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S. W. Das Pumpspeicherkraftwerk Coo, das in den 1970er Jahren entwickelt wurde, um Überschüsse aus der Atomenergieproduktion aufzufangen, nutzt die Volatilität des Marktes, um immer leistungsfähigere Turbinen zu betreiben.
Inmitten von Fichten, etwa fünfzig Kilometer von der belgischen Stadt Lüttich entfernt, sind die ausgedehnten Seen des Kraftwerks Coo, das zum Electrabel-Konzern (Engie) gehört, kürzlich um einige Meter in den umliegenden Wald hineingewachsen. "Wir haben die größte Eiche, die unsere Baustelle überragt, erhalten und außerdem ein ein Hektar großes Feuchtgebiet angelegt, in dem Schafe weiden", betont Marc Locht, Betriebsleiter des Kraftwerks.
Für Uneingeweihte ist die in den letzten Monaten abgeschlossene Erweiterung eines der Oberbecken nicht sofort ersichtlich, da sie bereits gigantisch erscheint. "Durch die Anhebung des Beckens um 2 Meter sind wir von 4,1 Millionen Kubikmetern auf 5,1 Millionen Kubikmeter gespeicherte Wassermenge gekommen", erklärt Marc Locht. Auch etwas tiefer, im Maschinenraum, wird gearbeitet. In dieser 40 Meter hohen Kathedrale wartet ein nagelneuer, fast 300 Tonnen schwerer Rotor darauf, an einer der sechs Turbinen des Wasserkraftwerks montiert zu werden, um dessen Leistung zu erhöhen.
Insgesamt will Engie 67 Millionen Euro in dieses Pumpspeicherkraftwerk (STEP) investieren, um seine Speicherkapazität und Leistung bis 2026 um 7,5 % zu erhöhen.
Das Spiel hat sich gelohnt: Die 1967 in Betrieb genommene Anlage, deren ursprüngliches Ziel es war, nächtliche Überschüsse aus der Atomenergie aufzufangen und tagsüber wieder abzugeben, hat mit dem Wachstum der erneuerbaren Energien eine neue Chance gefunden. "Wir sind zunehmend gefordert, Ungleichgewichte auf den Märkten auszugleichen", erklärt Marc Locht.
Die Becken der Coo-Kraftwerke werden automatisch von Brüssel aus gesteuert und im Einklang mit den steigenden und fallenden Großhandelspreisen für Strom geleert und gefüllt, wenn sich die intermittierenden Wind- und Solarkraftwerke in der Nähe ein- und ausschalten.
Als echtes Handelsinstrument hat das Kraftwerk seinen Rhythmus radikal geändert: Während die Turbinen in den 2010er Jahren etwa 2.000 Mal pro Jahr anliefen, sind es jetzt 15.000 Mal pro Jahr. "Wir starten jede Maschine jetzt sieben bis acht Mal am Tag, während es früher nur morgens und abends war", bestätigt Marc Locht.
Dieser Start-Stopp-Betrieb hat die Gesamtstromproduktion des Kraftwerks verringert, ermöglicht es aber, einen höheren Wert auf den Stromgroßhandelsmärkten zu erzielen, da das Kraftwerk nur in Zeiten günstiger Volatilität anläuft.
Für europäische Stromnetzbetreiber, die auf der Suche nach neuen Flexibilitätsmöglichkeiten sind, haben diese "STEP"-Anlagen den Vorteil, dass sie in Rekordzeit sehr viel Strom liefern können - ein unbestreitbarer Vorteil, wenn sich die Situation durch Wetterschwankungen von einer Stunde zur nächsten radikal ändern kann.
"Während des Sturms in diesem Herbst waren die Winde so stark, dass einige Windparks in der Nordsee plötzlich stillstanden, wodurch der Bedarf an 300 Megawatt Leistung im Netz schlagartig wegfiel. Das Coo-Kraftwerk hat das dann übernommen", erklärt Sébastien Arbola, stellvertretender CEO und verantwortlich für die Bereiche Flexibilität und Einzelhandel bei Engie.
Ähnliche Erweiterungsinvestitionen plant Engie für seine STEP-Anlagen Dinorwig und Festiniog in Wales. Allerdings hat der Konzern derzeit keine Pläne, in neue Anlagen dieser Art zu investieren.
Der Bau, die Finanzierung und die Akzeptanz dieser Kraftwerke vor Ort sind kompliziert und stellen manchmal eine heikle wirtschaftliche Gleichung dar. "Diese Anlagen sind der heilige Gral... wenn sie erst einmal gebaut sind. Wir haben uns Projekte in Italien und Australien angeschaut, aber wir haben uns noch nicht dafür entschieden, denn es ist eine komplexe bautechnische Angelegenheit", bestätigt Sébastien Arbola.
Darüber hinaus gibt es in Frankreich ein unsicheres regulatorisches Umfeld, da EDF mit der Regierung zusammenarbeitet, um den Status dieser Anlagen zu ändern, die bisher im Rahmen von Konzessionen betrieben wurden. In der Zwischenzeit konzentriert sich Engie auch auf Batterien: Das Unternehmen plant, bis 2030 weltweit 10 GW zu installieren, gegenüber knapp 600 MW heute.