Der Aufbau eines neuen Energiesystems ist ein komplexes und systematisches Projekt. Es erfordert die gleichzeitige Berücksichtigung von Versorgungssicherheit und -stabilität, des steigenden Anteils erneuerbarer Energien und angemessener Systemkosten. Es gilt, das Zusammenspiel zwischen der sauberen Transformation thermischer Kraftwerke, der geordneten Integration erneuerbarer Energien wie Wind- und Regenenergie, dem Aufbau von Netzkoordinierungs- und -unterstützungskapazitäten sowie der rationellen Allokation flexibler Ressourcen zu gestalten. Die wissenschaftliche Planung des Aufbaus des neuen Energiesystems bildet die Grundlage für die Erreichung der Ziele der CO₂-Spitzenlastreduzierung und Klimaneutralität und dient gleichzeitig als Rahmen und Leitfaden für die Entwicklung der verschiedenen Akteure im neuen Energiesystem.
Bis Ende 2021 wird die installierte Leistung der Kohlekraftwerke in China 1,1 Milliarden Kilowatt übersteigen und damit 46,67 % der gesamten installierten Leistung von 2,378 Milliarden Kilowatt ausmachen. Die erzeugte Leistung der Kohlekraftwerke wird 5042,6 Milliarden Kilowattstunden betragen, was 60,06 % der gesamten erzeugten Leistung von 8395,9 Milliarden Kilowattstunden entspricht. Der Druck zur Emissionsreduzierung ist enorm, daher ist eine Kapazitätsreduzierung notwendig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die installierte Leistung der Wind- und Solarenergie beträgt 635 Millionen Kilowatt und entspricht damit nur 11,14 % der gesamten technologisch nutzbaren Leistung von 5,7 Milliarden Kilowatt. Die erzeugte Leistung beläuft sich auf 982,8 Milliarden Kilowattstunden, was lediglich 11,7 % der gesamten Stromerzeugungskapazität entspricht. Sowohl die installierte Leistung als auch die erzeugte Leistung der Wind- und Solarenergie bieten erhebliches Verbesserungspotenzial und erfordern eine beschleunigte Integration in das Stromnetz. Es besteht ein erheblicher Mangel an flexiblen Systemressourcen. Die installierte Kapazität flexibler, geregelter Energiequellen wie Pumpspeicherkraftwerke und Gaskraftwerke beträgt lediglich 6,1 % der gesamten installierten Kapazität. Insbesondere die installierte Gesamtkapazität von Pumpspeicherkraftwerken liegt bei 36,39 Millionen Kilowatt, was nur 1,53 % der gesamten installierten Kapazität entspricht. Es sollten Anstrengungen unternommen werden, um Entwicklung und Ausbau zu beschleunigen. Darüber hinaus sollte digitale Simulationstechnologie eingesetzt werden, um die Erzeugung neuer Energien auf der Angebotsseite zu prognostizieren, das Potenzial des Lastmanagements präzise zu steuern und auszuschöpfen sowie den Anteil flexibler Umwandlung großer Kraftwerksaggregate zu erhöhen. Dies verbessert die Fähigkeit des Stromnetzes, die Ressourcenverteilung großflächig zu optimieren und so das Problem der unzureichenden Systemregelkapazität zu beheben. Gleichzeitig können einige zentrale Systemakteure Dienstleistungen mit ähnlichen Funktionen anbieten, beispielsweise die Konfiguration von Energiespeichern und die Erweiterung des Stromnetzes um Verbindungsleitungen, um den lokalen Stromfluss zu verbessern, und die Konfiguration von Pumpspeicherkraftwerken, um einige Kondensatoren zu ersetzen. In diesem Fall hängen die koordinierte Entwicklung jedes einzelnen Fachs, die optimale Ressourcenverteilung und die Kosteneinsparung allesamt von einer wissenschaftlich fundierten und vernünftigen Planung ab und müssen über einen größeren Rahmen und einen längeren Zeitraum hinweg koordiniert werden.
Im traditionellen Stromsystem, in dem die Energieerzeugung dem Verbrauch folgte, wies die Planung der Stromversorgung und des Stromnetzes in China einige Probleme auf. Im Zeitalter des neuen Stromsystems mit der gemeinsamen Entwicklung von „Erzeugung, Netz, Verbrauch und Speicherung“ gewinnt die kollaborative Planung noch mehr an Bedeutung. Pumpspeicherkraftwerke spielen als wichtige saubere und flexible Energiequelle eine entscheidende Rolle für die Versorgungssicherheit des großen Stromnetzes, die Förderung des Verbrauchs sauberer Energie und die Optimierung des Systembetriebs. Vor allem aber sollten wir die Planungsvorgaben stärken und den Zusammenhang zwischen unserer eigenen Entwicklung und den Bauanforderungen des neuen Stromsystems umfassend berücksichtigen. Seit Beginn des „Vierzehnten Fünfjahresplans“ hat der Staat sukzessive Dokumente wie den mittel- und langfristigen Entwicklungsplan für Pumpspeicherkraftwerke (2021–2035), den mittel- und langfristigen Entwicklungsplan für die Wasserstoffwirtschaft (2021–2035) und den Entwicklungsplan für erneuerbare Energien im Rahmen des „Vierzehnten Fünfjahresplans“ (FGNY [2021] Nr. 1445) veröffentlicht. Diese beschränken sich jedoch auf diesen Sektor. Der für die Gesamtplanung und Steuerung der Energiewirtschaft von großer Bedeutung ist, wurde noch nicht offiziell veröffentlicht. Es wird daher empfohlen, dass die zuständige nationale Behörde einen mittel- und langfristigen Plan für den Aufbau eines neuen Energiesystems erstellt, der als Grundlage für die Formulierung und fortlaufende Anpassung anderer Pläne im Energiesektor dienen und somit eine optimierte Ressourcenallokation ermöglichen soll.
Synergistische Entwicklung von Pumpspeicherkraftwerken und neuen Energiespeichern
Bis Ende 2021 hat China neue Energiespeicher mit einer Kapazität von 5,7297 Millionen Kilowatt in Betrieb genommen. Davon entfallen 89,7 % auf Lithium-Ionen-Batterien, 5,9 % auf Bleiakkumulatoren, 3,2 % auf Druckluftspeicher und 1,2 % auf andere Speicherformen. Die installierte Kapazität von Pumpspeicherkraftwerken beträgt 36,39 Millionen Kilowatt und ist damit mehr als sechsmal so hoch wie die der neuen Energiespeicher. Sowohl neue Energiespeicher als auch Pumpspeicherkraftwerke sind wichtige Komponenten des neuen Stromsystems. Durch ihre gemeinsame Nutzung im Stromsystem können ihre jeweiligen Vorteile optimal genutzt und die Regelleistung des Systems weiter verbessert werden. Dennoch bestehen deutliche Unterschiede zwischen den beiden Speichertypen hinsichtlich ihrer Funktion und ihrer Anwendungsszenarien.
Neue Energiespeichertechnologien umfassen neben Pumpspeicherkraftwerken auch elektrochemische Energiespeicher, Schwungradspeicher, Druckluftspeicher und Wasserstoff- (Ammoniak-) Energiespeicher. Die meisten dieser Kraftwerke zeichnen sich durch kurze Bauzeiten und eine einfache, flexible Standortwahl aus, sind aber derzeit wirtschaftlich noch nicht optimal. Elektrochemische Energiespeicher haben typischerweise eine Leistung von 10 bis 100 MW, reagieren in Millisekunden schnell, weisen eine hohe Energiedichte auf und bieten eine gute Regelgenauigkeit. Sie eignen sich vor allem für die dezentrale Spitzenlastabdeckung und werden üblicherweise an das Niederspannungsverteilungsnetz oder das Kraftwerksgelände angeschlossen. Technisch sind sie für Umgebungen mit häufigen und schnellen Anpassungen, wie z. B. Primär- und Sekundärfrequenzmodulation, geeignet. Druckluftspeicher nutzen Luft als Speichermedium und zeichnen sich durch hohe Kapazität, viele Lade- und Entladezyklen sowie eine lange Lebensdauer aus. Allerdings ist ihr Wirkungsgrad relativ gering. Druckluftspeicher sind die Energiespeichertechnologie, die Pumpspeicherkraftwerken am ähnlichsten ist. Für Wüsten, die Gobi und andere Gebiete, in denen Pumpspeicherkraftwerke ungeeignet sind, kann die Nutzung von Druckluftspeichern den Verbrauch erneuerbarer Energien in großen Freizeitparks effektiv ergänzen und birgt großes Entwicklungspotenzial. Wasserstoffenergie ist ein wichtiger Energieträger für die großflächige und effiziente Nutzung erneuerbarer Energien. Ihre Fähigkeit zur großflächigen und langfristigen Speicherung ermöglicht die optimale Verteilung heterogener Energiequellen über Regionen und Jahreszeiten hinweg. Sie ist ein wichtiger Bestandteil des zukünftigen nationalen Energiesystems und bietet vielversprechende Anwendungsmöglichkeiten.
Im Gegensatz dazu zeichnen sich Pumpspeicherkraftwerke durch hohe technische Reife, große Kapazität, lange Lebensdauer, hohe Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit aus. Sie eignen sich für Szenarien mit hohem Bedarf an Spitzenlastabdeckung und werden auf einer höheren Spannungsebene an das Hauptnetz angeschlossen. Angesichts der Anforderungen an die Reduzierung von CO₂-Spitzenlasten und die CO₂-Neutralisierung sowie des bisher vergleichsweise geringen Entwicklungsstands wurde der standardisierte Bau von Pumpspeicherkraftwerken in China weiter beschleunigt, um die Entwicklung der Pumpspeichertechnologie zu beschleunigen und den Bedarf an rasch steigender installierter Kapazität zu decken. Der standardisierte Bau ist eine wichtige Maßnahme, um die verschiedenen Schwierigkeiten und Herausforderungen in der Hauptphase von Entwicklung, Bau und Produktion von Pumpspeicherkraftwerken zu bewältigen. Er trägt dazu bei, die Fertigung der Anlagen zu beschleunigen und die Qualität zu verbessern, die Sicherheit und Ordnung beim Infrastrukturbau zu fördern, die Effizienz von Produktion, Betrieb und Management zu steigern und ist eine wichtige Voraussetzung für die Entwicklung der Pumpspeichertechnologie hin zu einer schlankeren Infrastruktur.
Gleichzeitig wird die diversifizierte Entwicklung von Pumpspeicherkraftwerken zunehmend wertgeschätzt. Der mittel- und langfristige Plan sieht vor, den Ausbau kleiner und mittlerer Pumpspeicherkraftwerke zu stärken. Diese zeichnen sich durch reichhaltige Standortressourcen, flexible Anordnung, Nähe zum Lastzentrum und enge Integration mit dezentralen erneuerbaren Energien aus und stellen somit eine wichtige Ergänzung für die Pumpspeicherentwicklung dar. Zweitens soll die Entwicklung und Anwendung von Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerken erforscht werden. Der netzgekoppelte Verbrauch von großflächigen Offshore-Windparks erfordert entsprechende flexible Anpassungsressourcen. Laut der Bekanntmachung zur Veröffentlichung der Ergebnisse der Ressourcenerhebung für Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerke (GNXN [2017] Nr. 68) aus dem Jahr 2017 konzentrieren sich Chinas Meerwasser-Pumpspeicherressourcen hauptsächlich auf die Offshore- und Inselgebiete der fünf östlichen und drei südlichen Küstenprovinzen und bieten gute Entwicklungsperspektiven. Schließlich werden die installierte Kapazität und die Nutzungsdauer in Verbindung mit den Anforderungen an die Netzregulierung betrachtet. Angesichts des steigenden Anteils erneuerbarer Energien und deren Trend, zukünftig die Hauptenergiequelle zu werden, werden große und langfristige Energiespeicher unerlässlich. An geeigneten Standorten für Energiespeicheranlagen sollte daher eine Erhöhung der Speicherkapazität und eine Verlängerung der Nutzungszeiten in Betracht gezogen werden. Dabei dürfen Faktoren wie der Kostenindex der Speicherkapazität nicht als Einschränkungen dienen, und die Speicherkapazität muss stets den Systemanforderungen entsprechen.
Angesichts des akuten Mangels an flexiblen Energieressourcen im chinesischen Stromnetz bieten Pumpspeicherkraftwerke und andere neue Energiespeichertechnologien vielversprechende Entwicklungsperspektiven. Unter Berücksichtigung ihrer unterschiedlichen technischen Eigenschaften, verschiedener Netzzugangsszenarien, des tatsächlichen Bedarfs des regionalen Stromnetzes sowie der Rahmenbedingungen wie Sicherheit, Stabilität und der Nutzung sauberer Energie sollte eine optimale Kapazitäts- und Netzplanung in enger Abstimmung erfolgen.
Einfluss des Strompreismechanismus auf die Entwicklung von Pumpspeicherkraftwerken
Pumpspeicherkraftwerke dienen dem gesamten Energiesystem, einschließlich Stromversorgung, Stromnetz und Endverbrauchern, und alle Beteiligten profitieren davon auf nicht-wettbewerbliche und nicht-exklusive Weise. Aus wirtschaftlicher Sicht sind die von Pumpspeicherkraftwerken bereitgestellten Produkte öffentliche Güter des Energiesystems und erbringen öffentliche Dienstleistungen für dessen effizienten Betrieb.
Vor der Reform des Stromsystems erließ der Staat Richtlinien, die klarstellten, dass Pumpspeicherkraftwerke hauptsächlich der Stromversorgung dienen und vorwiegend von Netzbetreibern einheitlich oder gepachtet betrieben werden. Damals legte die Regierung einheitliche Netz- und Verkaufspreise für Strom fest. Die Haupteinnahmen der Netzbetreiber stammten aus der Differenz zwischen Ein- und Verkaufspreis. Die bestehende Richtlinie sah im Wesentlichen vor, dass die Kosten der Pumpspeicherkraftwerke aus der Differenz zwischen Ein- und Verkaufspreis gedeckt werden sollten, und vereinheitlichte die Baggerkanäle.
Nach der Reform der Stromübertragungs- und -verteilungspreise stellte die Bekanntmachung der Nationalen Entwicklungs- und Reformkommission zu Fragen der Verbesserung des Preisbildungsmechanismus für Pumpspeicherkraftwerke (FGJG [2014] Nr. 1763) klar, dass für Pumpspeicherkraftwerke ein zweiteiliger Strompreis gilt, der nach dem Prinzip der angemessenen Kosten zuzüglich zulässiger Einnahmen geprüft wurde. Die Kapazitätsgebühr und die Pumpverluste von Pumpspeicherkraftwerken werden als Anpassungsfaktor für den Stromabnahmepreis in die einheitliche Kostenrechnung des lokalen provinziellen (bzw. regionalen) Stromnetzes einbezogen, der Kostenweitergabeweg ist jedoch nicht geklärt. In der Folge erließ die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission 2016 und 2019 Dokumente, die festlegten, dass die entsprechenden Kosten von Pumpspeicherkraftwerken nicht in die zulässigen Einnahmen von Stromnetzbetreibern und nicht in die Übertragungs- und Verteilungspreiskosten einfließen. Dies verschärfte die Kostenweitergabe für Pumpspeicherkraftwerke zusätzlich. Darüber hinaus war der Entwicklungsumfang von Pumpspeicherkraftwerken während des Zeitraums des „13. Fünfjahresplans“ aufgrund eines unzureichenden Verständnisses der funktionalen Positionierung von Pumpspeicherkraftwerken zu dieser Zeit und der Fokussierung auf ein einzelnes Investitionsthema weit geringer als erwartet.
Angesichts dieses Dilemmas wurden im Mai 2021 die Stellungnahmen der Nationalen Entwicklungs- und Reformkommission zur weiteren Verbesserung des Preismechanismus für Pumpspeicherkraftwerke (FGJG [2021] Nr. 633) veröffentlicht. Diese Richtlinie definiert die Strompreispolitik für Pumpspeicherkraftwerke wissenschaftlich. Einerseits wurde, in Anbetracht der Tatsache, dass Pumpspeicherkraftwerke einen hohen öffentlichen Wert besitzen und ihre Kosten nicht über den Strompreis gedeckt werden können, die Betriebszeitpreismethode angewendet, um den Kapazitätspreis zu ermitteln und die Kosten über die Übertragungs- und Verteilungskosten zu decken. Andererseits wird, im Zuge der Reform des Strommarktes, der Spotmarkt für Strompreise erschlossen. Die Einführung dieser Richtlinie hat die Investitionsbereitschaft der Akteure deutlich gesteigert und eine solide Grundlage für die rasche Entwicklung der Pumpspeicherkraftwerke geschaffen. Statistiken zufolge hat die Kapazität der in Betrieb genommenen, im Bau befindlichen und in der Planungsphase befindlichen Pumpspeicherkraftwerke 130 Millionen Kilowatt erreicht. Wenn alle im Bau befindlichen und geförderten Projekte vor 2030 in Betrieb genommen werden, übertrifft dies die im mittel- und langfristigen Entwicklungsplan für Pumpspeicherkraftwerke (2021–2035) prognostizierten 120 Millionen Kilowatt Produktionskapazität bis 2030. Verglichen mit der traditionellen Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen sind die Grenzkosten der Stromerzeugung aus neuen Energien wie Wind- und Stromerzeugung nahezu null, die entsprechenden Systemkosten jedoch enorm und es fehlt ein Mechanismus für Verteilung und Übertragung. Daher benötigen Ressourcen mit hohem öffentlichen Wert wie Pumpspeicherkraftwerken im Zuge der Energiewende frühzeitig politische Unterstützung und Steuerung, um eine rasche Entwicklung der Branche zu gewährleisten. Angesichts des vergleichsweise geringen Entwicklungsstands der Pumpspeicherkraftwerke in China und des relativ kurzen Zeitraums bis zur Klimaneutralität hat die Einführung der neuen Strompreispolitik maßgeblich zur Förderung der Pumpspeicherindustrie beigetragen.
Die Umstellung der Energieversorgung von konventionellen fossilen Energieträgern auf fluktuierende erneuerbare Energien führt dazu, dass sich die Hauptkostenfaktoren für Strompreise von den Kosten fossiler Brennstoffe auf die Kosten erneuerbarer Energien und die flexible Regulierung des Ressourcenausbaus verlagern. Aufgrund der Komplexität und des langfristigen Charakters dieses Transformationsprozesses werden Chinas kohlebasiertes Stromerzeugungssystem und das auf erneuerbaren Energien basierende neue Stromsystem noch lange parallel existieren. Dies erfordert eine weitere Verschärfung der Klimaziele der Reduzierung von Emissionsspitzen und der Klimaneutralität. Zu Beginn der Energiewende sollte der Infrastrukturausbau, der maßgeblich zur Förderung der Energiewende beigetragen hat, sowohl politisch als auch marktorientiert gesteuert werden. Um den Einfluss und die Fehlausrichtung gewinnorientierter Interessen auf die Gesamtstrategie zu minimieren und die richtige Richtung für eine saubere und kohlenstoffarme Energiewende sicherzustellen, ist dies unerlässlich.
Mit der vollständigen Entwicklung erneuerbarer Energien und deren zunehmender Bedeutung als Hauptenergielieferant schreitet auch der Aufbau des chinesischen Strommarktes stetig voran und reift. Flexible Regelressourcen werden im neuen Stromsystem zur Hauptnachfrage, und das Angebot an Pumpspeicherkraftwerken und anderen Speichersystemen für neue Energien wird deutlich verbessert. Der Ausbau erneuerbarer Energien und flexibler Regelressourcen wird dann maßgeblich von Marktkräften bestimmt sein. Die Preisbildung für Pumpspeicherkraftwerke und andere wichtige Anlagen wird das Verhältnis von Angebot und Nachfrage am Markt widerspiegeln und somit die volle Wettbewerbsfähigkeit gewährleisten.
Den Effekt der Pumpspeicherkraftwerke auf die Reduzierung der Kohlenstoffemissionen richtig verstehen
Pumpspeicherkraftwerke bieten erhebliche Vorteile hinsichtlich Energieeinsparung und Emissionsreduzierung. Im traditionellen Stromnetz zeigt sich die Rolle von Pumpspeicherkraftwerken bei der Energieeinsparung und Emissionsreduzierung hauptsächlich in zwei Aspekten. Erstens ersetzen sie thermische Kraftwerke im System zur Spitzenlastregelung, indem sie Strom bei Spitzenlast erzeugen, die Anzahl der An- und Abschaltvorgänge thermischer Kraftwerksblöcke zur Spitzenlastregelung reduzieren und Wasser bei geringer Last pumpen. Dadurch wird der Drucklastbereich thermischer Kraftwerksblöcke verringert, was ebenfalls zur Energieeinsparung und Emissionsreduzierung beiträgt. Zweitens leisten Pumpspeicherkraftwerke einen Beitrag zur Sicherheit und Stabilität, beispielsweise durch Frequenz- und Phasenmodulation, Rotationsreserve und Notreserve. Sie erhöhen die Auslastung aller thermischen Kraftwerksblöcke im System, wenn diese als Notreserve eingesetzt werden. Dies reduziert den Kohleverbrauch thermischer Kraftwerksblöcke und trägt somit zur Energieeinsparung und Emissionsreduzierung bei.
Mit dem Aufbau eines neuen Stromnetzes zeigen Pumpspeicherkraftwerke im Vergleich zu den bisherigen Systemen neue Merkmale hinsichtlich Energieeinsparung und Emissionsreduzierung. Einerseits spielen sie eine wichtigere Rolle bei der Spitzenlastabdeckung und unterstützen so den Verbrauch von großflächigen Windkraftanlagen und anderen netzgekoppelten erneuerbaren Energien. Dies führt zu erheblichen Emissionsreduktionen im gesamten System. Andererseits gewährleisten sie eine sichere und stabile Unterstützung, beispielsweise durch Frequenz- und Phasenmodulation sowie Rotationsreserve. Dadurch können Probleme wie die instabile Einspeisung erneuerbarer Energien und die durch den hohen Anteil leistungselektronischer Geräte bedingte Trägheitsminderung im System bewältigt werden. Dies erhöht den Anteil erneuerbarer Energien im Stromnetz und reduziert somit die Emissionen aus dem Verbrauch fossiler Energieträger. Einflussfaktoren auf den Regelbedarf des Stromnetzes sind die Lastcharakteristika, der Anteil erneuerbarer Energien am Netzanschluss und die regionale externe Stromübertragung. Mit dem Aufbau eines neuen Stromnetzes wird der Einfluss des Netzanschlusses erneuerbarer Energien auf den Regelbedarf zunehmend den Einfluss der Lastcharakteristika übersteigen, wodurch die Rolle von Pumpspeicherkraftwerken bei der CO₂-Emissionsreduzierung in diesem Prozess an Bedeutung gewinnt.
China steht vor einer kurzen und anspruchsvollen Aufgabe, den Emissionshöchststand zu erreichen und Klimaneutralität zu erlangen. Die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission hat den Plan zur Verbesserung der dualen Kontrolle von Energieverbrauchsintensität und -gesamtmenge (FGHZ [2021] Nr. 1310) erlassen, um allen Landesteilen Emissionskontrollindikatoren zur angemessenen Steuerung des Energieverbrauchs zuzuweisen. Daher müssen alle Faktoren, die zur Emissionsreduzierung beitragen können, korrekt bewertet und entsprechend berücksichtigt werden. Derzeit werden die Vorteile von Pumpspeicherkraftwerken zur Reduzierung von Kohlenstoffemissionen jedoch noch nicht ausreichend gewürdigt. Erstens fehlt den zuständigen Stellen die institutionelle Grundlage, wie beispielsweise eine Kohlenstoffmethodik für das Energiemanagement von Pumpspeicherkraftwerken. Zweitens sind die Funktionsprinzipien von Pumpspeicherkraftwerken in anderen gesellschaftlichen Bereichen außerhalb der Energiewirtschaft noch nicht ausreichend verstanden. Dies führt dazu, dass die aktuelle Kohlenstoffemissionsbilanzierung einiger Pilotprojekte zum Emissionshandel für Pumpspeicherkraftwerke gemäß den Richtlinien für die Kohlenstoffemissionsbilanzierung und -berichterstattung von Unternehmen (Einheiten) erfolgt und die gesamte geförderte Elektrizität als Grundlage für die Emissionsberechnung herangezogen wird. Dadurch ist das Pumpspeicherkraftwerk zu einer „Schlüsselentladungseinheit“ geworden, was den normalen Betrieb des Pumpspeicherkraftwerks erheblich beeinträchtigt und in der Öffentlichkeit zu großen Missverständnissen führt.
Um langfristig die CO₂-Emissionsreduktionswirkung von Pumpspeicherkraftwerken korrekt zu verstehen und deren Energieverbrauchsmanagement zu optimieren, ist es notwendig, eine geeignete Methodik zu entwickeln. Diese muss die gesamten CO₂-Emissionsreduktionsvorteile von Pumpspeicherkraftwerken für das Stromsystem berücksichtigen, die Emissionsreduktionsvorteile quantifizieren und einen Ausgleich für die unzureichende interne Quote schaffen, der für externe CO₂-Markttransaktionen genutzt werden kann. Aufgrund des unklaren Starts des CCER-Programms und der 5%-Begrenzung der Emissionskompensation bestehen jedoch Unsicherheiten in der Methodikentwicklung. Angesichts der aktuellen Situation wird empfohlen, den Gesamtwirkungsgrad explizit als Hauptindikator für den Gesamtenergieverbrauch und die Energieeinsparungsziele von Pumpspeicherkraftwerken auf nationaler Ebene zu berücksichtigen, um die zukünftige Entwicklung von Pumpspeicherkraftwerken zu fördern.
Veröffentlichungsdatum: 29. November 2022
