Kentucky Utilities prüft ein Pumpspeicherprojekt im Wert von 1,3 Milliarden US-Dollar, während die Stromnachfrage steigt

Eine etablierte Speichertechnologie rückt wieder in den Fokus

Zwei Versorgungsunternehmen in Kentucky prüfen ein vorgeschlagenes 266-MW-Pumpspeicherprojekt im Südosten des Bundesstaates, ein Zeichen dafür, dass die steigende Stromnachfrage das Interesse an einer der ältesten großtechnischen Speichertechnologien des Netzes wiederbelebt.

Louisville Gas and Electric und Kentucky Utilities, beide PPL-Unternehmen, bewerten das Lewis Ridge-Projekt von Rye Development, eine geplante geschlossene Pumpspeicheranlage im Wert von 1,3 Milliarden US-Dollar in der Nähe von Blackmont, Kentucky. Rye erhielt 2022 eine vorläufige Genehmigung der Federal Energy Regulatory Commission und reichte im Juni einen Lizenzantrag ein, so der zugrunde liegende Bericht.

Das Projekt wäre laut John Crockett III, Präsident von LG&E und KU, das erste seiner Art in Kentucky. Er beschrieb es als Möglichkeit, zusätzliche flexible und nachhaltige Erzeugungsressourcen zu erschließen. Pumpspeicher funktionieren, indem Wasser zwischen zwei Becken bewegt wird. Wenn Strom billig oder reichlich vorhanden ist, wird Wasser nach oben gepumpt. Wenn das Netz Strom braucht, fließt das Wasser durch Turbinen wieder nach unten und erzeugt Elektrizität.

Das Nachfragewachstum verändert die Speicherdebatte

Das erneute Interesse wird durch eine vertraute, aber zunehmend intensive Kombination von Faktoren getrieben: Rechenzentren, KI-Computing, industrieller Ausbau und wachsender Fertigungsbedarf. Paul Jacob, CEO von Rye Development, sagte gegenüber Utility Dive, das Unternehmen sehe einen großen Markt für Speicher aller Art, wobei Pumpspeicher eine zentrale Rolle spielten.

Dieser Nachfrageschub ist wichtig, weil Pumpspeicher kapitalintensiv und langsam zu entwickeln sind. Es handelt sich nicht um ein Kurzzyklus-Batterieprojekt, das sich schnell errichten und ans Netz anschließen lässt. Es kann jedoch große, langfristige Flexibilität bieten, die an Wert gewinnt, wenn das Stromsystem variable erneuerbare Erzeugung hinzufügt und schärfere Lastspitzen bewältigen muss.

Auch die strategische Neuausrichtung von Rye spiegelt diese breitere Marktbewegung wider. Das Unternehmen konzentrierte sich zunächst auf zusätzliche Erzeugung an nicht mit Kraftwerken ausgerüsteten Staudämmen, typischerweise im Bereich von 5 MW bis 10 MW. Vor etwa vier Jahren schwenkte Rye auf Pumpspeicher um und hat inzwischen zu jedem Zeitpunkt sieben bis acht Projekte in Entwicklung.

Die Wirtschaftlichkeit bleibt schwierig

Der Vorschlag für Lewis Ridge zeigt auch, warum Pumpspeicher in den USA schwer zu bauen sind. Mit Kosten von etwa 4,9 Millionen US-Dollar pro MW ist das Kostenprofil des Projekts anspruchsvoll. Der Bericht weist darauf hin, dass das Vorhaben ohne einen großen Stromkunden, etwa einen Data-Center-Hyperscaler, der sich an der Finanzierung beteiligt, kaum tragfähig erscheint.

Dieser Punkt ist zentral im heutigen Strommarkt. Betreiber von KI- und Cloud-Infrastruktur prägen die Ressourcenplanung von Versorgern zunehmend, weil ihr Lastwachstum groß, konzentriert und schnell sein kann. Ein von einem Hyperscaler gestütztes Speicherprojekt könnte einem Versorger mehr Sicherheit geben, ein teures, langlebiges Asset zu unterstützen, und dem Kunden gleichzeitig helfen, verlässlichere Energie zu sichern.

Wenn LG&E und KU das Projekt gemeinsam mit Rye weiterverfolgen, würde Kentucky Utilities auf Basis einer im August bei der Kentucky Public Service Commission eingereichten Unterlage einen Anteil von 63 % halten, während Louisville Gas and Electric 37 % besitzen würde. Die Versorger erklärten, sie würden die Aufteilung aktualisieren, falls sie die Zustimmung der Aufsichtsbehörden beantragen, unter Berücksichtigung ihrer Lasten und Ressourcenpläne.

Warum Pumpspeicher weiterhin wichtig sind

Batteriespeicher wachsen zwar schnell, doch Pumpspeicher bleiben für bestimmte Netzanforderungen attraktiv, weil sie große Energiemengen speichern und über längere Zeiträume abgeben können. Sie können tägliche Nachfrageschwankungen ausgleichen, die Zuverlässigkeit stützen und eine Form abrufbarer Leistung bieten, die nicht an Brennstofflieferungen gebunden ist.

Die USA haben seit Jahrzehnten keine Pumpspeicheranlage im Versorgungsmaßstab mehr gebaut, was die Untersuchung in Kentucky schon vor einer endgültigen Investitionsentscheidung bemerkenswert macht. Das Projekt befindet sich weiterhin in der Prüf- und Genehmigungsphase, und die Kosten bleiben ein großes Hindernis. Doch die Tatsache, dass die Versorger es ernsthaft prüfen, zeigt, wie stark sich der Nachfrageausblick verändert hat.

Für Kentucky könnte das Projekt den Ressourcenmix diversifizieren und dem regionalen Netz ein großes flexibles Asset hinzufügen. Für den Energiesektor insgesamt ist Lewis Ridge ein weiteres Beispiel dafür, wie KI-getriebenes Lastwachstum verändert, welche Technologien als tragfähig erscheinen. Werkzeuge, die einst als zu teuer oder zu langsam galten, könnten eine zweite Chance bekommen, wenn sie ein Zuverlässigkeitsproblem lösen, das Batterien, Gaskraftwerke oder Netzausbauten allein nicht bewältigen können.

Dieser Artikel basiert auf einer Berichterstattung von Utility Dive. Den Originalartikel lesen.