrwöchige Flauten oder den Ausgleich zwischen Sommer und Winter eignen sie sich kaum.

Vattenfall gibt für Goldisthal neun Stunden Volllast im Turbinenbetrieb an und elf Stunden, um das Oberbecken mit 13 Millionen Kubikmetern Wasser voll zu pumpen. In Happurg in Mittelfranken reichen rund 850 Megawattstunden Speicher für bis zu fünf Stunden mit 160 Megawatt. Für das neue Pumpspeicherkraftwerk in Forbach nennt EnBW rund 456 Megawattstunden je Zyklus, genug für etwa acht Stunden Turbinenbetrieb.

Die bayerische Potenzialanalyse hält ausdrücklich fest, dass sich Pumpspeicherkraftwerke für mehrwöchige Windflauten eher nicht eignen. Mehrtägige Dunkelflauten überbrücken Netzbetreiber mit steuerbaren Kraftwerken und Importen, künftig auch mit neuen Langzeitspeichern. DIW-Forscher Martin Kittel hält Dunkelflauten auch ohne neue Gaskraftwerke für lösbar. Konzepte wie der Lageenergiespeicher im Felsblock übertragen das Prinzip Lageenergie auf größere Speichermengen, stehen aber noch im Konzeptstadium.

Wofür brauchen Netzbetreiber ein Pumpspeicherkraftwerk

Netzbetreiber nutzen ein Pumpspeicherkraftwerk für Regelleistung, für die Spannungshaltung und für den Neustart des Netzes nach einem Blackout. Den klassischen Tag-Nacht-Ausgleich leisten die Anlagen weiterhin. Schon 2014 sah die bayerische Analyse den Schwerpunkt aber bei Frequenz- und Spannungsregelung.

Regelleistung gleicht kurzfristige Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch aus. Ein Pumpspeicherkraftwerk kann sie in beide Richtungen liefern: Im Turbinenbetrieb speist es zusätzlich ein, im Pumpbetrieb nimmt es überschüssigen Strom auf. Anders als Gaskraftwerke stellen Pumpspeicher laut der bayerischen Analyse auch negative Regelenergie bereit. Moderne Anlagen brauchen demnach vom Stillstand bis zum Turbinenbetrieb 60 bis 110 Sekunden, je nach Maschinentyp.

Über ihre Synchrongeneratoren regeln die Betreiber auch die Blindleistung und stützen damit die Spannung im Netz. Die wichtigste Reserve für den Ernstfall heißt Schwarzstart. Ein schwarzstartfähiges Kraftwerk fährt ohne Strom von außen hoch und baut nach einem großflächigen Ausfall erste Teilnetze wieder auf. Uniper hebt diese Fähigkeit für Happurg ausdrücklich hervor, die Schluchseewerk AG für ihre Anlagen im Südschwarzwald.

Welche Pumpspeicherkraftwerke sind die größten in Deutschland

Die beiden größten Pumpspeicherkraftwerke Deutschlands stehen in Goldisthal und Markersbach, beide mit gut einem Gigawatt Leistung und beide von Vattenfall betrieben. Auf Platz drei folgt das Kavernenkraftwerk Wehr der Schluchseewerk AG mit 910 Megawatt.

Quelle: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste (Datenstand 26. Juni 2026), eigene Summierung der Einzelaggregate je Standort; Anlagen in Betrieb, ohne Standorte im Ausland.

Das größte Speichervolumen liegt nicht bei den leistungsstärksten Anlagen. Die Schluchseewerk AG nennt für den Schluchsee als Kopfspeicher ihrer Kaskade 91 Gigawattstunden Speichervermögen, verteilt auf rund 600 Höhenmeter bis zum Rhein. Die Kraftwerksliste führt Happurg mit 160 Megawatt weiter als in Betrieb und zählt die Anlage damit in die 6,3 Gigawatt mit. Uniper hat dieses Pumpspeicherkraftwerk allerdings 2011 stillgelegt.

Wo bauen EnBW, Uniper und Schluchseewerk neue Pumpspeicher

Drei Betreiber erweitern oder reaktivieren in Süddeutschland bestehende Standorte: EnBW in Forbach, Uniper in Happurg und die Schluchseewerk AG am Schluchsee. Alle drei nutzen bereits vorhandene Stauseen und Becken.

EnBW baut im Nordschwarzwald das Rudolf-Fettweis-Werk zu einem Pumpspeicherkraftwerk mit Kavernenspeicher im Berg um. Laut EnBW-Pressemappe erhält das Schwarzenbachwerk eine Pumpturbine mit 54 Megawatt Turbinen- und 57 Megawatt Pumpleistung, das Murgwerk steuert weiter 22 Megawatt bei. Die Schwarzenbachtalsperre dient als Oberbecken. EnBW investiert rund 280 Millionen Euro und plant die Inbetriebnahme für Herbst 2027.

Uniper hatte Happurg 2011 wegen Schäden am Boden des Oberbeckens vom Netz genommen und im Juni 2024 die Reaktivierung für rund 250 Millionen Euro beschlossen. Nach einem Bericht der Energieregion Nürnberg vom August 2026 sind die Arbeiten am Oberbecken zu einem großen Teil abgeschlossen. Die Anlage soll 2028 wieder Strom liefern und wird dann das größte Pumpspeicherkraftwerk Bayerns sein.

Die Schluchseewerk AG will mit ihrem Erneuerungsprogramm WGSPlus die Kraftwerke Häusern, Witznau und Waldshut ausbauen. Zwischen Schluchsee und Schwarzabecken plant das Unternehmen einen weiteren Stollen (mehr dazu: Schluchsee, Milliarden für den größten Stromspeicher).

Was kostet ein Pumpspeicher im Vergleich zur Batterie

Nach US-Schätzungen für 2021 war ein Pumpspeicherkraftwerk mit zehn Stunden Speicherdauer je Kilowattstunde günstiger als ein gleich großer Lithium-Ionen-Speicher. Seitdem sind die Preise für Batteriesysteme stark gefallen, laut BloombergNEF allein 2025 um 31 Prozent.

PNNL beziffert die Kosten für ein Pumpspeicherkraftwerk mit 100 Megawatt und zehn Stunden Speicherdauer auf 263 US-Dollar je Kilowattstunde. Ein Lithium-Eisenphosphat-Speicher derselben Größe kostet demnach 356 US-Dollar, beides Stand 2021 und für US-Projekte. Mit 24 Stunden Speicherdauer sinkt der Pumpspeicherwert auf 143 US-Dollar je Kilowattstunde. Die Lebensdauer setzt PNNL für Pumpspeicher mit 60 Jahren an, für Lithium-Eisenphosphat mit 16 Jahren.

Den Preisrutsch bei Batterien dokumentiert die Kostenumfrage von BloombergNEF für 2025: Schlüsselfertige Batteriespeichersysteme kosteten weltweit im Schnitt 117 US-Dollar je Kilowattstunde, in Europa 177 US-Dollar. BloombergNEF grenzt die Kosten anders ab als PNNL, die Werte lassen sich deshalb nur grob vergleichen. In Deutschland speisen Batterie-Großspeicher wie der Speicher in Merseburg inzwischen im Netzmaßstab ein.

Für die deutschen Projekte ergeben sich aus den Betreiberangaben rechnerisch rund 610 Euro je Kilowattstunde Speicher in Forbach. In Happurg, wo Uniper ein bestehendes Pumpspeicherkraftwerk saniert, sind es knapp 300 Euro. Seine Stärke spielt der Pumpspeicher bei langer Speicherdauer und jahrzehntelanger Nutzung aus. Batterien rücken auch in diesen Bereich vor, wie eine Studie zeigt, nach der Langzeit-Batteriespeicher Gaskraftwerke ersetzen könnten.

Welche Folgen hat ein Pumpspeicherkraftwerk für die Natur

Ein Pumpspeicherkraftwerk verändert Landschaft, Wald und Gewässer vor allem beim Bau neuer Becken. Über die gesamte Lebensdauer gerechnet verursacht ein geschlossener Pumpspeicher laut dem US-Labor NREL weniger Treibhausgase als die anderen untersuchten Großspeicher.

NREL hat 2023 die Klimawirkung neuer, von natürlichen Gewässern getrennter Pumpspeicher mit vier anderen Speichertechniken verglichen. In der Auswertung schnitt das geschlossene Pumpspeicherkraftwerk je gelieferter Kilowattstunde am besten ab, vor Lithium-Ionen-Batterien, Vanadium-Flussbatterien, Druckluftspeichern und Bleibatterien. Ein Standort auf einer Industriebrache statt auf unberührter Fläche senkt den Wert laut NREL.

Vor Ort sieht die Bilanz gemischter aus. Für Goldisthal fielen ab 1975 rund 205 Hektar Wald, der BUND sah den Lebensraum des Auerhuhns beeinträchtigt, so ein 2025 im Vattenfall-Newsroom veröffentlichter Rückblick. EnBW verlegt in Forbach Speicher und Maschinen in den Berg und hat vorab Eidechsen umgesiedelt. Im Hotzenwald gab EnBW das Neubauprojekt Atdorf auf, weil weitere Prüfungen der ökologischen Kartierungen und des Flächenausgleichs viel Zeit und Geld gekostet hätten.

QUELLEN

1. Uniper: Pressemitteilung zur Wiederinbetriebnahme des Pumpspeicherkraftwerks Happurg für rund 250 Millionen Euro, 20. Juni 2024.
2. Environmental Science & Technology: Inman, Avery, Hanes, Hettinger, Heath, Life Cycle Assessment of Closed-Loop Pumped Storage Hydropower in the United States, 2023.
3. Schluchseewerk AG: EnBW ordnet Priorität bei Speicherprojekten neu, das Pumpspeicherprojekt Atdorf wird nicht weiterverfolgt, Pressemitteilung.

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