China baut riesige Speicherbecken für überschüssige erneuerbare Energie

Die Speicherherausforderung einer Solar-Supermacht

Als Präsident Xi Jinping im Dezember 2020 ankündigte, China werde bis 2030 Wind- und Solarkapazitäten von 1.200 Gigawatt installieren, schien das Ziel ehrgeizig. Doch China erreichte diesen Meilenstein bereits im Juli 2024, sechs Jahre früher als geplant. Bis Ende 2025 war die kombinierte Wind- und Solarkapazität auf mehr als 1.840 Gigawatt gestiegen und machte damit 47,3 % der Stromerzeugungskapazität des Landes aus. Die Expansion zeigt keine Anzeichen einer Verlangsamung. Allein zwischen Januar und Mai 2025 kamen in China 198 Gigawatt Solar- und 46 Gigawatt Windkraft hinzu. Im Mai installierte das Land 93 Gigawatt Solarkapazität und 26 Gigawatt Windkraft. Diese Zuwächse könnten, je nach Bedingungen, so viel Strom erzeugen wie Polen, Schweden oder die Vereinigten Arabischen Emirate, stellte der Energieanalyst Lauri Myllyvirta fest.

Dieses explosive Wachstum hat ein unerwartetes Problem geschaffen. Erneuerbare Energie fällt an, wenn die Sonne scheint und der Wind weht, nicht unbedingt dann, wenn die Menschen Strom benötigen. 2025 meldeten Länder weltweit Rekordwerte bei der Abregelung, also dem Verwerfen von Energie, wenn Netze überschüssigen Strom nicht aufnehmen können. Brasilien ließ 20 % seiner Solarstromerzeugung ungenutzt, während Deutschland, Frankreich und die Niederlande zusammen die Erzeugung von 3,9 Terawattstunden erneuerbarer Energie drosselten. China steht nun vor der zentralen Herausforderung, Energie für den Zeitpunkt zu speichern, an dem sie gebraucht wird, statt lediglich noch mehr davon zu erzeugen.

Der Batteriespeichersektor wuchs 2025 gegenüber 2024 um 75 %, doch selbst diese rasche Expansion reicht nicht an den erforderlichen Umfang heran. Chemische Batterien eignen sich hervorragend zur kurzfristigen Frequenzregelung, stoßen bei einer Auslegung für mehrstündige Speicherung jedoch auf Probleme durch Alterung und Einschränkungen in der Lieferkette. Die Lösung liegt in einer alten Technologie, die nun in neuem Maßstab eingesetzt wird: Pumpspeicherkraftwerken. Diese Anlagen funktionieren wie riesige Batterien. Sie haben eine Betriebsdauer von 70 bis 100 Jahren, geringere Wartungskosten als chemische Alternativen und benötigen keine seltenen Erden.

So funktioniert Pumpspeicherung: Schwerkraft als Batterie

Die Funktionsweise von Pumpspeicherkraftwerken beruht auf grundlegender Physik. Tausende Tonnen Wasser lagern in einem höher gelegenen Oberbecken und speichern Energie als potenzielle Energie der Schwerkraft. Wird das Wasser abgelassen, strömt es durch Turbinen, die mit Generatoren verbunden sind, und wandelt diese potenzielle Energie zurück in Strom. Anders als herkömmliche Wasserkraftwerke, die auf Flusswasser angewiesen sind, verwenden Pumpspeichersysteme dasselbe Wasser immer wieder. So entsteht ein geschlossener Kreislauf, der unabhängig von saisonalen Niederschlägen betrieben werden kann.

Bei geringer Nachfrage oder hoher Erzeugung aus erneuerbaren Quellen nutzen diese Kraftwerke überschüssigen Strom, um Wasser aus einem Unterbecken in ein Oberbecken zu pumpen. Bei Nachfragespitzen fließt das Wasser durch Turbinen wieder nach unten und erzeugt Strom nach Bedarf. Dieses einfache, auf Schwerkraft beruhende Speichersystem stellt derzeit weltweit mehr als 90 % der gesamten Langzeitspeicherkapazität bereit.

Moderne Anlagen setzen zunehmend auf Motor-Generatoren mit variabler Drehzahl. Damit können Betreiber den Stromverbrauch im Pumpbetrieb anpassen, statt die Anlagen mit einer festen Leistung laufen zu lassen. Diese Flexibilität verbessert die Möglichkeiten zur Netzstabilisierung. Die Technologie eignet sich hervorragend dazu, große Mengen überschüssigen Stroms aufzunehmen und über Stunden oder sogar Tage wieder abzugeben. Damit ist sie ideal, um die schwankende Erzeugung aus Wind- und Solaranlagen auszugleichen. Lithium-Ionen-Batterien dominieren zwar den Markt für kurzfristige Speicherung, sind für eine Entladung über mehrere Stunden jedoch weiterhin teuer im Ausbau und altern bei häufigen Ladezyklen.

Chinas geografische Lage bietet natürliche Vorteile. Studien zufolge liegen 79 % des Pumpspeicherpotenzials des Landes im Nordwesten und Südwesten, wo das Gebirgsrelief natürliche Höhenunterschiede schafft, die sich für den Bau von Speicherseen eignen. Doch Ingenieure setzen inzwischen auch in flacheren Regionen innovative Lösungen um und zeigen, dass sich die Technologie mit ausreichend ingenieurtechnischer Kreativität an unterschiedliche Landschaften anpassen lässt.

Rekordprojekte verändern die Landschaft

China baut nicht einfach nur Pumpspeicherkraftwerke, sondern errichtet die größten und ambitioniertesten Anlagen, die je geplant wurden. Das im August 2024 fertiggestellte Pumpspeicherkraftwerk Fengning in der Provinz Hebei ist das größte seiner Art weltweit. Die von der State Grid Corporation of China betriebene Anlage verfügt über zwölf reversible Pump-Turbinen-Einheiten mit jeweils 300 Megawatt Leistung und einer installierten Gesamtleistung von 3,6 Gigawatt. Das Projekt, dessen Bau im Juni 2013 begann, übertraf den bisherigen Rekordhalter, das Kraftwerk Bath County in den Vereinigten Staaten, und bildet nun einen Eckpfeiler für die Stabilität des Stromnetzes in Nordchina. In der zweiten Ausbaustufe kommen moderne Generatoren mit variabler Drehzahl zum Einsatz. Sie leisten im Generatorbetrieb 330 MVA und im Pumpbetrieb 345 MVA und ermöglichen so eine präzise Anpassung an Frequenzschwankungen im Netz.

Während Fengning bei der Leistung den Spitzenplatz einnimmt, hält das Pumpspeicherkraftwerk Zhenjiang (Jurong) in der Provinz Jiangsu den Rekord für den höchsten Damm seiner Art. Die im Oktober 2025 in Betrieb genommene Anlage verfügt über einen 182,3 Meter hohen Damm des Oberbeckens, etwa so hoch wie ein Gebäude mit 60 Stockwerken und höher als die Freiheitsstatue. Diese ingenieurtechnische Leistung war besonders anspruchsvoll, weil die Provinz Jiangsu überwiegend flach ist. Die Ingenieure verwendeten Aushubmaterial vom Standort selbst für den Dammkörper und schufen so im Lunshan-Tal künstlich einen Höhenunterschied, den die Natur dort nicht vorgab.

Die Maschinen des Kraftwerks Jurong befinden sich in einer 800 Meter tiefen unterirdischen Kaverne. Sie umfasst sechs reversible Einheiten mit jeweils 225 Megawatt und einer Gesamtleistung von 1,35 Gigawatt. Das Oberbecken fasst 17,07 Millionen Kubikmeter Wasser. Das System verbraucht beim Pumpen jährlich rund 1,8 Milliarden Kilowattstunden und erzeugt beim Ablassen 1,35 Milliarden Kilowattstunden. Nach Angaben von Wang Chenhui, Direktor der Entwicklungsabteilung der Stromversorgungsgesellschaft State Grid Zhenjiang, stellt das Kraftwerk rund 2,7 Millionen Kilowatt bidirektionale Regelkapazität bereit und entlastet so das Stromnetz in Spitzenlastzeiten im industriellen Jangtse-Delta. Offiziellen Prognosen zufolge wird die Anlage jährlich rund 140.000 Tonnen Kohle einsparen und die Kohlendioxidemissionen um etwa 349.000 Tonnen senken. Sie wird Strom für rund 360.000 Haushalte liefern.

Im Vollbetrieb wird die Anlage rund 2,7 Millionen Kilowatt bidirektionale Regelkapazität bereitstellen und das Stromnetz in Spitzenlastzeiten entlasten.

Über eigenständige Speicheranlagen hinaus entwickelt China hybride Anlagen, die herkömmliche Wasserkraft mit Pumpspeicherung kombinieren. Das Projekt Lianghekou im Westen der Provinz Sichuan, auf 9.842 Fuß Höhe auf dem tibetischen Plateau errichtet, ist das größte Hybridsystem der Welt. Die Anlage verbindet ein herkömmliches Wasserkraftwerk mit 3.000 Megawatt mit einer Pumpspeicheranlage von 1.200 Megawatt zu einem Komplex mit insgesamt 4,2 Gigawatt. Das Projekt ist mit dem Wasserkraftwerk Yagen Level-1 verbunden, das als Unterbecken dient und so eine riesige Wasserbatterie bildet. Der Aushub für das unterirdische Kraftwerk, das 1.640 Fuß unter der Bergoberfläche liegt, ist abgeschlossen. Die Betonarbeiten am Unterbecken laufen inzwischen.

In der Provinz Anhui ist das Pumpspeicherkraftwerk Jixi seit 2021 als „Super-Strombank“ für Ostchina in Betrieb. Mit einer Leistung von 1,8 Millionen Kilowatt hat das Kraftwerk auf 106 Notfallanforderungen des Stromnetzes reagiert und dabei eine Erfolgsquote von 100 % beim Anfahren erreicht. Bis 2024 hatte es 2,479 Milliarden Kilowattstunden erzeugt, den jährlichen Kohleverbrauch um rund 216.000 Tonnen gesenkt und die Kohlendioxidemissionen um 475.000 Tonnen reduziert. 2024 erzielte die Anlage einen Produktionswert von 1,684 Milliarden Yuan. Damit trug sie wesentlich zur lokalen Wirtschaftsentwicklung bei und wurde zugleich weiterhin als nationales Vorzeigeprojekt für Boden- und Wasserschutz anerkannt.

Geografische Innovation: von den Bergen bis an die Küste

Traditionell konzentriert sich der Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken auf Gebirgsregionen, in denen natürliche Täler bereits geeignete Standorte für Ober- und Unterbecken bieten. In China entfallen 79 % des gesamten Energiespeicherpotenzials auf den Nordwesten und Südwesten des Landes; allein die Provinz Qinghai trägt 32 % zum Gesamtpotenzial bei. Diese Regionen bieten die steilen Höhenunterschiede, die für eine effiziente Stromerzeugung nötig sind. Studien mit Geoinformationssystemen und digitalen Geländemodellen haben 532 große bestehende Stauseen ermittelt, die sich durch zusätzliche Oberbecken für Pumpspeicherung nutzen ließen. Das theoretische Potenzial beträgt 9.671 Gigawattstunden. Das realisierbare Potenzial von 8.717 Gigawattstunden entspricht ungefähr dem 1,74-Fachen der derzeit geplanten und vorgehaltenen Pumpspeicherkapazität des Landes.

Der Energiebedarf konzentriert sich in China jedoch auf die östlichen Küstenprovinzen, wo flaches Gelände den Ausbau von Speichern bisher erschwerte. Der Erfolg des Projekts Jurong in Jiangsu zeigt, dass Pumpspeicherung im großen Maßstab auch in topografisch anspruchsvollen Gebieten möglich ist. Durch künstlich angelegte Höhenunterschiede und unterirdische Kraftwerke können Ingenieure Speicherinfrastruktur inzwischen nahe an großen Verbrauchszentren errichten, statt Strom über weite Strecken aus abgelegenen Gebirgen zu übertragen.

Mit Blick auf die Zukunft untersuchen Wissenschaftler Pumpspeicherung mit Meerwasser entlang Chinas ausgedehnter Küste. Dabei dient das Meer als Unterbecken. So entfällt der Bedarf an Süßwasser und die Konkurrenz um Wasser mit der Landwirtschaft oder der kommunalen Versorgung. Eine aktuelle Studie ermittelte rund 20.000 potenzielle Küstenstandorte mit einer gemeinsamen Speicherkapazität von 4.379 Gigawattstunden. Bei 87 Standorten liegen die Baukosten mit rund 949 Euro je Kilowatt nahe an denen herkömmlicher Süßwassersysteme. Das gilt insbesondere, wenn natürliche Küstensenken genutzt werden, die den Aushubaufwand verringern. Die Technologie könnte für die Einbindung von Offshore-Windparks in den Küstenprovinzen entscheidend sein und einen skalierbaren Rahmen für die abgestimmte Entwicklung von Speichern und erneuerbaren Energien bieten.

Bautempo und Qualitätskontrollen

Chinas Entwicklungstempo übertrifft das seiner weltweiten Wettbewerber deutlich. Im Mai 2023 betrieb das Land 50 Gigawatt Pumpspeicherkapazität, 30 % der weltweiten Gesamtleistung. Bis August 2025 stieg die installierte Kapazität auf 62,365 Gigawatt und übertraf damit vorzeitig das Ziel des 14. Fünfjahresplans. Derzeit befinden sich Anlagen mit 89 Gigawatt im Bau; Entwickler beantragen Genehmigungen für weitere 276 Gigawatt. China will bis 2035 eine Kapazität von 400 Gigawatt erreichen und Pumpspeicherkraftwerke damit zur Grundlage des nationalen Langzeitspeichersystems machen.

Die Beschleunigung beruht auf fortschrittlichen Ingenieurtechniken und industrialisierten Bauverfahren. Beim Projekt Pingjiang in der Provinz Hunan setzten Ingenieure eine Tunnelbohrmaschine mit variablem Durchmesser namens Tianyue ein, um einen 1.338 Meter langen Schrägschacht mit einer Neigung von 50 Grad auszuheben. Die weltweit erste Maschine ihrer Art passte ihren Aushubdurchmesser beim Aufwärtsbohren von 6,5 auf 8 Meter an. Ein hydraulisches Verriegelungssystem mit drei Greifern verhinderte dabei ein Abrutschen. Die Maschine ist 87 Meter lang und wiegt 900 Tonnen. Ihr Dreifachgreifersystem bildet eine „rutschfeste Dreiecksmatrix“, wie der Hersteller CRCHI es nennt. Die Maschine kann sich damit an den Schachtwänden verankern und sicher bergauf arbeiten. Dazu wechseln sich alle 1,5 Meter die mittleren und hinteren Greifer ab, um kontinuierlich Gegendruck aufrechtzuerhalten. Solche Innovationen ermöglichen kürzere Bauzeiten; einige Anlagen gehen bereits 18 Monate nach Baubeginn in Betrieb.

Das rasche Tempo hat jedoch auch Probleme bei der Qualitätskontrolle offengelegt. Ende 2025 geriet das Pumpspeicherprojekt Yongan in der Provinz Fujian in einen Skandal, nachdem Berichte über „schwerwiegende Qualitätsmängel“ beim Bau des Unterbeckens bekannt geworden waren. Die Nationale Energieverwaltung leitete Ermittlungen wegen Vorwürfen zu minderwertigen Materialien und unsachgemäßer Arbeit auf der Baustelle ein. Das Projekt ist ein Vorhaben von nationaler Priorität im Fünfjahresplan für den Zeitraum von 2021 bis 2025. Die Power Construction Corporation of China, die Muttergesellschaft der beauftragten Unternehmen, setzte eine Sonderermittlungsgruppe ein und versprach, die Probleme nach Maßgabe der Gesetze und Vorschriften zu beheben. Der Vorfall macht deutlich, wie der Wettlauf um den Ausbau der Speicherinfrastruktur in China zu Spannungen zwischen Bautempo und ingenieurtechnischer Sorgfalt führt.

Der globale Wettlauf um Langzeitspeicher

Chinas Ausbau ist Teil einer weltweiten Renaissance der Pumpspeicherung. Nach Angaben der International Hydropower Association planen Entwickler weltweit neue Pumpspeicherkapazitäten von 570 Gigawatt. Rund 40 % dieser Projekte entfallen auf China. Eddie Rich, Geschäftsführer der IHA, betont, dass die Rekordwerte bei der Abregelung erneuerbarer Energien ein Warnsignal seien: Die Erzeugungskapazitäten müssten mit Speicherinfrastruktur Schritt halten.

Die Rekordwerte bei der Abregelung, die wir 2025 gesehen haben, sind ein deutliches Warnsignal. Weltweit werden erneuerbare Erzeugungskapazitäten rasch ausgebaut. Nun muss die dafür nötige Infrastruktur, mit der sich diese Energie nutzen oder speichern lässt, ebenso schnell entstehen.

Rich fügte hinzu: „Wenn wir es mit Energiesicherheit, Energieunabhängigkeit und Widerstandsfähigkeit ernst meinen, müssen Pumpspeicherkraftwerke als Rückgrat behandelt werden und dürfen nicht erst nachträglich berücksichtigt werden.“

Andere Länder kommen aufgrund regulatorischer und behördlicher Hürden langsamer voran. In Europa erhielt das deutsche Projekt Riedl mit 300 Megawatt nach mehr als einem Jahrzehnt der Planung die Genehmigung. Österreichs Anlage Limberg III ging im September 2025 nach vier Jahren intensiver unterirdischer Bauarbeiten in Betrieb. In den Vereinigten Staaten befinden sich mehr als 90 Projekte in der Entwicklung, darunter die Anlage Goldendale im Bundesstaat Washington mit 1.200 Megawatt. Da die Genehmigungsverfahren auf Gesetzen aus den 1980er-Jahren beruhen, wird die Mehrheit dieser Projekte jedoch mindestens ein Jahrzehnt lang nicht in Betrieb gehen.

Das Vereinigte Königreich plant bis Mitte der 2030er-Jahre den Bau von Pumpspeicherkapazitäten in Höhe von 10 Gigawatt, darunter das Projekt Earba mit 1.800 Megawatt in den schottischen Highlands. Die Anlagen sollen überschüssigen Windstrom aufnehmen und teure Gaskraftwerke zur Deckung von Spitzenlasten ersetzen. Im Nahen Osten hat die Dubai Electricity and Water Authority den Probebetrieb der Anlage Hatta mit 250 Megawatt aufgenommen, dem ersten Kraftwerk dieser Art in der Golfregion. Das Oberbecken fasst 5,3 Millionen Kubikmeter Wasser, das Kraftwerk liegt 60 Meter unter der Erde. Die Anlage unterstützt Dubais Strategie für Netto-Null-CO₂-Emissionen bis 2050.

Indien verfolgt groß angelegte Projekte, um seinen rasch wachsenden Solar- und Windpark zu ergänzen. Das Projekt Gandikota mit 1.800 Megawatt im Bundesstaat Andhra Pradesh wird reversible Pump-Turbinen von Andritz nutzen. Der Komplex Pinnapuram von Greenko verbindet 1.000 Megawatt Solarenergie, 550 Megawatt Windkraft und 1.200 Megawatt geschlossene Pumpspeicherung und ist damit Indiens erste Anlage, die erneuerbare Energien und Speicher an einem Standort kombiniert. In Australien umfasst die Projektpipeline Snowy 2.0, das durch Tunnel zwischen Speicherseen 2.000 Megawatt zusätzliche Leistung bereitstellen soll, sowie das Projekt Kidston in Queensland, bei dem eine ehemalige Goldmine zu einer Speicheranlage mit 250 Megawatt umgebaut wird.

Pablo Valverde, stellvertretender Geschäftsführer der International Hydropower Association, würdigte Chinas Fortschritte.

Es ist inspirierend zu sehen, wie die älteste erneuerbare Energiequelle immer neue Rekorde aufstellt, neue Technologien fördert und neue Lösungen hervorbringt. Die Wasserkraftbranche ist ständig innovativ. Wir freuen uns darauf, eine internationale Delegation nach China zu bringen, um mehr über die neuesten Entwicklungen dort zu erfahren.

Die wichtigsten Punkte

• China übertraf seine Ziele für Wind- und Solarkraft für 2030 sechs Jahre früher als geplant. Bis Ende 2025 erreichte das Land 1.840 Gigawatt. Dadurch entstand dringender Bedarf an Energiespeichern, um Schwankungen und Abregelungen auszugleichen.
• Pumpspeicherkraftwerke nutzen überschüssigen Strom, um Wasser für die spätere Stromerzeugung durch Turbinen bergauf zu pumpen. Sie stellen mehr als 90 % der weltweiten Langzeitspeicherkapazität bereit und haben eine Betriebsdauer von 70 bis 100 Jahren.
• Das Kraftwerk Fengning mit 3,6 Gigawatt in der Provinz Hebei ist das größte Pumpspeicherkraftwerk der Welt. Das Kraftwerk Jurong in Jiangsu hat mit 182,3 Metern den höchsten Damm. Es beweist, dass die Technologie auch in flachem Gelände funktioniert.
• China betreibt Pumpspeicherkapazitäten von 62 Gigawatt; weitere 89 Gigawatt befinden sich im Bau. Bis 2035 soll die Kapazität 400 Gigawatt erreichen, um die Einbindung erneuerbarer Energien zu unterstützen.
• Ingenieure passen die Technologie an unterschiedliche geografische Gegebenheiten an, etwa mit experimentellen Meerwassersystemen in Küstensenken und Hybridkraftwerken, die herkömmliche Wasserkraft mit Speichern kombinieren.
• Bei einigen Projekten gibt es Bedenken hinsichtlich der Qualitätskontrolle. Dazu zählt die Anlage Yongan in Fujian, bei der Ermittlungen wegen mutmaßlicher Baumängel eingeleitet wurden. Der Fall macht die Risiken eines raschen Ausbaus deutlich.
• Entwickler weltweit planen neue Pumpspeicherkapazitäten von 570 Gigawatt. China baut schneller als westliche Staaten, unter anderem wegen vereinfachter Genehmigungsverfahren. Andere Länder stehen vor Genehmigungsprozessen, die sich über ein Jahrzehnt hinziehen können.