Verbund stellt Großprojekt vor: Fallhöhe, Unterbecken und Netzzugang sind „ideale Voraussetzungen“. Zuvor gilt es noch einer UVP standzuhalten. Baustart vermutlich nicht vor 2030.

Im Juli des Vorjahres berichtete der „Ennstaler“ erstmals von den Plänen des Verbunds, ein Pumpspeicherkraftwerk oberhalb des Salza-Stausees zu errichten. Diese Woche stellte der Energieversorger das Projekt der Bevölkerung vor. Jeweils rund 200 Interessierte besuchten die Informationsveranstaltungen in Bad Mitterndorf und St. Martin. An verschiedenen Stationen erklärten Mitarbeiter des Verbunds die grundsätzliche Funktion und den Zweck solcher Anlagen sowie die einzelnen Projektschritte und Pläne oberhalb des bestehenden Salza-Stausees. „Wir befinden uns noch in einer sehr frühen Phase, dennoch war es uns wichtig, die Bevölkerung transparent zu informieren“, sagt Pressesprecher Robert Zechner.

Effiziente Voraussetzungen
Die Funktionsweise eines Pumpspeicherkraftwerks ist einfach erklärt. Befindet sich überschüssiger Strom im Netz, wird damit Wasser in einen höher gelegenen Speicherteich gepumpt. Wird hingegen Energie benötigt, nimmt das Wasser seinen entgegengesetzten Lauf und treibt eine Turbine an – die Energie kann wieder in Elektrizität umgewandelt werden. Die Voraussetzungen in St. Martin dafür sind aus Sicht des Energieversorgers optimal.

Als Unterbecken dient der bereits vorhandene Stausee, dessen Fassungsvermögen 10 Millionen Kubikmeter beträgt. Rund ein Viertel davon soll in Zukunft das noch zu errichtende Oberbecken am Bergereck fassen. Das wird eine Schwankung des Wasserpegels im Salzastausee von rund 1,5 Metern zur Folge haben.

Unterirdische Verbindung
Verbunden sind die beiden Becken über einen Fallschacht und ein Druckrohr. Dazwischen befindet sich eine Kraftstation mit zwei Pumpturbinen. Fallschacht, Druckrohr und Kraftstation befinden sich untertags im Berg. Aufgrund der topografischen Gegebenheiten schafft man eine Fallhöhe von rund 900 Meter auf kurzer Distanz. Die letzte Grundvoraussetzung für einen Speicher ist die nahegelegene Netzinfrastruktur. Einspeisen und überschüssigen Strom vom Netz nehmen könnte man über die 220-kV-Ennstalleitung. „Der Verbund hat schon vor 15 Jahren Pläne gewälzt, doch damals war das Kabel der Ennstalleitung noch zu schwach. Mit der Generalsanierung ergeben sich nun neue Möglichkeiten“, sagt Projektleiter Markus Larcher.

Baustein für stabile erneuerbare Energie
In der Steiermark gibt es noch kein einziges Pumpspeicherkraftwerk, dabei wären sie insbesondere im Ausbau der erneuerbaren Energie ein wesentlicher Baustein. Wind- und Sonnenkraft sind volatil. Das heißt, sie produzieren Strom nur bei passendem Wetter. Da das Stromnetz ein ständiges Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch erfordert, gleichen diese Speicher die wetterbedingten Schwankungen aus. Ohne sie muss wertvolle Energie bei Windspitzen ungenutzt bleiben (Abregelung), während bei Flaute oft auf fossile Gaskraftwerke zurückgegriffen werden muss, um die Lastspitzen schnell abzudecken.

Ambivalente Reaktionen
Nun müssen noch Zufahrtsvarianten ausgelotet und entsprechende Vereinbarungen mit Grundbesitzern geschlossen werden. Das Bergereck, wo der Oberteich entstehen soll, befindet sich im Besitz der Österreichischen Bundesforste. Beim Aushub für das Becken werden rund 800.000 Kubikmeter Material anfallen. Davon müsse man aber nichts ins Tal transportieren, erklärt Markus Larcher, denn es könne gleich am Berg für den Damm verwendet werden. Die Wasseroberfläche des Oberbeckens wird eine Größe von 10 bis 15 Hektar betragen. Die Reaktionen in der Bevölkerung fallen ambivalent aus. Während es einerseits das Bekenntnis zur erneuerbaren Energie gibt, schwingt andererseits die Beeinträchtigung eines unberührten Naturraums mit.

Baubeginn nicht vor 2030
Im Sommer werden Bodenproben folgen, die Aufschluss über die Beschaffenheit und Geologie geben. Zusätzlich werden Daten gesammelt und die Einreichunterlagen für eine Umweltverträglichkeitsprüfung aufbereitet. Sollte es zu einer positiven Entscheidung kommen, schätzt der Verbund mit einer Bauzeit von rund fünf Jahren. Man rechnet aber nicht damit, vor 2030 beginnen zu können. Die Dimension ist mit dem jüngst in Betrieb genommenen Pumpspeicherkraftwerk in Kaprun, Limberg III, vergleichbar. Dort lagen die Investitionskosten für 480 MW Leistung bei rund 600 Millionen Euro.