Neben dem üblichen Tag-Nacht-Zyklus der Photovoltaik unterliegen auch Windkraftanlagen starken Schwankungen – eine auf 100 MW angelegte Anlage kann im Jahr durchschnittlich 40-50 MW an Leistung bringen, jedoch ist diese Durchschnittsleistung eben auf Leistungsspitzen und -täler verteilt.
Auf der anderen Seite steht ein Energiehunger, dessen Zyklen anderweitig getaktet sind: Abgesehen von der zusätzlichen Einspeisung in Stadtgasnetze benötigt fast jede Anwendung eine bestimmte Menge in bestimmter Zeit – soweit die lapidare Realität.
Die große Aufgabe unserer Zeit lässt sich so beschreiben: Wind und Sonne sind nicht ständig und gleichmäßig verfügbar. Wenn wir ihre Energie nutzen wollen, um täglich Autos und Busse zu betanken, Stahl zu produzieren und Häuser zu heizen, dann muss zwischen der Erzeugung und dem Verbrauch ein Ausgleich der Schwankungen stattfinden.
Irgendwo zwischen Erzeugung und Energielieferung müssen die volatilen Erzeugungsprofile der Erneuerbaren also “ausgeglichen” werden.
Verschiedenste Modelle und Technologien konkurrieren:
Vom Klassiker der Pumpspeicherkraftwerke über Luftverflüssigung, mechanische Verfahren wie Schwungräder, Wärmespeicher, z.B. mit flüssigem Salz, bis hin zu diversen Batterietechnologien – und eben Wasserstoff. Dem grünen Wasserstoff werden dabei aufgrund der Speicherbarkeit, Anwendung und des berechneten Preises je KW und KWh für Leistungsabgabe und Kapazität gute Chancen eingeräumt.
Aber bei der konkreten Planung von Wasserstoffprojekten wird klar, zu welchem Preis. Dabei muss aber beachtet werden, dass Wasserstoff nicht nur als Speicher dient, sondern durch den Energietransport erlaubt, die verschiedenen Sektoren Industrie, Mobilität und Wärme miteinander zu koppeln.
Welche Technologie auch immer eingesetzt wird, um “die Spitzen abzufedern” – es wird nur zum Preis einer “gelegentlichen Nutzung” gehen – eben dann, wenn Produktionsspitzen an erneuerbarem Strom anfallen. Dies bedeutet aber zweierlei:
1. Die Anlagen sind von ihrer Auslastung her an das Verhältnis von Spitzen und Tälern gekoppelt. Bei einem Windpark mit 100 MW Peak und 40 MW Durchschnittsleistung pro Jahr ergibt sich auch eine Auslastung einer direkt angeschlossenen Elektrolyse von lediglich 40% – was die Kapitalkosten deutlich erhöht.
2. Außerdem muss die Gesamtanlage mit Pufferspeichern so dimensioniert werden, dass die Anforderungen der Abnehmer erfüllbar sind. Wenn eine Kommune ihre gesamte Busflotte auf Brennstoffzellenbusse umstellen will, dann muss eine Betankung an jedem Tag im Jahr möglich sein – eine in der Industrie übliche Liefertreue für Gas in Höhe von 99,5% reicht bei 365 Tagen nicht aus, denn dann stünden 1,8 Tage die Busse unbetankt herum.
Aus beiden Punkten folgt, dass die Dimensionierung von Elektrolysekapazität und Zwischenspeichergröße eine wesentliche Aufgabe bei der Modellierung der neuen Wasserstoffanlagen darstellt. Der saure Apfel der mangelnden Auslastung durch schwankende Erneuerbare könnte gegebenenfalls übergangsweise auch durch “konventionellen” Netzstrom ersetzt werden, um die hohen Investitionen zumindest zu Beginn mit einer hohen Auslastung wieder einzuspielen.
Im zweiten Fall sind gegebenenfalls Rückfallszenarien mit dem Einsatz von grauem Wasserstoff oder Alternativprozesse zu erwägen – eine genaue Betrachtung der Lieferanforderungen der Abnehmer und eine Abstimmung der Gesamtanlage, um diesen zu entsprechen, ist jedenfalls unausweichlich – sonst stehen die Busse, obwohl der Wind weht.